Tesis de Grado Luis Pabon

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA “ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” VICE-RECTORADO PUERTO ORDAZ DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA TRABAJO DE GRADO

EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE TELEMEDIDAS A 765 kV, CASA DE RELÉ N° 1 DEL PATIO DE DISTRIBUCIÓN GURI

AUTOR: TSU. Luís Gonzalo Pabón Párraga C.I. 5.682.501

CIUDAD GUAYANA, ABRIL DE 2011

EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE TELEMEDIDAS A 765 kV, CASA DE RELÉ N° 1 DEL PATIO DE DISTRIBUCIÓN GURI

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA “ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” VICE-RECTORADO PUERTO ORDAZ DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA TRABAJO DE GRADO

EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE TELEMEDIDAS A 765 kV, CASA DE RELÉ N° 1 DEL PATIO DE DISTRIBUCIÓN GURI

Trabajo de Grado que se presenta ante la Universidad Nacional Experimental Politécnica Antonio José de Sucre, UNEXPO, ViceRectorado Puerto Ordaz como requisito para optar al Título de Ingeniero Electricista. TSU. Luis Gonzalo Pabón Párraga C.I. 5.682.501

CIUDAD GUAYANA, ABRIL DE 2011

PABÓN PÁRRAGA, LUIS GONZALO EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE TELEMEDIDAS A 765 kV, CASA DE RELÉ N° 1 DEL PATIO DE DISTRIBUCIÓN GURI Pag.129 Abril de 2011 Trabajo de Grado Universidad Nacional Experimental Politécnica ¨Antonio José de Sucre¨ UNEXPO. Vice-Rectorado Puerto Ordaz Departamento de Ingeniería Eléctrica Tutor Académico: Lic. Durlym Requena Tutor Industrial: Ing. Eduardo Sojo Referencias Bibliográficas: pág. 128. Contenido: Capitulo I: El problema; Capitulo II: La Empresa; Capítulo III: Marco Teórico; Capítulo IV: Marco Metodológico; Capítulo V: Mediciones y Resultados; Capítulo VI: Análisis de Resultados y Alternativas Propuestas; Conclusiones; Recomendaciones; Referencias Bibliográficas. Palabras clave: Sistema de Telemedidas, Señales Analógicas

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA “ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” VICE-RECTORADO PUERTO ORDAZ DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA TRABAJO DE GRADO

ACTA DE APROBACIÓN

Nosotros Miembros del Jurado designado para la evaluación del Trabajo

de

Grado

Titulado:

“EVALUACIÓN

DEL

SISTEMA

DE

TELEMEDIDAS A 765 kV, CASA DE RELÉ N° 1 DEL PATIO DE DISTRIBUCIÓN GURI”, presentado por el TSU. Luis Gonzalo Pabón Párraga, portador de la C.I Nº V-5.682.501, el cual es presentado para optar al Título de Ingeniero Electricista, estimamos que reúne los requisitos necesarios para ser considerado como APROBADO.

En fe del cual

firmamos:

Ing. Luis Álvarez Coordinador de Jurado

Ing. Leonardo Millán Jurado

Lic. Durlym Requena Tutor Académico

Ing. Eduardo Sojo Tutor Industrial

CIUDAD GUAYANA, ABRIL DE 2011

DEDICATORIA

A Dios por darme siempre fuerza para llegar a un final exitoso en mis estudios.

A

mis padres Gonzaga y

Carmen, quienes a pesar de la distancia que nos encontramos, siempre

me han apoyado

en

buscar mejores logros.

A mi esposa Belkys, por la paciencia

que

me

ha

tenido

durante el tiempo que he dedicado a mis estudios.

A mis hijos Andrea y Luis por

entender

ausencias

y

mis

múltiples

momentos

compartir.

ii

sin

AGRADECIMIENTOS

A Dios, por sentir que siempre está a mi lado en cada momento de mi vida y darme las energías necesarias para lograr mis metas trazadas.

A todo el personal de la Sección Supervisión y Control de Transmisión Regional de la empresa EDELCA, por su apoyo para salir adelante con este nuevo objetivo logrado

A Durlym Requena (Tutor Académico), Eduardo Sojo (Tutor Industrial), y los profesores Ely Contreras y Juan Lozada, por su apoyo para la culminación de esta nueva etapa de la vida.

A mi amigo Ángel Balan por ser la persona que de una u otra forma desde mi llegada a la Sección Supervisión y Control de Transmisión Regional de EDELCA me dio ánimo para continuar estudios universitarios.

A mi hermana Iraida, mis sobrinos Kerlin y Kelvin y todos mis amigos que siempre han estado pendientes de mis estudios.

A todos, Dios lo bendiga y muchas gracias.

iii

ÍNDICE GENERAL

ACTA DE APROBACIÓN ..............................................................................i DEDICATORIA ............................................................................................. ii AGRADECIMIENTOS.................................................................................. iii ÍNDICE GENERAL ...................................................................................... iv ÍNDICE DE FIGURAS................................................................................ viii ÍNDICE DE TABLAS .....................................................................................x GLOSARIO Y ABREVIATURAS ................................................................. xii RESUMEN ................................................................................................ xiii INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 1 CAPITULO I ................................................................................................ 4 EL PROBLEMA ........................................................................................... 4 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................... 4 1.2 JUSTIFICACIÓN............................................................................. 10 1.3 DELIMITACIONES ......................................................................... 10 1.4 LIMITACIONES .............................................................................. 11 1.5 ALCANCE....................................................................................... 11 1.6 OBJETIVOS ................................................................................... 11 1.6.1 Objetivo General ................................................................... 11 1.6.2 Objetivos Específicos ........................................................... 11 CAPITULO II ............................................................................................. 13 LA EMPRESA............................................................................................ 13 2.1 MARCO CONTEXTUAL ................................................................. 13 2.2 HITOS EN LA HISTORIA DE EDELCA........................................... 14 Visión ............................................................................................ 19 Misión ............................................................................................ 19 Valores .......................................................................................... 19 Objetivos de la empresa ................................................................ 21 iv

Estructura Organizativa de la empresa .......................................... 22 Organización del Departamento de Protección, Supervisión y Control de Transmisión Regional (P.S.C.T.R) ............................... 22 CAPITULO III ............................................................................................ 25 MARCO TEÓRICO .................................................................................... 25 3.1 DEFINICIÓN DE SISTEMAS DE POTENCIA ................................. 27 3.2 SISTEMA DE TRANSMISION ........................................................ 27 3.3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA TRONCAL DE EDELCA ............... 30 3.4

COMPONENTES

PRINCIPALES

DE

UN

SISTEMA

DE

DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA ............................................... 30 3.5

REGULACIÓN

DE

VOLTAJE

Y

CAPACIDAD

DE

TRANSMISIÓN DE ENERGÍA .................................................. 32 3.6 SOBRETENSIONES EN LOS CIRCUITOS DE POTENCIA ........... 32 3.7 CANAL DE MEDICIÓN ................................................................... 33 3.8 EQUIPOS DEL CANAL DE MEDICIÓN .......................................... 33 3.8.1 Transformadores de Medida ................................................. 34 3.9 TRANSDUCTORES ....................................................................... 45 3.10 UNIDAD TERMINAL REMOTA (UTR) .......................................... 45 3.10.1 Módulo Principal ................................................................. 47 3.10.2 Módulos Periféricos ............................................................ 48 3.11 MEDICIONES Y PRUEBA ............................................................ 48 3.11.1 Métodos de Medida ............................................................ 49 3.11.2 Pruebas ............................................................................. 50 3.12 ERRORES E INCERTIDUMBRE DE LAS MEDICIONES ............. 51 3.12.1 Errores ................................................................................ 51 3.12.2 Incertidumbre de la Medida ................................................ 55 3.13 INSTRUMENTOS DE MEDIDA ................................................... 62 3.13.1 Especificaciones ................................................................. 62 3.14 ESTRUCTURA GENERAL DE LOS SISTEMAS DE CONTROL DE SUBESTACIONES.............................................................. 64

v

CAPITULO IV ............................................................................................ 69 MARCO METODOLÓGICO ....................................................................... 69 4.1 TIPO DE ESTUDIO ........................................................................ 69 4.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN .................................................. 70 4.3 POBLACIÓN Y MUESTRA ............................................................. 71 4.4 TÉCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN. ....................................................................... 71 4.4.1 Técnica de recolección de Información ................................. 72 4.4.2 Instrumentos de recolección de información ......................... 74 4.5 PROCEDIMIENTO ......................................................................... 75 CAPITULO V ............................................................................................. 80 MEDICIONES Y RESULTADOS ............................................................... 80 5.1 OBSERVACIONES REALIZADAS .................................................. 81 5.1.1 Etapa I (Circuito secundario) ................................................ 81 5.1.2 Etapa II (Circuito miliamperimétrico) ..................................... 84 5.2 ENTREVISTAS............................................................................... 86 5.3 MEDICIONES REALIZADAS .......................................................... 87 5.3.1 Etapa I (Circuito secundario) ................................................ 88 5.3.2 Etapa II (Circuito miliamperimétrico) ..................................... 90 5.4 EQUIPOS CON TECNOLOGÍA DE PUNTA EN SISTEMAS DE TELEMEDIDAS......................................................................... 92 5.4.1 Módulo para procesar señales de corriente alterna D20AC .. 93 5.4.2 Transductor Multifunción con salidas digital y opción analógica. ...................................................................................... 94 CAPITULO VI ............................................................................................ 97 ANÁLISIS DE RESULTADOS Y ALTERNATIVAS PROPUESTA .............. 97 6.1 VALIDACIÓN APLICADA POR EDELCA PARA CUMPLIR EL CONTROL DE LOS DISPOSITIVOS DE MONITOREO Y MEDICIÓN ................................................................................ 97 6.2 ERRORES PORCENTUALES DE LAS MEDICIONES ................. 102

vi

6.2.1 Etapa I (Circuitos secundarios) ........................................... 102 6.2.2 Etapa II (Circuitos miliamperimétricos)................................ 105 6.3 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN ................................................. 110 6.3.1 Criterios para las Alternativas ............................................. 110 6.3.2 Consideraciones a tomar en cuenta para las Alternativas del Sistema de Telemedidas asociada a la Casa de Relé N° 1 a 765 kV del Patio de Distribución Guri .......................................... 111 6.3.3 Alternativa para cada una de las consideraciones ............. 113 6.3.4 Comparación de las Alternativas ....................................... 120 6.3.5 Selección de la Alternativa.................................................. 123 6.3.6 Procedimiento y Estimación de los Tiempos de Trabajo. ... 124 CONCLUSIONES .................................................................................... 126 RECOMENDACIONES ............................................................................ 127 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS......................................................... 128

vii

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. Nº 1.1 Diagrama Unifilar del Patio de Distribución Guri a 765 kV ............ 7 Fig.2.1 Central Hidroeléctrica “Macagua I”. ................................................. 15 Fig. 2.2 Central Hidroeléctrica Guri. ............................................................. 16 Fig. 2.3 Centrales Hidroeléctricas Macagua II y III. ..................................... 17 Fig. 2.4 Central Hidroeléctrica Caruachi. .................................................... 18 Fig. 2.5 Maqueta Central Hidroeléctrica Tocoma. ........................................ 19 Fig. 2.6 Estructura Organizativa de EDELCA .............................................. 22 Fig. Nº 2.7 Organigrama del Departamento P.S.C.T.R. ............................... 23 Fig. Nº 3.1 Sistema de Transmisión y Distribución....................................... 31 Fig. Nº 3.2 Diagrama de equipos instalados para las mediciones ................ 34 Fig. Nº 3.3 Método para expresar los Burden de los instrumentos de medida ................................................................................................ 36 Fig. Nº 3.4 Datos de fabricante en transformadores de medida. .................. 37 Fig. Nº 3.5 Transformador de Corriente ....................................................... 38 Fig. Nº 3.6 Cálculo de Relación de Transformación de Corriente. .............. 39 Fig. Nº 3.7 Transformador de Tensión ........................................................ 42 Fig. Nº 3.8 Cálculo de Relación de Transformación de Tensión .................. 43 Fig. Nº 3.9 Unidad Terminal Remota ........................................................... 47 Fig. Nº 3.10 Diagrama causa y efecto de los factores en un canal de tensión o corriente ................................................................................................... 56 Fig. Nº 3.11 Diagrama causa y efecto de los factores en un canal de Potencia Activa o Reactiva .................................................................. 57 Fig. Nº 3.12 Estructura jerárquica en un Sistema de Control para una Subestación de Alta Tensión ............................................................... 65 Fig. Nº 3.13 Arquitectura de un Sistema de Control Numérico ..................... 68 Fig. Nº 5.1 Armario de Agrupamiento .......................................................... 82 Fig. Nº 5.2 Cableado en armario de Agrupamiento ...................................... 82 viii

Fig. Nº 5.3 Canales entre Armario de Agrupamiento y Casa de Relé Nº 1... 83 Fig. Nº 5.4 Cableado llegada en la Casa de Relé Nº 1 ................................ 83 Fig. Nº 5.5 Canales en el Patio de Distribución ............................................ 85 Fig. Nº 5.6 Instalaciones del Patio de Distribución Guri. .............................. 85 Fig. Nº 5.7 Cableado en el Sótano de Casa de Mando ................................ 86 Fig. Nº 6.1. Esquema para los módulos D20AC .........................................113 Fig. Nº 6.2. Esquema para el equipo multifunción con salidas digitales y analógicas ......................................................................................... 116 Fig. Nº 6.3. Esquema para el equipo multifunción con salidas digitales ......118

ix

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA Nº 1.1 Telemedidas supervisadas en el P.D.G .................................. 6 TABLA Nº 1.2 Denuncias de Anomalías ....................................................... 8 TABLA Nº 3.1 Longitud de las líneas de Transmisión y la Red Troncal de Transmisión por nivel de voltaje en Venezuela (2005) ........................ 29 TABLA Nº 4.1 Mediciones de Tensión y Corriente para los Sistemas de Telemedidas en los circuitos secundarios ........................................... 78 TABLA Nº 4.2 Mediciones de corriente miliamperimétrica para los Sistemas de Telemedidas ................................................................................... 79 TABLA N° 5.1. Mediciones de los circuitos secundarios de los TP .............. 89 TABLA Nº 5.2 Mediciones de los circuitos secundarios de los TC ............... 90 TABLA Nº 5.3 Mediciones al circuito miliamperimétrico de tensión ............. 91 TABLA Nº 5.4 Mediciones al circuito miliamperimétricos de corriente ........ 91 TABLA Nº 5.5 Mediciones a los circuitos miliamperimétricos de potencia activa y reactiva................................................................................... 92 TABLA Nº 5.6 Código de los Transductores DPMS .................................... 95 TABLA Nº 5.7 Tipos de transductores SINEAX DME 4xx ........................... 96 TABLA Nº 6.1 Errores máximos permitidos en los canales de Tensión, Corriente, Potencia Activa y Reactiva, según las normas aplicadas por la empresa EDELCA ......................................................................... 101 TABLA Nº 6.2. Porcentajes de error asociado al circuito secundario de tensión correspondiente a la Etapa I. ................................................ 103 TABLA Nº 6.3. Porcentajes de error en el armario de agrupamiento y entradas de los transductores de I, P y Q asociados al transformador de corriente. ........................................................................................... 104 TABLA Nº 6.4. Porcentajes de error en el canal del circuito miliamperimétrico para mediciones de tensión ................................................................105 TABLA Nº 6.5. Porcentajes de error en el canal del circuito miliamperimétrico x

para mediciones de corriente .............................................................106 TABLA Nº 6.6. Porcentajes de error en los canales de los circuitos miliamperimétrico para mediciones de P y Q ..................................... 107 TABLA Nº 6.7. Porcentajes de error en los canales de mediciones de tensiones y corrientes........................................................................ 108 TABLA Nº 6.8. Porcentajes de error en los canales de mediciones de las Potencia Activas y Reactiva. ............................................................. 109 TABLA Nº 6.9. Estimación de Costos Alternativa N° 1 ................................115 TABLA Nº 6.10. Estimación de Costos Alternativa N° 2 ..............................117 TABLA Nº 6.11. Estimación de Costos Alternativa N° 3 ..............................120 TABLA Nº 6.12. Comparación de Alternativas ............................................121 TABLA Nº 6.13 Comparación de Costos. ...................................................123 TABLA Nº 6.14. Estimación de Tiempo ......................................................125

xi

GLOSARIO Y ABREVIATURAS ec

Error del canal de medición

COVENIN

Comisión Venezolana de Normas Industriales.

COS

Departamento Centro de Operaciones del Sistema.

CPU

Unidad de Procesamiento Central.

HDLC

Protocolo de comunicaciones que opera a nivel de enlace de datos.

HMI

Interface Humano – Máquina.

IEC

Comisión Electrotécnica Internacional.

IED

Dispositivos Electrónicos Inteligentes.

IEEE

Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos.

I/O

Entrada y Salida.

kV

Kilovoltios.

LAN

Redes de Área Local.

MODBUS

Protocolo de Comunicación Serie.

RIS

Rochester Instrument System.

RTC

Relación de Transformación de Corriente.

RTP

Relación de Transformación de Potencial.

SCADA

Sistema de Control y Adquisición de Data.

SCCE

Sistema Centro de Control EDELCA.

SCCG

Sistema Centro de Control Guri.

SOE

Secuencia de Eventos.

TC

Transformador de Corriente.

TP

Transformador de Tensión.

PC

Computador Personal.

PDG

Patio de Distribución Guri.

PSCTR

Departamento

Protecciones Supervisión y Control de

Transmisión Regional. UTR

Unidad Terminal Remota.

VPE

Valor Plena Escala

xii

PABÓN P., LUÍS G. (2011). ¨EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE TELEMEDIDAS A 765 kV, CASA DE RELÉ N° 1 DEL PATIO DE DISTRIBUCIÓN GURI”. Trabajo de Grado. Universidad Nacional Experimental Politécnica “Antonio José De Sucre Departamento de Ingeniería Eléctrica. Vice-Rectorado Puerto Ordaz.. Tutor Académico: Lic. Durlym Requena. Tutor Industrial: Eduardo Sojo.

RESUMEN Actualmente, el Patio de Distribución Guri cuenta con un Sistema de Telemedidas, el cual permite la supervisión de parámetros eléctricos por el Centro de Control de EDELCA. Este sistema está asociado a las Casa de Relé Nº 1 a 765 kV y actualmente ha venido presentando fallas en las mediciones. Por esto se decide Evaluar el Sistema de Telemedidas. La metodología seguida fue una investigación de campo de tipo descriptiva, se realizó visita al sitio para levantar información y se realizaron mediciones, luego estas se compararon con los estándares de calidad en la medición establecida por la empresa, llegando a la conclusión que este Sistema de Telemedida no cumple con los estándares de error e incertidumbre establecido por la empresa y que por ello requiere ser mejorado.

Palabras clave: Sistema de Telemedidas, Señales Analógicas.

xiii

INTRODUCCIÓN En los últimos años, la demanda de energía a nivel nacional ha presentado un incremento considerable y por consiguiente, el Sistema Eléctrico Nacional debe mantenerse confiable para todas las variables presentes en un momento dado.

En el empleo de la energía eléctrica, ya sea para fines industriales, comerciales o de uso residencial, interviene un conjunto de equipos o componentes

destinados

a

seleccionar

un

sistema

de

generación,

transmisión y distribución para transformar o convertir esa energía y proveer los medios necesarios para proporcionar seguridad y confiabilidad al referido sistema eléctrico.

Para lograr una eficiencia en el servicio eléctrico y poder garantizar que el suministro de energía se realice en forma continua, segura y eficiente, es indispensable el buen funcionamiento de los equipos asociados al Sistema de Potencia, así como también el del Sistema de Supervisión y Control. De este último se puede mencionar que está constituido por una Estación Maestra, un Sistema para la Adquisición de Datos y Control y unas Unidades Terminales Remotas (UTR’s), la cual es un dispositivo inteligente que recoge, almacena y procesa la información que viene de la instrumentación de campo y la envía a los Centros de Control para su visualización y supervisión

El Patio de Distribución Guri, ubicado en la Central Hidroeléctrica del mismo nombre, es encargado de suministrar el servicio de energía eléctrica hacia las diferentes subestaciones del Centro, Oriente y Sur del país; cuenta con un Sistema de Telemedidas, pero en años recientes ha venido presentando fallas en las lecturas que debe realizar, trayendo las

consecuencias propias de no realizar a tiempo la señal de alarma que se requiere para el control efectivo de las variables a medir. Es por eso, que se hace necesario realizar la Evaluación del Sistema de Telemedidas asociado a la Casa de Relé Nº 1 a 765 kV para lograr una Supervisión y Control bajo los estándares de calidad para prestar un mejor servicio

La investigación que se presenta a continuación tiene como finalidad, evaluar el estado actual del Sistema de Telemedidas asociado a la Casa de Relé Nº 1 a 765 kV, plantear las alternativas de solución. Para el desarrollo de la misma se siguió un diseño de investigación de campo y documental, y presentando a su vez características de una investigación de tipo descriptiva. Se revisó toda documentación que pudiese aportar

información sobre la

filosofía de diseño del sistema de telemedida actual, plano, manual y además se revisó la teoría que regula todos los elementos y equipos que conforman el canal de medición.

Se realizó una inspección visual para establecer las condiciones del sistema actual de telemedida, se realizó mediciones y luego se trabajaron todos los datos para compararlos con los valores de error máximo permitido por la empresa, finalmente se elaboraron propuestas para el sistema de telemedidas actual.

La estructura de la presente Tesis de Grado, está dividida en seis (06) capítulos que exponen una evaluación adecuada y la secuencia de las tareas para su realización. El primer capítulo está referido al planteamiento del problema y los fines del proyecto. El segundo se hace historia de la empresa EDELCA, así como un resumen de la Dirección y Departamento asociado a la responsabilidad del Sistema de Telemedidas. El tercero desarrolla el marco teórico bajo el cual nos fundamentamos para la evaluación. El cuarto detalla la metodología que se ejecutó en el desarrollo del trabajo. El quinto se basa

2

en las observaciones y mediciones realizadas en campo; también se expresa algunas tecnologías apropiadas para el Sistema de Telemedidas. El sexto presenta un análisis de los resultados y alternativas propuestas. Finalmente se indican las conclusiones y referencias bibliográficas.

3

CAPITULO I EL PROBLEMA

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Siendo la empresa Electrificación del Caroní (EDELCA) la mayor generadora de Energía Eléctrica en Venezuela por medio de las Centrales Hidroeléctricas: Guri, Macagua, Caruachi y próximamente Tocoma, es de vital importancia las mediciones de los parámetros eléctricos de una manera confiable e ininterrumpida que se reciben en los diferentes Patios de Distribución, las cuales tienen la función de adecuar y/o transformar los niveles de tensiones para ser enviados, usando el sistema de transmisión que cuenta con una red de líneas de alta tensión superior a los 6.000 km, a las diferentes Subestaciones y así entregar a los clientes una energía que cumpla los estándar de calidad como son la frecuencia, nivel de tensión deseada y continuidad en el préstamo del servicio.

Según la estructura organizativa de la empresa EDELCA, la Dirección de Operaciones del Sistema es la encargada de la atención, monitoreo, supervisión y control de todos los Patios de Distribución y Subestaciones de la empresa desde su Sistema Centro de Control de EDELCA (SCCE), por medio de un Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA), además están las Direcciones de Mantenimiento a la que se halla adscrita la Dirección de Operaciones y Mantenimiento de Transmisión, en ella se encuentra la Gerencia de Mantenimiento de Transmisión encargada de las subestaciones ubicadas en Ciudad Guayana, las zonas occidental y central

del país en los niveles a 765, 400 , 230 y 115 kV y los Patios de Distribución de las centrales generadoras. En la Gerencia de Mantenimiento de Transmisión, se encuentra el Departamento de Protecciones, Supervisión y Control de Transmisión Regional y la Sección Supervisión y Control de Transmisión Regional; siendo ésta última la encargada del mantenimiento de los equipos de Supervisión y Control, así como los Sistemas de Mediciones ubicados en las subestaciones de Ciudad Guayana y los Patios de Distribución de las Centrales Hidroeléctricas especialmente en Guri.

El Patio de Distribución Gurí, recibe de la Central Hidroeléctrica del mismo nombre los siguientes niveles de tensión: •

230 kV por el aporte de las Unidades 1, 2 y 3.

•

400 kV por el aporte de las unidades 4 a 10.

•

765 kV por el aporte de las unidades 11 a 20.

Aporta a diferentes Patios de Distribución de otras Centrales Hidroeléctricas y Subestaciones pertenecientes al Sistema Interconectado Nacional los siguientes niveles de tensión: •

230 kV hacia la Subestación Guayana “A”

•

400 kV hacia las Subestaciones La Canoa, Palital, El Tigre, Caruachi, Guayana “B”.

•

765 kV hacia las Subestaciones del centro y occidente del país.

•

Existen salidas de 13,8 y 34,5 kV el cual se logran por medio de transformación de niveles de tensión.

Las principales variables eléctricas supervisadas por un Sistema de Telemedidas en las entradas y salidas de los Patios de Distribución son: La Corriente que es tomada de un Transformador de Corriente (TC), La Tensión de un Transformador de Potencial (TP) y las Potencias Activa (P) y Reactiva

5

(Q) que usan las variables de los TC y TP simultáneamente.

El número de líneas, para las telemedidas de Generación y Transmisión supervisadas tanto en el pupitre de la Casa de Mando de la Subestación como en el Sistema Centro de Control de EDELCA (SCCE) en sus diferentes niveles de tensión son: •

16 líneas para 765 kV.

•

20 líneas para 400 kV.

•

10 líneas para 230 kV.

•

15 líneas para 34,5 kV.

•

12 líneas para 13,8 kV.

•

5 líneas para otros servicios.

Cada una de ellas está compuesta por Potencia Activa, Potencia Reactiva, Corriente, Tensión Simple y Compuesta.

En la TABLA Nº 1.1 se muestra las telemedidas totales supervisadas en el Patio de Distribución de Gurí (P.D.G) de la empresa EDELCA

TABLA Nº 1.1 Telemedidas supervisadas en el P.D.G NIVEL DE TENSIÓN (kV)

TELEMEDIDAS

765

176

400

220

230

110

34,5

165

13,8

132

OTROS NIVELES

55

TOTAL

858

6

La Fig. Nº 1.1 muestra el diagrama unifilar del Patio de Distribución Guri “B” asociado a 765 kV. Con un óvalo se indica el área de la Línea Generador Nº 18 del Sistema de Telemedidas correspondiente a la Casa de Relé Nº 1.

Fig. Nº 1.1 Diagrama Unifilar del Patio de Distribución Guri a 765 kV

El Personal del Departamento Centro de Operaciones del Sistema (C.O.S), encargados del monitoreo y control de los diferentes Sistemas de Transmisión y Distribución de energía eléctrica de EDELCA, por medio de las planillas “Denuncias de Anomalías” han reportado en los últimos dieciocho (18) meses, altos índices de fallas del Sistema de Telemedidas ubicados en el Patio de Distribución de Guri. En la Tabla Nº 1.2 menciona algunas de las Denuncias de Anomalía generadas en el año 2009 y principio del 2010.

7

TABLA Nº 1.2 Denuncias de Anomalías ID

Dpto.

Lugar

Descripción de Anomalía

Fecha de Reporte

Las telemedidas de Potencia Activa de las tres (3) 103273 P.S.C.T.R.

P.D.G

líneas Guri-Malena de 765 kV presentan valores muy altos en el pupitre de medición de casa de mando con

28/01/09

respecto a la medición de casa de relé. Al momento de sincronizar la Unidad N° 6 se 103279 P.S.C.T.R.

P.D.G

registran que los valores de tensión de la línea con

30/01/09

respecto a la barra existe una diferencia considerable Las mediciones en la sala de mando y en el SCCE 103259 P.S.C.T.R.

P.D.G

se observa una lectura de 22 kV en barra I sección II

17/02/09

de la S/E “B” de 34,5 kV y en sitio se observa 35 kV. Fue retirado el transductor de tensión compuesta 103344 P.S.C.T.R.

P.D.G

fase-fase de la línea G2 para ser colocado en la línea

10/03/09

G1. Las telemedidas de corriente de la línea G16 103346 P.S.C.T.R.

P.D.G

presentan valores muy altos en el pupitre de medición de casa de mando con respecto a la medición de

01/04/09

casa de relé. 103392 P.S.C.T.R.

P.D.G

Anomalía de las telemedidas de corriente de las líneas de 13,8 y 34,5 kV en el pupitre de mediciones

06/04/09

Existe una diferencia de corriente en la fase “B” de 305964 P.S.C.T.R.

P.D.G

aprox. 50 A con respecto a las fases “A” y “C” en la

28/12/09

línea Guri-Palital 306761 P.S.C.T.R.

P.D.G

La telemedidas de la potencia reactiva de la línea Guri-Caruachi2 es errática

14/03/10

Las telemedidas en el D400 de la Línea 2 Guayana 306808 P.S.C.T.R.

P.D.G

“B” presentan desbalance en las 3 fases estando

20/05/10

normales las señales analógicas. Las telemedidas de Potencia Activa de la Unidad 17 307890 P.S.C.T.R.

P.D.G

proveniente de la RTU 80 (PDG) presenta una diferencia de 40 MW con respecto a la proveniente de la RTU 47 (CMG)

8

21/05/10

Como se observa en la Tabla Nº 1.2 (Denuncias de Anomalías) del Sistema de Telemedidas, en este se presentaron fallas importantes durante el año 2009 y las restantes corresponden para los primeros meses del año 2010. Estas anomalías en la telemedidas han causado alta preocupación a niveles gerenciales ya que se han producido perturbaciones en el Sistema Eléctrico y no hay en estos momentos condiciones de holgura para manejar las dificultades que se puedan presentar en caso de producirse una falla en el Sistema de Potencia.

También hay que tomar en cuenta que el personal hace acto de presencia en sitio en un tiempo bastante aceptable, pero la solución del problema se extiende debido a las múltiples causas que producen la anomalía y los diferentes tramos que se deben examinar para lograr la solución. Requena Jesús (2008) [11], en su trabajo sobre “Estudio del Pupitre de Mediciones de Sala de Mando a 765 kV”, menciona “Se pudo constatar la inconformidad que existe por parte del equipo de operadores al momento de observar los despliegues de mediciones en el pupitre de mando, ya que se muestra diferencias entre los valores ubicados en este equipo y los indicadores analógicos de la Casa de Relé asociados, convirtiéndose así en un indicativo de falta de eficiencia”.

La responsabilidad de la empresa de garantizar un suministro de energía eléctrica confiable y de calidad, descansa fuertemente en el buen funcionamiento de los parámetros del Sistema de Telemedidas a 765 kV, pues ellos permiten verificar si se está cumpliendo con los estándares de transmisión para satisfacción de los clientes y niveles de seguridad. Las recurrentes fallas que se han presentado y la importancia en la dinámica del servicio prestado en la transmisión de energía eléctrica, plantea

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la necesidad de Evaluar el Sistema de Telemedidas a 765 kV asociada a la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución Guri, ya que son fuentes primordiales para el monitoreo de las principales variables eléctricas y a su vez enviar los datos al Sistema Centro de Control de EDELCA (SCCE).

1.2 JUSTIFICACIÓN Debido al creciente consumo de energía eléctrica presente en el país y la importancia del Patio de Distribución de Guri, ya que sirve de enlace entre la mayor planta generadora del país como es la Hidroeléctrica Guri y los diferentes clientes entre las que se encuentran subestaciones de paso, el realizar la Evaluación del Sistema de Telemedidas a 765 kV en Casa de Relé Nº 1, permitirá contar con un estudio sistemático, metodológico de la situación actual que proporcionará un diagnóstico y la posible solución, con el fin de garantizar la confiabilidad en la calidad de la energía transmitida, permitiendo a su vez crear un clima de confianza en la primera empresa generadora de energía eléctrica del país.

Desde el punto de vista académico permite a la Universidad contar con un trabajo de referencia en telemedidas y el cual pudiese generar líneas de investigación nuevas dentro del Departamento de Ingeniería Eléctrica, trabajos en conjunto con otras especialidades y posibles proyectos a ser presentados ante entes gubernamentales para ser aplicados en otras empresas que requieran de igual análisis.

1.3 DELIMITACIONES La presente investigación se desarrolla en el Sistema de Telemedidas a nivel de 765 kV en la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución Guri “B”.

10

1.4 LIMITACIONES La disponibilidad de una de las celdas fuera de servicio o mantenimiento asociadas a la Casa de Relé Nº 1 para realizar las mediciones necesarias.

1.5 ALCANCE Conocer el estado actual del Sistema de Telemedidas a 765 kV en la Casa de Relé Nº 1, desde la caja secundario de los transformadores de medida hasta el Centro de Control de EDELCA sin tomar en cuenta las configuraciones o modificaciones en los equipos SCADA y enlaces de comunicación por medio de microondas.

1.6 OBJETIVOS 1.6.1 Objetivo General Evaluar el Sistema de Telemedidas a 765 kV en la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución Guri.

1.6.2 Objetivos Específicos •

Realizar estudio del estado del arte de los Sistemas de Telemedidas a nivel de 765 kV a nivel mundial.

•

Evaluar el Sistema de Telemedidas existente y las recurrentes fallas presentes.

•

Detectar las condiciones actuales del Sistema de Telemedidas a nivel de 765 kV en la Casa de Relé Nº 1. 11

•

Evaluar alternativas desde el punto de vista técnico – económico.

•

Recomendar alternativa más favorable para el mejor desempeño del Sistema de Telemedidas a nivel de 765 kV.

12

CAPITULO II LA EMPRESA

2.1 MARCO CONTEXTUAL Electrificación del Caroní, C.A – EDELCA es la empresa de generación hidroeléctrica más importante que posee Venezuela. Forma parte del conglomerado industrial ubicado en la región de Guayana, conformado por las empresas básicas del aluminio, hierro, acero, carbón, bauxita y actividades afines.

Su edificio sede o principal está localizada en Ciudad Guayana, Estado Bolívar, específicamente en la zona de Alta Vista Norte de Puerto Ordaz. En él se encuentra el Centro de Control de EDELCA (SCCE)

El área de generación se ubica sobre la región de la cuenca del rio Caroní, la cual está situada al suroeste de Venezuela y cubre 95.000 Km2 (10.5 % del territorio venezolano) de los cuales 47.000 Km2 corresponden al Alto Caroní, 33.000 Km2 forma parte del rio La Paragua y los 15.000 Km2 restantes al Bajo Caroní.

Es el encargado de operar las Centrales Hidroeléctricas Guri con una capacidad instalada de 10.000 MW, considerada la segunda en importancia en el mundo, Macagua con una capacidad instalada de 3.140 MW, Caruachi con una capacidad instalada de 2.280 MW y Tocoma donde se estima entre en servicio todas sus unidades para el año 2014.

Posee una extensa red de líneas de transmisión que superan los 5.700 Km. cuyo sistema a 765 KV es el quinto sistema instalado en el mundo con líneas de Ultra Alta Tensión en operación.

En los últimos años, EDELCA ha aportado más del 70% de la producción nacional de electricidad a través de sus grandes Centrales Hidroeléctricas y ha desempeñado un papel fundamental en el desarrollo económico y social de Venezuela.

2.2 HITOS EN LA HISTORIA DE EDELCA En el año 1953 se crea la Oficina de Estudios para la Electrificación del río Caroní adscrita al Ministerio de Fomentos. Esta comisión inicia los estudios y trabajos para la construcción de la primera central hidroeléctrica sobre el rio Caroní y con el aporte de las firmas “Sir William Halcrow and Partnet” y “Kennedy and Donkin” se definió los anteproyectos. En 1959 con base a los estudios de factibilidad, se decidió comenzar la construcción de la Central Hidroeléctrica Macagua I en los llamados saltos inferiores del río Caroní, localizada a 10 kilómetros de su desembocadura en el río Orinoco, en Ciudad Guayana, estado Bolívar.

Fue un aprovechamiento a filo de agua, es decir que no requirió la formación de un embalse para su operación. Alberga en su Casa de Máquinas, 6 unidades tipo Francis, cada una con una capacidad nominal promedio de 0,064430 MW.

En 1961 inicio su funcionamiento alcanzándose una capacidad máxima instalada total de 372 MW. (Ver Fig. 2.1).

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Fig.2.1 Central Hidroeléctrica “Macagua I”.

El año 1963 se constituye CVG EDELCA, de acuerdo con el artículo 31 del estatuto orgánico de la Corporación Venezolana de Guayana e inició la construcción de campamentos, movimientos de tierra y trazado de las vías de acceso para ejecutar labores en la presa de Guri en el Cañón de Nekuima

A 100 kilómetros aguas arriba de la desembocadura del río Caroní en el Orinoco, se levanta imponente la estructura de la Central Hidroeléctrica de Guri, con 10.000 MW en sus dos casas de máquinas. En los actuales momentos, Guri es la segunda planta hidroeléctrica de mayor potencia instalada en el mundo, después del complejo binacional de Itaipú: BrasilParaguay. En relación al embalse, Guri se encuentra en octavo lugar entre los diez de mayor volumen de agua represada. La generación de esta planta supera los 50.000 GWh al año, capaces de abastecer un consumo equivalente cercano a los 300.000 barriles diarios de petróleo, lo cual ha permitido cumplir con la política de sustitución de termoelectricidad por hidroelectricidad dictada por el Ejecutivo Nacional, con la finalidad de ahorrar combustibles líquidos que pueden ser utilizados para su exportación o su conservación con otros fines. (Ver Fig. 2.2).

15

Fig. 2.2 Central Hidroeléctrica Guri.

El 8 de Noviembre de 1986, el Presidente de la Republica Dr. Jaime Lusinchi inaugura la Central Hidroeléctrica convirtiéndose por algunos años, la de mayor capacidad instalada en el mundo. En 1988 se dio inicio a los trabajos de construcción de las estructuras principales de concreto de la Central Hidroeléctrica Macagua II y III, con 2 casas de máquinas y una capacidad instalada de 2540 MW.

Las Casas de Máquinas II y III en conjunto con la I, forman parte de la Central Hidroeléctrica Macagua (Ver Fig. 2.3), se encuentra garantizada por 12 unidades generadoras, impulsadas por turbinas tipo Francis bajo caída neta de 46,4 m.

Para el control del río se construyó un Aliviadero con 12 compuertas capaz de transitar 30.000 m3/s. Adicionalmente, para garantizar un continuo flujo de agua a los Saltos de Cachamay y la Llovizna, se incluyó especialmente la Casa de Máquinas III, bajo caída neta de 23,0 metros generando 176 MW con 2 unidades tipo Kaplan. El diseño de la obra fue realizado con el fin de perturbar lo menos posible su entorno natural, por estar ubicado en la cercanía del sistema de parques de Ciudad. El Proyecto Macagua II comprende las obras para completar el cierre del río y formar un embalse, aprovechando el flujo regulado desde la Central Hidroeléctrica de Guri.

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Fig. 2.3 Centrales Hidroeléctricas Macagua II y III.

El Proyecto Caruachi, conjuntamente con las Centrales Guri, Macagua y Tocoma ya en construcción forma el desarrollo Hidroeléctrico del Bajo Caroní. Está situado sobre el río Caroní, a unos 59 kilómetros aguas abajo del embalse de Guri. El río discurre sobre un lecho rocoso interrumpido por numerosas islas y su ancho es de aproximadamente 1.700 metros a una cota de 55,00 metros sobre el nivel del mar (m.s.n.m).

Las características electro-energéticas sobresalientes del proyecto, están predeterminadas por la descarga regulada del embalse de Guri. La Casa de Máquinas alberga 12 unidades generadoras tipo Kaplan de 190 MW cada una, con una capacidad instalada total de 2.160 MW.

La ubicación de las Presas de tierra y enrocamiento, Aliviadero y Casa de Máquinas obedece a la optimización de las condiciones geológicas, topográficas y energéticas del proyecto. (Ver Fig. 2.4).

17

Fig. 2.4 Central Hidroeléctrica Caruachi.

En abril del 2003, entra en operación comercial la primera unidad y para el 2005 adicionan 3 nuevas unidades.

El 31 de marzo de 2006, luego de 9 años desde su inicio de construcción, es inaugurada la Central Hidroeléctrica Caruachi con la disposición de 12 unidades generadoras, capacidad de 2.280 MW y una inversión total de 2.533 millones de dólares.

En septiembre del año 2002 se iniciaron las obras preliminares del proyecto hidroeléctrico Tocoma, es el más reciente desarrollo dentro de los aprovechamientos hidroeléctricos del Bajo Caroní. Está ubicado a unos 15 kilómetros aguas abajo de la Central Hidroeléctrica de Guri. En el área del proyecto el río discurre sobre el lecho característico de la formación Imataca y su anchura es de aproximadamente 2.000 metros.

Para el año 2005 fue aprobado un crédito por 750 millones de dólares para la construcción, siendo el cuarto y último proyecto del aprovechamiento del bajo Caroní.

Se estima que la primera unidad entre en operación comercial en el año 2012 y que la Central esté culminada para el año 2.014. (Ver Fig. 2.5). 18

Fig. 2.5 Maqueta Central Hidroeléctrica Tocoma.

Visión

Empresa de servicio eléctrico de clase mundial, líder en desarrollo sustentable, pilar del progreso del país.

Misión

La misión de EDELCA es producir, transportar y comercializar energía eléctrica en cantidades que satisfagan los requerimientos del país, a precios competitivos al mercado en forma confiable y en condiciones de sustentabilidad, eficiencia y rentabilidad.

Valores

EDELCA; además de tener una visión y misión bien definidas posee los siguientes valores: •

Humanismo: Entendiendo por tal una gestión con sentido de justicia, pluralista y participativa, orientada al desarrollo integral de sus trabajadores, a la integración del factor ambiental en sus actividades y al compromiso social con las comunidades vinculadas a ellas.

19

•

Competitividad: Es el conjunto de conductas de todos los niveles de la organización que permiten disputar o contender con los demás agentes del mercado en la prestación del servicio eléctrico, con alta calidad y al menor costo posible.

•

Participación: Consiste en la promoción de una cultura que valora y motiva la generación compartida de ideas, opiniones y sugerencias,

dirigidas

al

organización.

Cultura

que

comunidades

e

mejoramiento incorpora

instituciones

los

nacionales

continuo

de

la

aportes

de

las

e

internacionales

relacionadas, estimulando la creatividad de todos los miembros de la empresa. •

Excelencia: Búsqueda de la calidad superior y perfección, a través del mejoramiento continuo de su gente y de sus procesos internos, en el logro de las metas propuestas y en el servicio que suministra, a nivel de organizaciones de clase mundial.

•

Respeto: Constituye el trato justo y considerado entre los trabajadores, hacia el ambiente, instituciones y organismos, clientes y proveedores, ciñéndose a la normativa de toda índole que incide sobre su actividad.

•

Compromiso: Se manifiesta por la identificación y lealtad del trabajador con la empresa, la mística en el trabajo y el sentido de responsabilidad; en una institución que prioriza el trato justo y se ocupa del desarrollo integral del trabajador y su calidad de vida.

•

Honestidad: Refleja el comportamiento ético de sus autoridades, cuerpo gerencial y trabajadores, tanto dentro como fuera de la

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organización, con sentido de justicia y honradez, y la gestión transparente de todos los procesos administrativos con estricto apego a las normas.

Objetivos de la empresa

Objetivos Generales •

Generar y transmitir energía eléctrica en forma confiable y con altos estándares de calidad.

•

Desarrollar y construir los proyectos necesarios de acuerdo al crecimiento de la población para cubrir la demanda de Guayana y el País.

Objetivos Específicos •

Producción de Energía: operar y mantener las instalaciones existentes para el óptimo aprovechamiento.

•

Construcción de Obras, Generación y Transmisión: expandir la capacidad de generación y transmisión de energía hidroeléctrica; Para ello se concluyó el proyecto Caruachi e inició la construcción de la presa Tocoma y demás sistemas con el fin de aprovechar el potencial del bajo Caroní a un buen costo, seguro, renovable y no contaminante.

•

Ventas: maximización del volumen de ventas aumentando su calidad y confiabilidad de servicios.

•

Eficiencia: elevar la eficiencia en el área operativa y administrativa.

•

Recursos Humanos: elevar el nivel técnico con respecto a la administración de sus recursos humanos.

21

Estructura Organizativa de la empresa

En la Fig. 2.6 se muestra el organigrama de la estructura organizativa desde la Presidencia hasta las diferentes Direcciones que componen la empresa.

Fig. 2.6 Estructura Organizativa de EDELCA

Organización del Departamento de Protección, Supervisión y Control de Transmisión Regional (P.S.C.T.R)

Es el área administrativa de la empresa encargada de garantizar una alta disponibilidad de los Sistemas de Protecciones, Mediciones, Adquisición de Datos, Supervisión y Control del sistema de potencia de EDELCA asociados al área definida como Transmisión Regional, mediante la planificación, coordinación y ejecución de las actividades de mantenimiento, investigación y desarrollo, de acuerdo con los parámetros de calidad, costo y oportunidad exigidos. En este Departamento, específicamente en la Sección Supervisión y Control fue donde se desarrolló las actividades de la ejecución de la tesis.

22

El objetivo del Departamento Las funciones Generales son: •

Planificar, organizar, ejecutar y controlar el mantenimiento de los Sistemas de protecciones,

Mediciones,

Adquisición de Datos,

Supervisión y Control del sistema de potencia de Transmisión Regional. •

Recibir los nuevos equipos, sistemas e instalaciones que serán incorporados a los Sistemas de protecciones, Mediciones, Adquisición de Datos, Supervisión y Control del sistema de potencia de Transmisión Regional.

•

Especificar mejoras de equipos, sistemas e instalaciones que conforman los Sistemas de protecciones, Mediciones, Adquisición de Datos, Supervisión y Control del sistema de potencia de Transmisión Regional.

Estructura Organizativa del Departamento

En la Fig. 2.7 se presenta el organigrama del Departamento Protecciones, Supervisión y Control de Transmisión Regional (P.S.C.T.R).

Fig. Nº 2.7 Organigrama del Departamento P.S.C.T.R.

23

El departamento de P.S.C.T.R tiene una estructura organizacional que comprende de dos (2) Secciones: •

Sección de Protecciones

•

Sección Supervisión y Control.

Sección de Protecciones:

Se encarga de realizar los mantenimientos, pruebas de aceptación y proyectos

de

mejora,

asociados

a

los

sistemas

de

Protecciones,

Teleprotecciones y Registradores de Falla asociados al área de Transmisión Regional.

Sección Supervisión y Control

Tiene la función de realizar los mantenimientos, pruebas de aceptación y proyectos de mejora tanto en el área de Supervisión y Control (Unidades Terminales Remotas, Control Numérico, Centro de Control) como al área de Mediciones (telemedidas, marcha en paralelo, regulación de tensión) asociados a la Unidad de negocios de Transmisión Regional.

24

CAPITULO III MARCO TEÓRICO Cuando se diseña el sistema de control de una subestación de alta tensión, los objetivos principales son la confiabilidad y la reducción de costos. Actualmente la utilización de la tecnología disponible, basada en el uso de dispositivos

electrónicos

inteligentes

(IEDs)

de

tecnología

de

microprocesadores y las facilidades de comunicación utilizando redes de área local (LAN) de alta velocidad , permiten desarrollar un nuevo concepto para los sistemas de control, protección, mediciones y monitoreo en una subestación eléctrica de alta tensión [1]. La comunicación a su vez permite la integración del control, la protección, mediciones y el monitoreo en un sistema integrado común, brindando diversas ventajas en comparación a los sistemas convencionales.

La telemedición es el uso de equipos eléctricos o electrónicos para detectar, acumular y procesar datos físicos en un lugar, para después transmitirlos a una estación remota donde pueden procesarse y almacenarse [13]. Un ejemplo de esta utilidad es la medición, transmisión y procesamiento de magnitudes físicas en sistemas automatizados, las cuales son denominadas variables de campo.

En los sistemas convencionales de protección, medición, control y supervisión para subestaciones de alta tensión, el desempeño de las diversas funciones ha sido tradicionalmente realizado por equipos y componentes discretos. La interconexión entre dichos equipos y los sistemas primarios de alta tensión, para su correcto funcionamiento, siempre han

implicado un gran trabajo de ingeniería, cableado, montaje y puesta en servicio. Actualmente, la tecnología de control numérico ha reducido notablemente el número de componentes distintos o equipos, lo cual ha aumentado la disponibilidad del sistema y ha reducido los costos asociados al mismo. Adicionalmente, el uso de redes de área local (LAN) de alta velocidad para la transmisión de datos ahorra de manera considerable el volumen de cableado, y permite, gracias a su inmunidad a las interferencias electromagnéticas (en el caso de la fibra óptica) su utilización lo más cerca posible del proceso primario. Por otra parte el uso de electrónicos inteligentes (IEDs)

dispositivos

basados en microprocesadores ofrece

nuevas posibilidades; tales como autosupervisión, análisis de señales, facilidades computacionales para los algoritmos de protección, medición y control, almacenamiento de datos, manejo de eventos, y análisis de falla.

Los desarrollos en esta área, aprovechando las nuevas tendencias tecnológicas han logrado una reducción significativa de espacio físico requerido para la instalación de los sistemas de protección, medición, control y supervisión. Así como una significativa reducción en la cantidad de cable utilizado. Lo cual influye directamente en una reducción en los costos del proyecto,

mejoras

en

la

operación,

reducción

y

planificación

del

mantenimiento, y brindan una serie de beneficios que representan ventajas importantes a la hora de compararlos con los sistemas convencionales.

El suministrar energía eléctrica a un país requiere de un proceso complejo, cuyas tareas son efectuadas por las empresas del sector eléctrico, siendo ésta en si una estructura extensa, complicada, de singular importancia y con un alto nivel estratégico. La tarea de hacer llegar a todos los hogares y organizaciones un servicio de alta calidad, seguro, confiable, y a bajo costo se convierte en un reto para todas las compañías que conforman el sector eléctrico. Sin embargo, este proceso es de complejidad

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creciente, en todas las situaciones estructurales y operativas, es entonces donde surge la necesidad de estudiar los grandes sistemas eléctricos. En particular los sistemas de transmisión de energía es el subsistema de mayor extensión (aunque de menor costo) en las empresas eléctricas.

3.1 DEFINICIÓN DE SISTEMAS DE POTENCIA Establecer una definición única de sistema de potencia, es algo difícil, ya que existe gran cantidad de autores que han establecido sus puntos de vista al respecto de esto, por ello, para ser objetivo se presentan los conceptos internacionales aceptados por instituciones de reconocido prestigio.

Una de las definiciones más aceptadas a nivel mundial, es la establecida por el Institute Electrics and Electronics Engineer (IEEE: Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos), este define, un sistema de potencia como una red formada por unidades generadoras, cargas y/o líneas de transmisión de potencia incluyendo los equipos asociados conectados eléctricamente o mecánicamente a la red. Por otra parte, el diccionario de términos eléctricos y electrónicos de la IEEE, define el sistema de potencia como las fuentes de potencia eléctrica, los conductores y equipos requeridos para suplir la potencia eléctrica.

3.2 SISTEMA DE TRANSMISION Las líneas de transmisión constituyen los eslabones de conexión entre las centrales generadoras y las redes de distribución, y conducen a otras redes por medio de interconexiones. La misión del sistema de transmisión es 27

transportar grandes bloque de energía de los centros de generación a los puntos del sistema, interconectar las diferentes centrales y/o diferentes sistemas de potencia.

Las líneas de transmisión son los elementos físicamente más extensos del sistema de potencia y poseen un gran número de ventajas: •

Permite transmitir la energía eléctrica en una forma más económica.

•

Logra reducir la Capacidad de Reserva (Número de máquinas necesarias para mantener la carga) y Reserva Rodante (Número de máquinas en vacío, necesarias para mantener cambios bruscos de carga)

•

Permite mejorar la confiabilidad del sistema de potencia.

Las líneas de transmisión operan a niveles de tensiones elevadas, esencialmente se debe al hecho que al duplicar la tensión de operación, se cuadruplica la potencia que se puede transmitir.

En Venezuela, los grandes recursos hidráulicos se encuentran en la Región de Guayana, mientras que las centrales térmicas se ubican en la región central de país, de manera que para unir todas estas fuentes de generación con los distribuidos centros de consumo, se emplean las redes de transmisión de potencia eléctrica. Las áreas que conforman el Sistema Interconectado Nacional (SIN) se encuentran unidas a través de un sistema de transmisión que alcanza los niveles de tensión de 230, 400, 765 kV.

Cada uno de ellos recibe el nombre de Red Troncal de Transmisión, presentando longitudes apreciables como el enlace Guayana – Centro de alrededor de 650 km. Las longitudes de las líneas para cada uno de los niveles de tensión con que cuenta el Sistema Eléctrico Nacional para el año 2005 se indican en la TABLA Nº 3.1 y sirve para tener referencia de la

28

magnitud y complejidad del servicio que se presta. TABLA Nº 3.1 Longitud de las líneas de Transmisión y la Red Troncal de Transmisión por nivel de voltaje en Venezuela (2005) Nivel de Voltaje (kV)

Longitud (km)

Totales (km)

115

306

10401

230

3940

5606

400

3906

4190

765

2083

2803

Los sistemas de transmisión ocupan un papel primordial en los planes de desarrollo que adelanta EDELCA, a objeto de responder plenamente con su condición de ser la empresa de mayor capacidad de generación y transmisión de energía eléctrica en el país.

El sistema de 400 kV considerado un sistema de Extra Alta Tensión (EAT) fue implementado en el año 1968 y el sistema a 765 kV de Ultra Alta Tensión (UHV) el año 1986.

Con la finalidad de cumplir con este objetivo, colocar parte de la energía hidroeléctrica generada en Guayana y exportar el resto a los centros de consumo distribuidos a lo largo del país, EDELCA puso en operación en 1986 el sistema de transmisión troncal a 765 kV, que contaba de dos (2) líneas de unos 630 km de longitud cada una, una subestación emisora en Guri, dos (2) intermedias (Malena - Estado Bolívar y San Gerónimo - Estado Guárico) y dos (2) subestaciones terminales, La Horqueta en el Estado Aragua y La Arenosa en el Estado Carabobo.

Su ejecución permitió reforzar la Interconexión Eléctrica Nacional en forma considerable, a la vez de facilitar el aumento del consumo de energía

29

generada por esta compañía. En 1991 se puso en servicio la segunda etapa del sistema de transmisión a 765 kV, lo que permitió que la compañía se fortaleciera dentro del mercado de la industria, en su condición de suministradora de grandes bloques de energía a los entes de distribución, estimándose en más del 70 % su participación actual en lo que respecta a la producción nacional de electricidad. El sistema a 765 kV representa en la actualidad la columna vertebral de la transmisión de energía a nivel nacional.

3.3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA TRONCAL DE EDELCA El sistema a 765 kV tiene su origen en la subestación Guri B y se extiende actualmente hacia el centro del país mediante tres (3) líneas que llegan hasta la subestación San Gerónimo pasando por la subestación de corte Malena. A partir de San Gerónimo se presentan enlaces hacia las subestaciones Sur, La Horqueta y La Arenosa ubicadas en la región Centro Norte del país. Estas a su vez, están unidas entre sí formando una configuración de anillo. Adicionalmente, existen dos (2) líneas a 765 kV que interconecta la subestación La Arenosa con la subestación Yaracuy que permite reforzar la interconexión centro - occidental del país.

3.4

COMPONENTES

PRINCIPALES

DE

UN

SISTEMA

DE

DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA Para suministrar energía eléctrica a los consumidores de manera que puedan utilizarla, un sistema de transmisión y distribución deben satisfacer algunos requerimientos básicos. Por lo tanto, el sistema debe: •

Suministrar, siempre, la potencia que los consumidores 30

necesitan. •

Mantener un voltaje nominal estable que no varíe más de +/- 10 %

•

Mantener una frecuencia estable que no varíe más de +/- 0,1 %

•

Suministrar energía a un precio aceptable

•

Satisfacer las normas de seguridad.

•

Respetar las normas ambientales.

La Fig. Nº 3.1 muestra un ejemplo de un diagrama elemental de un sistema de transmisión y distribución. Consta de una planta de generación y unas subestaciones de cargas residencial e industrial.

Fig. Nº 3.1 Sistema de Transmisión y Distribución

Las subestaciones de transmisión cambian el voltaje de línea, mediante transformadores elevadores y reductores, y lo regulan por medio de

un

compensador

estático

variable,

condensadores

síncronos

o

transformadores con tomas variables.

La subestación de distribución cambia la media tensión a bajo voltaje 31

por medio de transformadores reductores, los cuales pueden tener capacidades de cambio de toma automático para regular el bajo voltaje.

3.5 REGULACIÓN DE VOLTAJE Y CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA La regulación de voltaje y la capacidad de manejo de energía son dos (2) características importantes en una línea de transmisión. Por lo tanto, el voltaje de una línea de transmisión debe permanecer constante tanto como sea posible, incluso en condiciones de carga variable. Ordinariamente, la regulación de voltaje desde cero hasta plena carga no debe exceder de +/- 5 % del voltaje nominal (aún cuando en ocasiones podemos aceptar una regulación de hasta +/- 10 %).

En cuanto a la capacidad de manejo de energía, puede sorprender que una línea de transmisión sólo pueda suministrar determinada cantidad de energía ya que depende de la impedancia de la línea.

3.6 SOBRETENSIONES EN LOS CIRCUITOS DE POTENCIA Los equipos eléctricos de las subestaciones están sujetos a sufrir sobretensiones producto de descargas atmosféricas, maniobra de equipos y de frecuencia de red; la sobretensión atmosférica produce ondas que viajan a través de los conductores que pueden dar como resultado flámeos en la cadena de aisladores o fallas de aislamiento. Para prevenir daños en el equipo y/o salidas de servicio debido a las sobre tensiones, se debe dimensionar correctamente las subestaciones desde el punto de vista eléctrico, proteger contra las descargas directas y usar dispositivos de 32

protección para limitar las sobre tensiones (maniobras, rayos) a valores razonables. La aplicación de estos dispositivos es usualmente un compromiso entre los costos y el grado de protección deseada.

3.7 CANAL DE MEDICIÓN Los canales de medición son una fuente de información que está formada por un conjunto de medios de medición y conversión de la señal medida, conectados en serie con el fin de medir el valor instantáneo del parámetro tecnológico y convertirla, distribuirla e introducirla en instrumentos secundarios o en otros tipos de instrumentos según el uso que se le vaya a dar.

Los canales de medición son estructuras de dos, tres o más eslabones de captadores, convertidores, registradores, etc. Conectados en serie. En el caso particular del canal de medición de las telemedidas de EDELCA, el canal se encuentra conformado por transformadores de medidas, los traductores y la unidad terminal remota.

3.8 EQUIPOS DEL CANAL DE MEDICIÓN Toda empresa de generación y transmisión de energía eléctrica, se interesa por la calidad de su producto; es por esto, que los equipos de mediciones usados para tal finalidad deben cumplir con las características propias de cada área donde estén siendo usados.

Sin importar la topología usada en el Sistema de Telemedidas (Convencional o Control Numérico), debe existir una serie de equipos 33

encargados de llevar las señales desde los niveles de Alta Tensión hasta los Centros de Control donde se realiza la supervisión y control de las mediciones y maniobras de una subestación, esto forma en si un canal de medición.

En la Fig. 3.2 se muestra un diagrama con los equipos instalados en el Patio de Distribución Guri para la supervisión del Sistema de Telemedidas.

Fig. Nº 3.2 Diagrama de equipos instalados para las mediciones

Los equipos usados en las mediciones del Patio de Distribución Guri son: •

Transformadores de medida.

•

Transductores.

•

Unidad Terminal Remota (UTR).

3.8.1 Transformadores de Medida

Bajo este nombre se hace una designación general para clasificar a los transformadores de corriente (TC) y los transformadores de tensión (TP). Sus funciones básicas son el reproducir el comportamiento de las señales de voltaje y corriente en magnitudes reducidas independientemente de la

34

condición de operación del sistema (normal y falla), y proporcionar el aislamiento galvánico entre el sistema de potencia y los equipos conectados en el secundario, son de vital importancia para el desempeño de las telemedidas y los relés de protecciones ya que aportan la información sobre la condición del sistema eléctrico. En otras palabras podemos decir que son usados para: •

Reducir en forma precisa, a través de la transformación, la magnitud de la corriente o del voltaje primario del circuito a valores que sean más fáciles de manipular por razones de seguridad del personal.

•

Transformar los valores de corriente secundario a 1 o 5 A y los voltajes secundarios a 110, 100/√3, 115 o 115/√3 V. Estos valores son normalizados para las subestaciones de EDELCA

•

Aislar los equipos secundarios (instrumentos de protecciones y/o mediciones) de los voltajes primarios que son peligrosos.

•

Dar a los usuarios mayor flexibilidad en la utilización del equipo, en aplicaciones tales como: protecciones y mediciones.

La carga o burden en el secundario para un transformador de medida es aquella que esta propiamente conectado al devanado secundario y que determina la potencia activa y reactiva en los terminales del secundario. Se puede expresar en forma de la impedancia total de la carga en Ohm (Ώ); o bien, como los Volt-Amperes totales (VA) y factor de potencia a un valor de corriente especificado o de voltaje y una frecuencia dada. En la Fig. Nº 3.3 se expresa la forma en que se especifica el burden en la placa de datos en los transformadores de medida (TP y TC).

35

Fig. Nº 3.3 Método para expresar los Burden de los instrumentos de medida

El burden sobre el circuito secundario en un transformador de medida afecta la precisión del dispositivo. De acuerdo con esto, la carga o burden de los conductores (cables de control) de las señales de medición y de otras medidas en el secundario se deben conocer. Esta información, por lo general, se obtiene de datos del fabricante de las medidas como se indica en la Fig. Nº 3.4.

36

Fig. Nº 3.4 Datos de fabricante en transformadores de medida.

A continuación se realiza una descripción de cada uno de los transformadores de medida: 3.8.1.1 Transformadores de Corriente (TC)

Es un dispositivo que transforman las corrientes de la red para establecer aislamiento entre el sistema primario y los dispositivos de: protección, medición, registro y facturación; al tiempo que reciben una réplica de las corrientes de la red de magnitudes manejables por esos equipos. Un ejemplo de ellos se muestra en la Fig. Nº 3.5.

37

Fig. Nº 3.5 Transformador de Corriente

La norma IEC 60185 rige las especificaciones de los transformadores de corriente en cuanto a los parámetros de corriente, clases de precisión, nomenclatura de los bornes, placa característica, tipos de ensayo a realizarse y condiciones de servicio entre otros.

Los transformadores utilizados en Patio de Distribución Guri, son clase de precisión (0,5), se utilizan para equipos de medida que garantizan su exactitud entre el 20 y el 120 % de la corriente nominal del secundario del transformador, siendo el valor de corriente 5 A.

Cuando se construyen transformadores de corriente con dos o más arrollamientos,

se

hará

con

núcleos

independientes,

ya

que

las

características de un núcleo de un transformador al que se le exige una precisión determinada para una corriente primaria que no supere el 120 % de la corriente nominal, no pueden ser las mismas que las de un núcleo de un transformador al que se le exige mantener una determinada precisión para valores de corriente primaria varias veces superior a la corriente nominal primaria.

38

Los valores nominales de la relación de transformación de corriente (RTC) se definen como el cociente de las cantidades de corriente primario (Ip) a la corriente secundaria (Is), como se indica en la Ec. 3.1.

Ec. 3.1 Donde: RTC= Relación de Transformación de Corriente Ip = Voltaje Primario Is = Voltaje secundario

En el circuito de conexión del transformador de corriente que se muestra en la Fig. Nº 3.6 se expresa el cálculo de la relación de transformación.

Relación de Transformación

Fig. Nº 3.6 Cálculo de Relación de Transformación de Corriente.

Las relaciones pueden ser de (2000 – 2500 – 3000) / 5, mientras que

39

las relaciones típicas de un transformador de corriente podrían ser (600 – 800 – 1000) / 5. Los valores nominales secundarios de los transformadores de corriente son de 1 y 5 A.

La aplicación de los transformadores de corriente (TC) depende del diseño de la subestación eléctrica para tener la capacidad de soportar las sobrecorrientes (térmicas, cortocircuito) que se presenten en una línea de generación o transmisión de un área determinada.

3.8.1.1.1 Núcleos

Los transformadores de corriente, tanto de medida como de protección, se construyen con núcleos de chapa magnética de gran permeabilidad. Cuando un núcleo va destinado para mediciones se utiliza una chapa de rápida saturación, mientras que si va destinado para protección, la chapa a utilizar será de saturación débil o lenta. •

Núcleo de Medición:

Garantiza su comportamiento dentro de un rango que va desde corriente nula a valores de sobrecarga permisibles en condiciones de emergencia pudiendo llegar al grado de saturación. Ya que alimentan a dispositivos de medición y/o registro de facturación, el núcleo tiene la característica de tener el valor de precisión más alta, y cuando alimenta equipos electromecánicos se requiere que su salida secundaria se limite ante corrientes de falla, para evitar daños a los dispositivos conectados. •

Núcleos de Protección:

Mantiene un comportamiento dentro de un rango que va desde

40

corriente nula hasta valores de cortocircuito. Alimentan a dispositivos de protección y de registro de falla. Se requiere que no entren en saturación para que opere correctamente los sistemas de evaluación de los equipos de Protección.

Los núcleos de Protecciones están normalizados según la siguiente característica [2]:

E % P X,

Donde:

con X Múltiplo de In

E %= Porcentaje de error al máximo valor sin saturarse P = Devanado de Protecciones

Múltiplo = Veces de la corriente nominal sin saturarse

Según la clase de precisión los núcleos de protecciones se diseñan para que la corriente secundaria sea proporcional a la primaria, para corrientes con valores de hasta 30 veces el valor de la corriente nominal. Se indican como 5P y 10P, donde un múltiplo puede ser valores de 10, 20 o 30. Un ejemplo de un transformador de corriente con núcleo 5P20; nos indica que el núcleo soporta 20 veces la corriente nominal con más o menos cinco (5) por ciento de error y el núcleo corresponde para circuitos de protecciones.

3.8.1.2 Transformadores de Tensión (TP)

Un transformador de tensión es un dispositivo destinado a la alimentación de aparatos de medición y/o protección con tensiones proporcionales a las de la red en el punto en el cual está conectado. El primario se conecta en paralelo con el circuito por controlar y el secundario se conecta en paralelo con las bobinas de tensión de los diferentes aparatos de medición y de protección que se requiere energizar.

41

La Fig. Nº 3.7 se muestra transformadores de tensión (TP) usados en el nivel de 765 kV.

Fig. Nº 3.7 Transformador de Tensión

La norma IEC 60186 rige las especificaciones de los transformadores de tensión en cuanto a los parámetros de tensión, clases de precisión, placa característica, tipos de ensayo a realizarse, condiciones de servicio, mientras que la nomenclatura de los bornes se rige por la norma 60185 Sección 8.

Los transformadores de tensión deben cumplir determinada clase de precisión, dada por los errores máximos admisibles. Para valores de potencia de la carga superiores a la nominal, los errores son mayores que los admisibles; por ello, un transformador de potencial puede entregar una potencia superior a la nominal, trabajando en una clase de precisión inferior.

También se especifica la máxima potencia que pueden entregar en forma continua, dada por sus condiciones de calentamiento, para esta potencia el transformador trabaja fuera de su clase de precisión.

Para las aplicaciones de protecciones y medición, se deben 42

especificar algunas cantidades básicas en los transformadores de medida como son los valores nominales de la relación de transformación de tensión (RTP) que se definen como el cociente de las cantidades de tensión primario (Vp) a la tensión secundaria (Vs), como se indica en la Ec. 3.2.

Ec. 3.2 Donde: RTP= Relación de Transformación de Tensión Vp = Voltaje Primario Vs = Voltaje secundario

Un ejemplo del cálculo de la relación de transformación para un TP lo podemos observar en el circuito de conexión de un transformador como se muestra en la Fig. Nº 3.8.

Relación de Transformación

Fig. Nº 3.8 Cálculo de Relación de Transformación de Tensión

3.8.1.2.1 Núcleo

Los transformadores de tensión, tanto de medición como de

43

protección, se construyen con núcleos de chapa magnética de gran permeabilidad y de rápida saturación que mantienen constante la relación de transformación y la precisión cuando la tensión en el arrollamiento primario se mantiene por debajo de 1,2 veces la tensión nominal. La razón del uso de estos núcleos se basa en que en un sistema eléctrico la tensión no presenta grandes variaciones (caso contrario a la corriente) y no se hace necesaria la utilización de núcleos de gran permeabilidad y saturación débil o lenta.

La clasificación principal se basa en el destino o utilización del transformador distinguiéndose los siguientes tipos:

Mediciones: Una de sus características fundamentales es que deben ser exactos en las condiciones normales de servicio. El grado de exactitud de un transformador de medida se mide por su clase o precisión, la cual nos índica en tanto por ciento el máximo error que se comete en la medida. La norma IEC 60044-2 especifica que la clase o precisión debe mantenerse cuando la tensión que se aplica en el arrollamiento primario se encuentre comprendida en un rango que va del 80 al 120 % de la tensión primaria nominal, asimismo también debe mantenerse dicha precisión cuando la carga conectada al secundario del transformador esté comprendida entre el 25 y el 100 % de la carga nominal y con un factor de potencia de 0,8 inductivo. Las clases de precisión normales para los núcleos de mediciones son: 0,1 – 0,2 – 0,6 – 1,0 – 3,0 Protección: Si un transformador va a estar destinado para protección, se construye uno compartiendo el mismo núcleo magnético con el de medición, excepto que se desee una separación galvánica. Por esta razón, en la norma IEC60044-2, se exige que los transformadores de protección cumplan con la clase de precisión 3P y 6P.

44

3.9 TRANSDUCTORES El transductor es un equipo encargado de convertir una variable física analógica o digital en una señal de instrumentación proporcional a la variable de entrada, que pueda ser manejada e interpretada por los equipos electrónicos de supervisión y/o control u otros instrumentos de medición.

Las entradas de los transductores son tensiones y/o corriente AC normalizadas, proveniente de los transformadores de medida que se encuentran conectados a las líneas de alta tensión. A partir de estas señales de entrada y según el tipo de transductor, su salida puede indicar potencia activa, reactiva, tensión compuesta o simple y corriente. La salida de los transductores son señales por el orden de los miliamperios (mA) o voltios (V), ambas en corriente contínua.

En el manual de especificaciones de EDELCA [4] indica: “Los transductores para la telemedición de señales por cable directo deberán ser de estado sólido apropiados para medir con precisión a 60 Hz las magnitudes deseadas”

3.10 UNIDAD TERMINAL REMOTA (UTR) Es un equipo de tecnología digital, basada en microprocesadores que se encargan de recopilar todas las señales de los distintos elementos de supervisión y control conectados en campo para luego almacenar, procesar y transmitir la información ordenada y continuamente de manera digital a una estación maestra o SCADA, a través de un enlace de comunicación. 45

Estos equipos tienen como objetivo adquirir las medidas de las variables eléctricas y los estados de los diferentes equipos en campo y transmitirlas

hacia

el

Centro

de

Control

mediante

protocolos

de

comunicaciones. Así mismo reciben comandos desde los SCADA para ser ejecutados hacia los equipos de potencia.

Debido a la importancia de la Casa de Relé Nº 1 a 765 kV del Patio de Distribución de Guri, tiene asignada una UTR para procesar todas las señales analógicas y digitales de entrada y salida y así dar mayor confiabilidad en la supervisión.

En el Patio de Distribución Guri se encuentra recientemente instalada la UTR marca GE HARRYS WESDAC D20 [6], es considerada como tecnología de punta en su área y está diseñada para ser usada en SCADA de tiempo real para el monitoreo, control, automatización y comunicaciones de Sistemas de Energía bajo el protocolo DNP 3.0

Las Unidades Terminales Remotas (UTR) poseen una arquitectura modular, como se puede observar en la Fig. Nº 3.9, donde cada elemento cumple funciones específicas. Tomando como modelo la implementada en el Patio de Distribución de Guri, explicaremos los componentes generales que se consiguen en estos equipos:

46

Fig. Nº 3.9 Unidad Terminal Remota

3.10.1 Módulo Principal

En este

gabinete de la UTR se encuentran los equipos que se

encarga de enviar, recibir y procesar los datos de la supervisión realizada al Patio de Distribución Guri hasta el Sistema Centro de Control EDELCA. Está formada por: •

Wesdac D20M++: Es donde se procesa toda la información que llega desde los periféricos y/o desde la estación maestra.

•

Modem D20: Funciona en modo Half Dúplex (4 hilos), posee niveles de transmisión y recepción ajustables y su función principal es tomar la información en forma digital para ser posteriormente transmitida al Centro de Control mediante el protocolo DNP 3.0 o recibir de este ultimo para realizar un comando a los equipos de Potencia.

47

•

Fuente de Poder: Proporciona la energización de los módulos tanto principal como periféricos.

3.10.2 Módulos Periféricos

Corresponde a los módulos de entrada y salida (I/O), conocidos como periféricos inteligentes debido a que cada módulo posee su propio microprocesador de 8 bit 68HC11 para procesar los datos y enviar o ejecutar ordenes de la UTR: •

Módulo D20S: Es un juego de tarjetas que consta de 64 entradas digitales y tiene la finalidad de indicar la posición o estado de los distintos equipos de maniobra y alarmas que se puedan presentar.

•

Módulos D20A: Son tarjetas que consta de 32 entradas analógicas, poseen una resistencia en cada una de sus borneras de entrada que reciben las señales miliamperimétrica de los transductores convertida en una caída de tensión y así poder ser interpretada por la tarjeta.

•

Módulos D20K: Consta de 32 salidas de control configurables por hardware, ejercen controles remotos por órdenes provenientes desde el Centro de Control EDELCA (SCCE) hacia los equipos de maniobra.

3.11 MEDICIONES Y PRUEBA El término medida es utilizado para describir el acto de determinar el valor o tamaño de alguna cantidad; por ejemplo, una corriente. Una medición entonces comienza con una especificación apropiada de la magnitud a medir, el método de medición y el procedimiento de medición. El termino prueba es utilizado si las medidas se toman para determinar tanto si el producto cumple los estándares especificados, como su calidad.

48

3.11.1 Métodos de Medida

Hay un número variado de formas de clasificar los métodos. Una forma usual para las medidas eléctricas es la agrupación en las siguientes categorías:

3.11.1.1 Medidas Analógicas

La cantidad que está siendo medida se controla continuamente y el instrumento utilizado da una respuesta análoga a la cantidad, es decir, la magnitud de la salida del instrumento representa el tamaño de la cantidad que está siendo medida. Un movimiento de un galvanómetro de aguja es un ejemplo de esta clase de instrumento, la amplitud de la deflexión del ángulo de la aguja está relacionada con la magnitud de corriente que atraviesa el medidor.

3.11.1.2 Medidas Comparadas

La cantidad que está siendo medida se compara con unos estándares y su valor se da cuando se ha obtenido la igualación. Un ejemplo simple de esto es el método de sustitución para determinar resistencias. La corriente que pasa a través de una resistencia desconocida se compara con la que pasa a través de una caja de resistencia estándar. La caja se ajusta hasta que la corriente es la misma.

3.11.1.3 Medidas Digitales

Con los instrumentos digitales la cantidad que está siendo medida se hace un muestreo a intervalos regulares de tiempo y el valor de la muestra se convierte en un número, es decir, una secuencia de dígitos. El voltímetro

49

digital es un ejemplo, espera un momento y entonces repite el proceso.

3.11.2 Pruebas

La realización de pruebas brinda información del estado de los equipos

con los que cuenta una empresa permitiendo crear planes de

mantenimiento y de inversión acordes al tiempo de vida de sus equipos y así disminuir los costos de operación total de las instalaciones a la vez que se aumentan los ingresos producto de la disminución de las paradas no programas causadas por fallos en los equipos.

Para poder realizar una prueba es necesario que los sistemas tengan un diseño que permita realizar una comprobación de forma fácil; las podemos describir como:

3.11.2.1 Prueba manual

Necesita una persona para realizar el proceso. Esto requiere lectura de manuales, instrucciones de prueba, ensamblaje de varias partes del equipo de prueba y el conexionado a la unidad bajo prueba. aplicando y ajustando las entradas de señales de prueba, seleccionando márgenes apropiados de los instrumentos, guardando resultados, comparando estos con los dados en las especificaciones, interpretando los significados de las comparaciones, repitiendo la secuencia para cada una de las pruebas requeridas.

3.11.2.2 Prueba Automática

Realizado por un equipo, incluye conectar la unidad bajo prueba al sistema automático mediante una interfaz. La unidad de control realiza la

50

secuencia de acuerdo a un programa específico. Cuando se realiza la prueba, se hacen las mediciones respectivas y se guardan. Los resultados de la comprobación son automáticamente, comparados con los valores estándar pre programados, interpretados y el resultado indica que fue o no satisfactorio.

La prueba automática tiene la ventaja de reducir la demanda en la destreza de los operadores, reduciendo la dependencia con el error humano, eliminando variaciones interpretativas de los individuos, incrementando la velocidad de comprobación, permitiendo la utilización de complejos sistemas, ofreciendo la oportunidad de un detallado mayor de los datos y la posibilidad de una autoprueba automática. Tiene la desventaja de requerir unos ingenieros en programación con gran destreza para planear y programar el sistema de prueba, la necesidad de identificar anteriormente todas las necesidades de pruebas y posibles fallos para introducir en el sistema en operación, relativa inflexibilidad a los cambios en los requisitos, la necesidad de una compleja interfaz entre los equipos y un costo inicial muy alto.

3.12 ERRORES E INCERTIDUMBRE DE LAS MEDICIONES 3.12.1 Errores Toda medición independientemente del tipo que sea y aunque se haga con suficiente esmero, va a tener un resultado con cierta alteración, que puede ser originada debido al empleo del método y equipos de medición, entre otros [9]. Estas alteraciones determinan los errores, es decir, la divergencia del resultado de la medición respecto al valor verdadero de la magnitud medida.

Como se indica en la Ec. 3.3, el error absoluto es la diferencia entre el

51

valor medido y el valor calculado y/o verdadero de la cantidad en la medición E abs = Valor med – Valor cal

Ec. 3.3

Donde: E abs = Error Absoluto Valor med = Valor medido Valor cal = Valor Calculado

El error porcentual se describe en la Ec. 3.4 como la relación entre el error absoluto y la medida calculada ó verdadero, multiplicado por cien (100).

Ec. 3.4 Donde: E % = Error Porcentual Valor med = Valor medido Valor cal = Valor Calculado

Los resultados de estos errores pueden dar un valor positivo o negativo. Los errores en general pueden ser clasificados como errores Aleatorios y Sistemáticos, sin embargo hay un grupo de errores que deben ser descritos como errores humanos.

Los errores aleatorios son aquellos que varían de forma impredecible entre lecturas sucesivas de la misma cantidad, variando en magnitud y siendo positivos o negativos.

Los errores sistemáticos son errores que permanecen constantes con repetidas medidas. A continuación se describen las fuentes de errores sistemáticos más comunes: 52



Errores de fabricación: Son los que resultan del proceso de fabricación del instrumento y de los componentes utilizados.



Errores de equipo: Se producen debido a un fallo en el instrumento que realiza una calibración incorrecta.



Errores de cero: Se originan al posicionar incorrectamente el cero del instrumento, lo que producirá una lectura del instrumento más alta o baja sobre su escala correcta.



Errores de calibración: Se produce cuando el instrumento indica lecturas erróneas en todas las escalas.

Los errores humanos son fallos realizados por las personas al utilizar los instrumentos y tomar las lecturas.

3.12.1.1 Error en un Canal de Medición

Es importante para los trabajos en la industria o para instalaciones metrológicas de buena exactitud tener dominio del comportamiento de los errores de un canal de medición, para estimar con que errores se está midiendo, que hacer si queremos aumentar la exactitud o por que invertir tanto dinero en un componente específico del canal de medición si con otro menos costoso se logra conseguir los objetivos deseados.

La característica metrológicas de un canal de medición, se determina usando alguno de los siguientes métodos. 

Determinando Experimentalmente las características metrológicas del canal:

Para ello se usa una muestra patrón y luego se mide la magnitud del canal y se compara ambas mediciones, el error del canal de medición (ec), será igual al valor dado por el instrumento de medición menos el 53

valor obtenido de la muestra patrón.

Una de las dificultades en aplicar este método es contar con una muestra patrón de la magnitud que se desea medir, pero además el error del canal de medición (ec) tiene que ser menor que su error normalizado, de lo contrario hay que revisar cada uno de los componentes

que

lo

integran

y

comprobar

su

estado

de

funcionamiento y por ello resulta no práctico siempre el aplicar el método. 

Calculando las características metrológicas del canal de medición usando los valores de las características metrológicas de los componentes del canal de medición, los cuales se determinaron experimentalmente:

Se calibran en forma individual cada uno de los componentes del canal y se determinan sus errores, que puede ser usando análisis estadístico. Luego el error del canal se obtiene por la ecuación EC. 3.5 √∑

Ec. 3.5

Donde es el error i-ésimo normalizado para cada componente del canal determinado experimentalmente. . Error del canal Esto Presenta también un nivel de dificultad, pues se debe contar con un laboratorio adecuado y otros equipos de medición y el elemento a medir calibrado para obtener en forma adecuada los errores de cada uno de los componentes, en forma separada. 

Determinar las características metrológicas de un canal usando los valores característicos metrológicas de los componentes, los cuales se especifican en la documentación técnica de cada componente:.

54

Cuando los instrumentos de medición son de marcas reconocidas el fabricante debe entregar el certificado del equipo de medición, donde se específica la clase de calidad del instrumentos, esto permite ser usado este valor para determinar el error del canal de medición, usando la ecuación EC. 3.5, pero donde

corresponde al error i-

ésimo normalizado para cada componente del canal.

Entre menor sea la clase de calidad de un instrumento de medición menor será el error de ese instrumento y por ende del canal de medición, pero a su vez menor clase de calidad ( clase de calidad es el mayor error porcentual permitido por el instrumento al realizar una medición) mayor costo del equipo de medición; por ello se debe sopesar y establecer el nivel de error aceptable en una medida.

Pero si uno de los componentes del canal de medición es una clase de calidad pequeña, ejemplo clase de calidad 0.25, pero los otros componentes no lo son, ejemplo clase de calidad 1; y estos son los que imponen mayor error al medir, el error del canal de medición se verá afectado por el mayor error, (clase de calidad grande). Por esto para disminuir el error del canal de medición hay que tratar por todos los medios que ninguno de los componentes del canal sea determinante en sí mismo, pues el error del canal es un error combinado, sino se debe intentar que sea igual la participación de cada componente en el error (principio de igual exactitud)

3.12.2 Incertidumbre de la Medida Según el Vocabulario Internacional de Metrología (VIM), el término Incertidumbre de Medición, es un parámetro asociado al resultado de una medición, que caracteriza la dispersión de los valores que pudieran ser razonablemente atribuidos al valor verdadero de la magnitud medida o valor

55

de la magnitud particular objeto de medición.

La validación aplicada para la estimación de la incertidumbre en un canal de mediciones por la empresa EDELCA con la finalidad de cumplir con la Clausula 7.6, Control de los Dispositivos de Monitoreo y Medición de la Norma ISO 9001:2000, se aplica de la siguiente forma: 

Identificación de las fuentes de Incertidumbre: Son todos aquellos equipos involucrados en el canal de medición con

su respectivo error o resolución, según sea el caso, indicado por el fabricante. Para el cálculo de los errores en el canal de tensión o corriente, las fuentes de incertidumbre son como las mostradas en la Fig. Nº 3.10.

Resolución

SC

TP o TC Error o TC

Vt y Vi Resolución

Error TD2000

VPE

Fig. Nº 3.10 Diagrama causa y efecto de los factores en un canal de tensión o corriente

Para el cálculo de los errores en el canal de Potencia Activa o Reactiva, las fuentes de incertidumbre son como las mostradas en la Fig. Nº 3.11. En este caso se toma en cuenta tanto el TP como el TC, ya que ambos equipos son requeridos para la supervisión de ambas variables.

56

SC Resolución CE

TP y TC Error

Pac y Pr

Resolución VPE

Error

TD 2000

Fig. Nº 3.11 Diagrama causa y efecto de los factores en un canal de Potencia Activa o Reactiva



Evaluación de la incertidumbre estándar:

En la estimación de toda incertidumbre puede ser necesario tomar cada fuente y tratarla separadamente para obtener la contribución de cada una. Cada una de las contribuciones separada a la incertidumbre es referida como una componente de incertidumbre. Cuando es expresada como una desviación estándar una componente de incertidumbre esta es conocida como una incertidumbre estándar. Por lo general en las mediciones una de las componentes de incertidumbre que más pesa en la incertidumbre estándar combinada es la que aporta el propio instrumento de medición, la información debe buscarse en las especificaciones técnicas dadas por el fabricante.

Asumiendo que el equipo de medición está calibrado y que se conoce el máximo error permitido por esta, es decir su clase de calidad, entonces una de las fuentes de incertidumbre es la asociada al error máximo permisible por el instrumento. En los TP, TC y Transductores es tomada como medida fundamental de la incertidumbre de la medición, su clase de calidad.

57

La mayoría de las mediciones realizadas en la industria son directas y en casi todas se realiza una sola medición. Las mediciones dadas por los TP, TC y Transductores se consideran mediciones directas y de una sola observación, puesto que el instrumento está graduado en las mismas unidades de la magnitud física objeto de medición y las registra sin realizar un promedio de ellas. En las mediciones directas se establece como modelo matemático para establecer la relación entre el valor a medir Y

y los

argumentos Xi, la mostrada por la ecuación 3.6. ̅

∑

Ec. 3.6

Donde: ΔXj para j = 1,2,3,··· , m representan las correcciones debido a los efectos sistemáticos reconocidos y por lo cuales hay que valorar la incertidumbre asociada a los mismos.

En el caso particular donde se realiza una observación, el valor estimado del valor a medir es dado por la ecuación Ec. 3.7.

Ec. 3.7

Donde x es el valor estimado de X, es la indicación de la única observación realizada.

Para estimar la incertidumbre combinada de y se aplica la Ec. 3.8.

( )

√∑

(

)

( )

Ec. 3.8

58

Donde Uc(xj) es la incertidumbre estándar combinada de cada estimación xi; Cuando se realiza una sola observación del argumento Xi, la incertidumbre estándar U(xj) se estima a partir del error máximo permisible establecido en documentos normativos y de esta forma se estima la incertidumbre debido a los efectos aleatorios y sistemáticos, Asumiéndose que existe la misma probabilidad de que el resultado de la medición se encuentre dentro del límite de los errores permisibles y la incertidumbre estándar se determina como

( )

Ec. 3.9

√

Em: error máximo permisible para el instrumento de medición.

En el caso particular del TP, TC y Transductor TD2000, el error máximo permisible para el instrumento de medición se determina usando la Ec. 3.10:

Ec. 3.10

Donde: Xmáx rango máximo

k es la clase de calidad del instrumento La componente de incertidumbre debida a la resolución del instrumento o de la apreciación del observador ( δx) es determinada usando la EC. 3.11

59

⁄

( )

√

Ec.3.11

√

En el caso particular de las telemedidas que se realizan en el Patio de Distribución de Guri, para el Sistema Centro de Control de EDELCA (SCCE) se trabaja con el valor a plena escala (VPE). En este caso, por tomarse en cuenta la resolución, se aplica la Ec. 3.12

uSCCE o

=

VPE_ Resolución

Vd 12

Ec. 3.12

Donde Vd. es la resolución del Sistema Centro de Control (SCCE) ó la resolución a Valor de Plena Escala (VPE).

Y la determinación de la incertidumbre estándar combinada para el caso de la telemedidas, aplicando la Ec. 3.8 resulta la ecuación Ec. 3.13

N

u c (y) =

dy

 dx i=1

2 2 2 .u 2 (xi ) = uTPoTC + uTD + u SCCE

RES

i

2 + uVPE

RES

Ec. 3.13

Donde Incertidumbre estándar combinada de la estimación hecha por el TP ó el TC, según sea el caso. Incertidumbre estándar combinada del transductor Incertidumbre estándar combinada de la resolución del sistema centro de control de EDELCA Incertidumbre estándar combinada de la resolución del valor a plena escala

60



Determinación de la Incertidumbre expandida:

La incertidumbre expandida es la magnitud que define un intervalo alrededor de una medición del que se puede esperar que abarque una fracción grande de la distribución de valores que razonablemente pudieran ser atribuidos al valor medido. Esta fracción puede considerarse como la probabilidad de cobertura ó nivel de confianza del intervalo. Esto se usa a nivel industrial y en algunas aplicaciones comerciales y reguladoras, en especial por razones de seguridad y más cuando la salud está involucrada en la medición.

La incertidumbre Expandida se obtiene de multiplicar la incertidumbre estándar combinada Uc (y) por un factor de cobertura k

U = k  uc

Ec. 3.14

Donde:

U Incertidumbre expandida

uc : Incertidumbre estándar combinada k: Factor de cobertura. Tomará valores de: 2 (Dos). Para un valor verdadero de 95 % de la magnitud medida. Y 3 (Tres). Para un valor verdadero de 99 % de la magnitud medida. 

Determinación del porcentaje de Incertidumbre expandida:

Esta se determina usando la Ec. 3.15, y expresa el porcentaje de error máximo que tiene el canal, ó también el permitido según el nivel de confiabilidad dado al sistema.

61

%U =

U *100 X max

Ec. 3.15

3.13 INSTRUMENTOS DE MEDIDA El termino instrumento se utiliza para definir un dispositivo que determina el valor o tamaño de alguna cantidad. Por tanto, podría ser una regla usada para determinar la longitud de algún objeto, el galvanómetro de bobina móvil utilizado para medir el valor de una corriente o un osciloscopio utilizado para determinar la forma de onda de una señal.

Sin embargo, en cualquier tipo de instrumento, para poder conocer si es capaz de realizar una medida particular es necesario conocer las especificaciones o características del instrumento. Las especificaciones es una lista que da una información detallada de las prestaciones esperadas del instrumento y de las condiciones bajo las que dichas prestaciones están garantizadas.

3.13.1 Especificaciones 

Indicadores: Son instrumentos de medida en los cuales el valor de la cantidad medida se visualiza indicándola, por ejemplo por la posición de una aguja en la escala



Registrador: Instrumento de medida en el que los valores de la cantidad medida se registran en una gráfica.



Escala: Es la matriz de marcas, junto con sus cifras asociadas, sobre la cual se indica la posición de una aguja



Intervalo de escala: Es la cantidad existente entre dos marcas de escala adyacentes

62



Margen: Son los límites entre los que se pueden realizar las lecturas.



Espacio Muerto: Es el margen de los valores de la cantidad medida para los cuales no se obtiene lectura. Esto puede ocurrir al principio del margen de medida.



Amortiguación: Cuando hay una entrada en un instrumento, el índice no va directamente al valor apropiado, sino que puede sobrepasar este valor y entonces oscila hacia él antes de que lo indique. De no existir amortiguación, las oscilaciones pueden no detenerse.

La medición en una subestación está compuesta por un conjunto de diferentes instrumentos conectados a los secundarios de los transformadores de medida (TC, TP), cuya función es indicar las magnitudes de los diferentes parámetros eléctricos de la instalación tanto del lado de alta como el de baja tensión.

Los instrumentos de medición se colocan sobre tableros ya sea en forma sobre puesta o embutidos en los tableros. En las subestaciones es importante conocer; la corriente, la tensión, frecuencia, factor de potencia, potencia activa, reactiva, energía y temperatura, entre otros. Los sistemas de medición de una subestación pueden ser: 

Local.



Remoto o telemedición.



Mixto.

Todos los fabricantes de equipos, se rigen bajo normas o estándares internacionales entre los que podemos indicar: IEEE, IEC y muchos países incluyen sus normas nacionales, como es el caso de Venezuela que tiene las normas COVENIN.

63

3.14 ESTRUCTURA GENERAL DE LOS SISTEMAS DE CONTROL DE SUBESTACIONES Una subestación de alta tensión está por lo general dividida, desde el punto de vista del control de la misma, en tres (3) sectores: •

Un primer nivel, conformado por los equipos del patio (seccionador, interruptor, transformador de corriente y tensión), denominado nivel de campo y es el encargado de la adquisición de datos tales como:

•



Estado de los equipos de maniobra.



Tensiones y corrientes en el sistema.



Temperatura en los devanados de los transformadores.



Nivel de aceite en los transformadores.



Nivel de gas en los interruptores.

Un segundo nivel: control de bahía, conformado por elementos intermedios que dependen de la tecnología de control de la subestación (numérica o convencional) como lo son: armarios de agrupamiento, unidades controladoras de bahía y todos aquellos elementos encargados de las funciones asociadas encargadas a las bahías tales como: control, supervisión, enclavamientos, regulación de voltaje, protección y medición.

•

Un nivel superior, de control de subestación, a través del cual se realizan las tareas de supervisión, maniobras y control llevado a cabo por las labores diarias de los operadores, relacionado con la subestación,

tales

como:

control

local

de

la

subestación,

comunicación, y manejo de los servicios auxiliares.

En la Fig. Nº 3.12, se observa los niveles descritos y se define una 64

estructura lógica del sistema de control con dos (2) niveles jerárquicos superiores, los cuales deben estar interconectados para los intercambios de información.

Los parámetros que serán transmitidos a los niveles de ejecución de comandos, donde las órdenes para operación (apertura/cierre) provendrán de los niveles de control superiores se direccionan a los equipos de maniobras.

Fig. Nº 3.12 Estructura jerárquica en un Sistema de Control para una Subestación de Alta Tensión

3.14.1 Sistemas de Control Convencionales

Los sistemas de control convencionales en Venezuela datan de la década de los 50 con la construcción de pequeñas subestaciones. El Patio de Distribución Guri se rige basado en las especificaciones del manual

65

ETGS/EEM-210 (EDELCA) (1980) [5]: “Los

instrumentos

para

indicación

remota

de

telemedidas deberán ser miliamperimétrica de corriente continua para telemedida directa con cables, calibrados y adecuados para la salida de los transductores correspondientes”.

Las características de los sistemas de control convencional se encuentran conformadas por equipos y componentes integrados utilizando cables multiconductores, relés auxiliares, repetidores de disparo y bloqueo cumpliendo los tres (3) niveles de la estructura jerárquica en subestaciones.

Está actualmente establecido que uno de los principales objetivos al instalar un sistema moderno de control es la reducción de costos de cableado entre los diferentes equipos de patio y el nivel de control de subestación.

En una subestación construida con tecnología de control convencional se deben instalar entre 200 y 500 señales por bahías. Dichos enlaces sufren de los factores ambientales, y en el caso de instalaciones a la intemperie están expuestas a riesgos de deterioro serios durante el ciclo de vida de los equipos primarios. En estos casos, las fallas en los cables implican en la mayoría de los casos el reemplazo completo del cableado. La transmisión de datos analógicos en distancias mayores a 50 m usando conductores de cobre trae como consecuencia perdida de señales, ruido y reducción en la precisión del procesamiento de señales.

Las operaciones que se realizan en los patios de alta tensión son realizadas con la mayor precaución que le corresponde y son ejecutadas de

66

diferentes maneras: 

En forma de telemando, desde un despacho de carga a través de un enlace de comunicaciones.



Localmente, en el propio equipo en el patio exterior.



A distancia, desde la caseta de relés o la de mando.

3.14.2 Sistemas de Control Numéricos

Un sistema de control automatizado para subestaciones eléctricas cumple la estructura general de los sistemas de control de subestaciones. La labor de operación cuando se implementa un sistema de control numérico, los equipos y tableros poseen relés con tecnología IEDs basada en microprocesadores que le brindan “inteligencia” y mayor seguridad al momento de realizar las maniobras. En Sistemas de Control Numérico es importante la selección del esquema aplicable a la subestación y los equipos de protección, comunicación, automatización y control que lo integrarán.

La Fig. Nº 3.13, muestra la arquitectura para un sistema de control numérico.

67

Fig. Nº 3.13 Arquitectura de un Sistema de Control Numérico

A nivel de bahía se debe programar la configuración para los controladores de bahía (lógica programada), enclavamientos, permisivos, alarmas y señalizaciones (SOE) a ser reportadas al SCADA local.

A nivel de subestación se debe programar el control de todas las bahías y el reporte a su vez a los centros de control remotos (centros de despacho de carga). Esta integración reduce la cantidad de cableado de señales y otros equipos requeridos por la subestación, ahorrando así costos tanto de cableado como de espacio en la subestación

68

CAPITULO IV MARCO METODOLÓGICO Es el conjunto de acciones destinadas a describir y analizar el fondo del problema planteado, a través de procedimientos específicos que incluye las técnicas de observación y recolección de datos, determinando el “cómo” se realizará el estudio, esta tarea consiste en hacer operativa los conceptos y elementos del problema que se estudia.

El Marco Metodológico permite definir las técnicas y procedimientos que serán utilizados para llevar a cabo la investigación, con la finalidad de obtener una secuencia de cómo se realizará el estudio y así responder de forma eficiente a la problemática planteada. En tal sentido, se desarrollarán importantes aspectos relativos al tipo de investigación, al diseño de esta, la población estudiada (en el caso de presentarla), las actividades ejecutadas, las técnicas e instrumentos de recolección de información y por último el procesamiento de esta.

4.1 TIPO DE ESTUDIO La investigación realizada se clasifica como descriptiva, según Hurtado [8] plantea que esta investigación descriptiva tiene como objetivo “lograr la descripción o caracterización de un evento de estudio dentro de un contexto”. Así mismo, Ávila Baray, H.L. (2006) establece que: “Los estudios descriptivos tienen como propósito la descripción de eventos, situaciones representativas de un fenómeno o unidad de análisis específica” [3].

En base a esta declaración se puede considerar que esta investigación es de tipo descriptiva, ya que se realizó un estudio al Sistema de Telemedidas a nivel de 765 kV en la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución Guri, determinando las condiciones de todos los componentes que lo forman y del resultado de esta proponer soluciones ó mejoras al mismo.

Así mismo se considera esta investigación no experimental, de acuerdo a Rojas [10], ella establece que una investigación no experimental “suponen la comprobación empírica de un conjunto de preguntas de investigación, las cuales se desprenden de los objetivos de la investigación” [10].

No hay manipulación de variables; estas se observan y se describen tal como se presentan de acuerdo a los objetivos y también pueden fundamentarse de algunos elementos cualitativos y cuantitativos.

Esta investigación es no experimental ya que los cambios en la variable

independiente

ya

ocurrieron

(condiciones

del

Sistema

de

Telemedida) y hay que limitarse a la observación de situaciones ya existentes.

4.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN Para la realización de esta investigación se plantea como estrategia tanto el diseño de campo como el documental, es decir, una estrategia de tipo mixta. Esto debido a que la técnica documental permite el conocimiento de lo que debería ser, de la descripción detallada de las partes de cada elemento, de las condiciones requeridas para su buen funcionamiento, y

70

permite la observación del comportamiento de los equipos a lo largo de períodos de tiempo establecidos, además el conocimiento del problema se realiza con apoyo en informes técnicos previos, información por medios impresos y electrónicos.

Se considera de campo pues se toman datos e información de forma directa del área donde se lleva a cabo la investigación, sin manipular o controlar variable alguna, es decir para realizar la descripción, observación y verificar el comportamiento de los equipos que conforman el sistema de telemedida, se debió ir al sitio donde se encuentra instalado el sistema. y a su vez, documental porque se fundamenta con la obtención y análisis de datos provenientes de materiales impresos u otros tipos de documentos.

4.3 POBLACIÓN Y MUESTRA NARVAEZ Rosa [10] define el término de muestra como: “una parte de ese todo que llamamos universo y que sirve para representarlo”.

La información que se utiliza como población son los sistemas de telemedida de las subestaciones a 765 kV de la Empresa EDELCA, mientras que la muestra es el Sistema de Telemedidas del Patio de Distribución Guri a 765 kV asociado a la Casa de Relé Nº 1.

4.4

TÉCNICAS

E

INSTRUMENTOS

DE

RECOLECCIÓN

DE

INFORMACIÓN. En función de la naturaleza del estudio y de los datos que se 71

requieren, en primer lugar se sitúa la técnica de la revisión documental, la cual permitió abordar el estudio en función de los objetivos definidos. Se usó la técnica de observación directa, se empleó la técnica de las entrevistas no estructuradas con el propósito de obtener información a partir de las opiniones dadas por el personal que trabaja en la subestaciones a 765 kV en Guri, y el personal encargado del sistema de telemedida, por último se realizaron mediciones y verificando el comportamiento de los equipos en relación a cumplir con los niveles de errores e incertidumbre.

Tomando en cuenta lo señalado anteriormente, estas técnicas permitieron estudiar el problema, formular las posibles soluciones y así cubrir las exigencias de las metas planteadas.

4.4.1 Técnica de recolección de Información

4.4.1.1 Revisión Documental

Es una técnica cuyo propósito está dirigido a racionalizar la actividad investigativa, para que esta se realice dentro de las condiciones de autenticidad de la información que se busca. Se realizó la revisión bibliográfica para obtener conceptos básicos que fundamentaran el desarrollo teórico del estudio.

Con la finalidad de obtener toda una serie de información acerca del Sistema de Telemedidas del Patio de Distribución Guri a 765 kV para poder realizar la evaluación y obtención de las causas de fallas recurrentes, se hizo necesario el uso de: •

Catálogos de Materiales

•

Planillas de Denuncias de Anomalías asociadas al Sistema de Telemedidas del Patio de Distribución Guri ocurridas durante el año

72

2009 y comienzos del 2010. •

Planos asociados a Casa de Relé Nº 1 ( diagrama unifilar)

•

Manuales de los equipos instalados actualmente, que contienen las especificaciones técnicas de estos.

•

Normas y manuales adoptados por la empresa que rigen el sistema de telemedidas.

•

Bibliografía especializada en el tema de estudio, tanto escrita como electrónica.

4.4.1.2 Observación Directa

Es el registro visual de lo que ocurre, es una situación real, clasificando y consignando los acontecimientos pertinentes de acuerdo con algún esquema previsto y según la problemática que se estudia.

Durante el recorrido con personal de Operaciones del Sistema por las diferentes áreas asociados a las Telemedidas, se pudo observar el estado en que se encuentran los diferentes tableros, borneras, canales, cableados y equipos, así como las condiciones ambientales de cada una

4.4.1.3 Entrevistas no Estructuradas

Ávila Baray, H.L. [3] establece que una entrevista es “una pieza de la interacción social en la cual una persona responde a otra una serie de preguntas sobre un tópico específico, en sí representa una interacción cara a cara entre dos o más personas”

Para este estudio se utilizó la entrevista no estructurada, ya que las preguntas surgieron a medida que se fue dando la conversación. Se conversó con el personal de Operaciones del Sistema, encargado de

73

supervisar y controlar las maniobras del Patio de Distribución Guri para tener la opinión del comportamiento del Sistema de Telemedidas actual.

Se conversó de igual forma con el personal de la Sección Supervisión y Control de Transmisión Regional, encargado del mantenimiento de la telemedidas, estos indicaron con más preocupación las necesidades técnicas y las deficiencias de los repuestos del sistema actual.

4.4.1.4 Mediciones

De acuerdo a lo indicado en el plano unifilar y corroborado durante el recorrido del canal, las mediciones fueron realizadas en sus respectivas borneras de las siguientes áreas: Armario de Agrupamiento, Borneras Frontera de Casa de Relé Nº 1, entrada y salida de los Transductores, Bornera Frontera de Casa de Mando, Bornera Repartidora de Casa de Mando y entrada de la Unidad Terminal Remota.

4.4.2 Instrumentos de recolección de información

4.4.2.1 Material de Oficina

Lápices, bolígrafos y papel para el registro de la información durante las entrevistas y el proceso de observación directa. Además, un computador para la elaboración del informe.

4.4.2.2 Cámara Fotográfica

Marca: SONY Modelo: DSC-W110 Herramienta utilizada para capturar los eventos y tener registros

74

fotográficos de los elementos que puedan servir de utilidad en el desarrollo de la Investigación.

4.4.2.3 Equipos y herramientas usados en la medición

Los equipos y herramientas usados para realizar las inyecciones y mediciones en el canal fueron: •

Caja de Herramientas Marca Jensen.

•

Multímetro digital Marca Fluke, Modelo 175, Precisión de 0,5 %

•

Equipo de inyección trifásica secundaria, Marca Zera, Modelo MT3000, clase 0,05 %

4.5 PROCEDIMIENTO A continuación se desglosan el conjunto de actividades que se desarrollaron a lo largo de este estudio para lograr el exitoso cumplimiento de los objetivos propuestos: 

Formulación y definición del problema considerando los objetivos generales y específicos.



Investigación y recopilación de las bases teóricas necesarias para la realización del proyecto.



Análisis, estudio y comprobación de los historiales y referencias bibliográficas sobre Fallas de las Telemedidas en el Sistema Eléctricos de Potencia en los últimos años.



Revisión de planos

unifilares y eléctricos asociados al Patio de

Distribución Guri 

Recopilar información a través de las diferentes herramientas (textos, internet, personal con experiencia, manuales entre otros) con la finalidad de conocer más el detalle de los Sistemas de Telemedidas. 75



Verificar la viabilidad para la transferencia de tecnología



Búsqueda de tecnología que cumplan las aplicaciones, los estándares mundiales y hacer su evaluación.



Evaluar el impacto de los diferentes equipos existentes en el canal de medición (transductores, Unidades Terminales Remotas) para el momento de evaluar las factibles alternativas de los Sistemas de Telemedidas.



Recorrido por la subestación a 765 kV en la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución Guri, lugar donde se encuentra el Sistema de Telemedida en estudio.



Levantamiento de todos los equipos y estructuras presentes en la subestación, que pertenecen al Sistema de Telemedida.



Análisis preliminar de las posibles alternativas y selección de un grupo que cumplan lo requerido.



Proponer las alternativas con la información recolectada.



Estudio y selección del diseño que más se ajuste a los requerimientos del sistema de telemedidas.



Evaluación del impacto técnico y económico del diseño seleccionado.

El procedimiento usado para realizar las mediciones fue el siguiente: 

Se realizó mediciones usando el Sistema de Telemedidas del Patio de Distribución Guri a 765 kV de la Casa de Relé N° 1, las mediciones se corresponden desde la caja secundaria de los Transformadores de Tensión y Transformadores de Corriente hasta llegar a la entrada de la Unidad Terminal Remota sin intervenir en el software de este último equipo.



Se aprovechó la programación por parte de la empresa de un mantenimiento preventivo con la salida de servicio de una celda a 765

76

kV asociada a la Casa de Relé Nº 1 por el lapso de 8 horas, el personal de la Sección Supervisión y Control realizó los trámites necesarios para la ejecución de las pruebas de inyección y medición. 

Las Pruebas de inyección de tensión y corriente se realizaron desde los circuitos secundarios de los transformadores de medida, pasando por los transductores hasta llegar a la entrada de la Unidad Terminal Remota con la finalidad de analizar el comportamiento de las telemedidas.



Las inyecciones aplicadas tanto de tensión como de corriente se ejecutaron en dos (2) fases:  La primera consistió en hacer las mediciones a los circuitos secundarios desde el armario de agrupamiento hasta la entrada de los transductores realizando las inyecciones en las cajas del secundario de los transformadores de medida siguiendo el siguiente orden:

TENSION (63,5 Vf-n) Se realiza la inyección trifásica con valores del 100 y 120 % de la tensión nominal. Para cada caso se toman las mediciones en las respectivas borneras de: Armario de Agrupamiento, Bornera Frontera de Casa de Mando y entrada de los transductores. Se llena la planilla como se describe en la TABLA Nº 4.1. Esta tabla será usada tanto para las mediciones de tensión como de corriente. CORRIENTE (5 A) Se realiza la inyección trifásica con valores del 50 y 100 % de la corriente nominal. Para cada caso se toman las mediciones en las respectivas borneras de: Armario de Agrupamiento, Bornera Frontera de Casa de Mando y entrada de los transductores. Se llena la planilla como se describe en la

77

TABLA Nº 4.1.

TABLA Nº 4.1 Mediciones de Tensión y Corriente para los Sistemas de Telemedidas en los circuitos secundarios V nom = 63,5 V Tensión Inyectada

Armario de Agrupamiento Bornera Frontera de (V) Casa de Rele Nº 1 (V)

Entrada de los Transductores (V)

Fase "A"

Fase "A"

Fase "B"

Fase "C"

Fase "A"

Fase "B"

Fase "C"

Fase "B"

Fase "C"

100 % 120 %

I nom = 5 A Corriente Inyectada

Armario de Agrupamiento (A)

Bornera Frontera de Entrada de los Casa de Relé Nº 1 (A) Transductores (A)

Fase "A"

Fase "A"

Fase "B"

Fase "C"

Fase "B"

Fase "C"

Fase "A"

Fase "B"

Fase "C"

50 % 100 %

 La segunda consistió en hacer las mediciones a los circuitos miliamperimétricos, desde las borneras de salida de los transductores hasta la llegada de la Unidad Terminal Remota (UTR), usando las inyecciones efectuadas en las cajas del secundario de los transformadores de medida.

Se realizó la inyección trifásica con valores nominales tanto de tensión (100, 120 %), como de corriente (50, 100 %). Para cada caso se toman las mediciones en las respectivas borneras de: Salida de los transductores, Bornera Frontera de Casa de Relé Nº 1, Bornera Frontera de Casa de Mando, Bornera Repartidora de Sala de Mando y entrada de la Unidad Terminal Remota. Ver planilla en TABLA N° 4.2. 78

TABLA Nº 4.2 Mediciones de corriente miliamperimétrica para los Sistemas de Telemedidas Tensión Inyectada V nom = 63,5 V

Corriente Inyectada

P = 1000 W Q = 1000 Var

I nom = 5 A 100 % (10 mA)

120 % (12 mA)

50 % (5 mA)

Salida del Fase “A” transductor (mA) Fase “B” Fase “C” Bornera Frontera de Casa de Relé N° 1 (mA)

Fase “A” Fase “B” Fase “C”

Bornera Fase “A” Frontera de Fase “B” Casa de Mando Fase (mA) “C” Bornera Repartidora de Sala de Mando (mA)

Fase “A” Fase “B” Fase “C”

Entrada Unidad

Fase

Terminal Remota (mA)

“A” Fase “B” Fase “C”

79

100 % (10 mA)

50 % (5 mA)

100 % (10 mA)

P

P

Q

Q

CAPITULO V MEDICIONES Y RESULTADOS La finalidad del presente capitulo es mostrar los resultados obtenidos en las observaciones, mediciones y entrevistas, así como las características de diversos equipos disponibles en el mercado que logran dar solución a la problemática del Sistema de Telemedidas en el Patio de Distribución Guri a 765 kV

Por disponibilidad del Sistema de Potencia, el trabajo se centró en una Línea Generador ya que durante el tiempo de elaboración de la tesis, estuvo en mantenimiento por un lapso de ocho (8) horas y se contó con el apoyo del personal de las secciones Supervisión y Control de Transmisión Regional, Líneas y Subestaciones de Transmisión Regional y Operaciones Guri.

Para realizar las observaciones de las condiciones de los equipos, cableado y mediciones, se procedió a dividir en dos (2) etapas el canal a ser evaluado:

Etapa I (Circuito secundario): Referente a las señales entregadas por los TP (0 – 63,5 V) y los TC (0 – 5 A). A su vez, se subdividió en tres (3) tramos, los cuales son: 

Tramo Nº 1: Desde las cajas secundarias de los TP y TC hasta el Armario de Agrupamiento.



Tramo Nº 2: Desde el Armario de Agrupamiento hasta la Bornera Frontera de Casa de Relé Nº 1.



Tramo Nº 3: Desde la Bornera Frontera de Casa de Relé Nº 80

1 hasta la entrada de los Transductores.

Etapa II (Circuito miliamperimétrico): Referente a las corrientes miliamperimétricas (0 – 10 mA) entregada por los transductores de tensión, corriente, potencia activa y reactiva, se subdividió en tres (3) tramos: 

Tramo Nº 4: Desde la salida de los Transductores hasta la Bornera Frontera de Casa de Relé Nº 1.



Tramo Nº 5: Desde la Bornera Frontera de Casa de Relé Nº 1 hasta la Bornera Frontera de Casa de Mando.



Tramo Nº 6: Desde la Bornera Frontera de Casa de Mando hasta la Bornera de entrada de las UTR.

5.1 OBSERVACIONES REALIZADAS Para la evaluación del canal de mediciones, se realizó una inspección visual con la finalidad de observar el estado del cableado y los equipos que se encuentran en el trayecto del circuito de mediciones; al finalizar se obtuvieron las siguientes observaciones:

5.1.1 Etapa I (Circuito secundario)

5.1.1.1 Tramo Nº 1 Está afectado por las condiciones ambientales de calor, lluvia, humedad (ver Fig. Nº 5.1). Este tramo consta de un cableado promedio por señal de 40 m el cual se encuentra en canales.

81

Fig. Nº 5.1 Armario de Agrupamiento

Al realizar la observación directa se encontró en el armario de agrupamiento lo siguiente: 

Oxidación de los bornes y daños en el cableado.

Como se observa en la Fig. Nº 5.2, los bornes asociados a las variables de Tensión y Corriente provenientes de los TP y TC se encuentran con un alto grado de oxidación al igual que los terminales de los cables.

Borneras y Terminales oxidados

Fig. Nº 5.2 Cableado en armario de Agrupamiento

82

5.1.1.2 Tramo Nº 2 Como se observa en la Fig. Nº 5.3, el cableado se enrrutan en canales a lo largo del Patio de Distribución. Estos están afectados por las condiciones ambientales de calor, lluvia, humedad y tiene una distancia promedio de 120 m.

Fig. Nº 5.3 Canales entre Armario de Agrupamiento y Casa de Relé Nº 1

En la Fig. Nº 5.4 se puede detallar, que las borneras de llegada en la Casa de Relé Nº 1 se encuentran en buen estado, ya que son instalaciones que se encuentran en un ambiente de temperatura regulada y protegido del polvo, es decir en aire acondicionado.

Fig. Nº 5.4 Cableado llegada en la Casa de Relé Nº 1

83

5.1.1.3 Tramo Nº 3

En él se encuentran los equipos que usan las señales de tensión y corriente provenientes de los TC y TP, como son: los Indicadores Analógicos, Registradores de Falla, Transductores de Medida, Contadores de Energía, Verificadores de Sincronismo de cada una de las bahías asociadas Este tramo consta de un cableado promedio de 25 m por señal o variable evaluada ubicados bajo el piso falso. Se observa buen estado del cable y sus terminaciones, tanto en los equipos como en las borneras.

5.1.2 Etapa II (Circuito miliamperimétrico)

5.1.2.1 Tramo Nº 4

Bajo el piso falso de la Casa de Relé Nº 1 así como en las salidas de los transductores y borneras, el cableado se encuentra en buen estado. Este tramo tiene una distancia promedio de 20 m por señal.

5.1.2.2 Tramo Nº 5

El cableado se encuentra en canales expuestas a las condiciones ambientales de calor, lluvia y humedad como se muestra en la Fig. Nº 5.5.

84

Fig. Nº 5.5 Canales en el Patio de Distribución

Algunas tapas de las canales, durante el trayecto en el Patio de Distribución, se encuentran rotas dando posible acceso de animales roedores. Tiene una distancia promedio desde la Casa de Relé Nº 1 hasta la Casa de Mando de 250 m. Se observó que el cableado dentro de las canales presenta pérdida del material aislante En la Fig. Nº 5.6 se muestra una vista panorámica del Patio de Distribución y la ubicación de las instalaciones involucradas en la evaluación.

Fig. Nº 5.6 Instalaciones del Patio de Distribución Guri.

85

5.1.2.3 Tramo Nº 6:

La Fig. Nº 5.7 muestra el sótano de sala de mando; en este se observó que debido a la poca ventilación existente los cables y barras existentes se exponen a alta humedad.

Fig. Nº 5.7 Cableado en el Sótano de Casa de Mando

Cada señal en el trayecto de este tramo, presenta una cantidad considerada de borneras convirtiéndose en posibles puntos de falla en las telemedidas. Por la condición existente en el sótano, algunos cables se encuentran pisados con nuevos cableados realizados en la última modernización de equipos. El tramo Nº 6 tiene un promedio de 80 m.

5.2 ENTREVISTAS En conversaciones con el personal de los departamentos asociados a los Mantenimientos de las Telemedidas y de Operaciones, se logró obtener las siguientes informaciones:

86



Los canales de medición asociados a los equipos correspondientes a la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución Guri, tiene elevado tiempo de servicio y una frecuencia de las intervenciones por fallos causados debido a las condiciones externas y el desgaste de los componentes



Con repuestos de otros equipos similares que han salido de servicio, han sido reparados los indicadores analógicos y transductores en reiteradas ocasiones por el aumento progresivo de deterioro en los diferentes equipos.



No se cuenta con un stock de repuestos necesarios en los almacenes de la empresa para atender una contingencia de varias telemedidas



No existe cableado de reserva disponible en el Tramo Nº 5 para el Sistema de Telemedidas, ya que han sido usadas para dar solución a las averías.



El personal de Operaciones, en ocasiones debe dirigirse a la Casa de Relé Nº 1 para observar las telemedidas en los indicadores analógicas ya que las indicadas en la Sala de Mando carecen de lógica en un momento determinado.



Los equipos se encuentran en estado de obsolescencia, ya no existe en el mercado mundial, por lo que es imposible obtener piezas de repuesto.

5.3 MEDICIONES REALIZADAS Para la evaluación del Sistema de Telemedidas del Patio de Distribución Guri a 765 kV de la Casa de Relé N° 1, las mediciones se corresponden desde la caja secundaria de los Transformadores de Tensión y Corriente hasta llegar a la entrada de la Unidad Terminal Remota, sin intervenir en el software de este último equipo. 87

Motivado al corto tiempo para la ejecución de los trabajos por parte del personal de mantenimiento y a la vez aprovechar de realizar las pruebas para esta tesis, para las inyecciones tanto de tensión como de corriente se tomó las siguientes consideraciones: 

Los valores de tensión secundaria inyectadas serán de 100 y 120 % de la tensión nominal (63,5 V)



Los valores de corriente secundarias inyectadas serán de 50 y 100 % de la corriente nominal (5 A)



Para el caso de la Potencia Activa y Reactiva,

se fijo la tensión

nominal de 63.5 V y se realizó variaciones de los valores de corriente con ángulo de desfasaje (V e I) 0º para obtener vatios (W) y luego con ángulo de desfasaje (V e I) de 90º para obtener Var; se ajusto las inyecciones de corriente para obtener como resultado la relación con el cual trabajan los transductores: 1000 (W / Var) y obtener a la salida 10 mA. Se procedió a realizar el trabajo descrito con la finalidad de observar las tensiones y corrientes, en cada una de las fases de la celda evaluada.

5.3.1 Etapa I (Circuito secundario)

Para esta Etapa, las mediciones se realizaron por separado para cada uno de los transformadores de medida.

5.3.1.1 Mediciones de los circuitos secundarios de los TP

Se procedió a realizar las inyecciones a los diferentes porcentajes del Valor Nominal de tensión (63.5 Vf-n),

desde la Caja Secundaria de los

transformadores de tensión (TP) tomando las lecturas en todo el canal de mediciones, obteniendo los resultados mostrados en la TABLA Nº 5.1.

88

TABLA N° 5.1. Mediciones de los circuitos secundarios de los TP Vn = 63,5 V

100 % Vn (63,5 V)

120 % Vn (76,2 V)

Fase A

Fase B

Fase C

Fase A

Fase B

Fase C

63,45

63,4

63,4

76.1

76,08

76,1

BORNERA DE FRONTERA CASA DE RELE. N° 1 (V)

63,43

63,38

63.4

76.08

76,08

76,05

ENTRADA EN EL TRANSDUCTOR DE TENSIÓN (V)

63,43

63,38

63.4

76.08

76,08

76,05

TENSIÓN DE ENTRADA EN EL TRANSDUCTOR DE POTENCIA ACTIVA (V)

63,43

63,38

63.4

76.08

76,08

76,05

TENSIÓN DE ENTRADA EN EL TRANSDUCTOR DE POTENCIA REACTIVA (V)

63,43

63,38

63.4

76.08

76,08

76,05

ARMARIO DE AGRUPAMIENTO (V)

5.3.1.2 Mediciones de los circuitos secundarios de los TC

Se realizó las inyecciones a los diferentes porcentajes del Valor Nominal de Corriente (5 A), desde la Caja Secundaria del TC tomando las lecturas en todo el canal de mediciones, obteniendo los resultados mostrados en la TABLA N° 5.2.

89

TABLA Nº 5.2 Mediciones de los circuitos secundarios de los TC In = 5 A

50 % In (2,5 A)

100 % In (5 A)

Fase A

Fase B

Fase C

Fase A

Fase B

Fase C

2,497

2,497

2,496

4,998

4,999

4,998

BORNERA DE FRONTERA CASA DE RELE. N° 1 (A)

2,497

2,497

2,496

4,998

4,998

4,997

ENTRADA EN EL TRANSDUCTOR DE CORRIENTE (A)

2,497

2,497

2,495

4,998

4,998

4,997

CORRIENTE DE ENTRADA EN EL TRANSDUCTOR DE POTENCIA ACTIVA (A)

2,497

2,497

2,496

4,998

4,998

4,997

CORRIENTE DE ENTRADA EN EL TRANSDUCTOR DE POTENCIA REACTIVA (A)

2,497

2,497

2,496

4,998

4,998

4,997

ARMARIO DE AGRUPAMIENTO (A)

5.3.2 Etapa II (Circuito miliamperimétrico)

Para esta Etapa, se realizó la inyección simultánea a nivel de las cajas de los circuitos secundarios de los transformadores de tensión y corriente para ser convertidas por los transductores de Tensión, Corriente, Potencia Activa y Reactiva a valores miliamperimétrico.

5.3.2.1 Mediciones al circuito miliamperimétrico de Tensión:

En la TABLA Nº 5.3 se muestran las corrientes miliamperimétrica por fase a nivel de la salida del Transductor de Tensión en Casa de Relé Nº 1 hasta la entrada de la UTR en Sala de Mando.

90

TABLA Nº 5.3 Mediciones al circuito miliamperimétrico de tensión Vn = 63,5 V

100 % Vn (Is = 10 mA)

120 % Vn (Is = 12 mA)

Fase A

Fase B

Fase C

Fase A

Fase B

Fase C

9.95

9.97

9.92

11.93

11.92

11.92

BORNERA FRONTERA DE CASA DE RELE Nº 1 (mA)

9.95

9.97

9.92

11.93

11.92

11.92

BORNERA FRONTERA DE CASA DE MANDO (mA)

9.86

9.91

9.84

11.84

11.89

11.85

9.86

9.91

9.84

11.84

11.89

11.85

9.86

9.91

9.84

11.84

11.89

11.85

TRANSDUCTOR DE TENSIÓN (mA)

BORNERA REPARTIDORA DE CASA DE MANDO (mA) BORNERA DE LA UNIDAD TERMINAL REMOTA (mA)

5.3.2.2 Mediciones al circuito miliamperimétrico de Corriente:

En la TABLA Nº 5.4 muestra las corriente miliamperimétrica por fase a nivel de la salida del Transductor de Corriente en Casa de Relé Nº 1 hasta la entrada de la UTR en Sala de Mando.

TABLA Nº 5.4 Mediciones al circuito miliamperimétricos de corriente In = 5 A

50 % In (Is = 5 mA)

100 % In (Is = 10 mA)

Fase A

Fase B

Fase C

Fase A

Fase B

Fase C

4.96

4.97

4.96

9.94

9.93

9.92

4.96

4.97

4.96

9.94

9.93

9.92

BORNERA FRONTERA DE CASA DE MANDO (mA)

4.95

4.87

4.90

9.92

9.80

9.82

BORNERA REPARTIDORA DE CASA DE MANDO (mA)

4.94

4.86

4.90

9.92

9.80

9.81

BORNERA DE LA UNIDAD TERMINAL REMOTA (mA)

4.94

4.86

4.90

9.92

9.80

9.81

TRANSDUCTOR DE CORRIENTE (mA) BORNERA FRONTERA DE CASA DE RELE Nº 1 (mA)

91

5.3.2.3 Mediciones a los circuitos miliamperimétricos de Potencia Activa y Reactiva

La TABLA Nº 5.5 muestra las corriente miliamperimétrica de potencia activa y reactiva por fase a nivel de la salida de los Transductores de P y Q en Casa de Relé Nº 1 hasta la entrada de la UTR en Sala de Mando.

TABLA Nº 5.5 Mediciones a los circuitos miliamperimétricos de potencia activa y reactiva P = 1000 W

50 % (Is = 5 mA)

100 % (Is = 10 mA)

P

Q

P

Q

4.99

4.96

9.97

9.95

4.99

4.96

9.97

9.95

BORNERA FRONTERA DE CASA DE MANDO (mA)

4.90

4.87

9.82

9.70

BORNERA REPARTIDORA DCR EN CASA DE MANDO (mA)

4.88

4.87

9.81

9.70

BORNERA DE LA UNIDAD TERMINAL REMOTA (mA)

4.88

4.87

9.81

9.70

Q = 1000 Var

SALIDA EN LOS TRANSDUCTORES (mA) BORNERA FRONTERA DE CASA DE RELE Nº 1 (mA)

5.4 EQUIPOS CON TECNOLOGÍA DE PUNTA EN SISTEMAS DE TELEMEDIDAS El avance tecnológico que se presenta en la actualidad, ha llevado a los Sistemas de Telemedidas a contar con una gran cantidad de equipos electrónicos capaces de realizar las mediciones eléctricas con mayor precisión y cada uno de ellos con ciertas características propias de los fabricantes.

92

Hay marcas y modelos similares de fabricantes que cumplen con los requerimientos necesarios para el Sistema de Telemedidas de la Casa de Relé N° 1 del Patio de Distribución Guri, a continuación se mencionan algunos a modo de ejemplo:

5.4.1 Módulo para procesar señales de corriente alterna D20AC

El módulo D20AC recibe directamente las tensiones y corrientes desde los transformadores de medida (TP y TC) y se encarga de realizar las conversiones, cálculos, entre otras funciones para enviar los datos resultantes directo al módulo principal de la UTR como es el procesados D20ME, por medio de un enlace D.20 Link [7].

Características del modulo D20AC: 

Hasta 6 entradas de voltaje AC 50/60 Hz.



Hasta 9 entradas de corriente AC 50/60 Hz.



Medición de voltaje hasta 2,5 veces la nominal



Medición de corriente hasta 16 veces la nominal



Auto calibración



1 entrada analógica DC.



Realiza cálculos de W, VAR, VA, kWh, kVArh, Componentes simétricos.



Precisión de 0,2%



Tensión de referencia de +/- 5 V.



Soporta 100 veces la corriente nominal por 1 s.

93

5.4.2 Transductor Multifunción con salidas digital y opción analógica.

Estos equipos pueden ser usados en subestaciones eléctricas y diversos tipos de industria, para interconectarse con sistemas SCADA ya que permite realizar múltiples mediciones simultáneamente con una sola unidad, se puede programar fácilmente por medio del software, el cual permite configurar las medidas necesarias o cálculos deseados por el usuario. Soporta la compensación por pérdidas del transformador para corregir las imprecisiones causadas por los transformadores y las pérdidas de la línea.

Entre las mediciones que pueden ser programadas tenemos: 

Watts / VAr / VA por fase y total (Precisión 0,2 %)



Voltaje Fase-Neutro y Fase-Fase (Precisión 0,2 %)



Corrientes de fase y neutro (Precisión 0,75 %)



Factor de Potencia por fase y del sistema (+/- Precisión 0,008 %)



Wh y VArh entregadas y recibidas (Precisión 0,2 %)



Frecuencia.

Estos equipos presentan varios modelos el cual varía en lo que se refiere a las tensiones de entrada y los tipos de salida requerida por cada usuario.

A continuación se dan ciertas características propias de algunas empresas encargadas del diseño y construcción de estos equipos. La TABLA Nº 5.6 indica los diferentes códigos en que se rige la empresa AMETEK:

94

TABLA Nº 5.6 Código de los Transductores DPMS DESCRIPCIÓN DEL CÓDIGO DPMS (Sistema digital para Medición de Energía)

Voltaje Nominal P1: 120 V

P3: 480 V

P2: 277 V

P4: 69 V

Corriente Nominal C5: 5 A

Salida Analógica A0:Sin salida análoga

A2: 4 - 20 mA

A1: 0 - +/- 1 mA

Salida Digital D0: Sin contactos D1: Contactos de salida / KYZ

Kit de Programación R0: Sin kit R1: Kit con software DMPS Talk y cable

El código solicitado para cumplir con los requerimientos de la Casa de Relé N° 1 a 765 kV es: DPMS, P1, C5, A1, D0, R0 y las dimensiones del equipo son: 9,53 cm (alto), 13,65 cm (ancho), 16,51 cm (profundidad).

La TABLA Nº 5.7 indica algunos transductores SINEAX Serie DME 4xx de la empresa Camille Bauer, al comparar con las especificaciones dadas en la Tabla Nº 5.6 y la 5.7, se observa que la principal diferencia que presentan entre ellos es referente a las señales de salida y la forma de comunicación entre los dispositivos.

95

TABLA Nº 5.7 Tipos de transductores SINEAX DME 4xx VARIABLES MEDIDAS

SALIDA Sin salida analógica, Con Interfase RS-

TIPO DME 401

Corrientes, Voltajes,

485

Pot. Activa/Reactiva/Aparente

4 salidas analógicas e Interfase RS-485

DME 440

Factor de Potencia

2 salidas analógicas y 4 salidas digitales

DME 424

Frecuencia

o viceversa

DME 442

Valor promedio de las corrientes

Bus de datos LON

DME 400

PROFIBUS DP

DME 406

96

CAPITULO VI ANÁLISIS DE RESULTADOS Y ALTERNATIVAS PROPUESTA En este capítulo se realiza el análisis de los resultados presentados en el Capítulo V, así como una propuesta de alternativa que busca dar solución a la problemática presente en los Sistema de Telemedidas del Patio de Distribución Guri a 765 kV asociado a la Casa de Relé Nº 1

Se aplicó la teoría de errores a las mediciones realizadas para ver si cumple lo establecido por la empresa, se realiza el cálculo del error relativo porcentual como se indica en la Ec. 3.4 del Capítulo III, con la finalidad de verificar la diferencia existente entre la lectura medida y calculada de las señales inyectadas en el canal del Sistema de Telemedidas. Así mismo, con el cálculo de incertidumbre aplicada por la empresa EDELCA para cada uno de los canales de medición, obtenemos el valor de referencia para comparar los anteriores errores nombrados.

6.1 VALIDACIÓN APLICADA POR EDELCA PARA CUMPLIR EL CONTROL DE LOS DISPOSITIVOS DE MONITOREO Y MEDICIÓN . La validación para la estimación de la incertidumbre en un canal de mediciones aplicado por la empresa EDELCA con la finalidad de cumplir con la Clausula 7.6, basado en el Control de los Dispositivos de Monitoreo y Medición de la Norma ISO 9001:2000, sirve como referencia para realizar la comparación con los porcentajes de error obtenidos en las mediciones realizadas

A continuación se presentan los cálculos para definir los máximos porcentajes de error permitidos en los canales evaluados como son: Tensión, Corriente, Potencia Activa y Reactiva [12]. 

Canal de Mediciones de Tensión: Datos necesarios: TP: 765 000 V / 110 V clase de calidad 0.6 TD 2000: clase de calidad 0.5 SCCE: Resolución = Vd. = 0.01 kV VPE: Resolución = Vd. = 0.01 kV

Cálculo de errores para cada componente del canal: Para el TP

EmTP =

uTP =

X max TP  k 765 kV  0,6 = = 4,59 kV 100 100

EmTP 3

=

4,59 kV 3

= 2,6500 kV

Para el Transductor TD 2000

EmTD =

uTD =

XmazTD  k 765 kV  0,5 = = 3,82 kV 100 100

EmTD 3

=

4,59 kV 3

= 2,2084 kV

Para el SCCE

u SCCE_Resolución =

Vd 0,01 kV = = 0,00 29 kV 12 12

98

Donde: Xmax es 765 kV.

Para el VPE

Vd 0,01 kV = = 0,00 29 kV 12 12

uVPE _Resolución = 

Determinación de la Incertidumbre estándar combinada: N

. u c (y) =

dy

 dx i=1

2 2 2 .u 2 (xi ) = uTP + uTD + u SCCE

RES

i

2 2 u c (y) = 2,6500TP + 2,2083TD + 0,0029 2 SCCE

RES

2 + uVPE

RES

2 + 0,0029VPE

RES

uc (y) = 3,4496kV 

Determinación de la Incertidumbre expandida:

U = k  uc Se toma la K = 2 para una probabilidad aproximada de 95 %

U = 2 * 3.4494 = 6,8988kV 

Determinación del porcentaje de Incertidumbre expandida:

%U =

U *100 X max

%U =

6,8988kV *100 765kV

%U = 0,90%

El error máximo permitido para el canal de mediciones de tensión se encuentra en 0,90 %. Este valor será la referencia para evaluar las 99

mediciones en dicho canal.

De igual forma, se realiza el cálculo para determinar el error máximo permitido en los canales de Corriente, Potencia Activa y Reactiva, los valores obtenidos después de realizar los cálculos correspondientes se muestran en la TABLA Nº 6.1.

100

TABLA Nº 6.1 Errores máximos permitidos en los canales de Tensión, Corriente, Potencia Activa y Reactiva, según las normas aplicadas por la empresa EDELCA PARÁMETRO MEDIDO: TENSIÓN Fuentes de Incertidumbres Equipo

Tipo

TP

Error

TD2000

Error

Escala Valor

765

Error Unidad

Valor

Incertidumbre Incertidumbre Incertidumbre estándar Expandida Estándar Combinada Unidad (kV) kV % (kV)

0.6

%

2.6500

0.5

%

2.2084

kV

3.4496

SCCE

Resol

0.01

kV

0.0029

VPE

Resol

0.01

kV

0.0029

6.89

0.90

PARÁMETRO MEDIDO: CORRIENTE Fuentes de Incertidumbres Equipo

Tipo

TC

Error

TD2000

Error

Escala Valor

3000

Error Unidad

Valor

Incertidumbr Incertidumbr Incertidumbre e estándar e Expandida Estándar Combinada Unidad (kV) kV % (kV)

0.5

%

15.0000

0.5

%

15.0000

A

12.2475

SCCE

Resol

0.01

kV

0.0029

VPE

Resol

0.01

kV

0.0029

24.5

0.81

PARÁMETRO MEDIDO: POTENCIA ACTIVA / REACTIVA

Fuentes de Incertidumbres Equipo

Tipo

TP

Error

TC

Error

TD2000

Error

Escala Valor

5216

Error Unidad

MW /

Valor

Incertidumbr Incertidumbr Incertidumbre e estándar e Expandida Estándar Combinada Unidad (kV) kV % (kV)

0.6

%

31.2960

0.5

%

26.0800

0.5

%

26.0800

MVAr SCCE

Resol

0.01

kV

0.0029

VPE

Resol

0.01

kV

0.0029

101

27.9271

55.8

1.07

6.2 ERRORES PORCENTUALES DE LAS MEDICIONES Los resultados de los errores porcentuales se analizan de acuerdo a las etapas definidas y las mediciones obtenidas en el Capítulo V, ellos son: 6.2.1 Etapa I (Circuitos secundarios)

En el análisis de esta Etapa se toma en cuenta los 3 tramos en los cuales se realizaron las mediciones de los circuitos secundarios.

6.2.1.1 Circuitos secundarios de los TP.

Un ejemplo de la aplicación de la fórmula de Error Porcentual realizada para obtener los valores de las tablas que mencionamos en este Capítulo VI, se demuestra de la siguiente manera:

En el caso de la medición del circuito secundario de tensión, en el Armario de Agrupamiento, correspondiente a la fase “A”, con una inyección de 100 % de la tensión nominal, se obtiene: (

)

x 100 = -0.07 %

La TABLA Nº 6.2 expresa los errores porcentuales que corresponde al canal de mediciones de tensión que va desde la caja secundaria de los transformadores de tensión hasta la entrada a los transductores de V, P y Q. Esto incluye a los tres (3) primeros tramos.

102

TABLA Nº 6.2. Porcentajes de error asociado al circuito secundario de tensión correspondiente a la Etapa I. Vn = 63,5 V

ERROR %

ERROR %

(100 % Vn)

(120 % Vn)

Fase A

Fase B

Fase C

Fase A

Fase B

Fase C

ARMARIO DE AGRUPAMIENTO (V)

-0.07

-0.15

-0.15

-0.13

-0.16

-0.13

BORNERA DE FRONTERA CASA DE RELE. N° 1 (V)

-0.11

-0.18

-0.18

-0.15

-0.15

-0.19

-0.11

-0.18

-0.18

-0.15

-0.15

-0.19

-0.11

-0.18

-0.18

-0.15

-0.15

-0.19

-0.11

-0.18

-0.18

-0.15

-0.15

-0.19

ENTRADA EN EL TRANSDUCTOR DE TENSIÓN (V) TENSIÓN DE ENTRADA EN EL TRANSDUCTOR DE POTENCIA ACTIVA (V) TENSIÓN DE ENTRADA EN EL TRANSDUCTOR DE POTENCIA REACTIVA (V)

Con los resultados de errores porcentuales obtenidos para el circuito secundario de tensión correspondiente a la Etapa I, podemos indicar que a pesar de los condiciones en que se encuentran las borneras a nivel del Armario de Agrupamiento y los terminales en el cableado que llegan desde los transformadores de tensión, los porcentajes de error son muy bajos y sufren en algunos tramos pequeñas variaciones hasta las Borneras Frontera de Casa de Relé y se mantienen en las mismas condiciones hasta las entradas de los transductores de Voltaje (V), Potencia Activa (P) y Potencia Reactiva (Q).

6.2.1.2 Circuitos secundarios de los TC

En la TABLA Nº 6.3 se expresa los errores porcentuales que corresponde al canal de mediciones de corriente que va desde la caja

103

secundaria de los transformadores de corriente hasta la entrada de los transductores de I, P y Q.

TABLA Nº 6.3. Porcentajes de error en el armario de agrupamiento y entradas de los transductores de I, P y Q asociados al transformador de corriente. In = 5 A

ERROR %

ERROR %

(50 % In)

(100 % In)

Fase A ARMARIO DE AGRUPAMIENTO (A) BORNERA DE FRONTERA CASA DE RELE. N° 1 (A) ENTRADA EN EL TRANSDUCTOR DE CORRIENTE (A) CORRIENTE DE ENTRADA EN EL TRANSDUCTOR DE POTENCIA ACTIVA (A) CORRIENTE DE ENTRADA EN EL TRANSDUCTOR DE POTENCIA REACTIVA (A)

Fase B -

0.12

0.12 -

0.12

0.16

0.12

0.12

0.12

0.12

0.16

0.12

0.16

0.06

0.04

0.04

0.06

0.04

0.04

-

-

-

-

0.04

0.04

0.04

-

-

-

-

-

0.02

0.04

0.16

Fase C -

-

-

-

-

0.04

0.16

0.12

Fase B -

-

-

-

Fase A -

-

-

0.12

Fase C -

0.06

0.04

0.06

De los resultados en las mediciones de corriente en el tramo del circuito secundario desde la caja de los Transformadores de Corriente, pasando por el Armario de Agrupamiento y finalizando en las entradas de los transductores de Corriente, Potencia Activa y Reactiva, se observa que su comportamiento es muy similar a las mediciones obtenidas en los circuitos de tensión.

Ambas mediciones se encuentran entre los rangos permitidos por la precisión de los transformadores de medida siendo que para los circuitos secundarios de tensión es 0,6 y corriente es 0,5.

104

6.2.2 Etapa II (Circuitos miliamperimétricos)

En el análisis de esta Etapa se toma en cuenta los tres (3) tramos en los cuales se realizaron las mediciones de los circuitos miliamperimétricos.

6.2.2.1 Circuitos miliamperimétricos para las mediciones de tensión La TABLA Nº 6.4 corresponde a los errores porcentuales asociados a los circuitos miliamperimétricos convertidos por el transductor de tensión, desde su salida hasta la llegada de la Unidad Terminal Remota (UTR). TABLA Nº 6.4. Porcentajes de error en el canal del circuito miliamperimétrico para mediciones de tensión Vn = 63,5 V

ERROR %

ERROR %

(100 % Vn)

(120 % Vn)

Fase A

Fase B

Fase C

Fase A

Fase B

Fase C

TRANSDUCTOR DE TENSIÓN (mA)

-0.50

-0.30

-0.80

-0.58

-0.66

-0.66

BORNERA FRONTERA DE CASA DE RELE Nº 1 (mA)

-0.50

-0.30

-0.80

-0.58

-0.66

-0.66

-1.40

-0.90

-1.60

-1.33

-0.91

-1.25

BORNERA REPARTIDORA DE CASA DE MANDO (mA)

-1.40

-0.90

-1.60

-1.33

-0.91

-1.25

BORNERA DE LA UNIDAD TERMINAL REMOTA (mA)

-1.40

-0.90

-1.60

-1.33

-0.91

-1.25

BORNERA FRONTERA DE CASA DE MANDO (mA)

6.2.2.2 Circuitos miliamperimétricos para las mediciones de corriente

La TABLA Nº 6.5 corresponde a los errores porcentuales asociados a los circuitos miliamperimétricos convertidos por el transductor de corriente, desde su salida hasta la llegada de la Unidad Terminal Remota (UTR). En esto se observa que muchos salen del rango del 0.81 % permitido que debe 105

cumplir el canal de medición para esta variable.

TABLA Nº 6.5. Porcentajes de error en el canal del circuito miliamperimétrico para mediciones de corriente In = 5 A

ERROR %

ERROR %

(50 % In)

(100 % In)

Fase A

Fase B

Fase C

Fase A

Fase B

Fase C

-0.80

-0.60

-1.00

-0.60

-0.70

-0.80

-0.80

-0.60

-0.80

-0.60

-0.70

-0.80

BORNERA FRONTERA DE CASA DE MANDO (mA)

-1.00

-2.60

-1.20

-0.80

-2.00

-1.80

BORNERA REPARTIDORA DE CASA DE MANDO (mA)

-1.20

-2.80

-2.00

-0.80

-2.00

-1.90

-1.20

-2.80

-2.00

-0.80

-2.00

-1.90

TRANSDUCTOR DE CORRIENTE (mA) BORNERA FRONTERA DE CASA DE RELE Nº 1 (mA)

BORNERA DE LA UNIDAD TERMINAL REMOTA (mA)

6.2.2.3 Circuitos miliamperimétricos para las mediciones de Potencia Activa (P) y Reactiva (Q)

La TABLA Nº 6.6 presenta los errores porcentuales asociados a los circuitos miliamperimétricos convertidos por los transductores de Potencia Activa (P) y Reactiva (Q), desde sus salidas hasta las llegadas de la Unidad Terminal Remota (UTR).

106

TABLA Nº 6.6. Porcentajes de error en los canales de los circuitos miliamperimétrico para mediciones de P y Q P = 1000 W

ERROR %

ERROR %

Q = 1000 Var

(50 %)

(100 %)

P

Q

P

Q

SALIDA EN LOS TRANSDUCTORES (mA)

-0.20

-0.80

-0.30

-0.50

BORNERA FRONTERA DE CASA DE RELE Nº 1 (mA)

-0.20

-0.80

-0.30

-0.50

BORNERA FRONTERA DE CASA DE MANDO (mA)

-2.00

-4.00

-1.80

-3.00

BORNERA REPARTIDORA DCR EN CASA DE MANDO (mA)

-2.40

-4.00

-1.90

-3.00

BORNERA DE LA UNIDAD TERMINAL REMOTA (mA)

-2.40

-4.00

-1.90

-3.00

Luego de observar los resultados de los errores porcentuales de las tres tablas anteriores, en los diferentes tramos de la Etapa II y realizando un análisis, podemos decir lo siguiente: 

Los transductores marca RIS TD2000 presentan un error porcentual por encima del dado en las especificaciones técnicas del fabricante, pues este equipo según su documentación es de clase (0,5) y los valores encontrados superan este valor. Pudiendo concluir que el equipo ha perdido su clase de precisión por vejez y obsolescencia.



En el tramo Nº 4, que se encuentran en el interior de la Casa de Relé Nº 1, las señales miliamperimétricas de todos los transductores mantienen su medición, ya que las condiciones del cableado en esa área se encuentran en buen estado.



En el tramo Nº 5, desde la Casa de Relé Nº 1 hasta la Bornera

107

Frontera de Sala de Mando se presentan los mayores porcentajes de error en las telemedidas. 

En el tramo Nº 6, desde la Bornera Frontera de Sala de Mando hasta la Unidad Terminal Remota, se observan muy pequeñas variaciones en algunas de las mediciones.

La TABLA Nº 6.7 muestran los errores porcentuales correspondiente a las Etapas I y II de los canales de medición asociados a las Tensiones, Corrientes. Se puede observar que en varias parte el canal de medición supera el valor permitido del error 0.9% para la variable tensión y 0.81 % para la variable corriente, encontrándose con valores que van desde 0.91 a 1.6 % en la variable tensión y 1.2 a 2.8 % para la variable corriente; pudiendo decir que a pesar de los mantenimientos y ajustes realizados en el canal de medición los errores se deben al envejecimiento de los componentes electrónicos de los transductores y el cableado existente entre los tramos.

TABLA Nº 6.7. Porcentajes de error en los canales de mediciones de tensiones y corrientes. ETAPA I

ETAPA II

%

%

A

B

C

A

B

C

V

100%

-0.11

-0.18

-0.18

-1.40

-0.90

-1.60

63,5v

120%

-0.15

-0.15

-0.19

-1.33

-0.91

-1.25

I

50%

-0.12

-0.12

-0.16

-1.20

-2.80

-2.00

5A

100%

-0.04

-0.04

-0.06

-0.80

-2.00

-1.90

En la TABLA Nº 6.8 se indican los errores asociados a las telemedidas de las Potencias Activas y Reactivas generados en la Etapa II (circuitos miliamperimétricos), ya que se observa que los valores más elevados se ubican en el Tramo Nº 5 desde Casa de Relé Nº 1 hasta la Casa de Mando.

108

TABLA Nº 6.8. Porcentajes de error en los canales de mediciones de las Potencia Activas y Reactiva. ETAPA II

Telemedida

Error (%)

P

50 %

-2.40

(1000 w)

100 %

-1.90

Q

50 %

-4.00

(1000 Var)

100 %

-3.00

Podemos observar que el porcentaje de error del canal para estas variables no cumple con lo establecido de mantener un máximo porcentaje de error en 1.07 %, por esto luego de las mediciones y análisis de los resultados obtenidos, podemos indicar que el Sistema de Telemedidas a 765 kV asociado a la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución Guri, presentan valores significativos de porcentaje de error a nivel tanto de los transductores analógicos como del cableado que conduce las señales desde la Casa de Relé Nº 1 hasta la Casa de Mando. Esto nos llama a considerar que las variables eléctricas supervisadas en el Centro de Control de EDELCA (SCCE) no cumplen con la normativa de la Clausula 7.6 exigida por la empresa

En base a esta investigación, podemos concluir que el Sistema de Telemedidas desde la Casa de Relé Nº 1 a 765 kV de Guri hasta la entrada de la Unidad Terminal Remota debe ser reemplazado y por esto se presentan alternativas de tecnología actual y se expondrán los equipos a ser sustituidos con su factibilidad técnica.

109

6.3 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN Con la finalidad de lograr una propuesta en cuanto a los equipos que deben ser usados en la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución Guri a 765 kV, para mejorar el Sistema de Telemedidas, evaluamos una serie de alternativas, se exponen primero los criterio tomados en cuenta para realizar las propuestas y luego se plantan las misma.

6.3.1 Criterios para las Alternativas

Para realizar el estudio de factibilidad preliminar de las posibles alternativas de solución, mejorar el funcionamiento y la calidad del Sistema de Telemedida actual, se tomaron en cuenta ciertos criterios que influyen en la elaboración de dichas propuestas. Entre ellas tenemos: 

Viabilidad Técnica: espacios

físicos

dimensionamiento, alimentación,

Es todo lo referente a la disposición de los donde

se

desean

ubicación,

distancia

y

cercanía

recorrido

del

instalar de

los

las

cableado,

equipos,

fuentes

de

condiciones

atmosféricas y el impacto técnico de las modificaciones que se puedan presentar. 

Viabilidad de transferencia de tecnología: se toman en cuenta los proyectos a corto y mediano plazo, la compatibilidad a nivel de comunicación entre los equipos nuevos y existentes.



Análisis de contingencia: Para el momento de la desincorporación de cualquier equipo e incorporación de otro, se debe evitar que el Sistema de Telemedidas colapse ya sea por la necesidad de algún mantenimiento o que se presente cualquier falla. Así se evita la perdida de información en la supervisión y el buen desempeño de las 110

funciones en el Patio de Distribución Guri. 

Funcionabilidad del sistema: Es uno de los criterios más importantes al momento de elegir una opción de las alternativas planteadas y tiene que ver con el desempeño del sistema a nivel de Hardware, Software y Comunicación entre dispositivos, basándose en las especificaciones técnicas del equipo.



Confiabilidad de sistema: Una de las cosas que se buscan con instalar equipos de nueva tecnología es garantizar las mediciones y cálculos cada vez más precisos y reduciendo el tiempo en la elaboración de mantenimientos y un mayor tiempo de vida útil.



Facilidad de expansión: Debe poseer una arquitectura abierta que permita la incorporación de nuevos dispositivos, agregar nuevas funciones, actualización de programas con el menor impacto técnico.



Digitalización de los sistemas: Los avances en las nuevas tecnologías, ha dado grandes beneficios en lo que se refiere a velocidad, capacidad y fiabilidad en el tratamiento de datos y procesamiento de señales, por tal motivo, si se quiere tener un sistema a la vanguardia de las últimas innovaciones, se requieren equipos que puedan procesar y transmitir información digital a través de diversos medios de comunicación.



Para todas las alternativas planteadas, se mantiene el cableado desde la caja secundaria de los TC y TP hasta las borneras de entrada a los transductores actuales en la Casa de Relé Nº 1.

6.3.2 Consideraciones a tomar en cuenta para las Alternativas del Sistema de Telemedidas asociada a la Casa de Relé N° 1 a 765 kV del Patio de Distribución Guri

Con los resultados de errores porcentuales obtenidos en las mediciones realizadas en los canales de telemedidas asociadas a la Casa de Relé N° 1 a 111

765 kV, se evaluó diferentes alternativas para la sustitución de los equipos de mediciones por tecnología de punta que cumplen con los requisitos de adaptación con las dos (2) Unidades Terminales Remotas GE Harris instaladas en el Patio de Distribución Guri ya que son pilar fundamental en el Sistema de Telemedidas por enviar toda la información a los Sistema Centro de Control de EDELCA (SCCE) ubicado en Puerto Ordaz y el Sistema Centro de Control Guri (SCCG) de la Casa de Maquinas II de la Central Hidroeléctrica Guri. Las consideraciones tomadas para el análisis de las alternativas son:

6.3.2.1 Consideración Nº 1:

Un equipo que únicamente se comunique por medio de un canal de fibra óptica con la Unidad Terminal Remota (UTR) del Centro Control de EDELCA (SCCE) y ésta envíe la información del Sistema de Telemedidas de la Casa de Relé Nº 1 al Centro de Control Guri (SCCG) por un enlace existente entre los Centros de Control (SCCE y SCCG) vía microondas por medio del Protocolo de Comunicación entre Centros de Control (ICCP).

6.3.2.2 Consideración Nº 2:

Un equipo que presente dos (2) salidas, una que se comunique en forma digital hacia la Unidad Terminal Remota (UTR) del Centro Control de EDELCA (SCCE) y otra en forma analógica hacia la Unidad Terminal Remota (UTR) del Centro Control Guri (SCCG).

6.3.2.3 Consideración Nº 3:

Un equipo que presente salida digital, se enlace por medio de fibra óptica a un Concentrador de Datos ubicado en Sala de Mando, con

112

capacidad de envío de información a las dos (2) Unidades Terminales Remotas de los Centro de Control SCCE y SCCG.

6.3.3 Alternativa para cada una de las consideraciones

Para cada consideración se plantea una alternativa que satisfaga las necesidades del Sistema de Telemedidas de la Casa de Relé Nº 1 a 765 kV del Patio de Distribución Guri.

6.3.3.1 Alternativa Nº 1 (Consideración Nº 1)

En el mercado mundial, existe una serie de equipos modulares compatibles con las Unidades Terminales Remotas GE Harris.

Se menciona en este caso los módulos D20AC, estarían ubicados en la Casa de Relé N° 1 a 765 kV como se muestra en la Fig. Nº 6.1. CASA DE RELE Nº 1

SALA DE MANDO

Fig. Nº 6.1. Esquema para los módulos D20AC

113

Tomando las señales de los circuitos secundarios de tensión y corriente (que actualmente llegan a los transductores analógicos existentes), se comunican entre los módulos por medio de un bus RS485 D20 Link, en donde se enlazaría con el resto del sistema por medio de un conversor RS485 – Fibra Óptica, desde la Casa de Relé Nº 1 hasta la Sala de Mando para conectarse por medio de un conversor Fibra Óptica – RS485 a la Unidad Terminal Remota del Centro de Control EDELCA (SCCE).

Luego de ser recibida la información por el Centro Control EDELCA (SCCE), se procede a enviar todos los valores de las telemedidas al Centro Control de Guri (SCCG) por medio del protocolo de comunicación ICCP.

6.3.3.1.1 Estimación de costos para la Alternativa N° 1 Para determinar la cantidad de módulos D20AC necesarios para esta alternativa y así tener una estimación de costos preliminares, se debe tener en cuenta que cada uno de los módulos tiene la capacidad de supervisar dos (2) circuitos trifásicos.

Realizando una equivalencia de la cantidad de transductores analógicos instalados actualmente, las funciones que realizan y la forma en que se encuentran distribuidos en sus racks, se podría decir un módulo D20AC equivale a 10 transductores analógicos. Con esta información se concluye los equipos necesarios para esta propuesta, la cual se recoge en la TABLA Nº 6.9 y la referencia en la equivalencia monetaria fue de 4.30 bolívares por dólar.

Los gastos de mano de obra y accesorios menores no son tomados en cuenta en la estimación de costos ya que esos trabajos pueden ser realizados por el personal de la Sección de Mantenimiento asociado a las telemedidas.

114

Además se cuenta con el apoyo del personal de la Dirección de Telemática responsable del Sistema de Comunicaciones y en conjunto se pueden realizar las pruebas preliminares tanto del comportamiento de la fibra óptica como el funcionamiento de los diferentes equipos que serán instalados.

TABLA Nº 6.9. Estimación de Costos Alternativa N° 1 Costo Unitario

Costo Total

$

BsF.

$

BsF.

7.000

30.100

35.000

150.500

Conversor 1 F.O – RS485

180

774

180

774

Conversor 1 RS485 – F.O

180

774

180

774

Conector DB9 o DB25

5

2,5

10,75

12,5

53,75

Repuestos Módulos D20AC (10%)

1

7.000

30.100

7.000

30.100

42.372,5

182.201,75

Equipos y Materiales

Cantidad

Modulo D20AC

5

TOTAL

6.3.3.2 Alternativa N° 2: (Consideración Nº 2)

Se toma en cuenta para esta alternativa la selección de equipos que mantengan la supervisión de las telemedidas de la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución con salida digital hacia el SCCE y salida analógica para el SCCG y serán instalados en la Casa de Relé Nº 1.

Una descripción más detallada de la comunicación entre equipos 115

multifunción de nueva tecnología y las Unidades Terminales Remotas del Centro de Control de EDELCA (SCCE) y Sistema Centro de Control Guri (SCCG), se muestran en la Fig. Nº 6.2. Para ello lo describimos en 2 tipos de conexión: 

Para la UTR del SCCE (Salida Digital), los equipos multifunción se enlazan por medio de un bus RS485 (2 Hilos) bajo el protocolo DNP 3.0 o MODBUS. Las señales viajan hasta llegar a un conversor de medios RS485 – Fibra Óptica, y se dirige a la Sala de Microondas ubicada en la sala de mando y pasa por un conversor Fibra Óptica – RS485 para conectarlo luego al puerto correspondiente en la Unidad Terminal Remota.



Para la UTR del SCCG (Salida Analógica), se debe realizar nuevo cableado desde la Casa de Relé Nº 1 hasta la llegada de la Unidad Terminal Remota de SCCG para entregar la señal en forma analógica.

Fig. Nº 6.2. Esquema para el equipo multifunción con salidas digitales y analógicas

Para la instalación del nuevo cableado para el envío de las señales

116

analógicas hacia la Unidad terminal Remota del SCCG, se estaría usando los mismos canales y bandejas usados por el cableado de los transductores actuales, siempre y cuando no se encuentre en el transcurso del trabajo alguna anomalía o dificultad para el uso de los mismos.

6.3.3.2.1 Estimación de costos para la Alternativa N° 2

En la TABLA Nº 6.10 se realiza una aproximación de los materiales y equipos principales para la implementación tomando en cuenta la cantidad de cables para sustitución del actual en el tramo desde Casa de Relé Nº 1 hasta la Sala de Mando, esto con la finalidad de evaluar la factibilidad de ejecución del proyecto . TABLA Nº 6.10. Estimación de Costos Alternativa N° 2 Distancia (mts)

Costo Unitario

Costo Total

$

BsF.

$

BsF.

10

N/A

1.600

6.880

16.000

68.800

1

N/A

180

774

180

774

Conversor RS485 – F.O

1

N/A

180

774

180

774

Conector DB9 o DB25

5

N/A

2,5

10,75

12,5

53.75

4

1200

8

34.4

9.600

41.280

1

N/A

1.600

6.880

1600

6.880

27.572.5

118.561.7

Equipos y Materiales

Cantidad

Transductores Multifunción Conversor F.O – RS485

Cable de cobre Nº 10 Repuestos Transductores (10%) TOTAL

6.3.3.3 Alternativa N° 3 (Consideración Nº 3)

117

Para la elaboración de la tercera alternativa se tomaron las siguientes consideraciones y la Fig. Nº 6.3 se describe la topología propuesta para la Alternativa Nº 3 con las salidas digitales bajo el protocolo DNP 3.0 o MODBUS. 

Implementación de equipos multifunción con salida digital en la Casa de Relé Nº 1



Implementación de un concentrador dual para las telemedidas en la Sala de Mando con la finalidad de enviarla simultáneamente en modo digital a las Unidades Terminales Remotas del SCCG y SCCE.

Fig. Nº 6.3. Esquema para el equipo multifunción con salidas digitales

En lo que respecta al enlace de comunicación desde la Casa de Relé Nº 1 hasta la Sala de Mando, la empresa cuenta con una red de Fibra Óptica instalada a nivel del Patio de Distribución Guri y existe los canales disponibles para la ejecución del presente proyecto.

118

El concentrador dual en modo redundante, consiste en dos (2) equipos idénticos con la función principal y respaldo, este modo de servicio nos garantiza la confiabilidad del Sistema de Telemedidas ya que de presentarse una falla en el equipo principal, se permite la activación del equipo respaldo evitando la pérdida de información. Un relé electrónico de RS232 será el responsable de realizar la conmutación entre el equipo principal y respaldo. La función principal del concentrador principal es de recibir todas las señales que se originan en los transductores multifunción de la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución Guri y de acuerdo a las bases de datos que le fueron cargadas, asignara el envío de las mismas a cada una de la Unidades Terminales Remotas correspondientes al SCCG y SCCE.

Las configuraciones en los concentradores de datos y la Unidad Terminal Remota asociada al Sistema Centro de Control de EDELCA (SCCE) queda bajo la potestad de la Dirección de Operaciones y Mantenimiento de Transmisión que es la responsable de llevar a cabo el proyecto, mientras que la configuración en la Unidad Terminal Remota asociada al Sistema Centro Control Guri (SCCG) es responsabilidad de la Dirección de Producción.

6.3.3.3.1 Estimación de costos para la Alternativa N° 3

En esta alternativa, se observa que existe más variedad de equipos electrónicos que serán necesarios interconectar para una mejor supervisión del Sistema de telemedidas asociadas a la Casa de Relé Nº 1 a 765 kV del Patio de Distribución Guri. La TABLA Nº 6.11 menciona los equipos necesarios para la implementación de la alternativa Nº 3.

119

TABLA Nº 6.11. Estimación de Costos Alternativa N° 3 Costo Unitario

Costo Total

$

BsF.

$

BsF.

1.200

5.160

12.000

51.600

Conversor F.O – 1 RS485

180

774

180

774

Conversor RS485 – F.O

1

180

774

180

774

5

2,5

10,75

12,5

53,75

1

1.300

5.590

1.300

5.590

Concentrador de 2 datos

7.000

30.100

14.000

60.200

1.200

5.160

1.200

5.160

28.872,5

124.151,7

Equipos y Materiales

Cantidad

Transductores Multifunción

10

Conector DB9 o DB25 Panel Switch

Repuestos Transductores Multifunción (10%)

1

TOTAL

6.3.4 Comparación de las Alternativas

Con la finalidad de realizar la elección óptima entre las alternativas expuestas anteriormente para mejorar el Sistema de Telemedidas de la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución Guri, usamos los siguientes criterios:

6.3.4.1 Factibilidad Técnica:

Las tres (3) alternativas expuestas aportan grandes beneficios desde el punto de vista técnico, con ciertas ventajas y desventajas en relación a la configuración. De manera general, entre los beneficios encontramos:

120



Reducción de horas hombre empleadas en los mantenimientos.



Mayor confiabilidad y funcionabilidad en el sistema de Telemedidas.



Reducción de equipos en los paneles de mediciones dentro de la Casa de Relé Nº 1.



Por la facilidad al momento de la puesta en servicio de cada uno de los transductores multifunción, se reduce el tiempo que estarán fuera de supervisión las telemedidas de las líneas asociadas.

En la TABLA Nº 6.12 se indican las ventajas, desventajas, costos y tiempo de instalación de cada una de las alternativas expuestas con la finalidad de poder hacer una buena selección de los equipos.

TABLA Nº 6.12. Comparación de Alternativas Alternativa Nº 1

VENTAJAS

Alternativa Nº 2

Alternativa Nº 3

Al implementarse el sistema, se permite mantener la comunicación tanto con el SCCG y SCCE mientras se instalan los nuevos equipos en

No se requiere el cableado de cobre para señales analógicas. Por tratarse de un sistema de arquitectura

Los módulos D20AC pertenecen a la empresa GE Harris, no se requiere entrenamiento a fondo para entender el

sus respectivas posiciones.

funcionamiento de la tarjeta.

Telemedidas.

Se reduce la indisponibilidad de la supervisión del Sistema de Poseen salida tanto digital como analógica que permite proporcionar valores en las Telemedidas y puede adaptarse a cambios de arquitectura

121

abierta, se presenta la facilidad para futuras expansiones En el concentrador, se encuentran las bases de datos de ambas Unidades Terminales Remotas (SCCG y SCCE), logrando que cualquier telemedida puede ser modificada por individual sin alterar o afectar el sistema general.

El módulo D20AC se manejan bajo el protocolo HDLC con la UTR, esto hace que a futuro no se pueda mantener Un sistema abierto con nuevas tecnología.

Se están efectuando reuniones por parte de

del enlace bajo el protocolo ICCP que existe con el SCCE. Esto trae como consecuencia la pérdida de supervisión en ambos Centros de

a la Unidad Terminal

las unidades administrativas responsables de las Unidades Terminales Remotas del SCCG y SCCE para llegar a un consenso en la

Control al momento de realizar mantenimiento en la Unidad Terminal Remota del SCCE.

Casa de Relé Nº 1 y la Casa de Mando presenta inconvenientes en el trayecto.

Para la prueba de instalación, es necesario involucrar una cantidad

COSTOS (BsF.)

TIEMPO DE INSTALACIÓN Y PRUEBAS

cantidad de salidas analógicas no son suficiente para enviar todos los requerimientos. Para el envió de las señales analógicas

El SCCG dependerá

DESVENTAJAS

La capacidad de puntos a supervisar por parte del SCCG se disminuye ya que la

Remota del SCCG es necesario hacerlo por medio de cable de cobre y este debe ser reemplazado ya que el existente entre la

aceptación de supervisar el Sistema de Telemedidas por medios digitales

Se podría requerir contratar personal

considerada de personal de distintos departamentos.

especializado de la empresa que suministre los equipos para la configuración tanto de las salidas digitales y analógicas,

182.201,75

118.561,70

124.151,70

Se considera elevado por:

Se considera elevados por:

Se considera intermedio por:

Requerir de reuniones para acordar las fechas entre los distintos

Se necesita realizar tendido de cableado de cobre.

Requiere instalar los equipos multifuncionales,

departamentos.

Requiere instalar los equipos

conexiones y descarga de base de

El cableado entre los

122

módulos.

multifuncionales, conexiones y descarga de base de datos

datos

Se realiza pruebas por separado a cada tipo de salida

de Control

Las pruebas son simultáneamente hacia ambos Centros

6.3.4.2 Factibilidad Económica

De acuerdo a la TABLA Nº 6.13 donde se expresan las estimaciones preliminares realizadas en cada uno de los diseños, la alternativa menos factible desde el punto de vista económico es la Nº 1 y se observa que es debido al alto costo de cada uno de los módulos. En cuanto a la alternativa que presenta menor costo para la adquisición de los equipos es la Nº 2.

TABLA Nº 6.13 Comparación de Costos. Cantidad

COSTO TOTAL $

BsF.

ALTERNATIVA Nº 1

42.372,50

182.201,75

ALTERNATIVA Nº 2

27.572,50

118.561,70

ALTERNATIVA Nº 3

28.872,50

124.151,70

Debemos recordar que dentro de estas estimaciones de costo no está incluida la mano de obra u otros materiales necesarios ya que se plantea el proyecto sea realizado con personal propio y adquirir algunos materiales de los almacenes de la empresa.

6.3.5 Selección de la Alternativa Basados en los análisis realizados en las ventajas, desventajas y

123

estimación de costos, de cada una de las alternativas, se sugiere lo siguiente: “A pesar de no tener los costos de equipos más económicos pero si contar con una tecnología abierta y presentar mejores beneficios para ambos Centros de Control (SCCG y SCCE) se recomienda la Alternativa Nº 3”.

Se realiza el descarte de la Alternativa Nº 1 por los costos elevados de los módulos D20AC y que el Sistema Centro de Control Guri dependería únicamente por las telemedidas enviadas por el Centro de Control EDELCA vía protocolo ICCP existente entre los dos (2) Sistemas de Control y Adquisición de Datos (SCADA).

En cuanto a la Alternativa Nº 2, a pesar de tener un monto menor, el trabajo de realizar cableado para las señales analógicas no se observa rentable a corto plazo pudiendo perderse la inversión original para tener luego que hacer adaptaciones mayores en el sistema.

6.3.6 Procedimiento y Estimación de los Tiempos de Trabajo.

La TABLA Nº 6.14

muestra un estimado de los tiempos para la

ejecución de los trabajos de aproximadamente 20 días hábiles así como la indisponibilidad del Sistema de Telemedidas.

124

TABLA Nº 6.14. Estimación de Tiempo Trabajo especifico

Duración

Indisponibilidad del sistema

Verificar la Tx y Rx de datos

1 día

NO

Prueba de equipos

Verificar funcionamiento en laboratorio

2 días

NO

Configuración de

Configurar equipos con

Equipos

características necesarias

1 día

NO

Elaborar Base de Datos

Crear y cargar base de datos en el nuevo concentrador

2 días

Si, al realizar la descarga en la RTU.

Adecuación de espacio físico

Adecuar gabinetes para los nuevos transductores

2 días

NO

Identificar cableado

Verificar en planos unifilares

2 días

NO

Desincorporación de equipos actuales

5 horas

SI

Instalación de transductores nuevos

2 horas por equipo

SI

Procedimientos Pruebas del comportamiento de la fibra óptica

Instalaciones de transductores

Puesta en servicio

Conexión entre equipos

1 hora por equipo

SI

Conexión de las señales de los TP y TC

1 hora por equipo

SI

Pruebas reales de cada equipo

30 MIN POR EQUIPO

NO

125

CONCLUSIONES

Luego de realizar la evaluación del Sistema de Telemedidas a 765 kV en la Casa de Relé Nº 1 del Patio de Distribución Guri, se llegó

las

siguientes conclusiones: 

En las inspecciones realizadas al cableado en los circuitos secundarios, a nivel del Armario de Agrupamiento, los cables, borneras y terminales se encuentran sulfatados.



Según el personal de mantenimiento, varios transductores RIS TD2000 no aceptan ajustes para minimizar el porcentaje de error propio del equipo.



El Sistema de Telemedidas del Patio de Distribución Guri, presenta en las lecturas de sus variables eléctricas, valores por encima del error permitido en el Sistema Eléctrico de la empresa EDELCA.



El tramo asociado a los circuitos miliamperimétricos, es donde se encuentran los mayores aportes de errores en las telemedidas, especialmente por el cableado que recorre desde la Casa de Relé Nº 1 hasta la Casa de Mando.



Se hace necesario la sustitución de parte del Sistema de Telemedidas del Patio de Distribución Guri para lograr la confiabilidad que este debe tener.



Se realizaron el planteamiento de tres alternativas de sustitución de equipo.



La alternativa tres es la propuesta más viable para mejorar el Sistema de Telemedidas del Patio de Distribución Guri

126

RECOMENDACIONES



Se recomienda implementar la alternativa tres dada en este estudio para mejorar y actualizar el Sistema de Telemedidas del Patio de Distribución Guri



Es la parte Gerencial de la empresa, quien debe tomar la decisión de asumir la alternativa planteada u otra similar existente en el mercado nacional y mundial, para cumplir con los estándares de calidad como empresa líder en la Generación, Transmisión y Distribución de energía eléctrica.



Realizar evaluaciones de los Sistemas de Telemedidas de otras Subestaciones eléctricas a los diferentes niveles que se manejan dentro de la empresa, a fin de mantener los estándares de calidad.

127

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