Desarrollo de un programa de seguimiento para la ...

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Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2001

Desarrollo de un programa de seguimiento para la optimización Desarrollo de un programa de seguimiento para la optimización

del monitoreo de las variables eléctricas en las instalaciones de del monitoreo de las variables eléctricas en las instalaciones de

una empresa aeronáutica una empresa aeronáutica

Juan Carlos Mancera Moreno Universidad de La Salle, Bogotá

Ilse Janneth González Zorro Universidad de La Salle, Bogotá

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Citación recomendada Citación recomendada Mancera Moreno, J. C., & González Zorro, I. J. (2001). Desarrollo de un programa de seguimiento para la optimización del monitoreo de las variables eléctricas en las instalaciones de una empresa aeronáutica. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/413

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DESARROLLO DE UN PROGRAMA DE SEGUIMIENTO PARA LA

OPTIMIZACION DEL MONITOREO DE LAS VARIABLES ELECTRICAS EN

LAS INSTALACIONES DE UNA EMPRESA AERONAUTICA

JUAN CARLOS MANCERA MORENO

ILSE JANNETH GONZALEZ ZORRO

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA

BOGOTA D.C.

2001

DESARROLLO DE UN PROGRAMA DE SEGUIMIENTO PARA LA

OPTIMIZACION DEL MONITOREO DE LAS VARIABLES ELECTRICAS EN

LAS INSTALACIONES DE UNA EMPRESA AERONAUTICA

JUAN CARLOS MANCERA MORENO

ILSE JANNETH GONZALEZ ZORRO

Trabajo de grado presentado para optar el título de

Ingeniero Electricista

Director

LUIS HERNANDO CORREA

Ingeniero Electricista

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA

BOGOTA D.C.

2001

Nota de aceptación

___________________________________

___________________________________

___________________________________

___________________________________

Director: Luis Hernando Correa Salazar

___________________________________

Jurado: Rafael Francisco Moreno Vela

___________________________________

Jurado: Gustavo Adolfo Arciniegas Rojas

Bogotá D.C., Agosto de 2001

Dedico este trabajo a Dios y a mis padres

Carlos Alberto y Clara Ines, por su apoyo

incondicional y haber hecho de mi una

persona honesta y buena, dejándome una

gran herencia de por vida como lo es mi

educación, a mis hermanos Rodrigo y

Adriana, por su respaldo y compañía, y a

todos aquellos que de alguna manera fueron

la base para la realización de este importante

trabajo.

Doy gracias a Dios por darme existencia y

permitirme culminar mis estudios, de igual

manera a mis padres Walter Luis y mi

incomparable madre María por apoyarme y

colaborarme incondicionalmente. Al igual

que a mis hermanos Sandra, Jose Luis y

Katherine por su respaldo y comprensión.

Dedico este trabajo especialmente a mi

hermosa Nashell por entender mi esfuerzo y

ser la razón de mi vida.

AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan sus agradecimientos a:

Luis Hernando Correa. Ingeniero Eléctrico, catedrático Universidad de La Salle y

director de este trabajo de grado, por su tiempo dedicación y orientación a lo largo de la

realización de este proyecto.

Carlos U. Barragán M. Ingeniero Eléctrico, jefe División de Energía y Sistemas

Electromecánicos, Aeronáutica Civil, por su apoyo logístico durante las actividades

realizadas en las instalaciones de la Aeronáutica Civil.

Martín Horacio Garrido M. Secretario Académico Facultad de Ingeniería Eléctrica

Universidad De La Salle, por su amistad, apoyo y voz de aliento en los momentos de

dificultad.

Francisco Torres. Ingeniero Eléctrico, Aeronáutica Civil, por su confianza y respaldo

incondicional.

Daniel Patiño y personal técnico del grupo SIER. Por su incansable ayuda y oportuna

información acerca de la operación y funcionamiento del sistema eléctrico de la

Aeronáutica Civil, además de su amistad incondicional.

Elver A Mancera. Ingeniero Eléctrico, SCHNEIDER ELECTRIC, por habernos brindado

su conocimiento y experiencia, con todo lo relacionado a los equipos de monitoreo

POWERLOGIC.

Jorge Manrique. Ingeniero Eléctrico, GENELEC LTDA, por sus acertados aportes y

conocimientos en el área de calidad de potencia eléctrica.

Ni la Universidad, ni el asesor, ni el jurado calificador,

son responsables de las ideas expuestas por los graduandos.

RESUMEN

El objetivo principal de este proyecto de grado es el desarrollo de un programa deoptimización del manejo del sistema eléctrico de las instalaciones de la Aeronáutica Civilregional Bogotá, apoyados en el uso adecuado de los equipos de monitoreoPOWERLOGIC, tomados como ejemplo de una instalación aeronáutica.

Se presentan descripciones, diagnósticos y planos tanto de las principales subestaciones deenergía, así como también del sistema de monitoreo y control, para establecer su estadoreal.

Además, se dan los resultados del monitoreo realizado a las variables eléctricas: tensión,corriente, factor de potencia, distorsión armónica y consumos de potencia, así comoalgunas alteraciones en la calidad de la potencia eléctrica por caídas temporales de tensión,Sags y los aumentos de tensión Swells. De la misma forma se hizo seguimiento a la pérdidatotal de tensión denominada Interrupción, en los puntos más relevantes del sistemaeléctrico, como son: la acometida principal, (34.5 kV), y los principales circuitos ramalesdel sistema eléctrico de la Entidad, conformados por las subestaciones de energía CNA,ELDORADO, A y B, a un nivel de tensión de 11.4 kV.

Una de las principales conclusiones, es que, en el punto de acople común (PCC), la calidaddel servicio prestada por la empresa distribuidora de energía, es aceptable, dado que en estepunto, los niveles de distorsión armónica, tanto en tensión como en corriente, se encuentranpor debajo de los límites establecidos por la norma IEEE 519/1992, así como presentar unfactor de potencia superior a 0.9, exigido por las últimas reglamentaciones de calidad deenergía (CREG 108 1997).

Finalmente se propuso un programa de gestión, con base en los equipos existentes quebusca el monitoreo de la totalidad del sistema eléctrico, incluyendo: las variables amonitorear, tiempos de muestreo, alarmas a programar, personal necesario, especificandosus funciones y jerarquías.

Este trabajo de grado además ha sido un punto de partida para aprovechar el equipo demonitoreo POWERLOGIC adquirido recientemente por la Universidad y así promoverestudios de calidad de potencia en la industria colombiana.

INTRODUCCIÓN

Basados en la necesidad de optimizar la calidad de la energía en las instalaciones eléctricas

de la Aeronáutica Civil, se adquirieron los equipos de monitoreo POWERLOGIC,

asociados a su software SMS-3000; para supervisar y monitorear de manera remota o local

el comportamiento del sistema eléctrico en general. Sumado a esta necesidad, la entidad al

prestar el suministro de energía eléctrica a las empresas que funcionan dentro del

Aeropuerto ELDORADO, está sujeta a revisar el pago de estos usuarios con respecto a la

tarifa que la empresa distribuidora local de energía impone por el consumo total de energía

que todos estos usuarios le representan. Además debe cumplir con los estándares de

calidad de potencia exigidos por las reglamentaciones actuales.

En las instalaciones eléctricas se han presentado problemas tales como: sobrecarga de

equipos, disparo de protecciones, errores en las lecturas de algunos monitores

POWERLOGIC y fallas para enganchar circuitos automáticamente entre otros, los cuales

deben ser estudiados con mayor detenimiento para presentar correctivos lo antes posible.

Es importante destacar que el sistema eléctrico de la Aeronáutica Civil requiere el mayor

cuidado y observación debido a que maneja cargas críticas, relacionadas con la operación

aérea comercial de nuestro país.

Por tal motivo, en este trabajo de grado se realiza un estudio de calidad de potencia en las

principales subestaciones de energía, teniendo en cuenta las normas y regulaciones

vigentes, como también los criterios de ingeniería requeridos para establecer conclusiones y

recomendaciones pertinentes, para que la Entidad conozca las virtudes y deficiencias de su

sistema eléctrico, y establezca una pauta para extender estos estudios a sus instalaciones

eléctricas en general.

Para lograr los objetivos propuestos, se realizó inicialmente el levantamiento eléctrico de

las principales subestaciones de energía: 34.5 kV, CNA, ELDORADO, A y B. Para

conocer el estado actual de estas instalaciones y hacer un diagnóstico de las mismas,

seguidamente se realizó la medición y evaluación a las variables eléctricas tensión,

corriente, factor de potencia, distorsiones armónicas y consumos de potencia, con la ayuda

de equipos de monitoreo antes mencionados. Las mediciones se realizaron en un periodo

de tiempo de dos semanas, con una rata de muestreo de 10 minutos.

El programa de gestión se desarrolló teniendo en cuenta las necesidades de la entidad de

manejar eficientemente el sistema de monitoreo y evaluar las capacidades del personal

encargado de la operación y mantenimiento de las instalaciones. Se realizaron encuestas en

algunos centros educativos para la elaboración de presupuestos relacionados con la

capacitación del personal; así mismo se cotizaron, equipos de oficina y servicios de

mantenimiento para la ejecución del programa.

Como resultado de esto, se espera que la Entidad seleccione un grupo de trabajo, capaz de

continuar con la labor de captura y análisis de datos y mantener el sistema al margen de

cualquier irregularidad o falla eléctrica que pueda presentarse, permitiendo el máximo

aprovechamiento del sistema de monitoreo.

El estudio realizado a las variables eléctricas mencionadas anteriormente solo se llevó a

cabo en los alimentadores principales (Media tensión 34.5/11.4 kV), generando un

diagnóstico preventivo y correctivo sobre el sistema eléctrico, incluyendo la producción de

los documentos que contienen el programa para la gestión del monitoreo y el manual de

procedimiento para la optimización del mismo. La implantación del programa de gestión no

se incluye en las actividades de este trabajo.

CONTENIDO

Pág

INTRODUCCION 23

1. DESCRIPCIÓN Y DIAGNÓSTICO DE LAS INSTALACIONESELÉCTRICAS

25

1.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LAAERONÁUTICA CIVIL

25

1.2 DIAGNÓSTICO SOBRE EL ESTADO ACTUAL DE LASINSTALACIONES ELÉCTRICAS

27

1.2.1 Sistema de monitoreo 27

1.2.2 Sistema eléctrico 29

2. EQUIPOS DE MONITOREO Y SUPERVISIÓN 31

2.1 GENERALIDADES 31

2.2 CARACTERÍSTICAS DEL SOFTWARE SMS-3000 32

2.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL MONITOR DE CIRCUITOSPOWERLOGIC

34

2.3.1 Características de los monitores de circuitos 38

2.3.2 Capacidad de programación de los monitores de circuitos 38

2.3.3 Funciones que desempeña el monitor de circuitos 39

2.3.3.1 Funciones de protección 39

2.3.3.2 Función de alarmas y relés 39

2.3.3.3 Almacenamiento de alarmas y eventos 40

2.3.3.4 Integración del sistema de control y de supervisión 40

2.3.4 Registros internos de datos 40

2.3.4.1 Lecturas de demanda 41

2.3.4.2 Lecturas de energía 41

2.3.4.3 Valores a analizar de la señal 42

2.4 SISTEMA DE MONITOREO Y SUPERVISIÓN 42

2.5 SISTEMA DE MONITOREO DE LA AERONÁUTICA CIVIL 43

2.5.1 Tipo de red utilizada 49

2.5.1.1 Integración flexible y tipos de redes 49

2.5.1.2 Red Ethernet 50

2.5.2 Protocolos TCP/IP 51

2.6 EQUIPOS UTILIZADOS 51

2.6.1 Puerto Ethernet 51

2.6.2 Módulos de entrada salida 52

2.6.3 Hub (concentrador) 53

2.6.4 Ethernet media converter (transceivers) 53

3. MONITOREO DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS EN LASINSTALACIONES DE LA AERONÁUTICA CIVIL

54

3.1 INTRODUCCIÓN 54

3.2 PARÁMETROS QUE CARACTERIZAN LA CALIDAD DEPOTENCIA

56

3.2.1 Variaciones de frecuencia 56

3.2.2 Variación de la amplitud 56

3.2.3 Variación de la forma de onda 57

3.2.4 Desbalance 57

3.2.5 Continuidad 57

3.3 FENÓMENOS DE LA CALIDAD DE LA POTENCIAELÉCTRICA

58

3.3.1 Interrupciones 58

3.3.2 Sobretensiones 58

3.3.3 Baja tensión 59

3.3.4 Caídas momentáneas de tensión (Voltaje Sags) 59

3.3.5 Elevación momentánea de tensión (Voltaje Swell) 61

3.3.6 Elevación de tensión (sobretensión) 62

3.3.7 Flicker 62

3.3.8 Armónicos 63

3.3.8.1 Los armónicos y su efecto en los sistemas eléctricosactuales

66

3.3.8.2 Efectos de los armónicos 68

3.3.8.3 Fuentes de armónicos 69

3.3.8.4 Convertidores estáticos de potencia 69

3.3.9 Norma IEEE 519 1992. (IEEE Recommended Practices andRequirements for Harmonic Control in Electric Power Systems)

71

3.3.9.1 Guía para usuarios individuales 71

3.3.9.2 Guía para la empresa suministradora de energía 74

3.4 PROCEDIMIENTO SEGUIDO PARA EL MONITOREO DE LASVARIABLES ELÉCTRICAS EN LAS INSTALACIONES DE LAAERONÁUTICA CIVIL.

75

3.5 REFERENCIAS Y NORMAS UTILIZADAS 77

3.5.1 Rangos típicos de entrada y parámetros de la carga para la calidad dela potencia eléctrica.

78

3.6 RESULTADOS OBTENIDOS 79

3.6.1 Subestación principal de energía a 34.5 kV, Celda (+HO) 79

3.6.1.1 Distorsión por armónicos 79

3.6.1.2 Niveles y desbalances de tensión 88

3.6.1.3 Cargabilidad 96

3.6.1.4 Consumo de potencia 99

3.6.1.5 Factor de potencia 100

3.6.1.6 Frecuencia de la red 104

3.7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DEL MONITOREO 106

4. DESARROLLO DE UN PROGRAMA DE SEGUIMIENTOPARA LA OPTIMIZACIÓN DEL MONITOREO DE LASVARIABLES ELÉCTRICAS EN LAS INSTALACIONES DE LAAERONÁUTICA CIVIL

115

4.1 OBJETIVOS DEL PROGRAMA 115

4.2 ACTIVIDADES DE OPERACIÓN Y PROGRAMACIÓN 116

4.2.1 Criterios y consideraciones tenidas en cuenta 116

4.2.2 Estructuración de la base de datos 116

4.2.2.1 Bases de datos distribuidas o en memoria de dispositivo 118

4.2.2.2 Bases de datos centralizadas o registros de datos históricos 121

4.2.3 Variables a monitorear 121

4.2.3.1 Tensión 121

4.2.3.2 Corriente 123

4.2.3.3 Factor de potencia 124

4.2.3.4 Potencia 124

4.2.3.5 Energía 125

4.2.4 Tiempo de muestreo para captura de datos 127

4.2.5 Manejo de alarmas 128

4.2.5.1 Consideraciones tenidas en cuenta para programar alarmas en tensión 132

4.2.5.2 Consideraciones tenidas en cuenta para programar alarmas encorriente

135

4.2.5.3 Consideraciones tenidas en cuenta para programar alarmas conrespecto a los niveles de potencia consumidos

137

4.2.6 Manejo de tendencias 138

4.2.7 Tipos de despliegues 139

4.2.7.1 Despliegues existentes en el sistema de monitoreo y control de energíapara las instalaciones eléctricas de la Aeronáutica Civil

139

4.2.7.2 Despliegues para la optimización del monitoreo de las variableseléctricas

142

4.2.8 Tipos de reportes 144

4.2.8.1 Reporte tipo I 144

4.2.8.2 Reporte tipo II 145

4.2.8.3 Reporte tipo III 148

4.2.8.4 Reporte tipo IV 150

4.2.8.5 Reporte tipo V 152

4.2.9 Establecimiento de niveles de seguridad 153

4.2.10 Respuesta ante contingencias y alarmas 156

4.2.10.1 Respuesta ante alarmas en tensión 156

4.2.10.2 Respuesta ante alarmas en corriente 156

4.3 ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO 158


4.3.2 Mantenimiento de software 158

4.3.3 Mantenimiento de hardware 160

4.3.3.1 Inspecciones de rutina 161

4.3.3.2 Mantenimiento preventivo 162

4.3.3.3 Recomendaciones de mantenimiento 163

4.4 PERSONAL NECESARIO PARA EL PROGRAMA DE GESTIÓN 167


4.4.2 Supervisor 167

4.4.2.1 Perfil necesario 167

4.4.2.2 Obligaciones y responsabilidades 168

4.4.3 Ingeniero jefe 168



4.4.4 Operadores 169


4.4.4.2 Obligaciones 170

4.4.5 Personal auxiliar contratista 170

4.4.5.1 Perfiles 171


4.5 COORDINACIÓN Y CONTROL DE ACTIVIDADES 172

4.6 CONTINUIDAD DEL PROGRAMA DE GESTIÓN DEL MANEJODE LA INFORMACIÓN

174

4.6.1 Motivación del personal 176

4.6.2 Charlas de seguridad Industrial 176

4.6.3 Entrenamiento del personal 177

4.6.3.1 Seminario de Electricidad Industrial 179

4.6.3.2 Seminario de Telemática 179

4.6.3.3 Seminario de Comunicaciones y Redes de Procesamiento de datos 180

4.6.3.4 Seminario de bases de datos relacionales 181

4.6.3.5 Curso de Windows NT 182

4.6.3.6 Curso de SMS-3000 niveles I y II 183

4.7 RECURSOS COSTOS Y PRESUPUESTOS NECESARIOS PARAEL PROGRAMA DE GESTIÓN

184

4.7.1 Recursos humanos 184

4.7.2 Recursos físicos 184

4.7.3 Costos y presupuestos 187

4.8 MANUAL DE PROCEDIMIENTOS 191

4.8.1 Operador 191

4.8.1.1 Descripción de tareas 191

4.8.2 Supervisor 192


4.8.3 Ingeniero jefe 192


5. CONCLUSIONES 196

6. RECOMENDACIONES 199

BIBLIOGRAFIAS 201

ANEXOS 203

LISTA DE TABLAS

Pág

Tabla 1. Descripción subestaciones de energía, Aeronáutica Civil RegionalBogotá

26

Tabla 2. Ubicación de los Monitores de circuitos, descripción del equiposupervisado y puerto del Gateway asociado.

45

Tabla 3. Fenómenos que caracterizan la calidad de potencia eléctrica,IEEE/1159-1995.

61

Tabla 4. Límites de distorsión armónica en corriente para un sistema dedistribución general (Tensiones entre 120 V – 69000 V).

73

Tabla 5. Límites de distorsión armónica en corriente para un sistema desubtransmisión general (Tensiones entre 69001 V – 161000 V).

73

Tabla 6. Límites de distorsión armónica en corriente para un sistema detransmisión general (Tensiones > 161000 V).

74

Tabla 7. Límites de distorsión en tensión. 74

Tabla 8. Parámetros y rangos establecidos para la calidad de la potenciaeléctrica.

78

Tabla 9. Niveles de THD total e individual en Tensión. Subestaciónprincipal de energía, celda +HO a 34.5 kV. 26/09/00-13/10/00.

79

Tabla 10. Límites de distorsión armónica en tensión según norma IEEE519/1992.

80

Tabla 11. Límites de distorsión armónica en corriente para un sistema dedistribución general (Tensiones entre 120 V – 69000 V) según norma IEEE519-1992.

82

Tabla 12. Niveles de THD total e individual en corriente. Subestaciónprincipal de energía, celda +HO a 34.5 kV. 26/09/00-13/10/00.

82

Tabla 13. Valores máximo, promedio y mínimo en la tensión de línea.Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

88

Tabla 14. Valores máximo, promedio y mínimo de desbalance en tensión delínea entre fases. Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

88

Tabla 15. Caídas momentáneas de tensión (Sag) ocurridas en el alimentadorprincipal a 34.5 kV celda +HO. 26/09/00 – 13/10/00.

90

Tabla 16. Caídas momentáneas de tensión (Sag) ocurridas en el alimentadorde suplencia a 11.4 kV celda +K5 de la subestación principal de energía a 34.5kV 26/09/00 – 13/10/00.

91

Tabla 17. Valores máximo, promedio y mínimo de corriente en cada fase enel lado de alta del transformador, 4-5 MVA, de la subestación principal a34.5 kV.

96

Tabla 18. Valores máximo, promedio y mínimo de la potencia aparente totaly la registrada en cada una de las fases A, B y C. 26/09/00-13/10/00.Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

100

Tabla 19. Valores máximo, promedio y mínimo del factor de potencia total yel registrado en cada una de las fases A, B y C. 26/09/00-13/10/00.Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

101

Tabla 20. Valores máximo, promedio y mínimo de los consumos depotencias según el factor de potencia. 26/09/00-13/10/00. Subestaciónprincipal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

102

Tabla 21. Resumen de variables eléctricas monitoreadas entre 26/09/00 –13/10/00. Alimentador principal a 34.5 kV celda +HO (Subestación Principal).

105

Tabla 22. Descripción de interrupciones ocurridas en el alimentador principala 34.5 kV, de la Aeronáutica Civil.

112

Tabla 23. Medidas tenidas en cuenta para la evaluación de la tensión en lasinstalaciones de la Aeronáutica Civil.

122

Tabla 24. Medidas tenidas en cuenta para la evaluación de la corriente en lasinstalaciones de la Aeronáutica Civil.

123

Tabla 25. Medidas tenidas en cuenta para la evaluación del factor de potenciaen las instalaciones de la Aeronáutica Civil.

124

Tabla 26. Medidas tenidas en cuenta para la evaluación de la potenciaaparente, activa y reactiva en las instalaciones de la Aeronáutica Civil.

125

Tabla 27. Medidas tenidas en cuenta para la evaluación de los consumos deenergía aparente, y energía reactiva en las instalaciones de la AeronáuticaCivil.

126

Tabla 28. Descripción de notificación de alarmas para un operadordependiendo de su prioridad.

129

Tabla 29. Programación de alarmas para la variable tensión. 133

Tabla 30. Programación de alarmas para la variable corriente. 136

Tabla 31. Programación de alarmas para los consumos de potencia aparentekVA.

138

Tabla 32. Niveles de acceso para la operación del sistema de monitoreo ysupervisión de energía.

155

Tabla 33. Costos y presupuestos necesarios para el programa de gestión. 190

LISTA DE FIGURAS

Pág

Figura 1. Parte frontal del Monitor de Circuitos. 34

Figura 2. Dispositivos Powerlogic conectados a un medio de acceso Ethernet. 36

Figura 3. Parte posterior del Monitor de Circuitos. 37

Figura 4. Conexión en cadena de las terminales de comunicación RS-485. 47

Figura 5. Conexiones posibles del Hub a la red Ethernet. 53

Figura 6. Forma gráfica de las perturbaciones típicas de tensión. 64

Figura 7. Onda de frecuencia fundamental (60 Hz) y Armónicos de orden 2,3, 4 y 5.

65

Figura 8. Forma de onda distorsionada compuesta de una fundamental a 60Hz Y armónicos tercero y quinto.

65

Figura 9. Forma de onda y espectro armónico de una lampara fluorescente. 70

Figura 10. Forma de onda y espectro armónico de lampara fluorescente debalasto electrónico.

70

Figura 11. Forma de onda y espectro armónico de un puente rectificador de6 pulsos.

70

Figura 12. Forma de onda en tensión de la fase A. Subestación principal deenergía, celda +HO a 34.5 kV.

84

Figura 13. Análisis espectral de armónicos en tensión fase A. Subestaciónprincipal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

84

Figura 14. Forma de onda en tensión de la fase B. Subestación principal deenergía, celda +HO a 34.5 kV.

84

Figura 15. Análisis espectral de armónicos en tensión fase B. Subestaciónprincipal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

85

Figura 16. Forma de onda en tensión de la fase C. Subestación principal deenergía, celda +HO a 34.5 kV.

85

Figura 17. Análisis espectral de armónicos en tensión fase C. Subestaciónprincipal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

85

Figura 18. Forma de onda en corriente de la fase A. Subestación principal deenergía, celda +HO a 34.5 kV.

86

Figura 19. Análisis espectral de armónicos en corriente fase A. Subestaciónprincipal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

86

Figura 20. Forma de onda en corriente de la fase B. Subestación principal deenergía, celda +HO a 34.5 kV.

86

Figura 21. Análisis espectral de armónicos en corriente fase B. Subestaciónprincipal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

87

Figura 22. Forma de onda en corriente de la fase C. Subestación principal deenergía, celda +HO a 34.5 kV.

87

Figura 23. Análisis espectral de armónicos en corriente fase C. Subestaciónprincipal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

87

Figura 24. Comportamiento de la tensión de línea entre 26/09/00 – 13/10/00.Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

89

Figura 25. Sag fase A y fase B 9/28/00 8:37:30 0.282 s y 0.249 s 92

Figura 26. Sag fase C 10/7/00 22:10:19 0.504 s. Alimentador principal a34.5 kV.

92

Figura 27. Comportamiento de la corriente de carga en cada una de las fases,26/09/00 – 13/10/00. Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

97

Figura 28. Comportamiento de la carga en un día típico 10/10/00.Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

98

Figura 29. Curva de demanda de potencia aparente 26/09/00 – 13/10/00.Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

99

Figura 30. Comportamiento del factor de potencia 26/09/00 – 13/10/00Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

102

Figura 31. Potencia real (kW) demandada por la carga 26/09/00 – 13/10/00.Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

103

Figura 32. Potencia reactiva (kVAr) demandada por la carga 26/09/00 –13/10/00. Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

103

Figura 33. Comportamiento de la frecuencia, 29/09/00-13/10/00, subestaciónprincipal de energía, celda +HO, a 34.5kV.

104

Figura 34. Convención de signo para los VAr según el factor de potencia 111

Figura 35. Registro de una base de datos que contiene la relación defrecuencia y corrientes de línea.

117

Figura 36. Programación de bases de datos distribuidas desde el puerto decomunicaciones óptico en la parte frontal del monitor de circuitosPOWERLOGIC.

119

Figura 37. Integración de varias tablas o bases de datos distribuidas en unarchivo.

120

Figura 38. Cuadro de diálogo para la programación de alarmas. 131

Figura 39. Despliegue principal de aplicaciones del sistema de monitoreo ycontrol de las instalaciones eléctricas de la Aeronáutica Civil.

139

Figura 40. Despliegue subestación principal a 34.5 kV. 140

Figura 41. Ampliación de lecturas instantáneas que proporciona un equipo enparticular desde un despliegue donde simplemente se aprecian lecturas detensión.

141

Figura 42. Despliegue para complementar la información del recuadro de lafigura 41.

142

Figura 43. Ejemplo de un reporte resumido tipo I. 145

Figura 44. Ejemplo de un reporte tipo II. 147

Figura 45. Ejemplo de un reporte tipo III. 149

Figura 46. Ejemplo de un reporte tipo IV, en donde se analiza los periodos detiempo en donde se presenta máxima y mínima carga.

151

Figura 47. Cronograma actividades de mantenimiento 164

Figura 48. Formato para registros de reuniones de coordinación 173

Figura 49. Formato para elaboración de informes. 175

Figura 50. Cronograma para programas de capacitación 178

Figura 51. Retroalimentación de cargos y funciones del grupo a cargo delsistema de monitoreo y supervisión.

186

Figura 52. Planilla para reporte diario de monitoreo. 188

LISTA DE ANEXOS

Pág

Anexo A. Resumen de variables eléctricas monitoreadas entre 26/09/00-13/10/00. Transformador 1.6 MVA, lado derecho, 11.4 kV, celda K5+S5Subestación de energía ELDORADO.

204

Anexo B. Resumen de variables eléctricas monitoreadas entre 26/09/00-13/10/00. Transformador 1.6 MVA, lado izquierdo, 11.4 kV, celda K2+S2Subestación de energía ELDORADO.

205

Anexo C. Resumen de variables eléctricas monitoreadas entre 26/09/00-13/10/00. Transformador 200 kVA, 11.4 kV, Subestación de energía del CNA.

206

Anexo D. Resumen de variables eléctricas monitoreadas entre 26/09/00-13/10/00. Transformador 112.5 kVA, 11.4 kV, Subestación de energía delCNA.

207

Anexo E. Resumen de variables eléctricas monitoreadas entre 05/10/00-13/10/00. Transformador 500 kVA, 11.4 kV, Subestación de energía A (ladoizquierdo).

208

Anexo F. Resumen de variables eléctricas monitoreadas entre 05/10/00-13/10/00. Transformador 500 kVA, 11.4 kV, Subestación de energía B (ladoderecho).

209

Anexo G. Plano AER-01, diagrama eléctrico Aeronáutica Civil regionalBogotá.

210

Anexo H. Plano AER-02, red del sistema de monitoreo POWERLOGIC,ubicación y cableado.

211

25

1. DESCRIPCIÓN Y DIAGNÓSTICO DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

1.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA AERONÁUTICA CIVIL

El sistema eléctrico de la AERONÁUTICA CIVIL está constituido básicamente por una

subestación principal (Plano AER-01), con capacidad para 10 MVA a un nivel de tensión

de 34.5 kV y tres subestaciones de energía a 11.4 kV.

La capacidad total de la subestación principal la conforman dos transformadores trifásicos,

cada uno con capacidad de 4-5 MVA, ONAN-ONAF, 34.5/11.4 kV los cuales alimentan

los dos barrajes principales de la subestación a un nivel de tensión de 11.4 kV. Cada uno de

estos alimentan los circuitos de las subestaciones (A y B, CNA (Centro Nacional de

Aeronáutica), ELDORADO), y a las Unidades Generadoras de Potencia (GPU), ubicadas

en los puentes de abordaje y desembarque en los muelles Nacional e Internacional del

complejo Aeronáutico.

En la tabla 1, se presenta la descripción de cada una de las subestaciones que conforman el

sistema eléctrico de la Aeronáutica Civil regional Bogotá.

Tabla 1 Descripción subestaciones de energía, Aeronáutica Civil regional Bogotá

S/E DE

ENERGIA

Potencia

Instalada

(kVA)

N° de

Transform

adores

Tensión

Primari

a (kV)

Tensión

Secundaria

(kV)

Planta

Eléctrica

(kVA)

N° de

planta

s

Tensión de

generación

(V)

UPS

(kVA)

Tensión de

operación

(V)

Descripción del tipo de carga

de la S/E de Energía

A 500 1 11.4 0.440 500 1 440 100 440

B 500 1 11.4 0.440 500 1 440 100 440

Sistemas de iluminación de la

segunda pista del Aeropuerto

Internacional ELDORADO.

CNA

200

112.5

2

11.4

11.4

0.208

275

275

2

208

208

100 208

Sistemas de computo, antenas

satelitales, centro de control y

radar.

ELDORADO

1600

1600

2

11.4

11.4

0.440

0.440

750

750

2 440 375 440

Sistemas de iluminación pista

1, torre de control, radioayudas,

planta física Aeropuerto

ELDORADO.

Principal

34.5 kV

5000

50002

34.5

34.5

11.4

11.4Suplencia 1 11.400

Subestaciones de energía A, B,

CNA, ELDORADO, Policía y

unidades generadoras de

potencia (GPU), en puentes de

abordaje y desembarque.

27

1.2 DIAGNÓSTICO SOBRE EL ESTADO ACTUAL DE LAS INSTALACIONES

ELÉCTRICAS

1.2.1 Sistema de monitoreo. Los principales problemas y necesidades identificados luego

del análisis y estudio de la información del sistema eléctrico fueron las siguientes:

El diagnóstico actual del sistema de monitoreo es un poco desalentador, primero debido a

que se han presentado algunos problemas con los equipos de comunicación tales como: los

dispositivos de enlace, GATEWAY. En la subestación principal a 34.5 kV este equipo

quedó fuera de servicio al presentarse una falla en su sistema de tierra, por lo que obligó a

ser reemplazado por uno nuevo.

Como segundo inconveniente, el sistema de monitoreo tiene instalada una red de fibra

óptica que comunica las subestaciones de energía ELDORADO, Principal a 34.5 kV y

CNA (PLANO AER-02), pero el problema de estas comunicaciones en fibra óptica es que

están tendidas por una red subterránea en donde se involucran, además de otras redes de

comunicaciones, circuitos de potencia eléctrica que hacen muy vulnerable el sistema de

monitoreo, puesto que cualquier persona puede con facilidad acceder a estas cajas a tender

nuevas redes o a realizar mantenimientos sin percatarse que las redes de fibra óptica son

demasiado delicadas y deben manejarse con mucho cuidado para evitar daños.

Es por lo anterior que la red de fibra óptica está afectada en el tramo que existe entre la

subestación ELDORADO y la subestación principal a 34.5 kV, debido a que se tendieron

unas redes telefónicas sin tener en cuenta este tipo de red, por tal motivo, se reventó un

empalme que existía en una de estas cajas y por tanto el sistema de monitoreo está

gravemente afectado.

Como resumen del diagnóstico del sistema de monitoreo se puede decir que este está siendo

utilizado en un 50% de su capacidad sin poderse utilizar el restante 50%. Son 74 monitores

instalados en distintos puntos de las instalaciones eléctricas de la Aeronáutica Civil,

28

funcionando aparentemente bien, pero sin estar prestando el servicio requerido de

supervisión y control de las instalaciones eléctricas para lo que fueron instalados.

Hay la necesidad de corregir cuanto antes el problema de la fibra óptica instalando un

nuevo empalme y, si es el caso, replantear una nueva ruta para el tendido de estas redes que

son muy delicadas. Esto con el propósito de poder comprobar que el sistema en general

funcione correctamente y sin contratiempos.

Es importante resaltar que el sistema de monitoreo adquirido para la supervisión y control

de las instalaciones eléctricas en la Aeronáutica Civil, está totalmente abandonado y su

utilización es mínima. Esta situación es preocupante, debido a la gran inversión y

expectativas que este proyecto demandó.

Cuando en un principio el proyecto fue entregado en su totalidad por la empresa contratista

a la Aeronáutica Civil, el sistema funcionó pero por un corto período de tiempo hasta que

se empezaron a presentar los problemas ya mencionados que han dejado fuera de servicio el

sistema de monitoreo. Cuando el sistema de monitoreo funcionó, las tareas que se

realizaban eran básicamente reportes de variables eléctricas de algunos cuartos eléctricos

situados en el Aeropuerto Internacional ELDORADO que fueron útiles para proponer

cambios de algunos equipos de estos cuartos como transformadores que se encontraban

sobredimensionados, y tableros de distribución con sus respectivas protecciones eléctricas.

Por lo anterior se puede afirmar que el sistema de monitoreo no se estaba explotando, en el

cien por ciento de su capacidad, pero en el poco tiempo que funcionó, sirvió para detectar

fallas en el sistema eléctrico y poder dar soluciones a corto plazo, que son las que se

requieren para optimizar un sistema eléctrico tan importante y vital como lo es el de la

Aeronáutica Civil.

29

1.2.2 Sistema eléctrico. El diagnóstico del estado actual de las instalaciones en cuanto al

comportamiento de las variables eléctricas se refiere, para cada una de las principales

subestaciones de energía, se presentan con gran detalle en el capítulo 3 de este trabajo,

relacionando el comportamiento de cada variable con el comportamiento del sistema

eléctrico en general, así como también con los equipos eléctricos presentes en las

subestaciones de energía como lo son transformadores, plantas de generación eléctrica,

tableros de distribución y protecciones eléctricas.

En general las principales subestaciones de energía eléctrica de la Aeronáutica Civil se

encuentran en condiciones bastante buenas, ya que la mayoría de equipos instalados en

estos lugares se encuentran en buen estado y operan normalmente.

Es importante destacar que la subestación principal de energía, a 34.5 kV presenta un

problema con la transferencia automática entre su alimentador, y el alimentador de

suplencia a 11.4 kV.

El problema radica en que cuando el alimentador principal a 34.5 kV falla y el alimentador

de suplencia a 11.4 kV, entra sin ningún problema en cuestión de segundos; pero cuando se

repone el servicio sobre el alimentador principal a 34.5 kV, se desconecta el circuito de

suplencia sin que el alimentador principal entre por si mismo, hasta que un operario se

movilice hasta el lugar y manualmente realice la maniobra para restablecer el servicio

normal de energía, por lo que se recomienda revisar el sistema de control asociado a la

transferencia automática en esta subestación de energía.

Seria conveniente tener en cada una de las subestaciones de energía y cuartos eléctricos los

respectivos planos unifilares, que identifiquen los diferentes circuitos y niveles de tensión

que se presentan en estos lugares, ya que en la mayoría de cuartos eléctricos no existe

ningún mímico que pueda dar orientación de las cargas que alimenta este tipo de

subestaciones.

30

Como recomendación principal del diagnóstico actual de las principales subestaciones de

energía de la Aeronáutica Civil, se debe realizar un estudio de corto circuito para la

evaluación y coordinación de protecciones, debido a que el sistema eléctrico ha estado

sometido a permanentes cambios en cuanto a equipos y aumentos de carga se refiere.

2. EQUIPOS DE MONITOREO Y SUPERVISIÓN

2.1 GENERALIDADES

El sistema de monitoreo y supervisión existente en las instalaciones de La Aeronáutica

Civil es un conjunto de equipos llamados Monitores de Circuitos Powerlogic de la serie

2000*, los cuales tienen asociado el software SMS-3000 con énfasis en bases de datos

distribuidas en cada uno de ellos a lo largo del sistema eléctrico.

Este conjunto recoge automáticamente tanto los datos almacenados por los propios

dispositivos, como los datos capturados directamente por dispositivos sin memoria y

almacena la información en una base de datos centralizada con compatibilidad ODBC

(Open Database Conectivity). Los datos pueden recuperarse, representarse e imprimirse

fácilmente tanto en tablas como en gráficas. También se pueden definir diferentes estilos de

selección, cambiando las variables que se quieren obtener y el intervalo de medida.

El programa SMS-3000 instalado en la Aeronáutica Civil para monitoreo y supervisión de

las variables eléctricas, cumple con la conectividad de base de datos abierta estándar de

Microsoft (ODBC) de almacenamiento de datos. Esto nos da la seguridad de que toda la

información guardada por el servidor de PowerLogic puede ser transferida a cualquier otro

formato de base de datos.

Se pueden llevar a término tareas cuando se detecta una alarma, o de acuerdo con un

horario establecido por el usuario. Las posibles tareas incluyen la ejecución de programas,

* Los laboratorios de la Facultad de Ingeniería Eléctrica de la Universidad De La Salle cuentan también conesta clase de equipos para prácticas de los estudiantes.

32

almacenamiento de archivos de sonido (sirenas), borrado de referencia de dispositivos,

envío de correo electrónico, recuperación de datos y capturas de forma de onda.

Las tareas realizadas a través de los temporizadores pueden ser ejecutadas de forma horaria,

diaria, semanal, mensual o con cualquier otro intervalo de tiempo definido por el usuario.

Algunas de las funciones del sistema son las siguientes:

• Creación de cuentas de usuario exclusivas, ilimitadas

• Creación de pantallas personalizadas de datos históricos y lecturas en tiempo real

• Ejecución de lecturas de registros y tendencias seleccionadas por el usuario

• Configuración de alarmas de red estructuradas en varios niveles y con ejecución

automática de tareas

• Visualización sencilla de capturas de forma de onda

• Elaboración de gráficos interactivos en pantalla

2.2 CARACTERÍSTICAS DEL SOFTWARE SMS-3000

El programa del administrador de sistemas 3000 (SMS-3000 ó Software of System

Manager) es un paquete residente en un servidor y un programa de interfaz con el usuario,

conectado a una red PowerLogic.

Una de las principales características de la tecnología del paquete computacional es la

flexibilidad. La familia del System Manager 3000 permite una gran flexibilidad para

supervisar sistemas de energía eléctrica: un sistema de supervisión único, una red de

servidores múltiples de PowerLogic, múltiples usuarios, usuarios a distancia, lugares

remotos de control, o simplemente una base para almacenar los datos desde múltiples

servidores. Se puede ampliar el sistema sólo con aumentar el número de usuarios.

33

El software de aplicaciones PowerLogic ofrece una gran variedad de soluciones para

supervisar el manejo de la energía, permitiendo observar, mostrar y adquirir gran cantidad

de información de los dispositivos del sistema de supervisión. Algunas de las características

son las siguientes:

v Permite observar tendencias y guardar los datos de los comportamientos históricos de

las variables eléctricas, que se desean monitorear. De esta manera se puede observar

históricamente la información de las medidas de cualquier dispositivo en el sistema.

v Permite el control de relés de salida. Sólo los usuarios con el adecuado nivel de

privilegio pueden acceder a esta característica, impidiendo un uso accidental o no

autorizado. El control manual o remoto de operaciones como el arranque de motores de

la instalación o secuencias de eliminación de cargas podrá realizarse por el personal

autorizado.

v Cuenta con un sistema de seguridad por niveles en el programa de aplicación,

asegurando que el sistema de datos que maneja el supervisor de energía esté totalmente

protegido. El software SMS-3000 permite un número ilimitado de usuarios, cada uno

con su nombre y su contraseña.

v Las aplicaciones que el usuario desee efectuar con el software no están limitadas por las

prestaciones de un único computador. Con el software SMS-3000 la comunicación

estará controlada por el software servidor de PowerLogic, así como la recopilación y

almacenamiento de datos, alarmas, control de ejecuciones, etc.

v El software SMS-3000 permite que el usuario pueda convertir toda la información que

reciba del servidor o de cualquier otro terminal y pasarla a los formatos de tablas,

gráficas de barras o lineales, etc., que utilice.

v El sistema permite redes para la interconexión de clientes, en tareas de monitoreo y

control.

34

El monitor de circuitos Powerlogic es un dispositivo de instrumentación digital, adquisición

de datos y control de múltiples funciones. Puede utilizarse en lugar de un conjunto

compuesto por una gran variedad de medidores, relevadores, transductores, y otros

componentes. (ver Figura 1).

2.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL MONITOR DE CIRCUITOS POWERLOGIC

Figura 1. Parte frontal del Monitor de Circuitos

35

A continuación se describe la parte frontal del monitor de circuitos:

1. Pantalla de LED de seis dígitos, para la presentación local de valores medidos.

2. LED Kilo/Mega. El LED Kilo se ilumina cuando se muestra el valor en miles. El

LED Mega se ilumina cuando se muestra el valor en millones.

3. LED indicadores del medidor. El LED iluminado indica el valor mostrado.

4. LED indicadores de fase. Indican la fase del valor mostrado.

5. Botón de selección PHASE (fase). Este botón se presiona para seleccionar la fase

para el valor del medidor seleccionado.

6. Botones SELECT METER (seleccionar medidor). Presionado sólo para cambiar el

valor medido mostrado.

7. LED indicadores del modo. Estos LED indican el modo de presentación actual. El

LED de Alarm aparece intermitente cuando la alarma está activa.

8. Botón de selección MODE (modo). Se presiona este botón para seleccionar el modo

de presentación.

9. Puerto de comunicaciones ópticas. El monitor de circuitos utiliza este puerto para

comunicarse con una computadora portátil utilizando una interfaz de comunicaciones

ópticas (clase 3090 tipo OCI-2000).

El monitor de circuitos está equipado con dispositivos de comunicación RS-485 para

facilitar la integración con un sistema de monitoreo y control de energía. El puerto estándar

RS-485 le permite hacer una conexión en cadena de hasta 32 dispositivos compatibles con

Powerlogic con un puerto de comunicaciones único. Una cadena de dispositivos

Powerlogic conectados por un cable de comunicaciones se denomina enlace de

comunicaciones.

Un enlace de comunicaciones Powerlogic puede consistir en un máximo de 32 dispositivos

conectados a un puerto de comunicaciones en uno de los siguientes componentes:

• Pantalla del sistema Powerlogic

• Computadora personal

36

• Módulo de interfaz de red Powerlogic

• Controlador programable SY/MAX

• Otros dispositivos principales con un puerto Powerlogic compatible

Figura 2. Dispositivos Powerlogic conectados a un medio de acceso Ethernet

En la (Figura 2), se muestra la conexión a un medio de acceso Powerlogic Ethernet

Gateway. La conexión a la red Ethernet se puede llevar a cabo a través del modo de

comunicación UTP o AUI.

Las funciones del monitor de circuitos pueden ampliarse utilizando módulos adicionales

que se montan en la parte posterior del monitor de circuitos. En la (Figura 3) se muestra la

parte posterior del monitor de circuitos, el cual consta de los siguientes elementos:

37

Figura 3. Parte posterior del Monitor de Circuitos

1. Entradas auxiliares de corriente

2. Entradas trifásicas de corriente

3. Entradas trifásicas de tensión

4. Terminales del puerto de comunicaciones RS-485

5. Conector del módulo de entrada / salida

6. Terminales de la alimentación de control

38

2.3.1 Características de los monitores de circuitos. A continuación se describen

algunas de las características más importantes de los monitores de circuitos:

♦ Medida real eficaz hasta el armónico 31

♦ Utilización de transformadores de corriente y de tensión en las entradas. Alta precisión

0,2 % de medida en intensidad y tensión

♦ Medida de más de 100 variables, visualización y memoria de mín./máx de los datos

medidos.

♦ Lectura de parámetros de calidad de energía eléctrica-THD, factor k, factor de cresta.

♦ Medida de magnitud y ángulos de fase hasta el armónico 31

♦ Memorización y detección de los Sag/Swell de intensidad y de tensión.

♦ Comunicación óptica con puerto RS-232 en el panel frontal

♦ Módulo de entrada y salida (analógica y digital).

♦ Supervisión del estado de la entrada según la secuencia de eventos con una rata de

muestreo de 1 ms.

♦ Módulo configurable de entrada/salida con pulsos KYZ de sincronización configurable.

♦ Memorización de eventos, máx./mín. y datos en memoria interna no volátil.

♦ Captura de formas de onda y eventos, seleccionable por el usuario entre 4, 12, 24, 36, 48

o 60 ciclos.

♦ Varias posibilidades de conexión: trifásico, 3 hilos en triángulo/ trifásico, 4 hilos.

♦ Medida o cálculo de los parámetros eléctricos que se van a monitorear como: corriente,

voltaje, factor de potencia, potencia, frecuencia, armónicos en corriente y voltaje.

♦ Módulo opcional de voltaje/potencia para la conexión directa a 480 Y/277 V.

2.3.2 Capacidad de programación de los monitores de circuitos. El Monitor de

circuitos es programable utilizando funciones matemáticas simples, temporizadores y

comparadoras de estado, para guardar los datos del cliente, control de funciones, etc.

Cualquier persona puede escribir un programa que guarde la información (instrucciones y

datos) con la salvedad que lo haga a intervalos regulares; esto maximiza la memoria del

39

monitor de circuitos. Los valores medidos pueden ser analizados en el monitor de circuitos

y resumidos en informes diarios, semanales y mensuales.

2.3.3 Funciones que desempeña el monitor de circuitos. Básicamente los monitores de

circuitos se utilizan para el monitoreo y control de los parámetros eléctricos en La

Aeronáutica Civil, pero estos a su vez se utilizan para funciones de mando, que a

continuación se definirán, esto para cumplir con la finalidad última de analizar la calidad de

la potencia de la entidad y evitar sobrepasar los límites de energía demandada y

penalizaciones. A continuación se describen tres de las principales funciones de los

monitores de circuitos.

2.3.3.1 Funciones de protección. Un Monitor de circuitos equipado con el módulo de

entrada/salida puede realizar funciones de protección de sobretensión y sobrecorriente en

circuitos de motores. Esta función incluye también detección de pérdidas de fase, fases

invertidas, interrupciones mantenidas de tensión, etc. Una vez el Monitor de circuitos

detecta una situación anormal y hay una alarma asociada, la salida de los relés reaccionan

entre 1 y 3 segundos. Cada función de protección tiene asociada uno o varios relés de clase

C, relés de 10 A. Cada relé puede ser activado por múltiples funciones de protección. Estas

funciones también están protegidas a través de una contraseña.

2.3.3.2 Función de alarmas y relés. Los Monitores de circuitos pueden detectar más de

100 situaciones de alarma, incluyendo condiciones por debajo o por encima de un cierto

nivel, cambios de estado de entradas y desequilibrio de fases, etc. Cada condición de

alarma puede seleccionar automáticamente una o varias salidas de relés del Monitor de

circuitos. También pueden ser asignadas múltiples alarmas a un solo relé. Pueden tener tres

relés de clase C, relés mecánicos de 10 A y una salida de estado sólido.

40

2.3.3.3 Almacenamiento de alarmas y eventos. Cuando una alarma se activa, el monitor

de circuitos es capaz de guardar el tipo de evento, la fecha, la hora y las lecturas máximas y

mínimas del parámetro eléctrico correspondiente. Cuando las condiciones de la alarma

desaparecen, se guardan: la fecha, la hora y la lectura máxima o mínima, durante el suceso.

El tamaño del registro de eventos es configurable. Más de 50 medidas con la extensión de

mínimos y máximos pueden observarse a través de una pantalla de LEDs de seis dígitos.

2.3.3.4 Integración del sistema de control y el sistema de supervisión. El sistema

supervisor de energía muestra el flujo de energía eléctrica a través de los circuitos del

sistema eléctrico de la Aeronáutica Civil. En el sistema, los monitores de circuitos, están

dedicados a supervisar el sistema, mientras que otros dispositivos compatibles recogen la

información de los equipos adicionales desde los relés de protección, interruptores,

controladores de temperatura del transformador, etc.

La información de los parámetros eléctricos como: corriente, voltaje, potencia, energía,

forma de onda y estado de los equipos; es transmitida mediante datos a la red informática a

un ordenador o a más de uno. Los ordenadores que tengan el programa de aplicación para

supervisar la energía podrán recuperar los datos almacenados, guardar, organizar y mostrar

en tiempo real los datos de un circuito, en un formato adecuado al usuario.

La información recogida y almacenada en el sistema de supervisión de energía ayuda a

trabajar sin esfuerzo y más eficientemente. Naturalmente, la calidad de la información

dependerá de la precisión de los dispositivos y de los formatos de datos utilizados.

2.3.4 Registros internos de datos. Los monitores de circuitos son capaces de efectuar

lecturas y almacenar los datos a intervalos regulares en su memoria no volátil. El usuario

puede configurar el tamaño y la estructura de 14 registros de usuario, con los datos a

memorizar, de las medidas a intervalos desde 1 minuto a 24 horas. Cada registro de datos

puede tener hasta 100 valores a medir en cada tabla (incluyendo fecha/hora).

41

Las siguientes son algunas de las lecturas que el monitor de circuitos puede realizar en

tiempo real:

• Corriente (por fase, N, G, 3Ø)

• Voltaje (F-F, F-N)

• Potencia activa (por fase, 3Ø)

• Potencia reactiva (por fase, 3Ø)

• Potencia aparente (por fase, 3Ø)

• Factor de potencia (por fase, 3Ø)

• Frecuencia

• Temperatura (ambiente interno)

• Distorsión armónica total THD (corriente y tensión , por fase- 3Ø)

• Factor K (por fase)

2.3.4.1 Lectura de demanda. El monitor de circuitos, permite efectuar lectura de 68

variables eléctricas aproximadamente, las cuales se relacionan con la demanda de energía

de La Aeronáutica Civil.

• Corriente (por fase, actual pico)

• Factor de potencia media (3Ø total)

• Potencia activa demandada (3Ø total)

• Potencia reactiva demandada (3Ø total)

• Potencia aparente demandada (3Ø total)

• Lecturas coincidentes

2.3.4.2 Lecturas de energía.

• Energía real acumulada

• Energía reactiva acumulada

42

• Energía aparente acumulada

• Lecturas bidireccionales

2.3.4.3 Valores a analizar de la señal.

• Factor de cresta (por fase)

• Factor K (por fase)

• Desplazamiento factor de potencia (por fase, 3Ø)

• Voltaje fundamental (por fase)

• Intensidad fundamental (por fase)

• Potencia activa fundamental (por fase)

• Potencia reactiva fundamental (por fase)

• Potencia de los armónicos

• Desbalance (corriente y tensión)

• Rotación de fase

• Posibilidad de vía única de comunicación.

2.4 SISTEMA DE MONITOREO Y SUPERVISION.

Un sistema de monitoreo y supervisión es básicamente la integración de un hardware y un

software, con propósito de: visualizar información, supervisar registros, consultar datos

históricos y tendencias de registros como voltaje, corriente, factor de potencia frecuencia y

todos los parámetros que relacionen un sistema eléctrico en un sistema que transporte los

datos hacia un Software y los convierta en elementos útiles para posteriormente analizar

esta información.

El sistema de supervisión de la energía puede ayudar a optimizar el costo de la energía

eléctrica, dado que la demanda de cargas periódicas se puede reducir a través de las lecturas

43

de máximos y mínimos y de gráficos de tendencias de los valores registrados, se pueden

crear alarmas para avisar cuando los sistemas estén en peligro de crear nuevos picos, con la

ayuda del software SMS-3000, estos picos serán mostrados con la fecha y hora junto con

las lecturas máximas. Esto mostrará que distribución de equipos está siendo utilizada, y/o

cual se encuentra en carga.

2.5 SISTEMA DE MONITOREO DE LA AERONÁUTICA CIVIL.

El sistema de monitoreo se instaló en La Aeronáutica Civil para posibilitar una adecuada

interlocución técnica con la empresa distribuidora local, en este caso CODENSA, y darle la

retroalimentación sobre los problemas existentes que ocasionan la falta de calidad en el

suministro de energía o saber a ciencia cierta si el problema radica en las mismas

instalaciones de La Aeronáutica Civil, además por ser un usuario no regulado evitar

penalizaciones por excesos de demanda de energía.

El sistema de monitoreo y supervisión, instalado en La Aeronáutica Civil, está constituido

básicamente por 74 monitores de red Powerlogic ubicados en las diferentes subestaciones

de energía y cuartos eléctricos de la Aeronáutica Civil (Plano AER-02); un servidor o

estación central de recepción y envío de datos ubicada en el CNA (Centro Nacional de

Aeronáutica) y tres estaciones de trabajo ubicadas en las principales subestaciones de

energía eléctrica que posee la Aeronáutica Civil: Subestación principal 34.5 kV,

Subestación ElDORADO y Subestación CNA.).

Se incluyen también en el sistema los elementos de enlace de comunicaciones instalados

como son: Transceiver, Hubs, Gateways y los tres tipos de cables básicos utilizados en este

sistema que son cable BELDEN 8723, UTP 4 pares y Fibra óptica 600 nm. (Plano AER-

02)

Cada estación de trabajo posee básicamente cuatro elementos para el procesamiento de

datos que son los siguientes:

44

v Una unidad de cómputo; desde donde el usuario puede obtener lecturas de parámetros

eléctricos en tiempo real, de cada uno de los 72 monitores de circuitos ubicados en los

diferentes sitios del complejo aeronáutico, así como también, programar los equipos de

monitoreo y realizar maniobras remotas a interruptores y seccionadores que estén

relacionados con el sistema, gracias al software SMS-3000 asociado al sistema de

monitoreo.

v Un Transceiver, que es un convertidor de medio o de tipo de comunicación, en este

caso fibra óptica a UTP (par trenzado sin blindaje).

v Un Gateway, que es el dispositivo que ejecuta funciones de enrutamiento como un

dispositivo autónomo, que además puede traducir de un protocolo a otro(traduce de

protocolo TCP/IP a SY/MAX protocolo propio de SQUARE D).

v Un Hub o concentrador, el cual se encarga de concentrar las señales de varios equipos

en una red lógica, en este caso el PC, el Gateway y el Transceiver, para conformar la

red Ethernet de monitoreo y supervisión (Plano AER-02)

Los 72 monitores a su vez están divididos en seis grupos por medio de 3 Gateways, cada

Gateway está dotado con dos puertos de comunicaciones RS-485. Cada puerto enruta un

diferente grupo de monitores como se denota en la tabla 2.

Es necesario tener en cuenta que el servidor del sistema Powerlogic debe estar colocado en

cualquier ordenador de la red con las características mínimas exigidas con el sistema

operativo Windows NT. De esta forma se podrá pasar la información requerida a cualquier

ordenador de usuario del sistema. Así, el usuario puede acceder a todas las funciones y

utilidades del sistema supervisor de energía para comprobar la calidad de la potencia o en

actividades de mantenimiento, según el nivel de seguridad asignado.

45

Tabla 2. Ubicación de los monitores de circuitos, descripción del equipo supervisado ypuerto del Gateway asociado

Monitor Serial Tensión superv Ubicación Monitor Servicio Equipo Gateway-Puerto

A1 420436 220 S/E ALS TRAFO 150 kVA G1 P2

A2 420437 220 S/E REGULADORA TRAFO 300 kVA G1 P2

A3 420438 440 CUARTO ELECTRICO 8B NORMAL TRAFO 75 kVA G1 P1

A4 420439 220 CUARTO ELECTRICO 8B EMERG TRAFO 45 kVA G1 P1

A5 420440 220 CUARTO ELECTRICO 8A NORMAL TRAFO 75 kVA G1 P1

A6 420441 220 CUARTO ELECTRICO 8A EMERG TRAFO 45 kVA G1 P1

A7 420442 440 CUARTO ELECTRICO 8 NORMAL TRAFO 500 kVA G1 P1

A8 420443 440 CUARTO ELECTRICO 8 EMERG TRAFO 150 kVA G1 P1

A9 420444 220 CUARTO ELECTRICO 9 NORMAL TRAFO 75 kVA G1 P1

A10 420445 220 CUARTO ELECTRICO 3 EMERG TRAFO 100 kVA G1 P1

A11 420446 440 CUARTO ELECTRICO 3 NORMAL TRAFO 112.5 kVA G1 P1

A12 420447 11400 S/E SOTANO AEROPUERTO CELDA TRAFO #1 G1 P1

A13 420448 11400 S/E SOTANO AEROPUERTO CELDA PRESTO G1 P1

A14 420449 11400 S/E SOTANO AEROPUERTO CELDA TRAFO #2 G1 P1

A15 420450 11400 S/E SOTANO AEROPUERTO CELDA CUARTO 8 G1 P1

A16 420451 11400 S/E SOTANO AEROPUERTO CELDA WIMPY G1 P1

A17 420452 2400 S/E SOTANO AEROPUERTO CELDA ILS G1 P1

A18 420453 4160 S/E SOTANO AEROPUERTO CELDA ALS G1 P1

A19 420454 4160 S/E SOTANO AEROPUERTO CELDA REGULAD. G1 P1

A20 420455 440 S/E SOTANO AEROPUERTO TABLERO UPS G2 P1

A21 420456 440 S/E SOTANO AEROPUERTO PLANTA #1 G1 P1

A22 420457 440 S/E SOTANO AEROPUERTO PLANTA #2 G1 P1

B23 420458 440 CUARTO ELECTRICO 7 NORMAL TRAFO 112.5 kVA G2 P2

B24 420459 220 CUARTO ELECTRICO 7 EMERG TRAFO 75 kVA G2 P2

B25 420460 440 CUARTO ELECTRICO 6 NORMAL TRAFO 225 kVA G2 P2





B30 420465 440 CUARTO ELECTRICO 4A NORMAL TRAFO 75 kVA G2 P2

B31 420466 220 CUARTO ELECTRICO 4A EMERG TRAFO 45 kVA G2 P2





B36 420471 440 CUARTO ELECTRICO 14 NORMAL TRAFO 112.5 kVA G2 P1




46

Tabla 2. Ubicación de los monitores de circuitos, descripción del equipo supervisado ypuerto del Gateway asociado

B40 420475 440 MEZANINE MUELLE INTER. NORMAL TRAFO 200 kVA G2 P1

B41 420476 220 MEZANINE MUELLE INTER. EMERG TRAFO 75 kVA G2 P1

B42 420477 440 MEZANINE MUELLE INTER. NORMAL TRAFO 200 kVA G2 P1

B43 420478 220 MEZANINE MUELLE INTER. EMERG TRAFO 30 kVA G2 P1

B44 420479 440 MEZANINE MUELLE NACIONAL NORMAL TRAFO 112.5 kVA G2 P1

B45 420480 220 MEZANINE MUELLE NACIONAL EMERG TRAFO 30 kVA G2 P1





C50 420485 440 S/E EMISORA PLANTA 450 kW G3 P2

C51 420486 11400 S/E EMISORA ALIM. FONTIBON G3 P2

C52 420487 440 S/E EMISORA TABLERO 380 V G3 P2

C53 420488 220 S/E EMISORA TRAFO 30 kVA G3 P2

C54 420489 4160 S/E EMISORA TRAFO 350 kVA G3 P2

C55 420490 11400 S/E A ALIMENT S/E A G3 P2

C56 420491 440 S/E A PLANTA #1 G3 P2

C57 420492 11400 S/E B ALIMENT S/E B G3 P2

C58 420493 440 S/E B PLANTA #2 G3 P2

C59 420494 440 S/E SATELITE BOMBEROS TRAFO 200 kVA G3 P2

C60 420495 220 S/E SATELITE BOMBEROS TRAFO 50 kVA G3 P2

D61 420496 11400 S/E PRINCIPAL 34.5 kV CELDA S/E AB COD G3 P1

D62 420497 11400 S/E PRINCIPAL 34.5 kV CELDA CNA G3 P1

D63 420498 11400 S/E PRINCIPAL 34.5 kV CELDA POLICIA G3 P1

D64 420499 11400 S/E PRINCIPAL 34.5 kV RESERVA G3 P1



D67 420502 11400 S/E PRINCIPAL 34.5 kV ALIM. PPAL. 11.4 kV G3 P1

D68 420503 11400 S/E PRINCIPAL 34.5 kV ALIM. SUPL. 11.4 kV G3 P1

D69 420504 34500 S/E PRINCIPAL 34.5 kV ALIMENT. 34.5 kV G3 P1

D70 420509 11400 S/E CNA TRAFO 112.5 kV G3 P1

D71 420510 11400 S/E CNA TRAFO 200 kV G3 P1

D72 420511 220 S/E CNA PLANTAS G3 P1

D73 420512 220 S/E CNA UPS G3 P1

D74 420513 440 S/E CNA TABLERO 380 V G3 P1

47

La comunicación entre el Gateway y los monitores de circuitos se hace a través de cable

BELDEN 8723, al igual que la interconexión entre todos los monitores de circuitos la cual

se realiza en conexión en cadena a través del mismo tipo de cable (BELDEN 8723). (ver

Figura 4).

Figura 4. Conexión en cadena de los terminales de comunicación RS-485

Cada dispositivo de comunicación tiene cinco terminales RS-485 para conectar a un enlace

de comunicaciones Powerlogic. En todos los dispositivos las terminales están identificadas

con IN+, IN-, OUT+, OUT- y SHLD. En el monitor de circuitos las terminales IN+, IN-,

OUT+, OUT- y SHLD están numeradas 20,21,22,23 y 24 respectivamente.

Es de mencionar que la fibra óptica 600 nm sólo se encuentra instalada entre la subestación

CNA y va desde el convertidor de medio de comunicación llamado transceiver (TR-1)

instalado en esta subestación, hasta llegar al transceiver (TR-2) ubicado en la subestación

34.5 kV. En esta misma subestación existe un tercer transceiver (TR-3), el cual permite la

comunicación por fibra óptica 600 nm desde la subestación principal hasta la subestación

El Dorado con el transceiver (TR-4).

48

Con el fin de comunicar las tres estaciones principales de trabajo, en la subestación

principal se observa la interconexión de estos dos equipos (TR-3) Y (TR-2) por medio del

concentrador de equipos (HUB-2).

Básicamente el recorrido de una orden o instrucción por parte de un usuario desde

cualquier puesto de trabajo o desde el mismo servidor se hace a través de la red Ethernet

por medio de un cable UTP de 4 pares desde el PC hasta el concentrador de equipos

(HUB), desde este sitio la orden puede tomar dos rutas dependiendo el sitio hasta donde

vaya, por ejemplo, si se desea tener un reporte de uno de los monitores situados en la

subestación principal, y el usuario se encuentra en el puesto de trabajo de esa subestación la

orden seguirá al Gateway 3 (G3) y saldrá por el puerto 1 (P1) en comunicaciones RS-485 y

de este punto a uno de los monitores elegidos por el usuario.

Si el usuario del ejemplo está en el mismo puesto de trabajo y desea tener un nuevo reporte

de un monitor situado en la subestación ElDORADO, la nueva orden saldrá del PC a través

de la red Ethernet por medio de un cable UTP 4 pares, hasta el concentrador de equipos

(HUB-2) y de aquí al transceiver (TR-3) el cual transforma el medio de las

comunicaciones, en este caso de cable UTP 4 pares a fibra óptica 600 nm la cual comunica

la subestación ELDORADO por medio del Transceiver (TR-4) situado en esta subestación.

En este punto las comunicaciones cambian de medio, fibra óptica 600 nm a cable UTP 4

pares pasando al (HUB-3) y desde este punto al Gateway (G-1) el cual recibe los datos

provenientes de la red Ethernet en protocolo TCP/IP y los convierte de protocolo TCP/IP a

SY/MAX (protocolo de comunicaciones propio de SQUARE D) para poder establecer un

mismo "idioma" entre los monitores y la red Ethernet con protocolo de comunicaciones

TCP/IP, seguidamente el GATEWAY (G-1) enruta la orden por alguno de sus dos puertos

RS-485 en donde se encuentra el monitor deseado, en este caso por el puerto 1 (P1).

Las órdenes que un usuario puede enviar al sistema o recibir de este son válidas gracias a la

aplicación del software SMS-3000 que permite tres tipos de niveles para los distintos

usuarios del sistema. El nivel 1 que corresponde al administrador, el cual es el único que

puede operar el sistema, el nivel 5 y el nivel 10, que sólo pueden realizar labores de lectura

49

y chequeo de datos como tensiones, corrientes, factores de potencia y demás variables

eléctricas que se deseen consultar de los diferentes puntos del sistema eléctrico de la

Aeronáutica Civil en donde se encuentren monitores de red POWERLOGIC.

Para este sistema de monitoreo se tiene en cuenta que los datos pueden almacenarse y

graficarse, además el software brinda una serie de tareas para programar los equipos,

siempre tendiendo al monitoreo de variables eléctricas y al monitoreo de posibles fallas del

sistema.

Los monitores de circuitos se pueden programar también a través de un PC portátil, con un

puerto óptico y también de esta manera, obtener bases de datos, sin necesidad de utilizar

uno de los PC's de las subestaciones en caso de falla de la red de interconexión del sistema,

ya que si esto sucede ningún usuario podrá obtener información de los monitores de

circuitos, que se interconectan con la red.

2.5.1 Tipo de red utilizada. El medio físico para la red utilizada consiste básicamente de

cable BELDEN 8732, este cable interconecta a todos los monitores de circuitos entre sí. El

tipo de cable utilizado para la interconexión entre la subestación CNA y la subestación 34.5

kV, es fibra óptica 600 nm, al igual que la interconexión entre la subestación 34.5 kV y la

subestación ELDORADO también es fibra óptica 600 nm. A continuación se describen las

características de las redes utilizadas por el sistema de monitoreo, asociados con el grupo

de monitores Powerlogic.

2.5.1.1 Integración flexible y tipos de redes. Todos los dispositivos compatibles

PowerLogic están equipados con un puerto de comunicaciones RS-485 para la integración

en el sistema de control y de supervisión de PowerLogic. Hasta 32 dispositivos pueden

conectarse en cadena y de forma directa a un ordenador personal, a un puerto Ethernet

(TCP/IP y OSI), etc. Este sistema se puede conectar a una red local, a una red de área

amplia WAN de alta velocidad, a una red existente o a una red Ethernet. Se pueden

50

comunicar por fibra óptica, modem, teléfono, radio, etc. Con el sistema PowerLogic es fácil

localizar, distribuir, conectarse a distancia o hacer cualquier combinación de redes.

El Monitor de circuitos se puede comunicar a través del puerto óptico RS-232 y a través

del puerto RS-485 para comunicarse en la red PowerLogic o en redes de alta velocidad. Las

redes de comunicaciones industriales tienen una velocidad por encima de 500 kbaudios.

Esto permite virtualmente un número ilimitado de dispositivos en comunicación,

incluyendo monitor de circuitos, ordenadores personales y otros dispositivos compatibles.

2.5.1.2 Red Ethernet. Ethernet, es un sistema de hardware encargado de las capas de

vinculación de datos y física del modelo de referencia OSI. El tipo de red Ethernet es

10BaseT, esta es una red de transmisión basada en bus con control de operación

descentralizado a 10 o 100 Mbps. Las computadoras de una red Ethernet pueden transmitir

cuando quieran.

Ethernet y TCP/IP, funcionan bien juntos, con Ethernet proporcionando el cableado físico y

TCP/IP el protocolo de comunicaciones que se transmite por el cable. Los dos tienen sus

propios procesos para empaquetar la información: TCP/IP usa direcciones de 32 bits,

mientras que Ethernet usa un esquema de 48 bits; sin embargo los dos funcionan bien

juntos, debido a un componente de TCP/IP llamado Address Resolution Protocol (ARP;

Protocolo de definición de direcciones), el cual hace la conversión entre los dos esquemas.

Ethernet depende de un protocolo llamado Carrier Sense Multiple Access with Collision

Detect (CSMA/CD; Acceso Múltiple al Sensor del Transportador con Detección de

Colisión). Para simplificar el proceso, un dispositivo verificará el cable de red para ver si

algo se está enviando en la actualidad. Sí está libre, el dispositivo envía sus datos. Sí el

cable está ocupado (detección de transportador), el dispositivo espera a que esté libre. Sí

dos dispositivos transmiten al mismo tiempo (una colisión), los dispositivos lo saben

debido a su comparación constante del tráfico en el cable de los datos en el búfer

51

transmisor. Sí ocurre una colisión, los dispositivos esperan un tiempo aleatorio antes de

intentarlo de nuevo.

2.5.2 Protocolos TCP/IP y OSI. Muchas redes Ethernet están basadas en el protocolo

TCP/IP. Este es el protocolo estándar de comunicaciones para transmitir información

basado en software usado en redes, y es el que utilizan Internet y los Intranets. TCP/IP no

se refiere a una entidad única que combina dos protocolos, sino a un conjunto más grande

de programas de software que proporciona servicios de red como registros remotos,

transferencias de archivos remotas y correo electrónico. TCP/IP proporciona un método

para transmitir información de una máquina a otra. Un protocolo de comunicaciones debe

manejar los errores en la transmisión, administrar el enrutamiento y envío de datos y

controlar la transmisión real por medio del uso de señales de estado predeterminadas.

Otros sistemas de redes utilizan el protocolo del sistema de interconexión abierta (OSI). El

manejador de comunicaciones del administrador del sistema para Ethernet y el puerto

Ethernet soportan ambos protocolos, TCP/IP y OSI.

Cada protocolo se puede gestionar a través del protocolo de Internet (IP) hacia rutas de

acceso, centros de información, etc, permitiendo al usuario seleccionar el protocolo que

mejor se adapte para sus instalaciones.

2.6 EQUIPOS UTILIZADOS.

Algunos de los equipos utilizados en el sistema de monitoreo de los parámetros eléctricos

en las instalaciones de la Aeronáutica Civil son los siguientes:

2.6.1 Puerto Ethernet. El puerto Ethernet es la conexión directa a las redes Ethernet y a

las redes TCP/IP, de manera que el sistema supervisor y de control sea accesible a través de

la red local (LAN) o a una red amplia WAN. Para que desde cualquier subestación de

52

energía se pueda supervisar el sistema de distribución eléctrica, mediante una red de

comunicaciones Ethernet o de Internet.

El puerto ethernet, conocido como Gateway es un dispositivo que ejecuta funciones de

enrutamiento, por lo general como un dispositivo autónomo, que además puede traducir del

protocolo de una red al de otra. Además por este dispositivo es por donde salen todos los

"Host" de una red. La capacidad de conversión de protocolo del gateway es importante, la

conversión de protocolo tiene lugar en las capas inferiores, en ocasiones incluyendo a la

capa de transporte. La conversión puede ocurrir de varias formas, como cuando se pasa de

un formato de red de área local a Ethernet (en cuyo caso se cambia el formato del paquete)

o de una convención de archivo patentada a otra en cuyo caso se convierten las

especificaciones del archivo).

2.6.2 Módulos de entrada y salida. El módulo de entrada y salida puede instalarse

fácilmente en la parte posterior del Monitor de circuitos. Hay siete módulos diferentes de

entrada y salida. Los módulos nos proporcionan varias combinaciones de entradas y salidas

analógicas y digitales, estas combinaciones van desde 1 entrada digital y 1 salida digital, a

4 entradas digitales y 4 salidas digitales con 4 entradas analógicas y 4 salidas analógicas.

El bloque de entradas y salidas tiene dos entradas y una salida de relés con características

especiales. El estado de la entrada S1 se puede configurar para aceptar la demanda de un

pulso de sincronismo desde el medidor de demanda. El estado de la entrada S2 es una

entrada de alta velocidad; esta se puede conectar a un relé térmico para dar las señales para

que el monitor de circuitos capture las señales de un suceso. La salida de estado sólido

KYZ es ideal para los pulsos de inicio de algunas aplicaciones. Los relés de clase C, de los

relés mecánicos de salida, máximo 10 A cada uno, pueden ser configurados externamente o

a través del monitor de circuitos. Las entradas analógicas se pueden convertir de 0-5 Vdc a

4-20 mA.

53

2.6.3 Hub (Concentrador). El hub, es un dispositivo inteligente, basado en un

microprocesador, que se encarga de concentrar líneas de comunicaciones. Esta

concentración conduce a economizar líneas, modems, adaptadores y puertos de conexión

central. Su uso puede ser local o remoto.

El concentrador realiza el sondeo (polling) de sus terminales en forma totalmente

independiente y asincrónica de las transmisiones del procesador central (ver figura 5).

Figura 5. Conexiones posibles del Hub a la red de comunicaciones Ethernet

2.6.4 Ethernet media converter (transceiver convertidor de medio). El transceiver, es

un dispositivo utilizado para convertir un medio físico de comunicación a otro, por ejemplo

convertir el medio de comunicación de fibra óptica de 600 nm a UTP (par trenzado sin

blindaje), denominado también de categoría 5; ya que es el medio que maneja

comunicación de computadoras a alta velocidad.

3. MONITOREO DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS EN LAS INSTALACIONES

DE LA AERONÁUTICA CIVIL

Se presentan en este capítulo los resultados del monitoreo realizado a las variables

eléctricas tensión, corriente, factor de potencia, distorsión armónica y potencias, además de

algunas alteraciones en la calidad de la potencia eléctrica como son las caídas temporales

de tensión, Sags y los aumentos de tensión Swells. De la misma forma pérdida total de

tensión denominada INTERRUPCIÓN en los puntos más relevantes del sistema eléctrico

de la AERONAUTICA CIVIL como son el alimentador principal a una tensión de 34.5 kV

y los principales circuitos ramales a 11.4 kV.

3.1 INTRODUCCION

Históricamente, la calidad de la energía eléctrica no había sido un problema mayor. Hasta

hace poco tiempo, en forma genérica, se consideraba que excepto por la continuidad del

servicio, el suministro para la mayoría de los usuarios de la energía eléctrica era

completamente satisfactorio. En ese entonces, la carga de los usuarios era lineal en

naturaleza; es decir, que cuando un voltaje senoidal era suministrado a ella, ésta generaba

una corriente senoidal

Estas cargas lineales estaban constituidas fundamentalmente de iluminación, calentadores y

motores, y en general no eran muy sensibles a variaciones en el suministro de tensión, tales

como transientes y depresiones de tensión (Sags).

Con el advenimiento de la tecnología electrónica de conversión, los actuales equipos

55

tecnificados que componen la carga de los usuarios se han hecho más sensibles a los

disturbios y a las interrupciones de muy corta duración, especialmente aquellos con

funciones de memoria y control basados en microprocesadores y electrónica de potencia.

Es así como las maniobras de bancos de condensadores y caídas de voltaje asociadas con

fallas remotas, que nunca ocasionaban problemas en el pasado, ahora pueden ocasionar

problemas en los equipos de los usuarios.

La percepción de la calidad no es única, está muy relacionada con el tipo de equipos del

usuario y de la forma como este los opera. Dos usuarios conectados a la misma red pueden

tener una opinión muy diferente de la calidad del servicio que se les presta. Igualmente,

para un usuario, esta percepción de la calidad puede cambiar con el tiempo debido a la

adquisición de equipos cada vez más sofisticados.

Para definir en términos generales que es la Calidad de Potencia Eléctrica, se puede utilizar

la definición del Electric Power Research Institute-EPRI: "Cualquier problema de

potencia manifestado en la desviación del voltaje, de la corriente o de la frecuencia

que ocasione falla o mala operación del equipo de un usuario". La calidad de la

potencia está muy relacionada con la Compatibilidad Electromagnética (EMC) y ésta con

todas las clases de influencias eléctricas o electromagnéticas o perturbaciones por

conducción o radiación, en el rango completo de frecuencia desde DC hasta GHz.

56

3.2 PARAMETROS QUE CARACTERIZAN LA CALIDAD DE POTENCIA

Vale la pena revisar los tipos de variaciones que intervienen en la definición de calidad de

la potencia y que pueden ocasionar problemas con las cargas; a su vez, es importante

desarrollar un grupo consistente de definiciones para todas la categorías de variaciones en

los parámetros eléctricos, tal que la información pueda ser compartida entre diferentes

grupos que investigan y analizan estos problemas.

La calidad de la potencia involucra el suministro de voltaje en condiciones nominales, sin

perturbaciones causadas por fenómenos de baja y alta frecuencia que se propagan por

conducción directa.

Las fuentes de perturbaciones de potencia incluyen: descargas atmosféricas directas o

inducidas, fallas por contactos de líneas con árboles, arranque o parada de motores y

operación de procesos industriales tales como soldadura, así como también acciones de

conexión o desconexión de equipos eléctricos o electrónicos.

A continuación se describirán en forma general algunos de los parámetros y fenómenos que

caracterizan la calidad de la potencia eléctrica e igualmente, servirán como referencia

teórica para el estudio de los resultados del monitoreo de las variables eléctricas en las

principales subestaciones de energía de las instalaciones de la AERONAUTICA CIVIL.

3.2.1 Variaciones de frecuencia. No se presentan comúnmente en los sistemas

conectados a una empresa de energía, pero pueden presentarse en sistemas de

autogeneración debido a las variaciones en la carga o a un mal funcionamiento de los

equipos.

3.2.2 Variación de la amplitud. Su descripción está totalmente asociada con la

duración, su descripción y definición es difícil y controversial en algunos casos, debido a

que su rango puede ir desde duraciones extremadamente pequeñas hasta condiciones de

57

estado estable. Sus causas y efectos requieren un análisis cuidadoso para entender el

mecanismo y definir una solución apropiada.

3.2.3 Variación de la forma de onda. Ocurre cuando cargas no lineales demandan una

corriente que no es lineal. Este tipo de perturbaciones puede describirse como una

distorsión armónica por que es fácil analizarla como la superposición de armónicos a la

frecuencia natural del sistema de potencia.

3.2.4 Desbalance. Ocurre cuando cargas monofásicas desiguales se conectan a un sistema

trifásico y ocasionan la pérdida de simetría. Este tipo de perturbación está principalmente

relacionado con las máquinas rotativas y los rectificadores trifásicos.

3.2.5 Continuidad. Este parámetro está relacionado con las interrupciones del suministro

y con su confiabilidad. En la mayoría de los casos y normas no se considera un parámetro

de la calidad de la potencia o del voltaje pero si es indiscutiblemente un parámetro de la

calidad del servicio.

Estos parámetros pueden afectarse por la carga conectada y normalmente se permite un

deterioro de estos sin tomar medidas correctivas, hasta que un fenómeno particular alcance

el nivel de compatibilidad. La calidad del suministro puede definirse en términos de las

desviaciones de estos parámetros de sus valores ideales y la definición de los valores

máximos de desviación, en términos del valor que pueda alcanzar sin que se afecte el

funcionamiento de los equipos eléctricos.

58

3.3 FENÓMENOS DE LA CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA

Algunos de los fenómenos de la calidad de la potencia más comunes y utilizados son los

siguientes.

3.3.1 Interrupciones. Una interrupción es una pérdida completa del suministro de

voltaje usualmente continuo. Cuando el periodo de tiempo es superior a un (1) minuto se

considera que hubo una interrupción permanente en el servicio de energía. Estas

interrupciones pueden ser, como se mencionó anteriormente, de naturaleza permanente o

transitoria y son causadas generalmente por la operación de interruptores o fusibles en el

momento de una falla.

Las interrupciones son medidas por su tiempo de duración de pérdida de la magnitud de

tensión de al menos del 10% de la nominal. La duración de una interrupción dada por una

falla en el sistema de las empresas de servicios es determinada por el tiempo de operación

de los mecanismos de protección de la empresa de servicios. Recierres instantáneos

generalmente limitarán la interrupción causada por fallas momentáneas de menos de 30

ciclos. Recierres retrasados del mecanismo de protección pueden causar una interrupción

momentánea o temporal. La duración de una interrupción dada por un mal funcionamiento

de un equipo o pérdida de conexión puede ser irregular.

Algunas interrupciones pueden ser precedidas por una caída momentánea de tensión (Sag),

cuando estas interrupciones son dadas en la fuente del sistema. El Sag de tensión ocurre

entre el instante de inicio de una falla y la operación del mecanismo de protección.

3.3.2 Sobretensiones. Una sobretensión es un voltaje transitorio de muy corta duración y

gran magnitud. Generalmente son causados por operaciones de maniobra o por descargas

atmosféricas. Los transitorios pueden originarse en circuitos primarios y pasar por los

transformadores de distribución o, por el contrario, surgir en el circuito secundario y afectar

las cargas sensitivas directamente.

59

Muchos usuarios están enterados de que los equipos están sujetos a sobrevoltajes, pero no

conocen ni la magnitud ni la fuente de los mismos.

3.3.3 Baja tensión. Se presenta cuando el valor RMS de la onda de tensión es inferior al

límite mínimo permitido por la norma NTC 1340 (+5% y –10%). Sus causas pueden ser,

sobrecargas, mala instalación o malas conexiones en el sistema de potencia.

3.3.4 Caídas momentáneas de tensión (Voltaje Sags). Un Sag es un decremento de entre

0.1 y 0.9 en pu en el voltaje rms de la onda y con duración que va desde 0.5 ciclos hasta 1

minuto.

La comunidad científica que investiga aspectos de la calidad de la potencia ha usado el

término Sag por muchos años para describir la depresión de voltaje de corta duración.

Aunque el término no ha sido formalmente definido, éste ha tenido una creciente

aceptación y uso por empresas de servicios, consultores, fabricantes y usuarios. La

definición de la IEC relacionada con este fenómeno es la de Dip. Los dos términos son

considerados intercambiables, siendo el Sag el término mas comúnmente utilizado en

América.

La terminología usada para describir la magnitud de un voltaje Sag es a menudo confusa.

Un “Sag del 20%” puede referirse a un Sag que resulta en un voltaje de 0.8 pu ó 0.2 pu. La

terminología deberá ser única, que no genere dudas en los términos del nivel de voltaje:

“Sag de 0.8 pu” es un Sag cuya magnitud fue del 20%. Cuando no se especifica otra cosa,

un Sag del 20% será un evento durante el cual el voltaje rms se decrementa en un 20% a un

valor de 0.8 pu. El voltaje nominal o base deberá ser especificado.

Los voltajes Sags son normalmente asociados con fallas en el sistema pero también pueden

ser causados por la energización de grandes cargas o arranque de grandes motores. El 80%

de los Sags producidos son de alrededor de 3 ciclos antes que el interruptor de la

subestación esté disponible para abrir la corriente de falla. Tiempos típicos de apertura de

60

fallas son del rango de 3 a 30 ciclos, dependiendo de la magnitud de la corriente de falla y

del tipo de protección de sobrecorriente.

Un motor de inducción requerirá de 6 a 10 veces la corriente a plena carga durante el

tiempo de arranque. Si la magnitud de la corriente es relativamente grande con respecto a la

corriente de falla del sistema en el punto de conexión, la resultante será la aparición de un

voltaje Sag significativo. Se debe recalcar la diferencia entre los voltajes Sags producidos

por fallas en el sistema y los voltajes Sags producidos por arranques de motores.

Las duraciones de los Sags son divididas en tres categorías; instantáneas, momentáneas y

temporales, las cuales coinciden con tres categorías de interrupciones y Swells. La norma

IEEE/1159-1995 clasifica estos fenómenos de calidad de potencia, los cuales se indican en

la tabla 3. Estos tiempos de duración corresponden a tiempos de operación de mecanismos

de protección de las empresas de servicios, las cuales son recomendadas por

organizaciones internacionales.

61

Tabla 3. Fenómenos que caracterizan la calidad de potencia eléctrica, IEEE/1159-1995

Categoría Contenido espectraltípico Duración típica Magnitud del

voltaje típico1.0 transitorios. 1.1 Impulso. 1.1.1 Nanosegundos 5 ns de subida < 50 ns 1.1.2 Microsegundos 1 µs de subida 50 ns – 1 ms 1.1.3 Milisegundos 0.1 ms de subida > 1 ms 1.2 Oscilaciones 1.2.1 Baja frecuencia < 5 kHz 0.3 – 50 ms 0-4 pu 1.2.2 Media frecuencia 5-500 kHz 20 µs 0-8 pu 1.2.3 Alta frecuencia 0.5-5 MHz 5 µs 0-4 pu2.0 Variaciones de corta duración 2.1 Instantáneas 2.1.1 Sag 0.5-30 ciclos 0.1-0.9 pu 2.1.2 Swell 0.5-30 ciclos 1.1-1.8 pu 2.2 Momentánea 2.2.1 Interrupción 0.5 ciclos-3 s < 0.1 pu 2.2.2 Sag 30 ciclos-3 s 0.1-0.9 pu 2.2.3 Swell 30 ciclos-3 s 1.1-1.4 pu 2.3 Temporales 2.3.1 Interrupción 3 s – 1 min < 0.1 pu 2.3.2 Sag 3 s – 1 min 0.1-0.9 pu 2.3.3 Swell 3 s – 1 min 1.1-1.2 pu3.0 Variaciones de larga duración 3.1 Interrupción sostenida > 1 min 0-0 pu 3.2 Sub voltaje > 1 min 0.8-0.9 pu 3.3 Sobre voltaje > 1 min 1.1-1.2 pu4.0 Desbalance de voltajes Estado estable 0.5-2 %5.0 Distorsión en la forma de onda 5.1 offset DC. Estado estable 0-0.1 % 5.2 Armónicos 0-100th h Estado estable 0-20 % 5.3 Inter armónicos 0.6 kHz Estado estable 0-2 % 5.4 Muescas Estado estable 5.5 Ruido Banda – Ancha Estado estable 0-1 % 6.0 Fluctuaciones de voltaje < 25 Hz Intermitente 0.1-7 % 7.0 Variaciones de frecuencia < 10 s

3.3.5 Elevación momentánea de tensión (Voltaje Swell). Un Swell es definido como un

incremento entre 1.1 y 1.8 pu, en el valor nominal de tensión con una duración de entre 0.5

ciclos y 1 minuto.

62

Los Swells son usualmente asociados con condiciones de falla en el sistema, pero no son

tan comunes como los Sags. Una forma que un Swell pueda ocurrir es el incremento

temporal del voltaje durante un desbalance de fases en una falla fase a tierra. Los Swells

también pueden ocurrir por la desconexion de grandes cargas o grandes bancos de

capacitores.

Los Swells son caracterizados por su magnitud (valor rms) y su duración. Muchos de los

voltajes Swells durante una condición de falla dependen de la localización de la falla, de la

impedancia del sistema y del sistema de conexión a tierra. En un sistema no aterrizado, con

una impedancia de secuencia cero infinita, voltajes línea a tierra en las fases no aterrizadas

serán 1.73 veces la tensión normal fase tierra durante una condición de falla fase-tierra.

Cerca de la subestación, en un sistema aterrizado, habrá un pequeño incremento de voltaje

o no lo habrá en las fases sanas por que el transformador de la subestación tiene forma de

conexión ∆-Y, suministrando un camino de secuencia cero bajo, para corrientes de falla.

Fallas en diferentes puntos a lo largo del sistema de 4 hilos, como los alimentadores

multiaterrizados tendrán diferentes grados de voltaje Swells en las fases no falladas. Un

Swell del 15% es común en alimentadores de empresas de servicios.

3.3.6 Elevación de tensión (sobretensión). Es el voltaje, en estado estable, generado con

una amplitud mayor a la de los limites establecidos. Usualmente las elevaciones de tensión

son el resultado de inadecuadas prácticas de regulación.

3.3.7 Flicker. Es un cambio perceptible en la luminosidad de las lámparas incandescentes

producido por un cambio repentino en el voltaje de alimentación. Las variaciones de

luminosidad definen dos limites:

• Umbral de perceptibilidad. Es el menor voltaje de flicker para el cual el cambio en la

intensidad luminosa es discernible para la mayoría de la población.

• Borde de irritación. Es el nivel de voltaje flicker para el cual el cambio es una

cantidad que no puede ser definida con precisión debido a:

63

- Sensibilidad del ojo humano

- Tipo de lámpara

- Naturaleza de los cambios de voltaje

- Tasa de cambio

- Duración del cambio

- Frecuencia de ocurrencia

El ojo humano es especialmente sensible a las variaciones luminosas que ocurren cuando el

voltaje de suplencia es modulado a frecuencias por debajo de 30 Hz, la sensibilidad es

máxima en el rango de 6 a 10 Hz. En este caso, el límite de perceptibilidad en lámparas

incandescentes de tamaño normal está cerca del 0.25 % en fluctuaciones de voltaje y el

límite de irritación está cerca del 0.4 %. Los hornos de arco son una fuente de fluctuaciones

de flicker en el rango de 0.5 a 30 Hz, aunque este tipo de carga es el que provoca mayores

problemas de flicker, existen otras cargas o condiciones que lo pueden ocasionar, tales

como:

- Corto circuito

- Operación de pararrayos

- Transitorios debido a maniobras

- Arranque de grandes motores

- Motores con cargas variables tales como compresores y bombas que ocasionan

fluctuaciones cíclicas

- Soldadores eléctricos

- Hornos de inducción

3.3.8 Armónicos. Son componentes en la onda de 60 Hz, que causan distorsión debido a

las frecuencias diferentes a la fundamental. En un sistema de suministro de energía eléctrica

ideal, el voltaje de alimentación es perfectamente senoidal y la corriente que cada carga

solicita es igualmente senoidal. En la práctica no sucede así, y las corrientes no son

perfectamente senoidales, ocasionando distorsiones en los voltajes que alimentan las

propias cargas y la de los usuarios vecinos en algunos casos. La desviación que se tenga de

64

la forma de onda con respecto a una del tipo perfectamente senoidal se suele expresar en

términos de porcentajes de distorsión armónica tanto para el voltaje como para la corriente.

Figura 6. Forma gráfica de las perturbaciones típicas de tensión

El fenómeno de distorsión de las formas de onda del voltaje y la corriente no es nuevo, ni

es un problema de la época. Siempre ha existido desde que se inventaron los sistemas de

corriente alterna, pero al principio los sistemas tenían pocas fuentes de distorsión. La fuente

de distorsión típica era la saturación de los transformadores y algunos tipos de cargas no

lineales como hornos de arco y equipos de soldadura. Los efectos nocivos se producían

sobre máquinas sincrónicas y motores de inducción, lo mismo que sobre líneas telefónicas

donde se generaban interferencias. También se presentaban fallas en capacitores de

potencia. Muchos de los problemas se solucionaban con una selección adecuada de la

conexión del transformador delta - estrella.

Una onda distorsionada periódica se puede descomponer en una componente que se

denomina la fundamental más una serie de ondas que tienen una frecuencia que es un

múltiplo entero de la fundamental.

65

La Figura 7. ilustra la onda fundamental de 60 Hz y los armónicos de orden 2, 3, 4 y 5.

Figura 7. Onda de frecuencia fundamental (60 Hz) y Armónicos de orden 2, 3 ,4 y 5

La figura 8. muestra como una onda cualquiera distorsionada se puede descomponer en la

fundamental y dos armónicos de tercer y quinto orden.

Figura 8. Forma de onda distorsionada compuesta de una fundamental a 60 Hz Yarmónicos tercero y quinto.

66

La distorsión armónica total se puede dar a partir del factor llamado (THD) el cual es usado

para definir el efecto de armónicos sobre el voltaje de un sistema de potencia. Este es usado

en sistemas de bajo voltaje, medio voltaje y alto voltaje. Este factor es expresado como un

porcentaje del fundamental y es definido de la siguiente forma.

THDV=Suma de los cuadrados de las amplitudes de los armonicos de voltaje

El cuadrado de la amplitud del voltaje fundamental *100%

THDV =

V

v

hh

n2

2

1

100%=

∑*

3.3.8.1 Los armónicos y su efecto en los sistemas eléctricos actuales. En la actualidad,

aparte de que existe un reglamento que regula lo correspondiente a las distorsiones en la

forma de la onda, se puede enunciar tres razones fundamentales para darle la importancia

debida a los armónicos:

1. Se ha incrementado la utilización de convertidores estáticos de potencia.

2. Con el aumento del tamaño de la red las posibilidades de resonancias también

aumentan.

3. Los equipos y cargas son cada vez más sensibles a los armónicos.

Los convertidores estáticos de potencia son dispositivos electrónicos construidos con

semiconductores que convierten una fuente de potencia de una frecuencia a otra fuente de

potencia pero de una frecuencia diferente (frecuencia que puede ser cero cuando la

conversión es a AC-DC).

Los convertidores estáticos más utilizados en la industria son los rectificadores, que

convierten potencia AC a DC y los inversores que convierten potencia DC en AC.

67

El usuario normalmente realiza compensación de potencia reactiva mediante la colocación

de capacitores bien sea para mejorar su factor de potencia o para ejercer control en la

magnitud del voltaje. Estos capacitores quedan en paralelo con la inductancia total

equivalente que representa la impedancia de la red de potencia. Una condición de

resonancia puede aparecer a la frecuencia dada por la siguiente expresión:

fresonancia = 1

21

π LC

Donde L es la inductancia equivalente del sistema y C la capacitancia del banco

compensador.

Si una corriente que puede provenir del convertidor estático de potencia tiene un armónico

de una frecuencia cercana a la anterior frecuencia de resonancia se presentarán altas

corrientes sobre el capacitor que pueden llegar a dañarlo. Lo anterior se conoce como una

amplificación de corriente debido a la condición resonante. Para esta misma condición se

presentarán sobrevoltajes armónicos.

Para corregir lo anterior, lo que normalmente se hace es colocar un filtro de absorción. El

filtro básico se diseña sintonizando el capacitor que se ha utilizado para la compensación de

reactivos con una inductancia en serie, de manera que a la frecuencia del armónico esta

rama tenga una baja impedancia y el armónico no se propague por el resto del sistema.

Existen otros aspectos que es importante tener en cuenta y tienen que ver con la operación

de equipos en ambientes productores de armónicos:

1. Las máquinas-herramientas controladas mediante computadora y algunos controladores

digitales pueden ser sensibles a los armónicos.

2. Los cables aislados aumentan el calentamiento de su dieléctrico con los armónicos

debido a tensiones elevadas.

3. En los medidores del tipo inductivo se puede afectar la medida con la presencia de

corrientes armónicas.

68

4. Las corrientes armónicas pueden causar fallas en los capacitores.

5. Las máquinas rotativas, lo mismo que los transformadores sufren un recalentamiento en

presencia de armónicos, lo cual hace que su diseño en este ambiente deba ser más

conservativo.

6. En los sistemas de comunicación los armónicos son realmente un dolor de cabeza debido

a las interferencias que generan.

Los armónicos se deben tener en cuenta en los diseños modernos de las plantas y

establecer medidas adecuadas de mitigación cuando se prevea o se detecte su presencia.

3.3.8.2 Efectos de los armónicos. Los efectos de los armónicos se pueden agrupar en

tres grandes categorías:

1. Efectos sobre el propio sistema de potencia.

2. Efecto sobre cargas de los usuarios

3. Efectos sobre los circuitos de comunicaciones

Sobre el sistema de potencia los armónicos de corriente pueden causar sobrecalentamiento

y disminución de vida útil de equipos como transformadores y motores. La situación se

agrava cuando en el sistema de potencia se crean condiciones resonantes que amplifican

armónicos de corriente como es el caso de la amplificación de corrientes en capacitores.

También se pueden causar interferencias en medidores y relés de protección.

El disparo de los tiristores se puede afectar en un ambiente de polución armónica. Los relés

de protección pueden disparar en forma incorrecta. Equipos como mandos de motores y

fuentes de computadoras se pueden ver afectados por los armónicos. Los armónicos de

corriente cuando fluyen por una red cercana a una línea de comunicaciones pueden inducir

ruido sobre las mismas.

69

Los armónicos de voltaje pueden causar esfuerzos grandes en el aislamiento de algunos

equipos, particularmente en capacitores. El capacitor normalmente es un equipo

sobredimensionado para voltaje, pero cuando se superan ciertos límites pueden aparecer

descargas parciales sobre el aislamiento del mismo y terminar en falla de los bancos de

capacitores.

3.3.8.3 Fuentes de armonicos. En forma general un armónico es generado por una carga

o por un equipo funcionado en forma no lineal.

Existen muchas fuentes de armónicos, pero la más común es la debida a los convertidores

estáticos de potencia. Este tipo de carga ha crecido en número y cantidad. Es muy común

en la industria este tipo de conversión de potencia aunque existen otros tipos de carga como

hornos de arco y lámparas fluorescentes. La corriente magnetizante en los transformadores

también es una fuente importante de generación de armónicos de corriente.

Las corrientes armónicas que se generan debido a la presencia de dispositivos no lineales

causan distorsión en el voltaje y a su vez causan problemas en otros equipos que comparten

la misma barra de alimentación.

3.3.8.4 Convertidores estáticos de potencia. La principal aplicación de los convertidores

estáticos de potencia está en los ADS (Adjustable-Speed Drives) para el control de

velocidad de motores.

La función básica de un convertidor estático de potencia es la conversión de potencia de

una frecuencia a otra frecuencia. Lo usual es la conversión AC-DC.

Los elementos de suicheo pueden ser diodos, tiristores GTO, IGBT.

Algunos ejemplos de cargas no lineales se observan en las figuras siguientes

70

Figura 9. forma de onda y espectro armónico de una lámpara fluorescente

Figura 10. Forma de onda y espectro armónico de lámpara fluorescente de balastoelectrónico

Figura 11. Forma de onda y espectro armónico de un puente rectificador de 6pulsos.

71

3.3.9 Norma IEEE 519 1992. “IEEE Recommended Practices and Requirements for

Harmonic Control in Electric Power Systems”. La norma IEEE 519 surgió como una

necesidad de unificar una serie de criterios para el manejo de las cargas de tipo no lineal y

los problemas que éstas ocasionaban a los equipos de la misma planta y en otras que estén

conectadas a la misma barra. La norma IEEE 519 es una guía con una serie de

recomendaciones prácticas para el diseñador y el analista en el control de armónicos.

Este estándar aplica en dos direcciones: desde el punto de vista de la empresa de servicios

de electricidad y desde el punto de vista del usuario individual. En este sentido el propósito

de la norma es limitar los niveles de armónicos de acuerdo a dos criterios básicos

1. Establecer un limite en la cantidad de armónicos de corriente que el usuario individual

puede inyectar a la red en el punto de acople común, PCC, con la red de servicios

públicos.

2. Establecer un limite en el nivel de contenido armónico del voltaje suministrado por la

empresa prestadora del servicio de electricidad, en el punto de acople común, PCC.

3.3.9.1 Guía para usuarios individuales. La limitación que debe hacer el usuario

individual es la cantidad de contenido armónico de corriente que puede inyectar a la red de

energía con relación al tamaño de la fuente. Se puede decir en términos generales que el

usuario que puede tener restricciones es el gran consumidor teniendo la misma referencia

de nivel de tensión de un usuario de menor consumo. Dicho lo anterior en términos más

sencillos, un usuario cuya corriente sea muy pequeña comparada con la corriente que es

capaz de entregar la fuente y a pesar de que su corriente sea distorsionada no va a generar

ningún problema sobre la red.

Para establecer el tamaño relativo de la carga del usuario con respecto a la fuente se define

la relación de corto circuito (SCR) en el punto de acople común (PCC) de acuerdo a la

siguiente relación:

72

SCR = MVA

MVASC

LMAX

=IISC

L

MVASC = Potencia de corto circuito en el punto de acople común

(PCC).

MVALMAX = Potencia de carga máxima sostenida durante un periodo

de tiempo de 30 minutos.

Donde ISC corresponde a la corriente de corto circuito en el punto común de acople PCC e

IL a la corriente de carga. La corriente de carga corresponde a la demanda máxima. El

término para este tipo de distorsión referido a la corriente de demanda máxima se denomina

distorsión total de demanda, TDD, en lugar del término distorsión armónica total en

corriente, THD.

De la anterior relación se concluye que su valor debe ser alto para usuarios relativamente

pequeños

El factor de distorsión armónica total en corriente está dado por la relación:

THDI=Suma de los cuadrados de las amplitudes de los armonicos de corriente

El cuadrado de la amplitud de la corriente fundamental*100%

THDI =

I

I

hh

n

f

2

2 100%=∑

*

El factor de distorsión total de demanda puede ser calculado a partir de la distorsión total en

corriente, THD, de la siguiente forma:

73

TDD = THDI * I

IF

LMAX

IF = Corriente fundamental.

ILMAX = Corriente máxima de carga sostenida por un periodo de 30 min.

Las tablas 4, 5, y 6, muestran los límites de distorsión armónica en corriente para usuarios

individuales, TDD, dependiendo del nivel de tensión al que se encuentren para diferentes

rangos de la relación SCR. También se muestra los límites recomendados para distorsión

armónica en corriente individual.

Tabla 4. Límites de distorsión armónica en corriente para un sistema dedistribución general (Tensiones entre 120 V – 69000 V)

Máxima distorsión armónica en % con respecto a IL

Orden del armónico individualISC/IL <11 11≤h<17 17≤h<23 23≤h<35 35≤h TDD<20 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0

20<50 7.0 3.5 2.5 1.0 0.5 8.050<100 10.0 4.5 4.0 1.5 0.7 12.0

100<1000 12.0 5.5 5.0 2.0 1.0 15.0>1000 15.0 7.0 6.0 2.5 1.4 20.0

Tabla 5. Límites de distorsión armónica en corriente para un sistema desubtransmisión general (Tensiones entre 69001 V – 161000 V)


Orden del armónico individualISC/IL <11 11≤h<17 17≤h<23 23≤h<35 35≤h TDD<20 2.0 1.0 0.75 0.3 0.15 2.5

20<50 3.5 1.75 1.25 0.5 0.25 4.050<100 5.0 2.25 2.0 0.75 0.35 6.0

100<1000 6.0 2.75 2.5 1.0 0.5 7.5>1000 7.5 3.5 3.0 1.25 0.7 10.0

74

Tabla 6. Límites de distorsión armónica en corriente para un sistema de transmisióngeneral (Tensiones > 161000 V)


Orden del armónico individualISC/IL <11 11≤h<17 17≤h<23 23≤h<35 35≤h TDD<50 2.0 1.0 0.75 0.3 0.15 2.5≥50 3.0 1.5 1.15 0.45 0.22 3.75

ISC = Corriente de corto circuito en el punto de acople común PCC.

IL = Máxima demanda en corriente de carga ( a la frecuencia fundamental) en el punto de

acople común PCC.

Las tablas 3 a la 5 son válidas para armónicos individuales. Para armónicos pares serán el

25 % del límite que se da para armónicos impares, según IEEE 519/1992.

3.3.9.2 Guía para la empresa suministradora de energía. El segundo criterio que se

establece en la norma IEEE-519 es lo referente a los límites de distorsión que debe tener la

fuente de tensión en el punto común de acople PCC. Se supone que estos límites garantizan

a un usuario que esté conectado en este punto de acople común no tener problemas con la

forma de onda de voltaje. En la tabla 7 se dan estos límites de distorsión en tensión para

periodos de duración superior a una hora.

Tabla 7. Límites de distorsión en tensión

Tensión en el PCC Distorsión individual entensión (%)

Distorsión total de tensiónTHD (%)

<69 kV 3.0 5.069 kV – 161 kV 1.5 2.5

>161 kV 1.0 1.5

75

3.4 PROCEDIMIENTO SEGUIDO PARA EL MONITOREO DE LAS VARIABLES

ELÉCTRICAS EN LAS INSTALACIONES DE LA AERONÁUTICA CIVIL.

Para lograr los objetivos deseados de conocer el estado real en que se encuentran las

variables eléctricas tensión, corriente, factor de potencia, distorsiones armónicas, y

potencias, se hizo el seguimiento a los monitores ubicados en la acometida principal a una

tensión de 34.5 kV proveniente de la subestación FONTIBON, y en los principales

circuitos ramales del sistema eléctrico de la Aeronáutica Civil, como lo son: subestación de

energía CNA, subestación de energía ELDORADO y subestaciónes de energía A y B, a un

nivel de tensión de 11.4 kV. Estos circuitos provienen de un transformador SIEMENS con

capacidad para 4-5 MVA ONAN-ONAF que se encuentra en la subestación principal de la

Aeronáutica Civil.

Para la medición y evaluación de estas variables fueron utilizados equipos de monitoreo

POWERLOGIC en el punto de acople común y en los alimentadores principales de las

subestaciones mencionadas anteriormente. Estas mediciones se hicieron en un tiempo de

dos semanas (15 días) con una rata de muestreo de 10 minutos. Cabe resaltar que las

mediciones fueron realizadas durante el mismo periodo de tiempo; ésto quiere decir que

los equipos fueron programados al mismo tiempo para poder obtener así una mejor

correlación de las bases de datos obtenidas en los distintos puntos del sistema.

Cada monitor de red POWERLOGIC fue programado para que generara una base de datos

de aproximadamente 25000 registros que correspondían a las lecturas de Tensiónes línea a

línea, Corrientes de línea, Frecuencia, Potencia activa, reactiva y aparente en cada una de

las fases, Factor de potencia en cada fase y Distorsión armónica de voltaje y corriente,

además de programar alarmas para detectar tanto elevaciones como caídas momentáneas

de voltaje conocidas mas comúnmente con el nombre de Sags y Swells e interrupciones que

pudieran presentarse en la acometida del alimentador principal. Estas últimas sólo se

programaron en el equipo que monitoreaba este alimentador.

76

Es importante recalcar que las bases de datos obtenidas en el periodo de tiempo de dos

semanas (tiempo del monitoreo realizado) consistieron de aproximadamente 50000 datos

con 3 capturas de forma de onda de 4 ciclos y 2 capturas de forma de onda extendida de 12

ciclos por equipo; esto quiere decir que cada semana fue necesario descargar la base de

datos existente a la memoria de un computador portátil y así dar paso a los nuevos datos de

la siguiente semana, debido a que con la mitad de los datos (25000), la memoria del equipo

se utilizaba en un 98% lo cual necesariamente exigía “limpiarla” para poder almacenar

nueva información.

Los resultados de las mediciones obtenidas en cada uno de los diferentes puntos del sistema

se presentan en el numeral 3.6 de este capítulo. Estos se comparan con los valores

nominales calculados, siendo mostrados en forma gráfica para una mejor visualización y

análisis de los resultados obtenidos.

77

3.5 REFERENCIAS Y NORMAS UTILIZADAS.

Para el análisis del comportamiento de las variables eléctricas monitoreadas durante un

periodo de tiempo de dos semanas se utilizan como referencia de los valores permitidos o

considerados como aceptables las normas y especificaciones indicadas a continuación.

♦ NORMA IEEE 519-1992 “Recomended practices and Requerements for Harmonic

Control in Electrical Power System”, para las distorsiones armónicas permisibles.

♦ NORMA IEEE std 446-1987 “Recomended practices for emergency and standby power

sistems for industrial and comercial application”.

♦ NORMA IEEE 1159-1995 “Recomended Practice For Monitoring Electric Power

Quality”.

♦ NORMA NTC 1340, NEC 1986 y ANSI C84.1 variaciones de la red en estado estable

(perturbaciones tipo III) en +5 % y –10 % con respecto al valor nominal.

♦ Reglamento de distribución de energía eléctrica CREG 070 de 1998

♦ Reglamento de distribución de energía eléctrica CREG 108 de 1997

En la tabla 8, se resumen los principales aspectos de evaluación y sus límites permisibles,

los cuales son utilizados como parámetros de evaluación.

78

3.5.1 Rangos típicos de entrada y parámetros de la carga para la calidad de la

potencia eléctrica

Tabla 8. Parámetros y rangos establecidos para la calidad de la potencia eléctrica

PARAMETRO* RANGO O MÁXIMO PERMITIDO

1) Regulación de tensiónen estado estable

(+5 %, -10 %) al (+6 %, -13 %) (ANSI C84. 1/70).

2) Desbalances en tensión Subtensiones momentáneas

Sobretensiones por transientes

(-25 a 30 %) Para tiempos menores a 0.5 s

(+150% a 200%) para tiempos menores a 0.2 ms3) Distorsión armónica en tensión

individual y total **(3% a5%)

4) Variaciones en frecuencia 60 Hz +/-0.5 Hz a +/- 1 Hz

5) Cambios en rata de frecuencia 1 Hz/s

6) Desbalances de tensión trifásica*** 2.5 % a 5 %

7) Desbalances de carga trifásicos**** 5 % al 20 % máximo para las tres fases

8) Factor de potencia 0.8 a 0.9 (0.9 en Colombia)

*Los parámetros 1), 2), 5) y 6) dependen de la fuente de alimentación, mientras que los

parámetros 3) y 7) son el producto de la interacción de la fuente y la red.

**Calculado como la suma de todos los valores armónicos sumados vectorialmente.

***Calculado como % de desbalance trifásico. 3

100* ( )

*V V

Vab Vbc VcaMAX MIN−

+ +

****Calculado como la máxima desviación de la corriente en las tres fases.

Desbalance en corriente=100*(máxima desviación del promedio de la corriente)

promedio de corriente

79

3.6 RESULTADOS OBTENIDOS

A continuación se presentan los resultados que arrojó el monitoreo realizado durante dos

semanas en el alimentador de la subestacion principal a 34.5 kV, en los anexos A, B, C, D,

E y F, respectivamente se presentan las tablas del resumen del monitoreo a las

subestaciones de energía, ElDORADO, CNA y subestaciones A y B, a un nivel de tensión

de 11.4 kV, debido a que el procedimiento usado para el análisis de datos de la subestación

principal es similar al de las mencionadas anteriormente.

3.6.1 Subestación principal de energía a 34.5kV celda (+HO)

3.6.1.1 Distorsión por armónicos. Los niveles de distorsión armónica total e individual en

Tensión se presentan en la tabla 9.

Tabla 9. Niveles de THD total e individual en tensión. Subestación principal deenergía, celda +HO a 34.5 kV. 26/09/00-13/10/00

ValorDistorsión en la

tensión AB (%)

Distorsión en la

tensión CB (%)

Distorsión en la

tensión CA (%)

THD en tensión 2.7 2.5 2.4

Límite para THD total en

tensión IEEE/5195.0 5.0 5.0

ValorDistorsión en la

tensión AN (%)

Distorsión en la

tensión BN (%)

Distorsión en la

tensión CN (%)

THD individual quinto

armónico (valor máximo

medido).

1.80 1.65 1.55

Límite para armónicos

individuales IEEE/5193.0 3.0 3.0

Como se observa en la tabla 9, los niveles de distorsión armónica en tensión están por

debajo de los límites estipulados por la norma IEEE-519/1992, (ver Tabla 10) en donde se

80

indica que, para niveles de tensión menores a 69 kV, la distorsión para armónicos

individuales en voltaje no debe superar el 3.0 %, y la distorsión total en voltaje THD no

debe ser mayor al 5.0 %.

Tabla 10. Límites de distorsión armónica en tensión según norma IEEE 519/1992.

Tensión en el PCCDistorsión individual de

tensión (%)

Distorsión total de tensión

THD (%)

<69 kV 3.0 5.0

69 kV – 161 kV 1.5 2.5

>161 kV 1.0 1.5

Es importante resaltar que los valores individuales de armónicos son obtenidos de capturas

de forma de onda y no por el muestreo que realiza el equipo de medida POWERLOGIC

cada 10 minutos en el tiempo total de monitoreo. Estas capturas de forma de onda son

realizadas en los instantes de máxima carga en donde los armónicos son más relevantes

dependiendo del tipo y cantidad de carga que se acopla al sistema, a su vez las capturas de

forma de onda brindan la posibilidad de un análisis espectral para armónicos individuales

hasta el armónico 31.

La distorsión armónica total en corriente THD que arrojó el equipo de medida como valores

máximos por fase fueron: 8.8%, 8.2% y 8.6% respectivamente.

Para poder referir estos datos de distorsión armónica en corriente con respecto a la norma

IEEE 519/1992 se debe “convertirlos” a valores TDD (distorsión total de demanda), y

conocer la relación: ISC / IL.

El factor de distorsión total de demanda puede ser calculado a partir de la distorsión total en

corriente THD de la siguiente forma:

TDD THDI

IIF

LMAX

= *

81

En este caso la corriente máxima de carga sostenida por un periodo de tiempo de 40

minutos es de 36 A. Este tiempo es superior al tiempo exigido por la norma que es de 15 a

30 minutos como mínimo. Por otro lado, como se dijo anteriormente, también se debe

conocer el tamaño relativo de la carga del usuario con respecto al sistema de potencia al

cual está conectado por la relación ISC / IL, este valor se calcula continuación:

1ISC= 3.4 kA Corriente de corto circuito en el PCC

IL = 36 A Corriente de carga máxima sostenida por un periodo

mínimo de 15 a 30 minutos

Donde ISC / IL = 3400 / 36 = 94 Tamaño relativo del sistema con

respecto a la carga.

Este valor de 94 está entre 50 y100 para la relación ISC / IL según la norma IEEE 519/1992,

con una distorsión total de demanda máxima TDD de 12 % (ver Tabla 11). Los valores

TDD máximos calculados para cada valor THD por fase en corriente, además de los

armónicos individuales en corriente se muestran en la tabla 12.

1 Las corrientes de corto circuito fueron calculadas mediante el programa ETAP POWERSTATIÓN, para cada uno de los puntos de las subestaciones donde se realizo análisispara armónicos.

82

Tabla 11. Límites de distorsión armónica en corriente para un sistema de distribucióngeneral (Tensiones entre 120 V – 69000 V) según norma IEEE 519-1992


Orden del armónico individual

ISC/IL <11 11≤h<17 17≤h<23 23≤h<35 35≤h TDD

<20 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0

20-50 7.0 3.5 2.5 1.0 0.5 8.0

50-100 10.0 4.5 4.0 1.5 0.7 12.0

100-1000 12.0 5.5 5.0 2.0 1.0 15.0

>1000 15.0 7.0 6.0 2.5 1.4 20.0

Tabla 12. Niveles de THD total e individual en corriente. Subestación principal deenergía, celda +HO a 34.5 kV. 26/09/00-13/10/00

Valor Fase A (%) Fase B (%) Fase C (%)

THD en corriente (medido) 8.8 8.2 8.6

TDD en corriente (calculado) 4.16 3.87 3.95

Limite para TDD total en corriente.

IEEE 519-199212.0 12.0 12.0

Distorsión individual armónico de

orden 30.79 1.42 1.02


orden 51.78 1.50 1.91


orden 71.87 1.55 0.92

Limite para armónicos individuales

<11. IEEE/51910.0 10.0 10.0

Como se observa en la Tabla 12, los límites de distorsión de demanda máxima TDD, así

como los límites para armónicos individuales en corriente, (solo se presentan los más altos,

83

3,5 y 7), se encuentran por debajo de los límites establecidos por la norma IEEE 519-1992.

(ver Tabla 11)

En las figuras 12 a 22 se presentan las formas de onda de cada una de las fases, tanto en

tensión como en corriente, además, se muestra el análisis espectral de cada una de las

formas de onda que presentan los armónicos individuales hasta el orden 31. Las magnitudes

se presentan en porcentaje del fundamental.

84

Figura 12. Forma de onda en tensión de la fase A. Subestación principal de energía,celda +HO a 34.5 kV.

Figura 13. Análisis espectral de armónicos en tensión fase A. Subestación principal deenergía, celda +HO a 34.5 kV.

Figura 14. Forma de onda en tensión de la fase B. Subestación principal de energía,celda +HO a 34.5 kV.

Tensión Fase 1-NResolución Normal

Tensi

ón

Milisegundos

-30000

-20000

-10000

0

10000

20000

30000

0 25 50 75 100 125 150 175 200

Tensión Fase 1-NAnálisis Espectral (rango de ciclo 1 - 4) - Resolución Normal

Po

rce

nta

je d

e F

un

da

me

nta

l

Armónicos

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75

0 5 10 15 20 25 30

Intensidad Fase 2Resolución Normal

Inte

nsi

dad

Milisegundos

-50

-25

0

25

50

0 25 50 75 100 125 150 175 200

85

Figura 15. Análisis espectral de armónicos en tensión fase B. Subestación principalde energía, celda +HO a 34.5 kV.

Figura 16. Forma de onda en tensión de la fase C. Subestación principal de energía,celda +HO a 34.5 kV.

Figura 17. Análisis espectral de armónicos en tensión fase C. Subestación principal deenergía, celda +HO a 34.5 kV.


Po

rce

nta

je d

e F

un

da

me

nta

l

Armónicos

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

0 5 10 15 20 25 30

Tensión Fase 3-NResolución Normal

Tensi

ón

Milisegundos

-30000

-20000

-10000

0

10000

20000

30000

0 25 50 75 100 125 150 175 200


Po

rce

nta

je d

e F

un

da

me

nta

l

Armónicos

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

0 5 10 15 20 25 30

86

Figura 18. Forma de onda en corriente de la fase A. Subestación principal de energía,celda +HO a 34.5 kV.

Figura 19. Análisis espectral de armónicos en corriente fase A. Subestación principalde energía, celda +HO a 34.5 kV.

Figura 20. Forma de onda en corriente de la fase B. Subestación principal de energía,celda +HO a 34.5 kV.


Inte

nsi

dad

Milisegundos

-50

-25

0

25

50

0 25 50 75 100 125 150 175 200

Intensidad Fase 1Análisis Espectral (rango de ciclo 1 - 4) - Resolución Normal

Po

rce

nta

je d

e F

un

da

me

nta

l

Armónicos

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75

0 5 10 15 20 25 30


Inte

nsi

dad

Milisegundos

-50

-25

0

25

50

0 25 50 75 100 125 150 175 200

87

Figura 21. Análisis espectral de armónicos en corriente fase B. Subestación principalde energía, celda +HO a 34.5 kV.

Figura 22. Forma de onda en corriente de la fase C. Subestación principal de energía,celda +HO a 34.5 kV.

Figura 23. Análisis espectral de armónicos en corriente fase C. Subestación principalde energía, celda +HO a 34.5 kV.


Po

rce

nta

je d

e F

un

da

me

nta

l

Armónicos

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

0 5 10 15 20 25 30


Inte

nsi

dad

Milisegundos

-50

-25

0

25

50

0 25 50 75 100 125 150 175 200


Po

rce

nta

je d

e F

un

da

me

nta

l

Armónicos

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.251.50

1.75

2.00

0 5 10 15 20 25 30

88

3.6.1.2 Niveles y desbalances de tensión. El valor nominal de tensión establecido para

esta acometida es de 34.5 kV, pero se encontraron valores máximos promedios y mínimos

superiores al valor nominal de la tensión de línea. Estos resultados obtenidos se presentan

en la tabla 13.

Tabla 13. Valores máximo, promedio y mínimo en la tensión de línea. Subestaciónprincipal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

Valor Tensión nominal

(Voltios)

Tensión de línea

(Voltios)

Variación en tensión de línea

[%]

Máximo 34500 35657 3.35

Promedio 34500 35145 1.87

Mínimo 34500 34660 0.46

El máximo valor de variación en tensión de línea obtenida que se presenta en la tabla 13,

está por debajo de los límites permitidos por la NTC 1340 la cual establece variaciones

máximas de tensión en la red en +5 % y –10% respecto al valor nominal

En la Tabla 14, se presentan los valores máximo, promedio y mínimo de desbalance en

tensión de línea entre fases.

Tabla 14. Valores máximo, promedio y mínimo de desbalance en tensión de líneaentre fases. Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

Valor Vab (Voltios) Vbc (Voltios) Vca (Voltios) Desbalance %

Máximo 35440 35050 35180 1.11

Promedio 35280 35050 35160 0.65

Mínimo 34880 34790 34880 0.26

Los valores de desbalance en tensión de línea mostrados en la tabla 14, son aceptables y

están por debajo de los límites estipulados por la norma IEEE Std. 446-1995 del 2.5 al 5 %,

pero esto no quiere decir que no sean motivo de seguimiento.

89

En la Figura 24, se presenta el perfil de tensión de línea medida durante el periodo de

monitoreo, mostrando además los límites permitidos por la norma NTC 1340 la cual

establece variaciones máximas de tensión en la red en +5 % y –10% respecto al valor

nominal

Máximo: 35657 V promedio: 35145 V Mínimo: 34660 VFigura 24. Comportamiento de la tensión de línea entre 26/09/00 – 13/10/00.

Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

El equipo de monitoreo, de esta acometida se programó para que capturara variaciones en

tensión de corta duración de tipo instantáneo como lo son los Sag; y SwelL; teniendo en

cuenta los límites establecidos para estas variaciones en tensión según la norma IEEE-

1159/95 (Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality) Tabla 3, en

donde clasifican los fenómenos de calidad de potencia dependiendo de su categoría, su

duración típica y su magnitud de tensión.

Para las variaciones de corta duración de tipo instantáneo se tienen caídas de voltaje (Sag)

con una duración típica entre 0.5 – 30 ciclos ó 8.33 ms – 0.5 s, con una magnitud de voltaje

entre 0.1- 0.9 pu, y para las elevaciones momentáneas de voltaje (Swell) se tiene una

duración típica entre 0.5 – 30 ciclos ó 8.33 ms – 0.5 s y una magnitud de voltaje entre 1.1-

1.8 pu.

Tensión Promedio de Línea

30000

31000

32000

33000

34000

35000

36000

37000

26/9

/00

27/9

/00

27/9

/00

28/9

/00

28/9

/00

29/9

/00

29/9

/00

30/9

/00

1/10

/00

1/10

/00

2/10

/00

2/10

/00

3/10

/00

3/10

/00

4/10

/00

4/10

/00

5/10

/00

5/10

/00

6/10

/00

7/10

/00

7/10

/00

8/10

/00

8/10

/00

9/10

/00

9/10

/00

10/1

0/00

10/1

0/00

11/1

0/00

11/1

0/00

12/1

0/00

12/1

0/00

13/1

0/00

Tiempo

Ten

sió

n [

V]

Tensión promedio Vmin -10% Vmax+5%

90

Durante el periodo de monitoreo de dos semanas se presentaron únicamente en este punto

del sistema caídas momentáneas de tensión (Sag) que se describen en la tabla 15:

Tabla 15. Caídas momentáneas de tensión (Sag) ocurridas en el alimentador principala 34.5 kV celda +HO. 26/09/00 – 13/10/00.

HORA DURACIÓN (ms) FASE VALOR (Voltios)

10/9/00 2:48 pm 25 C 17790

10/7/00 10:10 pm 504 C 17190

10/7/00 8:37 am 82 B 16630

9/30/00 6:11 pm 84 A 17670

9/28/00 8:37 am 282 A 17290

9/28/00 8:37 am 249 B 17340

Estas caídas momentáneas de tensión pueden ser asociadas a la energización de grandes

cargas o al arranque de grandes motores. Al evaluar cada uno de los datos obtenidos

anteriormente se puede concluir que estas caídas de tensión no son consecuencia del

sistema eléctrico de la Aeronáutica Civil por que la carga que se registró minutos antes en

cada uno de los casos anteriores se mantenía constante y no variaba drásticamente de un

instante a otro.

Estas variaciones momentáneas de tensión son originadas en la subestación Fontibón por

lo dicho anteriormente, además se puede confirmar debido a que existe una acometida de

suplencia a un nivel de tensión de 11.4 kV, que proviene de la misma subestación Fontibón

pero de diferente circuito.

El equipo que monitorea esta acometida se programó en el mismo intervalo de tiempo que

el del alimentador principal, además de programar alarmas para capturar variaciones de

voltaje Sag y Swell.

En el tiempo que duró el monitoreo el alimentador principal siempre se mantuvo bajo su

régimen de carga normal, mientras que el alimentador de suplencia permaneció en espera

de ser conectado sin asumir ningún tipo de carga por parte del sistema eléctrico de la

91

Aeronáutica Civil; sin embargo, se detectaron caídas momentáneas de tensión (Sag) en este

punto del sistema en instantes muy similares a las que se presentaron en las caídas

momentáneas de tensión en el alimentador principal, corroborando así lo dicho

anteriormente acerca de que las variaciones momentáneas de tensión observadas en el

alimentador principal a 34.5 kV (PCC), provienen o son originadas por cargas conectadas a

la subestación de energía Fontibón.

Las caídas de tensión momentáneas en el alimentador de suplencia a un nivel de tensión de

11.4 kV se describen en la Tabla 16.

Tabla 16. Caídas momentáneas de tensión (Sag) ocurridas en el alimentador desuplencia a 11.4 kV celda +K5 de la subestación principal de energía a34.5 kV 26/09/00 – 13/10/00.

HORA DURACIÓN (ms) FASE VALOR (Voltios)

10/9/00 2:29 pm 84 C 5850

10/7/00 10:01 pm 513 C 5547

10/7/00 8:28 am 85 B 5339

10/6/00 10:32 am 83 B 4845

En las figuras 25 y 26, se aprecian las formas de onda de algunos sags ocurridos en el

alimentador principal a 34.5 kV.

92

Figura 25. Sag fase A y fase B 9/28/00 8:37:30 0.282 s y 0.249 s

Figura 26. Sag fase C 10/7/00 22:10:19 0.504 s. Alimentador principal a 34.5 kV

93

Los rangos de activación y desacticvación de las alarmas para realizar capturas de Sag Y

Swell que se programaron en el monitor de circuitos POWERLOGIC situado en el

alimentador principal a 34.5 kV son los estipulados por la norma IEEE-1159/95 para

variaciones instantáneas de voltaje.

Caídas de tensión (Sag)

Alarmas N°

201 voltaje fase A-N/ A-B Sag

202 voltaje fase B-N Sag

203 voltaje fase C-N/ C-B Sag

Un Sag está entre 0.1-0.9 pu, con un tiempo de duración entre 0.5-30 ciclos.

Para este caso la tensión nominal es de 34.5 kV, entonces para la fase A, el punto de

activación de la alarma será el voltaje nominal de línea 34.5 kV, referenciado a una tensión

monofásica o tensión línea – neutro, por que el equipo de monitoreo mide los Sag y Swell

en cada uno de las tensiones monofásicas VAN, VBN , VCN.

VAN = VAB / 3 ⇒ VAN = 34500 / 3 = 19919 V

El valor de tensión VAN de 19919 V, será el nuevo valor de 1 en pu.

Los valores que se obtienen para el valor de activación de VAN para el ejemplo siguiente

son los mismos para VBN y VCN respectivamente.

Valor de activación VAN :

19919-(19919*0.1)= 17927 V

Valor de desactivación VAN:

17930 V

94

Tiempo de retraso a la activación VAN:

1 ciclo

Tiempo de retraso a la desactivación VAN:

1 ciclo

Como se mostró anteriormente, el valor de activación de la alarma es el 10% por debajo del

voltaje nominal monofásico, el valor de desactivación de la alarma debe ser teóricamente el

mismo de activación, pero para este equipo de monitoreo los valores de activación y

desactivación deben ser diferentes; dicho en otras palabras, si los dos valores son iguales el

equipo se activaría y desactivaria en el mismo instante, por lo que en ningún momento

dispararía la alarma. Por esto el valor de desactivación es un poco mayor al valor de

activación.

Los tiempos de retardo a la activación y retardo a la desactivación son como mínimo de un

ciclo o 16.66 ms.

De igual forma se programan las alarmas para elevaciones momentáneas de tensión Swell

como se indica a continuación:

Un Swell está entre 1.1-1.8 pu, con un tiempo de duración entre 0.5-30 ciclos.

El valor del voltaje VAN es de 19919 V calculado anteriormente, este será el valor de 1 en

pu, los valores que se obtienen para el valor de activación de VAN para el ejemplo siguiente

son los mismos para VBN y VCN respectivamente.

Valor de activación VAN:

19919+(19919*0.1)= 21911 V

95

Valor de desactivación VAN:

21907 V

Tiempo de retraso a la activación VAN:

1 ciclo

Tiempo de retraso a la desactivación VAN:

1 ciclo

96

3.6.1.3 Cargabilidad. Durante el periodo de monitoreo se encontró que el desbalance

máximo de carga fue de un 5.41 %. Este valor es aceptable, y se encuentra dentro de los

límites permitidos, que son de un 5 % a un 20 %. Los niveles máximos, promedios y

mínimos en corriente obtenidos se presentan en la tabla 17.

Tabla 17. Valores máximo, promedio y mínimo de corriente en cada fase en el ladode alta del transformador, 4-5 MVA, de la subestación principal a 34.5 kV.

Valor Corriente en

Fase A [A]

Corriente en

Fase B [A]

Corriente en

Fase C [A]

Desbalance

[%]

Máximo 37 37 36 5.41

Promedio 24 25 24 1.50

Mínimo 15 15 15 0

Los valores de desbalance de carga que se muestran en la tabla 17, no corresponden a cada

uno de los valores de corriente en cada fase que se muestran en esta tabla, si no a los

valores máximos, promedios y mínimos, calculados para cada uno de los datos de corriente

en cada una de las fases durante el periodo de monitoreo.

En la Figura 27, se puede observar el comportamiento de la corriente de carga durante las

dos semanas que duro el monitoreo, para corroborar lo mostrado anteriormente con los

datos de la tabla 17.

97

Figura 27. Comportamiento de la corriente de carga en cada una de las fases, 26/09/00 –13/10/00. Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

El transformador, 4-5 MVA, de la subestación principal a 34.5 kV, se encuentra en un 44 %

de su capacidad máxima de corriente, que es de 84 A, lo que permite sin ningún problema

en un futuro, ampliar el sistema eléctrico de baja tensión y poder ser alimentado desde este

punto del sistema, ó ampliar la capacidad de alguna de las subestaciones de energía

existentes, cuidando de no sobrecargar la capacidad del transformador de la subestación

principal o la capacidad de los transformadores de las demás subestaciones. En la figura

28, se observa el comportamiento de la carga en un periodo de un día (24 horas).

Corrientes de íinea

0

5

10

15

20

25

30

35

40

26

/9/0

0

27

/9/0

0

27

/9/0

0

28

/9/0

0

28

/9/0

0

29

/9/0

0

29

/9/0

0

30

/9/0

0

1/1

0/0

0

1/1

0/0

0

2/1

0/0

0

2/1

0/0

0

3/1

0/0

0

3/1

0/0

0

4/1

0/0

0

4/1

0/0

0

5/1

0/0

0

5/1

0/0

0

6/1

0/0

0

6/1

0/0

0

7/1

0/0

0

7/1

0/0

0

8/1

0/0

0

9/1

0/0

0

9/1

0/0

0

10

/10

/00

10

/10

/00

11

/10

/00

11

/10

/00

12

/10

/00

12

/10

/00

13

/10

/00

Tiempo

Co

rrie

nte

[A

]

IA IB IC

98

Figura 28. Comportamiento de la carga en un día típico 10/10/00. Subestaciónprincipal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

Aquí se observa que la carga es relativamente baja en el horario comprendido entre las

12:00 am. y las 5:10 am, con una demanda de corriente por debajo de 20 A, desde las 5:10

am. aproximadamente, la demanda de corriente se incrementa hasta llegar a niveles

superiores a 30 A en el horario de la 10:00 am hasta las 5:00 pm. A partir de esta hora

comienza a decaer hasta un nivel de 20 A, los cuales fueron los que se registraron al

comienzo del día e inicio del siguiente.

Este análisis se realizó en cada uno de los 15 días que duró el monitoreo encontrándose que

aproximadamente a las mismas horas mencionadas anteriormente la carga se comportaba

de la misma forma.

Corrientes de Línea

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0:00

0:50

1:40

2:30

3:20

4:10

5:00

5:50

6:40

7:30

8:20

9:10

10:0

0

10:5

0

11:4

0

12:3

0

13:2

0

14:1

0

15:0

0

15:5

0

16:4

0

17:3

0

18:2

0

19:1

0

20:0

0

20:5

0

21:4

0

22:3

0

23:2

0

Tiempo

Co

rrie

nte

[A

]

IA IB IC

99

3.6.1.4 Consumo de potencia. La potencia promedio consumida por la carga conectada

al transformador se encuentra en 1488 kVA, mientras que en el momento de máxima

demanda, el valor fue de 2232 kVA que representa un 45 % de la potencia nominal del

transformador que es de 5 MVA. Por tanto la capacidad de reserva con respecto a la

potencia nominal del transformador es de un 55 % correspondiente a 2767 kVA.

En la figura 29, se observa la curva de demanda de potencia para un periodo comprendido

entre el 26 de septiembre y el 13 de octubre del año 2000.

Máximo: 2232 kVA Promedio: 1488 kVA Mínimo: 937 kVA

Figura 29. Curva de demanda de potencia aparente 26/09/00 – 13/10/00. Subestaciónprincipal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

En la tabla 18, se muestran los valores máximo, promedio y mínimo de la potencia

aparente total y la registrada para cada una de las fases, durante el tiempo del monitoreo, en

donde se observa que el balance de carga es aceptable para este punto del sistema.

Potencia Aparente Total

0

500

1000

1500

2000

2500

26

/9/0

0

27

/9/0

0

27

/9/0

0

28

/9/0

0

28

/9/0

0

29

/9/0

0

30

/9/0

0

30

/9/0

0

1/1

0/0

0

1/1

0/0

0

2/1

0/0

0

2/1

0/0

0

3/1

0/0

0

4/1

0/0

0

4/1

0/0

0

5/1

0/0

0

5/1

0/0

0

6/1

0/0

0

6/1

0/0

0

7/1

0/0

0

7/1

0/0

0

8/1

0/0

0

9/1

0/0

0

9/1

0/0

0

10

/10

/00

10

/10

/00

11

/10

/00

11

/10

/00

12

/10

/00

13

/10

/00

Tiempo

Po

ten

cia

Ap

are

nte

[k

VA

]

kVA totales

100

Tabla 18. Valores máximo, promedio y mínimo de la potencia aparente total y laregistrada en cada una de las fases A, B y C, 26/09/00-13/10/00.Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

Valor

Potencia

aparente Fase A

[kVA]

Potencia

aparente Fase B

[kVA]

Potencia

aparente Fase C

[kVA]

Potencia Aparente

total [kVA]

Máximo 755 746 732 2232

Promedio 494 502 491 1488

Mínimo 313 312 312 937

3.6.1.5 Factor de potencia. El factor de potencia promedio registrado a lo largo del lapso

de tiempo en que se monitoreo el alimentador principal fue de -0.94, (factor de potencia en

atraso para cargas inductivas), lo que nos indica que es un valor aceptable y está por encima

del valor de factor de potencia de 0.9 exigido por las empresas prestadoras del servicio. En

la tabla 19, se presentan valores máximos, promedios y mínimos del factor de potencia en

cada una de las fases además del factor de potencia total, (calculado como la relación entre

kWTOTALES y kVATOTALES, consumidos por la carga), registrado a lo largo del tiempo que

duro el monitoreo.

Factor de Potencia Total = kWTOTALES / kVATOTALES

101

Tabla 19. Valores máximo, promedio y mínimo del factor de potencia total y elregistrado en cada una de las fases A, B y C. 26/09/00-13/10/00.Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

Valor Fp Fase A Fp Fase B Fp Fase CFactor de Potencia

total

Máximo -0.97 -0.98 -0.97 -0.97

Promedio -0.94 -0.95 -0.94 -0.94

Mínimo -0.91 -0.91 -0.89 -0.91

Los valores mostrados en la Tabla 19 son aceptables, con excepción del valor mínimo que

presenta la fase C, pero ésto no es tan relevante debido a que el valor mínimo que tomó el

factor de potencia cuando se observó en forma total o trifásica, está por encima de lo

exigido por la empresa reguladora del servicio.

En la Figura 30, se observa el comportamiento del factor de potencia a lo largo del tiempo

del monitoreo y se anota que, a pesar de los cambios constantes de carga presentados en el

sistema eléctrico de la Aeronáutica Civil, el factor de potencia es aceptable; pero ésto no

quiere decir que no sea motivo de observación. Por otra parte, los consumos de potencia

reactiva son bajos en este punto del sistema debido a que el valor del factor de potencia es

alto, motivo por el cual el consumo de potencia real (kW) es relativamente similar a la

potencia total consumida por la carga (kVA), estos resultados se presentan en la tabla 20.

102

Tabla 20. Valores máximo, promedio y mínimo de los consumos de potenciassegún el factor de potencia. 26/09/00-13/10/00. Subestación principalde energía, celda +HO a 34.5 kV.

Valor

Potencia

Activa

[kW]

Potencia

Reactiva

[kVAr]

Potencia

Aparente

[kVA]

Factor de

Potencia

Máximo 2119 -822 2232 -0.97

Promedio 1401 -499 1488 -0.94

Mínimo 899 -241 937 -0.91

En las figuras 31 y 32, se presentan las tendencias de potencia activa (kW) y potencia

reactiva (kVAr) que se obtuvieron durante las dos semanas de monitoreo a esta variable,

además se pueden observar los niveles de consumo que se presentan con respecto a la

potencia total (kVA), requerida por la carga.

Máximo: -0.97 promedio: -0.94 Mínimo: -0.91

Figura 30. Comportamiento del factor de potencia 26/09/00 – 13/10/00 Subestaciónprincipal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

Factor de Potencia Total

-0.98

-0.97

-0.96

-0.95

-0.94

-0.93

-0.92

-0.91

-0.90

-0.89

26/9

/00

27/9

/00

27/9

/00

28/9

/00

28/9

/00

29/9

/00

30/9

/00

30/9

/00

1/10

/00

1/10

/00

2/10

/00

2/10

/00

3/10

/00

3/10

/00

4/10

/00

4/10

/00

5/10

/00

6/10

/00

6/10

/00

7/10

/00

7/10

/00

8/10

/00

8/10

/00

9/10

/00

9/10

/00

10/1

0/00

10/1

0/00

11/1

0/00

12/1

0/00

12/1

0/00

13/1

0/00

Tiempo

Fat

or

de

Po

ten

cia

Factor de Potencia

103

Máximo: 2119 kW promedio: 1401 kW Mínimo: 899 kW

Figura 31. Potencia real (kW) demandada por la carga 26/09/00 – 13/10/00.Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

Máximo: 822 kVAr promedio: 499 kVAr Mínimo: 241 kVAr

Figura 32. Potencia reactiva (kVAr) demandada por la carga 26/09/00 – 13/10/00.Subestación principal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

Potencia Activa Total

0

500

1000

1500

2000

2500

26/9

/00

27/9

/00

27/9

/00

28/9

/00

28/9

/00

29/9

/00

30/9

/00

30/9

/00

1/10

/00

1/10

/00

2/10

/00

2/10

/00

3/10

/00

3/10

/00

4/10

/00

5/10

/00

5/10

/00

6/10

/00

6/10

/00

7/10

/00

7/10

/00

8/10

/00

8/10

/00

9/10

/00

10/1

0/00

10/1

0/00

11/1

0/00

11/1

0/00

12/1

0/00

12/1

0/00

13/1

0/00

Tiempo

Po

ten

cia

Act

iva

[kW

]

Kw Totales

Potencia Reactiava Total

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

26

/9/0

0

27

/9/0

0

27

/9/0

0

28

/9/0

0

28

/9/0

0

29

/9/0

0

29

/9/0

0

30

/9/0

0

1/1

0/0

0

1/1

0/0

0

2/1

0/0

0

2/1

0/0

0

3/1

0/0

0

3/1

0/0

0

4/1

0/0

0

4/1

0/0

0

5/1

0/0

0

5/1

0/0

0

6/1

0/0

0

7/1

0/0

0

7/1

0/0

0

8/1

0/0

0

8/1

0/0

0

9/1

0/0

0

9/1

0/0

0

10

/10

/00

10

/10

/00

11

/10

/00

11

/10

/00

12

/10

/00

12

/10

/00

13

/10

/00

Tiempo

Po

ten

cia

Rea

ctiv

a [k

VA

r]

kVAr Totales

104

3.6.2.6 Frecuencia de La Red. El valor promedio de frecuencia que se obtuvo fue de 60

Hz, que es un valor aceptable para el correcto funcionamiento de los equipos electrónicos

existentes en las instalaciones de la Aeronáutica Civil además de los equipos de potencia

como son los transformadores y motores. Se registraron valores máximos de 60.2 Hz, y

valores mínimos de 59.9 Hz que están dentro de los limites permitidos entre +/- 0.5 Hz a

+/- 1 Hz. En la figura 33, se presenta la tendencia de frecuencia obtenida durante el periodo

de monitoreo.

Máximo: 60.2 Hz promedio: 60 Hz Mínimo: 59.9 Hz

Figura 33. Comportamiento de la frecuencia 26/09/00 – 13/10/00. Subestaciónprincipal de energía, celda +HO a 34.5 kV.

Frecuencia de la Red

59.8

59.9

59.9

60.0

60.0

60.1

60.1

60.2

60.2

26/9

/00

27/9

/00

27/9

/00

28/9

/00

28/9

/00

29/9

/00

30/9

/00

30/9

/00

1/10

/00

1/10

/00

2/10

/00

2/10

/00

3/10

/00

3/10

/00

4/10

/00

5/10

/00

5/10

/00

6/10

/00

6/10

/00

7/10

/00

7/10

/00

8/10

/00

8/10

/00

9/10

/00

10/1

0/00

10/1

0/00

11/1

0/00

11/1

0/00

12/1

0/00

12/1

0/00

13/1

0/00

Tiempo

Fre

cuen

cia

[Hz]

Frecuencia

105

Tabla 21. Resumen de variables eléctricas monitoreadas entre 26/09/00 – 13/10/00. Alimentador principal a 34.5 kV celda +HO (Subestación Principal)

PARAMETRO ITEM VALOR ACOMPARAR

OBSERVACIONES

NORMA ICONTEC1340

VMAX (+5 % VNOM)VMIN (-10 % VNOM)

36225 V31050 V

Nominal 34500 VPromedio 35145 VMáxima 35657 V

TENSIÓN DELINEA (V)

Mínima 34660 V

Valores dentro de lanorma.

2.5 % a 5 %Promedio 0.65 %Máxima 1.11 %

DESBALANCEENTRE FASES

Mínima 0.26 %

Inferior al límite más bajorecomendado

Nominal 84 APromedio 25 AMáxima 37 AMínima 15 A

CARGABILIDAD

Desbalance 5.41 %

Desbalance de cargadentro de los límitesestipulados (5 % al 20 %)

Nominal 5000Promedio 1488Máxima 2232

POTENCIAAPARENTE (kVA)

Mínima 937

El transformador tiene unacargabilidad de un 45 % desu potencia nominal, conuna reserva de 2767 kVA.


POTENCIAACTIVA (kW)

Mínima 899Promedio 499Máxima 822

POTENCIAREACTIVA (kVAr)

Mínima 241

Bajos consumos en potenciareactiva debido al buenfactor de potencia

Promedio -0.94Máxima -0.97

FACTOR DEPOTENCIA

Mínima -0.91

Factor de potenciaaceptable

Fase A-B 2.7 %Fase B-C 2.5 %

PORCENTAJE DEDITORSIÓN PORARMONICOS ENTENSIÓN (THDV) Fase C-A 2.4 %

Dentro de los límites de lanorma IEEE-519.Máximo del 5%

Fase A 4.16 %Fase B 3.87 %

PORCENTAJE DEDITORSIÓN PORARMONICOS EN

CORRIENTE (TDDI) Fase C 3.95 %

Dentro de los límites de lanorma IEEE-519.TDD máximo 12 %

Promedio 60Máxima 60.2FRECUENCIA (Hz)Mínima 59.9

106

3.7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES SOBRE EL MONITOREO

Como resultado del registro efectuado y luego del análisis de la información recopilada en

cada uno de los puntos del sistema eléctrico de la Aeronáutica Civil se puede afirmar:

- Una de las principales conclusiones que se obtuvo del estudio a las variables eléctricas

monitoreadas en las instalaciones de la Aeronáutica Civil, es que en el punto de más

importancia para la entidad, que es el punto de acople común (PCC), la calidad del

servicio prestado por la empresa reguladora de energía es aceptable; dado que en este

punto las distorsiones armónicas, tanto en tensión como en corriente, se encuentran por

debajo de los límites establecidos por la norma IEEE 519/1992, lo cual es un aspecto

positivo de la instalación, como también tener un factor de potencia superior a 0.9,

exigido por las últimas reglamentaciones de calidad de energía.

Es importante realizar un monitoreo nuevamente a las variables eléctricas medidas

tomando como base el estudio ya realizado, para poder comparar los resultados

obtenidos y observar cambios relevantes en el sistema eléctrico de la Aeronáutica Civil,

además de extender el estudio a través de los demás puntos del sistema que poseen

monitoreo, para detectar si hay deficiencias en las instalaciones o en las mediciones de

monitores, como las que se presentaron para este estudio preliminar, y se describen más

adelante.

- En general, los niveles de contaminación armónica en corriente que se encontraron en el

sistema eléctrico de la Aeronáutica Civil se encuentran por debajo de los limites

permitidos por la norma IEEE 519/1992, a excepción de los niveles de distorsión

armónica en corriente que se presentan en las subestaciones de energía A y B

respectivamente, los cuales superan los niveles estipulados por la norma IEEE 519, en

los puntos en donde se encuentra estas subestaciones.

Sin embargo estos niveles de distorsión armónica total e individual que generan estas

107

subestaciones no son un problema grave para el sistema de la Aeronáutica Civil,

debido a que los niveles obtenidos de distorsión armónica tanto en corriente como en

tensión en el punto de acople común entre la empresa distribuidora de energía local y

la Aeronáutica Civil, cumplen con los niveles establecidos por la norma IEEE

519/1992.

Es importante realizar un seguimiento a la distorsión armónica que se pueda presentar

en las subestaciones de energía A y B, ya que como se observó no afecta al sistema

eléctrico en general de la Aeronáutica, pero sí puede llegar a afectar el correcto

funcionamiento de los equipos, ocasionar quema de condensadores, recalentamiento de

transformadores y conductores entre otros.

- Tanto las tensiones de alimentación, 34.5 kV y 11.4 kV, así como los desbalances de

tensión entre líneas a la entrada de los transformadores analizados, de las subestaciones

de energía, principal a 34.5 kV, ELDORADO, CNA y subestaciones A y B, se

encuentran dentro de los límites permisibles de las normas aplicables. Se recomienda

monitorear los niveles de tensión y sus desbalances “aguas abajo” de los

transformadores (baja tensión), para determinar si el nivel de tensión es bueno para el

correcto funcionamiento de las cargas.

- Durante las dos semanas de monitoreo a los diferentes puntos del sistema eléctrico, se

encontraron que los transformadores analizados presentan un sobredimensionamiento

en su potencia nominal con respecto a la demandada por la carga; ésto se hace notable

en el transformador de 112.5 kVA, ubicado en la subestación de energía del Centro

Nacional de Aeronáutica (CNA), en donde se recomienda analizar detalladamente las

condiciones de operación de la carga, debido a que los consumos de corriente son muy

bajos con respecto a la corriente nominal del transformador.

Es importante destacar que al igual que el transformador de 112.5 kVA, los dos

transformadores de 500 kVA ubicados en las subestaciones de energía A y B,

108

respectivamente, deben ser objeto de análisis de carga debido a que están

sobredimensionados, a no ser que se tenga en mente en un futuro no muy lejano

ampliar la carga para estos transformadores. Esto dependerá en todo caso, de las

expectativas de crecimiento y ampliación de carga.

- Los factores de potencia de los diversos circuitos analizados en las instalaciones de la

Aeronáutica Civil son aceptables, pero se tienen excepciones como en la acometida del

transformador de 112.5 kVA de la subestación de energía del CNA, donde se registró

un factor de potencia promedio de -0.85, el cual es bajo pero no presenta ningún

problema para el sistema en general, puesto que en este alimentador el factor de

potencia es menor a 0.9 y el nivel de carga del transformador es bajo.

El factor de potencia que se presentó en las subestaciones de energía, A y B, en

promedio es de -0.85, pero, a diferencia de la anterior, en las subestaciónes de energía

A y B el valor de factor de potencia varía entre inductivo y capacitivo, por lo que se

recomienda revisar el tipo de cargas que alimentan estas subestaciones de energía.

Es importante destacar que se registraron valores mínimos de factor de potencia del

orden de –0.34 en la subestación de energía A y –0.69 en la subestación de energía B,

por lo que se deben tener muy presentes estos valores tan deficientes, teniendo en

cuenta que en estas subestaciones existen bancos de condensadores para la

compensación reactiva que deben servir para evitar estos valores de factor de potencia

tan bajos.

Según lo dicho anteriormente, ésto puede indicar que los bancos de condensadores no

cumplen correctamente con su función. Se recomienda una revisión detallada del

control de los mismos y de su desempeño ante diferentes condiciones de carga, para

determinar las acciones correctivas necesarias para solucionar estas situaciones.

- Se recomienda realizar un estudio termográfico para detectar puntos calientes en

109

equipos, barrajes y conductores de los principales tableros de distribución de cada una

de las subestaciones de energía.

Además de esto, también es conveniente realizar un modelamiento del sistema para

verificar si realmente los niveles de distorsión armónica en corriente, que están por

fuera de los límites de la norma, son originados por las mismas cargas de las

subestaciones o por el contrario los armónicos provienen de otro punto del sistema.

- Se considera importante hacer una revisión técnica a los equipos de medida en especial

transformadores de potencial, de los monitores POWERLOGIC instalados en la

subestación principal de energía de la Aeronáutica civil, los cuales están ubicados en las

celdas de protección, +K05, +K06 y +K07 de las subestaciones A y B, CNA y

subestación Policia respectivamente, (ver plano AER-01). Estos presentan errores en

sus mediciones de tensión, (tensiones referidas a neutro).

Los equipos de monitoreo que supervisan las acometidas de las subestaciones de energía

mencionadas anteriormente a un nivel de tensión de 11.4 kV, presentaban errores en las

medidas de tensión monofásicas o referidas a neutro con valores que se describen a

continuación:

Tensión A-N= 11216 V.

Tensión B-N= 216 V.

Tensión C-N= 11234 V.

Es por este motivo que todos los cálculos realizados por el equipo que tenga en cuenta la

magnitud de tensión fase-neutro, tendrán un porcentaje de error demasiado alto.

Además de lo anterior se encontraron inconsistencias en algunas medidas, con respecto a

los signos de algunos parámetros analizados como lo son potencias activas (kW),

potencias reactivas (kVAr), y factores de potencia, debido a que los elementos de

110

medida como son los, PT’s y CT’s, que suministran las señales respectivas de voltaje y

corriente al equipo de monitoreo POWERLOGIC, posiblemente se encuentran

conectados al contrario y no se respetaron las referencias en cada uno de estos elementos

con respecto al sistema de potencia al que se conectaron.(tener en cuenta la polñaridad

relativa de los devanados).

Se tienen medidas de potencia activa (kW), con signo negativo, (celda +HO subestación

principal de energía a 34.5 kV), en un sistema en donde la carga consume potencia

activa, por lo que la medida debería ser con signo positivo, esa medida de potencia con

signo negativo sería correcta para un sistema eléctrico que suministrara potencia activa,

como lo es un generador de corriente alterna o continua.

Por otro lado se presentaron medidas de factor de potencia en adelanto (capacitivo), para

circuitos en donde la carga son prácticamente motores (celda de transformados de 112.5

kVA, subestación de energía del CNA), los cuales son los encargados del correcto

funcionamiento de los equipos de aire acondicionado, y el factor de potencia de estas

máquinas es normalmente inductivo.

Otras de las irregularidades encontradas es el signo en los consumos de potencia reactiva

(kVAr), los cuales están dados por el equipo POWERLOGIC, dependiendo del signo del

factor de potencia que genere la carga ya sea en adelanto o en atraso, como se observa en

la figura 34.

Se puede apreciar que según el flujo de potencia, los signos de factor de potencia y

potencia reactiva (kVAr), que deben tener los equipos de monitoreo, se encuentran en

los cuadrantes 1 y 4 respectivamente, por lo que se hace necesario revisar el equipo de

monitoreo, ubicado en la celda +HO, a un nivel de tensión de 34.5 kV de la subestación

principal de energía de la Aeronáutica Civil, el cual genera lecturas de potencia activa,

(kW), con signo negativo y potencia reactiva con signo positivo, con un factor de

potencia en atraso.

111

Figura 34. Convención de signo para los VAr según el factor de potencia (Equipode monitoreo POWERLOGIC)

De igual forma los equipos de monitoreo supervisando las acometidas a 11.4 kV, que

alimentan los transformadores de 112.5 kVA y 200 kVA, ubicados en la subestación de

energía del CNA, (ver plano AER-01). Estos generan lecturas de potencias activas (kW),

con signo negativo y, como se mencionó anteriormente, un factor de potencia en

adelanto como si se tratara de cargas puramente capacitivas.

- Durante el período de monitoreo se recomendó realizar una revisión mas detallada al

transformador de 200 kVA ubicado en las instalaciones del Centro Nacional de

112

Aeronáutica (CNA), el cual presentaba niveles de sobrecarga superiores a un 10 % de

su corriente nominal por intervalos de tiempo de más de dos horas diarias. Sin embargo

al poco tiempo de haber finalizado el monitoreo a las subestaciones de energía, este

transformador fue reemplazado por uno de mayor capacidad 350 kVA, la cual se ajusta

a los niveles de carga que se presentan a diario en este sitio y, además esta potencia es

muy similar al que en un principio se había recomendado (300 kVA).

Por lo anterior, sería conveniente que se tome como base el monitoreo realizado a la

acometida de 11.4 kV en el transformador de 200 kVA, debido a que aunque el

transformador se halla reemplazado por uno nuevo, los niveles de carga son los

mismos y, con los datos obtenidos, se puede tener un registro del comportamiento de la

carga para el nuevo transformador de 350 kVA, para definir los niveles de potencia que

se tienen en reserva para una ampliación del sistema eléctrico de esta subestación, que

en este momento se encuentra en un 59% con respecto al máximo valor de potencia

aparente medido en el tiempo del monitoreo, lo cual corresponde a 206 kVA.

- Uno de los objetivos que se planteó para el estudio inicial del comportamiento de las

variables eléctricas en las instalaciones de la Aeronáutica Civil, era determinar en la

subestación principal de energía a 34.5 kV el número y duración de las interrupciones

que presentaba el servicio de energía suministrado por la empresa reguladora

(CODENSA S.A E.S.P), y comparar dicha información con las reglamentaciones

actuales de la comisión reguladora de energía y gas, (Resolución 070 CREG).

En el transcurso de dos meses, tiempo en el cual se analizaron las interrupciones que

presento el sistema, ocurrieron tres interrupciones, que se describen en la tabla 22.

Tabla 22. Descripción de interrupciones ocurridas en el alimentador principal a 34.5kV, de la Aeronáutica Civil.

Numero Inicio de lainterrupción

Final de lainterrupción

Tiempo totalde duración

Causa de lainterrupción

Tipo deinterrupción

1 29/10/00 01/11/00 66 horas Falla en la No

113

12:00 P.M. 6:00 A.M acometida a34.5 kV.

programada

218/11/00

6:30 A.M.

18/11/00

4:30 P.M.2 horas

Mantenimientoseccionador ensubestaciónFontibón

Programada

313/01/01

7:00 A.M.

14/01/01

7:00 P.M.24 horas

Instalaciónceldas demedidasubestaciónprincipal A.C

Programada

Es importante aclarar que aunque se hayan presentado interrupciones programadas, este

tipo de interrupciones también hay que tenerlas en cuenta para el cálculo de los

indicadores (DES-FES).

No fue posible capturar las interrupciones que se presentaron por medio del equipo de

monitoreo POWERLOGIC ubicado en la celda +HO de la subestación principal de

energía, debido a que la alimentación para el encendido del equipo proviene de los

mismos transformadores de potencial con los que se realiza la medición en este punto

del sistema. Es por esta razón que cuando se presentaba una falla en el alimentador

principal a un nivel de tensión de 34.5 kV, el equipo de monitoreo se apagaba y no

alcanzaba a capturar la duración de la interrupción.

Los valores de duración y frecuencia de las interrupciones para el cálculo de los

indicadores fueron tomados de reportes escritos que se tienen en cada subestación de

energía en las instalaciones de la Aeronáutica Civil.

- Se pudo establecer que las variaciones de tensión (Sags), no son consecuencia de la

carga del sistema eléctrico de la Aeronáutica Civil, debido a que se presentaron estas

mismas variaciones en el alimentador de suplencia que posee la entidad a un nivel de

tensión de 11.4 kV, proveniente de la subestación Fontibón, en instantes en que el

alimentador de suplencia estaba sin carga alguna, por lo que las variaciones que se

presentaron en el alimentador principal son consecuencias de grandes cargas que

114

alimenta la subestación de energía Fontibón, por lo que se debe hacer un seguimiento a

estas variaciones en la tensión debido a que esto puede afectar el correcto

funcionamiento de algunos equipos, como lo son reles de subtención que pueden sacar

de servicio alguna subestación de energía en las instalaciones de la Aeronáutica Civil,

como lo es la subestación ELDORADO que ha presentado falla en el servicio sin razón

aparente, entrando las plantas de emergencia para cubrir la posible falla.

En la subestación de energía ELDORADO se programaron alarmas para detectar

variaciones en la tensión como son los Sags y Swells, pero no se pudieron capturar

estas variaciones, debido a que la alimentación eléctrica para estos equipos es tomada

de los mismos transformadores de medida, que entregan señal de medida al equipo de

monitoreo, y en varias ocasiones se presentaron fallas en el suministro de energía por

parte de esta subestación generando que los equipos de monitoreo conectados al barraje

principal (11.4 kV), se apagaran y no pudieran capturar el evento que producía la falla

en la subestación ELDORADO, por lo que es recomendable conectar estos equipos de

monitoreo a la fuente de alimentación en corriente continua que alimenta los relés de

protección de esta subestación, para evitar este tipo de inconvenientes y sobretodo

saber el porque de las salidas de servicio sin causa alguna.

- Los equipos de monitoreo ubicados en la subestación principal de energía que

supervisan las acometidas a 11.4 kV de las subestaciones del CNA, subestación A y B

y subestación de la policia, poseen los transformadores de medida ubicados aguas

arriba del seccionador; esto quiere decir que si en algún momento se desea saber si uno

de estos circuitos sale de servicio por la apertura del seccionador de una de estas

subestaciones desde la subestación principal, no se podría saber debido a la mala

ubicación de los transformadores de medida, los cuales deben ser instalados aguas

abajo del seccionador, para que puedan censar la falla en un instante de tiempo

determinado.

4. DESARROLLO DE UN PROGRAMA DE SEGUIMIENTO PARA LA

OPTIMIZACIÓN DEL MONITOREO DE LAS VARIABLES ELÉCTRICAS

EN LAS INSTALACIONES DE LA AERONÁUTICA CIVIL

4.1 OBJETIVOS DEL PROGRAMA.

♦ Desarrollar un programa de gestión de la información que permita optimizar el

monitoreo de las variables eléctricas en las instalaciones de la Aeronáutica Civil.

♦ Dar a conocer a la entidad cuales son las principales variables a monitorear, en sus

instalaciones eléctricas.

♦ Establecer las alarmas que se deben programar para optimizar el monitoreo de las

variables eléctricas.

♦ Enumerar algunos tipos de reportes que faciliten al personal a cargo del sistema de

monitoreo, tanto el manejo como el análisis de la información.

♦ Instaurar actividades de mantenimiento, buscando el óptimo y seguro funcionamiento

del sistema de monitoreo y supervisión de energía.

♦ Recomendar un grupo de personas para el manejo del programa de gestión de la

información, incluyendo el perfil requerido por cada una de ellas.

116

♦ Estructuración de un programa de capacitación para poder sacar el máximo beneficio

del sistema de control y supervisión de energía, para el beneficio de las instalaciones

eléctricas de la Aeronáutica Civil.

♦ Indicar algunos de los costos y presupuestos necesarios para la organización y puesta en

marcha del programa de gestión de la información.

♦ Diseñar formatos para la organización de la Información y coordinación de reuniones o

toma de decisiones.

4.2 ACTIVIDADES DE OPERACIÓN Y PROGRAMACIÓN.

4.2.1 Criterios y consideraciones tenidos en cuenta. Uno de los criterios tenidos en

cuenta al desarrollar el programa de gestión es que permita a los operadores del sistema y a

todas las personas involucradas con el mismo, aprovechar al máximo el sistema,

involucrando el sencillo y correcto manejo de la información.

Así mismo, cada uno de los puntos que enmarcan las actividades constitutivas del programa

de gestión, están basadas en las experiencia obtenida a lo largo del tiempo en que se realizó

la base de datos y se operó el sistema de monitoreo y supervisión de energía en las

instalaciones de la Aeronáutica Civil

4.2.2 Estructuración de las bases de datos . Una base de datos es una colección de

información organizada, que es posible consultar, filtrar y analizar con facilidad.

En una base de datos la información está contenida en campos, registros y tablas. Un

campo es una columna que contiene determinada información, en este caso la información

117

estará constituida por los datos arrojados por el equipo de monitoreo, POWERLOGIC, en

cada instante de tiempo programado especialmente para una de las variables a monitorear.

Un registro es una fila compuesta por varios campos relacionados entre si. En el caso de

las bases de datos que manejará el personal a cargo del sistema de monitoreo, un registro

está compuesto por los datos de cada una de las variables a monitorear en un instante de

tiempo específico.

En la figura 35, se muestra un registro de una base de datos con la relación de algunas

variables eléctricas a monitorear, como son en este caso, la frecuencia y las corrientes de

línea en un instante de un día determinado.

Fecha /Hora Hz IA IB IC1 9/6/00 5:00:01 pm 60 10 10 10

Figura 35. Registro de una base de datos que contiene la relación de frecuencia ycorrientes de línea.

Una base de datos puede contener un número n de tablas, pero toda la información que se

introduce a estas, va a formar parte de un solo archivo, de manera que en el momento de

consultarla es posible obtener datos mezclados provenientes de cualquiera de ellas.

Al guardar cada base de datos en un solo archivo resulta fácil copiarla así como exportarla

o importarla. El programa de aplicaciones SMS-3000, para los monitores de red

POWERLOGIC, cumple con la conectividad de base de datos abierta estándar de

Microsoft, (ODBC).

Esto da la seguridad de que toda la información guardada por el servidor de

POWERLOGIC puede ser pasado a otro formato de base de datos.

Es importante resaltar que las bases de datos o tablas deben ser especificadas con un

nombre de acuerdo al tipo de información que ésta contenga, como por ejemplo bases de

datos para el monitoreo de factor de potencia o corrientes de línea para verificar

cargabilidad en transformadores, así mismo, es conveniente que la tabla contenga

118

información referente al sitio de donde provienen los datos debido a que en las

instalaciones de la Aeronáutica Civil existen 74 monitores de red instalados en distintos

puntos del sistema eléctrico, y la información puede llegar a confundirse ocasionando que

se de un reporte erróneo de algún sitio en especial.

Existen básicamente dos formas para realizar bases de datos, de variables eléctricas a las

cuales se desee conocer su comportamiento en un periodo de tiempo determinado. Estas

son: bases de datos distribuidas o en memoria de dispositivo y base de datos centralizadas

en el servidor principal del sistema de monitoreo o comúnmente llamados, registros

históricos.

4.2.2.1 Bases de datos distribuidas o en memoria de dispositivo. Los equipos de

monitoreo POWERLOGIC instalados en el complejo Aeronáutico son modelos CM-2350,

los cuales son capaces de hacer lecturas y almacenar los datos a intervalos regulares en su

memoria no volátil. A este equipo se le puede configurar el tamaño y la estructura de 14

registros independientemente, lo que significa que un usuario puede crear 14 diferentes

bases de datos con las variables eléctricas que se deseen a intervalos de tiempo desde 1

segundo hasta 24 horas. Cada registro puede tener hasta 100 valores para incluir en cada

tabla incluyendo fecha y hora.

La programación del equipo puede realizarse por comunicaciones RS-485 en la parte

superior del monitor o por medio de un puerto óptico, con la ayuda de un computador

personal, como se muestra en la figura 36, por lo que al crear este tipo de base de datos en

varios dispositivos, desde el puerto de comunicaciones óptico, puede resultar tedioso

debido a que solo se puede programar un solo equipo a la vez.

119

Figura 36. Programación de bases de datos distribuidas desde el puerto decomunicaciones óptico en la parte frontal del monitor de circuitosPOWERLOGIC.

Hay que tener cuidado cuando se desee formar un solo archivo que contenga las diferentes

bases de datos de estos dispositivos para evitar confusiones. Un ejemplo claro es el que se

muestra en la figura 37, en donde se tiene un archivo que integra varias tablas o base de

datos de diferentes equipos.

120

Figura 37. Integración de varias tablas o bases de datos distribuidas en un archivo.

En la figura 37, se puede observar que para el análisis de los datos recopilados de cada uno

de los monitores se utiliza la hoja de cálculo Excel, en donde se da un nombre general a

toda la información que contiene este archivo “Base de datos AERO”. Es importante

aclarar que el nombre que se le de a este tipo de archivo que contengan información de

distintos puntos debe ser clara y sobretodo que tenga relación con la información que este

pueda contener, para evitar confusiones y pérdidas de información.

Además en la Figura 37, se nombran correctamente cada una de las bases de datos que

contiene el archivo principal “Base de datos AERO”, que corresponden a las diferentes

subestaciones de energía de la Aeronáutica Civil, y para este caso se puede apreciar que la

tabla de datos de la subestación, A y B, “Sub AyB”, posee el nombre del dispositivo, la

celda donde está ubicado el monitor y la fecha del instante en que se descargó el archivo de

la memoría del equipo al computador personal, para tener una información precisa acerca

de cada base de datos y poder saber exactamente de que punto del sistema proviene.

121

4.2.2.2 Bases de datos centralizadas o registros históricos. Estas bases de datos, a

diferencia de las anteriores, son almacenadas en la memoria de un computador

“administrador” que se encuentra en línea permanentemente con los equipos de monitoreo,

y la ventaja que presenta este tipo de base de datos es que no hay tantas limitaciones en

cuanto a memoria disponible para almacenar datos. Como son bases de datos que se crean

para la aplicación especial del Software SMS-3000, se puede hacer uso de las herramientas

que posee este Software para el análisis de datos, como lo es el despliegue a través de tablas

y tendencias de las cantidades seleccionadas, apreciar múltiples dispositivos comparados en

la misma pantalla además de tener la posibilidad de compartir datos desde la base de datos

ODBC centralizada.

Es importante recordar que se debe tener el mismo criterio descrito anteriormente para la

creación de este tipo de base de datos, el cual se centra en asignar a cada base de datos

nombres específicos de acuerdo con la información que se tenga y del sitio de donde

provenga, para evitar confusiones o pérdida de tiempo al tener que repetir las medidas.

4.2.3 Variables a monitorear. Se describen a continuación las variables que se deben

tener en cuenta a la hora de analizar o realizar un estudio de calidad de potencia enfocado a

las instalaciones eléctricas de la Aeronáutica Civil, teniendo en cuenta las capacidades de

los equipos de monitoreo que posee la entidad y los resultados obtenidos del monitoreo

realizado a este sistema eléctrico a nivel de media tensión.

4.2.3.1 Tensión. Es de gran importancia tener presente esta variable eléctrica en cuanto a

su magnitud, variacion, desbalance y forma de onda, que se pueda presentar, afectando así

el correcto funcionamiento de algunos equipos sensibles a estas variaciones en la tensión.

La magnitud de las caídas de tensión o regulación permitida deben estar dentro de los

rangos de operación de los equipos y las empresas electrificadoras deben respetar los

límites impuestos para permitir la operación normal de los equipos y evitar daños y

perjuicios a los usuarios.

122

En la tabla 23, se presentan las medidas a tener en cuenta para la evaluación de la tensión

en las instalaciones eléctricas de la Aeronáutica Civil.

Tabla 23. Medidas tenidas en cuenta para la evaluación de la tensión en lasinstalaciones de la Aeronáutica Civil.

Medidas a tener en cuenta AbreviaciónUnidad demedición

Criterios de evaluación en tensión

Tensión A-NTensión B-NTensión C-NTensión A-BTensión B-CTensión C-A

VANVBNVCNVABVBCVCA

Voltios.

Evaluación de las variacionesmáximas y mínimas de tensión,(+5% y –10%), con respecto alvalor nominal de tensiónestablecida en el punto del sistemadonde se analice este parámetro.

Desbalance en tensión A-NDesbalance en tensión B-NDesbalance en tensión C-NDesbalance en Tensión A-BDesbalance en tensión B-CDesbalance en Tensión C-A

VUnbalANVUnbalBNVUnbalCNVUnbalABVUnvalBCVUnvalCA

Porcentaje.Desbalance de tensión entre fases,teniendo en cuenta limites del 2.5% al 5 %.

Elevación de tensión A-NElevación de tensión B-NElevación de tensión C-NCaída de tensión A-NCaída de tensión B-NCaída de tensión C-N

Alarm201Alarm202Alarm203Alarm208Alarm209Alarm210

Voltios.

Evaluar los efectos producidos porcaídas y elevaciones momentáneasde tensión (Sag y Swell), conrespecto al sistema eléctrico de laAeronáutica Civil, además deestablecer el origen de estosfenómenos.

Sub tensión fase A-BSub tensión fase B-CSub tensión fase C-A

Alarm22Alarm23Alarm24

Voltios.

Verificar la continuidad en elservicio de energía eléctrica,evaluando los indicadores DES yFES, que corresponden a duracióny frecuencia en interrupciones delservicio de energía.

THD en tensión fase A-NTHD en tensión fase B-NTHD en tensión fase C-NTHD en tensión fase A-BTHD en tensión fase B-CTHD en tensión fase C-A

THDVANTHDVBNTHDVCNTHDVABTHDVBCTHDVCA

Porcentaje.Establecer niveles de distorsiónarmónica total e individual entensión.

Frecuencia Hz Herts Identificar variaciones en losniveles de frecuencia

123

4.2.3.2 Corriente. Es importante dar un buen manejo a este parámetro y sobretodo estar

pendiente de los niveles de corriente existentes en las Instalaciones de la Aeronáutica Civil.

Evitando que la vida útil de algún equipo pueda verse afectada por sobrecargas

permanentes.

En la tabla 24, se presentan las medidas a tener en cuenta para la evaluación de la corriente

en las instalaciones eléctricas de la Aeronáutica Civil.

Tabla 24. Medidas tenidas en cuenta para la evaluación de la corriente en lasinstalaciones de la Aeronáutica Civil.

Medidas a tener en cuenta Abreviación Unidad demedición

Criterios de evaluación encorriente

Corriente fase ACorriente fase BCorriente fase C

IAIBIC

Amperios

Evaluar los niveles de carga a losque están expuestos conductores,barrajes, protecciones y equipos delas subestaciones y cuartoseléctricos.

Desbalance en corriente faseA.Desbalance en corriente faseB.Desbalance en corriente faseC.

IUnbalA

IUnbalB

IUnbalC

Porcentaje.

Identificar desbalances de cargaentre fases, tanto en alta como enbaja tensión teniendo en cuentalimites del 5 % al 20 %.

THD en corriente fase ATHD en corriente fase BTHD en corriente fase C

THDIATHIVBTHDC

Porcentaje.Establecer niveles de distorsiónarmónica total e individual encorriente.

124

4.2.3.3 Factor de potencia. Es uno de los parámetros que se deben tener en cuenta a la

hora de realizar un estudio de calidad de potencia eléctrica, debido a que las empresas

reguladoras del servicio penalizan a los usuarios que posean un factor de potencia bajo,

debido a que los consumos de energía reactiva se pueden incrementar considerablemante en

los sistemas de distribución.

En la tabla 25, se presentan las medidas a tener en cuenta para la evaluación del factor de

potencia en las instalaciones eléctricas de la Aeronáutica Civil.

Tabla 25. Medidas tenidas en cuenta para la evaluación del factor de potencia en lasinstalaciones de la Aeronáutica Civil.

Medidas a tener en cuenta AbreviaciónUnidad demedición

Criterios de evaluación para elfactor de potencia

Factor de potencia fase AFactor de potencia fase BFactor de potencia fase C

PFAPFBPFC

Adimensional

Establecer los niveles de factorde potencia en el punto de acoplecomún, y las demássubestaciones de energíaexistentes. Evitandopenalizaciones en el servicio.

4.2.3.4 Potencia. Una de las variables a monitorear que no se ve tan involucrada con la

calidad de potencia, pero que si tiene que ver mucho con la Aeronáutica Civil, en cuanto a

los niveles máximos de consumo de potencia que esta puede tener, debido a que la entidad

es un usuario no regulado y tiene topes en el consumo de potencia, por lo que se debe tener

muy presente esta variable para evitar penalizaciones o incrementos en cuanto a costos de

energía se refiere.

125

Tabla 26. Medidas tenidas en cuenta para la evaluación de la potencia aparente, activay reactiva en las instalaciones de la Aeronáutica Civil.

Medidas a tener en cuenta Abreviación Unidad demedición

Criterios de evaluación de potenciaaparente (kVA).

Potencia aparente fase APotencia aparente fase BPotencia aparente fase CPotencia aparente total

kVAAkVABkVACkVATtl

kVA

Evaluar consumos de potenciaaparente en transformadores yplantas eléctricas para establecerniveles de carga actuales.

Potencia activa fase APotencia activa fase BPotencia activa fase CPotencia activa total

kWAkWBkWC

kWTtl

kW

Potencia reactiva fase APotencia reactiva fase BPotencia reactiva fase CPotencia reactiva total

kVARAkVARBkVARCkVArTtl

kVAr

Tener en cuenta los consumos depotencia activa, (kW), y potenciareactiva, (kVAr), que se tienendependiendo del factor de potenciapara darse cuenta como influyeeste valor en el consumo dereactivos por parte de una carga,tratando de reducir al máximo losconsumos de potencia reactivamejorando el factor de potencia enpuntos del sistema donde estevalor sea un poco bajo.

4.2.3.5 Energía. Al igual que la potencia hay que cuidar los consumos de energía que se

tengan, lógicamente que la energía es un reflejo de la potencia consumida, pero a diferencia

de la potencia, la energía es el valor de referencia que poseen las empresas

comercializadoras de energía, para dar tarifas a su servicio, por lo que se deben tener muy

en cuenta los consumos tanto de energía reactiva, (kVArh), como los consumos de energía

activa, (kWh).

En la tabla 27, se presentan las medidas a tener en cuenta para la evaluación de la energía

consumida en las instalaciones eléctricas de la Aeronáutica Civil.

126

Tabla 27. Medidas tenidas en cuenta para la evaluación de los consumos de energíaactiva, y energía reactiva en las instalaciones de la Aeronáutica Civil.

Medidas a tener encuenta

Abreviación Unidad demedición

Criterios de evaluación de energíaactiva (kWh), y energía reactiva(kVArh).

Energía activa total kWh kilo Vatioshora

Energía reactiva total kVArh

kiloVoltamperiosReactivoshora

Uno de los criterios principales para laevaluación de consumos de energía,es conocer los principales centros dedemanda de las principalessubestaciones de energía de laAeronáutica Civil, y poder aplicar aestos “grandes” consumidorescorrectivos en cuanto a factor depotencia, para reducir consumos deenergía reactiva. También realizarlabores de mantenimiento a equipos, einstalaciones eléctricas para reducirpérdidas de energía, y hacer delsistema eléctrico, un sistema másseguro y confiable para los usuarios,beneficiándose la misma entidad conrespecto a los consumos de energía.

Un criterio importante es laevaluación de la energía que sefactura a la Aeronáutica Civil,comprobando que sea la correcta, y laentidad tiene todo el derecho desaberlo y sobre todo tiene lasherramientas para lograrlo.

Es de suma importancia coordinar lamedida de los contadores de energíasactiva y reactiva, propiedad de laempresa reguladora del servicio,existentes en la subestación principala 34.5 kV, de la Aeronáutica Civil,con el equipo de monitoreo quesupervisa el alimentador principal deesta subestación, para poder tener unareferencia del consumo con respecto ala facturación.

127

4.2.4 Tiempos de muestreo para captura de datos. Uno de los principales aspectos a la

hora de realizar una base de datos para conocer el comportamiento de determinadas

variables eléctricas, es tener en cuenta la rata de muestreo con la que el equipo genera una

lectura a la base de datos, en un tiempo determinado. Es importante tener en cuenta el

tiempo de duración del monitoreo, que puede ser de unas horas, un día, una semana, un mes

o un tiempo superior dependiendo de si se desea conocer con más detenimiento el

comportamiento de las variables a monitorear.

Es importante tener en cuenta la cantidad de registros que la base de datos va a tener, esto

depende de la rata de muestreo y del tiempo total del monitoreo.

Cuando se desea conocer el comportamiento de alguna variable en un corto periodo de

tiempo, por ejemplo una hora, es conveniente que la rata de muestreo sea lo mas corta

posible entre la entrada de un dato y otro, esta puede ser de un minuto, además es el rango

mínimo de muestreo que puede generar el equipo de monitoreo.

Si la base de datos que se desea realizar tiene como finalidad conocer con más detalle el

comportamiento de determinadas variables eléctricas, por un periodo de tiempo mayor por

ejemplo una semana, la rata de muestreo puede ser cada 3 minutos, pero si se desean

realizar registros históricos continuamente la rata de muestreo seria conveniente fijarla en 5

ó 10 minutos, esto depende también de la capacidad de memoria del equipo que se

disponga para guardar la información.

128

Para el caso particular de la Aeronáutica Civil se recomienda una rata de muestreo de 10

minutos para cada una de las variables a monitorear que se proponen en este capítulo y

asociar las alarmas, para controlar mejor las variaciones que puedan ocurrir en el transcurso

de una medida a otra.

4.2.5 Manejo de alarmas. Para tener un control más preciso del estado de cada una de

las variables a monitorear se deben programar alarmas que permitan establecer cuando una

variable se sale de sus condiciones nominales de operación debido a alguna variación en la

carga o al sistema eléctrico en general, para tomar los correctivos necesarios y evitar que el

problema se incremente, de tal modo que el sistema eléctrico no se vea afectado en su

correcto funcionamiento y operación.

Uno de los aspectos importantes a saber antes de programar algún tipo de alarma, es el

nivel de prioridad que pueda tener la alarma. Los niveles de prioridad que se tienen son:

1,2,3 y 0 respectivamente y corresponden a alta, media, baja y solo acción. Todos los

niveles de prioridad, (incluyendo el de prioridad 0), pueden generar capturas de forma de

onda, forzar entrada de datos en los registros cronológicos de datos y operar salidas de relé.

La selección del nivel de prioridad afecta solo a los métodos mediante los cuales se

informa al operador cuando se presenta una condición de alarma

En la tabla 28, se da la descripción de la notificación para el operador. Este depende del

nivel de prioridad que se halla establecido para una alarma.

129

Tabla 28. Descripción de notificación de alarmas para un operador dependiendo desu prioridad.

PRIORIDADDE ALARMA

SMS-3000Operación de

alarma ensoftware

SMS-3000Entrada de

registro eventoen software

MONITORPOWERlogic

Operación LED dealarma panel frontal

MONITORPOWERlogic

Entrada registroevento interno

1 Nivel 1 SÍ

El LED parpadeacuando se produce unevento y continúaParpadeando despuésde que la condicióndesaparece hasta que eloperador despeje elRegistro P1 en el panelfrontal del monitorPOWERLOGIC

SI

2 Nivel 2 SI

El LED parpadeacuando se produce unevento y se apagacuando la condicióndesaparece

SI

3 Nivel 3 SI Igual que Prioridad 2 SI

0 Sin alarma NO Sin operación NO

Al programar una alarma es importante no olvidar ajustar el número de eventos que se

deseen guardar en las bases de datos, con respecto a cada activación de una alarma

determinada, este valor puede ser 100 eventos o más, debido a que no se sabe con exactitud

cuantos eventos se puedan presentar en un tiempo determinado de monitoreo, además es

importante activar la función FIFO, (primero en entrar, primero en salir), que permite

almacenar la información continuamente y escribe los datos más recientes sobre los datos

más antiguos cuando se alcanza el máximo permitido.

Tener un registro de eventos es importante porque cuando se dispara una alarma, en ese

instante se registran las medidas de cada uno de los parámetros o variables eléctricas

programadas en la base de datos que se tenga para este fin, observando el comportamiento

de cada variable en ese instante de tiempo determinado.

130

Otro de los aspectos importantes que se debe tener en cuenta es la de permitir al equipo que

genere capturas de forma de onda cuando se produzca una alarma determinada, pero

teniendo cuidado en el número de formas de onda que se deseen tener con respecto a un

evento determinado, debido a que estas capturas de forma de onda pueden necesitar un

volumen considerable de memoria cuando sean guardadas ya sea en la memoria interna del

equipo o en la memoria del servidor del sistema de monitoreo.

Para las capturas de las formas de onda se debe tener presente al igual que al programar

eventos activar la función de llenado para capturas de forma de onda de forma FIFO, para

evitar que de algún modo se detenga las capturas de forma de onda cuando se alcance el

límite máximo estipulado.

Las formas de onda son muy importantes a la hora del análisis de armónicos para poder

definir rápidamente el contenido armónico presente tanto en corriente como en tensión,

además para observar las variaciones momentáneas en la tensión, y sus repercusiones con

respecto a la carga, por medio del análisis de la forma de onda en corriente que el equipo

entrega en el mismo instante de tiempo.

Hay que recordar que para la correcta programación de alarmas de las variable

mencionadas anteriormente es importante tener en cuenta los valores de activación y

desactivación de cada una de las alarmas, dependiendo si se trabaja con valores por encima

o por debajo de un valor nominal. Es el caso de alarmas de sobre tensión en donde el valor

de activación de la alarma es mayor al valor de desactivación, y en el caso de una alarma

para sub tensión el valor de activación es menor al de desactivación. Es importante recordar

que el equipo de monitoreo, POWERLOGIC, puede registrar eventos que hayan sucedido

con un mínimo de tiempo de un ciclo, (16.66 ms), por lo que se recomienda que los tiempos

de activación y desactivación de las alarmas se programe para el mínimo tiempo posible:

1ciclo (16.66 ms).

131

En la figura 38, se observa el cuadro de diálogo para la programación de las alarmas y se

observan las casillas de valores y tiempos de activación así como los valores y tiempos para

la desactivación de cada una de las alarmas que se desee programar.

Figura 38. Cuadro de diálogo para la programación de alarmas.

Con relación a la figura 38, se darán los pasos a seguir para la programación de una alarma

como resumen de lo dicho anteriormente con respecto a la programación de alarmas:

1- Seleccionar el número de alarma que se desee programar.

2- Habilitar la alarma deseada

3- Seleccionar la prioridad de la alarma

4- Establecer los niveles de activación y desactivación de la alarma.

5- Forzar las entradas de la alarma específica en cualquiera de los registros de eventos del

1al 14.

6- Designar si se desea operar la salida de algún relee en especial, teniendo en cuenta si el

equipo de monitoreo posee módulo de entradas y salidas (I/O).

132

7- Establecer si se desean realizar capturas de forma de onda.

8- Actualizar la información.

En el capítulo 3 se dan los pasos para la programación de las alarmas de variaciones

momentáneas en tensión, que sirven de referencia para programar cualquier tipo de alarma,

que tenga que ver con la variación de algún parámetro eléctrico.

A continuación se dará la descripción de las alarmas que se deben tener presentes, a la hora

de observar el comportamiento de las variables a monitorear, teniendo en cuenta las

variables propuestas anteriormente.

4.2.5.1 Consideraciones tenidas en cuenta para programar alarmas en tensión. Para la

evaluación correcta de este parámetro en cuanto a calidad del servicio se refiere, es

conveniente llevar una estadística exacta de los indicadores DES y FES, duración y

frecuencia de interrupciones en cuanto al servicio prestado por la empresa reguladora. Esto

es básicamente para el alimentador principal a 34.5 kV, pero estas estadísticas acerca de las

interrupciones también sería conveniente hacerlas en los demás alimentadores de las

principales subestaciones que posee la Aeronáutica Civil y, sería importante realizarlas en

sitios donde la entidad cobre a usuarios internos por el servicio de energía prestado.

Es importante conocer las variaciones que se puedan presentar como elevaciones y caídas

momentáneas en la tensión: Sag y Swell. Si se tienen problemas en el correcto

funcionamiento de equipos o instalaciones eléctricas en general, a causa de la entrada de

grandes cargas o fallas en el sistema de distribución, que pueden ser las causantes de estas

variaciones.

Cabe resaltar que sería conveniente programar alarmas de sobre THD en tensión, después

de conocer los niveles máximos de distorsión total en tensión, con un monitoreo previo a

esta variable, en donde se pueden establecer los niveles de armónicos individuales que

pueda contener la onda de tensión para un valor máximo de THD, lógicamente que esto

sería válido si los niveles de distorsión armónica en tensión THD, sobrepasan lo niveles

133

permitidos por la norma IEEE/519-1992, o si se presentan problema en equipos o

instalaciones eléctricas a raíz de la presencia de armónicos.

Alarmas a programar:

Tabla 29. Programación de alarmas para la variable tensión

Número dealarma Descripción Prioridad

de alarma

Unidades deactivación ydesactivación

Observaciones

13 Sobretensión faseA-B 2 Voltios

14 Sobretensión faseB-C 2 Voltios

15 Sobretensión faseC-A 2 Voltios

Es importante saber si en algúnmomento la tensión de determinadopunto del sistema, sobre pasa loslímites en +5 % de su valor nominalsegún la norma NTC 1340.El valor de activación debe sersuperior al de desactivación.Ejemplo: 495 voltios activación, 485voltios desactivación.

19 Sub tensión faseA-N 2 Voltios

20 Sub tensión faseB-N 2 Voltios

21 Sub tensión faseC-N 2 Voltios

Es recomendable saber si en algúninstante de tiempo la tensión cae en–10% de su valor nominal segúnnorma NTC 1340.El valor de activación debe serinferior al de desactivación.Ejemplo: 460 voltios activación, 485voltios desactivación.

134

Tabla 29. Programación de alarmas para la variable tensión

22Sub tensión faseA-B 1 Voltios.

23Sub tensión faseB-C 1 Voltios.

24Sub tensión faseC-A 1 Voltios.

Establecer valores de duración y frecuenciade interrupciones. Cuando la tensiónnominal de servicio sea prácticamente de 0V. El valor de activación de esta alarmapuede ser de –30 % con respecto al valornominal debido a que si la tensión llega aestos valores se puede considerar que se hapresentado una falla en el suministro deenergía. El valor de activación debe serinferior al de desactivación.Ejemplo: 460 voltios activación, 475 voltiosdesactivación.

52Alto THD entensión A-N 2 Porcentaje



Se recomienda programar esta alarmadespués de conocer los niveles máximos deTHD en tensión, para establecer nivelesindividuales de armónicos y ángulosrespectivos.Valor de activación superior al dedesactivación.Ejemplo: 5% activación, 2,5%desactivación.

201Swell. Elevaciónde tensión faseA-N/A-B

1Voltios enporcentaje

202Swell. Elevaciónde tensión fase B-N


203Swell. Elevaciónde tensión fase C-N/C-B


208Sag. Caída detensión fase C-N/C-B





1 Voltios enporcentaje

Es importante programar este tipo dealarmas tanto en el alimentador principal deenergía a 34.5 kV, como en losalimentadores a 11.4 kV, de lassubestaciones principales de energía, queposee la Aeronáutica Civil, para establecer si las variaciones originadas en elalimentador principal causan algún efectoen la tensión de los demás alimentadoresinternos de la entidad, o si alguna cargainterna del sistema eléctrico puede llegar aocasionar este tipo de variacionesmomentáneas en la tensión.Para las alarmas 201, 202 y 203 se deben darvalores enteros positivos. Valor deactivación superior al de desactivación.Ejemplo: 495 voltios activación, 480 voltiosdesactivación.Para las alarmas 208, 209 y 210 se deben darvalores enteros positivos. Valor deactivación inferior al de desactivación.Ejemplo: 465 voltios activación, 480 voltiosdesactivación.

135

4.2.5.2 Consideraciones tenidas en cuenta para programar alarmas en corriente. Uno

de los parámetros que se deben tener en cuenta es la distorsión armónica en corriente que

pueden generar las instalaciones de la Aeronáutica Civil hacia el sistema de distribución

local de energía, es por tal motivo que se debe conocer con precisión, los niveles de

contaminación armónica en corriente que se pueden generar desde cada una de las

subestaciones de energía, con respecto al punto de acople común PCC, en donde se deben

cumplir los límites permitidos por la norma IEEE/519-1992, en cuanto a distorsión

armónica en corriente se refiere.

Las alarmas que se programan con respecto a armónicos en corriente están enfocadas a

establecer los niveles de armónicos individuales que puede tener un determinado valor

máximo de THD, después de haber realizado un monitoreo de esta variable en un punto

específico del sistema, y determinar si los valores obtenidos de distorsión armónica total en

corriente sobrepasan los límites permitidos por la norma en dicho punto, o si por el

contrario se presentan problemas causados por armónicos, para establecer correctivo que

van enfocados a disminuir la acción de determinados armónicos individuales.

También es conveniente controlar los niveles de corriente en equipos o instalación en

particular. Es uno de los parámetros que se deben tener en cuenta para preservar la vida útil

de algún equipo eléctrico.

Es de gran importancia establecer los niveles máximos de corriente a los que pueden ser

sometidos los transformadores y grupos electrógenos en general, (Corriente nominal),

aprovechando que existen equipos de monitoreo en la mayoría de las acometidas para estos

equipos instalados en las principales subestaciones y cuartos eléctricos en las instalaciones

de la Aeronáutica Civil.

Se considera importante establecer los niveles de desbalance de carga que se pueden

presentar en algún punto del sistema, afectando considerablemente el correcto

136

funcionamiento de los transformadores, y en algún momento las plantas de emergencia de

energía eléctrica.


Tabla 30. Programación de alarmas para la variable corriente.

Numero dealarma Descripción Prioridad

de alarma


Observaciones

1Sobrecorrientefase A 2 Amperios

2Sobrecorrientefase B 2 Amperios

3Sobrecorrientefase C 2 Amperios

Establecer valores de sobrecorrienteen transformadores teniendo comoreferencia la corriente nominal delequipo, y poder determinar que tantasobrecarga se le aplica altransformador. Se deben dar valoresenteros positivos.Valor de activación superior al dedesactivación.Ejemplo: 500 A activación, 425 Adesactivación.

9 Desbalance encorriente fase A

2 Porcentaje

10 Desbalance encorriente fase B 2 Porcentaje

11 Desbalance encorriente fase C 2 Porcentaje

Es conveniente programar este tipo dealarmas en transformadores queposean una cargabilidad mayor al50% de su capacidad nominal,teniendo en cuenta un valor máximode desbalance entre fases del 20%.Se deben dar valores decimalespositivos-en décimas si es necesario.Activación superior a desactivación.Ejemplo: 20% activación, 7,5%desactivación. La activación dealarma se basa en la diferencias deporcentaje entre la intensidad de fasecon respecto a las tres intensidades defase.

137

Tabla 30. Programación de alarmas para la variable corriente.

49 Alto THD encorriente fase A 2 Porcentaje

50 Alto THD encorriente fase B 2 Porcentaje

51 Alto THD encorriente fase C 2 Porcentaje

Es importante programar este tipo dealarmas tanto en el alimentador principalde energía a 34.5 kV, como en losalimentadores a 11.4 kV, de lassubestaciones principales de energía, queposee la Aeronáutica Civil, para establecersi las variaciones originadas en elalimentador principal causan algún efectoen la tensión de los demás alimentadoresinternos de la entidad, o si alguna cargainterna del sistema eléctrico puede llegar aocasionar este tipo de variacionesmomentáneas en la tensión.Se deben dar valores decimales positivos-en décimas si es necesario. Valor deactivación superior al de desactivación.Ejemplo: 5% activación, 2,5%desactivación.

4.2.5.3 Consideraciones tenidas en cuenta para programar alarmas con respecto a los

niveles de potencia consumida. Se deben tener muy en cuenta los niveles de consumo de

potencia aparente (kVA), en la subestación principal a 34.5 kV, específicamente en el punto

de acople común debido a que la Aeronáutica Civil es un usuario no regulado y por tal

motivo debe tener cuidado de no sobrepasar los límites de potencia establecidos por la

empresa reguladora del servicio para evitar penalizaciones en cuanto al suministro de

energía se refiere. Además de esto se deben controlar los niveles máximos de potencia que

el transformador puede suministrar a la carga o por lo menos saber si en algún momento se

sobrepasan los niveles nominales de potencia con respecto al transformador principal (4-5

MVA).

Al igual que el transformador de la subestación principal se debe saber si en algún

momento se superan los niveles nominales de potencia en cada uno de los transformadores

y grupos electrógenos, que poseen monitoreo a sus variables eléctricas en las instalaciones


138

Es por tal motivo que se deben programar alarmas de alta potencia aparente con respecto al

valor nominal de potencia dependiendo del transformador que se desee monitorear.


Tabla 31. Programación de alarmas para los consumos de potencia aparente kVA.Número

dealarma

Descripción Prioridad dealarma


Observaciones

32 Alta potenciaaparente kVA 2 kVA

Establecer valores de alta potenciaaparente en tranformadores dedistribución en los distintos puntos delsistema eléctrico de la AeronáuticaCivil, teniendo como referencia losniveles nominales de potencia de cadaequipo, así como también de conocer sien algún momento se sobrepasan loslímites de potencia establecidos por laempresa reguladora del servicio. Sedeben dar valores enteros positivos.Valor de activación superior al dedesactivación.Ejemplo: 2000 kVA activación, 1750kVA desactivación.

4.2.6 Manejo de tendencias. Uno de los puntos principales que se debe tener en cuenta a

la hora del análisis de la información, para las bases de datos relacionadas con el monitoreo

de variables eléctricas, es el manejo de tendencias de una o varias variables que se

relacionen entre si, como por ejemplo corrientes de línea, tensiones de cada una de las fases

o lecturas de potencia, que puede arrojar un sinnúmero de información instantánea al

momento de presentar la tendencia o gráfica de estos valores en un rango de tiempo

específico, como lo son valores máximos, valores mínimos y tener una aproximación del

valor promedio que se puede presentar, para poder dar una conclusión rápida del

comportamiento de una variable en especial, sin necesidad de recurrir a un análisis más

detallado.

139

4.2.7 Tipos de despliegues

4.2.7.1 Despliegues existentes en el sistema de monitoreo y control de energía para las

instalaciones de la Aeronáutica Civil. Un despliegue es una herramienta que facilita el

manejo de la información además de permitir observar el funcionamiento o la disposición

de equipos en un sistema en general, desde una unidad remota (Pc), desde donde se pueden

realizar operaciones de control y adquisición de datos en tiempo real.

El despliegue principal que posee el sistema de monitoreo y control de las instalaciones

eléctricas de la Aeronáutica Civil, se observa en la figura 39.

Figura 39. Despliegue principal de aplicaciones del sistema de monitoreo y control delas instalaciones eléctricas de la Aeronáutica Civil.

140

En el despliegue que se muestra en la figura 39, simplemente se describen las principales

subestaciones de energía y cuartos eléctricos y se muestra el número de monitores que

posee cada uno de ellos, anexando la dirección de cada monitor con respecto al sistema de

monitoreo. Es importante destacar que en este primer despliegue solo se da información

referente al número de dispositivos de monitoreo que posee cada lugar en particular.

Si se desea conocer con más detalle la ubicación de cada monitor en una subestación o

cuarto eléctrico en general, como por ejemplo la subestación principal de energía a 34.5

kV, abrimos el despliegue correspondiente desde el recuadro ubicado en la parte izquierda

del título de esta subestación “S/E PRINCIPAL 34.5 kV", en donde se puede apreciar con

facilidad la ubicación de cada monitor, en el diagrama unifilar que describe la subestación

de energía, cada equipo de monitoreo muestra en tiempo real lecturas de tensión, de cada

una de las fases en el punto donde está instalado en el sistema eléctrico. Este despliegue se

muestra en la figura 40.

Figura 40. Despliegue subestación principal a 34.5 kV.

141

Además desde este tipo de despliegues se muestran los controles para la operación remota

de interruptores, es decir el despliegue que se muestra en la figura 40, suministra

información acerca del sistema como también permite realizar operaciones de control.

La información de las variables eléctricas que suministra cada equipo desde este tipo de

despliegues puede ser mayor si se da doble clic sobre la medida de tensión que suministra

un equipo en particular, permitiendo que se abra un tercer despliegue en donde se aprecian

lecturas en tiempo real de tensión, corriente, factor de potencia y lectura de potencias

activa, reactiva y aparente. Esto se puede observar en la figura 41.

Figura 41. Ampliación de lecturas instantáneas que proporciona un equipo enparticular desde un despliegue donde simplemente se aprecien lecturasde tensión.

142

4.2.7.2 Despliegues para la optimización del monitoreo de variables eléctricas. Los

despliegues que se describieron anteriormente son útiles a la hora de mostrar el diagrama

unifilar del sistema eléctrico en general, asociado al sistema de monitoreo y control, pero

seria conveniente que desde este tipo de despliegue se ampliara un poco la información

acerca del comportamiento de las principales variables eléctricas a monitorear, por lo que

se darán algunos diseños de nuevos despliegues que pueden ayudar a optimizar el

monitoreo en las instalaciones de la Aeronáutica Civil, y sobretodo complementar los

despliegues existentes.

Cuando se abre el despliegue que se muestra en la figura 41, este permite observar lecturas

en tiempo real de tensión, corriente, factor de potencia y lectura de potencias activa,

reactiva y aparente, pero en ningún momento desde este punto, se permite realizar otro tipo

de tareas como poder observar las variables a monitorear que previamente se le han

programado a cada equipo de monitoreo POWERLOGIC, y con estas poder preparar

distintos tipos de reportes en un periodo de tiempo definido previamente por el usuario.

El cuadro de diálogo o despliegue que permita complementar la información que se

presenta en el despliegue de la figura 41 se muestra en la figura 42.

Figura 42. Despliegue para complementar la información del recuadro de la figura41.

143

Una de las características de este despliegue es que permite hacer reportes con archivos

históricos de las variables propuestas a monitorear, permitiendo a un operario mejorar el

rendimiento de su trabajo con respecto a la elaboración de informes concernientes al

sistema eléctrico en general, porque puede visualizar con rapidez desde un despliegue

principal desde que monitor de una subestación o cuarto eléctrico en general desea tener

información, lo que no sucede, cuando se desea obtener información de una variable en

especial desde el cuadro de diálogo del propio sistema de monitoreo SMS-3000, debido a

que no se muestra gráficamente la ubicación del monitor en el sistema, sino que se

despliega una lista de todos los monitores existentes que conforman el sistema de

monitoreo, por lo que hay que saber la relación que existe entre el código que aparece en

este cuadro de diálogo con la ubicación del monitor en el sistema.

144

4.2.8 Tipos de reportes.

4.2.8.1 Reporte Tipo I. Es un reporte resumido donde simplemente se mostrará el

comportamiento de la variable, o variables, por medio de la gráfica de los datos en un

periodo de tiempo determinado. Este tipo de reportes está encaminado o enfocado a

detectar cualquier cambio o variación en el sistema eléctrico de la Aeronáutica Civil.

El reporte tipo I, puede contener información adicional de cada una de las gráficas, como

por ejemplo, dar a conocer los valores máximos, mínimos y promedios, para poder tener un

mejor contexto de la información resumida que se presenta en este tipo de reportes.

En la figura 43 se da un ejemplo del reporte tipo I, que determina el comportamiento de las

corrientes de línea de una subestación de energía a 11.4 kV en las instalaciones de la

Aeronáutica Civil, durante un periodo de tiempo de un día

Es importante destacar la referencia que enmarca este tipo de reportes para dar a conocer el

sitio de donde provienen los datos, el tiempo que duró el monitoreo, la rata de muestreo con

que se realizó la toma de datos y las variables que intervienen en el reporte, que en este

caso específico serán corrientes de línea. Si en el mismo reporte se incluyen tendencias de

otro punto del sistema, es conveniente relacionarlas con la información pertinente al nuevo

sitio y tener en cuenta si los demás datos, con relación al tiempo de duración y rata de

muestreo del monitoreo, son diferentes.

145

Reporte tipo I AERONÁUTICA CIVIL

Subestación de energía ELDORADO 11.4 kV.

Celda K5+S5: Celda protección transformador 1.6 MVA lado derecho.

Monitoreo: 27/09/00 Rata de muestreo 10 minutos

Variables a monitorear: Corrientes de línea.

Corriente Fase A: Máximo: 27 A Mínimo: 14 A Promedio: 20 ACorriente Fase B: Máximo: 28 A Mínimo: 14 A Promedio: 22 ACorriente Fase C: Máximo: 28 A Mínimo: 13 A Promedio: 21 A

Figura 43. Ejemplo de un reporte resumido tipo I.

Este tipo de reportes está enfocado al monitoreo de variables eléctricas en cortos periodos

de tiempo, por lo que es conveniente que se hagan reportes de este tipo a las variables

eléctricas de las principales subestaciones de energía de la Aeronáutica Civil diariamente

para estar al tanto de cualquier variación en el sistema.

4.2.8.2 Reporte Tipo II. Este tipo de reporte presenta información referida a valores

máximos y mínimos de cada una de las variables a monitorear que interesen a la entidad,


0

5

10

15

20

25

30

0:00

0:50

1:40

2:30

3:20

4:10

5:00

5:50

6:40

7:30

8:20

9:10

10:0

0

10:5

0

11:4

0

12:3

0

13:2

0

14:1

0

15:0

0

15:5

0

16:4

0

17:3

0

18:2

0

19:1

0

20:0

0

20:5

0

21:4

0

22:3

0

23:2

0

Tiempo

Co

rrie

nte

[A

]

IA IB IC

146

debido a que cada equipo de monitoreo genera en su memoria interna un registro que

almacena los valores máximos y mínimos de 116 variables a lo largo de un periodo de

tiempo hasta que el operador decida refrescar esta memoria para comenzar una nueva

captura de datos.

El reporte tipo II tiene como finalidad complementar la información del reporte tipo I, pero

también con este tipo de reporte se puede saber cuales fueron las variaciones que

presentaron las variables a monitorear en un día normal de servicio, y poder comparar en

un ciclo de trabajo de una semana, por ejemplo cual es el día mas crítico con respecto a la

corriente que demanda la carga, o cualquier otro punto de comparación que se desee hacer.

Para poder realizar con éxito este tipo de reportes se debe programar el equipo cada 24

horas para tener los valores máximos y mínimos de las variables a monitorear, debido a que

si el equipo no se programa con la frecuencia de tiempo mencionada anteriormente se

tendrán los valores máximos y mínimos del periodo de tiempo desde la primera vez que se

programó hasta que se programe nuevamente o se refresque la memoria para comenzar a

capturar nuevos valores.

En la figura 44, se da un ejemplo del reporte tipo II, en donde se presentan los valores

máximos y mínimos que se presentaron en la acometida del transformador de 1.6 MVA, a

11.4 kV, lado derecho de la subestación de energía ELDORADO, durante un periodo de

monitoreo de un día.

147

Reporte tipo II AERONÁUTICA CIVIL




Variables a monitorear: Corrientes de línea, Tensiones de línea, Potencia

Aparente, Potencia activa, Potencia reactiva.

VariableMínimofecha/tiempo

Mínimovalor

Máximofecha/tiempo

Máximovalor

Corrientefase A

27/09/008:40:25 am

18 A 27/09/006:40:25 pm

61 A

Corrientefase B

27/09/009:40:25 am

18 A 27/09/009:55:25 pm

58 A

Corrientefase C

27/09/009:35:25 am

17 A 27/09/007:16:25 pm

61 A

Tensión faseA-B

27/09/009:40:25 am

11059 V 27/09/005:29:25 pm

11871 V

Tensión faseB-C

27/09/0011:40:25 am 11100 V 27/09/00

2:40:25 pm 11845 V

Tensión faseC-A

27/09/0012:35:25 pm

11150 V 27/09/008:48:25 pm

11871 V

Potenciaaparente total

27/09/0010:35:25 am 353 kVA 27/09/00

9:15:25 pm 1143

Potenciaactiva total

27/09/009:52:25 am

344 kW 27/09/009:20:25 pm

1093

Potenciareactiva total

27/09/009:36:25 am 45 kVAr 27/09/00

9:48:25 pm 463 kVAr

Figura 44. Ejemplo de un reporte tipo II.

Es importante aclarar que los valores máximos y mínimos que se presentan en el reporte

tipo II, no son los mismos valores máximos y mínimos que acompañan el reporte tipo I,

debido a que los valores que se presentan en el reporte tipo I, son los valores que toma la

gráfica en un periodo de tiempo determinado en este caso son valores de un día de

148

monitoreo, con una rata de muestreo fijada desde un principio, mientras que los valores

máximos y mínimos del reporte tipo II no poseen una rata de tiempo determinada si no que

el equipo actualiza estos datos dependiendo los valores cada vez mayores o menores que se

presenten en un periodo de tiempo determinado, en este caso para un periodo de tiempo de

un día, (24 horas).

4.2.8.3 Reporte tipo III. El reporte tipo III tiene como finalidad dar a conocer los

disparos de las alarmas; éstas indican que alguna de las variables a monitorear ha salido de

los rangos preestablecidos para el correcto funcionamiento de equipos e instalaciones

eléctricas en general, además permite conocer si algún equipo de monitoreo pierde

comunicaciones con respecto al sistema, para poder tomar las medidas correctivas y poner

el equipo en falla nuevamente en línea con el sistema.

La frecuencia con la que se debe realizar este tipo de reportes depende del comportamiento

del sistema en general, pero en caso de presentarse una alarma se debe preparar

inmediatamente este tipo de reporte e informar al supervisor encargado para que se realice

un análisis detallado del porque del evento y como puede influir en el correcto

funcionamiento de las instalaciones eléctricas.

En la figura 45, se da un ejemplo del reporte tipo III, en donde se presentan algunas

variaciones momentaneas de tensión (sag), ocurridas en el alimentador principal a 34.5 kV.

149

Reporte tipo III AERONÁUTICA CIVIL

Subestación principal de energía a 34.5 kV.

Celda +HO: Celda acometida principal a 34.5 kV.


Disparo de alarmas.

Alarma fecha/tiempo Duración Celda Fase Valor Estado27/09/002:48:03.214 AM 17780 V fin

208 27/09/002:48:03.189 AM

25 mseg +HO C17790 V Inicio

Figura 45. Ejemplo de un reporte tipo III

Se debe tener presente que la información de este tipo de reportes debe ser clara y concisa,

en cuanto a la descripción de alarmas se refiere, como la que se presenta en la figura 45,

mencionando cada uno de los valores que determina a una alarma en especial como lo son:

El tipo de alarma

Tiempos de activación y desactivación

Duración

Lugar de donde proviene el evento

Fase

Valores de activación y desactivación

En cuanto al reporte de falla de algún equipo simplemente bastaría con citar el equipo

en falla y el lugar de donde proviene, debido a que este tipo de información es

suficiente para tomar medidas correctivas al instante.

Cabe resaltar que la figura 4.12, ilustra un ejemplo para que sea tomado como base

para la elaboración de un reporte tipo III.

150

7.2.8.4 Reporte Tipo IV. Este reporte se basa en la información obtenida en el reporte

tipo I, pero a diferencia del anterior, se da una breve descripción del comportamiento de la

variable a analizar durante el periodo de tiempo determinado, con relación a la gráfica de

los datos y procurando dar conclusiones acerca de la misma, con respecto a un equipo o

lugar determinado, como puede ser que tan sobrecargado puede estar el transformador de

energía de esa subestación.

El reporte tipo IV está enfocado a dar a conocer al personal externo de las subestaciones de

energía el comportamiento de las variables eléctricas de determinados puntos del sistema

eléctrico.

Este tipo de reportes puede realizarse con información obtenida de monitoreos a variables

eléctricas en cortos periodos de tiempo, pero preferiblemente deben hacerse con

información obtenida de periodos de tiempo un poco más largos como una semana,

teniendo en cuenta los datos obtenidos de los reportes tipo I, los cuales dan una panorámica

bastante buena del comportamiento del sistema diariamente, lo cual es muy importante para

dar una conclusión del comportamiento del sistema durante un periodo de tiempo un poco

mas largo,

El reporte tipo IV se debe realizar a las variables eléctricas de las principales subestaciones

de energía como también a las subestaciones secundaria, cuartos eléctricos y equipos de

auto generación de energía.

En la figura 46, se presenta un ejemplo de reporte tipo IV, en donde se analiza el

comportamiento de las corrientes de línea en la acometida a 11.4 kV, de un transformador

de 1.6 MVA, de la subestación de energía ELDORADO en un día cualquiera con operación

normal de servicio, en donde se indica con claridad los periodos de tiempo de máxima y

mínima carga.

151

Reporte tipo IV AERONÁUTICA CIVIL




Variables a monitorear: Corrientes de línea.

En la figura se observa que la carga es relativamente baja en el horario comprendido entre las 12:00

am. y las 5:10 am, con una demanda de corriente por debajo de 20 A. Desde las 5:10 am

aproximadamente la demanda de corriente se incrementa hasta llegar a niveles promedios de 25 A,

en horarios de 7:00 am hasta las 8:00 pm en donde a partir de esta hora la corriente comienza a

decaer hasta los niveles promedio conque se inicio el día.

En conclusión el periodo de tiempo en el que se presenta la mayor demanda de energía en este día

es entre las 6:40 am hasta las 8:00 pm.

Corriente Fase A: Máximo: 27 A Mínimo: 14 A Promedio: 20 ACorriente Fase B: Máximo: 28 A Mínimo: 14 A Promedio: 22 ACorriente Fase C: Máximo: 28 A Mínimo: 13 A Promedio: 21 A

Figura 46. Ejemplo de un reporte tipo IV. donde se analizan los periodos de tiempocuando se presenta máxima y mínima carga.


0

5

10

15

20

25

30

0:00

0:50

1:40

2:30

3:20

4:10

5:00

5:50

6:40

7:30

8:20

9:10

10:0

0

10:5

0

11:4

0

12:3

0

13:2

0

14:1

0

15:0

0

15:5

0

16:4

0

17:3

0

18:2

0

19:1

0

20:0

0

20:5

0

21:4

0

22:3

0

23:2

0

Tiempo

Co

rrie

nte

[A

]

IA IB IC

152

Un reporte tipo IV puede contener diferente tipo de información acerca de una variable, en

el ejemplo de la figura 46, el reporte es para indicar el comportamiento de la carga en un

periodo de tiempo de un día, pero también sería posible dar a conocer información acerca

del desbalance de carga que presenta la acometida de este transformador o por el contrario

con esta información analizar la cargabilidad del tranformador para establecer si es posible

alimentar mas carga con este circuito o dar a conocer cualquier otra información con

relación al comportamiento de esta variable en general.

Es importante destacar que el reporte tipo I es muy general a la hora de presentar la

información, mientras que el reporte tipo II es un poco más detallado con respecto a algo en

especial que se desee analizar.

4.2.8.5 Reporte Tipo V. El reporte tipo V es un reporte detallado de cada una de las

variables a monitorear e involucra todos los aspectos relacionados con normas y estándares

en calidad de potencia. Este tipo de informe o reporte está dirigido al monitoreo de las

variables eléctricas en las principales subestaciones de energía de la Aeronáutica Civil, en

especial al punto de acople común situado en la subestación principal de energía a 34.5 kV.

Con este tipo de reportes se da a conocer el estado real del sistema eléctrico, permitiendo

tomar medidas correctivas a problemas que se hallan detectado anteriormente por medio de

reportes tipo I y tipo IV y que se corroboren con este tipo de informes.

El reporte tipo V se debe realizar durante periodos de tiempo largos, como por ejemplo

reportes mensuales, que permitan recopilar la información obtenida de los reportes tipo II,

para ser complementada con este tipo de informes, en algunos puntos que no se tocaron

durante la elaboración de reportes tipo IV.

Es importante destacar que la información de este tipo de reportes debe llevar un resumen

del procedimiento que se llevó a cabo para la elaboración del mismo, así como también

hacer una referencia de normas utilizadas para el análisis de datos, que conlleve a la

elaboración de un informe detallado que permita a la entidad realizar las modificaciones

153

pertinentes para poder optimizar al máximo su sistema eléctrico, además de poder

aprovechar el sistema de monitoreo en beneficio tanto del personal a cargo del sistema

eléctrico como de las instalaciones en general.

El ejemplo que ilustra un reporte tipo V, es básicamente el estudio de calidad de potencia

que se realizó a las instalaciones de la Aeronáutica Civil durante un periodo de dos semanas

a las principales subestaciones de energía eléctrica, el cual se presenta en el capítulo 3 de

este trabajo.

4.2.9 Establecimiento de niveles de seguridad. Cada una de las personas que utiliza el

software SMS-3000 debe disponer de una cuenta de usuario exclusiva. El administrador del

sistema define una cuenta de usuario asignando un nombre de usuario exclusivo, una

contraseña y un nivel de acceso. Existen diez niveles de acceso: el nivel 1 otorga acceso

completo al sistema y los niveles siguientes del 2 al 10 otorgan un acceso cada vez más

limitado.

El nivel de acceso 1, debe ser exclusivo para una persona en especial, la cual tendrá la

responsabilidad de administrar el sistema, además de permitir el acceso a los demás

usuarios, limitando sus funciones dentro del sistema de monitoreo dependiendo

básicamente del conocimiento que cada persona tenga del mismo.

Uno de los aspectos fundamentales para adjudicarle a un usuario un nivel de acceso al

sistema de monitoreo, es el conocimiento sobre herramientas de informática que este pueda

tener, en especial acerca del sistema de control y supervisión de energía instalado en la

Aeronáutica Civil, otro aspecto a tener en cuenta a la hora de adjudicar niveles de

seguridad, es evaluar qué tan familiarizado se encuentra el usuario con respecto al

funcionamiento del sistema eléctrico de la entidad, en cuanto a equipos e instalaciones

eléctricas se refiere.

Otro aspecto a tener en cuenta al adjudicar un nivel de usuario dentro del sistema de

monitoreo y control, son los conocimientos básicos acerca del análisis de las variables a

154

monitorear en las instalaciones de la Aeronáutica Civil, esto tiene que ver con el manejo de

estándares de calidad de potencia. Además es importante tener en cuenta el conocimiento

que un operario puede tener a la hora de interpretar lecturas de diferentes parámetros

eléctricos como son: lecturas de factor de potencia, distorsión armónica, frecuencia etc.

El administrador debe evaluar a cada uno de los posibles operarios que tendrán relación

directa con el sistema de monitoreo, teniendo en cuenta los aspectos que se mencionaron

anteriormente para adjudicar un nivel de usuario, como también lo que un operador puede

hacer con determinado nivel de usuario dentro del sistema SMS.

Se recomienda la utilización de tres (3), niveles de seguridad a partir del administrador,

quien tendrá nivel de operación 1, los cuales son: nivel 2, nivel 5 y nivel 10, para evitar

complicaciones a la hora de asignar un nivel de seguridad a un operario dentro del sistema

de monitoreo y control de energía.

En la tabla 32, se presentan las limitaciones que presenta cada nivel de usuario para

realizar operaciones dentro del sistema de monitoreo y supervisión de energía.

155

Tabla 32. Niveles de acceso para la operación del sistema de monitoreo y supervisiónde energía.

Niveles acceso SMS 3000Nivel 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Crear sistema X X XCrear GFX (edición) X X XCrear tabla personalizada X X X X X X X X X XAbrir/Configurar sistema X X XGuardar área de trabajo X X X X X X X X XExportar X X X X X X X X X XSistema en línea X X X X XSistema fuera de línea X X X X XAbrir área de trabajo X X X X X X X X X XImprimir X X X X X X X X X XConfiguración de impresora X X X X X X X X X XSalir de servidor X X X X XConfiguración interfaz de PC X XConfigurar dispositivos X X XLectura personalizada X X X XConfigurar grupos X X X XConfigurar registros X X XConfigurar funciones/alarma X X XConfigurar controles X XConfigurar cuentas de usuario XConfigurar gestión base de datos X X XConfigurar archivado X X XIntervalo actualización muestreo X X X X X X X X X XSalidas de control X X X X XAnulaciones X X X XRestablecimientos X X X X XDiagnostico X X X X X X XEstado de servicio X X XEscritura/Lectura X X X X X XPrueba de comunicación sistema X X X X X X X XSilenciar alarmas X X X X X XAbrir pantallas X X X X X X X X X XAdquirir formas de onda X X X X XEditar tabla histórica X X X X XEjecutar informes X X X X X X X X XEditar informes X X X X X XConfirmar alarmas X X X X X XDespejar registros X X X X X

156

4.2.10 Respuesta ante contingencias y alarmas. A continuación se describen una serie de

recomendaciones, en caso de disparo de alguna de las alarmas que se sugiere programar

para optimizar el monitoreo de las variables eléctricas, en las instalaciones de la

Aeronáutica Civil, las cuales se mencionaron anteriormente en el numeral 4.2.5, (Manejo

de alarmas), de este capítulo.

4.2.10.1 Respuesta ante alarmas en tensión. La respuesta inmediata cuando se presente

alguna alteración en la tensión, como sobretensiones o subtensiones, que puedan afectar el

correcto funcionamiento de equipos o instalaciones en general, como puede ser el disparo

de reles de subtensión o sobretensión, que saquen de servicio alguna subestación de energía

importante para el correcto funcionamiento del sistema eléctrico en general de la

Aeronáutica Civil, sería comunicar a la empresa distribuidora de energía local los

problemas presentados con el servicio para que esta tome cartas en el asunto y corregir los

problemas presentados.

De igual manera se deben hacer con las alarmas ante variaciones momentáneas en la

tensión (Sag y Swell), si se identifica que el problema no radica en las mismas instalaciones


Estas recomendaciones están enfocadas a los eventos ocurridos en el alimentador principal

a 34.5 kV, en donde la empresa reguladora del servicio puede intervenir para corregir algún

imprevisto presentado en su sistema de distribución.

En caso que alguna de las alarmas mencionadas anteriormente ocurra en un lugar distinto al

alimentador principal, es conveniente seguir monitoreando este punto para poder identificar

las causas, o verificar si las variaciones en tensión son un reflejo de las perturbaciones

ocurridas en el alimentador principal.

4.2.10.2 Respuesta ante alarmas en corriente. Las alarmas más importantes a destacar,

son las de sobrecorriente que se deben programar para saber cual es el nivel con que se

sobrecarga un equipo en especial, en este caso transformadores o grupos de autogeneración,

157

por lo que al presentarse una alarma de este tipo, se debe tener en cuenta los periodos y

niveles de sobrecarga, para poder establecer si el equipo puede soportar o no este tipo de

exigencias.

Es importante recalcar que para la toma de una decisión con respecto a una alarma en

particular se deben tener varias referencia del fenómeno en un lapso de tiempo prudente,

para poder saber el comportamiento del sistema que conlleva a este tipo de reportes.

158

4.3 ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO

4.3.1 Criterios y consideraciones tenidos en cuenta. Estos aspectos deben ser el punto

de partida para obtener el funcionamiento adecuado del sistema de monitoreo y

supervisión de los parámetros eléctricos en las instalaciones de la Aeronáutica Civil, ya que

al pretender que el monitoreo sea continuo todos y cada uno de los componentes de la red

Ethernet de comunicaciones deben trabajar de manera correcta, eficiente y confiable, dado

que se necesitan datos reales e instantáneos, para facilitar la supervisión de los equipos a los

que se asocian monitores de circuitos.

4.3.2 Mantenimiento de software. Es necesario tener presente que la persona encargada

de manejar la información que proporciona el software SMS-3000, además de tener un

amplio conocimiento de las aplicaciones de Windows NT, que permiten almacenar y

analizar las bases de datos arrojadas por las lecturas de los monitores de circuitos del

sistema de monitoreo, debe conocer las ventajas que proporciona el software SMS-3000, ya

que de acuerdo a los niveles de seguridad que este software presenta se podrán llevar a cabo

ordenes delicadas como maniobras de cierre y apertura de interruptores.

Estos niveles de seguridad están entre 1 y 10 siendo el nivel 1 el que maneje el ingeniero

jefe que va a estar a cargo del programa de monitoreo, ya que este nivel permite el manejo

absoluto del sistema, mientras que los otros niveles sólo pueden ver en pantalla las lecturas

instantáneas de los parámetros eléctricos de los equipos, tener la posibilidad de observar las

tendencias de datos históricos y graficar estos parámetros para visualizar su

comportamiento.

Para que el programa de monitoreo sea eficiente pueden ejecutarse las tareas de diagnóstico

que se mencionan a continuación:

159

v Se puede utilizar la información que brindan las herramientas del sistema y las ayudas

de Windows NT, una de las ayudas es la del Dr. Watson, la cual diagnostica los errores

del sistema; el scandisk, ayuda a comprobar si hay errores lógicos o físicos en el disco

duro y puede reparar áreas dañadas,

v Es necesario refrescar o purgar el archivo que guarda la base de datos proporcionado

por el software SMS-3000 cada tres meses mínimo, para así, evitar que el disco duro del

computador utilizado se llene de datos que se han dejado de utilizar y que ocupan

demasiado espacio, o si se prefiere guardar en discos magnéticos o CDS esta

información si llegase a necesitarse en algún momento..

v Es aconsejable instalar un controlador de virus que no permita afectar archivos internos

del sistema y limite la ejecución de programas básicos o del software de monitoreo, ya

que impide la continuidad del programa de gestión del manejo de la información.

v Evitar borrar archivos de ejecución de programas de aplicación de Windows NT y del

software de aplicación del SMS-3000, para no dañar la configuración del programa que

se vaya a utilizar.

v Cerrar correctamente las aplicaciones de Windows NT cuando se lleve a cabo una tarea

de aplicación de cualquiera de los programas que se encuentran disponibles, para evitar

fallas en el sistema, dado que cuando se apaga el PC sin cerrar correctamente archivos,

empiezan a originarse fallas internas que deterioran los equipos.

v La cantidad de espacio utilizado en disco duro por el registro histórico que presenta el

software de monitoreo SMS-3000, puede variar en gran medida y por lo tanto es difícil

realizar una estimación exacta; sin embargo, un sistema de 50 dispositivos puede

utilizar con facilidad de 1 a 1,5 MB diarios en datos históricos. Esta información es

adecuada en la medida en que se programe el equipo.

160

Por esta razón considere los siguientes factores cuando planee el espacio necesario en el

PC que va a contener los ficheros históricos:

• la cantidad de dispositivos que está registrando y los intervalos de registro

• la cantidad de lecturas por dispositivo

• la frecuencia con que se actualizan los datos

• la ubicación de los datos históricos (si los datos se trasladan a un directorio

de archivo de otro PC se podrá liberar espacio en el PC que contiene el resto

de los datos históricos)

4.3.3. Mantenimiento de Hardware. Se debe garantizar que todos los componentes de la

red Ethernet de comunicaciones, se encuentren en perfectas condiciones, estos

componentes son los PC’s, los monitores de circuitos, CT´s, PT’s, gateways, transceivers,

concentradores (hubs), red de fibra óptica y cables de comunicación. Para el correcto

funcionamiento de los equipos es importante tener en cuenta los siguientes aspectos:

v Es necesario, revisar continuamente el estado de los equipos, ya que en ocasiones se

presentan situaciones que finalmente interrumpen el monitoreo como:

- La desconexión de un dispositivo que comunica un equipo con otro, esto puede ser

un gateway, un hub o cualquiera de los transceiver.

- La conexión incorrecta de los terminales de comunicación que vienen de un lugar a

otro.

- La pérdida de comunicación de cualquiera de los monitores de circuitos por

ejemplo, que suele suceder por fallas presentadas en la red de comunicaciones o por

la mala conexión de los PT’s.

161

- La avería de un equipo de la red de comunicación, por fallas técnicas o por

alimentaciones de energía indebidas que generalmente queman los equipos.

- La utilización indebida de los elementos que componen la red de comunicaciones,

ya que en ocasiones se desconoce su funcionamiento y al accionarlos en el peor de

los casos se logra averiarlos, por ejemplo una impresora que puede desconfigurarse

del PC e impedir la visualización de los datos o atascar los cabezales de estas y

bloquearlas.

- Otro caso que puede suceder es la desconfiguración de los monitores de circuitos al

oprimir de manera incorrecta los LED’s que ofrece el menú.

La revisión de los equipos consiste básicamente en:

- Inspección visual de conexiones de los equipos

- Pruebas de comunicación entre un dispositivo y otro

- Limpieza de contactos externos de los equipos

- Operación normal del sistema de alimentación de los equipos

v Cerciorarse que la fuente de alimentación del PC, suministre a cada dispositivo

instalado el tipo de energía que necesite y que los LED’s indicadores de falla no se

encuentren encendidos. Al igual que la alimentación de los demás elementos de la red.

v Mediante las ayudas de Windows NT(Información del sistema y Herramientas del

sistema) puede obtenerse una visión general del hardware, de los componentes del

sistema y del entorno de software.

v Los monitores de circuitos deben conectarse a una fuente ininterrumpida de tensión,

para evitar que salgan de funcionamiento en caso de falla de energía del sistema.

4.3.3.1 Inspecciones de rutina. Dado que el monitoreo va a realizarse diariamente, se

tendrá un reporte instantáneo del estado de los equipos, lo cual garantizará que la red de

162

comunicaciones trabaja en perfectas condiciones, ya que cualquiera de los monitores de

circuitos debe arrojar los datos que se le soliciten y enviarlos a través de la red de

comunicaciones instantáneamente, pero otra manera de saber si existe comunicación entre

un lugar y otro es realizando un test de comunicaciones, entre los diferentes PC's y

Gateways instalados en las subestaciones de energía, esta prueba se hace desde los PC's y

con un test se sabe inmediatamente si hay pérdida de comunicaciones o no, esto se lleva a

cabo desde el menú de Windows en el ícono de programas en la opción de interfaz de

comandos, allí se despliega una pantalla que requiere las direcciones de los dispositivos a

los que se les hace el test de comunicaciones, las direcciones de los dispositivos son las

siguientes:

Ping>- 84.0.27.1 para el Servidor

Ping>- 84.0.27.2 para el PC de la subestación Aeropuerto

Ping>- 84.0.27.3 para el PC de la subestación CNA

Ping>- 84.0.27.15 para el de la subestación principal 34.5kV

Ping>- 84.0.27.5 para el Gateway G1



En caso de haber pérdida de comunicaciones aparecerá un aviso en pantalla, en caso de ser

así debe realizarse el debido correctivo para evitar pérdida de continuidad en el sistema de

monitoreo. Esta prueba de comunicación la realizará el operador diariamente con la ayuda

de los servicios del menú.

4.3.3.2 Mantenimiento preventivo. La mayoría de los aparatos electrónicos como los

que integran la red de comunicaciones Ethernet, no sólo están expuestos al ambiente

software de los programas que ejecutan, en el caso de los PC’s y los monitores de circuitos,

sino también son sensibles al medio ambiente en el que están situados, ya que estos factores

ayudan a su rápido envejecimiento y desgaste, algunos de estos factores son: el calor, el

163

polvo, el magnetismo, las interferencias (ruido electromagnético), el contacto con líquidos

o con el humo de tabaco, la corrosión.

También deben tenerse en cuenta estos aspectos a la hora de realizar un plan de

mantenimiento para el cuidado de los equipos:

- Todos los componentes de la red de comunicación Ethernet deben encontrarse en

sitios específicos, como por ejemplo, los PC´s, los gateways, los transceiver y los

hubs que deben localizarse en lugares frescos y secos, ya sea en armarios o celdas

especiales para estos equipos, en donde el polvo no los pueda deteriorar, además el

cableado de estos equipos debe protegerse adecuadamente de la humedad, del polvo

y de la corrosión, contando con que el cableado debe ser organizado de forma que

puedan identificarse las terminales propias de un equipo inmediatamente.

- Además como recomendación especial para la protección de todos los equipos de la

red de comunicaciones, es colocarlos en armarios en donde se especifique que

únicamente van colocados allí los elementos del sistema de monitoreo, los cuales

por ser dispositivos electrónicos deben protegerse rigurosamente.

- En general debe hacerse mantenimiento preventivo y correctivo de todos los

dispositivos de la red de comunicaciones, en el cronograma de la figura 47 se

sugiere el tiempo adecuado de duración de este mantenimiento para no perder la

continuidad del sistema de monitoreo.

4.3.3.3 Recomendaciones de mantenimiento. Algunas de las precauciones que deben

tenerse en cuenta para que la vida útil de los aparatos electrónicos utilizados en el sistema

de monitoreo no sea tan corta son las siguientes:

164

Descripción de equipos Número de días programadosI II III IV V VI VII VIII IX

Mantenimiento Fibra Optica

Revisión y configuración Monitores de circuitos

Revisión conexión, configuración Gateways, Hubs

Inspección TC's y PT's

Mantenimiento preventivo PC's

Figura 47. Cronograma de actividades de mantenimiento

165

•• Para contrarrestar los efectos del calor:

- Mantener libre la salida de los orificios de ventilación,

- Mantener limpio de polvo el sistema por dentro y por fuera,

- Realizar periódicamente el mantenimiento preventivo del PC y de los demás

componentes de la red,

- Mantener los discos y diskettes en lugares frescos y secos,

•• Para contrarrestar los efectos del polvo:

- Utilizar fundas protectoras

- Mantener las ventanas cerradas

- No fumar cerca del PC

- No consumir alimentos que desprendan migas cerca a los aparatos electrónicos

- Tener cuidado con los líquidos

- Aspirar semanalmente la parte exterior de los gateways, hubs, transceivers, y todos

sus respectivos cables sin estropearlos o desconectarlos y desactualizar el sistema de

comunicaciones

- Limpiar la pantalla del monitor con algún producto antiestático

•• Para contrarrestar las interferencias:

- Colocar filtros

- Apantallamientos

- Mejorar y organizar el cableado

- Mejorar el diseño de los componentes del sistema

•• Para contrarrestar la corrosión:

- La mejor acción preventiva es la limpieza; manteniendo limpios los contactos

podemos impedir la formación de óxido.

166

•• Para prevenir los efectos dañinos del magnetismo:

- Para prevenir los efectos dañinos del magnetismo, es necesario mantener los

diskettes y cables de conexión alejados de las fuentes y cables de alimentación, y

demás generadores de flujo magnético.

Además, las precauciones que deben tenerse en cuenta a la hora de ubicar el computador

personal en un sitio determinado para evitar posibles fallos son las siguientes:

- No situar una impresora de impactos (burbuja) en la misma superficie del

computador personal. Las impresoras de margarita (de cinta) o matriciales

producen vibraciones al funcionar que pueden llegar a ser tan fuertes como para ser

perjudiciales.

- No dejar caer objetos sobre la mesa donde este el computador personal. Por

ejemplo, cuando se ha de colocar un libro en la mesa no dejarlo caer, sino colocarlo

con cuidado. Los golpes bruscos en la mesa producen el mismo efecto que si se

moviese bruscamente el computador personal.

- Cuando se coloca un PC en el suelo, a veces al cambiar los muebles de sitio pueden

transmitir las suficientes vibraciones al computador personal como para dañar el

disco duro.

- No bloquear el ventilador del PC, así como no situar el PC en un espacio cerrado de

forma que no pueda haber un intercambio de aire con el ambiente.

- No colocar el PC cerca de un sistema de calefacción. El exterior próximo del PC no

debe superar los 35°C.

- Mantener el PC lejos de los rayos directos del sol

167

4.4 PERSONAL NECESARIO PARA EL PROGRAMA DE GESTION

4.4.1 Criterios y consideraciones tenidas en cuenta. Todas las personas involucradas en

el programa de monitoreo de los parámetros eléctricos de la Aeronáutica Civil, deben estar

debidamente capacitadas, ya que el correcto funcionamiento del sistema así lo requiere,

además todo este equipo debe tener en cuenta, que lo que se pretende hacer es un estudio de

calidad de potencia en las instalaciones eléctricas de la institución, a partir del manejo del

software SMS-3000 y sus aplicaciones, el cual todos deben conocer en gran parte para que

el trabajo de monitoreo y supervisión no sea infructuoso.

A continuación se especifican los perfiles necesarios de todos los componentes del equipo

que se va a encargar del manejo del sistema de monitoreo en las instalaciones eléctricas de

la Aeronáutica Civil.

4.4.2 Supervisor. Esta persona debe estar debidamente calificada, y es responsable al

igual que el ingeniero jefe del manejo de la parte eléctrica de la Aeronáutica Civil, y está

bajo la dirección de la División de Soporte Técnico de la Regional Bogotá de la Institución.

El nivel que maneja esta persona es el 5 y en situaciones de emergencia bajo la autorización

del ingeniero jefe el nivel 1.

4.4.2.1 Perfil necesario

- Ingeniero electricista

- Manejo de Windows NT

- Manejo de aplicaciones Microsoft Office (Excel y Word)

- Manejo de estándares de calidad de potencia normas IEEEE y ANSI, además

conocer las reglamentaciones de CODENSA y la Superintendencia de Servicios

Públicos

- Con conocimiento de redes, transmisión y comunicación de datos

168

- Con conocimiento administración de bases de datos

- Con conocimiento Microelectrónica

- Con manejo del idioma inglés

4.4.2.2 Obligaciones y responsabilidades

- Chequear que diariamente se supervise el sistema eléctrico de la institución, a partir

del software de monitoreo SMS-3000, para garantizar su correcto funcionamiento y

disponibilidad permanente.

- Asignar una tarea de monitoreo y supervisión a un equipo específico semanalmente,

para hacer un seguimiento riguroso del comportamiento eléctrico de éste; durante

este período de tiempo se programará el monitor de circuitos que se desee, de tal

forma que se obtenga una base de datos del equipo que se ha supervisado y pasar

posteriormente analizar la información que se ha capturado.

- Entregar un reporte semanal de diagnóstico preventivo al Ingeniero Jefe con las

posibles fallas que se puedan presentar con base a las lecturas que arrojan los

monitores de circuitos en las bases de datos.

- Ejecutar labores de mantenimiento correctivo, tendiente a garantizar la correcta y

permanente prestación del servicio de energía y del sistema de monitoreo a su cargo.

- Diagnosticar fallas de tipo técnico-operativos que se presenten en los equipos del

sistema de monitoreo y colaborar con la reparación de los equipos de la red de

comunicaciones

4.4.3 Ingeniero jefe. Esta persona debe dedicarse específicamente a la labor de

monitoreo y supervisión de los parámetros eléctricos de la Aeronáutica Civil, para

mantener la continuidad del programa de gestión de la información. El nivel que maneja

esta persona es el 1, el de administrador, el cual le permite hacer modificaciones al sistema

de monitoreo.

169


- Ingeniero Electricista

- Con conocimientos en el manejo de estándares de calidad de potencia normas

IEEEE y ANSI, además conocer las reglamentaciones de CODENSA y la

Superintendencia de Servicios Públicos

- Con conocimientos en telecomunicaciones

- Electrónica industrial y microelectrónica

- Con conocimientos en sistemas operativos de computo, Windows NT básicamente

- Con conocimientos en administración de bases de datos en electrónica

- Con conocimientos en manejo del idioma inglés

- Con conocimientos en gerencia de proyectos

- Con conocimientos en sistemas de potencia

4. 4.3.2 Obligaciones y responsabilidades

- Garantizar que el sistema de monitoreo y supervisión funcione

adecuadamente de forma permanente

- Ejecutar alternativas de solución a posibles fallas o buscar correctivos que evite

situaciones de falla

- Contratar personal calificado externo a la institución, en caso de ser necesario, para

realizar mantenimiento, reparación e inspecciones de rutina a los aparatos de la red

de comunicación y especialmente a la red de fibra óptica que es muy sensible.

4.4.4 Operadores. Estas personas pertenecen al grupo SIER y solo pueden realizar tareas

de mediciones instantáneas, dado que estas personas no tienen acceso a la información

clasificada como las bases de datos. El nivel que estas personas manejan es el 10, por eso

la limitación de sus actividades.

170


- Técnicos electricistas

- Manejo de aplicaciones Microsoft Office

- Conocimiento de redes de computadores, transmisión y comunicación de datos.

- Cursos de electrónica avanzada.

4.4.4.2 Obligaciones

- Reportar al supervisor lecturas erróneas o inusuales de algunos de los monitores de

circuitos

- Asegurarse que todos los equipos de la red de comunicación se encuentren bien

conectados y funciones correctamente

- Tomar la responsabilidad de los equipos a su cargo como técnicos de turno asignado

al sistema de monitoreo

- Diligenciar formatos de registros de comportamiento de operación de los monitores

de circuitos Powerlogic

- Conocer el manejo y uso de los manuales técnicos y recibir instrucciones sobre

funcionamiento y operatividad de los equipos del sistema de monitoreo

- Velar por el orden y la organización de la sala donde se instalen los equipos para el

monitoreo

4.4.5 Personal Auxiliar Contratista. La necesidad de contratar personas externas que

presten servicios a la entidad surge de las limitaciones que se presentan a la hora de realizar

un verdadero mantenimiento al sistema de monitoreo de la red de comunicaciones.

Para adquirir los servicios de un contratista que se encargue de garantizar la continuidad y

confiabilidad de la red de comunicaciones para el sistema de monitoreo el Ingeniero Jefe a

cargo del grupo de monitoreo deberá tener en cuenta los siguientes aspectos:

- Requerimientos del sistema de monitoreo, esto es mantenimiento de los equipos de

la red de comunicaciones.

171

- Tecnología con la que cuenta el contratista para brindar estos servicios de

mantenimiento adecuado.

- También deben clasificarse los contratistas de acuerdo con su:

- Disponibilidad

- Organización

- Carácter

- Experiencia

- Condición financiera

Para que sus servicios sean confiables, esto después de considerar sus condiciones legales y

su historial limpio de trabajos terminados exitosamente. Además el contratista debe contar

con personal altamente calificado para ejecutar las labores de mantenimiento que se le han

de encomendar.

4.4.5.1 Perfiles

- Ingeniero electricista

- Conocimiento en redes de comunicaciones

- Conocimientos en cableado estructurado

- Conocimientos en electrónica Industrial

- Con curso de mantenimiento de redes de comunicacionres

- Conocimientos en Telemática

- Conocimientos en sistemas de computo operacional

- Conocimientos en sistemas de potencia

4.4.5.2 Obligaciones y responsabilidades

- Brindar continuidad y confiabilidad al sistema de monitoreo, esto es, garantizar el

óptimo rendimiento de todos los equipos de la red de comunicaciones Ethernet.

- Cumplir en el tiempo establecido las funciones que le fueron asignadas, por las

cuales se requirieron sus servicios.

172

- Mantener un clima de trabajo agradable con las personas que laboran en la

Aeronáutica Civil, para que las condiciones permitan llevar a cabo las tareas de

mantenimiento propuestas. Además cuidar que las instalaciones permanezcan en las

condiciones en que se encontraron inicialmente.

4.5 COORDINACION Y CONTROL DE ACTIVIDADES

El Ingeniero Jefe y el Supervisor deben programar actividades diarias de seguimiento de

monitoreo y supervisión, asignando un tiempo determinado para cada equipo que tenga

asociado un monitor de circuitos, y procurar que todas las actividades antes programadas se

lleven a cabo. Este tiempo como se dijo anteriormente puede ser de una semana por cada

equipo, para poder supervisar la mayoría de equipos de la red.

Para el control de las actividades deben tenerse en cuenta los siguientes aspectos:

1. Deberán delegarse funciones a cada miembro del grupo para que con la

colaboración de todos el sistema funcione de la mejor manera posible. Estas

funciones por ejemplo, pueden ser que los operarios revisen diariamente los

monitores de circuitos y las conexiones de los equipos, también podrían ser que el

supervisor haga pruebas de comunicación entre los puertos de los gateways, como

se mencionó anteriormente.

2. Es necesario hacer reuniones periódicas de coordinación del grupo para conocer

inquietudes o alternativas de solución a posibles fallas que puedan presentarse, por

parte de algunos de los integrantes del grupo de monitoreo y supervisión o para

actualizar información en caso de situaciones nuevas, como por ejemplo, la

instalación de nuevos equipos o el reemplazo de maquinarias deterioradas. Estas

reuniones pueden hacerse cada dos semanas. Las actas de estas reuniones de

coordinación pueden elaborarse como lo muestra el formato de la figura 48.

173

A c t a r e u n i ó n N o . F e c h a : L uga r : A s i s t en t e s :

P u n t o s d e s a r r o l l a d o s :P u n t o s d e s a r r o l l a d o s :

A c t i v i d a d e s a e j e c u t a r :A c t i v i d a d e s a e j e c u t a r :

S u p e r v i s o r :O b s e r v a c i o n e s :

Figura 48. Formato para registros de reuniones de coordinación

174

3. El operador y el supervisor deben realizar reportes diarios de la situación del

sistema como lo muestra el formato de la figura 49, de acuerdo a como se

programan los monitores de circuitos, esta programación se puede hacer de acuerdo

a las necesidades de la institución durante un periodo de tiempo no mayor a una

semana, para que la base de datos no sea muy extensa y finalmente dictar un

diagnóstico del equipo que se ha monitoreado.

4. Elaboración de indicadores de gestión, los cuales deberán señalar en un periodo de

tiempo, cuáles han sido las actividades de mantenimiento, operación, preventivas y

de diagnóstico; que con el soporte de la información que proporciona el software de

monitoreo SMS-3000, han contribuido a mejorar el funcionamiento del sistema

eléctrico de la Aeronáutica Civil. Estos indicadores se pueden medir con reportes

detallados de todas las actividades que se realizan en el sistema de monitoreo por

medio de diagramas de barras, el manejo de esta información podría almacenarse en

un libro exclusivo para este fin, que después permita revisar antecedentes que

puedan llevar al diagnóstico de una falla, y finalmente entregar un reporte al jefe de

la división donde se indique detalladamente lo que se ha logrado.

4.6 CONTINUIDAD DEL PROGRAMA DE GESTION DEL MANEJO DE LA

INFORMACION

Es necesario que se lleve un control adecuado de la información y que el monitoreo de los

parámetros eléctricos sea permanente, para que el diagnóstico final permita dar alternativas

de solución viables, para esto debe asegurarse que el programa de gestión de la información

se ejecute cuidadosamente, teniendo en cuenta tres aspectos importantes que son:

175

E l aborado po r : F e c h a : E q u i p o :

M o n i t o r N o : U b i c a c i ó n :

D e s c r i p c i ó n y /o c o r r e c c i ó n d e f a l l a sD e s c r i p c i ó n y /o c o r r e c c i ó n d e f a l l a s

O b s e r v a c i o n e s :O b s e r v a c i o n e s :

T i e m p o p r o g r a m a d o :F e c h a i n i c i o :F e c h a t e r m i n a c i ó n :

Figura 49. Formato para elaboración de informaes

176

- Motivación del personal

- Entrenamiento del personal

- Charlas de seguridad industrial

4.6.1 Motivación del personal. La motivación del personal se basa en la comunicación,

es por esto que una de las cualidades que debe caracterizar al Ingeniero Jefe es la facilidad

de expresión para poder liderar el grupo de monitoreo y crear un clima de trabajo

agradable. Motivar a un empleado es cambiar su actitud o comportamiento y esto se logra

a través del diálogo que preferiblemente debe ser de persona a persona o en unión de todo

el grupo de trabajo.

Otra forma de motivación consiste en la presentación de resultados logrados a partir de las

medidas aplicadas para la optimización del sistema de monitoreo y supervisión en las

cuales hayan participado activamente los integrantes del grupo de monitoreo, de esta

manera estas personas se sienten partícipes de los logros alcanzados.

4.6.2 Charlas de seguridad industrial. Los seminarios de seguridad industrial son

imprescindibles en toda organización, ya que ningún trabajador esta excento de accidentes,

estas charlas deben ser motivadas a prevenir riesgos que atenten contra la vida de alguna de

las personas que se encargan de la parte eléctrica en las instalaciones de la Aeronáutica

Civil y crear una consciencia en ellos del uso debido de los elementos de protección, que en

muchas ocasiones evitan consecuencias fatales o daños irreversibles. Es aconsejable que

los seminarios de seguridad industrial se lleven a cabo al menos dos veces por semana.

Las conferencias pueden ir encaminadas principalmente a:

- Cuidado y buen orden de las instalaciones

- Mantenimiento preventivo

- Manejo de materiales

177

4.6.3 Entrenamiento del personal. La formación de las personas que conforman el grupo

que se encargará del sistema de monitoreo de los parámetros eléctricos en las instalaciones

eléctricas de la Aeronáutica Civil, es fundamental para lograr el éxito del programa de

gestión, esto implica la formación de Ingenieros y Técnicos en programas de:

- Prácticas y mantenimiento adecuado de los elementos que conforman el sistema de

comunicaciones de la red Ethernet.

- Operación y funcionamiento óptimo de los equipos que conforman el sistema de

monitoreo.

- Capacitación en cursos o seminarios encaminados al manejo objetivo de

aplicaciones de los programas que se relacionen con el manejo del software de

monitoreo.

Además de estas pautas el grupo encargado del sistema de monitoreo deberá tener la

capacitación adecuada que le permita, estar preparado para desempeñarse ante cualquier

situación que pueda presentarse o para emitir un concepto o diagnóstico concerniente al

sistema de comunicaciones.

El tiempo de duración de los programas de capacitación que se proponen a continuación se

presenta en el cronograma que se muestra en la figura 50, tales programas son los

siguientes:

- Electricidad Industrial

- Telemática

- Comunicaciones

- Bases de datos relacionales

- Windows NT

- SMS-3000, niveles I y II

Estos programas estarán estructurados de la siguiente forma:

178

Descripción Semanas programadasI II III IV V VI VII VIII IX X XI XII XIII

Electricidad industrial

Telemática

Comunicaciones

Bases de datos relacionales

Windoes NT

SMS-3000 L-I

SMS-3000 L-II

Figura 50. Cronograma programas de capacitación

179

4.6.3.1 Seminario de Electricidad Industrial. Este seminario debe encaminarse a las

aplicaciones del magnetismo, generadores, motores, transporte de potencia, etc, la

electricidad sigue ciertas leyes definidas, y únicamente a través de estas leyes pueden

comprenderse las diversas aplicaciones de la electricidad al servicio del funcionamiento de

las instalaciones eléctricas de la Aeronáutica Civil.

Este programa está estructurado de la siguiente manera:

• Electricidad y circuitos eléctricos

•• Fuerza electromotriz-Leyes de Kirchhoff

•• Resistencia

•• Baterías y acumuladores

•• Instrumentos y medidas eléctricas

•• Electromagnetismo

•• Electrostática

•• Generadores

•• Motores

•• Transformadores

•• Pérdidas - Rendimiento - Funcionamiento

4.6.3.2 Seminario de Telemática. Los sistemas de información deben constituir una

herramienta eficaz para tener una organización más flexible del manejo de la información,

contribuyendo al rediseño del proceso de distribución de tareas. También deben contribuir

a la agilización de la toma de decisiones, facilitando la delegación de funciones, lo que

conlleva a procesos más ágiles, productivos y motivadores. La informática para grupos,

proporciona herramientas de productividad tanto personal como para grupos que trabajan

cooperativamente a través de redes, estos grupos de trabajo pueden ser la base para un

adecuado rediseño de los procesos de la organización.

180

Básicamente este programa de capacitación estará orientado a las redes para proceso

distribuido, partiendo de las arquitecturas de las redes locales, tratando sus aspectos

funcionales, los servicios que proporcionan y cómo los realizan. Particularmente se

analizarán las funciones de los sistemas operativos de red, como administración de

usuarios, recursos compartidos, monitoreo, tolerancia a fallos y seguridad.


•• Conceptos generales

•• Medios de transmisión

•• Técnicas de transmisión

•• Elementos y funciones de red para proceso distribuido

•• Funciones de red

•• Arquitecturas de sistemas niveles superiores del modelo de referencia OSI

•• Arquitectura TCP/IP

•• Interfaces de enlace de datos NDIS y ODI

•• Puentes

•• Enrutadores y Concentradores (HUBS)

•• Procedimiento de evaluación del rendimiento

4.6.3.3 Seminario de comunicaciones y redes de procesamiento de datos. Dondequiera

que muchos usuarios necesiten los servicios de un computador, existe una posibilidad cada

vez mayor que los servicios de comunicación de datos enlacen el computador central con

usuarios remotos.

Los adelantos de la tecnología permiten que las comunicaciones tengan lugar a través de

grandes distancias cada vez con mayor facilidad. Hoy es cada vez mayor la interrelación y

la interdependencia de oficinas y lugares de trabajo geográficamente dispersos. Nuevos

conceptos administrativos exigen una disponibilidad de los datos que cumplan con las

siguientes pautas:

181

- La persona adecuada, debe recibir,

- la información adecuada en

- el momento adecuado.

El contenido de éste programa de capacitación contiene lo siguiente:

•• Introducción:

•• Conceptos básicos y definiciones

•• Elementos de un sistema de comunicaciones

•• Medios físicos de transmisión

•• Detección y corrección de errores de transmisión

•• Conceptos de redes de procesamiento de datos

•• Redes públicas de datos PDN Public Data Network

•• SNA (System Network Architecture)

•• DCNA (Data Comunications Network Architecture)

4.6.3.4 Seminario de bases de datos relacionales. Básicamente una base de datos es un

conjunto unificado de información que va a ser compartida por el personal autorizado de

una empresa, en nuestro caso la Aerocivil, la función de la base de datos es almacenar toda

la información para la empresa de forma centralizada, eliminando la información

redundante dentro de la misma. La base de datos puede constar de cientos de campos y de

millones de bloques de información, manteniendo virtualmente toda la información

necesaria para la empresa.

Lo que se pretende es que el programa de capacitación en bases de datos relacionales,

dirigido a las personas que conforman el grupo de monitoreo y supervisión de los

parámetros eléctricos de la Aeronáutica Civil, esté esencialmente enfocado a lo siguiente:

- Seguir los cuellos de botella del sistema.

182

- Comprender los efectos sobre el rendimiento general de los diferentes aspectos de

un ordenador y del sistema operativo.

- Determinar las diferentes formas de optimizar las aplicaciones principales.

- Requisitos hardware iniciales para las aplicaciones principales.

- Resolución de problemas en las aplicaciones.


•• Definición y conceptos básicos

•• Algebra Relacional

•• Cálculo relacional

•• Normalización

•• Diagramas para diseño

4.6.3.5 Curso de Windows NT

La instalación de Windows NT, se ha incrementado mucho actualmente sobre todo en

empresas considerablemente grandes, para el manejo de las bases de datos de gran tamaño

que se manejan, además por las características que Windows NT proporciona estas son:

fiabilidad, rendimiento, portabilidad, compatibilidad y seguridad. Este programa es de gran

importancia en el proceso de capacitación del grupo, ya que el SMS-3000 solamente

funciona bajo Windows NT.

Este programa de capacitación estará estructurado así:

•• Redefinir la red de la empresa

•• Administración de cuentas de usuario y grupos

•• Crear y administrar dominios

•• Coexistencia con NetWare

•• Utilización del servicio de Acceso Remoto

183

•• Ajuste y optimización de Windows NT

•• TCP/IP en Windows NT

•• Otros servidores

4.6.3.6 Curso de SMS-3000

La base de este programa es fundamental en el desarrollo del sistema de monitoreo y

supervisión, ya que se hace necesario que todo el personal encargado del grupo de

monitoreo desarrolle las aplicaciones necesarias que el software ofrece cuando se esté

monitoreando el sistema eléctrico de la Aeronáutica Civil, desde cualquiera de las

subestaciones de energía, por medio de los PC's de la red de comunicaciones o PC's

portátiles; esto para que las tareas de supervisión que se les asignen a este grupo de

personas se lleven a cabo correctamente, la capacitación debe encaminarse específicamente

a las siguientes funciones:

•• Introducción

•• Procedimientos rápidos

•• Instalación del SMS-3000

•• Trabajar con archivos del SMS-3000

•• Trabajar con cuentas de usuario

•• Configuración de la comunicación entre el PC y los Dispositivos

•• Configuración básica del sistema

•• Configuración interna avanzada del monitor de Circuitos

•• Trabajar con las bases de datos del SMS-3000

184

4.7 RECURSOS, COSTOS Y PRESUPUESTO NECESARIO PARA EL

PROGRAMA DE GESTION

Estos recursos se interrelacionan para cumplir con la finalidad de llevar a cabo el programa

de gestión del manejo de la información, que lleva asociado todos los pasos de monitoreo y

supervisión de la información propuestos anteriormente, además de recursos humanos,

físicos y económicos para completar el entorno de elementos que componen el programa de

gestión.

4.7.1 Recursos humanos. Teniendo en cuenta la ventaja que el sistema de monitoreo y

supervisión en las instalaciones eléctricas de la Aeronáutica Civil, ya se encuentra instalado

totalmente, podría decirse que la etapa final es la selección del personal que va a conformar

el grupo de monitoreo y supervisión de los parámetros eléctricos en la entidad y así pasar a

la capacitación de estas personas en programas funcionales como los anteriormente

propuestos para que el manejo del sistema de monitoreo sea eficiente y continuo.

Ya se mencionaron anteriormente los perfiles de las personas que van a conformar el grupo

de monitoreo, esto con base en el personal encargado de la parte eléctrica de la Aeronáutica

Civil, que se encuentra laborando en estos momentos. La retroalimentación de las

responsabilidades de cada una de las personas que conforman el grupo de monitoreo es la

que se muestra en la figura 51.

4.7.2 Recursos físicos. Aquí se incluyen todos los recursos palpables que permiten llevar

a cabo el programa de monitoreo en las instalaciones eléctricas de la Aeronáutica Civil,

estos recursos aparte de los elementos que componen la red de comunicaciones Ethernet, la

cual está compuesta por:

- Software de monitoreo SMS-3000

- Monitores de circuitos PowerLogic

185

- Computadoras

- Red de fibra óptica

- Hubs (concentradores)

- Transceivers (convertidores)

- Gateways (enrutadores)

También forman parte de estos recursos, las instalaciones donde se va a ubicar el equipo

utilizado por el grupo de monitoreo, se sugiere que se disponga una locación

exclusivamente para instalar las computadoras y los dispositivos electrónicos que llevan

conectados consigo, para evitar inconvenientes de desconexión o similares como se

comentó anteriormente, también han de ir ubicados estos dispositivos en armarios en donde

no se puedan manipular por cualquier persona que no pertenezca al grupo de monitoreo y

que ingrese al sitio desde donde se hace la supervisión de los equipos de monitoreo.

También se cuenta con todos los materiales necesarios como herramientas de trabajo en

cualquiera de las subestaciones de energía para cualquier situación anormal que pudiese

presentarse.

También se encontrarán los sitios adecuados de trabajo, como escritorios y sus respectivas

sillas en donde irán instalados los PC's, también los materiales con los que se va a llevar un

control en el monitoreo, estos son las planillas de monitoreo diario como la que se muestra

en el formato de la figura 52 o el libro de anotaciones para guardar registros diarios del

sistema, esto debe quedar en manos del supervisor quien tendrá un archivador de

operaciones, mantenimiento y supervisión, también de las reuniones de coordinación en las

que todo el grupo deberá participar.

186

Figura 51. Retroalimentación de cargos y funciones del grupo a cargo del sistemade monitoreo y supervisi

División Soporte TécnicoRegional Bogotá

Grupo SIER

División de EnergíaY Sistemas

Electromecánicos

OPERADOR

SUPERVISOR

Ingeniero Jefe

187

Todos los recursos del sistema deberán ser utilizados en condiciones óptimas y partiendo

del hecho que la capacitación es el primer paso para que el sistema empiece a funcionar

adecuadamente, seguido de las funciones de mantenimiento y cuidados preventivos que se

le darán a los equipos del sistema de monitoreo.

4.7.3 Costos y presupuestos. Estos Costos irán asociados a toda la inversión que se debe

hacer para que el sistema de monitoreo funcione correctamente. A continuación se hace un

listado detallado de los factores que generan estos costos:

- Capacitación del personal

- Mantenimiento de los equipos de la red de comunicaciones

- Armarios, Divisiones y equipos de oficina

188

Fecha:Lugar:Hora:

Monitor TENSIONES V Corrientes A Potencias THD (%) THD (%)No. Máx Prom Mín Vab Vbc Vac Ia Ib Ic KVA KVAR KW Fp Hz Corriente Voltaje

Elaborado por:Observaciones:

Figura 52. Planilla para reporte diario de monitoreo

189

En la tabla 33. se muestra el análisis de los costos y presupuesto probables que pueden

generarse durante la etapa de puesta en marcha del programa de gestión desarrollado para

ejecutar el sistema de monitoreo, teniendo en cuenta que las actividades de mantenimiento

de la red Ethernet de comunicaciones se realizarán periódicamente durante seis meses como

máximo, así se producirán los costos en estos intervalos de tiempo, al igual que los costos

por compra de equipo de oficina se producirán a medida que se vayan requiriendo

materiales, en cambio los costos por capacitación sólo se generarían una vez, o no de

manera tan frecuente como los costos de actividades de mantenimiento y por compra de

equipos de oficina.

Para iniciar el programa de gestión se tendrá un presupuesto inicial de $18.883.000, por

concepto de cursos de capacitación, actividades de mantenimiento y compra de equipos de

oficina; los costos semestrales generados por actividades de mantenimiento ascienden a un

valor de $4.049.000, más los gastos de papelería que se requieran; estos resultados son

aproximaciones de los datos arrojados de las diferentes consultas con centros de

capacitación, distribuidores de equipos electrónicos y distribuidores de equipos de oficina.

190

Tabla 33. Costos y presupuestos necesarios para el programa de gestión

CONCEPTO Cantidad Valor unitario Valor total

Seminarios de capacitación

Electricidad Industrial 10 384,000 3,840,000Telemática 10 296,000 2,960,000Comunicaciones 10 315,000 3,150,000Windows NT 10 250,000 2,500,000Bases de datos relacionales 10 118,000 1,180,000

13.630.000

Actividades de Mantenimiento

Equipos de comunicacionesPC's 3 60,000Monitores de circuitos 72 25,000Gateways 5 18,000Hubs 3 18,000Transceivers 5 15,000Red de Fibra óptica 850,000

4.094.000

Equipo de oficina

Armarios 3 68,000 204,000Escritorios con silla 3 146,000 438,000Divisiones modulares 6 87,000 522,000Papelería 40,000 40,000

1,204,000

TOTAL 18,883,000

4.8 MANUAL DE PROCEDIMIENTOS

Se definen los gestores del sistema de monitoreo y supervisión de los parámetros eléctricos

en las instalaciones de la Aeronáutica Civil de la siguiente forma:

Ingeniero Jefe ( I )

Supervisor ( S )

Operador ( O )

A continuación se define el proceso con el cual se llevará a cabo el control de la

información que se obtendrá con el monitoreo en las subestaciones de energía de la entidad,

a cargo del grupo de monitoreo que se compone de un líder que es el Ingeniero jefe, quien

delega funciones a través del supervisor, y los operarios que son quienes estarán

continuamente realizando el monitoreo.

4.8.1 Operador ( 0 )

4.8.1.1 Descripción de tareas:

- Chequeo y supervisión del correcto funcionamiento de todos los

elementos que componen el sistema de monitoreo y supervisión

de energía estos son: PC's, cables, Monitores de circuitos,

Gateways, Hubs, Transceivers y red de Fibra óptica.

- Brindar ayuda útil al supervisor en caso de anomalías del sistema eléctrico en general

que reporte el sistema de monitoreo, por ejemplo, disparo o reporte de alarmas.

Reporta a: Supervisor

Dependencia: Subestaciones de energía eléctrica

4.8.2 Supervisor ( S )


- Liderar el mantenimiento de equipos y establecer funciones para los operarios en cuanto

al mantenimiento.

- Análisis detallados de los reportes 1, 2 y 3 que entregan los operarios y entrega de

informe al ingeniero jefe.

- Programación y configuración de alarmas y variables a monitorear desde los distintos

monitores que conforman el sistema de monitoreo y supervisión.

- Ejecución de maniobras desde el sistema de control para realizar labores de

mantenimiento.

- Coordinar reuniones de control para el grupo a cargo del monitoreo y llevar un libro de

registro de actividades.

Reporta a: Ingeniero Jefe

Dependencia: Subestación de energía

4.8.3 Ingeniero Jefe ( I )


- Delegar funciones de monitoreo e inspección para que el sistema de supervisión

funcione constantemente y de manera confiable.

- Brindar asistencia técnica y soluciones a necesidades que puedan presentarse en el

sistema de monitoreo, tales como: requerimientos de mantenimiento, reparación y

compra de equipos que le permitan al sistema de monitoreo estar en continuo

funcionamiento.

- Asignar niveles de seguridad para los niveles de supervisor y operadores, según sea

conveniente.

Inicio(clave de acceso)

Consulta del estado de lascomunicaciones por mediodel software SMS 3000

Siencuentra

falla

Siencuentra

falla

Realizar reportestipo I y II

S

SI

NO

SI

NO

Diagrama de flujo de procedimientos y funciones de operador

Informar alsupervisor por

medio del reportetipo III

Consulta de reporte dealarmas desde cualquierpunto del sistema

Inicio(clave de acceso)

Programación dealarmas y

configuración devariables amonitorear

Recibe de operadorreportes tipo I, II y III

¿Falla decomunicaci

ones?

¿Hayreportetipo III?

¿Reportede disparo

de alarmas?

Enviar personaltécnico calificadopara revisión de

equipos y estado decomunicaciones

Revisar resultados

Informar en reuniones decoordinación al grupo demonitoreo soluciones a

anomalías

Analiza reportes tipoI y II

Elabora reportestipo IV

Elabora reportes tipo Vdando recomendaciones

y sugerencias a fallasencontradas

I

SI

NO NO

SI

Diagrama de flujo de procedimientos y funciones supervisor

.

Diagrama de flujo de procedimientos y funciones ingeniero jefe.

Analizar los informesy dar correctivos acorto plazo a fallas quepuedan presentarse enel sistema eléctrico.monitoreo

Producir informesmensuales, semestrales,anuales

Recibir informesdefinitivos consoluciones alternativas

Planear y ejecutaractividades demantenimiento,operación y control

5. CONCLUSIONES

♦ Tanto las tensiones de alimentación, 34.5 kV y 11.4 kV, así como los desbalances de

tensión entre líneas a la entrada de los transformadores analizados, de las subestaciones

de energía, principal a 34.5 kV, ELDORADO, CNA y subestaciones A y B, se

encuentran dentro de los límites permisibles de las normas aplicables.

♦ El diagnóstico realizado a las principales subestaciones de energía del sistema eléctrico

de la Aeronáutica Civil regional Bogotá, como lo son: subestacion principal de energía

a 34.5 kV, subestación del Centro Nacional de Aeronáutica (CNA), subestación de

energía ELDORADO, y subestaciones de energía A y B, a un nivel de tensión de 11.4

kV, es bueno ya que los equipos instalados en estos lugares presentan un buen

desempeño y operan normalmente. Con respecto al sistema de monitoreo se puede decir

que este está siendo utilizado en un 50% de su capacidad sin poderse utilizar el restante

50%, debido a que el sistema de comunicaciones se encuentra fuera de servicio. Son 74

monitores instalados en distintos puntos de las instalaciones eléctricas de la Aeronáutica

Civil, funcionando aparentemente bien, pero sin estar prestando el servicio requerido de

supervisión y control de las instalaciones eléctricas para lo que fueron instalados.

♦ El análisis a las variables eléctricas monitoreadas en el punto de acople común (PCC),

demuestra que la calidad del servicio prestado por la empresa reguladora de energía es

aceptable dado que en este punto, las distorsiones armónicas tanto en tensión como en

corriente, se encuentran por debajo de los límites establecidos por la norma IEEE-

519/1992, lo cual es un aspecto positivo de la instalación, como también el hecho de

tener un factor de potencia superior a 0.9 el cual es exigido por las últimas

reglamentaciones de calidad de energía.

197

♦ El estudio y análisis del comportamiento de las variables eléctricas tensión, corriente,

factor de potencia, consumos de potencia, distorsión armónica en corriente y en tensión,

realizado en las principales subestaciones de energía de la Aeronáutica Civil regional

Bogotá, permite a la Entidad conocer el estado real del comportamiento de estas

variables, además es una base importante para extender el monitoreo de variables

eléctricas a todo el sistema eléctrico de la entidad.

♦ Se establecieron, las variables a monitorear como lo son tensión, corriente, factor de

potencia, potencia activa, potencia reactiva, potencia aparente, distorsión armónica en

corriente y en tensión, así como también consumos de potencia activa y reactiva,

tiempos de muestreo para captura de datos de cada 10 minutos y las alarmas a

programar para optimizar el monitoreo de las variables eléctricas en las instalaciones de

la Aeronáutica Civil

♦ Se realizó el diseño de cinco tipos de reportes que permitirán a la Entidad poder

controlar y optimizar el monitoreo de variables eléctricas, así como de facilitar el

trabajo de análisis a los operadores del sistema.:

Reporte Tipo I: Reporte resumido del comportamiento de las variables eléctricas

monitoreadas en un periodo de tiempo específico.

Reporte Tipo II: Reporte a información referida a valores máximos y mínimos de las

variables monitoreadas en un periodo de tiempo de 24 horas.

Reporte Tipo III: Reporte de disparo de alarmas.

Reporte Tipo IV: Reporte detallado del comportamiento de alguna variable en especial.

Reporte Tipo V: Reporte general del sistema eléctrico y tiene como base la

información obtenida en los reportes I, II, III y IV.

198

♦ Las actividades de mantenimiento de software y hardware son esenciales, debido a que

del buen funcionamiento de los equipos depende la comunicación entre todos los

usuarios del sistema de monitoreo y se garantiza la continuidad del mismo.

♦ Los perfiles necesarios del personal que se encarga del sistema de monitoreo son

indispensables en la medida en que se desee que el sistema de monitoreo sea diferente;

ya que el manejo de la información requiere personal capacitado no sólo en el manejo

del software sino en el análisis e interpretación de la información arrojada por los

monitores de circuitos.

♦ Los programas de capacitación propuestos son adecuados para que el personal técnico

de la Aeronáutica Civil, a cargo del sistema de monitoreo, esté capacitado

adecuadamente para resolver cualquier situación que se presente con los equipos

eléctricos, al igual que con el manejo de la información que brinda el sistema de

monitoreo para que pueda ser analizada debidamente y sea un punto a favor del sistema

eléctrico y de quienes están a cargo de éste.

♦ En el manual de procedimientos se observan las funciones de cada uno de los gestores

del sistema de monitoreo, donde se definen las tareas que deben programarse al iniciar

el programa de gestión y establecer responsabilidades entre el personal a cargo del

sistema de monitoreo.

♦ Teniendo en cuenta cada uno de los objetivos planteados para el desarrollo del

proyecto, éste cumple con todos ellos, dando a conocer a la Entidad el estado actual de

sus instalaciones eléctricas, como también de su sistema de monitoreo y control,

creando así nuevas expectativas para realizar nuevos trabajos, y mejorar la metodología

para la evaluación de los resultados que fueron necesarios para la elaboración de este

proyecto.

199

6. RECOMENDACIONES

♦ Se debe explotar al máximo el sistema de monitoreo que se encuentra instalado en la

Aeronáutica Civil, ya que éste permite tener la información de todo el sistema eléctrico

de la Entidad en cualquier puesto de trabajo ubicado en las tres subestaciones de

energía: subestación principal 34.5 kV, subestación CNA y subestación ELDORADO,

y de esta manera tener a disposición de cualquiera de los usuarios la información de

todo el sistema eléctrico de la Entidad.

♦ Se recomienda la implantación del manual de procedimientos elaborado para optimizar

el desempeño y las funciones de las personas que conforman el grupo de monitoreo, al

igual que los perfiles necesarios de estas personas con sus respectivas obligaciones y

responsabilidades, con el fin de hacer del programa de gestión el medio para lograr que

la información aportada por el monitoreo de las variables eléctricas de la Aeronáutica

Civil sea debidamente manejada y aprovechada al momento de realizar un análisis

profundo del sistema eléctrico en general.

♦ Para lograr optimizar el sistema de monitoreo de las variables eléctricas, es necesario

tener en cuenta que los equipos y sus componentes se encuentren bien instalados en

armarios especiales, debidamente protegidos, en un lugar exclusivamente ubicado para

éstos y constantemente supervisados, ya que, como se mencionó en el capítulo 4, la

desconexión de cualquiera de los equipos impide la comunicación entre todos los

monitores y causa la pérdida de información útil.

200

♦ Se recomienda realizar un estudio termográfico para detectar puntos calientes en

equipos, barrajes y conductores de los principales tableros de distribución de cada una

de las subestaciones de energía.

Además de ésto también es conveniente realizar un modelamiento del sistema, para

verificar si realmente los niveles de distorsión armónica en corriente que están por

fuera de los límites de la norma, son originados por las mismas cargas de las

subestaciones o, por el contrario, los armónicos provienen de otro punto del sistema.

♦ Como recomendación principal del diagnóstico actual de las principales subestaciones

de energía de la Aeronáutica Civil, se debe realizar un estudio de corto circuito para la

evaluación y coordinación de protecciones, debido a que el sistema eléctrico ha estado

sometido a permanentes cambios en cuanto a equipos y aumentos de carga se refiere.

♦ Seria conveniente tener en cada una de las subestaciones de energía y cuartos eléctricos

los respectivos planos unifilares que identifiquen los diferentes circuitos y niveles de

tensión que se presentan en estos lugares, ya que en la mayoría de cuartos eléctricos no

existe ningún mímico que pueda dar orientación de las cargas que alimenta este tipo de

subestaciones, algo indispensable para un buen mantenimiento, control y, más

importante aún, para acciones de atención de emergencia.

201

BIBLIOGRAFIA

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CREG-070, Reglamento de distribución de energía eléctrica, Bogotá, D.C. Comisión deRegulación de Energía y Gas, 1998.

CREG-025, CREG-089, Calidad del servicio de los sistemas de transmisión regional y/odistribución local, Bogotá, D.C. Comisión de Regulación de Energía y Gas, 1999.

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MARTINEZ ZAMBRANO, Néstor Javier. Diseño e implementación de un programa degestión energética en la industria del papel, Bogotá, D.C. Universidad De La Salle,T42.99M385d, 1999.

202

PARKER, Tim. Aprendiendo TCP/IP en 14 días, segunda edición, México D.F., Prentice-Hall Hispanoamericana, S.A., 1996.

RIVERA VENEGAS, Jaime. Sistema administrador de la energía y monitoreo deinstalaciones eléctricas. Bogotá, D.C. Universidad De La Salle, T42.99R621s, 1999.

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TANENBAUM, Andrew S. Redes de computadoras tercera edición, Naulcapan de Juárez-Mexico, Prentice-Hall Hispanoamericana, S.A., 1997.

203

ANEXOS

204

Anexo A. Resumen de variables eléctricas monitoreadas entre 26/09/00-13/10/00.

Transformador 1.6 MVA, lado derecho, 11.4 kV, celda K5+S5 Subestación de energía

ELDORADO.


OBSERVACIONES

NORMA ICONTEC1340


11970 V10260 V

Nominal 11400 VPromedio 11471 VMáxima 11678 V

TENSIÓN DE LINEA(V)

Mínima 11296 V

Magnitudes de tensión dentrode la norma.


DESBALANCE ENTREFASES

Mínima 0.31 %



CARGABILIDAD

Desbalance 7.27 %

Desbalance de carga dentro delos límites estipulados (5 % al20 %)


POTENCIA APARENTE(kVA)

Mínima 362

El transformador tiene unacargabilidad del 63 % de supotencia nominal, con unareserva de 592 kVA.


POTENCIA ACTIVA(kW)

Mínima 351Promedio 189Máxima 329POTENCIA REACTIVA

(kVAr)Mínima 55

Bajos consumos en potenciareactiva debido al buen factorde potencia

Promedio -0.96Máxima -0.99FACTOR DE

POTENCIAMínima -0.93

Factor de potencia aceptable

Fase A-B 2.1 %

Fase B-C 2.4 %

PORCENTAJE DEDISTORSIÓN PORARMONICOS ENTENSIÓN (THDV) Fase C-A 2.2 %

Dentro de los límites de lanorma IEEE-519. Máximo del5%

Fase A 3.29 %

Fase B 3.37 %

PORCENTAJE DEDISTORSIÓN PORARMONICOS EN



Promedio 60Máxima 60.2FRECUENCIA (Hz)Mínima 59.8

205

Anexo B. Resumen de variables eléctricas monitoreadas entre 26/09/00-13/10/00.

Transformador 1.6 MVA, lado izquierdo, 11.4 kV, celda K2+S2 Subestación de energía

ELDORADO.


OBSERVACIONES

NORMA ICONTEC1340


1197010260



Mínima 11293




Mínima 0.29 %



CARGABILIDAD

Desbalance 14.29 %




Mínima 227

El transformador tiene unacargabilidad de un 41 % de supotencia nominal, con unareserva de 950 kVA.


POTENCIA ACTIVA(kW)


(kVAr)Mínima 114

Promedio -0.90

Máxima -0.94FACTOR DEPOTENCIA

Mínima -0.82

Factor de potencia aceptable,pero requiere observación másdetallada

Fase A-B 2.3 %

Fase B-C 2.4 %


Dentro de los límites de lanorma IEEE-519 máximo del5%

Fase A 13.75 %

Fase B 11.71 %



Nivel de distorsión armónicaen corriente de la fase A fuerade los límites de la normaIEEE-519. TDD máximo 12 %

Promedio 60Máxima 60.2FRECUENCIA (Hz])Mínima 59.7

206

Anexo C. Resumen de variables eléctricas monitoreadas entre 26/09/00-13/10/00.

Transformador 200 kVA, 11.4 kV, Subestación de energía del CNA


OBSERVACIONES

NORMA ICONTEC1340


1197010260



Mínima 11264




Mínima 0.38 %



CARGABILIDAD

Desbalance 14.29 %




Mínima 124

El transformador presentaniveles de sobrecarga por loque se recomiendareemplazarlo por uno de 300kVA.


POTENCIA ACTIVA(kW)


(kVAr)Mínima 54

Promedio -0.87


Mínima -0.83

Factor de potencia un pocobajo, se requiere observaciónmás detallada

Fase A-B 2.2 %

Fase B-C 2.2 %


Dentro de los límites de lanorma IEEE-519 máximo del5%

Fase A 9.90 %

Fase B 9.90 %





207

Anexo D. Resumen de variables eléctricas monitoreadas entre 26/09/00-13/10/00.

Transformador 112.5 kVA, 11.4 kV, Subestación de energía del CNA


OBSERVACIONES

NORMA ICONTEC1340


1197010260



Mínima 11322




Mínima 0.38 %



CARGABILIDAD

Desbalance 200 %

Se recomienda observar eldesbalance de carga en bajatensión.

Nominal 112.5Promedio 33Máxima 48


Mínima 8

El transformador estásobredimensionado, por lo quese recomienda reemplazarlopor uno de menor potencia 75kVA.

Nominal 112.5Promedio 29Máxima 44

POTENCIA ACTIVA(kW)

Mínima 7Promedio 16Máxima 26POTENCIA APARENTE

(kVAr)Mínima 2

Promedio -0.85


Mínima -0.57

Factor de potencia un pocobajo. Se requiere observaciónmás detallada

Fase A-B 2.4 %

Fase B-C 2.2 %



Fase A 12.35 %

Fase B 7.40 %



Dentro de los límites de lanorma IEEE-519.TDD. Máximo 20 %


208

Anexo E. Resumen de variables eléctricas monitoreadas entre 05/10/00-13/10/00.

Transformador 500 kVA, 11.4 kV, Subestación de energía A (lado izquierdo).


OBSERVACIONES

NORMA ICONTEC1340


1197010260



Mínima 11313




Mínima 0.60 %



CARGABILIDAD

Desbalance 200 %




Mínima 11

El transformador estásobredimensionado paracondiciones normales deoperación de la carga


POTENCIA ACTIVA(kW)


(kVAr)Mínima 4

Promedio -0.90


Mínima 0.34

Niveles de factor de potenciaaceptables, pero se recomiendaun análisis más detallado de lacarga

Fase A-B 2.1 %

Fase B-C 2.2 %



Fase A 18.43 %

Fase B 23.40 %



Niveles de distorsión armónicaen corriente fuera de los límitesde la norma IEEE-519.TDD. Máximo 15 %


209

Anexo F. Resumen de variables eléctricas monitoreadas entre 05/10/00-13/10/00.

Transformador 500 kVA, 11.4 kV, Subestación de energía B (lado derecho).


OBSERVACIONES

NORMA ICONTEC1340


1197010260



Mínima 11256

Magnitudes de tensión dentrode los limites de la norma.



Mínima 0.30 %



CARGABILIDAD

Desbalance 200 %




Mínima 9

El transformador estásobredimensionado paracondiciones normales deoperación de la carga


POTENCIA ACTIVA(kW)


(kVAr)Mínima 5

Promedio -0.85


Mínima -069

Niveles promedio de factor depotencia un poco bajo. Serecomienda un análisis masdetallado de la carga

Fase A-B 2.1 %

Fase B-C 2.4 %



Fase A 32 %

Fase B 31.5 %



Niveles de distorsión armónicaen corriente fuera de los límitesde la norma IEEE-519.TDD máximo 15 %


Desarrollo de un programa de seguimiento para la ...

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