ESCUELA DE INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA Carrera: Ingeniería ...
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
"IMPLEMENTACION DEL SISTEMA DE TELEMETRÍA DE LOS
PARÁMETROS ELÉCTRICOS DE LA SUBESTACIÓN MULALÓ;
MONITOREO Y MANDO REMOTO DEL EQUIPO DE MANIOBRA
MEDIANTE LABVIEW 6.1."
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE
INGENIERO EN ELECTRÓNICA Y CONTROL
VÍCTOR MANUEL ZUÑIGA ECHEVERRÍA
DIRECTOR: ING. GERMÁN CASTRO MACANCELA
Quito, marzo de 2004
DECLARACIÓN
Yo, Víctor Manuel Zúñiga Echeverría, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de miautoría, que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y quehe consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Escuela Politécnica Nacional, puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo,según lo establecido por la Ley, Reglamento de Propiedad Intelectual y por la normaíividadinstitucional vigente.
CERTIFICACIÓN
Certifico que .el presente trabajo fue desarrollado por Víctor Manuel Zúñiga Echeverría, bajo misupervisión.'
^DIRECTOR EÉ^OYECÉQ.
r*
AGRADECIMIENTO
Agradezco'a todas aquellas personas que me brindaron su ayuday- colaboraron con información valiosa para la culminación deeste proyecto.
Al 'Ingeniero . Germán Castro por su colaboración en larealdzaco*ón 'del: presente traba j-o.
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T'-''--"^'- ' .' • ' - - ' ' -- . '." '•'.••**?
V -** -*ÍJ-,v*í* -
DEDICATORIA
A Dios por permitirme comprender y conocer las cosas másimportantes e n . m i vida . ' , . - . • *A mis padres quienes con su cariño r aP°yo y -comprensiónfortalecieron mi espíritu e hicieron más fácil el camino paraculminar mi carrera .
CONTENIDO
CAPITULO 1
1. ASPECTOS GENERALES DE LOS SUBSISTEMAS DE
DISTRIBUCIÓN 1
1.1 INTRODUCCIÓN....,,,,....,..,,., ..„„ 1
1.2 ESTACIONES TRANSFORMADORAS Y DISTRIBUID ORAS 2
1.2.1. GENERALIDADES, 2
1.2.2. CLASIFICACIÓN DE LAS ESTACIONES DE TRANSFORMACIÓN Y DE
DISTRIBUCIÓN ........................... 3
1.2.3. TENSIONES DE SERVICIO. 4
1.2.4. EL SUBSISTEMA DE DISTRIBUCIÓN .....5
1.2.4.1. Subcircuitos de Transmisión..... 7
1.2.4.1.1. Subcircuitos de transmisión radiales.,.,............................................... 7
1.2.4.2. Las Subestaciones de Transformación 8
1.2.4.3. Red Primaria de Distribución (Circuitos Primarios). 8
1.2.4.4. Casetas o Cabinas de Transformación...................................................... 8
1.2.4.5. Red Secundaria de Distribución (Circuitos Secundarios). 8
1.2.4.6. Acometidas De Abonados 9
1.3 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.. ........9
1.3.1. APARAMENTA ELÉCTRICA 9
1.3.2. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA APARAMENTA 10
1.3.2.1. Valores característicos .....10
1.3.2.2. Características nominales de los aparatos....................................... ...10
1.3.2.3. Tensiones nominales de los elementos.,.,,.,.,.,..,.,...., , ..11
1.4 LA ESTACIÓN MULALÓ ....11
1.4.1. DISPOSICIÓN FÍSICA DE LOS ELEMENTOS DÉLA SUBESTACIÓN. .12
1.4.2. ELEMENTOS BÁSICOS DE LA SUBESTACIÓN MULALÓ 14
1.4.2.1. Transformadores........................ ...14
1.4.2.2. Seccionadores...... ......17
1.4.2.3. Interruptores ...18
1.4.2.4. Disyuntores de Hexafluoruro de Azufre (SFg).... 19
1.4.2.5. Relés de Protección ......20
1.4.2.5.1. Características de los Relés de Protección .......22
1.4.2.5.2. Clasificación de los relés de protección 22
1.4.3. ESTACIONES BLINDADAS DE GAS SF6. 23
1.4.4. CELDAS DE DISTRIBUCIÓN A NIVEL DE 1378KV. 27
1.4.5. DIAGRAMAUMFJLARDE CONEXIONES ....30
1.5 MODERNIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN MULALÓ. ....35
1.5.1. PARÁMETROS AMONITOREAR.... .....35
CAPITULO 2
2. ADQUISICIÓN DE DATOS Y SISTEMA DE
TELEMETRÍA EN LA SUBESTACIÓN MULALÓ 39
2.1. ASPECTOS GENERALES DE LOS SISTEMAS DE SUPERVISIÓN 39
2.1.1. PROCESOS CONTINUOS Y PROCESOS DISCRETOS .........40
2.1.2. SISTEMAS EN TIEMPO REAL 40
2.1.3. TELEMETRÍA 42
2.1.4. SISTEMA DE SUPERVISIÓN 42
2.1.5. CONTROL 43
2.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA SCADA.. .....43
2.2.1. CONSTITUCIÓN DE LA ESTACIÓN REMOTA MULALÓ ,46
2.3 ADQUISICIÓN DE DATOS DE LA SUBESTACIÓN MULALÓ. ..49
2.3.1. DIAGRAMA GENERAL DEL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS..
49
2.3.2. ADQUISICIÓN DE LOS PARÁMETROS ELÉCTRICOS DE LÍNEA.......49
2.3.2.1. Voltajes De Línea ..51
2.3.2.2. Corrientes De Línea 52
2.3.2.3. Medición de Potencia Activa, Potencia Reactiva y Factor de Potencia. ...56
2.3.3. ANALIZADOR DE REDES ELÉCTRICAS CVM. 56
2.3.3.1. Requerimientos del analizador de redes. ...57
2.3.4. ADQUISICIÓN DE SEÑALES DISCRETAS (ON/OFF) 58
2.3.4.1. Estado de interruptores de potencia y seccionadores 58
I I I
2.3.4.2. Puestas aTierra de Líneas 61
2.3.4.3. Señales de Estado de los Elementos de Corte de la Subestación 61
2.3.4.4. Accionamiento de interruptores de potencia ., 62
2.3.5. ANÁLISIS DE LAS SEÑALES DE ALARMAS.......... ...64
2.3.5.1. Alarmas a nivel de 69KV.- .......... .........64
2.3.5.1.1. Alarma de Baja Presión de Gas .....65
2.3.5.1.2. Falla de alimentación de VCD 69KV. .......66
2.3.5.1.3. Falla Motor Interi~uptor-Seccionador. 66
2.3.5.1.4. Falla de sobrecogiente. 67
2.3.5.2. Alarmas a Nivel del 3.8KV 68
2.3.5.2.1. Falla de alimentación de VCD 13.8kV 68
2.3.5.2.2. Falla Sobrecogiente 13.SkV ....70
2.3.5.2.3. Falla alimentación VCA... 70
2.3.5.2.4. Operación de relé de Frecuencia 70
2.3.5.3. Alarmas Producidas en el Transformador. 71
2.3.5.3.1. Falla en el sistema de refrigeración. ......73
2.3.5.3.2. Sobretemperatura del transformador. , 73
2.3.5.3.3. Falla del transformador 73
2.3.5.3.4. Nivel de aceite en el transformador. .................„,..,...,..,.,.„.,.,.. 74
2.3.5 A. Acondicionamiento délas Señales de Alarma 74
2.3.6. SEÑALES ANALÓGICAS. 75
2.3.6.1. Temperaturas ..75
2.3.6.2. Presiones ..75
2.4 SISTEMA DE COMUNICACIONES.. .....76
2.4.1. PROTOCOLO DE COMUNICACIÓN MODBUS 76
2.4.1.1. Modos de transmisión serial ................78
2.4.1.2. Descripción de la estructura de la trama del mensaje Modbus ....79
2.4.1.2.1. El campo de la dirección del dispositivo esclavo 80
2.4.1.2.2. El campo de la función 80
2.4.1.2.3. El campo de datos 81
2.4.1.2.4. El campo de chequeos de errores 82
2.4.1.3. Transmisión Serial en Modbus......... ...............................83
2.4.1.3.1. El algoritmo de detección de errores CRC 84
IV
2.4.1.4. Código de Funciones Modbus .85
2.4.1.4.1. Función 01: Lectura de estados de bobinas.- ......86
2.4.1.4.2. Función 02.-Lectura de im grupo de entrada. , 87
2.4.1.4.3. Función 03, 04: Lectura de nn valor desde -uno a nías registros de
memoria. 88
2.4.1.4.4. Función 05: Forzar bobinas simples. 89
2.4.1.5. Respuestas de excepción 90
2.4.2. CONSTITUCIÓN EIMPLEMENTACIÓN DE LA RED DE CVM'S 91
2.4.2.1. Interfaz Serial RS-232C ....93
2.4.2.2. Interfaz Serial RS-485 ......93
2.4.2.3. ConversorRS-232/RS-485..., ..94
2.4.2.4. Descripción de los puertos RS-232 94
2.4.2.5. Descripción de los puertos RS-485.-... ..........,....,.,,.,..,....,....,.,...,.......96
2.4.3. EL CONTROLADORLÓGICO PROGRAMABLE (PLC) .....97
2.4.3.1. Localidades de Memorias ,......, 97
2.4.3.2. Programación del PLC .,..,.,,.,..,.,.,............99
2.4.3.3. Módulos del Controlador Lógico. 100
2.4.3.4. Especificaciones Técnicas de los Módulos del PLC 100
2.4.3.4.1. Especificaciones de la CPU: ,.,,.,.....,.....101
2.4.3.4.2. Especificaciones de los módulos digitales de entrada DC: 101
2.4.3.4.3. Especificaciones de los madulos digitales de salida DC:................. 101
2.4.3.4.4. Especificaciones del módulo de comunicación DCM-COM: .101
2.5 SISTEMA DE ENLACE 102
2.5.1. MODULO DE COMUNICACIÓN DCM-COM 103
2.5.2. EL RADIO MÓDEM........ 104
2.5.2.1. Velocidad de Transmisión 105
2.5.2.2. Potencia del Radio Módem.. 105
2.5.2.3. El Radio MódemMRT de Circutor 107
2.5.2.4. Cobertura del MRT 108
2.5.2.5. Tipo de Antena para el MRT y Cables de Comunicación 108
2.5.3. CONEXIONADO ENTRE EL PLC Y EL MRT ............110
2.5.3.1. Descripción del puerto de comunicaciones delDCM 110
2.5.3.2. Descripción del Puerto de Comunicación RS-232 del MRT. 111
2.6 CENTRO DE CONTROL EL CALVARIO .......112
CAPITULO 3
3. SUPERVISIÓN Y MANDO DE LA SUBESTACIÓN
MULALO 114
3.1 INTRODUCCIÓN.. , .. ....114
3.2 LABVffiWó.l 115
3.2.1. ARQUITECTURA DE LABVffiW 6.1. .....115
3.3 MÓDULO LABVffiW DSC DE CONTROL SUPERVISORIO Y DE
REGISTRO DE DATOS ...117
3.3.1. ARQUITECTURA DEL LABVIEW DSC..... 117
3.3.2. TAG ENGINE 118
3.3.2.1. LosTags........................ 119
3.3.2.2. Archivos SCF 119
3.3.3. BASE DE DATOS CITADEL 119
3.3.3.1. Archivos de la Base de Datos CITADEL 121
3.4 MODULO OPCSERVERS DE NATIONAL 1NSTRUMENT 122
3.4.1. APLICACIONES CLIENTE-SERVIDOREN LABVJEW DSC ..122
3.4.2. APLICACIONES CLIENTES. ..................122
3.4.3. SERVIDORES 122
3.4.4. OPC (OLE PARA PROCESOS DE CONTROL) .123
3.4.4.1. Servidores OPC .......124
3.4.5. LOOKOUTPROTOCOLDRIVES OPC SERVER. ......125
3.4.6. AMBIENTE DE PROGRAMACIÓN LABVffiW DSC..... .................126
3.4.6.1. COMPONENTES DE APLICACIONES EN LABVTBW 126
3.4.6.2. El Panel Frontal .....126
3.4.6.3. El Diagrama de Bloques...... 127
3.4.6.3,1. Tenmnales. 127
3.4.6.4. El Icono Conector 128
3.4.7. ELEMENTOS DE PROGRAMACIÓN.. 128
3.4.7.1. La Barra Principal de Herramientas. 128
VI
3.4.7.2. La Paleta de Herramientas.. 129
3.4.7.3. La Paleta de Control... ....130
3.4.7.4. LaPaleta de Funciones........ .131
3.5 DESARROLLO DE LA APLICACIÓN ...132
3.5.1. CONFIGURACIÓN DEL LPD. 132
3.5.2. EL EDITOR DE TAGS 134
3.5.2.1. Configuración de Tags 137
3.5.3. APLICACIONES CLIENTE 140
3.5.3.1. ElHMEWizard..... .........140
3.5.3.2. El Panel Wizard. 140
3.5.4. RECUPERACIÓN DE DATOS,. EVENTOS Y ALARMAS........ 141
3.5.5. IMPLEMENTACIÓN DEL ACCESO DE PERSONAL 143
CAPITULO 4
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 145
4.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS 145
4.2 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES....... 147
MANUAL DE USUARIO
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
ANEXOS
ANEXO A: Características constitutivas de los GIS. Diagramas Eléctricos existentes
ANEXO B; Características Técnicas de los Equipos
ANEXO C: Programación Ladder del Controlador Lógico Programable.
ANEXO D: Diagramas Eléctricos del Sistema de Telemetría.
RESUMEN.
El presente trabajo tiene como principal objetivo la ¡mplementación de un sistema de
transmisión de datos en la Subestación Muíalo, que permita el monitoreo de los
parámetros eléctricos, que se encuentran presentes tanto en los alimentadores de
distribución a nivel de 13,8kV, como en las estaciones blindadas de interconexión a
69kV. La ¡nterfaz HMl utilizada para la presentación de este trabajo, será
desarrollada en LabVIEW 6.1, Este sistema de telemetría, permitirá recolectar los
datos pertenecientes a los parámetros eléctricos; visualizar su valor en un
computador remoto, realizar la actualización de los parámetros eléctricos en tiempo
real, guardar y obtener la información del sistema en la base de datos CITADEL.
De igual manera se supervisará, el estado de los elementos de corte, tales como
disyuntores, interruptores de potencia, seccionadores de acoplamiento y
seccionadores de puesta a tierra; y el estado de las luces indicadoras del panel de
alarmas existente en la subestación.
El sistema también permitirá realizar el mando remoto (operaciones de cierre y
apertura) de ios disyuntores de las estaciones de interconexión e interruptores de
potencia de los alimentadores primarios de distribución.
Para cumplir los objetivos antes mencionados, se ha tomado en cuenta la
distribución de la aparamenta eléctrica de la subestación, las características técnicas
de los dispositivos de medida y de protección existentes en la subestación; y los
requerimientos del equipo a instalarse en la subestación.
La telemetría de los datos obtenidos en la subestación, se realiza mediante un
sistema de transmisión basado en radio-enlaces, pues debido a la ubicación
geográfica del lugar, este medio de transmisión proporciona una mayor factibilidad de
utilización.
En la medición de los parámetros eléctricos, se utilizará ocho medidores de energía
digitales (CVM's), que serán acoplados al sistema de medición y protección, ya
existentes en la subestación, tratando de alterar lo menos posible el conexionado de
las celdas. Estos medidores tomarán las señales de voltaje y corriente trifásicas
provenientes cada uno de los alimentadores de distribución de la subestación,
acoplándolos al sistema de medición y protección ya existente en la subestación.
Estarán dotados además, de comunicación serial, que permita a los medidores
conectarlos en red bajo el protocolo de comunicación Modbus, Los datos
provenientes de los CVM's serán recopilados, tratados y ordenados en un PLC, el
cual hace la función de elemento maestro de dicha red. El PLC estará equipado con
un módulo de comunicación adicional, empleado para el enlace con la estación
remota.
PRESENTACIÓN
El trabajo se ha dividido en cuatro capítulos para su presentación. En la primera
parte se describe, en forma general, la distribución en alta tensión y de manera
particular, los elementos de los que está constituida la subestación Muíalo. Además
se presenta una descripción de los parámetros eléctricos y elementos de la
subestación a supervisar para llegar a una modernización del sistema actual.
^
En el segundo capitulo de este trabajo, se exponen las condiciones, criterios y la
manera en que se realiza el conexionado del equipo auxiliar que se instala en el
tablero de control construido para este fin. Además se expone los fundamentos del
protocolo de comunicación utilizado por la red de CVM's y se detalla las funciones y
elementos de los que está constituido el sistema de comunicación y telemetría.
La tercera parte, corresponde a la descripción de las pantallas del sistema de
supervisión y su desarrollado en LabVIEW 6.1. Se describe también el módulo
adicional de "Supervisión y Control", la manera en que este permite desarrollar
aplicaciones de adquisición de datos y el modo en que interactúa con la base de
datos CITADEL de la National Instruments.
En el cuarto capítulo se realiza el análisis de los resultados obtenidos y se define las
conclusiones obtenidas en la elaboración de este trabajo.
Finalmente, a manera de anexo se presentan el Manual de Usuario del HMI, las
características técnicas de los equipos, los píanos de conexionado y la programación
del controlador lógico programable.
CAPITULO 1
1. ASPECTOS GENERALES DE LOS SUBSISTEMAS DEDISTRIBUCIÓN.
1.1 INTRODUCCIÓN.
En la actualidad, las empresas de distribución de energía eléctrica tienen la
creciente necesidad de centralizar el control de todos los elementos que
conforman su sistema y la información procedente de las subestaciones y redes
de distribución que cubren extensos territorios. AI obtener de manera rápida sus
datos y parámetros, les permiten realizar estudios adecuados de planificación,
optimizando la operación del sistema logrando un mejor servicio y una mayor
competitividad.
El avance de la tecnología en los últimos años, dentro del desarrollo de los
dispositivos electrónicos ya sea de control, de comunicación y/o sistemas
computacionales, ha permitido implementar sistemas de supervisión en tiempo
real, en casi todas las áreas de la industria. En el Ecuador, la falta de
modernización tecnológica de las empresas eléctricas, hace que el manejo de los
sistemas de energía, tanto a nivel de subtransmisión como a nivel de distribución,
pierda competitividad y eficiencia frente a las exigencias de las actuales y
modernas compañías de electrificación. Resulta necesario implementar un
Sistema Integrado, entre las tareas de supervisión y los de control, que brinden
seguridad y alto rendimiento en los procesos de generación y distribución de
energía.
La implementación de un sistema de supervisión y control en el sistema de
transmisión y al nivel primario de distribución, sirve de gran ayuda en la
localización y aislamiento de fallas, en la restauración del servicio, en el control de
líneas, en la toma de decisiones en el momento de una falla, etc.; pues permite
una rápida operación remota o automática de los equipos del sistema, tales como
interruptores de potencia, disyuntores, seccionadores, cambios de Tabs en
transformadores, conexión y desconexión de bancos de condensadores, etc. Otra
herramienta de gran utilidad es la recolección de datos para la planificación,
estimación, servicio al cliente y propósitos de facturación; cálculos de producción
y de balanceo de carga, etc. Todas estas actividades apuntan a minimizar los
costos de producción, evitar pérdidas por transmisión, prevenir sobrecargas y
failas en el funcionamiento del sistema y mejorar la eficiencia del mismo.
1.2 ESTACIONES TRANSFORMADORAS Y DISTRIBUIDORAS.1
1.2.1. GENERALIDADES.
Debido a que la comente en las líneas de transporte, es mayor a menor voltaje, y
resulta más costoso llevar la energía eléctrica hacia los lugares de consumo a
bajas tensiones, es necesario elevar el voltaje que las generadoras proporcionan
a valores mas elevados, en el orden de las decenas o centenas de kilovoltios.
Esto por lo general se lo realiza en una instalación anexa a la central que se
denomina estación o subcentral transformadora primaría (E.T.I.), para luego
proceder a su distribución por regiones de consumo, mediante las denominadas
estaciones distribuidoras o subcentrales distribuidoras. Algunas veces, se
interconectan varias centrales entre sí, por medio de estaciones de interconexión.
Las líneas de transporte, a muy alta tensión (230kV y 138kV), conducen la
1 Estaciones de Transformación, José Ramírez Vásquez
energía eléctrica hasta puntos adecuados en las regiones de suministros de
energía, en donde, en las llamadas subestaciones transformadoras secundarías,
se baja la alta tensión de transporte hasta la tensión media utilizada en las redes
de subtransmisión de la región (69kV). Finalmente, en los lugares propios de
consumo como los distintos sectores residenciales, o el alumbrado público de un
pueblo, etc., se instalan las estaciones transformadoras terciarías, en las que el
valor de tensión, se rebaja hasta el valor nominal prescrito para la alimentación de
los aparatos consumidores (motores, lámparas, etc.). En muchos de los casos se
precisarán estaciones distribuidoras, solas o asociadas con los correspondientes
centros de transformación. Así pues, una subestación eléctrica puede ser a la vez
una estación transformadora, una estación de distribución y una estación de
interconexión o solamente una de ellas, pues no existe una separación concreta
entre ellas, ya que en un mismo punto pueden realizarse varias misiones.
1.2.2. CLASIFICACIÓN DE LAS ESTACIONES DE TRANSFORMACIÓN Y DEDISTRIBUCIÓN.
Debido a la importancia dentro del sistema eléctrico las estaciones de
Transformación y Distribución pueden clasificarse como:
• Subcentrales, o conjunto de elementos de transformación y de distribución,
destinados a transformar la tensión de una o varias centrales eléctricas en
la tensión de transporte y a distribuir la energía correspondiente.
* Estaciones de interconexión, que aseguran la unión entre líneas de
transporte a alta tensión ya sea en forma directa o por medio de
transformadores si las líneas de transporte tienen diferentes tensiones de
servicio.
* Subestaciones o estaciones principales, en las que se realiza la
transformación intermedia de la tensión de transporte a la tensión de la red
distribuidora, lado de alta tensión, cuya energía transformada se envía al
sistema eléctrico por medio de varias líneas de alimentación.
• Estaciones de distribución o estaciones de seccionamiento en las que la
energía recibida se distribuye a los puntos de consumo.
• Casetas transformadoras, que alimentan a las redes distribuidoras de baja
tensión de los abonados.
A su vez, las estaciones transformadoras pueden ser;
• Estaciones elevadoras, si la tensión de salida es más elevada que la
tensión de entrada.
• Estaciones redactaras, si la tensión de salida es menos elevada que la
tensión de entrada.
Casi siempre las subcentrales son estaciones elevadoras, mientras que las
subestaciones son estaciones reductoras.
Por la forma de montaje las estaciones transformadoras y de distribución pueden
ser;
• Estaciones interiores si los elementos que las constituyen están instalados
en el interior de edificios apropiados.
• Estaciones exteriores o a la intemperie, si los elementos constituyentes
están instalados al aire libre.
Se llama en general, sistema eléctrico de potencia, al conjunto formado por las
centrales generadoras y las subcentrales, estaciones, líneas de transporte y
líneas de distribución.
1.2.3. TENSIONES DE SERVICIO.
La tensión de servicio en una red no permanece constante sino que varia de
acuerdo con las condiciones de funcionamiento del sistema eléctrico. Sin
embargo estas variaciones deben mantenerse dentro de los límites establecidos
por las características de aislamiento de los equipos, para evitar la aparición de
defectos de aislamiento. Debido a ello, los equipos que constituyen las estaciones
son fabricados para una determinada tensión nominal y para una tensión máxima
de servicio.
En el Ecuador el Sistema Nacional de Transmisión (SNT), esta conformado por un
anillo de 230kV con líneas de doble circuito que unen varias subestaciones de la
Costa y la región centro-norte del país. Del anillo troncal de transmisión de 230kV
se derivan líneas radiales de 138kV y 69kV, para enlazar los principales centros
de generación y de consumo del país. Existen además estaciones de distribución
que operan a tensiones de 46kV y 34,5kV. Las variaciones de voltajes en las
barras de entrega permitidas en nuestro país, son de 5% para 230kV y 138kV y
del 3% para 69, 46 y 34,5kV.
Para la distribución a las diferentes zonas pobladas y de alumbrado público, los
transformadores de distribución trabajan por lo general a 13.8kV para finalmente
llegar a los abonados a una tensión de 120V o 240V.
1.2.4. EL SUBSISTEMA DE DISTRIBUCIÓN.
El subsistema de distribución comprende todos los elementos de una explotación
de energía eléctrica comprendidos entre los centros de energía disponible y las
acometidas a los abonados, cuya principal función es tomar la energía eléctrica
del centro de producción o de distribución y distribuirla hasta los abonados, a los
niveles de tensión y en las condiciones de regularidad exigidas por los diferentes
tipos de usuarios.
De las centrales generadoras, como por ejemplo Paute, Agoyán, etc., salen las
líneas de transporte (230kV y 138kV) que alimentan al sistema de transmisión de
energía y llegan a los subcentros transformadores de distribución, que
constituyen el anillo radial de transmisión. El subsistema de distribución esta
constituido por las siguientes partes; los circuitos de subtransmisión, las
subestaciones transformadoras, la red primaria de distribución (o circuitos
primarios), las casetas o cabinas de transformación, los circuitos secundarios o
red secundaria de distribución y las acometidas de los abonados (Fig. 1.1.).
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1.2.4.1. Circuitos deSubtransmisión.
El circuito de subtransmisión o subcircuitos de transmisión se refiere a todos los
elementos componentes de una línea de transmisión encargadas de transportar la
energía desde los centros de generación (central generadora, subcentral de
transformación, etc.) a las subestaciones transformadoras. Las tensiones a nivel
de subtransmisión, están comprendidas entre 15KV y 69KV; cuando trabajan a
mayores voltajes, se les considera generalmente como líneas de transporte. Los
circuitos de subtransmisión pueden ser radiales, en anillo y mallados.
En nuestro país, los sistemas de subtransmisión radiales son las más empleados,
por ser económicas, sin embargo tiene como desventaja que, en caso de avería,
queda interrumpida una amplia zona de servicio.
1.2.4.1.1. Circuitos de Subfransmisión radiales.
En la figura 1.2. se muestra un esquema de un subcircuito de transmisión radial-
anillo, cada subcircuito de transmisión sirve como alimentación normal de cierto
número de subestaciones y de otras varias más, considerando las de reserva y
que entran en funcionamiento en caso de emergencia.
Subestacionestransformadoras
Fig, 1.2. Esquema de un circuito de sub-transmisión radial-anillo.
1.2.4.2. Las Subestaciones de Transformación.
Por lo general, las subestaciones eléctricas de transformación, se encuentran
ubicados en lugares alejados de la población, por razones de seguridad. Su
principal función es la de transformar el nivel de voltaje, ya sea para alimentar a
una red de subtransmisión, o para proveer energía a la red primaria de
distribución.
1.2.4.3. Red Primaria de Distribución (Circuitos Primarios).
La red primaria de distribución toma ia energía de las barras de baja tensión de la
subestación transformadora y la reparte a los primarios de los transformadores de
distribución, situados en las casetas o cabinas transformadoras. Según los casos,
estas redes trabajan a tensiones entre 6KV y 45KV y suministran la carga a una
zona geográfica bien definida. Por lo general estas redes primarias tienen una
configuración radial ramificada.
1.2.4.4. Casetas o Cabinas de Transformación.
En las casetas de transformación, se transforma la tensión de la energía
procedente de la red primaria de distribución (13.8KV) a la tensión de servicio de
los abonados (120V o 240V). Los transformadores instalados en estas casetas se
denominan transformadores de distribución. Estas casetas pueden ser aéreas,
montadas generalmente sobre postes situados en las proximidades de los
abonados o subterráneas, instaladas en pozos o túneles.
1.2.4.5. Red Secundaria de Distribución (Circuitos Secundarios).
La red secundaria funciona a la tensión de servicio de los abonados y está
comprendida entre las casetas de transformación y las acometidas de los
usuarios. Al igual que la red primaria, la red secundaria de distribución puede
realizarse ramificada en anillo o mallada para repartir la energía a baja tensión, a
lo largo de las calles.
1.2.4.6. Acometidas de Abonados.
Las acometidas a los usuarios comprenden las líneas que van desde las cajas de
distribución montadas en los postes de alumbrado público, hasta los interruptores
de entrada de los abonados.
Cuando la red de corriente alterna de baja tensión (red secundaria) alimenta a
zonas muy pobladas, los cables que constituyen la red primaria de distribución
llegan directamente hasta las cámaras transformadoras, situadas ya en el propio
local de los abonados, por lo general, subterráneas bajo las aceras, como es el
caso de las industrias cuyo consumo es mayor a 100KVA.
1.3 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.
Se define a la subestación eléctrica como el conjunto de elementos dispuestos en
un nodo de un sistema eléctrico de potencia, que permiten el control de flujo de
energía, transfiriéndola hacia los alimentadores de la red de distribución para
suministrar el sen/icio eléctrico, con la ayuda de aparatos de maniobra
(interruptores, disyuntores, seccionadores, etc.) adecuados, brindando seguridad
al sistema eléctrico y al personal de operación y mantenimiento.
Los equipos de patio tales como disyuntores, transformadores, las torres de
sujeción, el pararrayos, las celdas de seccionamiento, etc., que constituyen el
parque eléctrico de la subestación, se encuentran debidamente montadas y
distribuidas, es decir, la disposición física de los elementos, debe cumplir las
distancias mínimas en el aire y de seguridad, que son permitidas por las
diferentes normas que rigen en el servicio eléctrico.
1.3.1. APARAMENTA ELÉCTRICA.
La aparamenta eléctrica constituyen todos los aparatos, dispositivos de
maniobra, de seguridad, equipo de control, resistencias, reóstatos, equipos de
arranque, aparatos de medida, de supervisión y registro, elementos de protección,
10
etc., así como los accesorios de canalización utilizados en las instalaciones
eléctricas.
Al conjunto de aparatos alimentados en corriente alterna por tensiones superiores
a los 1000V se les denomina aparamenta eléctrica de alto voltaje. Dentro de esta
definición se encuentran los aparatos de corte, aparatos de conexión y
desconexión, destinados a asegurar la continuidad o discontinuidad de los
circuitos eléctricos de alta tensión.
1.3.2. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA APARAMENTA2.
1.3.2.1. Valores característicos.
Las condiciones de funcionamiento de los aparatos están definidas por un cierto
número de valores característicos. Se llama valores característicos de un aparato
con relación a una cualidad determinada, a los valores de las magnitudes que
definen al aparato con relación a esta cualidad. La cualidad (o calidad) puede
definirse por varias magnitudes. Por ejemplo, La cualidad de aparatos, con
relación a la comente que puede soportar indefinidamente sin calentamiento
perjudicial, se define no solamente por el valor de corriente que puede soportar,
sino también por la naturaleza y la frecuencia de la corriente para la cual está
previsto y por las condiciones de refrigeración propuestas para su empleo.
1.3.2.2. Características nominales de los aparatos.
Son los valores normales de los parámetros eléctricos o mecánicos con los que
trabaja un dispositivo. Las principales características nominales son:
• Las tensiones nominales de sus circuitos principales y, eventualmente de sus
circuitos auxiliares.
• Los servicios nominales de corriente y las corrientes nominales
correspondientes de sus circuitos principales.
Estaciones de Transformación y Distribución, José Ramírez Vásquez.
11
• Su poder o potencia de ruptura nominales,
• Su poder o capacidad de conexión nominales.
• Las sobreintensidades admisibles nominales que puede soportar sus circuitos
principales.
1.3.2.3. Tensiones nominales de los elementos.
La tensión nominal de un aparato es el valor de tensión para condiciones de
funcionamiento en caso de ruptura o cierre de la corriente. Los aparatos de corte
se designan para dos tipos de tensiones nominales que son:
• La tensión nominal más elevada, que es la tensión eficaz, en servicio normal,
más elevada de la red, para la cual está diseñado el aparato.
• La tensión nominal más baja, que corresponde a la tensión nominal de la red,
para la cual está diseñado el aparato. Para los seccionadores, al no estar
diseñados para la desconexión con carga, esta designación carece de
importancia y únicamente les concierne la primera.
1.4 LA ESTACIÓN MUÍALO.
La subestación de Muíalo es un centro de distribución e interconexión, ubicada
aproximadamente a unos 20 Kilómetros en dirección norte de la ciudad de
Latacunga. Esta constituida por dos patios de maniobra, el primer patio
comprende parte del sistema de transmisión, perteneciente a la empresa
TRANSELECTRIC S.A. y al que llegan las líneas del sistema de transmisión del
anillo radial de 138KV. En este patio se encuentra instalado un autotransformador
de potencia que reduce el nivel de tensión de 138RV a 69kV, de cuyos tabs
secundarios se toma la alimentación al segundo patio de la subestación de
transformación de Muíalo.
El segundo patio de transformación constituye una de las seis estaciones
transformadoras de distribución, que pertenece a la Empresa Eléctrica Provincial
12
Cotopaxi ELEPCO S.A. Dentro del subsistema de distribución, la subestación
Muíalo comprende el circuito de subtransmisión (69kV), la estación de
transformación y la red primaria de distribución. Su función específica en el
sistema eléctrico de potencia es la de interconexión al subsistema de transmisión
radial a nivel de 69KV con las subestaciones subsiguientes que son San Rafael y
Lasso; así como la transformación del nivel de tensión (69kV a 13,8kV) para la
alimentación a la red primaria de distribución.
1.4.1. DISPOSICIÓN FÍSICA DE LOS ELEMENTOS DE LA SUBESTACIÓN.
La disposición física del equipo que conforma el segundo patio de la subestación,
se muestra en el diagrama de la figura 1.3. y está constituido por tres disyuntores
blindados de gas SF6l denominados grupos GIS SF6, el transformador de potencia
y las celdas seccionadoras como se describen a continuación:
- Grupo disyuntor GIS San Rafael: constituye el GIS de entrada por el cual
ingresa las líneas de 69KV de TRANSELECTRIC que alimenta a las seis
subestaciones de la empresa eléctrica ELEPCO, Realiza la interconexión de la
Subestación San Rafael al sistema radial de 69kV.
- Grupo disyuntor GIS Lasso: realiza la interconexión de la subestación Lasso al
subsistema de transmisión radial de 69kV.
- Grupo disyuntor GIS Muíalo: alimenta a los circuitos primarios de distribución
de la Estación local Muíalo.
- El transformador de potencia TR: de relación (69kV / 13.8kV), el cual se
encuentra físicamente acoplado al GIS Muíalo.
- Las cabinas de seccionamiento: montadas sobre una base de concreto se
encuentran los cubículos de conexión de 13.8kV para intemperie.
La distribución de las celdas o cabinas seccionadoras, vistas desde la parte
frontal y de izquierda a derecha es:
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- Cabina de reserva de energía y alimentación de DC,
- Cabina de servicios auxiliares,
- Cabina de P.T.'s y Barras,
- Celda de entrada
- Celdas de salida: de la quinta a la novena celda constituyen los alimentadores
primarios: Salida 1, Salida 2, Salida 3, Salida 4, Salida 5 respectivamente.
1.4.2. ELEMENTOS BÁSICOS BE LA SUBESTACIÓN MULALÓ.
En esta sección se detallará algunos elementos básicos que constituyen la
instalación de alto voltaje de la subestación Muíalo y que son de importancia para
este trabajo, tales como los transformadores, los grupos GIS y sus elementos de
corte: seccionadores y disyuntores; aparatos de protección, medición, supervisión
y registro, etc. Otros elementos que, sin dejar de ser importantes, no se estudiará
en detalle, son: los pararrayos, la malla de tierra, las líneas de transmisión, etc.
1.4.2.1. Transformadores.
Existen tres tipos de transformadores de acuerdo a su característica de
funcionamiento, que se utilizan en el segundo patio de la subestación Muíalo,
estos son: el transformador principal de potencia, el transformador de servicios
auxiliares y los transformadores de medida.
El Transformador de Potencia.
Todos los transformadores de potencia constan esencialmente de tres partes que
son: el núcleo de hierro, los arrollamientos, y los dispositivos de refrigeración. El
núcleo esta constituido por placas magnéticas de 0.35mm de espesor
aproximadamente, que se sujetan mediante una construcción de apriete de pocos
pernos. En los transformadores de gran potencia existen canales de refrigeración
en el núcleo con el objeto de evacuar el calor debido a las pérdidas eléctricas.
15
Los arrollamientos pueden estar constituidos por conductores de sección circular
o sección rectangular. Los primeros, están constituidos por bobinas sueltas de
varias capas, arrolladas sobre un cilindro común de papel duro, como soporte.
Los arrollamientos con hilo de sección circular, se aplican a los devanados de alta
tensión de los pequeños transformadores de distribución. Los arrollamientos con
conductores de sección rectangular pueden ser: arrollamientos por capas en los
que el conductor se dispone alineado en filas a lo largo de todo el brazo, en una o
en dos capas. Entre las distintas capas se intercalan láminas aislantes o
distanciadores para constituir canales verticales de ventilación, este tipo de
arrollamiento se emplea en los devanados de baja tensión de pequeños
transformadores de distribución. Los arrollamientos en espiral, la sección total del
conductor esta subdividida en varios hilos aislados entre si y conectados en
paralelo en ambos extremos. En el proceso del devanado se retuercen los hilos
para evitar desequilibrios en la tensión inducida y reduciendo pérdidas
adicionales. Este tipo de arrollamiento se utiliza en devanados para grandes
intensidades, como ios devanados de baja tensión de los transformadores de gran
potencia.
La refrigeración del transformador del segundo patio de la subestación Muíalo, es
mediante aceite. Los arrollados del transformador, se encuentran sumergidos
dentro de un recipiente de aceite, el cual sirve de medio para la radiación del calor
producido por los arrollados hacia el medio exterior.
El transformador de potencia, reduce el nivel de voltaje de 69kV a 13.8kV, y
alimenta a la barra de distribución de los alimentadores primarios de la
subestación Muíalo. Tiene una potencia de 10/12.5 MVA con una impedancia del
7.5%. Posee un sistema de enfriamiento del tipo ON/OFF mediante dos motores
ventiladores ubicados en el elemento radiador del transformador. En el lado
posterior del transformador se encuentra montado el gabinete de control de
enfriamiento del transformador. Hasta este gabinete llegan las señales de control
procedentes de los elementos de protección del transformador como el indicador
de temperatura del aceite, el indicador de temperatura de los arrollamientos, el
indicador de nivel de aceite, el relé de sobrepresión súbita. De este gabinete, se
16
toma las señales que van conectadas al panel de alarmas ubicado en una de las
celdas de distribución de [a subestación.
Transformador de Servicios Auxiliares.
La subestación consta de un transformador de servicios auxiliares, que se
encuentra instalado en la segunda celda para 13.8RV, tiene una relación de
transformación de 13.8RV / 240V y realiza la función de suministrar voltaje AC
para distintas necesidades de la subestación como son;
- La iluminación y servicios de la caseta de control de ios operadores,
- La iluminación general del patio eléctrico y de los paneles de control de las
celdas y de las estaciones blindadas GIS.
- El suministro de energfa al rectificador monofásico de energía auxiliar, el cual
a su vez provee de energía a los motores de cierre y apertura de los
interruptores y seccionadores, a los paneles de control y de alarmas.
- La alimentación a los distintos elementos de protección, medición o registro,
de cada una de las cabinas y grupos GIS existentes.
Transformadores de Medida,
En instalaciones eléctricas de potencia, no es posible conectar directamente los
instrumentos de medida a las líneas de alta tensión, pues estos aparatos no están
diseñados para soportar grandes corrientes y/o altas tensiones, De ahí que las
mediciones se realicen por medio de pequeños transformadores de medida
intercalados entre los aparatos de medida y protección y las líneas de
transmisión, que rebajan la intensidad y/o la tensión a valores de trabajo
estandarizados para los aparatos e instrumentos.
Los Transformadores de Comente (TC), reducen las grandes intensidades que
existen en la línea de transmisión, a corrientes normalizadas de 5A¡ que alimentan
a los distintos instrumentos de medida. Al trabajar con TC3s hay que tener cuidado
de no dejar abiertos los secundarios del TC, pues la alta inducción que se
17
provocaría en el transformador, origina tensiones mortalmente peligrosas en los
bornes secundarios del bobinado, y calentamientos en el núcleo que podrían
quemar al transformador. Hay que tener muy en cuenta este punto al momento de
montar los equipos de medición, para evitar algún disparo no deseado que
provoque la apertura de ios disyuntores o interruptores de potencia.
Los transformadores de tensión (TP), sirven para rebajar las altas tensiones en
las instalaciones eléctricas avalores más bajos y normalizados.
1.4.2.2. Seccionadores.
Los seccionadores, desconectadores o separadores, son aparatos empleados
para unir o aislar de una red bajo tensión, una sección de línea o uno o varios
elementos o aparatos componentes de la instalación, con el fin de realizar
cualquier operación de mantenimiento o reparación. Las maniobras de conexión o
desconexión a la red, deben hacerse en vacío, es decir, sin carga en la
instalación, pues los seccionadores no están construidos para la desconexión del
circuito bajo carga, de esta manera, si se desconectara un seccionador a plena
carga, el arco que se formaría entre sus contactos dañaría seriamente al
elemento. Otra de las características importantes del seccionador es que el cierre
o apertura de este elemento debe ser de manera muy visible para que el operador
pueda observarlo.
Para realizar reparaciones o trabajos de mantenimiento, es necesario aterrizar la
sección de línea de alta tensión en reparación, previamente desconectada, y los
equipos conectados a ellas, con el fin de eliminar cargas estáticas o capacitivas
remanentes que puedan existir en las líneas. Para ello se utiliza los
Seccionadores de Puesta a Tierra, que son seccionadores que conectan las
líneas de alta tensión y el armazón de la aparamenta eléctrica de alto voltaje a
tierra.
18
Mando de los Seccionadores.
Para poder accionar los seccionadores de alta tensión en la subestación Muíalo,
se emplean dos tipos de mandos que son:
Mando mecánico a distancia, está constituido por mecanismos de biela y
manivela, y por un árbol de transmisión, provistos también de una unidad de
engranaje. Este tipo de mando se encuentra construido e implementado en los
seccionadores de aislamiento y en los seccionadores de puesta a tierra de los
grupos disyuntores GIS.
Mando a distancia por servomotor, lo constituye un motor eléctrico provisto con un
acople de reducción, el cual es accionado al alimentar una bobina de
enclavamiento. Se encuentran implementados en los seccionadores de
aislamiento de los GIS.
1.4.2.3. Interruptores.
Son aparatos de corte que permiten realizar las maniobras de cierre y apertura en
condiciones dadas de carga, de los circuitos alimentadores que se encuentran en
las celdas de salida. Su principal diferencia con los disyuntores o interruptores de
potencia, es que sus contactos no están diseñados para abrir o cerrar bajo
condiciones de cortocircuito. Por lo general, su capacidad de ruptura es, de dos a
tres veces mayor que la correspondiente a la intensidad nominal del interruptor.
Interruptores de vacío.
Son elementos de corte instalados en las celdas de salidas y destinados a la
maniobra y protección de los circuitos eléctricos de la red primaria de distribución.
Sus contactos se abren y cierran dentro de una cámara de vacío. Debido a que el
vacío resulta ser un excelente aislante, poseen una alta rigidez eléctrica que
ayuda a la extinción del arco eléctrico.
19
El cierre y apertura de los interruptores de potencia de los alimentadores
primarios se realiza mediante un mecanismo de resorte el cual se activa manual o
eléctricamente mediante bobinas de disparo.
1.4.2.4. Disyuntores de Hexafluoruro de Azufre (SF6).
Son dispositivos de corte destinados a interrumpir o establecer circuitos, tanto en
condiciones normales de carga, como en condiciones de cortocircuitos. Cuando
se realiza ia maniobra de apertura de un elemento de corte de potencia
considerable y por el cual circula una corriente, se produce un arco eléctrico entre
las piezas de contacto que produce desgaste en la superficie de los contactos y
provoca una elevación de la temperatura en el medio donde se manifiesta. Para
disminuir estos efectos y provocar la extinción del arco eléctrico en corriente
alterna, estos disyuntores están provistos de una cámara de ruptura en cuyo
interior se produce el cierre o apertura de los contactos del interruptor en un
medio que contiene gas SFe» que ayuda a desionizar rápidamente el arco
eléctrico.
El hexafluoruro de azufre es un gas incoloro, inodoro, no tóxico y no inflamable y
su utilización para la extinción del arco eléctrico en disyuntores de potencia,
resulta favorable debido a las propiedades físicas, químicas y eléctricas que este
gas posee. Entre las principales características del hexafluoruro de azufre (SFe),
radica el hecho de que al aumentar la presión a la cual está sometido el gas, su
resistencia dieléctrica aumenta considerablemente, lo mismo sucede con su
coeficiente de transmisión de calor la cual es 1,6 veces la del aire a presión
atmosférica, y a 2Kg/cm2 este coeficiente es, aproximadamente, 25 veces el del
aire a presión atmosférica. Es decir, el aumento de presión en el gas, incrementa
sus propiedades aislantes y evita el aumento de temperatura del equipo.
El SF6 es uno de los gases más inertes, por ello, no ataca ningún material
estructural a temperaturas inferiores a 500° C y permanece estable a
temperaturas a las cuales el aceite se oxida y descompone. La extinción de un
arco en SF6 no produce depósitos de carbón como ocurre en el caso del aceite.
20
Estas propiedades hacen que los disyuntores con SF6, requieran de menores
trabajos de mantenimiento. AI ser el SF6 un gas, se lo puede comprimir, esto a
más de mejorar sus propiedades para la extinción del arco logra reducir el
volumen de la instalación.
El accionamiento del interruptor de gas SF6, que forman parte de las estaciones
blindadas GIS, se lo realiza del mismo modo que los seccionadores, es decir, de
forma manual mediante un mecanismo de biela y árbol de transmisión, así como
también mediante un mecanismo motorizado equipado con un acople reductor,
que se activa al accionar los pulsantes de "cierre" y "apertura" en los paneles de
control de cada grupo GIS.
1.4.2.5. Relés de Protección.
Son dispositivos encargados de proteger el sistema eléctrico de potencia de
perturbaciones en las líneas de transmisión causadas, entre otras, por las
descargas atmosféricas, los cortocircuitos en las líneas de transmisión debido a la
caída de árboles, sobrecargas en las líneas de transmisión, etc. Estas y muchas
otras perturbaciones, pueden causar alguna de las siguientes fallas:
• Sobrecarga
• Subtensión
• Sobretensión
• Cortocircuitos
• Retorno de corriente
La sobrecarga.
Se produce cuando un circuito se encuentra trabajando con una intensidad de
corriente mayor, para la que el fue diseñado. Este aumento de corriente tiene
cierta duración que puede provocar calentamientos indeseables y disminución del
rendimiento de maquinarias.
21
La subtensión.
Aparece cuando el voltaje entregado por la central generadora, es inferior al
voltaje nominal de la red, Una caída de voltaje puede ocasionar un incremento de
la corriente para compensar la potencia que requiere la carga conectada a la red,
lo cual puede resultar perjudicial.
La sobretensión.
Se da cuando el voltaje en la red supera en algún valor, a la tensión nominal de la
red, provocando riesgo de perforación en los distintos aislantes de elementos
existentes, así como la ruptura de elementos que no sean diseñados para
soportar por mucho tiempo una tensión mayor a la operación normal del
elemento.
Los cortocircuitos.
Constituyen una de las perturbaciones más comunes en los sistemas eléctricos
de potencia, se originan cuando existe conexión directa entre dos o más
conductores de distinta fase. Los cortocircuitos se caracterizan por provocar un
aumento instantáneo en la corriente de un circuito, generalmente de corta
duración; este aumento de corriente en las líneas produce elevadas temperaturas
que pueden llegar a fundir los cables. Además aparecen elevadas fuerzas
mecánicas en las máquinas, transformadores, y puede resultar perjudicial, para
los equipos presentes en el mismo circuito.
El retorno de corriente.
Se produce, sobre todo en los circuitos de DC, cuando la potencia producida en
un circuito generador es negativa, es decir, los circuitos de carga entregan
energía a los circuitos generadores, lo cual puede afectar físicamente a las piezas
mecánicas que constituyen el circuito.
22
1.4.2.5.1. Características de los Relés de Protección,
Para responder de manera rápida y eficiente a las perturbaciones eléctricas que
pueden presentarse en las líneas de alta tensión, los relés de protección deben
cumplir con lo que les permita cumplir la tarea asignada. Entre estas exigencias
se tiene:
- Fiabilidad
- Sensibilidad
- Rapidez
- Automaticidad
1.4.2.5.2. Clasificación de los relés de protección.
Existe una gran variedad de relés de protección, que hace difícil una clasificación,
sin embargo se los ha clasificado de acuerdo a la magnitud que controlan. Así,
estos pueden ser; relés de intensidad, relés de tensión, relés diferenciales, relés
de frecuencia, relés de potencia y relés de mínima impedancia.
Relés de intensidad. Actúan por la acción de la intensidad de corriente que
atraviesa el relé. Pueden ser de máxima intensidad (sobrecogiente) o de mínima
intensidad y operan cuando el valor de la corriente sale de ios valores
previamente fijados. Estos relés actúan ante fallas de cortocircuito y sobrecargas.
Relés de tensión. Actúan debido a las variaciones de la tensión a la que está
sometido el relé. Pueden ser de sobretensión o de subtensión. Estos relés de
tienen su mayor utilización en la protección de sobretensiones o subtensiones e
inclusive en fallas de sobrecogientes, pues estas generalmente van asociadas
con una disminución del voltaje de la red.
Relés de potencia. Son relés denominados de producto ya que actúan por el
producto de dos magnitudes eléctricas de línea; la tensión y la corriente.
23
Relés de mínima impedancia. Se basan en el cuociente de las magnitudes
eléctricas de la tensión y la intensidad (Z = V / I), entran en funcionamiento
cuando este cuociente llega a un valor prefijado. Estos relés tienen su aplicación
en la protección de cortocircuitos por relés a distancia y se basan en que la
medición de la ¡mpedancia de las líneas cerca del punto de cortocircuito es menor
a la impedancia de las líneas en un punto alejado de la falla; entonces aquel relé
más próximo al lugar de la avería, responderá más rápidamente, porque es el que
mide la menor impedancia.
Relés diferenciales. Se basan en la diferencia de dos o más magnitudes eléctricas
del mismo tipo (dos o más corrientes, dos o más tensiones), y actúan cuando esa
diferencia supera un valor previamente fijado. Esta protección es efectiva
solamente si la falla se produce en el sector protegido. Encuentra aplicación en
sistemas de protección de alta selectividad.
Relés de frecuencia. Operan cuando la frecuencia de la red a la que están
instalados se aparta del valor previamente establecido.
Elementos de protección Compuesta. Son dispositivos los cuales se encuentran
constituidos por dos o más relés de protección.
1.4.3. ESTACIONES BLINDADAS DE GAS SF6.
Son cubículos denominados también grupos GIS (Fig.1.4), en ios que se
encuentran mecánicamente acoplados los elementos de corte (interruptores y
seccionadores) y los transformadores de medida (TC's). Están provistos de un
panel de control en el que se encuentran montados los equipos de protección, los
dispositivos de medición, los elementos de mando y elementos de señalización
(pulsadores y lámparas indicadoras).
Los GIS de 69kV de tensión nominal y 72.5RV de voltaje máximo de operación,
utilizados para la interconexión de San Rafael y Lasso están equipados en su
interior con un interruptor trifásico de potencia (Fig. 1.5), cuyos contactos se abren
24
Figura 1.4. Estación blindada GIS SF6.
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Fig. 1.5. a) Interruptor trifásico de SFeb) Presostato e indicador de presión para el interruptor de potencia
y cierran en e! interior de una cámara de extinción de forma cilindrica que
contiene como agente extintor al hexafluoruro de azufre o gas SF6. Acoplados en
el interruptor, se encuentran instalados los TC's y las TP's utilizados para los
equipos de medida y de protección.
Dos seccionadores trifásicos de alta tensión, se encuentran ubicados uno a cada
lado del interruptor. Para los trabajos de mantenimiento se cuenta con un
seccionador de puesta a tierra cuyo contacto fijo esta acoplado al contacto fijo del
25
interruptor, su accionamiento es de manera manual mediante un mecanismo por
árbol de transmisión.
La presión del gas SF6 en el interior de la cámara de ruptura, donde se encuentra
instalado los contactos del interruptor, es medido por un manómetro de aguja; un
presóstato (Fig.1.5 b) provisto de dos contactos de regulación o set points,
entregan las señales eléctricas de control, de alarma de "baja presión de gas" y
de "desconexión" dei interruptor.
Fig. 1.6. a) Preosostato e indicador de presión para los seccionadoresb) borneras de conexión deTC's
Otro elemento combinado de medición y control (manómetro y presóstato), se
encuentra instalado en el lado derecho del panel frontal del GIS, supervisan el
sistema restante de gas SFg, (seccionadores), provistos con un contacto de nivel
de referencia o de accionamiento (set point), que da la señal de alarma de "baja
presión de gas" (Fig. 1.6).
Las características constitutivas y técnicas de los elementos de corte y demás
componentes de los grupos GIS, se exponen al final de este trabajo en el anexo
A.
Como se muestra en la figura 1.7., en el interior de! GIS y montados sobre un
panel frontal se encuentran:
26
Elementos de medición; medidor de potencia activa (vatímetro), medidor de
potencia reactiva (varímetro), amperímetro de AC con conmutador;
Elementos de protección: relés de sobrecorriente para protección de fases y
protección de tierra;
Elementos de accionamiento para los mecanismos de operación a motor:
pulsadores para el cierre o apertura del interruptor y de los seccionadores.
Fig. 1.7. Panel de control
Elementos de señalización: lámpara verde para la indicación de "apertura" del
interruptor o de los seccionadores, lámpara roja para la indicación de "cierre" del
interruptor o de los seccionadores, lámpara naranja para la indicación de cierre
del seccionador de puesta a tierra dei grupo disyuntor GIS;
Un panel de alarmas montado sobre el panel de control del GIS de Lasso, registra
las alarmas producidas a nivel de 69kV, que son:
Falla de sobrecorriente
Falla de alimentación de voltaje DC en los paneles de control de los GIS
Baja presión de gas
Falla del motor del interruptor o seccionador.
27
Cuando una de estas alarmas se enciende, se activa un zumbador, el operador
reconoce la alarma y silencia el zumbador, una vez reparada la falla, se realiza la
reposición del panel de alarmas para su operación en estado normal.
El grupo disyuntor GIS, empleado para la alimentación del transformador de 69kV
a 13.8kV, al igual que los dos disyuntores anteriores, está constituido por un
interruptor trifásico de potencia con gas SF6, pero con un solo seccionador de
acoplamiento de accionamiento a motor; un seccionador de puesta a tierra de
accionamiento manual. Consta de dos manómetros y dos presóstatos, destinados
para la medición y control de la presión del gas en el interruptor y en los
seccionadores. En el panel de control, se encuentran montados los elementos de
maniobra de los motores eléctricos (pulsadores), y de señalización del estado de
los elementos de corte y puesta a tierra (lámparas de indicación).
1.4.4. CELDAS DE DISTRIBUCIÓN A NIVEL DE 13,8KV.
Ya en la parte de distribución de la red primaria, en la subestación, existen nueve
cabinas destinadas al seccionamiento. A continuación se dará una breve
explicación del funcionamiento de cada una de ellas.
Cabina de reserva de energía y alimentación de DC, en esta cabina se encuentra
instalado un cargador de baterías, que está constituido por un rectificador
monofásico semicontrolado cuyos tiristores son conmutados por un circuito de
control de fase; a la salida del rectificador y acoplados mediante una inductancia,
están el banco de baterías y la alimentación principal de DC para los circuitos de
control de todas las cabinas existentes. El transformador de servicios auxiliares,
suministra la energía que alimenta la entrada del rectificador monofásico,
recargando las baterías, para que, en caso de no existir el correspondiente
suministro de energía en la subestación, todos ios circuitos de control de las
celdas, continúen funcionando por un tiempo determinado1 en el que se puede
realizar trabajos de reparación para reestablecer el suministro de energía del
sistema eléctrico de potencia.
28
Cabina de servicios auxiliares, en la que se encuentra el transformador de
servicios auxiliares, encargado de suministrar energía de AC para distintas
necesidades de la subestación. En esta cabina se encuentra un segundo panel
de alarmas, que dan aviso de alguna faila ocurrida a nivel de 69kV, en el
transformador, o en cualquiera de las nueve cabinas a nivel de 13.8kV, estas
fallas son:
- Sobretemperatura en el transformador
- Falla en el sistema de enfriamiento dei transformador
- Bajo nivel de aceite del transformador
- Falla en el transformador
- Falla de alimentación de VDC a nivel de 13.8KV (paneles de control de las
cabinas).
- Falla de alimentación de voltaje AC
- Falla de sobrecogiente a nivel de 13,8kV (celdas seccionadoras)
- Operación de relés de frecuencia.
A más de estas alarmas, en el panel, se repiten las cuatro alarmas dadas a nivel
de 69kV y que son registrados en el grupo GIS para la interconexión a Lasso:
- Falla de sobrecorriente
- Falla de alimentación DC en los paneles de control de los GIS
- Baja presión de gas
- Falla del motor del interruptor o seccionador.
Cabina de P.T. y Barras, en esta celda se encuentran instaladas el juego de
barras de potencial que reciben la energía eléctrica proveniente de la celda de
entrada y cuya tensión es igual a la tensión del secundario del transformador de la
subestación. Conectadas a esta barra, se encuentran cada uno de los
alimentadores primarios de las celdas de salida, así como también el
transformador de servicios auxiliares. Se conectan también a la barra, los TP's,
uno porcada línea, de los cuales se derivan los conexionados hacia los diferentes
elementos de medición de cada una de las celdas de salida.
29
En esta celda se encuentra también, instalado un relé de frecuencia, el cual cierra
el circuito de alarma y abre automáticamente los interruptores de vacío, ante una
disminución de la frecuencia de las líneas de transmisión.
La ce/da de entrada, corresponde a la cuarta cabina, y conecta la baja tensión del
secundario del transformador de potencia de la subestación con el juego de
barras de la subestación, mediante un interruptor de vacío con mando por
servomotor. Cada línea de entrada esta intercalada por transformadores de
corriente (TC), sus secundarios se conectan en serie a los diferentes equipos
medidores y relés de protección. En el panel de control, se encuentran los
pulsadores de "cierre" y "apertura" de los interruptores, así como las luces
indicadoras. La celda de entrada al igual que las celdas de salida no está provista
de un seccionador de puesta a tierra.
Desde la quinta a la novena cabina, constituyen los aiimentadores primarios
conocidos también como celdas de salida, que se conectan a la red de
distribución primaria por medio de un interruptor trifásico de vacío, y, al igual que
la celda de entrada esta provista por transformadores de corrientes utilizados para
la medición de corrientes y potencias; así como de relés de protección.
Montados en el panel frontal (Fig. 1.8.), existen dos pulsadores para el mando de
"cierre" y "apertura" del interruptor y dos luces indicadoras: lámpara verde para
indicación de interruptor abierto y lámpara roja para señal de interruptor cerrado.
Fig. 1.8. Panel frontal de Celdas de Distribución.
30
1.4.5. DIAGRAMA UNIFILAR DE CONEXIONES.
De acuerdo al nivel de voltaje, el patio eléctrico se divide en dos niveles. El
primero constituido por los grupos GIS a nivel de 69kV; y el segundo nivel, lo
constituyen las cabinas seccionadoras donde se controla el flujo de los
alimentadores primarios para la distribución de energía a nivel de 13,8kV.
En el diagrama de la figura 1.9. se muestra el diagrama unifilar de la subestación.
Se presenta acontinuación, un breve análisis de los elementos de este diagrama a
nivel de 69kV.
Las tres líneas de subtransmisión llegan a los diferentes grupos disyuntores GIS
del segundo patio de la subestación, mediante los bushings de acoplamiento. De
estas líneas se conectan los transformadores de potencial o PT's tipo bushing,
para el lado de 69kV. A la salida de los bushings de los GIS se encuentran
instalados los pararrayos encargados de enviar a tierra las sobretensiones
producidas por las descargas atmosféricas.
En el GIS San Rafael, seguido de los bushings, tanto a la entrada del GIS como a
la salida, se encuentran instalados seccionadores (DS) de acoplamiento, que
permiten recibir suministro de energía del sistema radial de substransmisión,
permiten también, aislar con fines de mantenimiento, todos los elementos internos
que constituyen el grupo interruptor GIS (interruptor, TC's, TP's, elementos de
medida). Acoplado a los seccionadores de salida de los grupos GIS, tanto de la
subestación San Rafael como de la subestación Lasso, se encuentran los
seccionadores de puesta a tierra (ES), encargados de desenergizar
completamente a los grupos GIS y mandar a tierra cualquier carga electrostática
remanente en las instalaciones, esto para los trabajos de reparación y
mantenimiento. Dos transformadores de corriente tipo Bushing (BTC), se
encuentran instalados a ambos lados del interruptor de gas SF6 (GCB), estos TC's
sirven de referencia a los aparatos de medida existentes en cada grupo GIS, su
secundario esta normalizado a una corriente de 5A y poseen varios terminales de
relación, siendo la mayor 600/5A.
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32
La entrada de 69kV y salida hacia San Rafael (GIS San Rafael), se encuentra
equipado con dispositivos de medición, los cuales toman las señales desde las
BTP's existentes, y de las BTC's de este GIS. Estos elementos de medición son
un Vatímetro (W), un Varímetro (Var.) y un Amperímetro (A), este último a más de
dar la información analógica de la corriente en alterna, esta equipado con un
conmutador, el cual proporciona un control de alarmas para la visualización de
fallas en el panel de alarmas.
El interruptor de potencia a gas (GCB) de la salida a San Rafael, se abre cuando
existe una perturbación en la red que es detectada por los dispositivos de
protección 67 y 67N, estos dispositivos son:
Relé de sobrecorriente direccional con unidad de tiempo y unidad instantánea
para protección de fases (Elemento 67): Son dispositivos de protección
combinada, constituidos por relés de sobrecorriente y un relé direccional o
vatimétrico. Para que se efectúe el mando de desenganche del interruptor de
potencia, debe cumplirse que la energía tenga un sentido contrario al despacho
normal y la intensidad de corriente exceda del límite prefijado en el relé de
sobrecorriente. El relé de sobrecorriente esta equipado con un temporizador que
provee de selectividad al circuito de protección.
Relé de sobrecorriente direccional con unidad de tiempo y unidad instantánea
para protección de tierra (Elemento 67N): Esta unidad de protección compuesta,
está constituida por relés de sobrecorriente y un relé direccional o vatimétrico.
Son utilizados en redes con punto neutro aislado, y tienen por objetivo señalar o
desconectar selectivamente el ramal puesto a tierra. Al igual que el relé anterior,
los contactos del relé de corriente esta equipado con un temporizado^ mientras
que el relé direccional posee contactos de activación instantánea.
La salida hacia la subestación Lasso (GIS Lasso), está conformado por dos
elementos seccionadores de aislamiento, un seccionador de puesta a tierra y un
interruptor de gas SF6. Los elementos de medida son analógicos, y al igual que
33
los elementos de protección toman las señales de voltaje y comente de los BTC's
y de los BTP's de 69kV.
Las líneas de transmisión tienen como elementos de protección , relés 50/51 y
50N/51N que desconectan de manera automática al interruptor de potencia de la
salida a Lasso, mediante los siguientes dispositivos:
Relé de sobrecorriente con unidad de tiempo y unidad de protección de fases
(50/51): ia diferencia con los relés 67 del GIS de San Rafael, radica en que los
elementos de protección 50/51 no son direccionables, es decir, la activación de
sus contactos no dependen de la dirección de la corriente, sino que se activan
temporizadamente, cuando la corriente sobrepasa los valores previamente fijados.
Relé de sobrecorriente con unidad de tiempo y unidad de protección de tierra
(SON/51 N): son relés de protección combinada utilizados para seleccionar las
líneas desconectar la línea de falla puesta a tierra de manera selectiva. La
protección 50N/51N no es direccionabie.
La entrada del transformador de potencia está provista de un seccionador con
puesta a tierra y el interruptor de potencia del GIS Muíalo, el cual se acciona por
los elementos de protección 49, 63, 87 y comparte junto con el interruptor de
vacío de la celda de entrada (VCB/52L) los relés de sobrecorriente y protección
de fases y de puesta a tierra 50/51 y 50N/51 N.
El transformador de potencia de la subestación Muíalo, (69kV / 13.8KV), se
encuentra conectado en configuración DYN1. Esta protegido por un relé de
temperatura de aceite (Elemento 49), el cual se activa cuando la temperatura del
aceite del transformador a superado el nivel de temperatura de alarma y a
alcanzado el nivel de temperatura de desconexión. El transformador cuenta
además con un relé de presión súbita (Elemento 63), el cual desengancha el
interruptor de potencia SFe, cuando la presión de los gases producidos por la
combustión del aceite en el interior de la cámara de refrigeración del
transformador es mayor a la presión máxima permitida.
34
E! relé de protección diferencia! (Elemento 87), toma las señales normalizadas
(5A.) de los TC's instaladas a ambos lados de! transformador y de diferente
relación de transformación y se activa si la diferencia de estas corrientes supera
un valor predeterminado.
A la entrada de las barras de potencial se encuentra el interruptor de vació (52L),
el cual debe soportar la corriente nominal que circule por todos las salidas de la
red primaria de distribución. Este interruptor de vacío, se encuentra bajo ia
protección del relé de sobrecogiente con unidad de tiempo y unidad de protección
de fases y el relé de sobrecorriente con unidad de tiempo y unidad de protección
de tierra 50/51 y 50N/51N respectivamente.
La barra trifásica de potencial para la distribución, tiene una configuración de
Barra Simple con cinco alimentadores primarios. Las salidas de ios alimentadores
primarios se encuentran equipados con un interruptor de vació de potencia para el
suministro de energía, protegidos por los relés 50/51 y 50N/51N de iguales
características antes descritas. Están equipados además con un relé de recierre
que regresa a su posición normal, cuando las condiciones de voltaje y frecuencia
de la barra se normalizan después de una situación de falla.
Las corrientes y las potencias activas y reactivas se visualizan en los diferentes
medidores analógicos que se encuentran instalados en cada una de las celdas de
salida de los alimentadores primarios.
A las barras de potencial se conectan tres transformadores de potencial con
fusible, de relación 13.8kV/115, los cuales alimentan a cada una de los medidores
y elementos de protección de los aümentadores primarios. Un relé de baja
frecuencia (elemento 81) se encuentra conectado a las TP's, el mismo que vigila
que la frecuencia no disminuya de un valor prefijado, caso contrario enviará la
orden de apertura del interruptor de vacío de la celda de entrada.
De las barras de potencial se alimenta también el transformador monofásico de
servicios auxiliares, de 15kVA de potencia.
35
Actualmente-en la subestación Muíalo, todo el sistema de protección que se
aplica, tanto a nivel de subtransmisión (Grupos GIS) como a nivel de distribución
(celdas seccionadoras), es en base de relés electromecánicos y con
aproximadamente dos décadas de antigüedad, y a pesar de que aún funcionan
con relativa eficiencia, no se encuentran dentro de los márgenes de exigencia que
deben brindar hoy en día las compañías pertenecientes al sector eléctrico.
1.5 MODERNIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN MUÍALO.
Debido a que toda la información procedente de la subestación Muíalo, es
requerida en el menor tiempo posible, especialmente en las horas pico, en la
estación principal "El Calvario" ubicada en la ciudad de Latacunga, para el
correspondiente estudio de balanceo y distribución de carga; es necesario llevar
toda esa información generada desde los diferentes puntos de distribución
(disyuntores de interconexión o celdas de distribución) hacia la estación principal.
Así pues, la implementación de un sistema SCADA (Supervisory Control And Data
Adquisition) para la operación remota o a distancia, es la solución más acertada.
Este sistema SCADA realizará un control supervisado de todo el proceso eléctrico
en tiempo real, de manera segura y firme; así como el mando y monitoreo de las 6
celdas de seccionamiento a 13.8KV (celda de entrada y alimentadores primarios
de distribución), y de las estaciones de interconexión a 69kV a Lasso y San
Rafael.
1.5.1. PARÁMETROS A MONITOREAR.
Los parámetros a monítorear en la subestación Muíalo, serán análogos y/o
digitales. El estado de ios elementos de corte pertenece a los parámetros
digitales, mientras que los valores de comente o voltajes trifásicos presentes en
cada nodo eléctrico, corresponden a parámetros análogos.
36
Para los trabajos de mantenimiento, reparación, reconexión del servicio, etc., se
obtendrá un continuo monitoreo de todos los elementos de corte de la
subestación (disyuntores, interruptores y seccionadores), como también un control
sobre los principales elementos de corte utilizados para la interconexión al
sistema de subtransmisión y los interruptores de distribución que en la
subestación existen. A fin de permitir o no el mando remoto, se instalará un
selector en las celdas de salida a 13,8kV que cumpla con este fin y deberá ser
monitoreado. De esta manera, los parámetros digitales que se monitorea tanto en
las 5 celdas de carga 13,8kV, la celda de entrada y las estaciones de
interconexión, son:
• Lámpara indicadora de interruptor abierto de todos los interruptores de
potencia.
• Lámpara indicadora de interruptor cerrado de todos los interruptores de
potencia.
• El monitoreo remoto de luces de señalización del estado (ON / OFF) de todos
seccionadores a 69kV: seccionadores de acoplamiento al subcircuito de
transmisión y seccionadores de puesta a tierra.
• Monitoreo remoto del panel de alarmas existente en las celdas de
seccionamiento: monitoreo de fallas del transformador, de fallas a nivel de
69kVyanivelde13.8kV.
• Señalización de la habilitación del selector de operación remota.
• Pulsadores de cierre y apertura de celda
Para la celda de entrada a 13.8kV y las 5 celdas de salida, además se realiza el
control de apertura y cierre desde el Centro de Control, siempre y cuando el
selector local remoto de cada celda se encuentre en la posición remota.
En cada nodo eléctrico, los parámetros análogos a monitorearson:
• Voltaje fase neutro en las 3 líneas,
• Voltaje fase fase en las 3 líneas,
• Voltaje promedio de líneas,
37
• Corriente en las 3 líneas,
• Corriente promedio de líneas,
• Potencia activa en las 3 líneas,
• Potencia trifásica,
• Potencia reactiva inductiva en las 3 líneas,
• Potencia reactiva inductiva trifásica,
• Potencia reactiva capacitiva en las 3 líneas,
• Potencia reactiva capacitiva trifásica,
• Factor de potencia en las 3 líneas,
• Factor de potencia promedio,
• Frecuencia,
• Potencia aparente trifásica,
• Energía activa.
Se necesita entonces, obtener las lecturas de los parámetros eléctricos (voltajes,
corrientes, potencias, etc.) medidos en los diferentes disyuntores y circuitos
seccionadores de distribución, en un formato digital que permita su posible
transmisión a la estación El Calvario. Para ello es necesario la implementación de
un analizador de energía CVM (del cual se hablará más adelante), en cada una
de las zonas de distribución, como las celdas de salida y los disyuntores de SF6.
Este dispositivo, deberá estar provisto de un puerto de comunicación para
transmisión de datos y la operación en red de estos elementos; el CVM realizará
la medición de los principales parámetros eléctricos descritos anteriormente.
Existe, además, una función adicional, más no de extrema necesidad, y que en
este trabajo solo lo mencionaremos como una alternativa para ía modernización
de la subestación, como es el monitorear las temperaturas que internamente
registra el transformador de potencia (temperatura del arrollamiento y temperatura
del aceite), que se puede conseguir mediante la implementación de tarjetas
analógicas, seleccionadas de acuerdo a la temperatura a medir y al tipo de sensor
que en el transformador exista. Esta función no es imprescindible, pues en la
subestación existe, en e! panel de alarma, el aviso correspondiente a una falla en
38
la temperatura de los arrollados o del aceite del transformador y bastaría incluir
dicha señal de alarma al sistema de supervisión; sin embargo, al poder obtener un
dato más preciso (valor análogo) de dichas temperaturas, se podría mejorar el
trabajo de prevención de fallas y realizar un mejor mantenimiento del
transformador.
Todas estas implementaciones de las cuales hemos venido hablando, darán
como resultado una optimización de los recursos materiales y humanos que
operan en la subestación.
39
CAPITULO 2
2. ADQUISICIÓN DE DATOS Y SISTEMA DETELEMETRÍA EN LA SUBESTACIÓN MULALÓ
2.1. ASPECTOS GENERALES DE LOS SISTEMAS DESUPERVISIÓN
Un Control Supervisorio y de Adquisición de Datos (SCADA), es un software
desarrollado para funcionar sobre ordenadores de control de producción,
proporcionando comunicación con los dispositivos de campo (controladores
autónomos, autómatas programables, medidores de energía, etc.). Además,
provee de toda la información que se genera en el proceso productivo a diversos
usuarios, de diferentes niveles jerárquicos dentro de una empresa, como control
de calidad, supervisión, mantenimiento, etc. Todos los programas necesarios y en
cada caso, el hardware adicional que se requiera en la adquisición de datos, se
denomina en general Sistema SCADA.
Un sistema SCADA permite monitorear, medir, supervisar y/o controlar un
proceso que se ejecuta en una localización remota, desde una estación central.
Todo esto describe una recepción y transporte de información del proceso desde
ia localización remota hasta la localización central.
Para ese objetivo, la adquisición de datos juega un papel muy importante y la
manera en que se recolecta la información varía de un proceso industrial a otro.
En los procesos eléctricos de distribución, las principales variables de interés son
40
sin duda los voltajes y corrientes presentes en los puntos de distribución al igual
que los estados de los interruptores de potencia y los eventos de alarma que en
dichos puntos se originen.
La adquisición de datos en las subestaciones dependerá de los dispositivos de
medición o protección instalados, si éstos son de tecnologías digitales o análogas
(electromecánicos) y de que tan factible sea reemplazar aquellos equipos que
tengan muchos años de antigüedad.
2.1.1. PROCESOS CONTINUOS Y PROCESOS DISCRETOS.
Un proceso continuo es un suceso o un fenómeno físico que dura "sin
interrupción" el mismo que guarda una relación directa, inversa, geométrica,
logarítmica, exponencial o de alguna función algebraica simple o compleja, con
otro suceso que se lleva a cabo en forma paralela en el mundo real. Este proceso
continuo o análogo es perfectamente representare, equivalente y reemplazable
por procesos digitales.
Un proceso discreto es un suceso que representa separaciones bien definidas o
marcadas o que no es continuo. Este tipo de proceso es fácilmente representado
por numeraciones digitales de base binaria. Si entramos en definiciones
profundas, casi todos los procesos de la naturaleza son del orden continuo, pero
para efectos de probabilidades o monitoreos de estos procesos son
perfectamente válidos cuando se transfieren a dimensiones discretas.
2.1.2. SISTEMAS EN TIEMPO REAL.
Se dice que un elemento trabaja en tiempo real, cuando dicho elemento muestra
el estado o el valor de una variable en el mismo instante en que la misma tiene
efectivamente ese va)or. En los dispositivos de medida, basados en
microprocesadores, existe un retardo de tiempo por el procesamiento de datos,
que puede incidir en la exactitud del valor de la variable. Esta falta de exactitud,
41
puede ser considerable cuando el valor de la variable a medir cambia
rápidamente.
Ya dentro de un sistema constituido por la combinación de componentes que
actúan conjuntamente, la capacidad en tiempo real, se describe como la
capacidad de respuesta del sistema a estímulos externos del mismo y en un
tiempo finito y especificado. El correcto funcionamiento de un Sistema en Tiempo
Real, no depende de los resultados que obtenga, sino del tiempo en los que estos
se producen.
Los sistemas en tiempo real pueden ser; Real Firme, Real Suave, Real Severo, o
Real Real.
Sistemas en Tiempo Real Suave. Son aquellos sistemas en los que el tiempo de
respuesta puede superarse en ciertos casos, aunque debe cumplirlo
normalmente, como en el simple caso de controladores de temperatura u otro
sistema no crítico.
Sistema en Tiempo Real Firme. Se permite que se superen los tiempos de
reacción o se pierdan ocasionalmente algunas especificaciones temporales y
además, el sistema no obtiene beneficios de estas pérdidas.
Sistemas en Tiempo Real Severo o Estricto. Hacen relación a aquellos
sistemas que reaccionan a los eventos extemos dentro de un tiempo especificado
en un 100% de los casos.
Sistemas en Tiempo Real Real. Son sistemas en los que es absolutamente
imperativo que la respuesta del sistema a eventos externos ocurra dentro del
tiempo especificado en un 100% de los casos, y además sus tiempos de
respuesta deben ser muy cortos.
42
En lo que tiene que ver a los Controladores Lógicos Prográmateles (PLC), estos
han sido continuamente desarrollados de forma que sus sistemas operativos en
tiempo real representan su mayor virtud.
Los sistemas operativos de ios ordenadores, como Windows 95, 98 o NT no son
estrictamente un sistema operativo en tiempo real como el de un PLC, pero
pueden llegar a ser considerados como un estándar para soluciones de
automatización basadas en PC, pues, actúan de forma suficientemente rápida
para aplicaciones en tiempo real "suaves" o "firmes".
2.1.3. TELEMETRÍA.
La telemetría hace referencia a las diferentes técnicas y dispositivos utilizados
para transmitir y recibir datos de valores medidos de magnitudes eléctricas o no, a
grandes distancias y sobre algún medio físico. Este medio físico puede ser:
cables, fibra óptica, ondas de radio, etc. La principal característica de la telemetría
es la transformación de las magnitudes medidas a otro tipo de magnitud para la
facilidad de su transporte. Actualmente, se utilizan protocolos para estructurar las
comunicaciones de una manera ordenada y poder acceder desde varios sitios,
usando métodos de interface entre los diferentes medios de comunicación.
2.1.4. SISTEMA DE SUPERVISIÓN.
Es un monitoreo selectivo en tiempo real, desde una Estación Maestra, de
variables que se generan en una Estación Remota, utilizando algún medio de
comunicación. Se hace referencia también a un monitoreo en tiempo histórico de
grandes cantidades de datos almacenados en una base de datos, que den cuenta
sobre la operación, no solo de uno o varios elementos del sistema, sino también,
de la operación global del sistema. Este monitoreo se lo realiza a nivel de
software y de hardware existente en el sistema de control, los resultados se
almacenan en la Estación Maestra y se los presenta por medio de una interfaz
hombre-máquina al operador, para la toma de decisiones y cierre de los lazos de
43
control. Los Sistemas de Supervisión, de acuerdo al número de lugares donde se
requiera la información pueden ser.
Sistemas de Supervisión en Tiempo Real Centralizados: aquellos sistemas
constituidos por uno o varios ordenadores que conforman un solo sistema central
de control.
Sistemas de Supervisión en tiempo Real Distribuidos: son aquellos sistemas
conformados por múltiples sistemas de control.
2.1.5. CONTROL
Es todo el conjunto de comandos que hacen que el sistema se mantenga dentro
de ios parámetros y valores establecidos. El sistema pasa a un estado de alarma,
si estos valores exceden los límites superiores o inferiores permitidos, el sistema
sale de su estado operativo normal y debe tratar de regresar al mismo en el
menor tiempo posible, si esto no fuera posible, entonces el sistema deberá salir
de operación.
2.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA SCADA.
La implementación de un sistema de monitoreo y control depende de varios
factores, como son la geografía del terreno donde se efectúa el proceso o los
lugares o centros donde se requiera tratar la información; estos factores definen si
el sistema debe ser centralizado y/o distribuido.
La Empresa Eléctrica de Cotopaxi ELEPCO S.A., está constituida por seis
subestaciones de transferencia y distribución como son: El Calvario, Lasso, San
Rafael, Muíalo, La Cocha y SIgchos. En la estación de El Calvario se encuentra
operando el Centro de Control, donde los ingenieros de planta recopilan los datos
de las mediciones de los parámetros eléctricos de cada subestación, a través de
una comunicación personal con los operadores de las subestaciones mediante un
sistema de radio; los ingenieros que allí trabajan, realizan los análisis de la
44
energía correspondiente, ya sea para distribución de la carga del sistema o con
fines de facturación.
Ya que todas las decisiones técnicas son tomadas en la estación El Calvario, ésta
será considerada como Estación Maestra (EM) o Estación Central en el sistema
SCADA a ¡mplementarse en la empresa, haciendo referencia a una disposición de
un sistema centralizado, el mismo que consta de una serie de componentes
concatenados de taj manera que se logre la supervisión del proceso eléctrico;
este esquema estructural de estas concatenaciones se muestra en la figura 2.1.
El sistema de comunicaciones, se fundamenta en una transmisión de datos en
forma continua con el sistema de radiofrecuencia en banda UHF (300 a
SOOOMHz), y mediante un protocolo de comunicación que asegura la conexión
entre las subestaciones. Para ello, se instalará, tanto en la Estación Maestra
como en las subestaciones, una estructura para el soporte de la antena y un
radio-módem.
La adquisición de datos y control de cada subestación estará a cargo de un
controlador lógico programable o PLC que junto al radio-módem, harán las veces
de una Unidad Terminal Remota RTU; este PLC se encargará de hacer efectivo
los comandos de control del proceso, es decir realizará las acciones de mando,
de los distintos elementos de corte de la subestación.
Hasta la Estación Central El Calvario llegarán todos los datos procedentes de las
seis subestaciones, la cual se encuentra equipada con los ordenadores que
soportan el software SCADA, y que permite interactuar con el personal de
operación para la toma de decisiones.
A continuación se verá como está constituida la Estación Remota Muíalo, la cual
es el principal objeto de este estudio.
DIAGRAMA GENERAL DELSISTEMA SCADA
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Fig. 2,1. Esquena estrtuctural del sistema SCADA
47
diseñado bajo estándares conocidos, con el fin de poder anexar al sistema
SCADA, la información que los nuevos dispositivos de protección o de medición,
puedan proporcionar o si éstos fueran remplazados o añadidos en el futuro.
Finalmente para el monitoreo del estado de los elementos y dispositivos
existentes, tales como alarmas producidas en el sistema eléctrico, así como las
alarmas correspondientes a los sistemas de presión y temperaturas, mandos de
operación y reset de los dispositivos de protección; se debe tener en cuenta la
clase los captadores de información o sus actuadores, identificando la operación
característica, digital o analógico.
El esquema de la figura 2.2., muestra los componentes para la adquisición y
transmisión de datos, de la estación remota Muíalo.
Las entradas discretas llegan al PLC desde todas las celdas de distribución y
desde los disyuntores GIS de 69KV. De igual manera se reparte a los mismos
sitios, las salidas a relés (relés de contactos), que son controladas directamente
por el software SCADA mediante el PLC.
Las señales analógicas, si existieran, se acoplarán al PLC a través de tarjetas de
interfaz, que convierten la magnitud requerida (presión o temperatura) a una señal
normalizada de voltaje o de corriente entendible por el PLC (valores
normalizazdos).
La medición de los parámetros eléctricos se realizará mediante la implementación
de analizadores de redes marca C1RCUTOR, los mismos que estarán conectados
en una red de medidores. Estos analizador de redes (a los cuales se los
detallará más adelante), tomará las señales de voltajes y corrientes de cada uno
de los nodos eléctricos de interés (esto es, en celdas de distribución a nivel de
13.8KV y estaciones blindadas de interconexión a nivel de 69kV), y realizará los
cálculos necesarios para obtener los datos correspondientes a los diferentes
parámetros eléctricos que serán enviados luego hacia el PLC formando una red
cableada.
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Ent
rada
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les
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Sal
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que envíen la señal automática de apertura de los interruptores de potencia, en
caso de fallo y protejan el circuito de cualquier perturbación en el sistema.
Es preciso, analizar primero, desde qué puntos del esquema eléctrico existente,
se puede tomar las señales de voltajes y corrientes para la recolección de los
parámetros eléctricos. Los diagrama eléctricos de elementos de corte y aparatos
de medida existentes en la subestación Muíalo, a nivel de 69kV y 13.8kV se
adjuntan en el anexo A, al final de este trabajo. Algunos de estos diagramas se
presentan en esta sección para una mejor exposición.
2.3.2.1. Voltajes De Línea.
- -
Fig. 2.4. Conexionado de transformadores de potencial a 69kV.
52
Dentro de la subestación resulta necesario conocer los cambios de voltaje que se
producen en las barras de potencial. En el diagrama de la figura 2.4., se muestra
el conexionado de los TP's tipo bushing existentes en la subestación, del lado de
69KV; sus primarios, están conectados entre las fases de las líneas de
transmisión. Las tomas de los secundarios, tienen una relación de 69KV / 115V.
Los dispositivos de medida y protección toman las señales de voltaje desde estos
secundarios de cada TP a través de los bornes P13, P21 y P33, que llegan hasta
la regleta de conexión de los GIS de Lasso y San Rafael, conectados en paralelo,
a todos los equipos de medición y de protección.
Para la medición a nivel de 13.8kV, se utilizan tres transformadores monofásicos
de potencial (TP's) y de los cuales toman su señal de voltaje, los elementos de
medición y protección tanto de la celda de entrada, como de las celdas de salidas
(Fig. 2.5.), Su relación de transformación es de 13.8kV / 115V y sus primarios
están conectados a las barras de potencial de 13.8kV. Los secundarios de los
TP's se conectan a los diferentes elementos de medida y protección de todas las
celdas de distribución, a través de las borneras P11, P21 y P31 ubicadas en la
tercera celda de 13.8kV (celda PT Barras).
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Fig. 2,5. Conexionado de PT's para 13.8kV.
2.3.2.2. Corrientes De Línea.
La corriente es otra de las principales magnitudes de! sistema eléctrico de
potencia y al igual que los voltajes, se requiere de transformadores (TCJs), que
reduzcan las elevadas corrientes, a valores empleados por los
53
Fig. 2.6. Conexionado existente de TC's a nivel de 69kV,
54
elementos de medida. Como se muestra en el diagrama de la figura 2.6., existen
dos grupos de tres TC's para los conexionados de los grupos GIS a 69kV; el
primer grupo es utilizado por los dispositivos de medición y las otras tres TC's del
segundo grupo, por los elementos de protección.
Los elementos de medición se conexionan de la siguiente manera: un TC se
encuentra instalado a cada una de las fases de las líneas de transmisión. Desde
un terminal de cada secundario de los TC's, se lleva la señal de corriente (1C1,
1C2 y 1C3) y se conecta en serie a una de las fases del Vatímetro (W), del
Varímetro (VAR) y del Amperímetro (A) existente en cada estación GIS, formando
un lazo cerrado con los elementos de medida. La línea de retomo de las TCJs, lo
constituye los'otros terminales de los TC's, que se cortocircuitan entre sí (1C4),
resultando así, una configuración estrella.
Para poder recolectar las señales de corriente de cada una de las fases, es
necesario intercalar las entradas de corriente de los analizadores de redes
(CVM's) en cada lazo de corriente existente (1C1, 1C2 y 1C3) que utilizan los
elementos de medida (Figura 2.6.). Hay que tener en cuenta que la impedancia de
entrada de las corrientes del nuevo medidor no provoque una descalibración de
los elementos medidores presentes en la instalación original. Las entradas de
corriente del analizador de redes, se debe especificar entonces, que deben ser
del tipo aisladas, según los diseños de las normas de seguridad eléctrica.
Instaladas de manera similar, se encuentran la celda de entrada de 13.8RV y las
celdas de salida (Fig. 2.7.). Un TC se aplica a cada una de las fases de la barra
aiimentadora, cada uno de los secundarios de los TC's se conecta a cada fase de
corriente del elemento de medida (vatímetro, amperímetro y varímetro), de cada
alimentador primario. A más de los elementos de medición, se tiene instalado
también, un contador de energía, en cada celda de distribución.
La relación de transformación de ¡os TC's, tanto a nivel de 69kV como a 13.8KV,
depende de la comente que se vaya a medir; estas se indican el diagrama de
conexiones, pero la corriente que recorre el lazo cerrado de los terminales del
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Fig. 2.8. Analizador de redes eléctricas CVM-144
2.3.3.1. Requerimientos del analizador de redes.
Los requerimientos que este analizador debe cumplir para satisfacer las
necesidades de la medición son los siguientes:
> Medición de los principales parámetros eléctricos como voltajes de línea,
corrientes de línea, potencia activa instantánea, potencia reactiva instantánea,
frecuencia, factor de potencia, demanda máxima.
> Medición de la distorsión armónica THD.
> Medición de hasta el doceavo armónico.
> Rango de medición para voltaje: 0-300V fase-neutro.
> Rango de medición para corriente: 0-5A
> Medición de valor eficaz verdadero de voltajes y corrientes.
> Contactos de relés para uso de alarmas.
> Posibilidad de trabajar con voltajes a tres o cuatro hilos, esto es, con o sin
referencia de neutro para la medición.
> Entradas de corriente aisladas.
El equipo de medición además debe tener la posibilidad de comunicación digital
(RS232, RS485, etc.), esto con el fin de poder realizar conexiones en red con
otros medidores, estos puntos se los tratarán más adelante en el análisis del
sistema de comunicaciones, pero se deja presente estas características:
Posibilidad de conexión en red con otros medidores
Comunicación mediante puerto RS-485 y protocolo Modbus.
58
2.3.4. ADQUISICIÓN DE SEÑALES DISCRETAS (ON / OFF).
En este proceso eléctrico es necesario conocer el estado de todos los elementos
de corte que existen en la subestación. Cada estado de estos elementos
constituyen una variable eléctrica discreta, las cuales deben ser acondicionadas
para poder ser captadas por el PLC. De igual manera, se requiere acondicionar
las señales enviadas desde el PLC, para el accionamiento de los interruptores de
potencia o seccionadores, las cuales constituyen las variables discretas de salida
que deberán ser comandadas desde la estación central a través del PLC.
Las señales discretas a monitorear tanto en el lado de 69KV como en el lado de
baja (13.8kV) de la subestación se listan a continuación.
2.3.4.1. Estado de interruptores de potencia y seccionadores.
El accionamiento de los interruptores y seccionadores se realiza mediante
mecanismos de servomotor, equipado con finales de carrera que activan las
lámparas de señalización de "abierto" y "cerrado" las cuales trabajan a 110VDC.
Estas señales son de presencia o no presencia de voltaje en las lámparas
indicadoras de estado.
En los diagramas esquemáticos de las figuras 2.9. (diagrama H15) y 2.10
(diagrama H16), se muestra el conexionado de accionamiento y señalización de
estado, para los interruptores de potencia y los seccionadores de los GIS de 69kV
respectivamente. En el diagrama H15, las lámparas indicadoras GL (abrir) y RL
(cerrar), son activadas mediante los contactos 52a y 52b, instalados en el interior
del interruptor de potencia y los cuales constituyen los "interruptores de límite", de
principio y final de carrera, que sensan la posición del interruptor de potencia.
De igual manera, las lámparas de estado de los seccionadores, (diagrama H16),
toman las señales que proviene desde los interruptores de límite (89a y 89b) de
cada uno de los seccionadores tanto para el cierre de sus contactos (lámpara RL)
como para la apertura (lámpara GL).
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2.3.4.2. Puestas a Tierra de Líneas.
El seccionador de puesta a tierra de mando mecánico, consta de un solo
interruptor de límite (57a) asociado al elemento de corte, que cierra el circuito de
la lámpara de señalización OL la misma que trabaja a 110VDC. Debido a que el
accionamiento de los seccionadores de puesta a tierra es de manera manual, se
realiza solamente el monitoreo del estado del seccionador.
Las señales digitales para el estado de los interruptores y seccionadores se
conectan desde los terminales de hornera, de cada uno de los GIS:
- Terminal 3B19: señal de estado, interruptor cerrado
- Terminal 3B20: señal de estado, interruptor abierto
- Terminal 3D15: señal de estado, seccionador-1 cerrado
- Terminal 3D16: señal de estado, seccionador-1 abierto
- Terminal 3D25: señal de estado, seccionador-2 cerrado
- Terminal 3D26: señal de estado, seccionador-2 abierto
- Terminal 3E2: señal de estado, seccionador de puesta a tierra cerrado.
- Terminal HN13: señal común de las lámparas indicadoras.
Los diagramas eléctricos para la señalización de los interruptores de vacío de las
celdas de 13.8KV, se exponen en el anexo A.
2.3.4.3. Señales de Estado délos Elementos de Corte de la Subestación.
En el esquema de la figura 2.11. se muestra el acondicionamiento para la entrada
digital del PLC. Las lámparas de señalización entregan una señal visual de!
estado del elemento de corte, pero a más de ello, proporciona también un voltaje
que puede ser usado para entregar la señal digital requerida.
Un relé, con excitación de 110VDC, es conectado en paralelo a la lámpara de
indicación (abierto, cerrado, puesta a tierra); cuando esta lámpara se enciende,
62
excita la bobina del relé y acciona sus contactos, los cuales deberán estar
conectados a la fuente de energía para las señales de entrada al PLC.
HP13 • +125VDC DC1
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+24
Lámpara deIndicación
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HN13
PLC
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Fig. 2.11. Esquema de adquisición de luces indicadoras de estado de elementos de corte
El relé, a más de entregar la señal digital, permite independizar los voltajes de los
paneles de control de los voltajes de empleados por el PLC para el monitoreo y
control.
2.3.4.4. Accionamiento de interruptores de potencia.
Los servomotores de accionamiento de los seccionadores o disyuntores actúan
cuando se da una señal de mando mediante un pulsante de "cierre" o de
"apertura". Para el accionamiento del interruptor, en la figura 2.9, se emplea los
pulsantes PB-C1 para el cierre del interruptor y el pulsante PB-T1 para la
apertura. Estos pulsantes, activan los relés auxiliares 52C y 52T, los cuales
comandan los contactores del servomotor poniéndolo en funcionamiento en un
sentido o en otro dependiendo de la acción. Estos relés auxiliares trabajan con un
voltaje de 110VDC. El mando de cierre, si embargo, se cumple siempre y cuando
los contactos (Y1, Y2, Y3, 63GL) de los diferentes dispositivos de protección se
encuentren dentro de su estado de "operación normal", es decir cuando no existe
algún evento de alarma producido.
63
Para la operación remota de los interruptores de potencia, se instalará contactos
de relés, en paralelo a los terminales de los pulsantes de "cierre" y "apertura", a
través de los terminales de horneras que se deducen de los diagramas de las
figuras 2.9 y 2.10, Los terminales para el diagrama de la figura 2.9 son:
- Terminal 3B14: señal de mando para el cierre del interruptor
- Terminal 3B16: señal de mando para la apertura del interruptor
- Terminal HP13: terminal común de los pulsadores
Los contactos de relés serán comandados desde la estación maestra a través del
PLC(Fig. 2.12.).
HP13 DC1
PulsantePB-C1/PB-T1
RA-Y1
Protecciones
PLC
L <KL
Relé deaccionamientoabrir o cerrar
52C/52T
HN13 DC2
ti] RA-Y1
Fig. 2.12. Esquema del accionamiento remoto de los interruptores de potencia
Nuevamente, la función de los relés, a más de proporcionar las señales remotas
de cierre y apertura, es la de aislar los voltajes de trabajo del panel de control y
los voltajes del tablero de la estación remota. Otra solución para el mando remoto,
constituye en accionar directamente los relés auxiliares de "cierre" y "apertura",
pero se tiene el inconveniente de que se debe sensar el estado de los relés de
protección antes de! accionamiento lo que implica mayor número de entradas
digitales.
64
2.3.5. ANÁLISIS DE LAS SEÑALES DE ALARMAS
2.3.5.1. Alarmas a nivel de 69KV.~
Las señales de alarma que se registran en el panel de alarmas del GIS de 69kV
para la interconexión a Lasso, constan de cuatro lámparas indicadoras, que
trabajan a 110VDC como se muestra en el esquema de la figura 2.13. de la
conexión existente en la subestación.
Cuando alguna operación anormal del sistema ocurre, los contactos de relés
auxiliares que vigilan el sistema, se cierran y enciende la luz indicadora del evento
de alarma que se haya producido. Cada lámpara indicadora puede ser activada
por uno o un grupo de contactos dependiendo de la naturaleza de la alarma; el
sistema en caso de un evento de alarma, funcionaría como se indica a
continuación.
Fig.2.13. Diagrama de conexión existente del panel de alarmas del GIS Lasso
65
2.3.5,1. L Alarma de Baja Presión de Gas.
La luz indicadora que activa la alarma de "baja presión de gas" da aviso de dos
eventos: baja presión de gas en el interruptor y baja presión de gas en los
seccionadores. En cada GIS, existen dos presóstatos encargados de vigilar la
presión en el sistema. El primer presóstato esta asociado a la presión del gas SF6]
en el interior de la cámara de ruptura del interruptor de potencia, y consta de dos
salidas a relés de 3 polos cada salida (un normalmente abierto NO y un
normalmente cerrado NC); su rango de operación es de O a 10Kg/cm2. Mientras la
presión dentro de la cámara de extinción se mantenga en su valor de operación
normal, los contactos 63GA-CB (Fig. 2.13.) permanecerán abiertos, si la presión
disminuye a un valor de umbral critico, se ejecuta la acción de alarma, se cierra
los contactos 63GA-GC y encienden la lámpara de indicación de "baja presión de
gas" en el panel de alarmas. Si la presión continua decreciendo activará la acción
de disparo, esto es, cerrará los contactos de la segunda salida al relé y se dará la
orden de ejecución para la apertura del elemento. El segundo presóstato vigila la
presión de los seccionadores, su rango de operación esta entre O y 2.5Kg/cm2,
consta de una salida a relé (contactos 63GA-GIS de la figura 2.13..), conectados
en paralelo a los contactos 63GA-CB de alarma del interruptor de potencia, la
misma que se activa al no existir la suficiente presión en el interior de los
seccionadores y dan la señal de alarma del panel de control.
Dos diodos se encuentran conectados en polarización directa, con el objeto de
evitar cualquier retorno de corriente y una posible falla en la fuente DC. Al
producirse cualquier evento de falla, queda enclavada la bobina A que activa el
zumbador (BZ), y da aviso así a los operadores. Cuando la falla es reparada el
contacto del temporizador T, desactiva simultáneamente la bobina A y el
zumbador BZ. En cada lámpara indicadora, se supervisará la presencia o no de
voltaje DC.
Ya que se tiene disponible un contacto libre NC (normalmente cerrado), en el
presóstato asignado al interruptor de potencia, es posible independizar las
señales de alarma de "baja presión de gas" para el interruptor de potencia y los
66
seccionadores, lo que facilitaría el monitoreo individual de los eventos de alarmas
que se puedan producir. Se puede entonces tomar la señal de baja presión de
gas para el interruptor de potencia a través del contacto libre/ de! prcsósíato y
dejar el terminal -existente L3 para la señal de baja presión de gas de los
seccionadores,
2.3.5.7.2. Falla de alimentación de VCD 69KV.
Esta falla se encuentra asociada a la pérdida de voltaje DC en los paneles de
control de ios GIS a nivi?l d<? 59kV. 1,055 paneles de control de Ips GIS trabajan con
voltaje cte DC 11OV. Los broakors utilizados para la alimentación de los paneles
se encuentran equipados con un relé monopolar, estos reiés, cierran sus
contactos (MC8-1en la figura 2.13,) cuando -el breaker se abre, ya sea por un
cortocircuito o de manera manual. S$tO£ contactos- activan la alarma de "Falla de
aumentación VCD 69kV".
2.3.5.1.3. Falla Motor Interruptor-Seccionador.
Dentro del grupo SIS, existen tres motores empleados para el cierre y apertura
tanto para el interruptor de potencia, como para los dos seccionadores. Estos
motores se encuentran equipados con un relé térmico de sobrccofrierác (49M de
la Fig. 2.14.), el mismo que actúa cuando la corriente que circula por el motor (M),
sobrepasa el 25% de la corriente nominal. Los contactos 89CX y 89TX, son
empleado? para dar ei sentido al motor y realizar el cierre y apertura del elemento
de corte.i
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Fig. 2.14. Protección del motor de cierre-apertura del interruptor y los seccionadores
67
Los contactos del relé térmico de los motores de mando de los seccionadores
(49M), y del interruptor de potencia (49MX), se conectan en paralelo y encienden
la luz indicadora del panel de alarmas en caso de falla.
2.3.5.1.4. Falla de sobrecogiente.
Cuando existe algún cortocircuito entre las líneas, ya sea por ruptura de los
aislamientos de las líneas de transmisión (a nivel de 69kV) o por unión física entre
los cables de dos fases debido por ejemplo a la caída de árboles sobre las líneas
o algún otro evento extemo; los relés de protección (50/51N), ordenan la
desconexión de los interruptores de potencia y cierran el circuito de alarma
encendiendo la luz indicadora de! panel de control a través de los contactos 51X
de la figura 2.13.
La descripción del conexionado de estas cuatro alarmas mencionadas
anteriormente, son similares en el GIS de San Rafael y en el GIS de Muíalo y los
contactos de cada elemento actuador (presóstatos, relés térmicos, etc.), se
encuentran cableadas hasta el GIS Lasso y conectadas en paralelo a las
respectivas luces indicadoras para la visualización de las alarmas.
Los terminales desde los cuales se va a tomar las señales de alarma a nivel de
69kV son:
- Terminal L1: señal de alarma de "Falla de sobrecorriente a nivel de 69KV"- Terminal L2: señal de alarma de "Falla en la alimentación DC" para los
paneles de control de los GIS
- Terminal L3: señal de alarma de "Baja presión de gas SF6 " para los
seccionadores e interruptores.
- Terminal L7: señal de alarma de "Falla en ios motores de mando de los
interruptores y seccionadores" de los GIS
- Terminal AL2: Terminal común negativo para el retomo de señal.
68
2.3.5.2. Alarmas a Nivel de 13.8KV.
Montado sobre el panel frontal de la celda 2 de Servicios Auxiliares, se encuentra
un segundo panel de alarmas constituidos por 12 luces indicadoras, en las cuales
se registran los eventos de alarmas producidos tanto a nivel de 69kV, como a
nivel de 13,8kV. En el esquema de la figura 2.15. (diagrama A11), se muestra el
conexionado de estas alarmas las cuales llegan desde las celdas de 13.8kV,
desde el panel del transformador de potencia y desde el GIS Lasso.
Tres de las cuatro alarmas expuestas en el panel de alarmas del GIS de Lasso,
son llevadas hasta este segundo panel desde los terminales L2, L3 y L7, a través
de los cables 1(L7), 2(12} y 3(L3) perteneciente a un cable múltiple etiquetado
como A11/1.
Las siguientes falla producidas a nivel de 13.8kVse describen a continuación:
2.5.5.2.7. Falla de alimentación de VCD 13.8kV.
Todos los paneles de control de las nueve cabinas de 13.8KV, trabajan con
voltaje DC de 11OV, y al igual que los paneles de 69kV, en los breakers
principales para la alimentación DC de los paneles tienen instalados un relé
monopolar, cuyos contactos (MCB-1 en la Rg.2.15) envían la señal al panel de
alarmas del estado de apertura del breaker. Estos contactos están conectados en
paralelo y activan la alarma de "Falla de alimentación VCD a 13.8kV".
La falla de alimentación en el suministro de energía de corriente continua de
13.8kV, está asociada a otros eventos como la falta de energía a la salida del
rectificador del cargador de baterías, o falla en el suministro de energía para el
alumbrado de emergencia. En el esquema eléctrico del anexo A, plano KH-5222-
2, se muestra la distribución de DC para los distintos paneles o dispositivos
existentes y los breakers empleados para la alimentación de DC.
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En el banco de baterías existente en la celda de reserva de energía debe
mantenerse con una tensión DC de valor constante. Para detectar una
disminución en el voltaje de dicho banco, se tiene un relé de subtensión o mínimo
voltaje conectado a la alarma de falla de alimentación de DC a nivel de 13.8kV.
2.5.5.2.2. Falla Sobrecogiente 13.8kV.
Los elementos de protección de sobrecorriente de los alimentadores primarios
(50/51, 50N/51N, 79N), están dotados de relés de salida cuyos contactos (51X,
79FX y 43-79NO) están dispuestos de tal manera que se envía un pulso o una
señal digital positiva, al existir un evento de falla, tal como muestra la figura 2.15.
2.3.5.2.3. Falla alimentación VCA.
En todas las celdas de 13,8kV, así como en los GIS, existe un suministro de AC
de 120V o 240V proporcionado por el transformador de servicios auxiliares. Este
suministro es empleado para la iluminación de los paneles de control,
alimentación de los elementos de protección, etc. Esta falla hace referencia a la
falta de alimentación AC en las celdas, en los GIS, a la entrada del rectificador.
Todos los contactos (52A1-52A9) de los relés acoplados a los breakers, se
encuentran conectados en paralelo.
En el diagrama de conexión, plano MO4 del anexo A se tiene la distribución de la
alimentación para AC y los relés que operan la alarma de perdida de AC.
2.3.5.2.4. Operación de relé de Frecuencia,
El relé de frecuencia, es un dispositivo digital cuyos valores máximos y mínimos
son programables y que al salir del rango definido por esos valores, acciona la luz
indicadora de alarma. Este relé posee cuatro salidas a relé (81) que pudieran ser
utilizadas independientemente, sin embargo todas estas salidas se encuentran
conectadas en paralelo y accionan simultáneamente la alarma.
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• Tercera conmutación a los 115° C: acción de "disparo", desconexión del
interruptor SF6 (GCB) y del interruptor de vacío (VCB).
El segundo control de temperatura, (temperatura del aceite), realiza acciones de
control:
• Primera conmutación a los 85° C: acción de "alarma"
• Segunda conmutación a los 95° C: acción de "disparo" del interruptor SF6.
2.3.5.3.1. Falla en el sistema de refrigeración.
El sistema de refrigeración, esta constituido por dos ventiladores acoplados al
transformador. Cuando ocurre un incremento de temperatura en los arrollados del
transformador, se activa el encendido de los motores (FM) de los ventiladores
(Fig.2.16). Estos motores están equipados con relés térmicos, los cuales se
disparan cuando existe una sobrecogiente en los bobinados de cualquiera de los
dos motores y cuyos contactos, 49F1 y 49F2 para cada motor ventilador,
accionan la alarma de "Falla en el sistema de refrigeración" (Fig.2.15.).
2.3.5,3.2. Sobretemperatura del transformador.
Se produce cuando el controlador térmico del aceite o el controlador de los
arrollados del transformador, ejecuta la primera o segunda acción de control
respectivamente. Los contactos de ambos controles de temperatura (49D para el
aceite y 49W para los arrollados), se encuentran conectados en paralelo y
encienden la lámpara de alarma en el panel conectada al terminal L4 (Fig.2.15).
2.3.5.3.3. Falla del transformador.
Esta falla es producida cuando el relé de protección diferencial o el relé de presión
súbita se disparan, activando los contactos 63X o 87X en la figura 2.15. y
produciendo el encendido de la alarma de "Falla en el transformador".
74
2.3.3.3.4. Nivel de aceite en el transformador.
El transformador de potencia, esta equipado con un indicador de nivel de aceite,
cuyos contactos (OIL LEVEL LOW) se cierran cuando e! aceite alcanza el mínimo
volumen permitido como se indica en la Fig. 2.15. Estos contactos encienden una
luz indicadora en el panel de control, del cual se puede tomar la señal de entrada
para el PLC. Los terminales desde los cuales se tomarán la señal de las alarmas
provenientes del transformador, se encuentran en la celda de servicios auxiliares
y se encuentran expresadas a continuación;
- Termina] L4: señal de alarma de "Sobretemperatura del transformador"
- Terminal L5: señal de alarma de "Falla del sistema de enfriamiento del
transformador"
- Terminal L6: señal de alarma de "Bajo nivel de aceite"
- Terminal L9: señal de alarma de "Falla del transformador71
- Terminal AL2: Terminal común negativo para el retorno de señal.
2.3.5.4. Acondicionamiento délas Señales de Alarma.
La adquisición de las señales de alarma, señales discretas, se la realiza de
manera similar a las luces indicadores de estado, es decir, se acciona
simultáneamente a la lámpara indicadora, un relé de estado (Fig. 2.17.).
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Contactode alarma
Lámpara deindicación
PL
HN1
DC1
RA-Y10
PLC
DC2
Fig.2.17. Adquisición de las señales del panel de alarmas
75
El reconocimiento de las alarmas se lo deberá hacer tanto en la subestación,
como en la estación maestra de El Calvario es decir, ¡ocalmente se debe silenciar
ia alarma (reconocimiento) y realizar los trabajos de reparación y remotamente
reconocer la alarma en la pantalla del computador mediante el software MMI.
2.3.6. SEÑALES ANALÓGICAS.
En este proceso eléctrico, es posible conseguir valores de temperatura y presión
como señales analógicas e ingresarlas al PLC para el tratamiento de datos.
2.3.6.1. Temperaturas.
Para determinar la temperatura de los arrollados del transformador y de las
temperatura del aceite, se utilizan termocuplas tipo J, acondicionadas con set
points o niveles de referencia. Cuando la señal acondicionada supera cada nivel
de referencia se ejecuta el cierre de reiés actuadores, produciendo una señal
discreta que llega hasta el panel de alarmas o al relé de desconexión.
Una solución para el monitoreo de estas señales resulta en llevar hasta el PLC las
señales discretas de 110VDC que los contactos de los niveles de referencia que
estos transductores generan, realizando de esta manera el monitoreo del estado
de la alarma como se indicó anteriormente. Por cada set point que el transductor
de temperatura tenga se deberá utilizar una entrada digital. Sin embargo, es
posible instalar tarjetas análogas a cada una de las termocuplas (dos en total), y
poder registrar con precisión las temperaturas internas del transformador y
prevenir algún defecto del mismo, mejorando los trabajos de mantenimiento.
2.3.6.2. Presiones.
Cuando las presiones del gas SF6 de los grupos disyuntores disminuyen a un
valor mínimo tolerable, un transductor entrega señales discretas que comandan
las acciones de control y de las cuales se puede tomar las señales de entrada. Al
instalar un transductor de presión con salida analógica será posible prevenir con
76
mucha anticipación una posible falla de "baja presión de gas" y realizar los
trabajos de mantenimiento de los grupos disyuntores con anterioridad.
Para este trabajo se ha escogido la opción de tomar las señales digitales, para el
monitoreo de presiones y temperaturas, sin embargo, los equipos quedan
especificados para aceptar esta modificación en el futuro.
2.4 SISTEMA DE COMUNICACIONES.
Un sistema de comunicación está constituido por ordenadores y dispositivos
inteligentes conectados entre sí, con el propósito de compartir la información
generada en cada nodo o terminal de la red.
Dentro de la subestación Muíalo, los elementos encargados de recolectar la
información son los CVM's y deben ser conectados en red para la transmisión de
datos.
El sistema de comunicaciones para los CVIVTs de la subestación Muíalo está
constituido por una red de topología BUS3, bajo el estándar de comunicación RS-
485, y bajo el protocolo de comunicación MODBUS, teniendo al PLC como unidad
maestra o central.
2.4.1. PROTOCOLO DE COMUMCACIÓN MODBUS.
El lenguaje que los analizadores CVM-144 utilizan para poder comunicarse con el
PLC es Modbus RTU. Este protocolo emplea dispositivos para comunicarse con la
técnica maestro-esclavo (master-slave), en el cual solamente el dispositivo
maestro puede inicializar las comunicaciones, los esclavos responden
proporcionando la información que el elemento maestro haya solicitado.
3¡Topología Tipo Bus: caracteriza una red lineal sobre la que se conectan todos los elementos y dispositivos de la red.
77
El protocolo Modbus establece el formato tanto para el mensaje de pregunta del
elemento maestro como para el mensaje de respuesta de los dispositivos
esclavos, esto se puede observaren la figura 2.18.
La pregunta del elemento maestro, está constituido por varios campos: el campo
de la dirección del dispositivo, un código de la función que define la acción que
debe realizar el esclavo, el campo de datos que contienen cualquier información
que el esclavo necesite para realizar la función o cualquier dato que se enviará; y
un campo de chequeo de errores que proporciona un método para que el esclavo
valide la integridad del contenido del mensaje.
Maestro
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Dirección del esclavo
Código de la función Esclavo
Datos
Chequeo de errores
Dirección del esclavo
Código de la función
Datos
Chequeo de errores
Fig. 2.18. Ciclo de mensajes de pregunta-respuesta.
El mensaje de respuesta del esclavo también se construye usando el protocolo
Modbus, el cual contiene los campos que confirman la acción tomada. Si el
esclavo hace una respuesta normal, el código de la función en la respuesta es un
eco del código de la función en la pregunta. El campo de datos esta formado por
los bytes que contienen los datos recogidos por el esclavo. El campo del chequeo
de errores, permite que el maestro confirme, si el contenido del mensaje es
válido. Si ocurre un error, el código de la función se modifica para indicar que la
respuesta es una respuesta de error y los bytes siguientes contienen un código
que describen el error.
78
2.4.1.1. Modos de transmisión serial.
Los dispositivos electrónicos que soportan el protocolo Modbus, pueden
comunicarse mediante dos modos de transmisión: el modo ASCII y/o el modo
RTU. El modo de transmisión, define el volumen de bits de los campos del
mensaje y determina como la información será empaquetada y decodificada
dentro de los campos del mensaje.
Modo ASCII. En el modo ASCII (código ASCII), cada byte de ocho bites del
mensaje, se envía como dos caracteres de ASCII. La ventaja principa! de este
modo es que permite que los intervalos del tiempo de hasta un segundo ocurran
entre ios caracteres sin causar un error.
Modo RTÜ. En este modo de transmisión cada byte de 8 bits en un mensaje,
contiene dos caracteres hexadecimales de 4 bits. La principal ventaja de este
método, consiste en que, la mayor densidad del carácter, permite un mayor
rendimiento en el procesamiento de datos que el modo ASCII para la misma
velocidad. Cada mensaje debe ser transmitido en forma de un flujo continuo de
datos.
Los CVM's implementados en la subestación Muíalo soportan el modo de
transmisión RTU, El formato para cada byte en modo RTU de los CVM's es:
• Código: 8 bits binarios, hexadecimales del 0-9, A-F.
Dos caracteres hexadecimales contenidos en cada campo de
ocho bits del mensaje.
• Bits por Byte (11 bits): 1 bit de inicio.
8 bits de datos, el bit menos significativo se envía primero.
1 bit de paridad, o ningún bit para no paridad.
1 bit de parada si hay paridad, o 2 bits para si la comunicación
se realiza sin paridad.
• Campo de chequeo de errores: Chequeo por redundancia cíclica (CRC).
79
2.4.1.2. Descripción de la estructura de la trama del mensaje Modbus.
En cualquiera de los dos modos, el mensaje es empaquetado dentro de un marco
o grupo de bits que poseen un punto de inicio y fin conocidos, con el objeto de
que los dispositivos receptores sepan cuando comienza el mensaje, lean la
dirección y reconozcan de qué dispositivo se trata y cuando finaliza el mensaje.
En modo RTU los mensajes empiezan con un intervalo de silencio cuya duración
es 3,5 veces el tiempo de un carácter. Este tiempo es calculado haciendo relación
a la velocidad de transmisión con la que se ha especificado trabajar en la red
(tiempos TI, T2, T3 y T4 en la figura 2.19.). Luego de este tiempo de silencio, se
envían los cuatro campos de los que está constituido la trama en MODBUS como
son:
- El campo de la dirección del dispositivo esclavo.
- El campo de la función,
- El campo de datos y
- El campo de chequeos de errores.
Todos los caracteres a transmitir, permitidos para todos los campos, son
caracteres hexadecimales. Luego de enviarse el último bit del campo de chequeo
de errores, otro tiempo de silencio de 3,5 veces el tiempo del carácter, señala la
finalización del mensaje, luego de esto otro nuevo mensaje puede inicializarse. La
trama debe enviarse de manera continua, si un intervalo de tiempo mayor a 1,5
veces el tiempo de un carácter, se produjera entre bits de la trama, el dispositivo
receptor vacía el mensaje incompleto y asume que el próximo byte será el campo
de dirección de un nuevo mensaje.
TRAMAINICIO
T1 T2 T3 T4
DIRECCIÓN
8 bits
FUNCIÓN
8 bits
DATOS
n x 8 bits
CHEQUEO ERRORCRC
16 bits
FIN
T1 T2 T3 T4
Fig. 2.19. Estructura de la trama del mensaje MODBUS.
80
2.4.1.2.1. El campo de la dirección del dispositivo esclavo.
En el modo RTU, este campo contiene 8 bits que identifican únicamente el
dispositivo esclavo involucrado en la operación, correspondiente a la dirección del
dispositivo. Las direcciones válidas que el elemento maestro puede generar en
este campo y enviar a los dispositivos esclavos, están en el rango de O a 247 en
decimal. Individualmente, a los dispositivos esclavos se les puede asignar una
dirección en el rango de 1 a 247. La dirección O es utilizada por el dispositivo
maestro para poder realizar una comunicación tipo brodcast4, en la que todos los
elementos esclavos reconocen el mensaje.
Cuando el dispositivo esclavo recibe un mensaje con su dirección, lo reconoce y
desarrolla el comando especificado dentro del paquete. Para una trama de
respuesta que el dispositivo esclavo genere, coloca en este campo su dirección,
para que el dispositivo maestro reconozca cual dispositivo esclavo envía el
mensaje.
2.4.1.2.2. El campo de la función.
El campo de la función de una petición en Modbus, es una palabra de un byte de
longitud, que indica al dispositivo direccionado que tipo de operación debe
desarrollar, como por ejemplo la lectura de estado ON/OFF de un grupo de
entradas del dispositivo, los datos contenidos en una localidad de memoria del
dispositivo, o permitir cargar, recuperar o verificar el programa residente en el
esclavo. Los códigos válidos están en el rango de 1 a 255 en decimal, de estos,
unos códigos son aplicables a todos los consoladores Modbus, otros se aplican a
ciertos modelos y un tercer grupo de códigos se reservan para uso futuro.
Cuando el esclavo responde al dispositivo maestro, usa este campo para indicar
una respuesta normal (libre de error), colocando o repitiendo en este campo, el
código de función original de la trama de petición. Ssi una clase de error se ha
Comunicación broadcast: Se produce cuando un mensaje generado por la estación maestra, va dirigida hacia todoslos dispositivos esclavos.
81
producido (llamado una respuesta de excepción), el esclavo responde con el
código de función original, con el bit más significativo puesto a 1 lógico.
2.4.L2.3. El campo de datos.
El campo de datos de una petición de Modbus, es de longitud variable formado
por juegos de dos números hexadecimales. En el mensaje de petición del
maestro, este campo contiene información requerida por. el dispositivo esclavo,
para desarrollar un comando especificado en el campo de la función. En el
mensaje de respuesta del esclavo, si no ocurriese ningún error, este campo
contendrá los datos de retorno pedidos o requeridos por el maestro, como por
ejemplo los valores del registro o estado de entradas o salidas del controlador. Si
ocurre un error, el campo de datos contiene un código de "excepción" que la
aplicación del equipo maestro puede utilizar, para determinar la siguiente acción a
ser tomada.
El campo de datos puede ser de longitud cero en cierta clase de mensajes, esto
depende del tipo de función a realizar, ya que en algunas funciones, el esclavo no
requiere de información adicional, por lo que el mensaje constara solo del código
de la función.
En general, los datos en este campo, se encuentran contenidos dentro de
registros de 16 bits o 32 bits de longitud. En registros de 16 bits se transmite
primero el byte de orden mayor o más significativo y luego el de orden menor o
menos significativo. En registros de 32 bits, se transmite primero la palabra de
mayor orden y la palabra de menor orden después.
Por ejemplo, si un registro de 16 contiene el valor de 12AB Hexadecimal, este
registro es transmitido de la siguiente manera:
Byte de mayor orden = 12 Hex
Byte de menor orden = AB Hex
82
El registro será transmitido en el orden 12 AB.
Si un registro de 32 bits, contienen el valor de OA1B2C3D Hexadecimal, este
registro es transmitido como:
Palabra de mayor orden: OA1B Hex
byte más significativo = OA Hex
byte menos significativo = 1B Hex
Palabra de menor orden: 2C3D Hex
byte más significativo = 2C Hex
byte menos significativo = 3D Hex
El registro es enviado en el orden OA 1B 2C 3D,
2.4.1.2.4. El campo de chequeos de errores.
El campo de chequeo de errores, permite al dispositivo receptor, determinar si el
contenido del mensaje ha sido alterado en el proceso de la transmisión del
mensaje. En modo Modbus RTU, este campo tiene una longitud de 16 bits y
emplea un algoritmo de Chequeo de Redundancia Cíclica de Errores (CRC) que
es añadido al mensaje al final del mismo.
El dispositivo que envía el mensaje, calcula un valor (16 bits de longitud) usando
el algoritmo CRC y ¡o coloca en este campo. De igual manera ei dispositivo
receptor recalcula el CRC sobre el paquete recibido excepto el campo de chequeo
de errores, esto, durante la recepción del mensaje, el valor resultante es
comparado con el CRC del campo de errores del mensaje recibido. Si el cálculo
de verificación (CRC) del dispositivo receptor no es igual al CRC del mensaje
recibido, el dispositivo receptor considera que ha existido un error o una alteración
del mensaje y lo descarta, generando luego una respuesta de excepción.
83
2.4.1.3. Transmisión Serial en Modbus.-
Cuando las tramas son transmitidas a través de un puerto serial, estas son
enviadas desde el bit menos significativo hasta el bit más significativo tal como se
muestra en la figura 2.20., esto es de izquierda a derecha.
Además del CRC que se aplica sobre toda la trama del dispositivo que está
transmitiendo, es posible realizar el chequeo de la paridad, ambos métodos de
corrección de errores, son siempre generados en el dispositivo transmisor y
aplicado en el mensaje antes de la transmisión, para luego ser revisados en el
dispositivo receptor.
La revisión de paridad tiene dos modos (Even y Odd Parity) los cuales se
configuran en los consoladores, junto con la velocidad de transmisión. En ambos
casos el receptor contabiliza todos los bits puestos a uno (1 lógicos). Cuando se
escoge la opción Even (paridad), el bit de paridad se pondrá a 1 lógico si los bits
puestos a uno del mensaje son pares. Si se configura con "Odd Parity", el bit de
paridad será un 1 lógico si el número de bits puestos a uno del mensaje es un
numero impar.
LSB MSBInicio blto bitl bit 2 bita bit 4 bit 5 bit6 bit? Paridad Stop
Transmisión con chequeo de Paridad
LSB MSB
Start bit O bltl bit 2 bit3 bit 4 bit5 bit 6 bit? Stop Stop
Transmisión sin chequeo de Paridad
Fig. .2.20. Transmisión serial de las tramas en Modbus.
El maestro, puede ser configurado por el usuario para esperar un tiempo
predeterminado por una interrupción antes de abortar la transacción. Este
intervalo de tiempo debe ser lo suficientemente amplio para permitir a cualquier
esclavo responder normalmente. Si el esclavo descubre un error en la
84
transmisión, el mensaje no será aceptado. El esclavo no construye una respuesta
al maestro y el tiempo de espera expirará permitiendo al programa del maestro
manejar el error. Un mensaje direccionado a un dispositivo no existente también
provoca una expiración del tiempo de espera.
2.4.13.1, El algoritmo de detección de errores CRC.
Este algoritmo de corrección de errores, se aplica solo a los ocho bits de datos en
cada carácter para la generación del CRC. Sobre el bit de inicio, el bit de parada y
el bit de paridad, no se aplica el CRC. El CRC comienza cargando un primer
registro de 16-bits con el valor FF hexadecimal (todos los bits puestos a 1 lógico).
El proceso se aplica, entonces sobre bytes de 8 bits sucesivos del mensaje
contenidos en un segundo registro.
Durante la generación del CRC, sobre cada carácter de ocho bits, se realiza una
operación lógica OR-exclusivo con el contenido FF del primer registro. El
resultado es rotado en la dirección del bit menos significante (LSB), el contenido
del bit más significante (MSB) es llenado con un O lógico. El LSB se extrae y se
examina. Si el LSB fuera un O, ninguna operación lógica tiene lugar y se repite la
rotación en el mismo sentido. Si el LSB es un 1, sobre el registro se aplica
entonces una operación OR exclusivo con el valor fijo hexadecimal (OA 01)
generado de un cálculo polinomial.
Este proceso de rotación se repite, hasta obtener ocho rotaciones cuyo bit
saliente LSB sea un 1 lógico. Después del último (octavo) proceso de rotación,
sobre el próximo byte del mensaje, se aplica una nueva operación OR exclusiva
con el valor actual del registro, y el proceso se repite para ocho salidas del bit
LSM puesta a 1L, como se describió anteriormente. El contenido final del registro,
después de que, sobre todos los bytes del mensaje se hayan aplicado estas
operaciones, es el valor de CRC.
Cuando el CRC se añade al mensaje, el byte de orden más bajo se añade
primero, seguido por el byte de orden más alto. En el anexo C, se tiene un
85
ejemplo de cómo se ejecuta un algoritmo de redundancia cíclica, para registros de
16bits(CRC-16).
2.4.1.4. Código de Funciones Modbus.
Para obtener información o realizar comandos de control, tales como, leer o
escribir en los registros de memoria, leer e! estado de las salidas discretas o
accionar una salida de un dispositivo esclavo; es necesario que el maestro mande
un mensaje de petición al dispositivo esclavo. Existen muchos códigos de
funciones en el protocolo Modbus, que determinan la acción que el controlador
deba realizar. No todas estas funciones se encuentran disponibles en los
diferentes equipos que trabajan con este protocolo. Cada controlador soporta
únicamente las funciones necesarias para su operación, sea que este funcione
como esclavo o como maestro.
La siguiente tabla 2.1., muestra los códigos de funciones soportados tanto por el
PLC como por el CVM-144, de las cuales las funciones 01, 02, 03, 04 y 05 se
detallaran en este trabajo.
Tabla 2.1.
Código
01
02
03,04
05
15
16
Nombre
Leer un grupo de bobinas
Leer un grupo de entradas
Leer un valor desde uno o más registros de memoria
Forzar una salida ON/OFF (soio esclavo)
Forzar un grupo salidas ON/OFF
Escribir un valor dentro de grupo de registros de
memoria
PLC Koyo
Si
si
Si
SI
SI
SI
CVM-144
Si
No
Si
Si
No
No
Modbus separa el tipo de dato por rangos de direcciones, así tenemos, que la
referencia para señales discretas de salida son las direcciones Oxxxx, para
señales discretas de entrada se hace referencia a las direcciones 1xxxx, la
referencia para registros de memoria son las direcciones 3xxxx y 4xxxx, etc; de
esta manera todas las direcciones para cada tipo de datos, están referidas a cero,
86
es decir, las direcciones de señales discretas de salida, direcciones de señales
discretas de entrada, direcciones de registros de memoria, etc., siempre tienen
por dirección inicial, la dirección cero. Modbus relaciona también, el tipo de dato
con el código de función a ejecutar. Por ejemplo, la función 01, hace referencia a
una operación con señales discretas de entrada y las relaciona con las
direcciones Modbus Oxxxx; la salida 1 del dispositivo esclavo, es la dirección
00000 de las salidas discretas para el protocolo Modbus. El código de función 03
o 04, hace referencia a los registros de memoria de los dispositivos y a las
direcciones 4xxxx del protocolo Modbus, de esta manera, la dirección 10 de los
registros de memoria corresponde a la dirección 40010 en Modbus. Así, la función
03 o 04, ya especifica una operación con registros de memoria. Entonces la
referencia 4xxxx está implícita en la función.
2.4,1.4.1. Función 01: Lectura de estados de bobimis.-
Lee el estado ON/OFF de las salidas discretas en el dispositivo esclavo. Esta
función no se aplica a una comunicación de difusión o "broadcast". Hace
referencia a las direcciones Oxxxx.
En la figura 2.21.a. se muestra el mensaje de petición del estado de 10 salidas,
así como el mensaje de respuesta. En esta función, el mensaje de petición, se
especifica de la siguiente manera:
a) Mensaje de peticiónDirecciónesclavo
11
Función
01
Bobina o salida de inicio
00 13
Numero de salidas aleer
00 25
CRC
~ -
1 byte 1 byte 2 bytes 2 bytes
b) Mensaje de respuesta
2 bytes
Direcciónesclavo
11
Función
01
Numerode bytes
05
Datol
OA
Dato 2
CD
Dato 3
81
Dato 4
65
Dato 5
1A
CRC
- -
1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 2 bytes
Fig. 2.21. Mensaje de petición (a) y respuesta (b), para la función 01
87
• La dirección del esclavo en 1 byte, en este caso el esclavo 17 (11 hex).
• El código de la función en 1 byte: lectura de salidas (01 hex).
• La bobina o salida de inicio en 2 bytes, bobina N° 20 (00 13 hex).
• El número de salidas (bits) a leer especificadas en 2 bytes, para el ejemplo, 37
salidas o bobinas, (00 25 hexadecimal).
• El CRC, que contienen la corrección por redundancia cíclica (2 bytes).
En el mensaje de respuesta, el estado de cada bobina o salida corresponde a un
bit de cada byte de datos. El estado de la salida es indicado con los valores
lógicos del bit: 1L = ON, OL = OFF. El bit LSB del primer byte de datos, contiene el
estado de la salida que se direccionó en la pregunta, los otros estados de las
salidas digitales (bobinas), se siguen colocando en el byte, hacia el bit más
significativo. Si la cantidad de salidas a leer, no es un número múltiplo de 8, los
bits restantes del byte de datos, son llenados con ceros lógicos. De esta manera,
para el mensaje de respuesta de la Fig, 2.21 .b. se tiene:
• La dirección del esclavo en1 byte, esclavo 17 (11 hex)
• El código de la función en1 byte: eco de la función de original (01 hex)
• Número de bytes, en un registro de 1 byte, indica el número completo de bytes
a leer, 5 bytes, en este caso, este valor depende del rango de salidas a leer.
• Primer dato en 1 byte (OA), correspondiente a las salidas 13 a la 20
• Segundo dato en 1 byte (CD), correspondiente a las salidas 21 a la 28
• Tercer dato en 1 byte (81), correspondiente a las salidas 29 a la 36
• Cuarto dato en 1 byte (65), correspondiente a las salidas 37 a la 44
• Quinto dato en byte (1A), correspondiente a las salidas 45 a la 49, las salidas
50 a la 53 son llenadas con cero lógico para completar el byte a transmitir.
• El CRC, que contienen la corrección por redundancia cíclica (2 bytes)
2.4.1.4.2. Función 02.- Lectura de un grupo de entrada.
Lee el estado ON/OFF de las entradas discretas del dispositivo esclavo. Esta
función no se emplea para comunicaciones broadcast. Hace referencia a las
direcciones 1xxxx.
88
En la figura 2.22 se tiene un ejemplo para esta función, todos los valores de la
trama, son valores hexadecimales. El mensaje de petición, es para leer entradas
desde la dirección 10197 (C4 hex) hasta la dirección 10218 (C4 + 16 = DA)
especificando la dirección de la entrada inicial y el número de entradas (bits) a ser
leídas. En el mensaje de respuesta, cada bit indicará el estado de las entradas del
dispositivo. El primer bit menos significativo LSB, indicará el estado de la dirección
inicial, que se especificó en el mensaje de petición. Los bits que no representen a
una entrada solicitada, serán llenados con O lógicos.
a) Mensaje de peticiónDirecciónesclavo
11
1 byte
Direcciónesclavo
11
Función
02
Registro de inicio
00 C4
Numero de Registros
00 16
CRC
-
1 byte 2 bytes 2 bytes 2 bytes
b) Mensaje de respuesta
Función
02
Numero debytes
03
Datol
05
Dato 2
00
Dato 3
03
CRC
2C 3C
1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 2 bytes
Fig. 2.22. Mensaje de petición (a) y respuesta (b), para la función 02
El primer byte de datos contiene el estado de las entradas 10197 a la 10204, el
segundo byte, las entradas 10205 hasta la 10212 y el tercer dato las entradas
10213 a la 10218.
2.4.1.4.3. Función 03, 04: Lectura de un valor desde uno a más registros de memoria,
En protocolo Modbus, la función 03, lee el contenido binario de los registros de
memoria de un dispositivo esclavo, mientras que la función 04, lee el contenido de
registros de entrada. En la memoria de datos de los dispositivos electrónicos, se
puede aplicar ambas definiciones, realizando la misma acción al ejecutar
cualquiera de estas dos funciones.
Esta función, hace referencia a las direcciones 4xxxx de Modbus. Esta función no
se aplica a las comunicaciones de difusión o tipo broadcast. Para el ejemplo de la
figura 2.23., la estación maestra pide el valor de los registros 40011, 40012 y
89
40013 de la estación eslavo. Estos registros corresponden a las direcciones 10,
11 y 12 (OA, OB, y OC en hexadecimal) en Modbus. El mensaje de petición
especifica el registro de inicio (OA), y el numero de registros a leer (03).
a) Mensaje de peticiónDirecciónesclavo
64
Función
03
Registro de inicio
00 OA
Numero de Registros
00 03
CRC
2C
1 byte 1 byte 2 bytes 2 bytes
b) Mensaje de respuestaDirecciónesclavo
OA
._ ., Numero _ . , ,Función _, , , Registro 1de byíes
03 06 04 AE
Registro 2
04 BO
3C
2 bytes
Registro 3
04 B5
CRC
2C 3C
1 byte 1 byte 1 byte 2 bytes 2 bytes 2 bytes 2 bytes
Fig. 2.23. Mensaje de petición (a) y respuesta (b), para la función 03
La respuesta del dispositivo esclavo, consta de registros de 2 bytes que contienen
los valores pedidos por la estación maestra. El número de bytes, es ei dobie que
el número de registros de memoria pedidos.
2.4.1.4.4. Función 05: Forzar salidas o bobinas simples.
La función 05 forza una sola salida discreta a "encendido" o "apagado". En una
comunicación de difusión, esta función forza la misma bobina de referencia en
todos los dispositivos esclavos y ejecutan la misma acción de control. El mensaje
de petición especifica la dirección de la salida a ser forzada.
a) Mensaje de petición
Direcciónesclavo
11
Función
05
Registro de inicio
00 AC
Numero de Registros
FF 00
CRC
- --
1 byte 1 byte 2 bytes 2 bytes
a) Mensaje de respuesta
2 bytes
Direcciónesclavo
11
Función
05
Registro 1
00 AC
Registro 2
FF 00
CRC
-_ ~
1 byte 1 byte 2 bytes 2 bytes 2 bytes
Fig. 2.24. Mensaje de petición (a) y respuesta (b), para ia función 05.
90
El contenido del campo de datos indica la acción a tomar, así, un valor de FF H en
el campo de datos solicita el encendido de la bobina y un valor 00 H, el apagado.
Un ejemplo de esta función se muestra en la figura 2.24. El mensaje de respuesta
corresponde a un eco del mensaje de petición, después de que se haya realizado
la acción correspondiente.
2.4.1.5. Respuestas de excepción.-
Existen cuatro posibles ocurrencias, cuando un dispositivo maestro, envía un
mensaje de petición a un dispositivo esclavo:
• El dispositivo esclavo recibe el mensaje de petición sin ningún error de
comunicación y puede manejar la pregunta normalmente, devuelve una
respuesta "libre de error" al maestro.
• Si el esclavo no recibe el mensaje de petición, debido a un error en la
comunicación, el esclavo no devuelve ninguna respuesta, y el programa del
dispositivo maestro, procesará eventualmente una condición de espera para
reenviare! mensaje de petición al esclavo.
• El esclavo recibe la pregunta, pero detecta un error en la comunicación (error
de paridad o del CRC), el programa principal del maestro, procesará
eventualmente una condición de espera para reenviar el mensaje de petición
al esclavo.
• Si el esclavo recibe la pregunta pero no puede desarrollar la acción requerida
(por ejemplo, la lectura de un registro o de una salida no existente), el esclavo
reenvía una respuesta de "excepción" que informa al maestro la naturaleza del
error.
Cuando se produce una respuesta de excepción, el campo de la función y el de
datos, son modificados para distinguirlos de una respuesta normal.
En una respuesta normal, ei esclavo repite el código del campo de la función del
mensaje de petición. Todos los códigos de función tienen un valor menor a 80
hexadecimal, esto implica que el bit más significativo del campo de función es
siempre cero. En una respuesta de excepción este bit (MSB), es puesto 1 lógico.
Por ejemplo para la lectura de un grupo de registros (código 03) se tiene;
Campo de la función en respuesta normal: 0000 0011
Campo de la función en respuesta de excepción: 1000 0011
El programa principal del maestro, puede reconocer la respuesta de la excepción
y puede examinar la zona de informaciones para el código de la excepción.
Dentro del campo de datos de la respuesta de excepción, el esclavo pone un
código de excepción, el cual especifica que tipo de error se ha producido o la
razón de la respuesta de excepción. En el anexo C, se muestra la tabla de los
códigos de excepción.
El programa de la aplicación del dispositivo maestro, tiene la responsabilidad del
procesamiento de las respuestas de excepción. Los procesos típicos son anunciar
reintentos subsecuentes del mensaje, probar mensajes de diagnóstico al esclavo,
y notificar a operadores.
2.4.2. CONSTITUCIÓN E EVTPLEMENTACIÓN DE LA RED DE CVM'S.
En el diagrama de la figura 2.25, se muestra la implementación de la red de
CVMJs. La red está constituida por ocho analizadores de redes (CVM's), los
cuales se encuentran conectados a un bus de datos por medio de un conversor
RS-232/485. Este conversor se encarga de acoplar los niveles de voltaje con los
que trabaja el puerto 2 del PLC y los puertos de los CVM's.
Los puertos de comunicación con los que se especifica a los CVMJs pueden ser
RS-232 o RS-485, dependiendo del tipo de aplicación que se requiera. Su
descripción en forma general las interfaces de comunicación (RS-232C y RS-
485), las cuales se utilizan en la red de analizadores CVÍVTs, es:
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2.4.2.1. Interfaz Serial RS-232C.
Es una técnica de comunicación asincrónica, en la cual, los datos son
transmitidos en grupos de 5, 6, 7 u 8 bits, y enmarcados junto con 1 bit de inicio y
1 o 2 bits de parada. Para realizar una comunicación en RS-232, es necesario
determinar: el protocolo serie (número de bits de datos, paridad, bits de parada),
la velocidad a transmitir (1200, 2400, 4800, 9600 o 19200 bits por segundo) y el
protocolo de control de flujo (Request to Send / Clear to Send o Xon/Xoff).
El estándar RS-435, determina que un 1 lógico para el transmisor, debe
representarse con un voltaje entre -5V a -15V y un O lógico con un voltaje entre
+5V a +15V; para el receptor un 1 lógico esta representado por un voltaje que va
entre -3V a -15V y un O lógico un voltaje entre +3 a +15V.
Permite una comunicación "uno a uno", es decir, que existe una estación
transmisora y solo una estación receptora. La longitud máxima de transmisión
depende de la velocidad empleada y puede llegar hasta los 100 metros. Tiene
velocidades de transmisión estándares de 1200, 2400, 4800, 9600 y 19200 bps.
2.4.2.2. Interfaz Serial RS-485.
Se especifica como una comunicación asincrónica, bidireccíonal, que permite
tener múltiples receptores y drivers en configuración tipo BUS. Permite un número
máximo de 32 equipos, con una longitud de cable máxima de 1200 metros y una
tasa de transmisión de datos de hasta 10Mbps. Otras características que se
puede mencionar del estándar RS-485 son;
• Máxima corriente de cortocircuito del driver: 250mA.
• Impedancia de carga: 54Q.
• Sensibilidad de entrada del receptor: ±200mV.
• Máxima resistencia de entrada del receptor 12kfL
• Rango de salida del transmisor: +1.5V mínimo, ±5V máximo.
94
• Rango de voltaje de la entrada del receptor: de -7V a +12V.
• Uno lógico para el receptor: mayor a 200mV,
• Cero lógico del receptor: menor a 200mV.
El estándar RS-485 tiene como principal característica, fa de trabajar en modo
diferencial, lo que proporciona una transmisión confiable ante la presencia de
ruido. Este estándar soporta comunicaciones half-duplex, lo que hace posible que
solo 2 cables sean utilizados para transmitir y recibir datos, y construir una red
RS-485. Las líneas de control o señales "handshaking", tales como RTS (Request
To Send), son normalmente usadas para controlar la dirección del flujo de datos y
cambiar de acuerdo con la transmisión. En modo RS-485, automáticamente se
sensa la dirección del flujo de datos y cambia la dirección de la transmisión, lo que
hace que no se requiera de señales handshaking. Este control es totalmente
transparente. El software escrito para comunicaciones half-dupíex en RS-232
trabaja sin necesidad de alguna modificación sobre RS-485.
2.4.2.3. Conversor RS-232/RS-485.
Es. un accesorio de comunicación que permite pasar del estándar de
comunicación RS-232C al estándar RS-485. Recibe datos a un nivel de tensión
designados para la comunicación en RS-232 y lo convierte a niveles de tensión
definidos por el estándar RS-485 y viceversa, permitiendo así la comunicación
entre la red de analizadores y el puerto de comunicaciones 2 del PLC.
El conversor RS485/232, posee dos puertos DB9, uno para el estándar RS232, y
el segundo para la red RS485.
2.4.2.4. Descripción de los puertos RS-232.
El puerto RS-232 del Conversor, físicamente es-un conector DB-9. La distribución
de pines para este puerto, se muestra a continuación en la tabla 2.2. El CPU del
PLC utilizado como estación maestra, posee 2 puertos de comunicaciones. El
puerto 1 es utilizado para la programación del controlador, mientras que el puerto
95
2, es un puerto configurable que puede trabajar como RS232 o RS422, este será
utilizado para la administración lógica de la red de CVM's, sobre el estándar
RS232. La tabla 2.3. muestra la distribución de pines para el puerto 2 del PLC.
Tabla 2.2.
Conectar DB9 RS-232N° termina!
2
3
5
7
Señal
Rx
Tx
GND
RTS
Así, ia conexión entre el conversor y el puerto 2 del PLC resulta tal como se
muestra en la figura. 2.26.
15-pln FemaieD Conneclor
Pprt 2 Pin Descrlptions (DL250 CPU)•I234567ftg
1011i131415
5VTXD2RXD2mrs2CTS2RXD2-
ovm/
TXD2-I-Txn?-RTS2 +RT<W»
RXD2 inw +
rvrs?-
SVDCTransmíJ Data (RS232C)Rccoivo Data (RS232C)Readv ío Ssnd ÍRS-232OClear lo Sond (RS-232C)Receivo Dala - ÍRS-422)Logic <3rourKfI nrfr fZrrtttnft
Transmñ Data + (RS-422)Tmn<:míí Onln - fR^-4->*»
Roqucsl ío Sond + (RS-422)RomiocC )n ^*mri - fR£^¿99\o Data •*• (R5-422)
rioar t^ ^í*r»fl i- /Rtí479^P.Ioar To .Snnrt - fRR-4?7\a 2.3. Distribución de pines para el puerto 2 del PLC
CONVERSORRS485/232
SEÑAL PIN
RTS d;GND £
PLC
PIN SEÑAL
CONVERSORRS-485/232
Tx +
RTS
1° 60
*v . GRY +
sJD
DB9RTS
PLC
—~- ^-^—-—^
Fig. 2.26. Conexionado para la transmisión de datos entre el Conversory el PLC.
DB15
96
2.4.2.5. Descripción de los puertos RS-485,-
Los CVM's poseen, en su parte posterior terminales, que constituyen el puerto de
comunicación RS-485, y cuya distribución está dada en la siguiente tabla:
N° Terminal181920
SeñalGNDTx +Tx-
Tabla 2.4. Terminales de comunicación del CVM-144
El puerto RS 485 del conversor RS485/232, empleado para la comunicación con
el PLC, tiene la distribución de pines que se muestra en la tabla 2.4.
ConectorDB9 RS-485
N° Terminal
1
2
5
Señal
Tx +
Tx-
GND
Tabla 2.5.
El conexionado entre los CVM's y el puerto RS485 del conversor se muestra en la
siguiente figura (Fig. 2.27.)
CVM-1 CVM-2 CVM-8
18 19 20 18 19 20GND Tx- GND TX- CONVERSOR
RS-485/232
Tx-
GND
-•2
DB9
Fig. 2.27. Conexionado correspondiente a los CVM's y el conversor RS485.
2.4.3. EL CONTROLADOR LÓGICO PROGRAMABLE (PLC).
Ei equipo de control lo constituye un PLC marca KOYO de la serie Direct Logic
205 (Fig. 2.28.), el cual se ¡mplementará en el tablero de control TC -1. La serie
205 de Direct Logic, se programa mediante un paquete denominado
DirectSOFT32. DirectSoft es un software basado en Windows, el cual soporta dos
tipos de programación; la programación escalera (ladder) y la programación por
etapas (stage).
Fig.2.28. Controlador Lógico Programable marca KOYO
Todas las familias de PLCJs de Koyo trabajan mediante un sistema de numeración
octai, y usan todos sus registros de memoria, para incluir señales discretas de
entradas y salidas (I/O), registros de memoria, temporizadores, contadores, etc.,
en grupos de ocho. De este modo, todos los elementos y recursos del PLC son
contados en octal. El set de instrucciones del CPU, debe acceder a los recursos
del PLC mediante direcciones octales.
2.4.3.1. Localidades de Memorias.
Las localidades de memoria del PLC 205 utilizadas, pueden ser de dos tipos:
memorias discretas y palabras de memorias. La memoria discreta es un bit que
puede valer 1L o un OL. El área de memoria discreta es utilizada para salidas,
entradas, relés de control, estado de temporizadores, estado de contadores. Las
palabras de memoria, llamadas "memorias variables" (V-memory), son localidades
de 16 bits, normalmente usados para manipular o guardar datos, números, etc.
98
Estas "memorias variables" son registros del PLC, donde se guardan los datos
provistos por el programa ladder y por las configuraciones del programa.
El área correspondiente para las memorias discretas, o para los registros de
memoria, se encuentra referidas a los diferentes tipos de elementos en el PLC.
Los rangos de las memorias y los diferentes tipos de datos, su simbología y
significado se listan a continuación en la Tabla 2.6.
DL250 MemoryMap
Input Points
Outputpoints
Control Relays
Specfal Relays
Tímers
Tímer CurrentValúes
Timer Status Bits
Counters
CounterCurrení Valúes
Counter StatusBits
Data Words
Síages
Systempararneíers
«Djsc ret e? M erpo ry*.
XO-X777
YO-Y777
CO-C1777
SPÜ-SP777
TO„-__
None
TO-T377
CTO-CT177
None
CTO-CT177
None
None
i' iWpi rdj Mjam ofy&rsáv&Ei&f ¿fo n ceáá. 1T**r, ^mfa¿$¿&>'t¿$w sPpi
V40400-V40437
V40500-V40537
V40600 - V40677
V41200-V41237
VO-V377
V41100-V41117
V41140-V41147
V1000-V1177
V41140-V41147
V1400-V7377V10000-V17777
\/7400-\/7777V37000-V37777
jgiÁ512
512
1024
512
25S
256
256
128
128
128
7168
1024
768
XO
H hYO
CO CO
H h -( )-SPO
H hTIvlR T
K1000
VO KIQO
TO
H h— CMT CTO
K10
V1000 K100
CTO
H hNone specific, used wlth manyinstructions
SG~~" S 001 _
SO
^ hNone specific, used for variouspurposes
Tabla 2.6. Mapa de memoria y símbolos de los diferentestipos de datos del PLC- 205.
99
2.4.3.2. Programación del PLC.
Básicamente, la programación del PLC consistirá en la lectura de los registros de
memoria de los ocho analizadores de redes eléctricas (CVM) y el manejo de las
señales de control de los interruptores de potencia SF6, de cada salida primaria y
de los disyuntores de interconexión para Lasso y San Rafael.
Las direcciones de los registros de memoria, de los parámetros eléctricos del
CVM, leídos por el PLC se muestran en la tabla 2,7.
Cada parámetro del CVM, es una palabra doble (4 bytes de longitud) en valor
hexadecimal. El PLC accede a ellos mediante la función de lectura 03 o 04 del
protocolo MODBUS RTU.
VARIABLE
Tensión fe se- V 1Corriente - A 1Potencia activa - RVV1Potencia reactiva - kvar 1Factor de potencia - PF1Tensión fose - V2Corriente - A2Poten a" a activa - RVV2Potencia reactiva - RvarSFactor de potencia - PF2Tensión fase- V3Corriente - A3Potencia activa - kW3Potencia reactiva - kvar 3Facbr de potencia - PF3
Potencia activa trifásica - kWII IPotencia inductiva trifásica - kvarL IIIPotencia capacitiva trifásica - kvarC I IICostp III
Factor de potencia trifásico -PF III
Unidades
V x 1 0mAWatiosvarP.F x 100Vx1QmAWatiosvarP.Fx-100V x 1 0mAWatiosvarP.F x 100
WatiosvarvarCoscpxIÜÜ
P.F x ICO
REGISTROS MODBUSHEXA-DECIMAL (longs)
ValorACTUAL
00-0102-0304-0506-0708-09OA-OBOG-ODOE-OF10-1112-1314-1516-171&-191A-1B1C-1D
1E-1F20-2122-2324-25
26-27
ValorMÁXIMO
60-6162-6364-6566-6768-696A-6B6C-6D6E-6F70-7172-7374-757G-7778-797A-7B7C-7D
7E-7F80-8182-8384-85
86-87
ValorMÍNIMOCO-C1C2-C3C4-G5C6-C7CS-C9CA-GBCOCOCE-CFDO-D1D2-D3D4-D5D6-D7D.S-D9DA-DBDC-DD
DE-DFEQ-E1E2-E3E4-E5
E6-E7
Tabla 2,7.a. Registros de memoria MODBUS para el CVM-144.
100
VARIABLE
Frecuencia. (L11 - HzTensión línea L1-L2-V1 2Tensión línea L2-L3 - V23Tensión línea L3-L1-V31%THD V 1%THD V 2%THDV3%THD I 1%THD I 2°/oTHD I 3
Enerafa activa- kW.hEneraía reactiva inductiva - levar» h LEnerafa reactiva capacitiva - kvar.h C
Potencia aparente trifásicaMáxima demanda
Entrada analóciica 1Entrada analóciics2Entrada analógicas
Unidades
HzxIOVx10Vx lOVx lO%X10%X10%x10%x10% x l O%x10
W. hvar.h Lvar.h C
kVA IIIMd íPd)
n° puntosn°_puntQsn° puntos
REGISTROS MODBUSHEXA-DECIMAL (lonflS)
ValorACTUAL
28-292A-2B2C-2D2E-2F30-3132-3334-3536-3738-393A-3B
3C-3D3E-3F40-41
4-2-4344-45
4A-4B4C-4D4E-4F
ValorMÁXIMO
88-898A-8B808 D8E-SF90-9192-9394-9596-9798-999A-9B
9C-9D *9E-9F*AO-A1 *
A2-A3A4-A5
AA-ABAC-ADAE-AF
ValorMÍNIMOE8-E9EA-EBEC-EDEE-EFFO-F1F2-F3F4-F5FG-F7F8-F9FA-FB
FC-FD *FE-FF *
100-101 *
102-103104-105*
1QA-1QB10C-10D10E-10F
Tabla 2.7.b. Registros de memoria MODBUS para el CVM-144.
Al final de este trabajo se anexa el programa empleado por el PLC para el
monitoreo y control de los CVM's de las celdas de distribución.
2.4.3.3. Módulos del Controlador Lógico.
El PLC que se instalará en el tablero TC-1 de la subestación Muíalo, estará
constituido por los siguientes módulos:
- 1 CPU.
1 módulo de comunicación DCM-COM.
- 2 módulos de 32 entradas digitales a 24VDC.
- 2 módulos de 16 salidas digitales a relé.
2.4.3.4. Especificaciones Técnicas de los Módulos del PLC.
Los requerimientos que cada parte del PLC debe cumplir son:
101
2.4.3.4.1. Especificaciones de la CPU:
- 1 puerto de comunicación RS-485.
- 1 puerto de comunicación RS-232.
- Matemática de punto flotante.
- Capacidad de comunicarse en protocolo Modbus.
- 10Kb de palabras de memoria.
- 14Kb de memoria volátil.
- Reloj en tiempo real.
2.4.3.4.2. Especificaciones de los módulos digitales de entrada DC:
- 32 canales por módulo.
- Rango de voltaje de entrada: 10.2 - 26,4 VDC.
- Temperatura de operación: O - 45° C.
- Humedad relativa: 35% - 95%.
2.4.3.4.3. Especificaciones de los módulos digitales de salida DC:
- 16 canales por módulo.
- 2 terminales comunes por módulo.
- Temperatura de operación: O - 45° C.
- Humedad relativa: 35% - 95%.
- Operación a relé.
2.4.3.4.4. Especificaciones del módulo de comunicación DCM-COM:
- CPU requerido: serie 205.
- Diagnóstico: Revisión automática de ROM/RAM, comunicaciones y Ledjs,
- Tipo de interfaz: Serial RS-232/RS-422, comunicación half dúplex, DTE,
Asincrónico, 8 bits por carácter, odd o no paridad.
- Protocolo: K-sequence (propietario), MODBUS RTU.
Inmunidad al ruido según norma NEMA ICS3-304.
102
- Velocidad de comunicación; de 300 a 38.4Kbaudios seleccionare por
switches.
- Temperatura de operación: O - 45° C.
- Humedad de operación: (5-95% no condensado).
2.5 SISTEMA DE ENLACE.
La telemetría de la información recolectada en la subestación Muíalo, debe ser
enviada hasta e! Centro de Control. La distancia aproximada entre la subestación
y el Centro de Control es de 15Km y la mayor parte de la topografía del terreno es
regular y con gran presencia de vegetación. La transmisión de datos se lleva ha
cabo mediante un enlace inalámbrico y mediante el protocolo de comunicación
MODBUS, detallado anteriormente. En el diagrama de la figura 2,29, se muestra
los componentes del sistema de enlace empleado para la telemetría de datos.
El PLC está equipado con un módulo de comunicaciones, denominado DCM-
COM, el mismo que permitirá al PLC, anexarse a la red de telemetría, en este
caso, como dispositivo esclavo.
La transmisión y recepción de datos se realiza mediante un radio módem MRT de
marca CIRCUTOR, el mismo que utiliza una antena unidireccional Yagui para el
enlace.
En el Centro de Control, se instalará otro radio módem MRT, que permitirá la
conexión remota con el Computador Personal, donde residirá el software SCADA,
que permitirá monitorear los recursos del PLC. Este computador actuará como
estación maestra y deberá soportar las características del software y hardware
requeridos para esta apiicación.
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Fig
. 2.2
9.
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isle
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ce
104
2.5.1. MODULO DE COMÜMCACIÓN DCM-COM.
El módulo, DCM-COM, permite al PLC, anexarse a la red de enlace, como
elemento esclavo. Está provisto de dos pequeños bancos de dipswitches,
instalados en la tarjeta electrónica del DCM, los cuales permiten configurar
manualmente, los parámetros necesarios para la comunicación como son:
• El protocolo de comunicación.
• Modo de transmisión : hexadecimal o Ascii.
• Velocidad de transmisión del DCM.
» El chequeo de la paridad .
• El tiempo de espera de respuesta.
• La dirección del dispositivo.
2.5.2. EL RADIO MÓDEM.
Para establecer el enlace con el Centro de Control en El Calvario, y poder
acceder a los recursos del autómata por un medio no guiado, se requiere de un
radio módem, que permita una conexión remota entre el Computador Personal y
el PLC.
Las frecuencias a la cua! debe operar el radio módem depende de los modelos
existentes en el mercado y de la factibilidad de operación en una determinada
frecuencia. Ya que se requiere el uso del espectro radioeléctrico como medio de
transmisión, se debe presentar a la Secretaria Nacional de Telecomunicaciones
una subscripción de contrato de autorización para asignación y uso de
frecuencias. Dicha entidad es el organismo de control y administración del
espectro radioeléctrico que asigna el uso de equipos y frecuencias. La frecuencia
de operación asignada a ELEPCO S.A. es de 450Mhz, la cual se encuentra ya
legalizada por ELEPCO. Esta será entonces la frecuencia de operación del radio
módem.
105
2.5.2.1. Velocidad de Transmisión.
La velocidad de transmisión se la determina a partir de la cantidad de bytes que
se necesita transmitir y de que tan crítica resulta la aplicación. El sistema de
telemetría constituye un "Sistema en Tiempo Real Severo", con tiempos de
respuesta en el orden de los segundos.
La cantidad de bytes que se debe transmitir resulta de la suma de parámetros
eléctricos que proporciona los ocho analizadores instalados en el sistema. Cada
carácter a transmitir sobre la interfaz RS-232 o RS-485, tiene una longitud de 11
bits, correspondiente a un bit de inicio, 8 bits de datos (1 byte), un bit de paridad y
un bit de parada. Cabe mencionar, que en MODBUS, si no se configura el bit de
paridad, se utilizan 2 bits de parada. De esta manera para transmitir un parámetro
eléctrico de doble longitud (4 bytes), almacenado digitalmente en la memoria del
PLC, se necesita transmitir 44 bits. Cada CVM, de los 8 existentes, aporta con 36
parámetros eléctricos dando un total de 12672 bits (Tabla 2.8.).
Tabla 2.8
DESCRIPCIÓNNúmero de bits por parámetroNúmero de parámetros por CVMTotal de bits por CVMNúmero de CVMTotal de bits a transmitir
CANTIDAD4436
15848
12672
A una velocidad de 9600bps, el tiempo de transmisión resulta ser mayor a 1
segundo, es conveniente aumentar la velocidad para obtener una mayor holgura
en el tiempo de transmisión. Para una velocidad de 19200 bps, el tiempo de
transmisión será de 0.66 segundos y para 38400, que es la velocidad máxima de
transmisión de los CVMs, el tiempo de transmisión es de 0.32 segundos.
2.5.2.2. Potencia del Radio Módem.
La potencia de los equipos se puede obtener de la siguiente expresión
matemática dada a continuación:
106
-2AB -2*3^ ~L0—AD
• Donde: PRX= Potencia de recepción.
PTX= Potencia de transmisión.
G = Ganancia de las antenas (son iguales para Rx y Tx).
AB ~ Atenuación por branching.
AF = Atenuación por alimentadores (Feeder).
Lo - Atenuación por el espacio libre.
AAD = Atenuación adicionales por refracción, reflexión y difracción.
Las potencias de recepción y de transmisión, vienen dadas por las
especificaciones del equipo a utilizarse.
La ganancia de la antena viene tabulada de acuerdo al tipo de antena que se
utilice, por ejemplo para una antena Yagui de 7 segmentos la ganancia es de
10dB.
La atenuación por branching, es un dato técnico que proporciona el fabricante del
radio módem, por lo general este valor es aproximadamente 2dB.
Para el cálculo de pérdidas por alimentadores, se debe tomar en cuenta las guías
de onda o cables coaxiales que unen el equipo de radio con la antena. Este dato
viene tabulado por el fabricante en unidades de X dB de pérdidas por cada Y
metros de distancia.
Las pérdidas en el espacio libre vienen dado por la siguiente expresión:
L0 =92.4 + 201og¿/ + 201og/ [dB]
Donde: L0 = Perdida en el espacio libre
d = distancia entre radios (Km)
f- frecuancia de la portadora (GHz)
107
Al realizar los cálculos de ganancias y pérdidas, se tiene un valor de potencia de
recepción, cuyo valor debe ser mayor que la potencia umbral del equipo, para
aceptar que la señal pueda ser aceptada por el receptor, caso contrario el nivel de
la señal no será suficiente y el equipo no reconocerá la señal.
2.5.2.3. El Radio Módem MRT de Circutor.
El radio módem MRT de CIRCUTOR (Fig 2.30.), es un módem de
comunicaciones half-duplex, vía radio, transparente al protocolo, que se instalará
en el interior del tablero TC-1 en la subestación Muíalo. El MRT integra en una
misma unidad, el equipo transmisor, el receptor, la fuente de alimentación y la
circuitería módem, propiamente dicha, controlada por microprocesador.
Las potencias de recepción, de transmisión, y las distancias que el MRT
proporciona vienen dados por las especificaciones del equipo, dependiendo del
tipo de antena a utilizarse.
Posee dos puertos de comunicación serial, RS 232 y RS 485. Se conecta a cada
uno de los equipos terminales de datos mediante uno de los dos puertos.
Fig2.30. Radio módem MRT de CIRCUTOR.
El MRT es transparente al protocolo empleado por los equipos a comunicar. Es
decir, cualquier trama de entrada de datos al MRT es recibida, a la salida del otro
MRT distante, sin modificación y viceversa.
Durante las comunicaciones, el MRT conmuta entre recepción y transmisión de
forma automática, sin necesidad de señales de control externas (CTS, RTS, DCD,
108
etc.). Esta conmutación es muy rápida, permitiendo velocidades netas de
transferencia de datos muy altas. Esta característica permite períodos de ciclo de
pulling cortos en redes con muchas unidades, resultando así, velocidades de
pulling de hasta 15 preguntas/respuestas por segundo.
En la conexión entre cualquier equipo y una unidad MRT solamente se emplean
las señales de datos (RxD, TxD y tierra en RS-232 o TX+, TX- y tierra en RS-485).
La forma de implementar esta unidad en la subestación Muíalo será sustituyendo
la línea RS 232 por los radios módem.
2.5.2.4. Cobertura del MRT.
Las características de operación del radio módem deben cumplir valores de
potencia, sensibilidad y ganancia requeridos para la transmisión, de manera que
la señal alcance más de 15Km, teniendo en cuenta la vegetación de la zona, y
evitando problemas en la comunicación.
El MRT opera dentro de la banda de UHF (406 a 433MHz y de 440 a 470MHz). La
potencia de salida de 2 vatios y la alta sensibilidad del equipo puede permitir
alcances de hasta 30Km con el empleo de antenas adecuadas, esto según las
especificaciones técnicas del equipo, sin embargo hay que considerar que no
siempre se cumplen las máximas especificaciones de transmisión de los equipos,
pero es suficiente para esta aplicación en particular. Para lograr las distancias
requeridas, dentro de las especificaciones del radio módem MRT de CIRCUITOR,
el fabricante hace la recomendación del tipo de cable, conectores y la clase de
antena que se debe utilizar.
2.5.2.5. Tipo de Antena para el MRT y Cables de Comunicación.
La función de la antena es la de radiar y recibir la señal de radiofrecuencia. El tipo
de antena a emplearse para la radiación de señal en la subestación Muíalo debe
ser una antena directiva, pues la comunicación se lo realiza en una sola dirección
hacia la estación El Calvario.
109
De esta manera se utiliza una antena Yagui de siete segmentos (Fig, 2.31.),
constituida por un elemento reflector, un radiador y cinco elementos directores. La
ganancia de este tipo de antenas es aproximadamente de 10dB.
5 * * " ™
YTD7
Fig2.31 . Antena Yagui de siete segmentos
Para la instalación de las antenas deberán considerarse las siguientes normas
generales;
• Una antena deberá instalarse alejada de cualquier pared, tejado, árbol, etc., a
una distancia mínima de 2 metros.
• Siempre que sea posible deberá evitarse la cercanía a tendidos eléctricos.
• Deberá instalarse en un punto donde no haya obstáculos en la dirección de
emisión.
• Deberán evitarse tendidos largos del cable de antena. Por cada 25 m de
tendido se pierde la mitad de la potencia.
• Si se emplean vientos metálicos para la sujeción del mástil de la antena, éstos
deberán quedar por debajo de la antena a una distancia mínima de 2 veces la
longitud del elemento activo de la misma.
Las principales características de esta antena son:
Canalización: 12.5 ó 25 Khz.
Número de canales: 1.
Impedancia de salida: 50 fí.
Tipo de conector: ConectorTipo N hembra.
Sensibilidad para BER = 1 • 10-6 : -1l3dBm.
Rechazo canal adyacente, selectividad, intermodualción y radiaciones
parásitas.
110
La resistencia de la antena se especifica igual que el valor de impedancia del
equipo transmisor, para este caso 50Q.
Debe señalarse que las corrientes de radiofrecuencia no se comportan como las
corrientes alternas de 60 Hz o continuas. En las conexiones del cable de antena
es importante no solamente el buen contacto de los conductores, sino también,
que la conexión conserve la impedancia de la línea. Para ello deberán emplearse
siempre los conectores adecuados ya que los empalmes a modo tradicional no
están permitidos.
Los cables y tipos de conectores a utilizarse para la conexión de la antena al radio
módem, se especifica en las características del MRT. Estos deben ser:
• Cable coaxial RG 58 para salida de cuadro y conexión al MRT: conectores
BNC macho y N hembra.
• Cable coaxial RG 213 de 50 ohmios para la conexión de antena: conectores
tipo N macho.
• Salida antena MRT: Conector tipo BNC 50.
La atenuación que presentan estos cables viene dada en tablas por el fabricante,
por ejemplo, para el cable RG 213, se tiene una atenuación por 100 metros de
29.2dB.
2.5.3. CONEXIONADO ENTRE EL PLC Y EL MRT.
2.5.3.1. Descripción del puerto de comunicaciones delDCM.
El puerto de comunicación del DCM, es un puerto de conector hembra DB25.
Permite comunicaciones sobre las interfaces RS-232 y RS-422. La distribución de
pines del conector DB25 se muestra en la siguiente figura (Fig.2.32):
111
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3
/f oo
oo
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oo 1
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OO
OO
OO
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O
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D2-DCM Pinouts
RS232C RS422*f- — •*_ .-• — •>_
RS2327XDRS2S2RXDRSa32RTSRS3S2CTS
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RS422TXD+RSA22 TXD-RS422 RXO-RS422 RXD4-
RSaaaTXDt-RS422 TXD-RSH2SRXD-RS422 flXDt
* RS422 pina are írtemaBy comscted
Fig.2.32. Distribución de pines del puerto de comunicaciones del DCM.
2.5.3.2. Descripción del Puerto de Comunicación RS-232 del MRT.
El puerto serial del radio módem MRT, empleado para la comunicación sobre la
interfaz RS232, está constituido por un conector D-15, cuya distribución de pines
se muestra en la Tabla. 2.9. El conexionado entre el módulo DCM y el MRT se
realiza utilizando un cable trenzado, tal como se muestra en la siguiente figura
(Fig. 2.33).
I ^ ^ HAáafPimB
1
2
3
4
5
6
7
a, 9, 10, 11
12
13
14
15
FUNCIÓN |
Salida analógica Q-5 V. Nivel señal rsdbUa (RSSI)
Txü (entrada dates a MRT]
RxQ (salida dalos ds MRT)
No conecto r. Señal de Lesl fabricante.
Wo conoclar-Sañal d« Les!. fatricanU.
Sin conexión
Masa de dalos y de señal RSSI
Sin consxÍ5n
No conecta r. Señal d-5 lesl fabrican Le.
Ccnaclado a pin 15: modo CONFIGURACIÓN
Conectado n pin 15: mocb TEST E MISIÓNradbfrécuéncia
Común dé señóles de selección de modo
Tabla 2.9.Distribución de pines del puerto RS232 del MRT.
112
MRT
SEÑAL
Rx +
nMn
PIN
® -v
r^
MODULODCM
PIN SEÑAL
.. © Rx +
iT\. 2.33. Conexionado entre el PLC y el Radio-módem
2.6 CENTRO DE CONTROL EL CALVARIO.
Para recopilar los datos desde la subestación Muíalo, se instalará un radio módem
MRT de CIRCUTOR, de las mismas características que el utilizado en la
subestación y el cual se detalló anteriormente.
La antena utilizada en el Centro de Control, debe ser una antena
omnidireccional5, ya que en el futuro, se anexarán al sistema de telemetría cuatro
subestaciones más que forman parte del sistema de distribución eléctrico de
ELEPCO.
En el cuarto de control, donde se realiza la supervisión del sistema, estarán
instalados los ordenadores equipados con el software de supervisión desarrollado
en LabVIEW, el mismo que se encargará de la ¡nterfaz visual con los operadores
de ELEPCO.
Los requerimientos mínimos de hardware y software que el ordenador debe
poseer, necesarios para soportar la aplicación son:
Hardware:
• Computador Pentium (características de servidor),
• Procesador Intel Pentium III de 1.2MHz.
• 256 MB de memoria RAM.
' Antena Omnídireccional, Antena cuyo ángulo de propagación es de 360'
113
• Unidad de disco duro de 20GB.
• Unidad DVD/CD-WR.
• Pantalla VGA de 21".
• Teclado.
• Mouse.
Software:
• Sistema Operativo; Windows 98/2000/NT 4.0/XP Professional.
• LabVIEW versión 6.1.
• Módulo de LabVIEW Datalogging and Surpevisory Control (v 6,1).
• Modulo de LabVIEW Lookout Protocol Orives.
• Runtime System de LabVIEW bajo Windows.
114
CAPITULO 3
3. SUPERVISIÓN Y MANDO DE LA SUBESTACIÓNMULALÓ.
3.1 INTRODUCCIÓN.
La actualización del proceso eléctrico de la subestación Muíalo, mediante la
implementación de medidores digitales, permite recolectar, almacenar y enviar
información (valores de parámetros eléctricos presentes en cada nodo eléctrico),
en forma continua y confiable, desde estos equipos, para mostrarlos en un
computador central.
La supervisión del SCADA en cambio, permite representar situaciones de
operación normales del sistema, cambios ocurridos en la operación diaria de la
subestación (eventos), o situaciones anormales de! sistema eléctrico (alarmas),
mediante una interfaz gráfica (HMI) que alerte al operador de los sucesos
producidos.
Se debe generar reportes, gráficos de tendencias de magnitudes, historial de
variables, cálculos (por ejemplo pérdidas en las líneas de transmisión),
predicciones, etc; basados en la información obtenida del sistema. Todo el
hardware utilizado para la implementación del sistema computacional, debe
soportar los requerimientos del software SCADA.
115
3.2 LABVIEW 6.1.
LabVIEW 6.1. es un lenguaje de programación gráfica, que utiliza iconos gráficos
en lugar de líneas de texto para crear aplicaciones. A diferencia con la
programación basado en texto, donde las instrucciones determinan la ejecución
del programa, LabVIEW usa diagramas de flujo, donde el flujo de datos es la que
determina ejecución del programa.
3.2.1. ARQUITECTURA DE LABVIEW 6.1.
En LabVIEW, se puede implementar todas las funcionalidades para cualquier
aplicación de supervisión. Se puede guardar datos o recuperar datos guardados.
Para ello se debería escribir el dato a un archivo, leerlo y mostrarlo en pantalla.
Aún cuando haya VIJs6 de alto nivel que sirvan de ayuda, es necesario
implementar estas características en la aplicación. Para acceder a tarjetas de
adquisición de datos de National Instrument (DAQ), módulos I/O Fieldpoint o un
Archivos de textoo binarios
Registro de datos,, Recuperación de datos
Programa enLabVIEW
Vl's
Drivers deDAQ de NI
DAQ Vl'sFieldpoint
Vl's DataSocket
Drivers deFieid Point
Tarjeta DAQde Adquisición
de Datos
Módulo de Í/OConsoladores
Field Point
Fig. 3.1. Arquitectura de programación en LabVIEW.
: VI: Cualquier pantalla desarrollada en LabVIEW.
116
controlador de un proceso industrial, no existe un formato común, de manera que
se requiere de controladores o drivers que permitan la accesibilidad a dichos
dispositivos. La figura 3.1. muestra un diagrama esquemático de la manera como
LabVIEW adquiere información de los procesos externos.
Acceder a la información de un PLC, desde una aplicación de LabVIEW, es
posible, mediante la comunicación con controladores desarrollados
específicamente para el PLC utilizado. Para ello, es necesario, tener conocimiento
de la herramienta de comunicación de LabVIEW "DataSocket", del manejo de los
puertos seriales y de la estructura del protocolo empleado para la comunicación.
Sin embargo, para aquellos procesos en los que la adquisición de datos es de un
gran número de variables, lo más aconsejable es adquirir un módulo adicional de
National Instruments, el LabVIEW DSC, pues la tarea de programar la lectura y
escritura de las variables llega a ser un trabajo largo, tedioso y muchas veces
pueden ocurrir errores en la programación. El uso de este módulo puede significar
una reducción, tanto en el tiempo de ejecución de la aplicación, como en el tiempo
de desarrollo de la misma.
Para el proceso eléctrico en estudio, resulta justificable la adquisición de este
módulo en la recopilación de datos, pues, la cantidad de datos a transmitir, es
medianamente grande (12456 bytes7 por cada pedido de datos) para la
subestación Muíalo, y se amplia, si en el futuro, se anexa las restantes
subestaciones pertenecientes a ELEPCO.
National Instruments ofrece además, un módulo que contiene controladores
desarrollados para el manejo de comunicaciones de PLC's y RTU's de distintas
marcas, denominado "OPC Servers", el cual se utilizará para el manejo de las
comunicaciones con el Controlador.
7 Ver capítulo 2, sección 2.5.2.1. Determinación de la velocidad de transmisión.
117
3.3 MÓDULO LABVIEW DSC DE CONTROL SUPERVISORIO YDE REGISTRO DE DATOS.
El módulo LabVIEW' DSC (Datalogging and Supervisory Control) de National
Instruments, es un software diseñado sobre la base de LabVIEW, el cual añade
varias funcionalidades a LabVIEW 6,1. que le permite a este desarrollar
aplicaciones SCADA.
El DSC permite la adquisición de datos en LabVIEW, sin desarrollar Vl's. Permite
registrar datos y salvarlos de manera automática. Provee de seguridades a la
aplicación, sin tener que escribir o cambiar el código de diagrama, permitiendo
otorgar diferentes niveles de acceso para especificar a los usuarios de la
aplicación. Otra facilidad del DSC, es que permite enlazarse en red a otra
computadora cargada con LabVIEW, sin necesidad de Vl's, y proporciona un
asistente de programación "wizard", que ayuda en la creación de código para
simplificar la programación.
En la distribución de aplicaciones desarrolladas en LabVIEW DSC, es necesario
adquirir un módulo Run-Time para la generación de archivos ejecutables, pues el
Aplication Builder de LabVIEW 6.1 no puede crear archivos ejecutables de
aplicaciones desarrolladas en LabVIEW DSC.
3.3.1. ARQUITECTURA DEL LABVIEW DSC.
Existe tres aplicaciones que trabajan juntas al desarrollar una aplicación en
LabVIEW DSC; la interfaz gráfica o la aplicación HMI (Interfaz hombre-máquina),
el Tag Engine y la base de datos Citadel. En la figura 3.2. se muestra de manera
global las tres aplicaciones que son instaladas con LabVIEW DSC y la manera
como ellos trabajan.
Los Vl's desarrollados en LabVIEW, constituyen la interfaz hombre máquina y
proporcionan el control del sistema a simular. El Tag Engine maneja la
118
Recuperaciónde Datos
Programa enLabVIEW
Vl's
Base de DatosCitadel
Registro deDatos/Alarmas Tag Engine
DSC Module
Drivers deField Point
Tarjeta DAQde Adquisición
de Datos
Módulo de i/OControladores
Field Point
Fig. 3.2. Arquitectura del módulo LabVIEW DSC.
comunicación con el hardware a través de drives y envía la información hacia la
base de datos o hacia la aplicación, si ésta lo requiere. La base de datos Citadel,
guarda la información procedente del Tag Engine y proporciona los datos para la
aplicación o Vl's.
3.3.2. TAG ENGINE.
El Tag Engine es un aplicación independiente, que corre paralelamente a la
aplicación desarrollada en LabVIEW. Esto brinda una ventaja, pues el Tag Engine
realiza sus funciones, sin necesidad de tener corriendo un VI, o si la ejecución de
los códigos de programación de los Vljs, sufren una ruptura, o caen dentro de un
lazo infinito. Las principales tareas que realiza el Tag Engine son:
• Realiza la adquisición de datos de manera automática.
• Evalúa los valores adquiridos.
• Registra datos (a través de la base de datos Citadel).
• Genera eventos y alarmas.
119
• Realiza el enlace a otro computador con instalaciones de LabVIEW DSC o
Lookout.
3.3.2.1. LosTags.
El Tag Engine mantiene una lista de registros de memoria de entradas y salidas
denominados Tags. Los Tags otorgan nombre y propiedades a los puntos de
entrada y salidas (I/O), y determinan el tipo de dato (discreto o análogo) que en
éstas I/O se guardan.
Cuando el Engine realiza la adquisición de datos, éstos, son guardados dentro de
una base de datos en tiempo real, la cual es accedida a través de los tags.
Cuando se registran datos hacia las Vl's, estos vienen desde los tags. Las
alarmas también son generadas basándose en el valor de los tags. AI trabajar
con Vi's, se esta leyendo o escribiendo el valor del tag para interactuar con el
Engine.
3.3.2.2. Archivos SCF.
Son archivos de configuración de Tags, que contienen una lista de cada tag
presente en la aplicación, las propiedades para cada una de las tags, y algunos
parámetros globales del Engine, como por ejemplo, donde se encuentra
guardados los datos. Determina también, qué dispositivo servidor está siendo
utilizado por los tags para la adquisición de datos.
Cualquier aplicación que realice una adquisición de datos mediante LabVIEW
DSC, necesita de un archivo SCF para su correcto funcionamiento, y solo un SFC
puede ser cargado a la vez.
3.3.3. BASE DE DATOS CITADEL.
CITADEL es una aplicación independiente que realiza el registro de información
(datos) en tiempo real cuando se desarrolla una aplicación con LabVIEW DSC o
en LOOKOUT. Esta información es guardada mediante un formato comprimido.
120
Citadel no registra los datos en intervalos de tiempo sino que los guarda solo
cuando los datos cambian de valor.
Los datos procedentes de un hardware o dispositivo de campo, son almacenados
en una base de datos en tiempo real (RTDB) en la memoria del PC. No hay un
archivo creado para guardar estos datos. Cuando eí Tag Engine es detenido, el
RTDB retiene el último valor recibido, pero no actualiza ningún dato, hasta que el
Tag Engine sea ejecutado nuevamente. Ya que los datos que son registrados y
guardados en la base de datos Citadel, son tomados desde el RTDB, los datos no
pueden ser registrados o actualizados en Citadel mientras el Tag Engine este
detenido.
Se puede recuperar datos desde Citadel, interrogando directamente desde
LabVIEW DSC, sin importar el estado del Tag Engine. De esta manera se puede
realizar preguntas a Citadel, aún cuando el Engine se encuentra activamente
registrando información o si el Engine no se encuentra ejecutado, esto es porque
los archivos de las base de datos son independientes y se encuentran disponibles
en memoria.
Citadel es capaz de aceptar datos desde múltiples programas a la vez, de esta
manera se puede registrar datos desde diferentes máquinas de una red a una
misma base de datos. Cuando Citadel anota los valores, solo escribe el cambio
del dato a la base de datos, es decir, si un dato registrado inicialmente es 8, y su
valor cambia a 100, el valor original 8, será registrado, mientras que 92 será
grabado como el segundo valor, ya que 8 + 92 = 100, e! nuevo valor. Después de
cada 100 registros, el valor actual es registrado nuevamente.
En la información que se registra en Ciíadei, tenemos a históricos de los valores
para las tags, eventos de tags, alarmas y eventos del sistema, estos dos últimos,
son siempre, registrados automáticamente. Para ello, el Tag Engine tiene que ser
ejecutado, caso contrario, nada se escribirá en la base de datos Citadel,
121
Citadel también incluye un driver de Conectividad abierta de base de datos
(ODBC8), la cual habilita a otras aplicaciones, como por ejemplo Visual Basic,
Excel, etc, recuperar datos desde Citadel, usando SQL9 (Structured Query
Lenguaje) para Base de Datos.
3.3.3.1. Archivos de la Base de Datos CITADEL.
Cuando se tiene datos guardados en Citadel, dentro del directorio de la base de
datos, se crean archivos de tipo .a/e, .adx, .dat, .mdx, .bak, .tdb, .tdx, y .thd. Cada
archivo guarda datos específicos, como se indica a continuación:
Archivos .ale; guarda el grupo actual de alarmas y eventos.
Archivos .adx: contiene varios índices de valores picos de alarmas.
Archivos, dat: guarda el espacio de alarmas.
Archivos .mdx: son archivos de indicadores de nivel cima.
Archivos .bak: son respaldos para archivos .tdb.
Archivos .tdb: define la base de datos y permite recuperar datos del mismo.
Contiene el nombre de las gráficas, y la versión de la base de datos.
Archivos .tdx: constituye un índice de página para los valores de gráficas.
Archivos .thd: contiene los datos guardados de la base de datos.
Los archivos .thd, son archivos de IMbyte similar a una hoja de datos. Cuando un
dato es registrado, es puesto en una de las hojas. Al llenarse una hoja, Citadel
crea un nuevo ,thd y comienza a escribir los nuevos datos ahí. En una misma
hoja, pueden existir varios valores de un tag.
8 ODBC: estándar desarrollado por Microsoft. Define los mecanismos para el acceso a datosresidentes en un sistema de administración de base de datos. (DBMSs),9 SQL: lenguaje estándar industrial basado en texto utilizado para actualizar, administrar,recuperar o extraer datos pertenecientes a cualquier base de datos basado en e! estándar ODBC.
122
3.4 MÓDULO OPC SERVERS DE NATIONAL INSTRUMENTS.
3.4.1. APLICACIONES CLIENTE-SERVIDOR EN LABVIEW DSC.
El desarrollo de aplicaciones mediante LabViEW DSC, resulta mas fácil, si se
utiliza el modelo cliente-servidor (figura 3.3). Este modelo permite a una aplicación
estar controlada sobre una red, de manera similar a una máquina local. Permite
también múltiples interfaces de usuario.
Servidor
Hardware de I/O
Hardware de I/O
Hardware de I/O
Fig. 3.3. Modelo cliente-servidor.
3.4.2. APLICACIONES CLIENTES.
Una aplicación cliente es aquella que tiene'como función, proporcionar la interafaz
con el usuario. Esta aplicación lo constituye un VI, y. está provista de indicadores,
para la visualización de los datos adquiridos; y controles que el usuario puede
manipular, generando cambios en la aplicación cliente que son transmitidos al
servidor, modificando la información y el comportamiento del mismo.
La aplicación debe ser diseñada de manera que los clientes no requieran ser
ejecutados para que la aplicación completa se desarrolle correctamente. Así que,
si los usuarios no necesitan correr la aplicación cliente, el servidor continuará
realizando sus funciones.
3.4.3. SERVIDORES.
Para LabVIEW DSC, un dispositivo servidor es una aplicación, que se encarga de
muchas funciones, tal como el manejo y la comunicación de dispositivos I/O,
123
PLCs, RTlTs, tarjetas de Adquisición de Datos, Tag Engines, etc. Estos
servidores leen elementos de entrada seleccionadas y escriben en ellos cuando
se requiere. Un elemento de un servidor, es un canal (señal discreta o análoga),
un entrada o salida digital, o una variable en un dispositivo de hardware. Cada
elemento de un dispositivo de campo, debe conectarse o asignarse a una tag, de
esta manera, el servidor realiza el monitoreo de los valores adquiridos por el
hardware y el Tag Engine del DSC actualiza los valores de las tags, cuando el
servidor envía una nueva información al Tag Engine. El servidor actualiza cada
dato de salida, cuando la aplicación HMl, escribe un nuevo valor sobre un
determinado tag. Los servidores manejan los reportes de comunicaciones y
errores de los dispositivos, estableciendo así, un "dispositivo independiente, de la
capa de entrada/salida" para el DSC. Cuando se ejecuta una aplicación HMl
desarrollada con LabVIEW DSC, se determina desde el archivo de configuración,
(.scf), cuales son los servidores utilizados y cuales los elementos de estos
servidores, requeridos por la aplicación. De esta manera, los servidores
desarrollados en DSC, no requieren de una interfaz de usuario, para su
funcionamiento.
Un servidor puede realizar la adquisición de datos de varios elementos (valores
análogos o I/O digitales) correspondiente a diferente hardware o dispositivos de
campo, añadiendo a este software (servidor), un controlador o driver para cada
dispositivo, desarrollado específicamente para el servidor utilizado.
3.4.4. OPC (OLE10 PARA PROCESOS DE CONTROL).
Debido a que en el mercado existen muchos fabricantes de hardware y software,
resultaba muy complejo el desarrollo de la comunicación entre dispositivos de
distinto proveedor en la industria de automatización. Por ello, un gran número de
compañías crearon junto a Microsoft, un estándar para la industria de
automatización: el OLE para Procesos de Control (OPC). Una aplicación común
de OLE es vincular un gráfico de Excel dentro de un documento de Word, cuando
se hace un doble clic en el gráfico.
10 OLE(Object Línking and Embedding): integración y enlace de objetos. Tecnología quepermite crear aplicaciones que contengan componentes de otras muchas aplicaciones.
124
OPC es entonces, una interfaz industrial estándar, (diseñado por ia OPC
Fundation) cuya arquitectura está basada en el modelo cliente-servidor para el
intercambio de información. Permite a cualquier software que se ajuste a las
especificaciones de un cliente OPC, comunicarse con otro software que también
se ajusten a esas especificaciones, independientemente del proveedor del
software. OPC está enfocado a como transferir datos desde el dispositivo a una
aplicación, tal como una aplicación en LabVIEW DSC. OPC define una interfaz de
una colección de datos genéricos que trabajan para los diversos tipos de datos
disponibles en los dispositivos industriales.
En la actualidad, el estándar OPC, está reemplazando al DDE11 como el método
preferido para comunicación entre aplicaciones industriales.
3.4.4.1. Servidores OPC.
El OPC (OLE para Procesos de Control), proporciona un estándar abierto para
comunicaciones entre controladores de hardware y aplicaciones de PC's. En lugar
de escribir un controlador para cada lenguaje de programación, un hardware
fabricado puede elaborar un servidor OPC, que pueda ser utilizado por cualquier
software cliente OPC. Tal como un usuario final, el OPC indica que se tiene una
interoperabilidad con diferentes proveedores de hardware. Todo el hardware que
soporta OPC, puede ser usado desde LabVIEW DSC, inclusive si no es hardware
de National Instruments. El trabajo del servidor es conversar con el hardware y
proveer elementos12 de información al cliente. Los elementos son típicamente
simples canales, o un grupo de canales.
El DSC soporta arreglos de bits, pero no arreglos análogos. Por lo tanto, se
necesita utilizar un tag por cada canal análogo. El servidor es una pieza completa
de software, que es generalmente dada por e] fabricante del hardware. El Tag
Engine, es un software escrito como un OPC cliente. En LabVIEW DSC, hay que
11 DDE (Intercambio Dinámico de Datos): Es un protocolo establecido para intercambiar datos através de vínculos activos entre aplicaciones que se ejecutan bajo Microsoft Windows.12 Ver sección 3.4. Servidores.
125
configurar al módulo DSC para conversar con el servidor, pero no requiere
programación del servidor. Un solo servidor puede dar información a muchos
clientes simultáneamente. Los servidores que el LabVIEW DSC soporta son los
siguientes;
• Servidores OPC: Maneja versiones menores a las especificadas por el
OPC Data Access versión 2.0, definida por la OPC Fundation.
• Servidores DDE: cualquier servidor que soporte la interfaz servidor
Dynamic Data Exchange.
• IA Device Servers; un tipo de servidor desarrollado por la National
Instruments.
3.4.5. LOOKOUT PROTOCOL DRIVES OPC SERVER.
EL módulo OPC Server, viene con el Lookout Protocol Drives de la National
Instruments, el cual contiene una colección de consoladores, compatibles con
servidores OPC, empleados para la comunicación con una variedad de PLC's de
distinta marca. El Lookout Protocol Drives (LPD), solo provee de comunicación
con el hardware, permitiendo leer o escribir valores de un número determinado de
registros de un dispositivo de campo, como por ejemplo un controlador, una RTU,
etc. El OPC Server, facilita la programación para el desarrollo de aplicaciones
cliente-servidor en LabVIEW DSC. En la figura 3.4. se muestra la manera como
las aplicaciones cliente desarrolladas en LabVIEW DSC y el Tag Engine,
interactúan con un servidor de estándar OPC, Para realizar la adquisición de
datos, el Servidor OPC requiere de dos cosas; el LPD para manejar las.
comunicaciones con el hardware o dispositovos de campo; y el Tag Engine, para
realizar el intercambio de información hacia las aplicaciones HMI clientes.
Observando la arquitectura DSC, se puede ver, que el Tag Engine puede ser lo
único que se necesite para trabajar como servidor en la adquisición de datos.
126
AplicaciónCliente 1
( íAplicaciónCliente 2
*iTag EngineDSC Module
InterfazOPC
AplicaciónCliente 3
* ,-.\-
OQ_O
0c/)
TComunicación
OPC
IInterfazOPC
LookoutProtocol Orive¡lllilli
i¿i SS %
r
PLC's
?,, - > ..
v"í
Fig. 3.4. Arquitectura de LabVIEW DSC utilizando un servidor OPC.
3.4.6. AMBIENTE DE PROGRAMACIÓN LABVIEW DSC.
3.4.6.1. COMPONENTES DE APLICACIONES EN LABVIEW.
Los archivos básicos que se crean cuando se programa con LabVIEW, son
denominados "instrumentos virtuales" o "Vl's". Cada VI, consta de tres
componentes principales: el panel frontal, el diagrama de bloques y una tercera
parte, "el icono conector".
3.4.6.2. El Panel Frontal.
El panel frontal contiene los sinópticos que conforman la interfaz visual del VI, es
decir, constituyen las pantallas gráficas que permiten interactuar al usuario con la
aplicación (Fig. 3,5.a.). El panel frontal, se construye con objetos denominados
controles e indicadores. Los controles, tales como, los pulsantes, interruptores,
127
botones, teclas, constituyen los terminales de entrada de los Vl's y permiten al
operador ¡nteractuar con el VI, suministrando los datos al diagrama de bloque del
VI. Los indicadores (LED]s, gráficos, y otros displays), simulan los dispositivos de
salida y muestra en pantalla, los datos que el diagrama de bloques adquiere o
genera.
3.4.6.3. El Diagrama de Bloques.
El diagrama de bloques contiene el código fuente del programa, que son
representaciones gráficas de funciones, las cuales sirven para controlar los
objetos del panel frontal, o para ejecutar distintas operaciones con la información
procedente del panel frontal (Fig. 3.5.b.). Cuando un objeto es colocado en el
panel frontal, este aparece automáticamente, como un terminal en el diagrama de
bloques. Un diagrama completo tiene una similitud a un diagrama de flujo.
Fig. 3.5. Elementos de los Instrumentos Virtuales o Vljs.
3.4.6.3. J. Terminales.
Representa el tipo de datos del controlador o indicador. Los terminales son
puertos de entrada y salida que intercambian información entre el panel frontal y
el diagrama de bloques.
128
3.4.6.4. El Icono Conector.
El icono conector, está localizado en la esquina superior derecha del panel frontal
y el diagrama de bloques, y es la representación gráfica del VI. Sirve como
conexión entre el panel frontal y el diagrama de bloques (Fig. 3.5. c.). También se
lo utiliza para conectar, terminales de un VI, desde otros V!.
3.4.7. ELEIVJDENTOS DE PROGRAMACIÓN.
Los elementos básicos del ambiente de programación de LabVIEW, son el menú
principal, la paleta de controles y la paleta de funciones. El módulo de DSC de
LabVIEW, instala varias funcionalidades en cada una de estas barras que ayudan
en la programación de aplicaciones de supervisión, monitoreo y control de
variables de cualquier proceso industrial.
3.4.7.1. La Barra Principal de Herramientas.
La barra principal de herramientas (Fig. 3.4.), contienen elementos que sirven
para operar y modificar los objetos del panel frontal y del diagrama de bloques.
Contiene elementos comunes a otras aplicaciones, tales como copiar, pegar,
guardar, y otros elementos específicos utilizados por LabVIEW. Permite ejecutar
los VIJs paso a paso o de manera continua, así como realizar procedimientos de
depuración, para la verificación del diseño de la aplicación.
jígUntitled 1 Diagram
File Edit Opérate Toois Browse Window Help
QÍH 13pt Application Font
Fig. 3.4. Barra de Herramientas.
LabVIEW DSC, implementa un submenú dentro de esta barra, específicamente
dentro del menú "Tools" (Tools»Datalogging & supervisory Control, Fig. 3.5.), el
cual proporciona herramientas para la configuración y el manejo de variables
(Configure tags y Monitor tags), la generación de históricos (View Historical Data),
129
g Unlitled 1Ríe Idit Opérate ¡ liowse Window Help
Weasuremenf & Automatibñ Explora.'..*InsttumenlalionD ata AcquisitionDalalsgginq & Supervisory Control "SfiowlooISar
(CompareSource Code ConífolVIRevistonHistor.ilUser Ñame...
£uíld Appücalion or Shared Líbiaty [DLL]..,>¿1 Library Manager...Edil VI Librar ..
Configure Tags...Monitor Tags...View Histórica! Data...Launch .Engine..,
Advanced
Control Conneclrons...Remote Panel Conneclion Manager...Web Pubüshing Tool...
Image Navigator...DpVions...
TogoUChangePassword...Userlnfo...EditUsetAccounts...
AdvancedOplions...
Fig. 3.5. Principales funcionalidades añadidas por LabVIEW DSC a la barra principal.
configuración de seguridades y acceso de usuarios(Edit User Account) y objetos
gráficos para la elaboración de pantallas de interfaz visual (Image Navegator), etc.
3.4.7.2. La Paleta de Herramientas.
La paleta de herramientas se encuentra disponible tanto para el panel frontal
como para el diagrama de bloques (Fig. 3.6.). Una herramienta es un modo
especial del cursor. Cada icono de la paleta de herramientas cambia el
comportamiento de! cursor en LabVIEW, el mismo que toma la forma de la
herramienta seleccionada, permitiendo al diseñador desarrollar el
posicionamiento, operar y modificar los objetos, editar tareas o cambiar el
contenido de los Vl's.
Í51
Ftg.3.6. Paleta de herramientas.
130
3.4.7.3. La Paleta de Control.
La paleta de control está disponible solo para el pane! frontal (figura 3.7.). Está
constituida por iconos que representan sub-paletas, las cuales contienen los
controles e indicadores que son ubicados en el panel frontal para desarrollar o
construirla interfaz visual.
LabVIEW DSC añade cuatro sub-paletas a la paleta de control para el manejo de
variables (tags), las mismas que se encuentran identificadas en la figura 3.7.
estas son:
1. Contenedores: en esta sub-paleta se tiene varios controles e indicadores de
tanques, un silo y un recipiente. Todos los objetos de esta sub-paleta son
variables numéricas.
2. Tubería para bombas y válvulas: Contiene controles booleanos de válvulas, y
tuberías.
3. Alarmas y eventos: contiene herramientas de displays, formatos, de preguntas
y cuadros resumen.
4. Tendencias: contiene objetos para gráficos de históricos o de tendencias de
variables, y manejo y reporte de eventos y alarmas.
ÉB Conticls
ÍETs>.I.DD
fññl
181
1 Vessels .2 Pipes, Punps.ardVíiIves3 Alamnsand Evenls
4 Tiende5 DSC Server Dala Typ*s
Fig. 3.7. Paleta de Controles y sub-paletas añadidas por el módulo DSC.
131
5. Tipos de datos del servidor DSC: Contiene varias definiciones que se pueden
utilizar para acceder a servidores de Vl's que utilicen el módulo DSC.
3.4.7.4. La Paleta de Funciones.
Para ejecutar un programa, es necesario añadir funcionalidad a los distintos
terminales generados en el panel frontal, la paleta de funciones proporciona estas
funcionalidades, pues contiene las herramientas para la generación de códigos,
tales como, estructuras funciones e instrumentos virtuales (colectivamente
denominadas como nodos). La paleta de funciones se encuentra disponible sólo
para el diagrama de bloques (Fig, 3.8.). Cada ¡cono de la paleta de funciones,
representa una sub-paleta, las cuales contienen las funciones o VIJs que son
ubicados en el diagrama de bloques para la ejecución de tareas.
Al instalar LabVIEW DSC, se añaden a esta paleta, las siguientes sub-paletas que
se describen a continuación:
1 Tags2 Alarrnsand Evenls3 TagAtlribules
4 Hisloical Dala (Incluctes Dala Set Logger)5 Sysletn (IndudesSecuiUy)6 DSC Servar Development
Fig. 3.8. Paleta de funciones.
132
1. Tags; contiene funciones que permiten manipular las tags, (leer o escribir los
valores de las tags).
2. Alarmas y Eventos: contiene objetos o Vl's, que permiten el reconocimiento de
alarmas, desplegar en pantalla cuadros resumen, tendencias de históricos,
etc.
3. Atributos de Tags; contiene Vl's, que se utilizan para leer o escribir los
parámetros de configuración de los tags.
4. Sistema: contiene Vl's que permiten correr o apagar el Tag Engine, habilitar o
deshabilitar el registro de eventos, el registro de históricos o manipular el
ambiente del módulo DSC. Contiene también objetos que ayudan en la
programación de seguridades de acceso a la información de los VI3s de una
determinada aplicación.
5. Desarrollo del servidor DSC: contiene objetos empleados para desarrollar Vi's
basados en la adquisición de datos a través de software servidores.
3.5 DESARROLLO DE LA APLICACIÓN
3.5.1. CONFIGURACIÓN DEL LPD.
El Lookout Protocol Drivers (LPD), debe ser configurado para realizar la
comunicación a través de los puertos seriales, y realizar la adquisición de datos.
Se debe definir entre otras cosas, el lenguaje de comunicación, el puerto a
utilizarse, la velocidad, etc.
La configuración del controlador se lo realiza desde el programa "Lookout Protocol
Drivers OPC Server 4.5, instalado con el módulo OPC Server. Una vez abierto el
programa, se selecciona New en el menú File para crear un nuevo archivo del
controlador. Luego se selecciona Object»Create, (Fig, 3.9.) para obtener la lista
de controladores que soporta el LPD. En esta lista se escoge el objeto Modbus, el
cual contiene el controlador para la comunicación Modbus en modo RTU13, que es
el modo en que se comunica el PLC. Al pulsar sobre el botón OK, se crea el
controlador (Fig. 3.10).
13 Ver Capitulo 2, sección 2.4.1.3
133
Lookout Piotocol Drivers - (untitled)
Deleíe...
Edit Datábase...
Pr. Tag Description
O : O alarms
Fig. 3.9. Configuración del controlador Modbus.
Select obiecl class:
Fig. 3.10. Lista y descripción de los consoladores del LPD.
Luego, aparece el cuadro de configuración (Fig. 3.11.), donde se modifica los
parámetros del controlador. Se asigna un nombre, y se selecciona el puerto, la
velocidad de transmisión, la paridad, los bits de parada, el tiempo de interrogación
al dispositivo esclavo (PolIRate), y el modo de transmisión. Estos parámetros
dependerá de la configuración que en el PLC se haya establecido.
134
Cieate Modbus Secondary E3
i Mame: JIKBTÍIJTTÍJ| í Mode; J Modbus Serial F]| :
^ • ."• o ...
Addféss: jl
í ; O 57600
M Í O 384001 j i Ó 19200j 1 í£)96üüf
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í Defaults
! Advanced...
!) Help |
Fig, 3.11. Configuración del puerto serial.
Finalmente, se guarda la configuración del controlador seleccionando File»Save y
se sale de Lookout Protocolo Orive. Este archivo se auto-ejecuta, al correr una
aplicación DSC que contenga tags declaradas.
3.5.2. EL EDITOR DE TAGS.
Cada parámetro de un proceso que se requiera controlar o monitorear, está
relacionado con un Tag. Cada tag permite mantener una conexión con cada punto
de entrada/salida del mundo real. Hay diferentes tipos de Tags que define que
clase de dato retendrá, así se tiene: tags análogos, tags discretos, tags de
matrices de bits (de hasta 32 valores discretos) y tags de string (cadenas de
caracteres).
Las tareas que se desarrollan a través de ios tags, depende de cómo se las
configure. El "Tag Configurated Editor" (TCE) permite realizar el manejo de las
tags y definir sus atributos. A este utilitario, se ingresa seleccionando en el menú
principal de LabVIEW, Tool»Datalogging & Supervisory ControI»Configure Tags.
Una vez ingresado al TCE, se puede generar y editar tags, mediante el "Tag
Configuration Wízard" (Figura 3.12.) seleccionando Edit » Configuration Wizard.
135
R Tag Configuialíon EdUoi - <Untitled> ILabVIEWl
fia ran Toóte.. Confiriute Séjveís . Wñidow Heto
— •] " jídií fiag . €íri»£
'. Cteate
¡patáType : \s
•j Online^Tág Vérífcatroni Cotumn Setup...
i>r
Fig. 3.12, Editor de Configuración de Tags.
El "Tag Conflgurated Wizard" es un utilitario de Labview DSC que permite crear
tags de manera fácil. Para ello, se debe realizarlos siguientes pasos (Fig. 3.13.):
1. Escoger el servidor del cual se realizará las conexiones hacia los tags; en este
caso el servidores Nationai Instruments OPC Lookout Drivers. Dentro de este
servidor, está el archivo LPD (controlador) a utilizar (Modbusl), dentro de
Lookout Proltocol Orives, que fue creado anteriormente.
2. El servidor OPC provee una lista de ítems o elementos disponibles del
servidor, que para nuestro caso, corresponden a direcciones Modbus.
Seleccionar los Ítems (o direcciones de memoria) de acuerdo al tipo de dato
requerido, y los cuales se requieren, para establecer conexiones con las
memorias de los dispositivos de campo.
3. Hacer clic en Add Ítem o Remove Ítem para añadir o deseleccionar los
elementos a conectar.
4. El botón Add as Range, permite seleccionar una dirección Modbus de inicio y
el número de elementos a ser creados, a partir de esa dirección.
5. Todos los Ítems seleccionados o deseleccionados se muestran en el área 5.
6. Pulsar OK para crear la lista de las nuevas tags seleccionadas.
136
IS Tag Configuialion Ediloí - <Untilled> [LabVIEW]
0e £djt. lools. ¿pnfigute-¿etygt? WgKJow Help
Nafional Instruments.QPCDemo jHaüonal Ins(ruments.OPCLookoutDñvets .
Lookout Piolocol OlivéisÉl Q Modbusl !
T 000001 -065000 I. 100001 -165000 ]v?" |1 POPÍ-199391 (2) i
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.42050,42051.42052.42053 i.42054. 42055.42056.42057.42058. 42053.42060.42061
íp^ Ada ítems m a Range
SlaitingliemjD:
JModbusl.42201
Peale ThisMany ítems:"
Moles: The Ítem ID. musí be a yaRd Hem ñame for Ihtsseiver. Tfaiíir^hümbetiíínlhelemlD areautomatioafljí ¡ncíemenfced ot appended for eachftém added.
OK"^ | Cam¡l [
Fíg. 3.13. Configurating Wizard para la selección de elementos del servidor.
dL¿50 Memory typé QTY(Dea)
PLC' Ran'fle(Octal)
MO"DBÜSAddress Ranfle
(Decimal)
584/984 "Mode
Address
MCÍDBÜS'Data Type
For Discreta Data Types . Conven PLC Addr. lo Dec, •*• Start oí Range + Approprlate Moda Adciress
Inpuls (X)
Spécial Relays íSP)
Oulpuls (Y5Conlral Relays (CR)
TimerConlaclsET)
CounlerConlaclsfCT)
Stage Status Bits (S)
512
512
512
102-1
256
128
IQ2<1
^0 - XT77
SPO - SP137SP320 - SPT17
YO - Y777
CO - 03777
TO - T377
CTO - CT177
SO - SI 777
20^18 - 25GO
3072 - 31673260 - 3535
2048 - 2560
3072 - <10S5
6W - 6399
S'iOQ - 5527
5120 - 6143
10001
10001
11111
inpul
InpuL
CoilCoil
Coil
Goil
Coil
For Word Data Types .... Conv&rt PLC Addr, to Dec, + Appropríat& HodeAddress
TimerCurrent Valúes (V)
Gounler Curren! Xfclues (V)V Memory, userdaln (V)
V Memoiy, syslem (V)
255
12S
3072^109G
320
VO - V377
V1000 - V1177
VI^IOO - V7377V1QOOQ - VI 7777
VTOO - V777WtlOO - ^77777
0 - 2 5 5
512 - E39
758 - 3S394096 - 8192
¿\<\B - 76838*10 - 3735
30001
30001
40001
¿10001
InpuLReg.
InpuL Reg.l-lolcl R©Q.
Hold Reg.
Tabla 3.1. Direccionamíento Modbus
137
Los Ítems a añadir dependen del tipo de dato a escoger y de la dirección
Modbus14 que corresponda al elemento de la memoria del PLC a conectar. De
esta manera, cada registro de memoria del PLC, tiene una dirección especifica en
Modbus y esa dirección Modbus es la que corresponde al Ítem a seleccionar. La
tabla 3.1. muestra la manera de encontrar la dirección del elemento requerido.
3.5.2.1. Configuración de Tags,
Una vez creadas las tags, se debe configurar sus atributos. Haciendo doble click
sobre la tag seleccionada, se accede a las propiedades de las tags y se puede
modificar sus atributos (Fig. 3.14.). Cinco categorías definen la configuración de
los tags; General, Conection, Operations, Scaling y Alarms.
La etiqueta General, permite modificar el nombre de la Tag, Tag Group permite
también categorizar las tags en grupos predefinidos, esto es conveniente cuando
se trata con un gran número de tags; el área de Tag Descripción es opcional,
permite describir el trabajo de la tag.
La etiqueta Conection, figura 3.15.a, asocia el nombre de la tag con un ítem del
servidor. En esta etiqueta, se define el tipo de acceso a la tag, el nombre del
servidor que utiliza, el grupo de I/O al que pertenece los tags, el ítem del servidor
al cual se conecta. Entre los tipos de accesos se tiene: Memory, valores no
conectados a algún hardware sino que son generados por software y
almacenados en la memoria del computador; input son tags solo de lectura;
Ouput permiten solo la escritura del tag; Input /Output se permite leer y escribir
sobre las tags.
En el (/O Group se puede crear nuevos grupos de tags para el manejo de las
mismas y define cuan rápido puede ser leído un elemento. El Access Path, es
requerido por algunos servidores, para especificar un tipo particular de
comunicación que requiera el hardware.
14 Ver Capitulo 2. Sección 4.1. Protocolo de Comunicación Modbus.
139
'te Analog Tag Comiguralion • Modbusl.42050
General Comedión üperaliorre I Scaing | Alarms j
Tag Access InpuíAlutput
ServerName |_
I/O Group P
National
Ñafio nal
!| Deate... Delete
-ítem Connection -
ítem Ñame Filter
ítem
:¡ Bíowse...
Modbusl.42050
<NoneSeIected>
Add... Edil.. Delete
Pasle Ilem Ñame lo Tag Ñame
S- Analoq Taq Confíquration - Modbusl.42050 E3
cieneral | CormecÜon Operalioro I Scaing 1 AJarms 1
UpdateDeadbandtXofrange) | 1,00
QiSetlnüal Valué | 0,00
, .__n.t je. ,.
'•• E.Log/PrinlEvents
: RjLogData! Log Deadband [% of rangej j 1,00 !
1 Log Resoiufon (engineering unils) j _ 0,01 :
| DK | i "Cancel |
í> Anatog Tan Confiauíation - Modbusl.42050 E
Cleneral | Connection | Dperatíons ScaEng 1 Alarms I
Engineering UrA | <none> ¡y|
ScateTi'pe j <none> |[vj.
! RawScale Engineeiing
FJScale J ..IPAQQií 1 100-°0
ZeroScale | 0,00;' | 0,00
Coerce lo Range Jj1
i
| DK | iPCancd
H|É>- Anaína Tan Confitiuratiem • Modbusl.42050 f3
C¡enefal | Connection | Operations | Soafing Alarms j
[ iEnable Alarms
AlannAcknowtedgeMode j UsetrnustAck \-r\m Deadband {% of range) | 1,00 ;
EnabieAlarm UmH PiíofíyCHLHÍ | OjOO i 1
DiHI | 0,00 ¡ 1
ÍJ^LO ¡ OJO j 1
0;LO-I-0 | blÓ | T
Alairn Mec:age |
DjEnabh Ptioritv | 15
| ÜK | rSnceí"|
c) dTFig. 3.15. Atributos de las tags.
a) Conection b) Operations c) Scaiing d) Alarms
de prioridad de 1 a 15. Para tags discretos permite generar alarma si el valor de la
tag es alto o bajo.
138
£2e gonfigure íierveis \/¿indow
Tag Ñame | Tag Group*- Modbusl.42049
| DataTypeAnalog
TagAccess | *Input/Output i
OfM itíl¿B&^«^^^^^ •-..'-. ->'•*':-- • -.:-'-'• 1«• Modbusl.42051-* Modbusl .42052*- Modbusl. 42053-*- Modbusl. 42054> Modbusl. 42055• Modbusl.42056*- Modbusl. 42057*• Modbusl. 42058-* Modbusl. 42059* Modbusl. 42060-•• Modbusl. 42061-•- Modbusl.42062-••Modbusl.420634- Modbusl.42064-* Modbusl .420654-Modbusl.42066* Modbusl .42067*Modbu$1.42068
[ll . .
¡g^gfi ríjj B^jfQiiiTQjfí'i
3
Analoq
>«íí íímrn;MKsimeneta) Cormectíon 1 Dperatbns j ScaÜng
Tag Ñame
Tag Gfoup
Tag Descftption
InDut/Qufput"tí tt*''Í* ?<-• '•••"' '«^ t'l'Vl
Alanns I
Modbus1.42050 j'¡
<ALL> ^J,
.. J!
—
: »\.
Fig. 3.14. Configuración de los atributos de las tags.
Etiqueta Operations, (Fig.3.15.b) en el área "Engine", se determina el valor inicial
del tag y el campo "Update Deadband", determina cuando el Engine actualiza la
tag con un nuevo valor. En el área "Logging Data and Events", se marca la opción
Log Data, para que la tag pueda ser registrado en la base de datos Citadel. El
campo"Log Deadband" especifica el porcentaje mínimo de variación en el valor
del tag para que éste sea registrado en la base de datos.
Etiqueta Scaling, permite convertir los datos registrados a unidades apropiadas
de ingeniería, escalándolos de manera lineal o cuadrática (Fig. 3.15c).
Etiqueta Alarmas, permite generar eventos y alarmas automáticamente, sin
programación adicional, cuando los valores de las tags salen de los rangos
previamente definidos (Fig.3.15.d). Para tags análogas, permite habilitar cuatro
posibilidades de alarmas: valores muy alto, alto, bajo, y muy bajo, con un rango
140
3.5.3. APLICACIONES CLIENTE.
LabVIEW DSC instala varias herramientas de desarrollo, que permiten crear
conexiones con los tags, cambiar de pantallas o asignar niveles de acceso a los
usuarios de las pantallas; realizando de manera automática la generación de
código de programación. Estas herramientas son: el HMI Wizard, el Panel Wizard,
el Access Security.
3.5.3.1. El HMI Wizard.
Los Vi's creados para la interfaz con el usuario consta de visualizadores para
mostrar en pantalla los datos adquiridos y controles que permiten modificar el
comportamiento del servidor. Estos controles e indicadores, deben ser
conectados a las tags existentes en el archivo .scf, para la transferencia de datos
con el Tag Engine. El HMI Wizard es una herramienta diseñada para realizar
estas conexiones. Para que el valor del tag pueda ser transferido al VI cliente, el
Tag Engine debe estar corriendo.
Para conectar una tag a un indicador, se hace clic derecho sobre el indicador y se
selecciona la opción HMI Wizard (figura 3.16). En la ventana que se abre a
continuación, se escoge el nombre del tag el cual se desea visualzar y se pulsa
OK. En el código que se crea automáticamente, no se observa alguna conexión
con el indicador, esto es porque el HMI Wizard, utiliza conexiones del DataSocket
del panel frontal que no requiere conexión alguna.
3.5.3.2. El Panel Wizard.
El panel wizard es una herramienta utilizada para la navegación entre varias
ventanas de paneles frontales (VI), que una aplicación cliente tuviere. Esta
herramienta solo es aplicable a variables boleanas, generalmente botones. Para
acceder a esta herramienta, se debe hacer clic derecho sobre un control y se
selecciona la opción Panel Wizard (figura 3.17),
141
gfc!fc»ib¿Mi« T ríajxf£3o £tfi fiperale Joob Jliomo \4fjrxiow Help
Jt£¡¿];Q|||||l2plAiUJGlee¡; • H|5*H|3«H|Í*H
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RndTwmíndChanoe'toContiot
Oeíctpfbn and Tip...
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1 U L : 1 1 • ¡i D n n o D n D n D a n D D a n n n a n a t I
- " " . " " ' " J -
Fig. 3.16. HMI Wizard para generación de código.
"3
JflHASa-["ViáffillSre Í'
Changa tt, Indcetor
i. .D«cnpt»rnndTip._
;, OwJ.c »r Repise* >r Data Opeíationj )
WJWtzad...
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WlhtMícorírd • ^OpenaPanel
I , Dote ihij PaodBuaon | romfl"!
C) \jxjh piornplf¿: Hrttacal Tieod Vieww
n o n n n_o_nn_o_o_p D o a D a o o n n D a D a a D o n n D D n a o c i n p n o
Fig. 3.17. Configuración del Panel Wizard
En el cuadro de dialogo que se abre, se puede escoger la acción que e! control
realizará: abrir un panel o cerrar el panel actual. Si se selecciona abrir, se debe
determinar que tipo de panel se va a abrir: un cuadro de inicio de sesión, un panel
de históricos, un panel de monitoreo de tags o un VI, para este último se debe
especificar el path de la aplicación Vi a ser abierto.
3.5.4. RECUPERACIÓN DE DATOS, EVENTOS Y ALARMAS.
En la sección "Configuración de Tags", se determinó que el registro de las tags en
la base de datos Citadel, se efectúa sobre las tags que hayan sido configuradas
142
previamente. Ahora bien, si se quiere recuperar la información de estas tags
desde la base de datos, hay varias maneras de hacerlo. Una de ellas, es la
utilización del utilitario de LabVIEW DSC, el Historical Trend Viewer (HTV). El
HTV es una herramienta que recupera los datos directamente desde la base de
datos y los despliega en pantalla en un gráfico. Para construir una interfaz HTV,
se selecciona el menú Tools»Data!ogging & Supervisory Control» Historical Trend
Viewer. Esta herramienta permite seleccionar las variables a ser monitoreadas, la
fecha de inicio y fin del registro entre otras cosas. Más sobre esta herramienta se
verá en el manual de usuario.
Para la visualización de una variable en tiempo real se puede utilizar un objeto de
la subpaleta de herramientas Trends, el Real Time Trend sobre el panel frontal, y
emplear el HMI Wizard sobre el objeto, En el cuadro de dialogo se escoge las
variables a ser visualizadas y se pulsa OK (figura 3,18). Esto permitirá grafícar la
información recuperada y visualizar la actualización de datos.
Fig. 3.18. Asignación de variables a graficar sobre un objeto Real-Time Trend.
143
3.5.5. IMPLEMENTACIÓN DEL ACCESO DE PERSONAL.
Para el desarrollo de las seguridades de aplicaciones de LabVIEW DSC, se utiliza
la herramienta User Maneger, el cual permite crear y modificar cuentas de todos
los usuarios de la aplicación. Permite definir que privilegios son otorgados o
denegados a un operador. A esta herramienta se accede desde el menú
Tools»Datalogging & Supervisor Control»Security»Edit User Account (Fig.3.19).
:Í),,' National Instruments User Account Manager SSLUser gelítaes Qptions H
¿S Anrosua Ana María Romero Operadora ¡
¿SAudíofaz Fabrício Zufíiga Invitado 7 — ']
$í Guest
HÍÍ
1 Groupríame
$$ Admínistratois
•g§ Guests
•QtíGpeíators
•8§> System Operators
1
Built-in account for granb'ng guest access to the system 'R?*
1- •- -•>!
¡ Description )
Members can fully administer useí accounts
Members have guest access to the system
Members gtanted genera! access to the system
Members granted systern-level access lo Ihe systern
• -...«.- II!— !. ......,.—.- ->.._, __._.__ .„ ...!, — • ,„,- ...—....•.•
Fig. 3.19. User Maneger.
En el User Manager se tiene cuatro grupos predefinidos de usuarios, que son:
Administrator, Guest, Operators y Sistem Operator. Se pueden usar estos grupos
o crear nuevos grupos a! seleccionar User»New Local Group. De igual manera,
existen cuentas especiales de usuarios predefinidos con diferentes niveles de
acceso que son;
• Administrator; Siempre tiene acceso completo al sistema y puede cambiar las
configuraciones de seguridad,
• Guest; Tiene un nivel de acceso predefinido a 1.
• Nobody: es un usuario no "autorizado", predefinido cuando no existe un
usuario registrado, su nivel de acceso es siempre 0.
144
Se puede agregar una cuenta al seleccionar el menú User»New User Account, y
configurando el cuadro de dialogo similar al de la figura 3.20. La información
básica de la cuenta que se debe ingresar es: el nombre del usuario, la
contraseña, el nivel de seguridad, etc.
Tanto los grupos como las cuentas predefinidas, no pueden ser borrados.
ryv^THfifbí ri / titír\JJ&^\íí%}^L¿(*f&l
Useiname:
FütlWamé: . 1• : • • (
jDescripíion:
Passwotd: 1"'. í
Confirm ]Passwórd: ]
Secúritii Level:
épj^^.%^-x' .-:v:-r,.<^í- -^:-^:V/- ::^',:-' ' - .Ívl5ll|1
. ^ ^ rus"" ,.,„„ :
: . . |: Cancel
;•;-, - - - . . - . . . ' . . - - . . . . . . . . . " . . - - . - - . ......... i!; Help :
: ' - -.- - . - - . " ' . . • !
i
~^~mMinutes idle gnlil logoff; jo ^j
© Password N.evet Expires
O Passwofd E.«pires Ih )„_„ jl Days
Q Account Disabled
^~~~:
Fig. 3.20. Configuración de la cuenta de un usuario.
145
CAPITULO 4
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS.
El sistema de monitoreo de la subestación Muíalo, mejora el funcionamiento del
sistema eléctrico en general, tanto en la manera operativa de la subestación,
como en la medición y registro de los valores de los parámetros eléctricos.
En la forma operativa del sistema, podemos destacar varios aspectos
importantes, como por ejemplo, la realización del mando de cierre y apertura de
los alimentadores primarios y de los nodos de interconexión, en forma remota.
Esto permite a los ingenieros de ELEPCO, maniobrar de manera rápida y dar una
respuesta a cualquier situación anormal o de mantenimiento del sistema eléctrico,
brindando seguridad en la operación de los elementos de corte, pues no es
necesario estar presente en ei sitio donde se encuentra la paramenta eléctrica de
alto voltaje.
La medición y registro de datos, anteriormente, lo realizaban los operadores,
registrando los diferentes valores en hojas membreteadas a cada hora, en
horarios de bajo consumo de energía, y cada media hora (o cuarto de hora) en
146
horas de alta demanda de energía; posteriormente, estos datos eran trasladados
a un archivo de Excel y/o enviados vía radio hacia la estación central, para luego
realizar el análisis correspondiente del Sistema Eléctrico. Al monitorear los
parámetros eléctricos de manera remota, los valores de cada parámetro se
actualiza automáticamente en la base de datos CITADEL, de manera que el
tiempo empleado para realizar la medición es de apenas algunos segundos,
correspondiente al tiempo de respuesta del Sistema de Supervisión, y su registro
en un archivo electrónico, puede ser incluso, en cada medición.
El tiempo de respuesta del Sistema de Supervisión, va de tres a seis segundos y
es debido a la velocidad del radio- módem, pues sus características de velocidad
no son suficientes para la cantidad de datos a transmitir. Esto indica que cada
parámetro visualizado en las ¡nterfaces HMI (pantallas de supervisión), se
actualiza con un tiempo de retardo de hasta seis segundos, es decir entra en la
clasificación de un Sistema en Tiempo Real Severo. Este tiempo resulta un poco
amplio, no permitiendo realizar un análisis más detallado de las variaciones que
en la red se producen.
Los elementos de corte responden a una acción de cierre o apertura con un
retardo de tres segundos. La diferencia de tiempo en relación con la actualización
de los valores eléctricos, responde a que LabVIEW, da prioridad a las tags de
escritura.
Se puede concluir entonces, que el sistema permite obtener una hoja de cálculo
cada 6 segundos aproximadamente. Esto permite realizar una análisis con cierta
profundidad del sistema eléctrico y en un tiempo mucho menor. Las pantallas HMI
estadístico e históricos, sirve de apoyo en análisis del Sistema Eléctrico, que los
ingenieros de ELEPCO realizan, para evaluar flujo de carga y realizar el análisis
de balanceo de cargas, etc, de una manera mas fácil.
En la subestación Muíalo, el funcionamiento de los elementos de protección y
medición electromecánicos ya existentes, no se ve mayormente afectado por la
presencia de los equipos implementados para el Sistema de Telemetría. Las
147
conexiones realizadas en cada celda de alimentación de 13.8KV y en las
estaciones blindadas GIS de 69KV, no alteran el conexionado ya existente y es
posible desconectar completamente el Sistema de Telemetría sin mucha
dificultad. Esto hace que ambos sistemas, el electromecánico y el empleado para
la Supervisión de la subestación, sean prácticamente independientes.
Varias soluciones se pueden dar, para mejorar el tiempo de respuesta de!
sistema.'Una de ellas puede ser el empleo de analizadores de redes eléctricas
que posean puertos de comunicación a altas velocidades (Ethernet 100 base T,
por ejemplo), esto permitiría realizar análisis de calidad de energía. Añadiendo a
esto, la utilización de un computador local, el sistema se vería mejorado
grandemente, pues en redes de área local, las velocidades de transmisión pueden
llegar actualmente, a los Giga bits por segundo. La trasmisión también puede ser
mejorada con el uso de radios-módem de mayor velocidad, sin embargo, esto
puede afectar la frecuencia de transmisión y por ende la banda de frecuencia
establecida para ELEPCO. Todos los equipos necesarios para realizar las mejorar
mencionadas tienen un costo mayor al equipo con ei cual se realizo el sistema de
telemetría estudiado en este trabajo,
4.2 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
• Todos los equipos y dispositivos empleados para la telemetría en la
subestación Muíalo, se encuentran "centralizados" en un tablero de control
ubicado en el cuarto de control de los operadores, con lo que el espacio
requerido para la implementación del sistema de telemetría, no requiere de
grandes dimensiones.
• Los conexionados realizados para la implementación del sistema de
Telemetría, no alteran el conexionado previamente existente en las celdas
alimentadoras de 13,8kV y 69kV. por lo que el funcionamiento de los
dispositivos de medida y protección ya existentes, no se ve mayormente
afectado y permanecen funcionando normalmente. Esto hace que el
funcionamiento de los dispositivos de medida y de protección, existentes en la
148
subestación Muíalo, sean independientes del funcionamiento de los equipos
de transmisión y control implementados.
Sobre la base de las potencias obtenidas en la telemetría y monitoreadas en
las pantallas de supervisión, es posible determinar fácilmente, el flujo de carga
del sistema eléctrico15.
El sistema, al ser digital, mejora la precisión en la toma de datos para la
medición de los parámetros eléctricos en la subestación.
La confiabilidad de los datos en la transmisión, está definida por el protocolo
de comunicación y la calidad de los equipos utilizados para esta tarea.
El tiempo de respuesta del sistema para el mando remoto de las celdas
alimentadoras de salida, se estableció en un rango de 3 a 6 segundos. Es
posible disminuir este tiempo, reemplazando los equipos de transmisión
(radiomodem) a velocidades mas elevadas, esto sin embargo, podría afectar la
frecuencia de transmisión utilizada por ELEPCO, a más de que la
implementación resultaría más onerosa.
Es recomendable la utilización de un computador industrial en la estación
remota (Muíalo), esto debido a la gran cantidad de información. Es otra
manera de mejorar la respuesta del sistema sin tener que reemplazar los
equipos de transmisión.
15 Flujo de Carga: diferencia de potencias activas entre nodos de un sistema eléctrico.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
> ESTACIONES DE TRANSFORMACIÓN Y DISTRIBUCIÓN.
PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS, Ramírez Vásquez José,
Mayo 1985, 6a Edición.
> INSTALACIONES ELÉCTRICAS DE BAJO VOLTAJE, CÁLCULO DE
LÍNEAS ELÉCTRICAS, Ramírez Vásquez José, 1985, 5a edición.
> CENTRALES Y REDES ELÉCTRICAS, Bucholdh Th. Happoldth, 1959,
> AUTOMATIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN MULALÓ MEDIANTE EL
EMPLEO DE RELÉS DIGITALES SIPROTEC 7SJ63 SIEMENS, Muñoz
BarrreraLuis Alfredo, Tesis de Grado, Julio 2001.
> DISEÑO Y DESARROLLO DEL HMI DE UN SISTEMA SCADA PARA
LA AUTOMATIZACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN DE ENERGÍA 69KV
A 13,8KV, Bonilla Chantapaxi Edwin, Cárdenas Velasco Mauro, Tesis de
Grado, Junio 2003.
> SISTEMA SCADA PARA EL SISTEMA DE GENERACIÓN Y
DISTRIBUCIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA S.A.,
Damián Ramos Millón, Tesis de Grado, 1999.
> ESTUDIO DE LAS SUBESTACIONES BLINDADAS Y AISLADAS CON
SF6, Mier Luna Vivnició., Tesis de Grado.
> USER'S GUIDE LABVEEW 61, National Instrument
> LABVIEW DATALOGGING AND SUPERVISORY CONTROL
MODULE COURSE, National Instrument.
> CATALOGO GENERAL DE PRODUCTOS, Circutor.
> USERS GUIDE DL205, Autoimation Direct.
> PLANOS DEFINITIVOS, Subestación Muíalo, Elepco S.A.
> http://www.efalcom.com.html •
^ http://www.conelec.fíov.ec/index.html
^ hrtp ://www.modicon. com
^ hrtp ://www. eva. s win. net
> http://pomelo.ivia.es/mecanizacÍQn/A\^^v/Manual_Electronica/index.htm
^ bt1p:/A^^v.geocitiesxonVoceaia_buoys.htrnl
RIO
MAMJAL DE USUARIO.
El manual de usuario permite tener una visión amplia de la aplicación, del
software desarrollado para la supervisión de la subestación Muíalo y la manera
como éste se utiliza. Brinda una facilidad al operador al momento de ingresar o
ejecutar una acción dentro del Sistema de Mando y Telemetría de la Subestación
Muíalo.
INTRODUCCIÓN.
El sistema SCADA de la subestación Muíalo, es una aplicación desarrollada sobre
la base de LabVIEW DSC de NATIONAL INSTRUMENTS y mediante el protocolo
Modbus, el cual permite el enlace de todos los CVM's colocados en el tablero
SCADA. LabVIEW DSC de NATIONAL INSTRUMENTS es la plataforma para el
HMÍ, interfaz hombre máquina.
El enlace para la transmisión de datos entre las subestaciones y el Centro de
Control se realiza mediante RADIO ENLACE. La adquisición de datos se efectúa
utilizando un software Servidor Industrial de Automatización OPC Servers.
La base de datos del sistema a ser utilizada será CITADEL (la cual forma parte de
LabVIEW DSC), a la que es posible acceder desde cualquier otro tipo de base de
datos como lo son: ORACLE, MS Query, MS Excel, MS Access, entre otros, ya
que utiliza como medio de conexión el sistema estándar ODBC.
A continuación se presenta la función de cada pantalla del sistema:
PANTALLA DE PRESENTACIÓN.
La pantalla de presentación del Sistema SCADA para la Subestación Muíalo
contiene dos teclas que permiten ingresar al sistema (ENTRAR) o salir del
programa (SALIR).
g-PRESENTACmN.vi
ESCUELA POLITBCHICA NACIONAL
DKPARTAMBHTO DEELECTRÓNICA Y CONTROL
PROYECTO DE TITULACIÓN
ENTRARl
DIAGRAMA UNIETLAR PRINCIPAL.
En la subestación Muíalo, se ha representado los disyuntores y seccionadores de
interconexión para San Rafael y Lasso, la entrada del Transformador de Muíalo a
nivel de 69kV, la celda de entrada de la barra de alimentación principal (13.8kV) y
los alimentadores o salidas primarias a nivel de 13.8kV.
Se visualiza, en tiempo real, parámetros trifásicos tanto a nivel de 13.8kV como a
69kV. Los principales puntos que se distinguen en esta pantalla son:
1. Estado de los disyuntores, el color rojo indica que el interruptor está cerrado y
el verde que se encuentra abierto.
2. Estado de los seccionadores de acoplamiento a nivel de 69kV. El rojo indica
que el seccionador esta cerrado y verde indica que se encuentra abierto.
3. Estado de seccionadores de puesta a tierra. Color negro indica que el
seccionador se encuentra abierto y color naranja, que se encuentra haciendo
contacto a masa.
4. Potencia activa trifásica en cada celda de 13.8KV, y disyuntores Lasso y San
Rafael.
5. Corriente trifásica en cada celda a nivel de 13.8RV, y GIS Lasso y San Rafael.
6. Factor de potencia trifásico en cada celda a nivel de 13.8KV, y GIS Lasso y
San Rafael.
7. Voltaje trifásico en la barra de 13.8KV y en las líneas de 69kV.
8. Identificador del usuario activo.
9. Retorno a la pantalla de presentación (SALIR).
£te jffi Qpüirie
HZ
I SAL IDA 2 I ¡ SAUDA 3 |sjU.IDA4:] [ SALÍ PAC j j
Para tener acceso a las distintas pantallas del sistema, el operador deberá
registrarse con su nombre de usuario y clave personal, cada usuario pertenecerá
además a un grupo o cuenta. Deberá hacer un click con el botón izquierdo del
mouse en INGRESAR y aparecerá el siguiente cuadro de dialogo:
@ User Lpgin |M|
Use/ñame: jAdmirñstrator
Accoünts: I Administra tor _rJ
OK Cancel Logout
Si los datos ingresados son correctos, el sistema dará luz verde al usuario quien
tendrá acceso al resto de opciones, caso contrario se le volverá a pedir una
cuenta correcta. Cada usuario tiene distintos privilegios dentro del sistema.
• ;_, '_- -V;/,Q,v;- •.
r ACCESOU,,,.,. ,.,,..éSS==
',i
í " CÜT/!UfíICftCiOH O" j
jUSUARlO-.r (nobods) j j
Una vez otorgado el permiso de acceso a! sistema, se activan los diferentes
botones que forman el menú principal: Estadísticos, Históricos, Alarmas, Mando
Remoto y accesos a la pantalla de los CVMJs.
ESTADÍSTICOS.
Es una pantalla que permite obtener en una hoja de Excel, los datos almacenados
en los históricos de la base de datos. Esto es útil para realizar cálculos de
parámetros tales como el promedio, la moda, la varianza, la desviación estándar,
entre otros.
!íg ESTADísTfCOS.vi "" . ' .'. • . ' ; •/-..Vf/v •••-/: - --•-. :;;•:;— B^V^' • ^^^^^^^''^^^^K!^^
\ USUARIO:] (ncbodj) j¡¡
INTERVALO Y PERÍODO {1 DE LA MUESTRA |
. Inlervolq Periodo
| 1:00, )L_ 10:10:00
•; FECHAS DE MUESTBEO i
Fecha inicial Facha final
^ 10:31:00.00 1^120:41:00.00 ,
HMnr— mrwrrtn f
j. i CAVICTQRXdata
SÜBE3TAC1ÓH H0LAXXESTADÍKT1COSS
LISTA DE VARIABLES
S\oemcoinpulerVScada\'MulalQ.SR-Kw21 |\\oemcompute[VScada\'Mu!aIo,SR'A2l ¡
\VoemcDínpu(«\ScadaM'lL¿aIo,SR>All ]
\Voemcomputet\ScadaVMulalo.S5-FP1' \l ¡
\\oemcompUet\Scada\1vluIalo.SR-FPIII1 \' '-
\Vjemcompulef\ScadaS1Mulalo.S4-FP2< j\Voemcompute(\Scada\Mulalo.E-FP3< } •\\oemcompulet\Scada\Tvlulalo.S2-FPlir |\VoemcompUerVScñdaYMutío.S3-F P31 í\Vcwfncomputef\Scada\Mulalo.S4'FP1 ' '-
\Voemcotnpulef\ScadaVMuIalo.L-FP1' !\VoemcompuíefVScadaVMuIdD.S3-FP2' IVWmcomputefVScada\Mulalo.S3-FF1ir i\\08mcorríiuíef\Scada\'HUalo.S4-FPfir !\\oe(ncompulef\Scada\>lLila!o.SR-FPl1 :\\oemcomputei\ScadaVMuIalo.SR-FP? i
\\oemcompmet\Scada\'MiJalo.S2-FPT íS\oemcomputet\Scada\'MiAaIo.S2-FP2' i\\oetncompulef\ScadaV1vlulalo.S2-FP31 ¡\\oemcomputef\ScadaVMtJalo.S3 :PT 1\Voemcompule(VScadaVMulalo.S1-FP3' i\\oemcompule(VScadaVMutaIo.Sl-FP2' |i\\oBrncompmefSbcada\Mulalo.bl-l-Klll1 j .\\oemcMnpUer\5cada\'Mu!aIo.L-FF1|[l ^ LZ
£
,
=
; V.FftiA cowu?cc<£p-n ¡H
{Historial
Date
01/20/2004
01/20/2004
01/20/2004
01/20/2004
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01/20/2004
01/20/2004
01/20/2X4
01/20/2004
01/20/2004
01/20/2004
01/20/2004
01/20/2004
Í 01/20/2004
01/20/2004
01/20/200401/20/2004
DATOS HISTÓRICOS
Time
1 0:31:00 AM10:32: 00 AM
1tt33:OOAM10:34:00 AM
1 03500 AM
1 0:36:00 AM1 0:37:00 AM
10:38: 00 AM1 0:39:00 AM
1 0:40:00 AM
10:41:QOAM10:4200 AM
1 0:43:00 AM
1 0:44:00 AM10:45:00 AM1 0:46:00 AM
10:47:00 AM10:48:00 AM
1 0:49:00 AM
1 0:50:00 AM
1 0:51:00 AM
1 0:52:00 AM
£1r~ •_- sLiear enchivo ,'
de BKcel ',
. , i
SALIR
- Ji
Vw»rocom¡
,AJ-
.*
1: )
:|
i
' !
;
i
En esta pantalla distinguimos los siguientes controles:
• Intervalo de muestreo (HH:MM:SS)
• Periodo de la muestra (HH:MM:SS)
• Inicio de muestreo (HH;MM:SS y DD:MM:YYYY)
• Fin de muestreo (HH:MM;SS y DD;MM:YYYY)
• Lista de variables
• Tabla de datos históricos
El intervalo de muestreo, es el tiempo existente entre cada dato analizado. El
período de la muestra corresponde al tiempo total del muestreo. Desde la lista de
variables se escogerá ias variables existentes mediante el mouse, al dar un click
en el nombre de la variable requerida, y Shift + Click derecho, para añadir tags.
En la tabla de datos históricos aparecerán los valores de las variables
seleccionadas.
Haciendo clic en el botón SALIR, se cierra esta pantalla.
MANDO REMOTO.
Desde esta pantalla se realiza el control de operación de apertura y cierre de los
disyuntores. Se visualiza además el diagrama unifilar con ios principales
elementos de corte, la posición de los seccionadores de puesta a tierra y el
estado de los selectores Local/Remoto, los mismos que deberán estar en la
posición Remoto, para realizar el cierre o apertura de cada disyuntor.
A esta pantalla sólo tendrán acceso, aquellos usuarios que posean los permisos
respectivos dentro del sistema, caso contrario el control para el ingreso a esta
pantalla estará deshabilitado.
CÓDIGOS
-Q8
HISTÓRICOS.
Al dar un clic sobre la opción Historial del menú principal, se abrirá la pantalla del
Measurement & Automation Explorer. Luego, dando un clic sobre Historical Data
se muestran las bases de datos disponibles. Escoja aquella que desea consultar.i> C:\Mis documentos\Vrcloi2\tes¡s\data - Measutemenl t Automation Explore!
£3e Edil tfew Jods Help
i -^ New Trace View ^NewAlam/EventView
HistoficalDala))--3 C:\AicKyrsde piogiamaVNatíonal InidumentiMi
nsliumenUM-í
S cales
istorica*=^^~u QWchívos de programa\Nat¡onal InstrumentsVD
— SJ C:\AtcWvosc
"C:\Aicnivosc
~ QWcriivosc
H 3 CAMlsdocurr- 3 C:\Mtsdocurr— 3 C:\Mis docurr« .«A
jOMvíu documento»WKrfot2\te««SdalalC:\Progfam Flet\Nab'ona
SoftwateRemote Systems
Por ejemplo: C:\Archivos de programa\National lnstrument\LabV!EW6i\data. En la
parte derecha de la pantalla, bajo el encabezado TRACES, se indicará entonces
el nombre del PC donde está la base de datos con la información respectiva.
Dando un click sobre el nombre del PC se despliega el listado de parámetros
eléctricos. Con el botón derecho del mouse, de un click sobre la base de datos
seleccionada, se desplegará el siguiente menú, como se indica a continuación.
(J£ C:\Mis documenlos\Victoi2\dala - Measuremenl & Automation Explorer
File Edil View Jools Help
jj ^NewTraceView ^)NewAlarm/EventV¡ew ¿¿Compact ij^Reset @Hétele
i >
Confiquration
B
My System !£| Data Neighborhood jSi Devices and I nterfaces jftl IV! InsUumenU {O Scales i^ Histórica! Data j
h" 3 C:\Archlvos de programaNNational InstEumentsSUii 3 CAAfchivos de programaSNaííonal InstrumentsSLc!¡ ^J CA¿,rchivos de programaSNationai InslrumenlsSLc-|-~3 CMrchivos de progtamaNNalional InstrumentsMc)l--2§ CAArchívos de programaSNational InstrumentsSLcjh" la C:\Aichivos de ptogtamaSNational lnsUuments\U[!~"^á C:\Archivos de programa\Natíona[ InsUumentsMcj¡ ^ CMrchivos de pfogiama\National InsttumentsMí!j"™!~á C:\Archivos de programaSHational
New View•*¿j l3KSUfifc*ia51UWIW«i*i5HM-3 CAMis documentosSVicMjíí••""á CAMisdocumentos\Vi|>íort
TracesQ-sl victor-2U-iga
Ha LabVIE
Listado de parámetros
1 ^ CAProgram Files\National l¡
Remote Systems
,-%Comoact" M
Tiace "; :
Álarms/Evtnts
•fsL(Mulalo]Hl-S|-sM[MuIa!o)Hl-STVsR(MuIaIo)H1-S3sL(Mulalo]H1-S2|R :ÍMula!o]H1-sM '(Mulalo]H2-S1 JL -(Mulalo]H2-S1- M(Mulalo]H2-S1- R
" (Mula!o)H2-S2-ÍL -.!- LHulalo]H2-S2-ÍR •
ulalo)H2-sM| .u!a[o)HSPT/L .ulaloJHSPllR .
•\(Mulalo]SPT-|] '
r-D¡
Ni
P
s
New View: se obtiene un nuevo submenú. El usuario podrá ahora realizar una
consulta gráfica de los parámetros eléctricos (Trace), o revisar el historial de
alarmas y eventos, (Alarms/Events).
Compact: compactar la base de datos eliminando espacio gastado que podría
resultar de eliminar o archivar datos.
Reset: elimina cualquier consulta anterior, no la base de datos.
Delete: ofrece dos opciones, remover la base de datos del árbol dejando los
datos intactos (eliminación visual) ó, borrar la base de datos del árbol incluyendo
los datos (eliminación física).
Rename: permite cambiar el nombre con el cual aparece la base de datos en el
árbol.
Consulta Gráfica de Parámetros Eléctricos Trace
Cuando el usuario escoge New View »Trace, se crea un subdirectorio de la base
de datos llamado New View en donde se deberá ingresar el nombre que se desee
dar a la consulta. La pantalla se presenta de la siguiente forma:
j»££?¡ t»>—
\M¡••'i, v¿
09:0,4:13 09:0
trace AUributes teg Djsplay 1
Trace Attríbutes permite configurar las variables eléctricas y el periodo de
consulta.
•» 31 1 2 3 «k 5S 7 8 3 ID 11 1213 1* 15 16 17 19 1320 21 22 23 21 75 -2627 29 29 30 I 2 34 5 C 7 3 9 10
04/06/2003
Haga un click en Start Time y escoja la fecha y hora en que desea iniciar la
consulta; repita el procedimiento para indicar la fecha y hora en que termina la
consulta en End Time.
Para seleccionar los parámetros que han de ser visualizados presione Add New
races y añada las variables al panel derecho presionando "»". Luego de
seleccionar las variables, presiones "OK" para aceptar las tags a gaficar.
• Display presenta las gráficas que el usuario ha escogido anteriormente. Los
comandos desplegados en esta ventana se describe a continuación:
Inicio del período de consulta Fin del periodo de consulta Cursor (HyperTrend Cursors)
/ /Moverse dentro del periodo / Zoom +/- / Cambiar Fecha y Horade visualización actual
este comando despliega el HyperTrend Cursor, el cual permite visualizar
valores puntuales según ¡a posición en que se encuentre el cursor (iínea vertical
de color verde fosforescente), puede trabajar con dos cursores a la vez
habilitando la opción Two Cursors.
10
Para editar las propiedades de los gráficos, se dará click derecho sobre el
recuadro de gráficos; se despliega el siguiente menú:
• ShowLegend
AutoScale ¥
v Fixed Gr'd
2oom/Pan Mode >-
Restore X Axb Width
Restore V Axis Límits
.Add Y Axis
Prinfc
Help....
Properües...
Propiedades de HyperTrend g|
^E- i
11
- I
jI
i'C11 -
laySelfVigí í
'-*'.. ,.y._'¿":. »-| JAmpetíoi rj
>Wa[ _ > - g ) Ádd| Del |
'Jame j anglaraito "T Caplbn JAmpeibs
:aption iTiempo ^MajaGiid MhwGfid Backgtound
4tth joaoi:oo.ooo ^ Tl *-Tl D^lP" V»bb F Visible
„
iOT§&S6LO&OQSáca' Ñame ¡\\CPQ5159S104300\ScadaM?TCPQ51 5961 0430b\Sca . •
Mínimum | M>íTvnum |lKl A)
jtj Lina Sfyla Widlh
'DalaPoirit 3t>>)e
DJ^j JNone jj-j
.... • . . Evenl Slyle Wkfth
v ' ' ' • " ' • - ' Í' • - . ' - - . ' - -
1 Aceplat j Cancelai i Apücar j
En el cuadro de diálogo Propiedades de HyperTrend, el usuario puede cambiar;
color del backgroung, color de la rejilla (grid), color y ancho de las líneas de
gráficos, escala en X (tiempo) y Y (amplitud), dar nombre a los ejes y leyendas,
etc.
11
Si el usuario desea cambiar de escala, lo hará escribiendo en formato de hora
para el eje X (en 1) e indicando el valor mínimo y máximo de la escala Y (en 2 y 3
respectivamente). Una vez que se ha cambiado la escala de los ejes X o Y, el
usuario deberá dar click en el menú sobre la opción Restore X/Y Axis
Witdth/ümits para que el cambio se haga efectivo.
• Exportar a texto
Una vez realizada la consulta, el usuario puede exportar los datos en formato de
texto, de manera que luego puedan ser manipulados en Excel por ejemplo. De la
barra de herramientas elija la opción Exportto Text, se desplegará el siguiente
cuadro;
Éxport'ÁStíJ fornwt É£
r Soítrce Locatíon::— = ^ •- : •:'Computer: localhosl |
Path: c:\emepe\m8hglarafto\eiala
Start iiroe; (1 VÓ3?20Ó3 0:08:46.000"
End fine; flW03/200311:20n7OT"
FWd DeÜmiferrJTAB
j Natural ^j Time ínter/ai: |6QQ sec(s)
Output Ríe: JD \Documants and SetlingsSAH Usets\
Start | Cióse f Advanced... í
Seleccione el intervalo de la consulta a partir de Start Time y End Time. El
delimitador de campo F/e/d Delimitar le da la opción de escoger entre: comas,
punto y comas, tabulaciones, espacios, entre otros; esto hará que los campos
sean correctamente separados al momento de abrir el archivo en otro programa.
El delimitador TAB funciona correctamente. Puede además seleccionar la
interpolación de datos en Interpolation. El comando Natural es adecuado para
cualquier aplicación.
En Time Intervatel usuario indicará el intervalo de tiempo entre cada dato,
12
En Output File señale el path en donde guardará el archivo y el nombre con el
cual lo reconocerá posteriormente, puede darle extensión .txt o .xls para abrirlo
mediante Word o Excel respectivamente.
Presione Start para crear el archivo. El formato que tendrá la hoja electrónica
cuando se abra el archivo será:
¡Sj] dftKvo. Etfctófr'Üw IfBwtar Eorroato tJ ramientas Datos VoQtana 2 Traducción~ ' ' " ' '
K51B F ' G
J_ ¡NI (c) Crtatiel ExpIorerYl.p2';C[BalBd: 1B/D7.2Q03 9:tO:32.S4B'
_3jNumberofIraces export8d¿,4 jNumber of rows: 424 .._...„5 ¡Tlrne inVerrat 600
;Trme__ _ _ _ _ _ - . __Ti ....... ~Dr. 1:28:23.154' ' _ "1 I _ 127-BQ3 1 Ó _ 1 "_ 154.B77' 0:
12! Í¡1 1:38:23.154: ..... ' ....... " "130.097" " " o " ' ' " ...... 157.067' G:
'13'- 2:11:48:23.154' _ 120.672 0. 146.231 : _0"" ........ " ...... ~~ " ........ " '_"3!1J:58:23.154: ...... ~~ " 120554 Q"4:12:08:23.154' ' __ _ __ " ' _ _ _ 116.5S _ 0 _ _ _ _ _ __ 141.548. __0;
"5Í12:1B:23.15T_ "" „ ~ "__ " ..... _ "J15.0EQ _Q. „ __ _ Í.*3-B,G- D''Btl_S2B:23.'l54r "" ................. ' ' ' MlZISl" o" 138.33V í)r17'
Consulta de Alarmas Y Eventos Alarms/Events.
Cuando el usuario escoge Alarms/Events, se crea un subdirectorio de la base
de datos llamado NEWA&E VIEWen donde se deberá ingresar el nombre que se
desee dar a la consulta.
Alarms/Events Filter permite al usuario escoger los criterios para la consulta,
además del periodo de consulta.
13
Q Process Ñame |
Fj Obiect Ñame
£í Desctiption
Alanm/Evart» Bromar)
Alarms/Events Browser presenta en una tabla los históricos de alarmas y
eventos originados en el periodo seleccionado por el usuario.
*£ New A6E View • Meaiuiement & Aulomation Exploiei
| £ie £tfil View loob jjefc.
My System íÜ Dala Neighbofhood \s and Infeifaces ;
|| IVI Instiumenti 1ft- Scales • • • •fy Htíofical Data )h"íá CWchiyos de prpgtarni-- 3 QVAichívoi de progiánr1}—2) CVAichrvot de ptograrr..'•"51 CAArchiva! de pcogtarr;I—3 CWcMvoj de progtarr,[- 3 CWclwoj de ptogjan";1- 3 CVuchivos de piograrr!í— ul CiVAiclwot de progiarr-r-nJ C:\Aichivosdepfograrr,
?-3 C\W¡i documenlotSVíc-, Mfr MewVew í
-t3 C:\Mbdocumenlos\Vic;-3 a\Misdocumenl(»VVÍc;
"Process I "Área Desciícikxi Time Deactív *
'qn^ lU ipi. UMq^DÍtCLetc Üt i M^24/12/03 12: jVWiclor-zu-íg... ;Comunicacíoneí23n2/Ó3"20:.ir/V\vicl^r-2u^lI!CorouTwaci«^V
A\victoi-2ü-íg™ ;DÍsc[ete AlarÍDnciete Alot...
23/12/0320:... .Uvictor-zu-ig... Xpmunicaciones_ T__ \\victor-ziJ-ig..H2/03 19:... A\víctor*2u-¡g... '•.Comunicacíonet 1 AWiclor-zu-ig,.
23/12/03 13:... í\.Vviclor-2U-ig... Comunicacione» 1 'A\victor-zu-íg._
^Ditcrete Alar...ÍDÍicrete Alar...
23/12 )316:..§/íz/raVa«20^2^3 TG:..20/12/03 :".^Ó/f /OSJJ:.;20/12/0313:..
•CHadcl
., \\victor-zu-ig_i VWíctor-zu-ig..
Cíladej _ ' O
' ll !„ °1! Comunica ctones 1
^Discrele Alar...Rebinlding of —
24/12/031;;J23/12/0321':23>J2/q3;2Í:"23/1270311'23/1 "2/03 1Í1
iCorruption deL»'Ditcrele Alar.M
; \.\viclor-2ur¡g..ÁWictor-zu-ifl..
, Comunicactonet 1.Comunicacíoneí 1Comunica clone* 1
' VWictot-zu-íg..•A\YÍctor-zu-íg
, • Diccrete Alar.... Ditcrefe Alar..., :D ¡serete Alar...
23/12/031120/Í2/03l"l
2D/12/W_li;2G/12/Ó3lV
20/12/03 01 :_MH 2/03 01:1
19/12/03122:1
CStadcl"Citadet
Diodo)"DlBdef
Ciladcl
Cñadeí• Rebtutdiru] ot; Coiruption del_;
19/12/0322:.."18/12/0317:..j^/12/03J7:^1C/12/03T8:.";fG/12>Ó3"l7u
CSadelCtodd"
i VVvictor"2u-íg..
^CUwJel _ O
"*ÓtodéV'__7_~^" 'Ó"Comunica clone t 1
:CUadel_Citcdcl __"""_"
; \\viclor-zU-lg..
.¡Rebuitdim} of ,í Co«uption deLIDiícrete Alar...
. \\victor-zu-Tg..:_\\yictoraj-ig..\\victor-2u-ig..
TC¿ádd""" ~
Comunicaciones 1: Comunicaciones 1
i Comunicaciones 1CUadel O
AWiclor-zu-lg..\SvIcloi-2U-ig..
A\vlclor-zu-íg..Cftadet
íDiictele Alar..,:Discrele Alar..,.;DI*creteA|ar...iRebuÜdlru} of.
:19/12/p32;'" Vanz/oá'í:'""Í8/Í¿¿D3"lV"16/Í2/03""Í(
::P5Í AJams/EvertsFfta:: ja Alafms/E«n(sBro¥«ffl 1
14
Exportar De la barra de herramientas seleccione Export, se desplegará el
siguiente cuadro:
'Export
r-Sburt
• Comp
Path:
.Start.tin
End tim
Deslínc
1
Alorms & Events ^j
i .-
utei: localhosl |
cAdocuments and sett'ngsKuser'uTiis documentos !i
IB" !"l¿BZ/?P 3j 1iP™3j .p Q W-j. r .- _, ^j
tionFüe; JQNDocumentsandSetlinDsViJUJsefsVD _rj j^j
Stait : Oose J
Elija el periodo de su interés y el nombre y destino del archivo, puede asignarle
las extensiones .txt o .xls para abrirlo posteriormente en Word o Excel, Presione
Start para empezar la exportación.
El archivo que se crea de esta manera, tiene como delimitadores de texto comas
(,), esta información será necesaria al momento de descargarlo en Excel.
ALARMAS.
En la pantalla de Alarmas, se ha representado todos los indicadores del panel de
Alarmas existente en la subestación. Cuando una alarma se ha activado, se
presentará una notificación audible, la misma que podrá ser desactivada sólo
desde esta pantalla con el botón de Reconocimiento de Alarmas.
Un reporte de las alarmas activas y no reconocidas se despliega en el reporte de
Alarmas de! Sistema. Toda variable que entre en estado de alarma, una vez que
ha sido reconocida y luego de regresar a su estatus normal, desaparecerá del
reporte. Al accionar el botón de Historia! de Eventos, será desplegado un reporte
de las alarmas activas, no reconocidas y reconocidas.
15
SÜtJESTACIÓn WÜLALOPUfBI. Í>F, ALARMAS
SILECÍAfi EXQQKOCEfiCOEHETA
SERALESDE ALARMAA HIVEL DE KJKV
Álamo* dol SitlemaVw Hitloital ^
cotón
**1»BÍ -JS)Ewrtí 'C1
OntoMMCJA 5]*friNoh>c<ftocittrjg]
'ttSSíTSKíir»"! j^i
Déte (( Irna ( T¿g j02/02/2004 05:43:4302/02/2004 0549:4802/02/2004 0549:4302/02/20M 054a49
, ,
MOaloAL-HIMufcb.AL-H2Miií!aAL-H3MüIdoAL-M
'•r ::'ji~'rr;T"r -'-'— '-.'J- -J ri"-— jj...'J..'
Btoup ( Valúa ( AJarraSiaJej AckSlalAJffnun , ÜCOAianvco f aOOAlsmu» ; ttOOAittnun , OOO
;
\ . . -— ., — — — ...
BADSIATLBAO STATt,BAD STATlBADSTATL
ACXAO;A£X
Priora? ( AlamUl
151515 '
AO; |isi1
í — . — __(
aooaooaroaoo
¿
MONITOREO EN TIEMPO REAL.
El usuario puede monitorear en tempo real, los parámetros eléctricos de las
celdas de 13.8kv y de las estaciones de Lasso y San Rafael haciendo un click en
el botón HÜ de la celda respectiva.
, USUARIO: (r
{ ,FB ECU EMC LA f.' jj g| tít \_ . ^ ._ ^ ., . ^ . ^__ ^- ._. . . - . . L1 j 0-0 A J °-° '* í °-° KWM1 Í O-" ÍP ,' 0.0 THD-VI
1- In n ' V ,1.1 ..—..i-..... ¡ D.O V
1 Lg j~*~oTA Í ao"w ! n.n KVA-R , 0.0 fp j D.O ÍHO-VZ
tL3 i 0.0 A 1 M W , ñ-0 KVA-R ,' 0-0 fp j 0.0 THD-V3
- ' »— •• •- • ni.i Q-q v
PAKAUETBO3 TKIFÁSICOS
I IGÚDOO
| 1ÍOOQQ-\, 12DOOQ:
16
En la pantalla que se presenta, se desplegará los valores de los parámetros de
línea y valores promedio en tiempo real. Con la ayuda de la barra de
desplazamiento, se despliega las gráficas en tiempo real.
50
El usuario tiene la posibilidad de graficar en tiempo real, tres parámetros a la vez,
los cuales se escogen en el menú de selección ubicada en la parte derecha de la
gráfica
TAG1I Voltaje L3-N
TAG2
Potencia Recí L2 v
F TAG3-Ninguno-
Para la manipulación de las gráficas se dispone de un submenú ubicado en la
parte inferior de la gráficaPaleta gráfica
Puntero Zo om M anipulación
17
De igual manera se puede manipular la forma, el color y otras características de
cada gráfica , haciendo click derecho, sobre la muestra de la gráfica.
Lommon Plots
Color
LineWidthAnli-Aliased
Bar PlotsFul Base UneInterpolationPoint Styie
X ScaleY Scale
En todas las pantallas del paquete SCADA, se observa en la parte superior, e!
usuario activo y el estado de la comunicación o enlace de radio, con la
subestación Muíalo.
COMUNICACIÓN O-'
ZE&
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CC
ION
AD
OR
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TIE
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RO
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TIPO BUSHING
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INTERRUPTOR TERMOMAGNET1CO
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RELÉ DE SOBRECORRÍENTEDIRECC10NAL CON UNIDAD DETIEMPO Y UNIDAD INSTANTÁNEAPARA PROTEC. DE TIERRA'
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RELACIÓN5G/SA100/SA15G/5A20Q/5A25G/5A3QQ/SAUGG/5A
TERMINALESX2-X3X1-X2X1-X3XU-XSX3-XUX2-X4'xi-xu
U5Q/5A I X3-X5SOQ/SfiBOO/5A
X2-X5XÍ-X5
TC-4 A TC-B-C20Q-
GABINETE DE CONTROL
EL CUBÍCULO DE CONT.ROL ESTAPROVISTO DE LOS TERMINALES DELOS DISPOSITIVOS PROTECTORES YTRANSFORMADORES DE CORRIENTETIPO BUSHING Í T - C - B ) EXCEPTOLOS TERMINALES DE LOS T - C - B - SPARA INDICADORES DE TEMP- DE.ARROLLAMIENTO
RELACIÓN1QQ/5A20Q/SA
TERMINÓLESX2-X3X1-X2
300/5A 1 X1-X3UOO/5A 1 XU-X5500/5A600/5A8ÜO/5A900/5A1000/5A120Q/5A
X3-XUX2-X4Xl-XUX3-X5 -X2-X5X1-X5
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FUNCIÓNALARMADISPARO
RELÉ DE PRESIÓNSÚBITA PARAPROTECCIÓN
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NO. 1
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S/E I A.SSO
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NO-2.
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• INSTITUTO ECUATORIANO D6 EUBCTRIFICACIONQUITO-ECUADOR
PROVECTO DE SUBTRAHSWISIOH FASE B-l
OBRAS DE INECEL
MITSUBISHI ELECTRIC COHPORATIOH
S/E NUMERO DE PLANO
0 0 - 0 1 - 0 4 0 5
MITSUBISHI ELECTRIC CORPORATION, JAPAN
1 0 / L 2 - 5 M V A TRANSFORMADORESQUEMA DE ALAMBRADO
S /^/ /. 4.2.DATE ¿C/-2- ~ 2*2. "t
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RELfiCION 1TERMINALES523 /3. 2fi 1-5523 /U- DA 2-6523 /U- 5A 3-6 -523 / 5 - O A 4-6 .5 2 3 / 5 - 5 f i 5 -5
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LOS CONTACTOS DEL INDICADOR DENIVEL DE fiCEÍTE ESTÁN CERRADOS ALNIVEL MÍNIMO DE ACEITE-
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FUNCIÓNCONTROL DE VENTILADORALARMADISPARO
P. ¡JEOLLRDO
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MODEM RADIO TRANSPARENTE
MRTMANUAL DE INSTRUCCIONES
* Totalmente Integrado
* Alta Velocidad
* Alta Fiabilídad
* Gran Alcance
* Transparente al Protocolo y a la Conexión
* No Necesita Señales de Control
* Permite Redes Multipunto y Repetidores
* Incorpora Medida de Calidad de Enlace
* Doble Interface: RS-232 y RS-485
* Doble Alimentación : 230 VCA y 12 VCC (opción 24 - 48 VCC)
* Gran Robustez
* Montaje en Rail DIN
CIRCUTOR S .A.
1 - INSTALACIÓN DEL EQUIPO
Aunque la Instalación y puesta en marcha de las unidades MRT es simple, deben tomarse una serie de precauciones yseguir las normas que se detallan. Es importante recordar que:
Una buena instalación elimina la mayor parte de problemas y averías que podrían presentarse tanto durante lapuesta en marcha como después durante el funcionamiento de ¡os equipos.
Instalación de la unidad
La unidad MRT se instalara en el interior de un armario provisto de rail de sujeción tipo DIN simétrico. Se sujetará elMRT al raíl DIN mediante los elementos de sujeción posterior que incorpora. Si el armario está a la intemperie o en el mismoarmario hay instalados equipos de potencia, deberá observarse si es necesaria la instalación de elementos de ventilación (porconvección o forzada) y/o calefacción para evitar que el MRT trabaje a temperaturas extremas. Deberá cuidarse también quela unidad MRT no se vea sometida a vibraciones fuertes.
Instalación de antena
La función de la antena es la de radiar y recibir la señal de radiofrecuencia. Es muy importante realizar su conexionadoe instalación de forma correcta.
Para la instalación de las antenas deberán considerarse las siguientes normas generales:
• Deberán emplearse siempre que sea posible antenas de montaje exterior.• Tipo de antena exterior a emplear:
• Antena omnidíreccional : Para unidad que comunica con otras varias, emplazadas en distintasdirecciones (normalmente, unidad de centro)
. Antena directiva : Para unidad que comunica con otra unidad o con otras varias pero emplazadas enuna misma dirección (normalmente, unidad remota)
. Una antena deberá instalarse alejada de cualquier pared, tejado, árbol, etc., a una distancia mínima de 2 metros.• Siempre que sea posible deberá evitarse la cercanía a tendidos eléctricos.. Deberá instalarse en un punto donde no haya obstáculos en la dirección de emisión.• Si se emplean vientos metálicos para ia sujeción del mástil de la antena, éstos deberán quedar por debajo de la
antena a una distancia mínima de 2 veces la longitud del elemento activo de la misma.. Deberán evitarse tendidos largos del cable de antena. Porcada 25 m de tendido se pierde la mitad de la potencia.. El empleo de antenas interiores sólo es aceptable para distancias cortas (hasta algún centenar de metros). Debe
tenerse en cuenta que los armarlos metálicos, el hormigón armado, las estructuras metálicas, etc., actúan depantalla para las señales de radiofrecuencia.
• Debe señalarse que las corrientes de radiofrecuencia no se comportan como las corrientes alternas de 50 Hz ocontinuas. En las conexiones del cable de antena es importante no solamente el buen contacto de losconductores, sino y además, que la conexión conserve la impedancia de la línea. Para ello deberán emplearsesiempre los conectores adecuados y los empalmes a modo tradicional no están permitidos.
• Tipo de cable a emplear: RG-213 de 50 Ohmios• Salida antena MRT: Conector tipo BNC 50 Ohmios
CIRCUTOR SA Unidad Modem Radío MRT. Manual de Usuario V1.0 IMRTIOOCISQIBU9 /o* '°
.CARACf RISTICAS TÉCNICASRECEPTOR INTEGRADO:
- eanda; UHFy VHF (frecuencias autorizadas porel C,N.A,F.)- Canalización: 12,5 ó 25 #-fe- Numero de canales: 1~Impedancia de entrada? 50 W-SensibirKÍadpara BER=1"fO*;~113 dBm- Rechazo canal adyacente, sefectñidad, ¡níermodulacíón y radiaciones parásitas, dentro de normas fijadas por R>D,
2255/1994TRANSMISOR INTEGRADO:
-Banda: UHFy VHF (frecuenciasautorizadas porej (XNAfi.)- Potencia de salida: 2 W (otras potencias bajo pedido}- Número de canales} 1- Impedancla de salida: 50 W- Canalización: 12f5 ó 25 kHz- Desviación de frecuencia, potencia en canales adyacentes y radiaciones espúreas, dentro de normas fijadas porR.D.
2255/1994MODEM:
- Velocidad modem: 24QObps con alfa velocidad de conmutación- Velocidad de conexión con terminal de datos: 300 a 19200 bps~ Formatos de caréter; * 1 start, 8 data, sin paridad; 162 stop
* 1 síart, 8 data, 1 paridad (par/impar), 1 stop* 1 starí, 7 data, sin paridad, 2 stop" 1 starft 7data, 1 pancted (partfmpar), 1ó2síop
- Protocolo: transparente- Longitud de trama: variable. Máximo 1150 caracteres-Admite protocolos Half Dúplex, (püllfngy muítímaesíro) y Sirrtptex- Comunicaciones punto a punió o multípunto- Puertos RS-232 y RS-485 a 2 hilos, con defección automática de conexión- Mínimo conexionado: sólo R*D, TxD y GND en RS-232 ó +S,~Sy GND en RS-485-- Configurado de fábrica, Reconfígurabie ín sttu a través de canal serie"Admífe repetidores (MRT/R)- Permite redes con Unidades directas y otras- a través de repetidor- Controlado porrrihroprocesador
GENERAL:- Ubhado en caja de aluminio para sujeción en raíl DIN EN 50 022 simétrico- Dimensiones (L'A'f3); 210x106x106 mm-Alimentación 230 V Cfl, ¿10%
Consumo máximo: 15 VAFusible de protección: 100 mA retardado
- Alimentación auxiliar 12 V CC: de 10,0 a 15,6 V ^Consumo máximo: 110 mA en recepción
600 mA en. emisiónnulo en presencia de alimentación a red
-Alimentación 24-48 VCC;de 19,0 e 60,0 V (opción)Consumo máximo (a 24 V)t 70 mA en recepción
4OO mA en emisión~ Margen de temperatura de funcionamiento:-»15a +55 "C-Peso; 2,2 f<g
ACCESORIOS:-Antena omnídirecchnai interior, omnídireccfona} o directiva exterior- Gáfate de anfena con conectores montados (bngitud sobre demanda)-Atenuadores de RF: 1QdBy20dB (para enlaces corto&y test)- C/ntdad repetidora MRT/R .
CIRCUTOR SA Unidad Modem Radío MRT. Manual de Usuario V1.0 8/8
ANALIZADOR DE REDES
SERIE CVM-144
MANUAL DE INSTRUCCIONES(M981 701 / 0 1 A - S P )
© CIRCUTOR S.A.
Equipo de medida CVM-144 — — Pag N° 4
Mediante un procesador interno permiten analizar simultáneamente :
ParámetroTensión simpleTensión compuestaCorrientePotencia activaPotencia Reactiva LPotencia Reactiva CTHD de TensiónTHD de CorrienteFactor de potenciaFrecuenciaMáxima demandakW. hkvarh. Lkvarh. C
SímboloVVA
kWkvarL
kvarL /(-C)% THD- V% THD- A
PFHzPd
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L1
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X
Valor trifásico
X
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X
X
X
X
El CVM-144 permite la visualización de los anteriores parámetros eléctricosmediante 3 displays de ieds de cuatro dígitos que permiten visualizar tresparámetros en cada pantalla. Por display se puede visualizar 30 parámetros en 10pantallas
OTRAS CARACTERÍSTICASEs un instrumento de dimensiones reducidas 144 x 144 mm montaje panel.Medición en verdadero valor eficaz.Valores instantáneos, máximos y mínimos de cada parámetroMedición energía incorporada (indicación mediante led luminoso )Comunicación RS-485 o RS-232 para ordenador PC (Opcional)Medida de la máxima demanda.Incorpora el cálculo de la distorsión armónica (THD-V y THD-A).
Equipo de medida CVM-144 — Pag N° 6
4,1.- Instalación del equipo
Antes de la puesta en tensión del equipo, debe comprobarse los siguientes puntos:
a.- Tensión de alimentación: ver etiqueta posterior del propio equipo
- Alimentación standard: Monofásica 230 V - (c.a.)Q Bajo demanda: otras tensiones
- Tolerancia alimentación ~10%/+15- Frecuencia- Regleta conexión- Consumo de/ equipo
50 - 60 HzBornes 1-2 ( Power supply )5 VA
b.- Tensión máxima en el circuito de medida de tensión:Q Standard : 300 V c.a. fase-neutro / 520 V c.a. entre fases
45 a 65 HzQ bajo demanda otros modelos:CVM-144 - medida 500 V: 500 V c.a. fase-neutro / 866 V c.a. entre fases.CVM-144-medida 110 V: 110 V c.a. fase-neutro /190 V c.a. entregases.
c.- Comente máxima admisible: Transformador de l n /5Ac .a .
d.- Condiciones de trabajo:
- Temperatura de trabajo- Humedad relativa- Altitud
-10°Ca +50 °C5 a 95 % HR (sin condensación)hasta 2000 m
e.- Seguridad:
- Diseñado para instalaciones categoría III - 300 Vc.a. (EN 61010).- Protección al choque eléctrico por doble aislamiento clase U.
— Equipo de medida CVM-144 — Pag N°
4.2.- Relación de bornes del CVM-144 (ver etiqueta posterior)
N°123456
230 V— -
Power Su pply
1 2
¡S2 si ;S2 si ¡32 si3 4 5 6 7 8
Descripción BorneAlimentación AL1Alimentación AL2Medida corriente IL1 S2Medida corriente IL1 S1Medida corriente IL2S2Medida corriente 1L2 S1
í Í<1 P-N P-P °
30CV— 520V —
,--N Vil VL2 VL39 10 11 12
N°789101112
Descripción BorneMedida corriente IL3 S2Medida corriente 1L3 S1NeutroMedida VL1Medida VL2Medida VL3
NOTA: Internamente las boranas 3, 5, 7 están unidas con la boma 9 (Neutro)
En el modelo ITF las entradas de corriente están aisladas
— Equipo de medida CVM-144 — —. pag N° 33
7.- CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
Circuito de alimentación: ver características en parte posterior CVM-144-CVM-144.... : Monofásica : 230 V c.a.
Tolerancia tensión: -10 % / +15 %Frecuencia : 50 - 60 Hz
Consumo 5 VATemperatura de trabajo -10° a 65 ° CHumedad 5% a 95% (sin condensación).
Circuito de medición :Tensión nominal 300 V c.a. fase-neutro / 520 V c.a. entre fasesFrecuencia 45 a 65 HzCorriente nominal In / 5 A (entrada aislada tipo CVM-144-ITF...)Sobrecarga permanente 1.2 InConsumo circuito corriente ... 0.75 VA
Clase Precisión:Tensión 0.5 % de la lectura ± 1 dígitosCorriente 0.5 % de la lectura ± 1 dígitosPotencia 1 % de la lectura ± 1 dígitosEnergía 1 % de la lectura ± 1 dígitos
Precisiones en las condiciones de medida :- Transformadores de corriente no incluidos y tensión directa.- Temperatura de + 5 °C a + 45 °C- Factor de potencia de 0.5 a 1-Margen de medida fondo escala 5 ..... 100 %
Características mecánicas :- Conexión Por regleta enchufable- Material caja Plástico VO autoextinguible-Protección Equipo montado (frontal) : IP 55
Equipo sin montar (laterales y tapa posterior) : IP 31- Dimensiones 144 x 144 mm - prof: 84 mm- Peso 0.400 kg
— Equipo de medida CVM-144 - Pag N° 34
Características relés salida : según modelo- Potencia máxima de maniobra : 2500 VA- Tensión máxima de maniobra : 400 Vc.a.- Intensidad máxima de maniobra : 10 A
- Vida mecánica- pulsos energía / alarmas
A plena carga:- Vida eléctrica (250 Vc.a. /10 A )- Frecuencia trabajo a plena carga
3x10 maniobrasmáx. 1 pulso/segundo
1x10 maniobras450 oper. / hora
Características salidas analógicas: según modelo- Tipo salida : 0/4-20 mA- Resolución : 4000 puntos (12 bits)- Impedancia máxima: 500 £tCaracterísticas entradas analógicas; según modeloEntradas 0-20 mA- Resolución : 4000 puntos (12 bits)- Impedancia entrada: 200 Q-Seguridad Categoría ili - 300 V c.a. / 520 c.a., EN-61010
Protección al choque eléctrico por doble aislamiento claseNormas: IEC664, VDE 0110, UL94, IEC801, IEC348, IEC 571-1
EN 50081-1, EN 50082-1, EN-61010-1
Equipo de medida CVM-144
Dimensiones:
144
Pag N° 35
78,5
lililílililí
li
5,3
8.- CONSIGNAS DE SEGURIDAD
Se deben de tener en cuenta las normas de instalación quese describen en los apartados anteriores de INSTALACIÓN YPUESTA EN MARCHA y CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS delequipo.
Con el equipo conectado, los bornes y la apertura de cubiertas óeliminación de elementos puede dar acceso a partes peligrosas al tacto. Este equipose suministra en condiciones de buen funcionamiento.
CIRCUTOR
CONVERSOR RS- 232 /RS- 485 OPTOACOPLADO CON CONTROL RTS (Cód. 7 70 208)
Cable conexión PC/ CONVERSOR (RS-232/RS- 485 )
RS-232
PC CONVERSOR ÍSIDEB& RS-232
RX 2 O O 3TxTx 3 O O 2 RxGND 5 O O 5GND
DB-9 pinsHembra
DB-9 pinsMacho
0 1 2 3 4 5 6
Longitud de datos( seleccionar uno sólo )
1 ON=10bits2ON=l lb i t s
Velocidad en baudíos(Seleccionar uno sólo )
30N= 4.8004ON= 9.60050N= 19.2006ON= 38.400
Alimentación ¿230Va.c. o
1)p
O CDA2 O
éiééss0 OTX FW
\jnnpcuiopA ~v
A1
O QO
o o o o o O
13I/4M OPTOWOÍATED COMVERItR
O
1o
R8-UÍ
O
1O
RS-212
R1 R2 GND A B
O O Q Q Q O
RS- 485
CONVERSOR rSIDEA&RS-485')
A 1 O -------------- ( + )B 2 O -------------- ( - )GND 5 O
DB-9 pinsHembra
Características
Alimentación;ConsumoVelocidadEstructuraR l y R 2
230Vc.a. (A1-A2)3 VA4800 a 38.40010-11 bits
puentearpara conectarlaresistencia final de línea
o v •+- RS-485
Cod: M981208-99A-SPGB.doc
CERT1FIEDISO 9OO1
CIRCUTOR
CONVERSOR RS-232 / RS-485 & RS-422 Cód. 770028
Dicho conversor permite pasar de una comunicación RS-232 a una configuración tipoRS-485 & RS-422, o viceversa .
El conversor dispone de los siguientes elementos:
- 2 bomas para alimentar ef equipo (bornes A1 - A2)- Entrada- salida Serie RS-232 (Conector DB-9 Hembra)- Entrada- salida Serie RS-485 & RS-422 (Conector DB-9 Macho)- Led indicación alimentación (POWER)
1.- Regleta de conexiones - Bomas
Númerode borne
© y ®
© - ©
Descripción
A1 y A2 : alimentación de!conversor
230Vc.a.± 15%
señal RTS
sin puente : control RTScon puente : sin controlseñal RTS (sólo masterconexión RS422).
Selección RS485/RS422sin puente : RS-485con puente : RS-422
o oA1 A
O O* * *—*RTS RTS
232
Ig
U
Í4I
sa
RS
Í5-422 OPTO1SOLATED CONVERTER
4
O
0°
O
S5or R
POWER ©
S422
O
° O
° oo
oRS232 A
RS485 RS422
O OA2
O O
2.- COMUNICACIONES: Conectares DB-9.
2.1. -Entrada/ salida SERIE RS-485 & RS-422 ( Conector DB-9 - MACHO )
De acuerdo a la numeración indicada en el conector marcado como RS485 orRS422, la relación de pínesutilizados es la siguiente:
RS-485 : RS-422 :
Número depin
©
©
©
Descripción
T x / R x ( + )
Tx /Rx ( - )
GND
Númerode pin
©©®®®
Descripción
Rx( + )Rx(- )Tx (+)
Tx (-)
GND
2.2.- Entrada/ salida SERIE RS-232( Conector DB-9 - HEMBRA )
Cod: M981108-99A-SP.doc
CERTIF1EDISO SOO1
CfPCUTOP
De acuerdo a la numeración indicada en elconector marcado como RS-232, la relación depines utilizados es la siguiente:
Númerode pin
®
(D©
©
Descripción
Rx Received data
Tx Transmitted data
GND Signa! common
RTS requestto send
- Velocidad máxima : 19.200 baudios- Número equipos a conectar:Máximo 32 equipos - 1200 metros- Alimentación: 230 V c.a ±15%- Consumo : 3 VA- Frecuencia : 50 - 60 Hz
Aislamiento galvánico entre el canalRS-232 y la red RS-485 & RS-422 :
mediante optoacopladores 1000 Vef.Selección del modo transmisión:
mediante puente externo- Selección RS-485 ó RS-422:
mediante puente externo- Equipo compacto acoplable a un perfil simétricoDIN 46277 (EN 50022).- Posibilidad de fijación portorníllos.- Carátula frontal de [exan,- Bornes metálicos con tornillos "posidraft".- Caja modular de material plásticoautoextinguible de color blanco.- Dimensiones: 7 0 x 7 Q x 8 5 m m- Protección :
- Módulo empotrado IP-41- Bornes lP-20
3.- Datos técnicosESQUEMA CONEXIÓN RS-232 & RS-485
RS-232 DB-9
RS-232 /RS-485CONVERTER
RS-485
Nota: Dirección de datos controlada por la señal RTS (pin 7-RS232) .
Cod: M981108-99A-SP.doc
12/03/2004 TESIS 250(-1) MULALO
Path: c:\directsoft4\projects\mulalo.prjSave Date; 03/12/04 06:43:21Creation Date: 02/17/04 20:06:58PLCType:250(-1)Class ID: DirectLogic 205 SeriesDescription: tesis
Page 1
12/03/2004 TESIS 250(-1) MULALOEsta parte del programa verifica, si existe un error de comunicación en la red de CVM's.Contabiliza también el número de errores, que en el puerto de comunicaciones del PLC,se hayan producido. El contador se resetea o inicializa cuando el numero de errores llega9999 o cuando se activa de manera remota el contacto 81400.0
Error_COMSP117
Aux_SPl17CO
-( OUT )
Aux_SP117CO
CTAO K9999
Reset_CTOB1400.0
eroK9999
B14Q1.0-{ SET )
B14001.0—{ RST }
Las siguientes Instrucciones permiten una comunicación con los dispositivos de la red deCVM's.
Lectura de los registras del CVM de la celda de salida 1
Puerto Ocupado Relé Bloqueo 1SP116 C1
LD
KÍ102
LDK128
LDAO2000
RXTAO
1
1
1
1Relé Bloqueo 1
9 ^( SET )
Relé Bloqueo 2
°? N{ SET }
Page2
12/03/2004 TESIS
10
Lectura de los registros de memoria 0-128 del CVM de la celda de salida 5
Puerto_Ocupado Rele_B!oqueo 5SP116 C5
Lectura de los registros de memoria 0-128 del CVM de la celda de entrada
Puerto_QcupadoSP116
Rete_B[oqueo_6C6
Lectura de los registros de memoria del CVM del disyuntor Lasso
PueríqJDcupadoSP116
Rele_B[oqueo 7C7
250(-1) MULALO
LD
Kfioe
K128
LDA
TAO
Rele_BÍoqueo 5C5
—{ RST )
Rele_B1oqueo 6C6
—í SET )
LD
LDK128
LDA
RXTAO
Re!e_Bloqueo 6C6( RST )
Rete_B!oqueo 7C7
—< SET )
LD
LD
Kttoa
K128
LDAO3400
RXTAO
Relé Bloqueo_7C7™
—( RST }
Rele_BloqueO 10C10
—í SET )
Page 4
12/03/2004 TESISLectura de los registros de memoria dal CVM del disyuntor San Rafael.
250(-1) MULALO
12
PuertoJDcupado Re!e_BloqueO 10SP116 C10 LD
Kf109
K128
LDA
RXTAO
Rele_BloqueO_10CIO
—( RST }
Relé B!oqueo_11CU
{ SET )
Lectura de parámetros 129-256 del CVM de la celda de salida 1.
13
Puerto_Ocupado Relé Bloqueo 11SP116 C11
ueo 111iI IKÍ102 |
LD IK.100 |
LDA I02050 )
RX ITASO |
Relé Bloqueo 11C11
{ RST }
Relé Bloqueo 12C12( S'ET )
Lectura de los registros de memoria del 129 hasta el registro 256 del CVM de la salida 2.
14
Puerto_Ocupado Rele_Bloqueo 12SP116 C12
ueo 122i -
LD
KflOS
LDK100
LDAO2250
RXTASO
1
1
1
1Relé Bloqueo 12
C12
Relé Bloqueo 13C13
i ~^- \e 5
12/03/2004 TESISInstrucciones de lectura para los registros de memoria 129-256 de la celda de salida 3.
250(-1) MULALO
15
Puerto_Ocupado Rele_Bloqueq_13SP116 C13
LDA
KÍ104
O2450
TASO
Re!e_Bloqueo 13C13
Rele_Bloqueo 14C14 ~
Lectura de registros de memoria 129 al 256 de la celda de salida 4.
16
PuertoJDcupadoSP116 C14
ueo 144
u,
KtlOS
LDK100
LDAO2650
RXTASO
Re[e_Bloqueo_14
( RST }
Relé Bloqueo 15C15
/ ^r-^ 1
Lectuia de los legistoos de memoria 129-256 de\M de \ ceWa de salida 5.
17
Puerto OcupadoSP116
Rele_Bloqueo_15C15
LD
LD
KÍ106
K100
LDAO3050
RXTASO
Rele_B[oqueQ_15GIS
—( RST )
Re!e_Bloqueo 16C16
Page 6
12/03/2004 TESIS
20
Lectura de [os registras de memoria 129-256 del CVM de la celda de entrada.
PuertojDcupadoSP116
Rele_B[oqueo 16C16
Lectura de los registros de memoria 129-256 del CVM del disyuntor Lasso.
Puerto_OcupadoSP116
Rele_Bloqueo 17C17
Lectura de ios registros de memoria 129-256 del CVM del disyuntor San Rafael.
Puerto OcupadoSP116
Rele_Bloqueo_2QC20
250(-1) MULALO
LD
LO
KÍ107
K100
LOA
RXTASO
Rele_B[oqueo_16C16
Ra!e_Bloqueo_17C17
—i SET )
LD
LD
KfIQS
K100
LOA03450
RXTA50
Rele_Bloqueo_17C17
—{ RST )
Re!e_Bloqueo_20C20
LD
Kf109
K100
LDAO3650
RXTASO
Rele_Bloqueo_20C20
{ RST )
Rele_BIoqueo_1Cl
f RST )
Page 7
12/03/2004 TESISUna vez lecibido los datos provenientes de los CVM's, se ordena los datos y se losguarda en localidades de memoria para su lectura remota. El proceso es repeitivo paratodos los CVM's.
Parámetros eléctricos obtenidos en el CVM de la celda de salida 1
Ordenamiento del parámetro eléctrico: Voltaje en la Fase R
250(-1) MULALO
21
24
SP1I I
Ordena mi
OnSP1
anta del parámetro eléctrico. Corriente de la Fase R
I I
Ordenamiento del paramatro eléctrica Potencia activa en la linea R
OnSP1I I
Ordenamiento del paramatra eléctrico: Potencia reactiva en la Fase R
-OnSP1I I
LDD
jROTR
OUTD
V2000 j
K16 ]
V4000 |
LDD
ROTR
OUTO
V2002
K16 |
V4002 |
LDD
ROTR
OUTD
V2004
K16
V4004
LDD
ROTR
OUTD
V2006
K16
V4006
PageS
3/2004 TESISOtdtnarrierto M pigramatro enético; Factor 0» pcttnda Fas* R
api
Orowumerto del perematra •ttcblcovotw en la Fase 8
SP1
Ordenamrsrto del parámetro etóctrk»: COfflerte «i la Fase S
SPI
1
Onjenarriwrio del paramado «ttctnco: PoMnda activa en la Fas* S
SPt
1 ' 1
Oroenarrterto del paraman) eléctrico; Potártela reactiva en la Fase S
' ' 1
Oroeneiriierto tW peramatro «Wdrico Factor Oa Potencie «n la Fase S
SPt
OrdinarterW drf paraman» efcctrtco: Velaje en tapate T
5P1
OnUnvnwio (M oanimín) alAdrico- Cnni«<ig «n U FHU T
SPI
Ordenarrierto dti paiwairo etWrieo: Potencia «diva «o la Fe» T
-OnEfl
Crdfrunttrto M paramara Mctlea: Potooda reactva en la Fow T
SP1—I I
LOO
Rom| K1B
¡QUIDVJOIO
LDO
,ROIRKia
|OU1DV*012
LOO
IROTRK1S
louroVÍ014
LDO
IROTR| K1B
IOUTDVÍ016
LDO
IRCTTR| K1B
| V4D20
V2022
pomI K1G
icuro] van
\IROTR1 KIB
puro1 V<024
•] V2Q2B
IROTR1 K10
JOUTD•\a
i»r VMM
IBOTR1 Kia
louro^ V4030
[] V203J
[ROIR
1 K'6JOUTD1 V*032
99
250(-1)OnMnvrí*rto MI panmaBrí «McMco. FicUr O* Pottnda MI ta Fas* T
SP1
OnMnarriwio de) pararnsUo dórico: Potencia acovt tníWca
SPI
Ordenamierto do) paramabxj elécttico: Potencia Inductva bllética
SPI
Ordmarrierto iW paramam> «üdrico: Potencia CaDadtva klIHca
SP1
' ' I
Ordenamiento del partmatro *<écOlco cotana Oe( angUo de desfase
1 |
Ordenarriwto del peromalni «Wctnco: Factor Potencia trtfMleo
SP1
Ord«narri«rto <MI PararnMro Marico- Frecuencia
SPI
OrdenamerÉo del Parámetro eléctrico- Votaj* RS
&§P1
"
OnJerwmert» dei Parttnebo «Mdrica. VoU*e ST
SPI
CnMrWTiHto d*< Partmtto «MdrKo: VolafeTR
_onSPI
MULALC
LDO 1
V»»i |
ROIR |1 «1« |
V40W |
LDO I
VMM |
IROTR 1I K« I
IOUTD IV4038 |
LDD
VJOW
IROTR 1I K« I
KUTD I| V1040 |
LDD j
ÍV2042 [
ROTR 1KIB |
QUIDV«U2
J»
vsaw
SOTR 1K1B |
OUTD jV*0>* |
r iIROTR II K]6 I
] VÍ046 I
LDO I
r* m. iJOOTD I1 V405TJ
IROTR I
1 K1° I
JOUTD I1 V4052
UTO
SROTRK16
OUTD
tu»
\B
\ v*D5e
Page 9
12/03/2004 TESIS
Ordenarrierto d*l Parímetn) «Ifctrteo: TK> par» velaje en la latt S
Ordenamiento da) Peremetra »»ctrleo: TM) para vc*ej* en la tese T
Ordenairisnto del Pwtrnetro eléctrico: TVO para eorrtert» en la tase R
Ordenarrterto <M Parámetro etocJrico: 1K) para corriente en b Fas* S
OrdenamJ«nta del Portmetro eléctrico: THD para Córlente en la la$e T
OrdenamwW del Pcrametro attcBtto: Eneróla activa (KnH)
_0nSPt
250(-1) MUIALO
Hf"1" Kt. |
[ Ó Ü T D ¡T_ V41fa
OrMnamiento del PertmMto sSécfflco: Conttrt» Wfasrea
J>nSPl
•3108
DJ Ó U T D IT_ v*ioa
Ordenamíenta <M ParAmeDu eUdrica: CorWwts de (Jaíro
1110 j
Mando tetnoW de "den*- para la Celda di Salda 1 (YO)
Pi*o_0n_si
Manda remato da 'apenua1 para HCsWíO* Salda 1 (V1)
PUso_Of( SI
Manda remoto de -den»- para to CWa de Sóida 2 (Y!)
kMndotwnalnrla-BCMctn' pn te Duo* rl* Sfdda 3IY31
Pl*w_OTLS2
Mondo itmto de •darte' pera la Celda d* Suida 3 (Y¿)
Mando remoto na •apertra- par» to Celda d» SMda 3 (YS)
Pi*w on_S3
-í RST )
Page 10
12/03/2004 TESIS
Mando iwnoto d»'óerr »• peratoC«fc)«<k>Salda4(YU>>
Mando remeta <J* 'aparUs- para la Calda da Seida4 (Ytt)
PuKo_Ofí_S4
Mando rwnwo o» "denv para la Cdda d» Salda 5 (Y12)
PUso_On_S5
Mandorsm*atí»•acwflirt" para
Mando remoto O* "dwif para ia Cstóa d« Enrada (Y14)
Pd»_On_E«rada
Mando rwnoW t» •ap«ra«r para la C«Wa d« Ertrada (VIS)
S* finiÉZB «I proyama con la Inftucdon ENO
250(-1) MULALO
Page 11
Modbus Commands Supportedby SIXNET Página 1 de 1
bts-; <<$carr ?/-
Modbus Commands Supported by SIXNET
SIXNET stations support the following Modbus commands as descnbed in the AEG Modicondocument, Modicon Modbus Protocol Reference Guide PLMBUS-300 Rev. E. RemoteTRAEL andEtherTRAK modules support only the command(s) that apply to their I/O type(s).
01 - Read múltiple discrete outputs02 - Read múltiple discrete inputs03 - Read múltiple analog outputs04 - Read múltiple analog inputs05 - Write a single discrete output06 - Write a single analog output15 -Write múltiple discrete outputs16 - Write múltiple analog outputs.
SeeAlso: Reading and Writing Floating Po'mt and Longer Integer Valúes
http://www.slxnetio.com/htmlhelps/sixnetkb/5a641fe.htm 12/03/2004
LRC/CRC#0.2..6370JU.KDG87D.4#0.2..6370JU.KDG87D.4 Página 1 de 6
001i01 01 010000101111101011010001001 «1001 & 0101001 Oí 001010100101001 Oí 0101000010111 —I I—I |—
Chapter 6LRC / CRC Generation
Generation
Generation
6.1 LRC Generation
The Longitudinal Redundancy Check (LRC) field is one byte, containingthe transmitting device, which appends the LRC to the message. The reímessage, and compares the calculated valué to the actual valué it recen,error resuits.
LRC is calculated by adding together successive eight-bit bytes in ticomplement¡ng the result. The LRC is an eight-bit field, therefore each nhigher than 255 decimal simply rolis over the field's valué through zero. Iautomatically.
iGenerating an LRC
Step 1 Add all bytes in the message, excluding the starting colon and ercarnes will be discarded,
Step 2 Subtract the final field valué from FF hex (all 1's), to produce the
Step 3 Add 1 to produce the two's-complement.
Placing the LRC into the MessageDurante todo el año recibimos *-*
muchos mail, pidiéndonos
Líbr Só^ When the the eight-bit LRC (two ASCII characters) is transmitted in the tei momento paraVecordaros que followed by the low order character-e.g,, if the LRC valué is 61 hex (011-necesitamos de vuestracolaboración enviándonos los queya habéis presentado.
Icofcn ! m*! i
FuñeDatacount
DaQ \a ;í i
Data • Dataí
LRC -Hi Í
LRC!u ] CR j IF
Figure 8 LRC Character Sequence
http://www.automatas.org/modbus/crc7.html 12/03/2004
LRC/CRC#0.2..637OJTJ.KDG87D.4#0.2..637OJU.KDG87D.4 Página 2 de 6
• :-*L Example
An example of a C language function performing LRC generation is sho\d char *auchMsg ;
con-A pointer to the message buffer
unsigned short usDataLen ; The quantity of bytes in the
The function returns the LRC as a type unsigned char.
LRC Generation Function
static unsigned char LRC(auchMsg, usDataLen)
unsigned char *auchMsg ;unsigned short usDataLen ;
/* message to calcúlate/* LRC upon quantity of
unsigned char uchLRC = O ; /* LRC char initialized
while (usDataLen—) /* pass through messageuchLRC +== *auchMsg++ ; /* buffer add buffer byt
return ((unsigned char}(-((char uchLRC))) ;
6.2 CRC Generation
The Cyclical Redundancy Check (CRC) field is two bytes, containing a 1transmitting device, which appends the CRC to the message. The receKmessage, and compares the caiculated valué to the actual valué it recenerror resuits.
The CRC is started byfirst preloading a 16-bit register to all 1's. Then athe message to the current contents of the register. Only the eight bits o*Start and stop bits, and the parity bit, do not appiy to the CRC.
During generation of the CRC, each eight-bit character is exclusive ORedirection of the least significant bit (LSB), with a zero filled into the mostexamined. If the LSB was a 1, the register is then exclusive ORed with £takes place.
http://www.automatas.org/modbus/crc7.html 12/03/2004
LRC/CRC#0.2..637OJU.KDG87D.4#0.2..637OJU.KDG87D.4 Página 3 de 6
This process is repeated until eight shifts have been performed. After thtexclusive ORed with the register's current valué, and the process repeatcontents of the register, after all the characters of the message have bee
Generating a CRC
Step 1 Load a 16-bit register with FFFF hex (all 1's). Cali this the CRC n
Step 2 Exclusive OR the first eight-bit byte of the message with the low <the CRC register.
Step 3 Shift íhe CRC regíster one bit to the right (toward the LSB), zerof
Step 4 If the LSB is O, repeat Step 3 (anothershift). If the LSB is 1, ExchA001 hex (1010 0000 0000 0001).
Step 5 Repeat Steps 3 and 4 until eight shifts have been performed. Wrprocessed.
Step 6 Repeat Steps 2 ... 5 for the next eight-bit byte of the message. C
Result The final contents of the CRC register is the CRC valué.
Step 7 When the CRC is placed into the message, its upper and lower b
Placing the CRC ¡nto the Message
When the 16-bit CRC (two eight-bit bytes) is transmitted in the messagethe highorderbyte-e.g., if the CRC valuéis 1241 hex (0001 001001001
m* FuñeDiD
C-iunt Data Data Data Data CRCU
CRCHi
Figure 9 CRC Byte Sequence
Example
An example of a C language function performing CRC generation is shoare preloaded into two arrays, which are simply indexed as the functioncontains all of the 256 possible CRC valúes for the high byte of the 16-bfor the low byte.
Indexing the CRC in this way provides faster execution than would be accharacter from the message buffer.
Note: This function performs the swapping of the high/low CRC bytes in
http://www.automatas.org/modbus/crc7.html 12/03/2004
LRC/CRC#0.2..6370JU.KDG87D.4#0.2..637OJU.KDG87D.4 Página 4 de 6
that is returned from the function. Therefore the CRC valué returned frortransmission.
The function takes two arguments:
unsigned char *puchMsg ; A pointer to the message buffer
unsigned short usDataLen ; The quantity of bytes in the
The function returns the CRC as a type unsigned short.
CRC Generation Function
unsigned short CRC16(puchMsg, usDataLen)
unsigned char *pucnMsg ; /* message to calcúlateupon */unsigned short usDataLen ; /* quantity of bytes in*/
{unsigned char uchCRCHi = OxFF ; /* high CRC byte
initialized */unsigned char uchCRCLo = OxFF ; /* low CRC byte
initialized */unsigned ulndex ; /* will
lookup*/
*/
while (usDataLen—) /* pass through message*/
íulndex = uchCRCHi ~ *puchMsgg++ ; /* calcu
*/uchCRCHi = uchCRCLo A auchCRCHi[ulndex} ;\ichCRGLo = auchCRCLo [ulndexl ;
return (uchCRCHi « 8 | uchCRCLo) ;1
High Order Byte Table
í /* Table of CRC valúes for high-order byte */
' http ://www. automatas.org/modbus/crc7 .html 12/03 /2004
DE
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