Tabla de Contenido - ftp.eeq.com.ecftp.eeq.com.ec/upload/scada-oms-dms/01_Descripcion_Proyecto.pdf · Tabla de Contenido Especificaciones Técnicas SCADA/OMS -MWM/DMS 01- Descripción

Tabla de Contenido

Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto

1-1

Proyecto SIGDE Abril 2012

| 1. Descripción General del Proyecto .......................................................................................................... 1-2

1.1 Introducción ........................................................................................................................................... 1-2

1.2 Objetivos Generales del Proyecto .................................................................................................... 1-3

1.3 Alcance del Proyecto ........................................................................................................................... 1-4

1.3.1 Alcance General del Proyecto ................................................................................................. 1-5

1.3.2 Características del Suministro ................................................................................................. 1-6

1.3.3 Arquitectura del Sistema .......................................................................................................... 1-7

1.3.4 Componentes del Sistema ....................................................................................................... 1-7

1.4 Desarrollo y Organización del Proyecto ......................................................................................... 1-8

1.5 Cronograma Referencial del Proyecto ............................................................................................ 1-9

1.6 Organización de estas Especificaciones ......................................................................................... 1-9

1.7 Anexo 1-1: Cronograma referencial ............................................................................................. 1-12

1.8 Anexo 1-2: Número de señales por Empresa ............................................................................ 1-13

1.9 Anexo 1-3: Siglas y Acrónimos ...................................................................................................... 1-13

1.10 Anexo 1-4: Información General de las Empresas .............................................................. 1-19

1.10.1 Eléctrica Regional Centrosur C.A. (EERCSCA) .................................................................. 1-19

1.10.2 CNEL Guayas Los Ríos ............................................................................................................ 1-26

1.10.3 Empresa Azogues C.A. (EEACA) ........................................................................................... 1-31

1.10.4 Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A. (EEASA) ............................... 1-34

1.10.5 Empresa Eléctrica Quito (EEQSA) ........................................................................................ 1-44

1.10.6 Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. (EERSSA) .......................................................... 1-51

1.10.7 Empresa Eléctrica Riobamba S.A. (EERSA) ........................................................................ 1-60

1.11 Anexo 1.5 Regulación ................................................................................................................. 1-63


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1. Descripción General del Proyecto

1.1 Introducción

1. En esta sección se presenta una visión general del Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS a ser

adquirido para las siguientes empresas en Ecuador:

a. CENTROSUR: Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A.

b. CNEL Guayas Los Ríos: Corporación Nacional de Electricidad – Guayas Los Ríos

c. EEACA: Empresa Eléctrica Azogues C.A.

d. EEASA: Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A.

e. EEQSA: Empresa Eléctrica Quito S.A.

f. EERSSA: Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.

g. EERSA: Empresa Eléctrica Riobamba S.A.

2. La primera etapa considera, por tanto, siete empresas distribuidoras, en las cuales se estima un total de 108.000 señales de operación del sistema de distribución y 47.000 señales de calidad del servicio y de protecciones, con lo cual se mejorará el servicio a más de 1.9 millones de usuarios.

3. Se prevé que el proyecto tenga alcance nacional, por lo tanto beneficiará a todas las

empresas distribuidoras de energía eléctrica del Ecuador. En una segunda etapa se efectuará

la implementación en el resto de empresas eléctricas del país.

4. El Contratante teniendo en cuenta los avances tecnológicos de modernización de sistemas

SCADA/OMS-MWM/DMS considera pertinente evolucionar los sistemas actualmente

implementados por éstas Empresas, teniendo en cuenta que algunos están próximos a

cumplir su vida útil o no cumplen completamente los requerimientos estipulados por el ente

regulador del país o los usuarios de los mismos. En general todos los sistemas de éstas

Empresas fueron concebidos en circunstancias y épocas diferentes, lo que condujo a

soluciones particulares sin un objetivo común. En consecuencia la motivación de esta


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evolución radica también en el deseo del Contratante de cambiar los sistemas hacia una

plataforma única a nivel nacional.

1.2 Objetivos Generales del Proyecto

1. El Proyecto SCADA/OMS-MWM/DMS tiene los siguientes objetivos:

a. Suministrar la información suficiente, de manera oportuna y confiable para conseguir una

operación más segura y eficiente, en tiempo real, de la red eléctrica de las empresas

participantes en condiciones óptimas técnico-económicas de calidad y costos operativos.

b. Proveer un conjunto de herramientas de análisis de red que ayuden al operador en la

toma de decisiones operativas.

c. Entregar información histórica que permita el análisis de la red eléctrica y la elaboración

de reportes en los niveles interno y externo tanto corporativo como de ente regulador.

d. Optimizar los tiempos de respuesta ante interrupciones del servicio con el propósito de

dar cumplimiento o mejorar los indicadores de calidad del servicio establecidos por el

ente regulador.

e. Implementar soluciones basadas en las mejores prácticas existentes según el estado del

arte y que permitan salvaguardar las inversiones de las empresas participantes y tener

sistemas que les permitan la incorporación futura de nuevas funcionalidades y un

desarrollo acorde con conceptos como el de redes inteligentes.

f. Buscar sinergias que permitan la optimización de las inversiones.

g. Sentar las bases de la integración con otros sistemas de la organización.

h. Cumplir con requerimientos de ley establecidos por el ente regulador.


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2. Con la implementación del proyecto se espera la solución de los siguientes problemas

encontrados en el marco de análisis y evolución de los sistemas técnicos de las Empresas:

a. Obsolescencia Tecnológica tanto en hardware como en software

b. Dificultades de desempeño de los sistemas

c. Dimensionamiento limitado

d. Arquitecturas heterogéneas

e. Proliferación de plataformas intermedias para adquisición de datos y procesamiento de

datos históricos

f. Dificultades de mantenimiento

g. Sobrecostos tanto en mantenimiento como en licenciamiento

1.3 Alcance del Proyecto

1. Esta especificación define las características técnicas y funcionales que deben cumplir los

materiales, equipos y aplicaciones (Software) del Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS a ser

suministrados, los cuales reemplazarán los sistemas actuales de las empresas participantes,

mejorando las funcionalidades existentes. El proyecto incluye todos los suministros y

servicios necesarios para realizar el diseño de ingeniería, elaborar e implantar la arquitectura,

satisfacer los requisitos de explotación, efectuar las pruebas, la implantación y puesta en

servicio, así como cumplir con las necesidades establecidas en cuanto a capacitación,

documentación y organización del proyecto.

2. Los proponentes deberán presentar obligatoriamente su oferta para la arquitectura definida

en la Sección 2 y demás opciones establecidas en esta especificación.


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1.3.1 Alcance General del Proyecto

1. Esta especificación solicita una única solución SCADA/OMS-MWM/DMS para las Empresas.

La tabla siguiente presenta las funcionalidades que se utilizarán.

Sección Centro Sur

CNEL Guayas

Los Ríos

EEACA EEASA EEQSA EERSSA

EERSA

1. Descripción General del Proyecto

X X X X X X X

2. Arquitectura del Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS

X X X X X X X

3. Capacidad y Desempeño

X X X X X X X

4. Interfaz de Usuario X X X X X X X

5. Hardware X X X X X X X

6. Software Básico X X X X X X X

7. SCADA X X X X X X X

8. Sistema de Gestión de la Información

X X X X X X X

9. Modelo de Operación Sistema de Distribución

X X X X X X X

10. Outage Management System (OMS)

X X X X X X X

11. DMS en Tiempo Real X X X X X X X

12. DMS Modo de Estudio

X X X X X X X

13. Documentación X X X X X X X

14. Aseguramiento de la Calidad

X X X X X X X

15. Capacitación X X X X X X X


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16. Implementación y Gestión del Proyecto

X X X X X X X

17. Mantenimiento y Actualización del Sistema

X X X X X X X

1.3.2 Características del Suministro

1. El suministro objeto de este proyecto es la implantación de una plataforma nacional única

de hardware-software, en la primera etapa en las Empresas incluidas en esta contratación. La

plataforma única permitirá a las Empresas una serie de beneficios que incluyen:

a. Un desarrollo y prueba conjuntos de la plataforma para todas las empresas,

b. Una capacitación conjunta de operadores y personal de mantenimiento,

c. Mantenimiento de datos en conjunto para el Sistema utilizando un mismo grupo de

técnicos,

d. Respaldo mutuo de personal de diferentes empresas capacitados en la plataforma

común,

e. Posibilidad de conformar grupos de desarrollo de aplicaciones sobre la plataforma

común y capacitación a nivel nacional,

f. Realizar mejoras y actualizaciones “upgrades” a nivel nacional de toda la plataforma

común habiendo probado las nuevas versiones en forma conjunta.

2. Se quiere desarrollar la plataforma común con la participación de personal de las Empresas

en todas las etapas del proyecto, por lo que éste se ha concebido de forma que se canalicen

los esfuerzos iniciales precisamente hacia el desarrollo y prueba de la plataforma común

para luego dedicar los esfuerzos a la implementación en cada Empresa.


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1.3.3 Arquitectura del Sistema

1. La plataforma común debe ser del tipo misión crítica. Por ésta razón, se debe suministrar

sistemas altamente confiables que puedan operar continuamente con el mínimo

mantenimiento necesario.

2. Teniendo en cuenta la necesidad de evitar el colapso del sistema ante catástrofes, se solicita

sistemas que serán instalados en Centros de Datos Nacionales: principal y de respaldo en la

modalidad activo – activo (hot – hot). La mejor alternativa de arquitectura para atender a

esta solicitud será diseñadas por el Contratista, de forma que permita al Contratante.

1.3.4 Componentes del Sistema

1. El suministro de hardware y software asociado al Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS, según la

configuración establecida en la sección 2 y demás especificaciones de las secciones 3 a 12

incluye:

a. Servidores

b. Estaciones de trabajo

c. Unidades de tiempo y frecuencia

d. Equipos de red y de seguridad

e. Software base

f. Bases de datos

g. Software de gestión

h. Software de aplicación

2. Se incluye en la sección 2 el esquema de la arquitectura solicitada.

3. Por otra parte, los servicios de implantación, capacitación, prueba, mantenimiento y

actualización (“upgrade”) se presentan en detalle en estas especificaciones. Se resalta el


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hecho que se quiere probar la plataforma común con participación de todas las Empresas.

Ver Secciones 13 a 17.

1.4 Desarrollo y Organización del Proyecto

1. Dada la naturaleza del suministro en este proyecto, el Contratante considera conveniente

desarrollarlo bajo un único contrato que definirá el desarrollo común del mismo. El

Contratante entiende que el desarrollo conjunto de la plataforma común debe traer

beneficios desde el punto de vista de implantación del proyecto y en consecuencia solicita,

que el Contratista utilice todos los mecanismos necesarios para potenciar las sinergias que

se deriven del desarrollo y prueba conjunta de funcionalidades de la plataforma del Sistema

especificado.

2. Para la ejecución del contrato, se designará un Administrador y se conformará un equipo

técnico compuesto por especialistas en cada uno de los componentes del Sistema,

delegados de las empresas participantes. El Contratante contratará los servicios de una

Empresa Consultora, para asesorarlo en la toma de decisiones, y asistirlo en las reuniones de

avance, la revisión de documentos, pruebas en fábrica, en sitio y en general en todo lo

relacionado con el buen desarrollo del proyecto.

3. De la misma manera el Contratista deberá designar un Gerente de Proyecto y el equipo

técnico que presente en su oferta.

4. El Contratista proveerá o contratará los servicios de un “Integrador”, encargado de

desarrollar las interfaces entre el Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS y sistemas existentes

(GIS, CIS, IVR, AVL.) a través del bus ESB.

5. El esquema siguiente indica la Organización del Proyecto por parte del Contratante :


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1.5 Cronograma Referencial del Proyecto

1. El plazo para la ejecución del proyecto es de 22 meses contados a partir de la firma del

contrato. En el anexo No 1 se presenta un cronograma referencial del proyecto. El

proponente deberá en lo posible ajustarse a este cronograma en su oferta, pero podrá

sugerir modificaciones y mejoras basadas en su experiencia de forma que se optimice: el

desarrollo del proyecto, el uso de recursos y se maximicen las sinergias en el proceso de

implementación.

1.6 Organización de estas Especificaciones

1. La Sección 1: Descripción General del Proyecto, presenta los objetivos, el alcance global del

proyecto, el cronograma del mismo y en anexos con el propósito de contextualizar las

soluciones, se presenta una breve descripción de cada una de las empresas, sus redes

eléctricas y la infraestructura existente desde el punto de vista de telecontrol y sistemas de

gestión.

2. Estos anexos incluyen información sobre los siguientes aspectos:

Equipo2

Equipo1

Equipo 4

Consultora

Administrador

……………………………………..

Gestión Legal/Financiera


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a. Una descripción de los datos generales de la Empresa

b. La estructura organizacional

c. Generalidades del sistema eléctrico

d. Generalidades del sistema de control y telecomunicaciones

3. Los anexos de esta Sección muestran las características generales del sistema de distribución

de las Empresas, así:

a. Anexo 1-2 Número de señales de cada Empresa

b. Anexo 1-3 Siglas y Acrónimos

c. Anexo 1-4 Información General de las Empresas Distribuidoras

d. Anexo 1-5 Regulación

4. La Sección 2: Arquitectura del Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS, presenta la concepción

general del Sistema que hace parte de esta especificación y las características funcionales del

mismo.

5. La Sección 3: Capacidad y Desempeño, presenta en detalle las tablas que resumen el

dimensionamiento especificado, los tiempos de respuesta esperados, los escenarios de

pruebas y la disponibilidad especificada. Anexos particulares detallan condiciones

especificadas por Empresa.

6. La Sección 4: Interfaz de Usuario, presenta los requisitos de la interfaz de los usuarios del

Sistema.

7. La Sección 5: Hardware, detalla los requisitos mínimos de los equipos que deben ser

suministrados como parte del Sistema objeto de esta contratación.

8. La Sección 6: Software Básico, presenta las características de la arquitectura de software y

datos.


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9. La Sección 7: SCADA, presenta la funcionalidad requerida de los programas solicitados para

la adquisición de datos y el mando remoto.

10. La Sección 8: Sistema de Gestión de la Información (SGI), especifica los requisitos de los

sistemas de almacenamiento histórico.

11. La Sección 9: Modelo de Operación del Sistema de Distribución (DSOM), presenta las

características básicas del DSOM, interfaz central para las funciones SCADA/OMS/DMS.

12. La Sección 10: Outage Management System (OMS), presenta los requerimientos de los

módulos que componen el OMS: TCS, Eventos OMS, FLISR, SM y CMS, así como del Sistema

Mobile Workforce Management (MWM).

13. La Sección 11: DMS en Tiempo Real, presenta la función de Flujo de Carga de Distribución

(DPF).

14. La Sección 12: DMS Modo de Estudio, presenta las funciones de análisis de la red de

distribución (Modo Estudio).

15. La Sección 13: Documentación, describe los requisitos de documentación tanto del proyecto

como de los sistemas.

16. La Sección 14: Aseguramiento de la Calidad, presenta los requisitos mínimos solicitados de

control de la calidad del suministro y el conjunto de pruebas que se requieren del Sistema

objeto de esta especificación.

17. La Sección 15: Capacitación, especifica los cursos y demás medios para preparar el personal

designado por el Contratante para la operación y mantenimiento del Sistema que hace parte

de esta contratación.


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18. La Sección 16: Implementación y Gestión del Proyecto, describe los aspectos

organizacionales, de dirección y gestión del proyecto a ser aplicados para el correcto

desarrollo de los sistemas a ser suministrados.

19. La Sección 17: Mantenimiento y Actualización del Sistema, especifica lo solicitado con

respecto al mantenimiento y actualización del Sistema durante las diferentes etapas del

proyecto, correspondiente al hardware y software.

1.7 Anexo 1-1: Cronograma referencial

Adjuntar el cronograma


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1.8 Anexo 1-2: Número de señales por Empresa

El Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS deberá estar dimensionado para soportar a todas las Empresas Distribuidoras del país, sin embargo dentro de esta contratación se incluyen 7 Empresas resaltadas en el cuadro siguiente.

Posición Mando Medición Contadores Alarma Total Protección Calidad Total

1 EEQ (Quito) 48 3.640 1.636 3.110 668 15.529 24.583 3.044 8.608 11.652 36.235 888.751

2 EEASA (Ambato) 18 1.384 1.003 1.953 756 4.620 9.716 3.123 4.814 7.937 17.653 218.917

3 CNEL Guayas Los Ríos 21 2.941 1.314 3.312 1.268 11.738 20.573 4.987 6.235 11.222 31.795 277.352

4 CENTROSUR (Cuenca) 16 1.531 1.207 2.482 180 6.567 11.967 - 1.131 1.131 13.098 312.603

5 EEACA (Azoguez) 2 - - - 32.140

6 EERSSA (Loja) 26 5.962 2.601 5.332 1.080 13.475 28.450 3.786 6.032 9.818 38.268 164.537

7 EERSA (Riobamba) 13 1.291 986 2.192 440 7.594 12.503 2.300 2.465 4.765 17.268 152.030

144 16.749 8.747 18.381 4.392 59.523 107.792 17.240 29.285 46.525 154.317 2.046.330

8 CNEL Esmeraldas 17 1.856 1.378 3.135 642 10.970 17.981 3.327 3.567 6.894 24.875 115.077

9 CNEL Sucumbios 4 659 406 785 252 2.780 4.882 1.379 1.827 3.206 8.088 67.738

10 CNEL Santo Domingo 12 1.207 881 2.080 430 7.417 12.015 2.161 2.320 4.481 16.496 152.297

11 CNEL Bolívar 6 504 403 834 162 2.779 4.682 895 957 1.852 6.534 54.285

12 ELEPCOSA (Cotopaxi) 15 1.799 1.299 3.018 630 10.651 17.397 3.245 3.480 6.725 24.122 105.965

13 EMELNORTE (Tulcán) 18 2.062 1.513 3.478 718 12.225 19.996 3.705 3.973 7.678 27.674 207.360

14 EEP Guayaquil 34 4.546 3.181 3.910 668 18.909 31.214 4.961 4.553 9.514 40.728 600.535

15 CNEL Los Ríos 9 1.048 712 1.322 384 4.524 7.990 2.249 2.958 5.207 13.197 97.038

16 CNEL Milagro 13 1.580 1.066 1.987 588 6.866 12.087 3.349 4.437 7.786 19.873 134.250

17 CNEL Manabí 23 2.734 2.003 4.724 974 16.843 27.278 4.889 5.249 10.138 37.416 291.426

18 CNEL Santa Elena 14 1.635 1.207 2.838 582 10.111 16.373 2.917 3.132 6.049 22.422 103.960

19 CNEL El Oro 17 2.033 1.480 3.474 720 12.344 20.051 3.648 3.915 7.563 27.614 204.472

182 21.663 15.529 31.585 6.750 116.419 191.946 36.725 40.368 77.093 269.039 2.134.403

326 38.412 24.276 49.966 11.142 175.942 299.738 53.965 69.653 123.618 423.356 4.180.733

NUMERO DE SEÑALES POR EMPRESA

EMPRESAS A INTEGRARSE EN LA SEGUNDA ETAPA

Subtotal

ITEM EMPRESANUMERO

S/E

Subtotal

Total País

Señales de Operación Otras Señales Total

Señales

Clientes

Dic/2011

EMPRESAS A INTEGRARSE COMO PARTE DE ESTA CONTRATACION

1.9 Anexo 1-3: Siglas y Acrónimos

La siguiente es una lista de siglas, abreviaturas y elementos que son utilizados en esta especificación: ADC Convertidor Análogo Digital. Analog-to-Digital Converter. A&E Alarmas y Eventos (Alarm and Event) AMS Asset Management System API Application Program Interface. ASC Control supervisor automático. Automatic Supervisory Control AT Alta Tensión.


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AVC Control de Voltaje automático. Automatic Voltage Control AVR Regulador de Voltaje automático. Automatic Voltage Regulator BCS Sistema de Control Backup (Backup Control System) BD Base de Datos. BDCONF Base de Datos de CONFiguración (en el SCADA). BDE Base de Datos de Explotación (en el SDA). BDSAC Base de Datos de tiempo real del SAC. BI Business Intelligence. BO Business Object. BT Baja Tensión. CCB Centro de Control de Backup. CCN Procesadores de Comunicación de Red. CCP Centro de Control Principal. CD-ROM Compac Disk.- Read Only Memory

CICs Controladores de interface de Comunicaciones (Communications Interface Controller)

CIM Common Information Model. Modelo Orientado a Objetos CIP Critical Infraestructure Protection CNP Procesadores de Red de Comunicaciones. Communication Network Processor CP Procesador de Comunicación. Communication Processor CPU Unidad Central de Proceso. DA Adquisición de Datos. (Data Adquisicion). DB Base de Datos. (Data Base). DAT Dispositivo de Almacenamiento digital en cintas DDS. (Digital Audio Tape). DDE Intercambio de datos Dinámicos. Dynamic Data Exchange. Decluttering Selección de los detalles a mostrar en un despliegue DLT Dispositivo de Almacenamiento. (Digital Linear Tape). DMZ Zona Desmilitarizada. Demilitarized Zone DNP Distributed Network Protocol. Protocolo de Red Distribuida. DMS Distribution Management System. DSA Dynamic Safety Analysis.

DVD-RW (Re-Writable) es un DVD regrabable en el que se puede grabar y borrar la información varias veces.

DVI-D Interfaz Visual Digital- Solo digital (Digital Visual Interface- Digital)


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EA Entrada Analógica. EMS Energy Management System.

Entrega La entrega de cualquier ítem se interpretará como el recibo del mismo en las instalaciones del Contratante.

EOS Salidas Programadas de Equipamiento (Equipment Outage Schedule)

EPRI Instituto Eléctrico de Investigación de potencia (Electric Power Research Institute)

ETD Equipo Terminal de Datos. EUS Sistema de Soporte de Usuario Externo. Evergreen Una evolución del sistema, programa de soporte y garantía. FAC Certificado de Aceptación Final (Final Acceptance Certificate) FAT Pruebas de Aceptación en Fábrica (Factory Acceptance Test). FEP Frontend de Comunicaciones. FTP Protocolo de transmisión de ficheros. (File Transfer Protocol). GA Generation Analysis. GDI Gestión de Descargos e Incidencias. Gateway Dispositivo para interconectar redes con protocolos y arquitecturas diferentes GDI Gestión de Descargos e Incidencias. GEN Generación. GENeration. GIN Sistema de Gestión de INformación. GPRS Servicio de datos móvil orientado a paquetes (General Packet Radio Service) GPS Sistema de Tiempo Real (Global Positioning System). G/TECH Sistema de Gestión Cartográfica GUI Interfaz Gráfica de Usuario (Graphical User Interface) HVDC Sistema de Alto Voltaje corriente continua (High Voltaje Direct Current). HIS Sistema de Gestión de información Histórica (Historical Information System). HMI Interface persona - máquina (Human Machine Interface). Hot stand by Sistema redundante en caliente. HTML Hyper Text Markup Language. HTTP Hyper Text Transfer Protocol. HW HardWare. Hz Hertzs. ICCP Inter Control Center Communications Protocol – TASE.2


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ID Identification. IEC International Electro-technical Commission. IED Intelligent Electronic Device. IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers. I/O Input/ Output. IP Internet Protocol. IPM Interfaz Persona Máquina. IS WAN Information Systems WAN. IS&R Information_Storage_and_Retrieval. IT Information Technology

ITU Unión de las Normas Internacionales de Telecomunicaciones. International Telecommunication Union (ITU).

KVM Unidad de teclado, vídeo, Mouse LAN Red local de comunicaciones (Local Area Network). LF Pronóstico de Carga. Load Forecast LP Linear Programming LTC Load Tap Changinng

LTO Tecnología de almacenamiento de datos en cinta magnética (Linear Tape-Open).

MCD Detección de cambio momentáneo. Momentary Changed Detection. MDS Monitoreo de Desempeño del Sistema. System Performance Monitoring. MMS-EASE Manufacturing Message Specification (API en lenguaje C para el MMS) MR Requerimiento Modificado. Modified Requirement. MVAr Mega Volt Ampere reactive. Potencia Reactiva. MVA Mega Volt Ampere. Potencia Reactiva. MW Mega Watt. Potencia Activa. MWM Mobile Workforce Management NA Network Analysis. Análisis de Red. NAT Network Address Translation. Traslado de Dirección de Red. NERC North American Electric Reliability Council.

NFPA Asociación Nacional de Protección contra el Fuego (National Fire Protection Association).

ODBC Object Database Connectivity. OEM Fabricante Original del Equipo (Original Equipment Manufacturer).


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OJT On the Job Training. OPF Flujo Optimo de Carga. Optimal Power Flow. OTS Simulador para Entrenamiento del Operador (Operator Training Simulator). PCS Sistema de Control Primario (Primary Control System). PF Flujo de Potencia. Power Flow. PI Sistema Histórico de OsiSoft. PIM Plataforma de Información y Medidas. PISC Plataforma Integrada de Sistemas de Control. POWER-ON Producto SCADA de G.E Energy. Pre-FAT Pruebas en Fábrica preliminares. Preliminary Factory Acceptance Test. PSNA Análisis de Red del Sistema de Potencia. Power System Network Analysis. PSS/E Formato de Intercambio de datos de Flujo de potencia de PTI.

Puesta en marcha

La puesta en marcha de un ítem se interpretará como el recibo del mismo en las instalaciones del Contratante, la instalación en el sitio, la finalización exitosa de las pruebas en el sitio y la corrección de todas las desviaciones detectadas en las pruebas.

QA Aseguramiento de la Calidad (Quality Assurance)

QADS Sistema de Aseguramiento de Calidad y Desarrollo (Quality Assurance Development System).

QOS Calidad de Servicio (Quality of Service). RAID Redundant Arrays of Independent Disks. RAM Memoria de acceso aleatorio (Random Access Memory).

RDBMS Sistema de Gestión de Base de Datos relacional (Relational Database Management System).

RJ11 Conector usado mayoritariamente para enlazar redes de telefonía. RISC Reduced Instruction Set Computer. RDSI Red Digital de Servicios Integrados. RT Tiempo Real (Real Time) RTDB Base de Datos de Tiempo Real (Real Time Database) RTU Unidad Terminal Remota (Remote Terminal Unit) SA Salida Analógica.

SAC Plataforma integradora de sistemas para la operación de redes de distribución (Sistemas de Ayuda a la Conducción).

SAT Pruebas de Aceptación en Sitio (Site Acceptance Test) SBT Sistemas de Ayuda a la Conducción de Baja Tensión.


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SBO Selección previa a la Operación (Select Before Operate).

SCADA Sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos. (Supervisory Control And Data Acquisition).

SCD Despacho restringido por Seguridad (Security Constrained Dispatch) SCS Sistema de Control de Supervisión (Supervision Control System)

SCSI Interface entre elementos de ordenadores (Small Computer System Interconnect).

SDB Source Data Base. SDA Sistema de Distribución de América. SEM Aplicación SAC Enterprise Manager. SGBDR Sistema de Gestión de Base de Datos Relacional. SGD Sistema de Gestión de Descargos. SGI Sistema de Gestión de Incidencias. SHERPA Producto SCADA de ELIOP, S.A. SIGO Sistema de Información y Gestión de la Operación. SISGO Sistema de Información de Gestión de la Operación. SMP Multiproceso simétrico. SMTP Simple Mail Transfer Protocol. SNMTP Simple Network Management Protocol. SNP Protocolo de los PLC Ge-Fanuc (Series Ninety Protocol).

SNMP Protocolo Simple de Administración de Red (Simple Network Management Protocol)

SO Sistema Operativo. SOBT Sistema de Operación de Baja Tensión (del SDE). SOE Registro cronológico de eventos (Sequence Of Events). SOW Statement Of Work. (aplicable opcionalmente a cada Empresa) SSEE Subestación de Distribución Eléctrica. SSH Mecanismo Encriptado de Acceso (Secure SHell)

SSO Procedimiento de autenticación que habilita al usuario para acceder a varios sistemas con una sola instancia de identificación (Single Sign-On)

SQL Structured Query Language SW SoftWare. TCO Terminal de Control y Operación. TASE2 Protocolo ICCP. TCP/IP Transmission Control Protocol / Internet Protocol.


1-19


TFT Transistor de Película Fina. Thin Film Transistor Thin Clients Clientes Livianos. TCUL Cambiador de Tap bajo carga / Tap Change Under Load. UI User Interface. UML Unified Modeling Language). UTC Tiempo Coordinado Universal (Universal Time Code). UTP Cable de Red de Par Trenzado sin Apantallar (Unshielded Twisted Pair). VCC Centro de Control Virtual. Virtual Control Center

VGA Se refiere tanto a una pantalla de computadora analógica estándar como a la resolución 640 × 480. Video Graphics Array.

VMD Es un componente del MMS (ISO 9506). Virtual Manufacturing Device. VPN Red Virtual Privada (Virtual Private Network). WAN Red de comunicaciones extensa (Wide Area NetworK). WS Puesto de Trabajo (Work Station). XML EXtensible Markup Language.

Zooming Escalamiento de imágenes o de despliegues.

1.10 Anexo 1-4: Información General de las Empresas

1.10.1 Eléctrica Regional Centrosur C.A. (EERCSCA)

1.10.1.1 Descripción General de EERCSCA

La Centrosur es una empresa distribuidora de energía eléctrica, que cubre un área de concesión

de 28.962 km2, que corresponde al 11.3% del territorio del Ecuador y comprende la provincia de

Azuay y parcialmente las provincias de Cañar y Morona Santiago. Actualmente, atiende a más de

311.000 clientes con una participación en el mercado ecuatoriano cercana al 7.6%. La empresa

cuenta con una potencia instalada superior a los261 MVA (mega-volt-amperios) a lo largo de 23

milKm. de redes de alta, media y baja tensión que le permiten atender con altos estándares de

calidad a sus clientes. La demanda es de 150 MW.

1.10.1.2 Estructura Organizacional de EERCSCA


1-20


Figura 1.A.1. Organigrama de EERCSCA

1.10.1.3 Generalidades del Sistema Eléctrico de EERCSCA

La red eléctrica de EERCSCA a gestionar está conformada por:

• Red de subtransmisión de AT (nivel de 69kV.)

• Red de distribución de MT (niveles de 6.3, 13.8 y 22kV.)

• Red de distribución de BT (niveles de 3*127/220, 120/240 V)

• 13 Subestaciones AT/MT (69/22, 69/13.8 KV)

• 3 Subestaciones MT/MT (22/6.3 o 4.16/13.8kV.)

• 15.700 Centros de transformación MT/BT (22.000/220, 13.800/220 o 6.300/220 V)

Dirección deAsesoría Jurídica

SecretaríaGeneral

RelacionesPúblicas

Dirección de Distribución

Dirección de Comercialización

Dirección de Planificación

Dirección de Sistemas Informáticos

Dirección Morona Santiago

DirecciónAdministrativo –

Financiera

Dirección de Telecomunicaciones

Dirección deTalento Humano

AuditoríaInterna


1-21


Modelo Tecnología CapazProtocolo

Actual

Alimentadores 4 6.3 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA

Transformadores 2 22/6.3 CDG Electromecánico NO N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O

Líneas 2 22 RXIDF - RXPD Electrónico NO N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O

Alimentadores 5 6.3 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA

Transformadores 2 22/6.3 CDG Electromecánico NO N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O

Líneas 2 22 Interruptores NO N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O

Alimentadores 5 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA

Tranformadores 2 TPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar Integrado al SCADA a través de I/O

2 69 7SD53 (SIEMENS) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA

2 22 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA

Alimentadores 7 22 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA

Transformadores 2 69/22 TPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar Integrado al SCADA a través de I/O


1 69 RXIDF - RXPD Electrónico NO N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O

1 69 CDG Electromecánico NO N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O


Transformadores 2 69/22 TPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar

2 7SD53 (SIEMENS) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA

1 RET 670 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA

06


Transformadores 2 69/22 TPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar


1 69 RXIDF - RXPD Electrónico NO N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O

Alimentadores 1 22 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar

Transformadores 1 69/22 TPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA

Líneas 2 69/22 RED 670 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA


Tranformadores 2 69/22 TPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA

Líneas 2 69 RED 670 (ABB)/7SD53(SIEMENS) Digital SI IEC61850/DNP3.0Integrado al SCADA

Alimentadores 3 22 REF 630 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA

Tranformadores 1 69/22 RET 670 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA

Líneas 1 69 RED 670 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA


Tranformadores 1 69/22 GEC Electromecánico No N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O

1 69 Electromecánico No N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O

1 69 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA

Alimentadores 4 22 REF 630 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA

Tranformadores 1 69/22 RET 670 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA

Líneas 1 69 RED 670 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA

Alimentadores 3 13.8 Reconectador OVR - PCD (SIEMENS) Digital SI DNP3.0 Sin integrar

Tranformadores 1 69/13.8 Reconectador OVR - PCD(ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar

Líneas 1 69 Fusible N/A N/A N/A N/A

Alimentadores 2 13.8 Reconectador OVR - PCD(ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar

Reconectador OVR - PCD(ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar

DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar

Líneas 1 69 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar

Alimentadores 2 13.8 Reconectador 3AD - Argus(SIEMENS) Digital SI DNP3.0 Sin integrar

Tranformadores 1 69/13.8 Reconectador 3AD - Argus(SIEMENS) Digital SI DNP3.0 Sin integrar

Líneas 1 69 Fusible N/A N/A N/A N/A

Estado de

AutomatizaciónObservaciones

01

02

03

Líneas

Subestación BahíaCANTI

DAD

NIVEL DE

TENSIÓN

(kV)

Equipamiento de Protección y ControlCaracterísticas para

Automatización

18

21

04

Líneas

05

Líneas

07

Líneas

Subestación de paso.

Líneas

09

12

14

15

22 Tranformadores 1 69/13.8

23


1-22


Diagrama del Sistema de EERCSCA:

Figura 2.A.1. Diagrama Unifilar de EERCSCA

1.10.1.4 Generalidades del Sistema de Control y Comunicaciones de CENTROSUR

El Departamento de Supervisión y Operación tiene como responsabilidad la Operación del SEP, atención de reclamos y artefactos quemados y alumbrado público. Como sistemas de soporte dispone de: SCADA, SRI (Sistema de Registro de Interrupciones), integración SCADA – GIS y AVL El Centro de Supervisión y Operación del Sistema Eléctrico, que está ubicado dentro de la Dirección de Distribución, con la siguiente estructura.

69 KV

S/E 05

22 KV

69 KV

S/E 06

22 KV

S/E 10

CENTRAL HIDRAULICA SAYMIRIN

CENTRAL HIDRAULICA SAUCAY

S/E 20

S/E 11

S/E 19CORPANCHE

22 KV

S/E 01

22 KV

S/E 02

22 KV

22 KV

S/E 04

22 KV

S/E 27ERCO

69 KV

BIBLIAN

SAN LUIS

S/E 09S/E 28 − GUAPAN

22 KV

69 KV

22 KV

69 KV

69 KV

22 KV

S/E 07

69 KV

S/E CUENCA S.N.I.

69 KV

138 KV

69 KV

69 KV

22 KV

S/E 15

GUALACEO(CHIQUINTUR)

22 KVS/E TABACAY

EL DESCANSO

22

KV

69

KV

CARTOPELS/E 29

PROPIEDAD DE TRANSELECTRIC

S/E 12

HUABLINCAY

S/E 14 (LENTAG)

52022 52012

LIMON

S/E 23 S/E 22MENDEZ

S/E 21MACAS

PROPIEDAD DE E.E.AZOGUES

PROPIEDAD DE ELECAUSTRO



PROPIEDAD DE E.E.AZOGUES

22 KV

S/E 18 (CAÑAR)

22 KV

S/E AZOGUES 1

NA

S/E 03

GIS

22 KV

22 KV

S/EHIDROABANICO 2

6,3 KV

6,3 KV

22 KV

22 KV 22 KV

22 KV

69 KV

S/E SININCAY

230 KV

69 KV

PROPIEDAD DE TRANSELECTRIC

SISTEMA ELECTRICO DE POTENCIA

DIAGRAMA UNIFILAR

EMPRESA ELECTRICA REGIONAL CENTRO SUR C.A.

PROPIEDAD HIDROABANICO

CENTRALHIDROABANICO 1 H IDROABANICO 2

CENTRAL


1-23


Donde:

El Centro de Contacto, que está ubicado dentro de la Dirección de Comercialización, apoyado con un IVR, recepta las necesidades (reclamos, requerimientos, información) de los clientes, es decir, mediante llamadas telefónicas o por cualquier medio se reciben los reportes de interrupciones del servicio, reclamos comerciales (incluye electrodomésticos quemados) y de telecomunicaciones. Cuando los reclamos son de tipo técnico o interrupciones del servicio eléctrico, son direccionados al COD (Centro de operación de la distribución). SISTEMA SCADA Del proveedor ELIOP, permite en cada subestación, el control de todos los interruptores, visualizar el estado de éstos y de los seccionadores, alarmas del sistema de protecciones y la medición de las principales magnitudes eléctricas. En el Puesto Central se tiene una red LAN que interconecta:

• Dos servidores de aplicación, principal y respaldo. � Sistema Operativo: Unix � Aplicación SCADA: sherpa v 5.2

• Dos servidores de base de datos, principal y respaldo. � Sistema Operativo: Unix � Base de datos: Oracle v 9i

• GPS, Router • Switch principal y respaldo • Cabina de discos


1-24


• Puesto de Supervisión y Operación (Subestaciones), terminal workstation con dos pantallas (WINDOWS).

• Puesto de Reclamos (Distribución), terminal workstation con dos pantallas (WINDOWS). • Puesto de Administración, terminal workstation con una pantalla (WINDOWS). • Impresoras.

En las subestaciones se tiene:

• Concentradores de datos: (digitales, analógicos y pulsos) • Unidades terminales remotas (RTU), de ELIOP serie 4000, con red 485 enlaza varios IEDs

(DPU 2000R (ABB), SIPROTEC modelo 7SD53 (SIEMENS)) con protocolo DNP v 3.0 • Unidades terminales remotas (RTU), de ABB serie 560, con red 485 que enlaza IEDs con

protocolo DNP v 3.0 y a otros con protocolo 61850 • SYS 600 de ABB que permite tener un microscada en la subestación 18 formando una red

61850

Reconectadores Se encuentra en implementación un sistema para telecontrol y telegestión de los reconectadores instalados actualmente, a través del SCADA. Como parte del proyecto constan la implantación

DNP3

serial

Master

DNP3

LAN/WAN

Master

IEC 60870-5-

101 esclavoIEC61850 client DNP3 IEC61850

Base de

datos

Interfaz

para BD

1 RTU ELITEL4000 Sí No Sí NoSí (Cronólogico

de eventos)Si Si No

IEC 60870-5-

1014 0 3 No No No


de eventos)Si Si No

IEC 60870-5-

1015 0 3 No No No


de eventos)Si Si No

IEC 60870-5-

1019 0 2 No No No


de eventos)Si Si No

IEC 60870-5-

1019 0 5 No No No

5 RTU 560 ABB Sí Sí Sí SíSí (Cronólogico

de eventos)Si Si

Se

requiere

licencia

IEC 60870-5-

1011 9 0 No No No


de eventos)Si Si No

IEC 60870-5-

1016 0 3 No No No


de eventos)Si Si

Se

requiere

licencia

IEC 60870-5-

1012 2 0 No No No


de eventos)Si Si

Se

requiere

licencia

IEC 60870-5-

1016 1 2 No No No

14 SAS SYS600C ABB Sí Sí Sí Sí

Sí (Ver coIumna

IHM en Nivel de

Automatización

Si Si SíIEC 60870-5-

1011 6 0

MicroSCADA:

Control/Supervisión

de nivel 2,

Cronológico de

Eventos, listado de

Alarmas, Curvas de

tendencia, reportes.

BD Oracle

para

histórico de

Medidas,

A&E,

Equipos

primarios

OPC Data

Hub


de eventos)Si Si No

IEC 60870-5-

1014 0 2 No No No

18 SAS SYS600C ABB Sí Sí Sí Sí

Sí (Ver coIumna

IHM en Nivel de

Automatización

Sí Si SíIEC 60870-5-

1011 12 0

MicroSCADA:

Control/Supervisión

de nivel 2,

Cronológico de

Eventos, listado de

Alarmas, Curvas de

tendencia, reportes.

BD Oracle

para

histórico de

Medidas,

A&E,

Equipos

primarios

OPC Data

Hub

21 En concurso Sí Sí Sí SíSí (Cronólogico

de eventos)Si Si No

IEC 60870-5-

1014 0 No No No

22 Por implementarse

23 Por implementarse

PUESTO CENTRALSCADA DATA GATEWAY

(TRIANGLE MICROWORKS) No Sí Sí No

Sí (Cronólogico

de eventos) No No No

IEC 60870-5-

101 70 0 0 No No No

S/E CUENCA N/A

S/E SININCAY N/A

Históricos

Nivel de Automatización

Bahías

integradas

con I/O

SubestaciónTipo

Integración

hacia Nivel 3

(SCADA)

Bahías (IED)

Integrados vía

protocolo

IHM Nivel 2

Funciones Gateway (protocolos soportados)

Características Generales

Funciones de

Concentrador de

datos

I/O

Digitales

Entradas

AnalógicasIHM

N/A

N/A

N/A

N/A

ICCP con CENTRO DE CONTROL CENACE

ICCP con CENTRO DE CONTROL CENACE

N/A

N/A


1-25


de un sub-sistema de telecomunicaciones para cada reconectador y un sub-sistema de adquisición de datos y control. El protocolo a utilizar es DNP 3 hasta un concentrador ubicado en el edificio matriz. Actualmente se encuentran 8reconectadoresintegrados al SCADA y se tiene 50 asignados para instalación en las líneas aéreas de distribución de la CENTROSUR, que en su momento deben ser integrados al sistema. Protocolos:

• Protocolo DNP v3.0 e IEC-61850 (Desde las RTUs a los IEDs) • Protocolo IEC 60870-5-101 (Desde RTUs al Puesto Central) • Protocolo ICCP para interconexión con el Centro de Control del CENACE.

Comunicaciones:

• Principal y respaldo a través de la red WAN de la Empresa.

Funciones del Sistema SCADA

• Supervisión Remota (permite conocer el estado de las instalaciones) • Control Remoto (permiten activar o desactivar equipos remotos: interruptores,

seccionadores) • Procesamiento de Información.


1-26


• Presentación de Gráficos Dinámicos (despliegue de pantallas con el diagrama unifilar de la subestación con información instantánea del comportamiento del mismo).

• Presentación de Alarmas (alerta al operador sobre la ocurrencia de condiciones anormales o eventos que pudieran requerir su intervención).

• Almacenamiento de Información Histórica (se registra y almacena información operacional y alarmas)

Las funciones indicadas son críticas para la operación del sistema. Las funciones siguientes no dispone el SCADA en explotación: • Generación de Reportes. • Presentación de Gráficos de Tendencias. • Programación de Eventos. Otras funciones, no asociadas directamente a las operaciones en una sala de control, pero igualmente importantes serían: • Diagnóstico de hardware y software. • Sistemas automatizados de mantenimiento preventivo y correctivo • Integración con otros sistemas operacionales. • Calibración de equipos.

1.10.2 CNEL Guayas Los Ríos

1.10.2.1 Descripción General de CNEL Guayas Los Ríos

La CNEL Guayas Los Ríos es una empresa distribuidora de energía eléctrica, que cubre un área de concesión de 10.511 km2, que corresponde al 4.0% del territorio del Ecuador y comprende las provincias de Guayas y Los Ríos y parcialmente las provincias de Manabí, Cotopaxi y Azuay. Actualmente, atiende a más de 273.000 clientes con una participación en el mercado ecuatoriano cercana al 6.9%. La empresa cuenta con una potencia instalada superior a los 283 MVA (mega-volt-amperios) a lo largo de 8 mil Km. de redes de alta, media y baja tensión que le permiten atender con altos estándares de calidad a sus Clientes. La demanda es de 239 MW.


1-27


1.10.2.2 Estructura Organizacional de CNEL Guayas Los Ríos

Figura 1.A.2. Organigrama de CNEL Guayas Los Ríos

La operación y administración del Centro de Control lo realiza la Superintendencia de Operaciones y el mantenimiento preventivo y correctivo del Sistema de Comunicación así como de las Unidades Terminales Remotas, lo realiza la Superintendencia de Electrónica y Comunicaciones, las cuales dependen de la Dirección Técnica.

1.10.2.3 Generalidades del Sistema Eléctrico de CNEL Guayas Los Ríos

La red eléctrica de CNEL Guayas Los Ríos a gestionar está conformada por:

• Red de subtransmisión de AT (nivel de 69 kV.) • Red de distribución de MT (niveles de 13.8 kV.) • Red de distribución de BT (niveles de 3*127/220, 120/240 V) • 28 Subestaciones AT/MT (69/13.8 KV) • 0 Subestaciones MT/MT (22/6.3 o 4.16/13.8 kV.) • 25.441 Centros de transformación MT/BT ( 13.800/220 V)


1-28


Diagrama del Sistema de CNEL Guayas-Los Ríos:

Figura 2.A.2. Diagrama Unifilar de CNEL Guayas Los Ríos

CORPORACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD

TRANSFORMADOR 1

CHINT (CHINA) 2009

DYn169/13.8 KV16/20 MVA

TRANSFORMADOR 2

CHINT (CHINA) 2009

DYn169/13.8 KV16/20 MVA

TRANSFORMADOR 1

6.53% BASE 10 MVA

PAUWELS (BELGIUM) 1996

Dyn169/13.8 KV

Tap 4

10/12.5 MVA

TRANSFORMADOR 2

6.53% BASE 10 MVA

PAUWELS (BELGIUM) 1996

Dyn169/13.8 KV

Tap 4

10/12.5 MVA

TRANSFORMADOR

TRANSFORMADOR

TRANSFORMADOR 1

8.02% BASE 12 MVA

ABB (POLAND) 1996YNyn0(d1)69/13.8 KV

Tap 4

12/16 MVA

TRANSFORMADOR 2

9.80% BASE 12 MVA

MiITSUBISHI (JAPAN) 1987YNyn0(d1)69/13.8 KV12/16 MVA

TRANSFORMADOR 1

8.55% BASE 12 MVA

TRAFO (Brazil) 2002

Dyn169/13.8 KV

Tap 5

12/16 MVA

TRANSFORMADOR

Dyn1

TRANSFORMADOR

6.94%

MITSUBISHI (JAPAN) 1987

Dyn169/13.8 KV

Tap 3

5 MVA

69/13.8 KV

TRANSFORMADOR

9.14% BASE 12 MVA


Dyn169/13.8 KV

Tap 4

12/16 MVA

TRANSFORMADOR

6.85% BASE 5 MVADyn1

69/13.8 KV

Tap 4

5/6.25 MVATRAFO UNION (GERMANY) 1987

TRANSFORMADOR

Dyn169/13.8 KV5 MVA

OSAKA (JAPAN)

5.9%Tap 5

TRANSFORMADOR 1

CHINT (CHINA) 2009

Dyn169/13.8 KV

Tap 3

16/20 MVA

Dyn1

TRANSFORMADOR

6.80 %

SHILLIN (TAIWAN) 1987

Dyn169/13.8 KV

Tap 3

2.5 MVA

TRANSFORMADOR

TRANSFORMADOR 1

8.55% BASE 12 MVA

TRAFO (Brazil) 2002

Dyn169/13.8 KV

Tap 3

12/16 MVA

TRANSFORMADOR 1

CHINT (CHINA) 2009)

Dyn169/13.8 KV

Tap 3

16/20 MVA

TRANSFORMADOR 2

CHINT (CHINA) 2009

Dyn169/13.8 KV

Tap 3

16/20 MVA

TRANSFORMADOR 1

9.07%


Dyn169/13.8 KV

Tap 3

12/16 MVA

TRANSFORMADOR

8.2 % a 10 MVADyn1

69/13.8 KV

Tap 4

10/12.5 MVAOSAKA (JAPAN) 1982

TRANSFORMADOR 1

6.92 %

MITSUBISHI

Dyn169/13.8 KV

Tap 4

5 MVA

TRANSFORMADOR 2

TRANSFORMADOR

Dyn169/13.8 KV

TRANSFORMADOR 1

Dyn169/13.8 KV

7.1% BASE 5 MVA


7.95% BASE 16 MVA 7.95% BASE 16 MVA

CHINT (CHINA) 2009

DYn169/13.8 KV16/20 MVA

8% BASE 16 MVA

Tap 4

TRAFO

Dyn169/13.8 KV

Tap 3

5/6.25 MVA

67/13.8 KV

DYn167/13.8 KV

DYn169/13.8 KV

DYn167/13.2 KV

67/13.2 KV

67/13.2 KV

69/13.8 KV

Dyn1

OASA

Dyn169/14.8 KV

13.2%

Tap 3

TIBB

Dyn167/13.2 KV

6.84%

Tap 1

TUSA

YDn1138/13.8 KV

12%

23.2/29.5MVA

Tap 3

8.2%

Tap 4

8% 8%

TAP 1

TRANSFORMADOR

Dyn169/13.8 KV

Dyn169/13.8 KV

8.02%

6.94%

DYn169/13.8 KV

TRANSFORMADOR

TRANSFORMADOR

TRANSFORMADOR

Dyn169/13.8 KV4 MVAABB

5.9%Tap 5

TRANSFORMADOR

Dyn169/13.8 KV

8.19%

TRANSFORMADOR

Dyn169/13.8 KV

8.02%

CONJUNTO GIS

TRANSFORMADOR 1

Dyn169/13.8 KV

TRANSFORMADOR

Dyn169/13.8 KV

7.1% BASE 5 MVA

TAP 1

Dyn1

TRANSFORMADOR

Tap 3

TRANSFORMADOR

TRANSFORMADOR 1

8.55% BASE 12 MVA

TRAFO (Brazil) 2002

Dyn169/13.8 KV

Tap 5

12/16 MVA

TRANSFORMADOR

Dyn1

TRANSFORMADOR

6.94%


Dyn169/13.8 KV

Tap 3

5 MVA

69/13.8 KVTRANSFORMADOR

6.85% BASE 5 MVADyn1

69/13.8 KV

Tap 4

5/6.25 MVATRAFO UNION (GERMANY) 1987

TRANSFORMADOR

Dyn169/13.8 KV5 MVA

OSAKA (JAPAN)

5.9%Tap 5

TRANSFORMADOR 1

CHINT (CHINA) 2009

Dyn169/13.8 KV

Tap 3

16/20 MVA

Dyn1

TRANSFORMADOR

OASA

Dyn169/14.8 KV

13.2%

Tap 3

TIBB

Dyn167/13.2 KV

6.84%

Tap 1

TUSA

YDn1138/13.8 KV

12%

23.2/29.5MVA

Tap 3

8.2%

Tap 4

TRANSFORMADOR

Dyn169/13.8 KV

Dyn169/13.8 KV

TRANSFORMADOR 1

Dyn169/13.8 KV




1-29


1.10.2.4 Generalidades del Sistema de Control y Comunicaciones de CNEL Guayas Los Ríos

DESCRIPCION DEL SISTEMA SCADA DE CNEL GUAYAS LOS RÍOS El Sistema SCADA de CNEL Guayas Los Ríos está compuesto por tres Subsistemas que son: • El Sistema de Control. • El Sistema de Comunicaciones. • El Sistema de Ejecución de Comandos y Adquisición de Datos. El sistema de Control. Esta formado por el procesador de comunicaciones o gateway, la Interfaz HMI en la computadora del Centro de Control y la red Ethernet que enlaza a los dos. El Sistema de Comunicaciones. El sistema de comunicaciones esta formado por las radios Darcom 9000 existentes en cada RTU las cuales transmiten en Half Duplex y cuya frecuencias de Transmisión y Recepción son: RX: 927,7375MHZ; TX: 952,7375MHZ , y la Repetidora ubicada en el cerro de Lourdes en la provincia de Bolivar a 3263 Mts. de altura. También existen la repetidora digital MDS9790B que presta servicio actualmente a 4 equipos de comunicación tipo MDS9790B. El Sistema de Ejecución de Comandos y Adquisición de Datos. Esta constituido por las Unidades Terminales Remotas pertenecientes a la familia MOSCAD 300 y ACE3600 de Motorola. Las RTU’s están distribuidas e instaladas en: • 20 Subestaciones de Reducción 69/13.8 KV. (por instalarse en 8 faltantes) • 1 Centro de Control


1-30


Diagrama esquemático del Sistema SCADA


1-31


1.10.3 Empresa Azogues C.A. (EEACA)

1.10.3.1 Descripción General de EEACA

La Empresa Eléctrica Azogues C.A., es una empresa distribuidora de energía eléctrica, que cubre un área de concesión de 1.187 km2, que corresponde al 0.5% del territorio del Ecuador y comprende parcialmente la provincias de Cañar. Actualmente, atiende a más de 31.000 clientes con una participación en el mercado ecuatoriano cercana al 0.8%. La empresa cuenta con una potencia instalada superior a los 27 MVA (mega-volt-amperios) a lo largo de 2 milKm. de redes de alta, media y baja tensión que le permiten atender con altos estándares de calidad a sus clientes. La demanda es de 16.35 MW del mes de Diciembre.

1.10.3.2 Estructura Organizacional de EEACA

Figura 1.A.1. Organigrama de EEACA

1.10.3.3 Generalidades del Sistema Eléctrico de EEACA

1. La red eléctrica de EEACA a gestionar está conformada por:


1-32


• Red de subtransmisión de AT (nivel de 69kV.) • Red de distribución de MT (niveles de 22 kV.) • Red de distribución de BT (niveles de 3*127/220, 120/240 V) • 1 Subestaciones AT/MT (69/22 KV) • 0 Subestaciones MT/MT (22/6.3 o 4.16/13.8kV.) • 1.322 Centros de transformación MT/BT (22.000/220, 13.800/220 V)

Diagrama del Sistema de EEACA:

Figura 2.A.1. Diagrama Unifilar de EEACA


1-33


1.10.3.4 Generalidades del Sistema de Control y Comunicaciones de EEACA

En la Figura anterior se indica el Sistema de Comunicaciones que dispone actualmente la Empresa Eléctrica Azogues que sirve como una red de datos para el cobro de las planillas del Sistema Comercial y dar el servicio de Internet. La Empresa no dispone de un Sistema SCADA.


1-34


1.10.4 Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A. (EEASA)

1.10.4.1 Información General de la Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A. (EEASA)

La Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A. es una empresa distribuidora de energía eléctrica, que cubre un área de concesión de 41.000 km2, que corresponde al 15.9% del territorio del Ecuador y comprende las provincias de Tungurahua, Pastaza y parcialmente las provincias de Morona Santiago y Napo. Actualmente, atiende a más de 218.311 clientes con una participación en el mercado ecuatoriano cercana al 5.3%. La empresa cuenta con una potencia instalada superior a los 145 MVA (mega-volt-amperios) a lo largo de sus 11 mil Km. de redes de alta, media y baja tensión que le permiten atender con altos estándares de calidad a sus clientes. La demanda es de 90 MW.

1.10.4.2 Estructura Organizacional de EEASA

Figura 1.A.1. Organigrama de EEASA


1-35


1.10.4.3 Generalidades del Sistema Eléctrico de EEASA

La red eléctrica de EEASA a gestionar está conformada por:

• Red de subtransmisión de AT (nivel de 69 kV.) • Red de distribución de MT (niveles de 13.8 kV.) • Red de distribución de BT (niveles de 3*127/220, 120/208, 120/240 V) • 12 Subestaciones AT/MT (69/13.8 KV) • 1 Subestación MT/MT (4.16/13.8 kV.) • 1 Subestación MT/MT (6.9/13.8 kV.) • 9.315 Centros de transformación MT/BT ( 13.800/208/220 o 7.96/120/220/240 V)

Diagrama del Sistema de EEASA:

Figura 2.A.1. Diagrama Unifilar de EEASA

1.10.4.4 Generalidades del Sistema de Control y Comunicaciones de EEASA

Componentes del sistema del centro de control existente y descripción de las características más notorias de cada uno de ellos, en cuanto a:

A1

A2

BAÑOS

AMBATOMONTALVO


1-36


1. Software

SERVIDOR 1 (AMBATO1) TRU64 UNIX ALPHA TRAD LIC Traditional TRU64 UNIX BASE DS20/DS20E/DS2 System License TRU64 UNIX SV EXT TRAD LIC Traditional DEC LSM U/A TRAD LIC Traditional SERVIDOR 2 (AMBATO2) TRU64 UNIX ALPHA TRAD LIC Traditional TRU64 UNIX BASE DS20/DS20E/DS2 System License TRU64 UNIX SV EXT TRAD LIC Traditional DEC LSM U/A TRAD LIC Traditional Producto ELIOP: SCADA SHERPA V4.4 2 usuarios Entorno de instalación: Servidores principales y servidor de IHM: DIGITAL UNIX 4.0G Producto Oracle: Licencia de Aplicación Específica sobre productos RACLE, en el entorno siguiente: 5 usuarios Oracle Database Standard Edition v8.0 para plataforma de hardware y sistema operativo TRUE64 V4.0.

2. Hardware

SERVIDOR 1 (AMBATO1) Marca: COMPAQ Series ET2002 Modelo: DA-56PAB-EA SN: AY31000983 REV: A01 Made in UK Disco COMPAQ 18.2 GB ULTRA3 SCSI Unidad cinta 20/40 GB DAT Lector CD Lector floppy 3.5" Monitor hp 2335, product: P9615A, serial CNP533Z0F7, Aug/2005, China Teclado Compaq, model KB-9965, serie B0A2ABK7O73HV, spanish Mouse Genius GM-03022P XSCROLL, S/N: 153546903327 SERVIDOR 2 (AMBATO2) Marca: COMPAQ


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Series ET2002 Modelo: DA-56PAB-EA SN: AY31000982 REV: A01 Made in UK Disco COMPAQ 18.2 GB ULTRA3 SCSI Unidad cinta 20/40 GB DAT Lector CD Lector floppy 3.5" Monitor hp 2335, product: P9615A, serial CNP423Z0JV, May/2004, China Teclado Compaq, model KB-9965, serie B0A2ABK7O73HW, spanish Mouse Compaq Logitech, S/N: F4547X15BOAO17 STORAGE COMPARTIDO POR AMBATO1 Y AMBATO2 Marca: COMPAQ Modelo: DS-BA356-RD SN: CT30900001 REV: B01 2 Discos COMPAQ 18.2 GB DS-RZ1ED-VW

• Estaciones Remotas

ABB RTU560 CMU type: 560CMU05 Process Archive File Archive PLC IEC61850 Client IEC61850 Server Basic key ABB --- RTU 560 --- WBLC50000R9A01 1KGT201520R7000 Copyright 2010 ABB AG Firmware PBP WBLVPA La RTU560 con sus sofisticadas capacidades de comunicación también puede usarse como una pasarela de comunicaciones. Una pasarela cambia un protocolo de comunicaciones a otro. Típicamente, a nivel de estación, puede haber muchos protocolos de comunicaciones empleados, desde el IEC60870-5-103, SPABUS hasta el nuevo estándar IEC61850.


1-38


A nivel de red, se emplean diferentes protocolos de comunicaciones, los que se emplean típicamente son IEC60870-5-101, IEC60870-5-104 (TCP/IP), o DNP3. La RTU560, cuando funciona como pasarela de comunicaciones, convierte los protocolos de la estación a los protocolos de red, y viceversa. ELIOP ELITEL 5000 Aplicación de Arranque. Fecha = 18/01/07-11:00 Código = 13850194 Versión = 02.02 Descripción = ELITEL-5000. ArrSo Basic Dirección = 0xFFF00000 Longitud = 1048576 octetos Checksum = 0xA9C9 Aplicación completa. Fecha = 03/03/08-14:30 Código = 13850257 Versión = 02.14 Descripción = ELITEL-5000. TRONCAL Dirección = 0xFD000000 Longitud = 2621440 octetos Checksum = 0x5FA5 UNIDAD REMOTA DE TELECONTROL ELITEL- 5000 La Estación Remota ELITEL-5000 pertenece a la SERIE 5 de Equipos de Telecontrol desarrollados por ELIOP. El ELITEL-5000, está compuesto por uno o varios chasis de 19” para montaje sobre bastidor (fondo de armario o armario de puerta pivotante), en el que se insertan los distintos módulos que constituyen el equipamiento de la Unidad de Control. Las dimensiones del equipo ELITEL-5000 son las siguientes: 482.6 mm x 177 mm x 217.8 mm (Ancho: 19” x Alto: 4U x Profundidad ) La arquitectura del ELITEL-5000 es modular y distribuida. El chasis del ELITEL-5000 dispone de 16 posiciones (o slots) totales para el equipamiento de los distintos módulos que componen la Unidad de Control. El equipamiento básico de toda Unidad de Control basada en ELITEL-5000 integra, en las dos primeras posiciones del lateral izquierdo del chasis, los módulos de fuente de alimentación (MFA-57x) y procesador (MPB-570), respectivamente. Las siguientes posiciones quedan libres para el equipamiento de los distintos módulos compatibles con la Unidades de Control de la SERIE-5:


1-39


l módulos de Entradas Digitales (MLE-5xx), l módulos de Salidas Digitales (MLS-5xx), l módulos de Interfaz de Periféricos o comunicaciones (MIP-5xx), y l módulos de Entradas Analógicas (MAE-56x). l módulos de Salidas Analógicas (MAS-56x). Los distintos módulos ocupan, típicamente, una posición en el chasis o como máximo dos. Estos módulos se insertan sobre back-panel o panel trasero, el cual constituye un bus para la distribución de señales y alimentaciones a los distintos módulos que integran el equipo. El frontal de los módulos está constituido por una carátula donde están dispuestos los conectores y elementos de señalización externos. La carátula dispone de sendos tornillos en la parte superior e inferior para el anclaje del módulo al chasis del equipo. A su vez, la carátula dispone de dos etiquetas: la superior identifica el módulo y la inferior describe, si aplica, alguna característica eléctrica relevante del módulo (p.e. tensión de bobinas en módulos de Salidas Digitales MLS-56x). Protocolos: IEC 60870-5-101, 104, Modbus, DNP 3.0 SIEMENS Automation Unit TM 1703 ACP Technical data ■ Protocols: IEC 60870-5-101, 103, 104, IEC 61850, Profibus DP, SAT SSI, SAT PCMBA, Modbus, DNP 3.0, IEC 61107, ... ■ Closed- and open-loop control function: 512 kB for user program, about 50,000 variables and signals, of which 2,000 buffered, 250 buffered setpoint values ■ EMC: IEC 60870-2, IEC 60255, IEC 61000, EN 50082, ... ■ Supply voltage: Master control element: 24 – 60 VDC + 30 %/– 20 % Peripheral element: 24 – 60 VDC + 30 %/– 25 %; 110 – 220 VDC + 25 %/– 25 % ■ Temperature range: Master control element: – 25 ... + 65 °C (depending on equipment) Peripheral element: – 25 ... + 70 °C ■ Dimensions: Master control element: 306 x 155 x 75 mm Peripheral element: 630 x 127 x 72 mm = fully configured peripheral element with 8 I/O modules


1-40


3. Sistema de Comunicaciones

• Otros aspectos como fecha de puesta en servicio Maestra SCADA: Noviembre 2003 Remotas Elitel 4000: 1994 Remotas RMIX-4: 1998 Remotas Elitel 5: 2005 Remotas Elitel 5000: 2007 Remotas ABB RTU560: 2010 - 2011

Remota Siemens TM1703: 2011

• Incluir una lista de los tipos de estaciones maestras SCADA y remotas (RTU’s), indicando fabricante y tamaño en número de puntos supervisados

Tipo Fabricante Marca/Modelo Tamaño

Maestra SCADA

Hardware: Compaq Software SCADA: Eliop Software SO: DEC y ORACLE

SHERPA v4.4 3186 PUNTOS SUPERVISADOS 831 EN HISTORICOS

Remota subestación Huachi

ELIOP ELITEL 5000 333

Remota ELIOP ELITEL 5000 152


1-41


subestación Tena Remota subestación Samanga

ABB RTU560C 258

Remota subestación Pelileo

ABB RTU560C 230

Remota subestación Baños

ABB RTU560C 387

Remota subestación Puyo

ABB RTU560C 564

Remota subestación Mushullacta

SIEMENS TM1703 407

Remota subestación Atocha

ABB RTU560C 114

Remota subestación Montalvo

ABB RTU560C 104

Remota subestación Loreto (A ser reemplazada por otra multiprotocolo durante 2012.)

ELIOP ELITEL 4000 (PROTOCOLO GESTEL DE ELIOP)

104

Remota subestación Oriente (A ser reemplazada por otra multiprotocolo durante 2012.)


299

Remota subestación Píllaro (A ser reemplazada por otra multiprotocolo durante 2012.)


96

Remota subestación Lligua (A ser reemplazada por otra multiprotocolo durante 2012.)

ELIOP RMIX-4 (PROTOCOLO GESTEL DE ELIOP)

138

3.2 Describir por medio de un diagrama de bloques la configuración actual del sistema y

describir las funciones que actualmente desempeñan. Indicar si existen otros sistemas SCADA en las subestaciones de su Empresa.


1-42


3.3 ¿Qué tipo de protocolos de comunicación utiliza su Empresa para la interconexión con la Red

de Área local (LAN)? ¿Con las RTUs y con otras empresas?

TCP/IP. La gestión de protecciones se la realiza a través de IEC61850 pero actualmente no se la hace a través del sistema SCADA. Con las RTUs se utilizan: IEC 870-5-101/104 sobre TCP/IP (microonda y FO)

GESTEL propietario de ELIOP (enlaces UHF) Con otras empresas no se tiene actualmente interconexión.


1-43


3.4 Liste todas y cada una de las funciones realizadas por el sistema SCADA existente ¿Qué tipo de funciones se consideran críticas en su Empresa y cuáles se consideran no críticas?

Interfaz Hombre-Máquina Crítica Adquisición de datos de campo Crítica Ejecución de telecomandos Crítica Manejo de información histórica Crítica Comunicaciones Crítica Planificador de tareas No crítica Usuarios/Privilegios/Áreas de responsabilidad No crítica Análisis post-disturbio No crítica Coloración topológica No crítica Modos de operación Fail-Over Crítica Gestión de bases de datos Crítica Personalización de la aplicación No crítica 3.5 Favor suministre un diagrama de planta de la sala de computadores de la estación maestra,

mostrando las dimensiones de la sala y la disposición de los equipos.

3.6 Realice un diagrama de bloques del sistema ininterrumpido de alimentación (UPS) y del

sistema auxiliar de emergencia.

Se cuenta con un UPS on-line de 3 kVA con un banco de baterías de respaldo para 4 horas, que alimenta a los dos servidores y auxiliares de comunicación (switch, servidor de comunicaciones, radio módem).

Además se tiene un UPS on-line de 1 kVA con un banco de baterías de respaldo para 4 horas, que alimenta a los dos monitores de la aplicación


1-44


1.10.5 Empresa Eléctrica Quito (EEQSA)

1.10.5.1 Descripción General de EEQSA

La Empresa Eléctrica Quito es una empresa distribuidora de energía eléctrica, que cubre un área de concesión de 15.000 km2, que corresponde al 5.85% del territorio del Ecuador y comprende la provincia de Pichincha y parcialmente las provincias de Napo y Cotopaxi. Actualmente, atiende a más de 870.000 clientes con una participación en el mercado ecuatoriano cercana al 22% de la demanda nacional. La empresa cuenta con una capacidad instalada de 97 MW de generación hidráulica y 34,2 MW de generación térmica, además una potencia instalada superior a los 2.125 MVA (mega-volt-amperios) a lo largo de 267.64 km de líneas de subtransmisión, 7.348,88 km. de redes de medio voltaje y 6.588.85 km de redes de bajo voltaje que le permiten atender con altos estándares de calidad a sus clientes. La demanda es de 663,57 MW.

1.10.5.2 Estructura Organizacional de EEQSA

Figura 1.A.1. Organigrama de EEQSA

1.10.5.3 Generalidades del Sistema Eléctrico de EEQSA

La red eléctrica de EEQSA a gestionar está conformada por:

• Red de subtransmisión (niveles de 138 y 46 kV actualmente y 69 Kv en construcción.) • Red de distribución de MT (niveles de 6.3, 13.8 y 22.8 kV.) • Red de distribución de BT (niveles de 3F 121/210, 2F 120/240 V) • Subestaciones AT/MT (138/46, 138/22.8, 46/22.8, 46/13.8, 46/6.3 KV)


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• 32.995 Centros de transformación MT/BT

Diagrama del Sistema de EEQSA

Archivos adjuntos:

DIAUNI03OCTUBRE2011.dwg

Diagrama Unifilar SEQ 2021 V.ago.2011.dwg

Generalidades del Sistema de Control y Comunicaciones de EEQSA En el Centro de Control de la EEQ,S.A, contamos con los siguientes componentes: Rack del Centro de Cómputo. Dos Servidores Scadas Marca SUN Sistema Operativo Solaris 10. Ejecuta el Aplicativo Sherpa Dos Servidores de Base Histórica Marca SUN Sistema Operativo Solaris 10. Ejecuta la Base de Datos Oracle 9i Un servidor Web. PC, HP Sistema Operativo XP Ejecuta el aplicativo web, basado en java. Dos Cabinas de Discos Una, para la base de datos históricos Una, para el aplicativo DMS que no se encuentra operativo. Dos GPS, para sincronización. Dos Switchs, que permiten realizar la redundancia de la red LAN, N3 FESX424 con 24 puertos 10/100/100. Dos Router/Firewall Cisco 2801-hsec/k9 Consolas de Operación


1-46


Las consolas de los Operadores están distribuidas, de la siguiente manera: • PC, marca HP • Sistema Operativo XP • Tres consolas de operación y una de emergencia, cada una de ellas con tres monitores

planos de 21”, donde se ejecuta la IHM, del Sherpa, en los que se despliega los diagramas unifilares, listado de alarmas y cronológicos de eventos.

Un puesto de Mantenimiento con dos monitores planos de 21”, donde se ejecutan los aplicativos de gestión de redes, RTUs, Gatewall, para las labores de integración de subestaciones al Sherpa. Un videowall, de ocho paneles, se ejecuta en un PC, con sistema operativo Windows XP, el cual es considerado como un puesto adicional de operación. En las subestaciones Contamos con: RTUs, ELITEL 4000, del fabricante Eliop. RTUs, ELITEL 5000, del fabricante Eliop. Gateway, NT/NR, del fabricante Eliop. IEDs, para control y protección de marca ABB, (series 670, REF 541,545), SIEMENS, (Siprotec 7Sj6xx) General Electric,( Multilin, F60, D60 y T35.) Cinco paneles PCs, PPC-5350GS, con sistema operativo Windows XP, cada uno instalado en una subestación especifica, donde se ejecuta el sherpa de manera local, realizando funciones de monitoreo y control. El sistema de comunicaciones, está basado en una anillo de fibra óptica, en casi un 85% de cobertura, el restante con medios de comunicación de: radio frecuencia, inalámbrica, PLC, y GPRS. El proceso de implementación del SCADA y la automatización de las subestaciones inicio en el año 2009. Hasta el momento están integradas al SCADA del Centro de Control, tres tipos de arquitecturas que las hemos denominado: Subestaciones completas


1-47


Subestaciones Intermedias Subestaciones Básicas


1-48


Los puntos supervisados por el Scada del Centro de Control y los Scadas Locales, corresponden a la siguiente clasificación: Aplicativo Clase de Punto Promedio Número

de Puntos Capacidad de expansión

Scada Sherpa Centro de Control

Entra Digitales 13883 100000 puntos Salidas Digitales 680

Entradas Analógicas 4667 Calculadas 164

Scadas Locales con paneles PC

Entra Digitales 591 4000 puntos Salidas Digitales 16 Entradas Analógicas 183 Calculadas 30


1-49


Protocolos de comunicación para la interconexión con la Red de Área local (LAN), RTUs y con otras empresas Desde las subestaciones al Centro de Control, utilizamos el protocolo IEC-104, IEC-101 y DNP3 para el caso de los reconectadores. Un canal exclusivo para el Centro de Control del CENACE, en protocolo ICCP. Dentro de las subestaciones manejamos como estándar los siguientes protocolos; 61850, DNP3, IEC-103, Mobus, etc, e IEC-104 en subestaciones nuevas. Funciones realizadas por el sistema SCADA existente Listado de funciones criticas: Todas las funciones básicas de un sistema SCADA (Supervisión, Control y Adquisición de los Datos), que nos permiten monitorear la red, son consideradas críticas, excepto las que se consideran como no criticas. Mediante la redundancia y la configuración adecuada de los equipos se debería garantizar el 99.97 % de disponibilidad.


1-50


Listado de las no críticas: Aunque no se consideren críticas deberán disponer de por lo menos un 98% de disponibilidad, entre estas tenemos: Generación de Base de Datos. Generación y modificación de despliegues. Creación y modificación de reportes. Servicio Web.


1-51


1.10.6 Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. (EERSSA)

1.10.6.1 Descripción General de EERSSA

La EERSSA es una empresa distribuidora de energía eléctrica, que cubre un área de concesión de 22.721 km2, que corresponde al 8.3% del territorio del Ecuador y comprende las provincias de Loja, Zamora y parcialmente la provincias de Morona Santiago. Actualmente, atiende a más de 160.000 clientes con una participación en el mercado ecuatoriano cercana al 4.1%. La empresa cuenta con una potencia instalada superior a los 110 MVA (mega-volt-amperios) a lo largo de 12 mil Km. de redes de alta, media y baja tensión que le permiten atender con altos estándares de calidad a sus clientes. La demanda es de 51 MW.

1.10.6.2 Estructura Organizacional de EERSSA

Figura 1.A.1. Organigrama de EERSSA

1.10.6.3 Generalidades del Sistema Eléctrico de EERSSA

La red eléctrica de EERCSCA a gestionar está conformada por:

NIVEL DE GOBIERNO

NIVEL DECONTROL

NIVELDIRECTIVO

NIVELEJECUTIVO

NIVEL DEASESORIA

NIVEL DEAPOYO

NIVEL

OPERATIVO

EMPRESA ELECTRICA REGIONAL DEL SUR S.A.

ORGANIGRAMA ESTRUCTURAL

DIRECTORIO

PRESIDENCIAEJECUTIVA

COMITÉ DE COORDINACIÓN

Y GESTIÓN

ASESORIAJURIDICA

SECRETARIAGENERAL

CORDINACIÓNDE PRE. EJEC.

GERENCIA DEINGENIERIA Y

CONSTRUCCION

GERENCIA DEOPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO

GERENCIA DECOMERCIALIZACIÓ

N

SUPER. DE GENERACIÓN

SUPER. DE SUBESTACIONES

SUPER. DE LINEAS Y REDES

(ZONA 1 Y 2)

COMISARIO

JEFATURA DEAGENCIAS

JEAFTURA DECLIENTES

JEFATURA DEFACTURACIÓN

JEFATURA DE RECAUDACIÓN

AUDITORIAINTERNA

SUPER. ADM. Y SERVICIOS

GENERALES

CONTABILIDADGENERAL

SUPERV. DEINV. Y AVALUOS

JEFATURA PRESUPUESTO

JEFATURA DETESORERIA

JEFATURA DEADQUISICIONES

JEFATURA DEBODEGAS

COMITÉ TÉCNICO-COMERCIAL

JUNTA GENERAL DEACCIONISTAS

SUPER. DE PLANIFICACION

GERENCIA DEFINANZAS

SUPER. DEINGENIERÍA Y

CONSTR.

GERENCIA DEGESTIÓN

AMBIENTAL

SUPER. DE CONTROL DE

ENERGIA

SUPER. DE SISTEMAS

GERENCIA DEPLANIFICACIÓN

SUPER. DE INSTALACIONES

JEAFTURA SERV. GENERALES

JEAFTURA TRANS. Y TALLERES

JEAFTURA SEGURIDAD INDUSTRIAL


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• Red de subtransmisión de AT (nivel de 69 kV.) • Red de distribución de MT (niveles de 13.8 y 22 kV.) • Red de distribución de BT (niveles de 3*127/220, 120/240 V) • 20 Subestaciones AT/MT (69/22, 69/13.8 KV) • 4 Subestaciones MT/MT (22/22 o 13.8/13.8 kV.) • 11.868 Centros de transformación MT/BT (22.000/220 o 13.800/220 V)

Diagrama del Sistema de EERSSA:

Figura 2.A.1. Diagrama Unifilar de EERSSA

1.10.6.4 Generalidades del Sistema de Control y Comunicaciones de EERSSA

Actualmente se tiene implementada la Primera Etapa del SCADA, que consiste en la implementación del Centro de Control y la integración de 7 Subestaciones, en las que se encuentran instaladas un total de 83 interruptores, 101 Seccionadores, de diferentes niveles de tensión (69, 22, 13.8, 4,16 y 2,3 kV). Se monitorean señales analógicas y digitales de 10

VILLONACO# 0116

S/E # 01

CONSACOLA

# 0115

GIS 1

SNI CAYETANO

CATAMAYO

50.081 KM266.8 MCM

LT YANACOCHA - CUMBARATZA

1/0 CU16.08 KM

SAN CAYETANO - SAN RAMON

52

D

062

SER VICIOS AUTO TRANS.

X2X3

Y2

Y3

X1

14252

Y1

40

AUXILIARES

521Ø2

520Ø2

MVA

CARIAMANGA CATACOCHA

S/E # 05

CATAMAYO

# 0511

MALCA

# 0512

EL TAMBO

LOJA

PARQUE

GIS1

# 1914 # 1913# 1912# 1911

MOTUPERESERVA CHUQUIRIBAMBA

S/E # 19

# 0913

SAN LUCAS SARAGURO

# 0912# 0911

MANU

S/E # 09

MALACATOSRUMISHITANA VILCABAMBA# 2113 # 2112 # 2111

VALLADOLID# 2223 # 2222ZUMBA

# 2221PALANDA

S/E # 22

# 2014RESERVA

# 2013 # 2012 # 2011CAJANUMAYAGUARCUNA

PIO

2/0 ACSR21.30 KM

YANZATZA

22KV

22KV

S/E # 17

# 2324# 2323# 2322# 2321

ZAMORA 2 NAMBIJA YACUAMBI

# 2424# 2423# 2422# 2421

GUALAQUIZAEL PANGUI RESERVA

LOS

S/E # 24

MUCHIME

YANZATZA

LS/T. GONZANAMA - CARIAMANGA17.8 KM

2/0 ACSR

S/E # 14

# 1411 # 1413# 1412UTUANA AMALUZACARIAMANGA 1

SANTA

# 1414

CHANGAIMINAGONZANAMA

# 1311 # 1312

QUILANGA

# 1313

S/E # 13

de la subestación2 est. más adelante

#0611OLMEDO

S/E # 06

CHAGUARPAMBA

# 1511

S/E # 23

S/E # 07

# 0711

CATACOCHA

S/E # 08

PLAYAS# 0811

S/E # 12

S/E # 10

EMPLAME# 1015

GUACHANAMA

# 1013

CELICA

# 1014MERCADILLO

# 1012CRUZPAMBA# 1011

ALAMOR

# 1814

ZAPOTILLO

# 1813

PINDAL# 1812

POZUL# 1811

S/E # 18

S/E # 11

LA GUATARA

# 1114

SOSORANGA# 1113

MACARA 2

# 1112

MACARA 1

# 1111

BORJA YROLDOS A.

LS/T. YAMBALACARA - PINDAL18.83 KM2/0 ACSR

CODIGO

54 KM266.8 MCM

LS/T. VILCABAMBA - PALANDA

40.1 KM2/0 ACSR

LS/T. NORTE - SARAGURO

LS/T. CARIAMANGA - MACARA

54.74 KM266.8 MCM - ASCR

LS/T. EMPALME-CELICA14.05 KM2/0 ACSR

R/V # 22

R/V # 20

HUERTAS

ALAMOR

PLAYAS - EMPALME26.8 KM

2/0 ACSR

LS/T. CATACOCHA - PLAYAS5.6 KM

2/0 ACSR TIERRAS MORADAS

LT. VELACRUZ - CATACOCHA11.2 KM2/0 ACSR

S/E # 15

LS/T. VELACRUZ - CHAGUARPAMBA16.93 KM2/0 ACSR

GIS 2

NORTE

GIS 3

SUR

TRIGALES

31.5 KM2/0 ACSR

LS/T. CATAMAYO - GONZANAMA

# 0513

LT. CATAMAYO - VELACRUZ24.5 KM2/0 ACSR 266.8 MCM ACSR

OBRAPIA - CATAMAYO16.7 KM

266.8 MCM ACSR0.469 KM

5 KM2/0 ACSR

LS/T. OBRAPIA - NORTE

60.68 KM266.8 MCM

LS/T.

S/E LOJA

S/E # 04

S/E # 21

IV

# 0112ROMAN# 0114

HOSPITAL

# 0113

AUXILIARESBOLIVAR

24 DE OLMEDO

18 DE

# 0311 # 0312 # 0313 # 0314

SERVICIOS

CHONTACRUZ

# 0111

01 *

02 * 04 *

07 *

03 *

08 *

09 *

10 *

11 *

12 *15 *

16 *

SAUCESNORTE

19 *

18 *

13 *

17 *

20 *21 *22 *

23 *

24 *

25 *

26 *

28 *

27 *

29 *

30 *

31 *

Yaguarcuna0111 Av.de los Paltas y Benjamín Carrión (Mater Dai)

ALIMENTADORCON

ALIMENTADORDIRECCION

IV Centenrario Venezuela y Pio JaramilloPio Jaramillo Brasil y Av. Pio Jaramillo

Chontacruz

Hospital Ramón Pinto y Miguel RiofríoIV Centenario Maximiliano Rodríguez y Pio JaramilloIV CentenarioSur

Venezuela y Pio JaramilloVenezuela y Av. Iberoamérica

Pio Jaramillo Pio Jaramillo y Brasil

0112IV Centenario

Sur0113 18 de Noviembre y CatacochaCeli Román Av. Iberoamérica, Manuel Montero y Benjamín PereiraJuan de Salinas José Felix de Valdivieso y Sucre

Hospital

Norte Juan de Alderete, Bracamoros y Av. Orillas del ZamoraNorte Santo Domingo de los Colorados y Guayaquil

Celi RománConsacola

Ibarra y Av. CuxibambaAv. Cuxibamba y Guayaquil (Zona Militar)

0114Celi Román

Parque Ind.0115 Condorazo y Av. Padre SolanoAv. 8 de Diciembre y Jaime Roldós

Norte Jaime Roldós y Av. Salvador BustamanteConsacola

Juan de Salinas Víctor Vivar y Av. Orillas del ZamoraRocafuerte y Av. Emiliano Ortega

YaguarcunaJuan José Peña y RocafuerteBolívar entre Catacocha y Cariamanga

Pio Jaramillo Manuel Zambrano y Chile

0211S u r

0212 Norte0213 J Salinas1912 P. Indus.

Yaguarcuna2011 Av. Eduardo Kigman y entrada a los RosalesPio Jaramillo Av. Pio Jaramillo y PascalPio Jaramillo Av. de los Paltas (Urb. Juan José Castillo)

Cajanuma

Yaguarcuna Av.de los Paltas (Urb. Juan José Castillo)2012Pio Jaramillo

2013 Yaguarcuna

Motupe

Juan de SalinasJuan de Salinas

Seccionadores que no pueden cerrarse, mientras estécerrado Alim Motupe, en la S/E NORTE

1 Ø El comercio y El DiarioMotupe

Av. Salvador Bustamante (ILELSA)Motupe

Motupe Angel Felicisimo Rojas y Chuquiribamba1913 Motupe

01

Yaguarcuna 1 Ø José Artigas y Sarmiento

020304050607080910111213141516171819202122232425

26

2728293031

S/E # 20

25.82 KM266.8 MCM

LS/T. SUR - VILCABAMBA

5.03 KM266.8 MCM

LS/T. OBRAPIA - SUR

266. 8 MCM ACSR2.2 KM

LS/T OBRAPIA - SAN CAYETANO

ZAMORA 1

SAN

LA SAQUEA

EL PANGUI

13.8 KV

CARIAMANGA CATAMAYO

CHIRIGUALA

52082

D

D

520Q2

S3 10kVS4

T10.8 MVA

S1 S2

60 KV

SF1

3x20A

60KV

2Q1

2Q1

T10.8 MVA

S1

1Q1

10KV

S3

S2

M4Q1

SF1 3x100A

T11 MVA

1Q1

S1

S2

S3

10kV

60KV

M2Q1

SF1 3x40A

T10.8 MVA

S1

1Q1

S2

10kV

60kV

2Q1

3Q1

60kV

1Q1

1Q5 1Q4 1Q3 1Q2

60kV

2Q1

T12.5 MVA

S1

1Q1

S2

S3 S5 S7 S9

S4 S6 S8 S10 S12

10kV 10kV 10kV 10kV 10kV

60kV60kV

SF1 3x40A

T12.5 MVA

1Q1

1Q2 1Q3 1Q4

S1

1Q5

S2

S6 S5 S4

10kV 10kV 10kV 10kV

60kV 60kV

SF1 3x40A

T15 MVA

1Q1

S2

S3

1Q2

S6

10kV 10kV 10kV 10kV

S5 S7 S9

1Q3 1Q4 1Q5

S4 S8 S10

60kV

2Q1

SF1 3x40A

T1 2.5MVA

SF2 50A

S1

S2 S4 S6

1Q2 1Q3 1Q4

S3 S5 S7

10kV 10kV 10kV

60kV 60kV 60kV

6Q4 6Q1

6Q2

7Q4

7Q2

7Q1 3Q4 3Q1

3Q2

4Q5

4Q3

4Q1

4Q4

2Q5

2Q3

2Q1

2Q4 5Q3

5Q2

5Q1

60kV 60kV

T2 10 MVA T1 5 MVA

S4 S6

1Q4

S5

1Q5

S7

S8

1Q3

S910kV

S10

1Q2 1Q1

S11 S1210kV 10kV

S1 S2 S3

S14

T93.125 MVA

T103.125 MVA

G9

4.16kV2 .5MW

G10

4 .16kV2.5MW

G7

13.8KV2 .88MW

G6

13.8KV2 .88MW

G3

4 .16KV750KVA

T30.75 MVA S17

S15

S16

G1

13.8kV1 .2MW

G2

13 .8kV1.2MW

S18 S19

60kV 60kV

4Q44Q1

4Q2

6Q4

6Q2

6Q1

60kV 60kV 60kV

2Q3

2Q4

2Q5

3Q3

3Q4

3Q5

5Q2

5Q3

T25 MVA

T15 MVA

S3

2Q1 3Q15Q1

S1

S4 S2

2Q2 3Q2

S7 S5 S13 S9 S11 S15

1Q61Q41Q31Q21Q11Q5

S8 S6 S14 S10 S12 S16

10kV 10kV 10kV 10kV 10kV 10kV

60kV

5 MVA

1Q1

1Q3 1Q21Q5 1Q4

S1 S2 S3

GIS160kV

5 MVA

1Q1

1Q3 1Q2 1Q4

S1 S2 S3

10kV 10kV 10kV

1Q1

1Q2 1Q3 1Q4 1Q5

S5

1Q1

1Q2 1Q3 1Q4 1Q5

S

S

S9

S7

S8

S6

S5

S3

1Q1

S1

S2

S2 S3

S4

S1

S6 S9 S12

0.75 MVAYd11

0.8 MVAYd11

1.5 MVAYd11

1Q41Q2 1Q6

S7 S10 S13

S8 S11 S14

1Q1 1Q3 1Q5

G1

2 .3kV0.6 MW

G2

2.3kV0 .6 MW

G3

2.3kV1.2 MW

60kV

T12.5 MVA

1Q1

1Q121kA630A15kV

1Q2

21kA630A15kV

1Q3

21kA630A15kV

1Q4

21kA630A15kV

1Q5

21kA630A15kV

1Q6

21kA630A15kV

S/E # 03

0.3 MVA13.8/0.220KV

SF140A

1Q21Q31Q4

60kV

SF140A

T12.5 MVA

1Q1

1Q4 1Q21Q3

60kV

2Q3

2Q2

2Q4 2Q1

T15 MVA

1Q1

1Q4 1Q3 1Q2 1Q5

1Q1

G4

4.16kV1.5MW

G8

4.16kV2.5MW

S20

S21 S22 G5

4.16kV1.5MW

S

S S S

S

S

S

S

S

S

S

S

S

S

S S S

S

S

S

S

S S

S

S S

S S

S

S5

S

1Q3 1Q4 1Q5 1Q6

S

M893-1 M892-1 M89-1

LS/T. S/E LOJA - CEMENTERIO OBRAPIA LS/T. S/E LOJA - OBRAPIA


CEMENTERIOOBRAPIA

INDUSTRIAL

GIS 260kV

M89-2

S4

TERESITA

CENTENARIO

JARAMILLO

NOVIEMBRE MAYO

ENCUENTROS

1Q2

1Q1

1Q1

SF33x50A

M

89H57H

52H

M

89-157

52

M

89-257

EL TOSCON

TORRE #11YANACOCHA

2.46 KM266.8 MCM

LS/T SAN CAYETANO - YANACOCHA

GIS 260kV

M

89-157

52

M89-2

GIS1

60kV

5 MVA

M

89H57H

52H

M

89H

57H

M

892-2572

M

893-2573

6Q3

6Q54Q3

4Q5

TRANSELECTRIC

GIS160kV

5 MVA

M

89H57H

52H

MUCHIME

M2Q5

GIS 1

60kV

M

89-1

52

M89-2

YANGANARUMISHITANA

SAN PABLO

LOS ENCUENTROS

VALLADOLID

2Q2

60kV

M

2Q4

2Q5

M2Q1

M2Q3

M

2Q1

2Q2

52H


LS/T. CEMENTERIO - OBRAPIA

3Q3

3Q5

7Q3

7Q5

6Q3

6Q5

T42 MVA

T82 MVA

T52 MVA

2Q2

2Q3

M

2Q1

2Q2

M

3Q1

3Q2

4Q1

SF23x80A

S1

SF33x80A

SF43x80A SF5

3x80ASF63x80A

# 1415CARIAMANGA 2

S11

1Q6

10kV

S12

SF73x80A

30.77 KM2/0 ACSR

LS/T. EL EMPALME - MACARA

M

2Q1

2Q2

3Q1

3Q2

4Q1

SF23x40A

YAMBALACARA

LS/T. YAMBALARA-CELICA0.2 KM

2/0 ACSR

S13

GIS1

60kV

T15 MVA

M

89H

57H

52H

S1 S2 S3 S4

NAMIREZ

LOS ENCUENTROS

M

89-103

89-108

M

89-145

M

89-143

89-144

M

89-141

M

89-101

89-106

M

89-003

89-008

M

89-001

89-006

M

89-065

M

89-063

89-064

M

89-061

M89-0Q5

M

89-085

M

89-083

89-084

M

89-0Q3

M

89-0Q1

M

89-081

10kV 10kV 10kV 10kV

3 x 100A14.4KV

3 x 114KVA

18kV

18kV

3 x 100A14.4KV

3 x 127KVA

18kV18kV

3 x 50A7.62KV

3 x 38KVA10kV

10kV

3 x 150A7.62KV

3 x 167KVA

10kV

10kV

LAS CHINCHAS

60KV 60KV

M3Q1M

2Q1

S0

1.2 MVAR

ENTRADA 1

CAP. 1.2 MVAR

# 0214CENTRO# 0215

OBRAPIA CUMBARATZA

# 0221

22KV

SUR

# 0211NORTE

# 0212

JUAN DE SALINAS

# 0213

S/E # 02

TRAFO 3# 0216

10kV 10kV 10kV

4Q4 4Q2 4Q3 5Q3 5Q2

S1

T110 MVA

S11

S9

S10

T25MVA

SF1

1Q1

2Q2

2Q1

60kV

18kV

S4

GIS 160kV

3Q1

ENTRADA 2

5Q4

4Q1 5Q1

S5 S5

2Q1

T32.5 MVA

CARLOS MORA C.

MS8

M

3Q2891-1

3Q3571

LA FRAGANCIA

3 x 200A14.4KV

3 x 288KVA

18kV

18kV

ALIMENTADOR

CAYETANO

ING. EFREN SOTOGERENTE DE OPERACION Y MANTENIMIENTO

EMPRESA ELECTRICA REGIONAL DEL SUR S.A.

DE LA EERSSA

DISEÑADO POR:

DIBUJADO POR:

ESCALA:

ARCHIVO: UNIFILAR_EERSSA.dwg

ENERO/2007FECHA: REVISO:

PROVINCIA:

CONTIENE:

SUSEC CANTON:LOJA

DIAGRAMA UNIFILAR

1LAMINA:

FUSIBLE TIPO NH

SECCIONADOR DE BARRA

SECCIONADOR DE POTENCIA

SECCIONAMIENTO MANUAL

SECCIONADOR FUSIBLE

INTERRUPTOR PEQUEÑO

INTERRUPTOR AUTOMATICO

INTERRUPTOR CON RECIERRE

INTERRUPTOR MANUAL

SIMBOLOGIA

INTERRUPTOR CON PUESTA

INTERRUPTOR CON PUESTA

12.7KV

PARARRAYOS 10KV

PARARRAYOS 18KV

PARARRAYOS 60KV

TRANSFORMADOR DE POTENCIA

REGULADOR

GENERADOR

A TIERRA EN VACIO

CON CUCHILLA DE PUESTA TIERRA

VOLUMEN DE ACEITE

A TIERRA EN SF6

DE COLORES

S/E # 25

S1 S2

S3

1Q1

22KV

S4 S5

S6

1Q2

S7 S8

S9

1Q3

# 2521

ZUMBA 1

# 2522

ZUMBA 2

18kV

LS/T. CEMENTERIO

CELI

SAN

CUMBARATZA - EL PANGUI

18kV 18kV 18kV

S

18kV 18kV 18kV 18kV

S4

# 1721 # 1722

10kV 10kV 10kV 10kV

(PROYECTADA)

10kV 10kV 10kV 18kV 18kV 18kV

LS/T.

S

10kV 10kV 10kV 10kV

S15

1.5 MVAYd11

TRIPOLAR MOTORIZADO

SECCIONADOR DE POTENCIA

TRIPOLAR MANUAL

SECCIONAMIENTO MOTORIZADO

CON CUCHILLA DE PUESTA TIERRA

18kV

SF

SF

ANTENAS

S

13.8 KV

S S S

13.8 KV

S

S

S

LA CRUZS

CRUZPAMBAS

ALGARROBILLOS

EL MUERTOSMERCADILLOS

S

S

ALAMOR

S

POZUL

S

S

S

S

S

S

INTERRUPTOR EN SF6

INTERRUPTOR DE GRANVOLUMEN DE ACEITE

DESENCHUFABLE

DESENCHUFABLE

18kV

18kV

18kV18kV

SIN/ESC

ING. MARCOS VALAREZO

ING. CORNELIO CASTRO G.

S S1Q1

S S1Q2

NUEVO

PUENTE

VIEJO

PUENTE

3 x 150A7.62KV

3 x 167KVA

10kV

10kV

3 x 150A7.62KV

3 x 167KVA

10kV10kV

RUMISHITANA


1-53


transformadores de potencia, 13 líneas de 69 kV y 31 alimentadores primarios. Sin embargo, la base de datos ya se encuentra lista para recibir los datos que provengan de las otras RTU´s a integrarse en las Etapas 2 y 3 de proyecto. El proyecto, consta de tres Sistemas que interactúan entre sí: Comunicaciones, SCADA propiamente dicho y Vigilancia.

El Sistema de Comunicaciones está conformado por 15 estaciones de radio de Espectro ensanchado, las mismas que permiten el intercambio de información entre el Centro de Control y las 7 Subestaciones, tanto de monitoreo y control, como transmisión de: imágenes de video, señales de los sensores de movimiento, sensores de humo, lectora de tarjetas, etc. El Sistema SCADA propiamente dicho está conformado por: El Centro de Control y siete RTU´s que recolectan la información desde los equipos de campo instalados en las Subestaciones (IED´s), como: Relés, Medidores, etc. Cada RTU tiene módulos de Entrada/Salida a través de los cuales se detecta el estado de los equipos de maniobra como interruptores y seccionadores. En algunos casos, la medición de parámetros eléctricos, se la realiza a través de los módulos de Entradas Analógicas a los cuales se conecta las señales de TC´s y TP´s y en otros casos, se toman los valores eléctricos desde los relés utilizando un canal de comunicación y el protocolo adecuado como: DNP3.0, MODBUS y SPABUS. El corazón del Sistema SCADA lo constituyen dos servidores que funcionan en modo redundante, en los cuales se encuentra instalado el software Power Link Advantage (PLA), desarrollado por General Electric. Además se tiene un tercer servidor donde se graban todos los registros históricos, los mismos que pueden ser utilizados por los diferentes departamentos de la Empresa para planificar el crecimiento del sistema eléctrico, análisis de fallas, etc. Es importante anotar que para intercambiar información con el CENACE, se dispone dos servidores que utilizan el protocolo ICCP, convirtiéndose así en la primera Empresa de Distribución del país en reportar en línea al Sistema de Tiempo Real que dispone el CENACE. Así mismo, permite la captura de los registros de los medidores que forman parte del Sistema de Medición Comercial, información que sirve para la liquidación de las transacciones comerciales realizadas por el mismo CENACE. A más de las consolas de operación, proyección y desarrollo, se dispone de una consola de Aplicaciones, donde se corre en línea: flujos, cortocircuitos y estimador de estados. Todo esto se complementa, con una Consola para Gestión de Protecciones, en la que se encuentran instalados los diferentes paquetes de software propietario, para los diferentes tipos de relés y medidores. Esto, permite comunicarse en línea con los IED´s sin interrumpir el reporte al software del SCADA (PLA) y realizar la parametrización, cambio de ajustes, lectura de: registros de fallas, registros de operación, oscilografías, etc.


1-54


Además, el proyecto contempló la instalación de un Sistema de Vigilancia, para lo cual se utilizan cámaras fijas, cámaras rotativas, grabadores de video, lectoras de tarjetas, control de accesos, sensores de movimiento, sensores de humo, etc. Es de resaltar la participación activa del personal de la EERSSA durante todo el desarrollo del proyecto, gracias al intensivo plan de capacitación implementado, consiguiendo realizar una transferencia de conocimientos que permitirá a la EERSSA implementar las dos fases siguientes con personal propio. Esto, a más de reducir costos de implementación, permitirá que durante la vida útil del proyecto se cuente con personal capacitado para el mantenimiento del sistema. El proyecto, consta de tres Sistemas que interactúan entre sí: Comunicaciones, Vigilancia y el SCADA propiamente dicho. El Sistema de Comunicaciones, permite enlazar las 7 Subestaciones con el Centro de control, se instaló una red WAN, con una confiabilidad del 99.95 %, que utiliza radios Airspan y Redline de modulación digital de banda ancha, para enlazar punto a punto cada Subestación al Centro de Control ubicado en el edificio central de la EERSSA. Debido a lo complicado de la orografía de la zona, se tuvo que instalar 8 repetidoras en cerros ubicados estratégicamente. El caso más extremo es El Enlace a la Subestación El Pangui, que tiene 5 saltos (Centro de Control, Villonaco, El Cóndor, Santa Bárbara, El Padmi, S/E El Pangui). El Sistema de comunicaciones es lo suficientemente robusto para soportar el tráfico que se requiere para visualizar en el Centro de control las imágenes capturadas por el sistema de vigilancia sin obstaculizar el normal funcionamiento del SCADA propiamente dicho, con un ancho de banda de 18 Mbps. Para poder monitorear es estado de la red de comunicaciones, se dispone en el Centro de Control un Servidor, en el que se encuentra instalado el software What´s Up Gold. Este software recibe mensajes de estado SNMP (Simple Network management protocol) de cada uno de los radios, switches, grabadores de video, convertidores de protocolos y UPS´s instalados en la red. Cuando se detecta una falla, el software muestra el equipo fallado, disminuyendo así el tiempo de reparación. En cada estación repetidora instalada en los cerros, se dispone de un sistema de respaldo de energía (UPS) con un tiempo de autonomía asegurado de 12 horas. En cambio, en las Subestaciones, se dispone de un UPS para alimentar el equipo de radio y para alimentar los switches, se utiliza el banco de baterías de la propia Subestación. Los UPS´s también envían mensajes SNMP que permiten al Operador del Centro de Control, saber su condición. Paralelamente, se dispone de un enlace de fibra óptica, que se constituirá en el camino principal, para enlazar el Centro de Control con las Subestaciones: Obrapía, San Cayetano y Sur, pasando el sistema de radio a ser de respaldo (backup). Además, para poder comunicarse con el Centro d Control del CENACE, se dispone un enlace de fibra óptica.


1-55


Sistema de Vigilancia, tanto en el Centro de Control, como en cada una de las Subestaciones, se dispone de una cámara interior fija y una cámara exterior rotativa de la familia LENEL (cámaras IP), que permiten capturar imágenes de los diferentes sitios que están siendo supervisados. Las cámaras rotativas están programadas de tal manera que a más de cumplir con sus períodos de vigilancia, reaccionen ante la señal de los sensores de movimiento y las tarjetas de ingreso. En el Anexo 4, se muestran fotografías de las cámaras, grabadores de video y tarjetas de control. En cada estación, se dispone de un computador en el que se graba continuamente las imágenes capturadas por las cámaras. Estas imágenes residen en el disco duro y son enviadas al Servidor principal instalado en la sala de servidores del Centro de Control, bajo pedido del Operador, o ante la presencia de intrusos. Además, en cada uno de los sitios vigilados, se tienen instalados sensores de movimiento estratégicamente ubicados, lectoras de tarjetas para permitir el ingreso a personal autorizado, botones de pánico, cerraduras electromagnéticas y sensores de humo. Todos estos elementos son controlados por un procesador LENEL, que envía la información al servidor principal. En el servidor está instalado el software LENEL On Guard, que supervisa y controla a los procesadores y grabadores de video instalados en los diferentes sitios. Además, se dispone de una consola que permite al Operador del Centro de Control, interactuar con el Sistema de Vigilancia. Durante la fase de implementación de la Primera Etapa del Sistema Scada de la EERSSA, se instaló el Hardware y Software del Centro de Control y 7 RTU´s en las Subestaciones. El Centro de Control: esta conformado por tres áreas: Sala de Servidores, Sala de Comando y Respaldo de Energía. La Sala de Servidores fue adecuada exclusivamente para alojar equipos de computación (Scada y Centro de Cómputo), equipada con un sistema de aire acondicionado de precisión, piso falso, cielo raso y un sistema para extinción de incendios automático FM200. Se dispone de dos servidores Heweltt Packard (HP) Proliant 580G5, con arreglo de discos RAID5, en los que se encuentra instalado el software Power Link Advantage (PLA), desarrollado por General Electric. En operación normal El servidor A, también llamado de Desarrollo, tiene los controles, mientras que el servidor B, también llamado de Runtime, se encuentra funcionando en modo redundante (Hot stand by). Así, si se llegara a producir la falla del servidor A, el servidor B toma todos los controles. La modificación de la base de datos, creación de puntos, líneas de comunicación con RTU´s, se realiza en el servidor A, mientras tanto el sistema sigue funcionando bajo la supervisión y control del servidor B, o en su defecto se puede hacer fuera de línea en un computador a parte.


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Además se dispone de un tercer servidor, donde se almacenan los datos históricos, el mismo que tiene las mismas características que los servidores antes mencionados, con una capacidad de almacenamiento de 146 Gbyte, lo que permite almacenar información de hasta 3 meses. Todos los servidores disponen de dos fuentes de poder que trabajan en forma redundante. Por otro lado, se dispone de un equipo de grabación en cinta, para almacenar los datos históricos, configuraciones, etc. Este respaldo, se lo realiza mensualmente. Forma parte de los equipos de la sala de servidores un GPS, que toma la hora de 10 satélites y la envía al servidor principal, utilizando el protocolo Network time Protocol (NTP), quien a su vez sincroniza el tiempo en todos los equipos conectados a la red. En la Sala de Comando, se dispone de 5 consolas: Operación, Proyección, Desarrollo, Aplicaciones y Consola de Comunicación con el CENACE. La Consola de Operación, esta conformada por tres computadores, que permiten al Operador interactuar con el SCADA (dos monitores), sistema de vigilancia y monitorear el estado de las comunicaciones. La Consola de Proyección, permite enviar la señal de video a un proyector y éste a una pantalla gigante, las imágenes que el operador considere necesarias, sea de la Consola de Operación del SCADA o de las consolas del sistema de vigilancia o del monitor de comunicaciones. Este sistema esta siempre activo y normalmente se está proyectando el diagrama unifilar del sistema de 69 kV de la EERSSA. La Consola de Desarrollo o Ingeniería, permite comunicarse con los 4 servidores (Principal, Respaldo, Histórico y Vigilancia), a través de un KVM (keyboard, video y Mouse). Usando esta consola, el Administrador del Sistema puede incrementar puntos, líneas de comunicación, etc.; así como, desarrollar nuevas pantallas y realizar el mantenimiento del sistema, grabar los datos históricos, etc. Para ello, se utiliza las herramientas propias de cada Sistema (SCADA, Vigilancia, Comunicaciones). La Consola de Aplicaciones, permite correr en línea los programas de: Flujos de potencia, Cortocircuitos y Estimador de estados, cuyos resultados son utilizados para proyectar el crecimiento del Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) y para el ajuste de protecciones. La Consola de Comunicaciones con el CENACE, permite a través de dos servidores que funcionan en modo redundante (Hot Stand by), intercambiar información con el Centro de Control del CENACE, utilizando el protocolo Inter Center Control Protocol (ICCP).


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La Consola de Gestión de Protecciones, permite realizar la parametrización de todos los relés de protección instalados en el sistema, así como la recolección de la información histórica de eventos, fallas, etc., utilizando el software propietario de cada relé. A pesar de que la EERSSA dispone de diversos tipos y marcas de relés, todos pueden ser accedidos a través de esta consola. Para comunicarse con los relés DPU2000R TPU2000R y PCD2000 de ABB, se utiliza un puerto de comunicaciones diferente al utilizado para reportar al SCADA, de modo que se puede realizar la gestión de las protecciones sin interferir con el monitoreo y control. Para los relés de la familia SPACOM de ABB (SPAJ140C, SPAA341C2, SPAD346), que utilizan el protocolo Spabus y tienen un solo puerto de comunicaciones, cuando se requiere hacer la gestión de protecciones, se interrumpe la comunicación con el SCADA, se baja los registros y automáticamente se restablece la comunicación con el SCADA. Para los relés F650 de General Electric, que tiene un puerto Ethernet, se puede trabajar simultáneamente con el software del propietario y seguir reportando al Sacad, toda vez que se permite más de una sesión. Para alimentar a todos los equipos que están instalados tanto en la sala de servidores como en la sala de comando, se dispone de un sistema de respaldo de energía conformado por un UPS de 10 KVA, con una autonomía de 4 horas. Además, se dispone de un generador de emergencia de 500 kVA, que alimenta a todo el edificio de la EERSSA, con un tablero automático de transferencia. El Software del SCADA adquirido por la EERSSA, fue desarrollado por General Electric y se denomina Power Link Advantage (PLA), que corre bajo una plataforma denominada Cimplicity, también de propiedad de General Electric, con un sistema operativo Windows Server 2003 y utiliza una base de datos SQL Server 2005, de Microsoft. El software PLA funciona independientemente del hardware, de manera tal que las aplicaciones pueden ser desarrolladas dentro de cualquier ambiente de computación. Para comunicarse con las RTU´s, se utiliza el protocolo DNP3.0 sobre una red Ethernet, el mismo que usa paquetes UDP (User Datagram Protocol). Este protocolo permite monitorear los valores analógicos, estado de Entradas/Salidas y control de las salidas propias tanto de la RTU, como de los IED´s conectados a cada RTU. El software permite al administrador del sistema realizar las siguientes acciones: • Integrar nuevos IED´s o RTU´. • Incrementar, editar o borrar puntos de la base de datos.


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• Crear nuevas líneas de comunicación. • Editar, incluir o borrar pantallas. • Crear, borrar o editar nombres de usuarios del sistema. • Añadir, borrar, o editar el uso de nuevas consolas. • Crear, borrar o editar gráficas de tendencias de cada una de las variables analógicas. • Configurar la interfase Hombre Máquina. • Interactuar con otras aplicaciones como: Consola de comunicaciones con el CENACE

(utilizando el protocolo ICCP), consola de aplicaciones (Flujos, cortocircuitos, estimador de estados).

Conformación de las RTU´s Las RTU´s son de marca General Electric, modelo D20, con doble fuente de alimentación, doble tarjeta de red, con 20 puertos seriales de comunicación. Estas RTU´s están equipadas con los siguientes módulos: D20KI, D20K, D20S y D20AC, que cumplen con las siguientes funciones: Los módulos de control D20KI, permiten a la CPU comandar hasta dos módulos D20K, quienes a su vez tienen 16 relés de comando, cada uno. Los módulos de entradas digitales D20S, permiten conectar hasta 128 señales de estado cada uno. Los módulos de entradas analógicas D20AC, permiten conectar directamente las señales de los TC´s y TP´s. Todos estos módulos pueden ser ubicados de manera distribuida dentro del mismo gabinete y se comunican con el procesador principal de la RTU a través de cables de comunicación. Otra manera de recolectar información desde los equipos de campo, es a través de los diferentes puertos de comunicación que disponen, utilizando los diferentes protocolos de comunicación que manejan (DNP3.0, MODBUS Y SPABUS), en configuración Maestro - Esclavo. Toda la información recolectada desde los módulos y desde los diferentes IED´s, son almacenados en una base de datos interna. Esta información en clasificada en: Entradas digitales, Entradas Analógicas, Salidas Digitales y Contadores, conforme lo exige el protocolo DNP3.0. Estas RTU´s tienen la posibilidad de reportar al software PLA (Maestro), utilizando el sistema de comunicaciones de la red WAN. Así mismo, puede recibir señales de comando, lo cual permite interactuar con los equipos de maniobra instalados en las Subestaciones. Capacitación del personal de la EERSSA Durante el desarrollo del contrato, se dictó cursos de capacitación para el personal de Ingeniería de Desarrollo, personal de Operación y personal de instalación de campo.


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Este fuerte componente de capacitación, permite que hoy en día se pueda ejecutar con personal propio, el desarrollo de las Etapas 2 y 3. Tal es así que utilizando la infraestructura existente, se ha conseguido integrar la Central Catamayo y la Central Carlos Mora al Centro de Control. Así mismo, debido a que 4 subestaciones ya no cuentan con personal de operación, se realiza el control de Encendido/Apagado de las luces del cuarto de tableros utilizando un PLC. Actualmente se encuentra en desarrollo la ampliación de la tabla de transferencia de datos al Sistema de tiempo real del CENACE de los parámetros de generación de las Centrales de la EERSSA.


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1.10.7 Empresa Eléctrica Riobamba S.A. (EERSA)

1.10.7.1 Información General de Empresa Eléctrica Riobamba S.A. (EERSA)

La EERSA es una empresa distribuidora de energía eléctrica, que cubre un área de concesión de 5.940 km2, que corresponde al 2.3% del territorio del Ecuador y comprende la provincia de Chimborazo. SISTEMA DE SUBTRANSMISION. El sistema de subtransmisión conforma las líneas que interconectan 10 subestaciones de distribución, con una capacidad instalada de 72MVA, se tiene un total de 173.26 km de líneas de subtransmisión a 69kV. SISTEMA DE DISTRIBUCION. En el sistema de distribución primaria existe un total de 34 alimentadores, que tienen una longitud de 3169,93km a 13,8 kV y 11,07 km a 4,16 kV, con un total de 8471 transformadores monofásicos y trifásicos de distribución cuya potencia instalada al mes de octubre suma la cantidad de 158.12 MVA, sirviendo a 151.610 usuarios. Existe 3807,34 km de red secundaria. La demanda es de 53.69 MW

Estructura Organizacional de EERSA


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Figura 1.A.1. Organigrama de EERSA

1.10.7.2 Generalidades del Sistema Eléctrico de EERSA

La red eléctrica de EERSA a gestionar está conformada por:

• Red de subtransmisión de AT (nivel de 69kV.) • Red de distribución de MT (niveles de 13.8 y 4.16kV.) • Red de distribución de BT (niveles de 3*127/220, 120/240 V) • 10 Subestaciones AT/MT (69/13.8 KV) • 1 Subestaciones MT/MT (13.8/4.16kV) • 505 Centros de transformación trifásicos MT/BT (13.800/220V) • 7966 Centros de transformación monofásicos MT/BT (7960/240-120V)

Diagrama del Sistema de EERSA:

Figura 2.A.1. Diagrama Unifilar de EERSA


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1.10.7.3 Generalidades del Sistema de Control y Comunicaciones de EERSA

CARACTERISTICAS DE 10 RTUs A INSTALARSE EN CADA SUBESTACIO DE DISTRIBUCION Marca: ABB Modelo: RTU560C Protocolos: RTU – CENTRO DE CONTROL; DNP3/TCP-IP, IEC-104 RTU – IED, de acuerdo al protocolo requerido por cada IED e IEC-61850. En el siguiente cuadro se especifica el número de entradas/salidas analógicas y digitales mínimas necesarias, se considera un requerimiento adicional del 100% para ampliaciones futuras.

Sub-Estación Mediciones analógicas

Entradas digitales Salidas digitales Ubicación

RTU para SE/1 75 122 46 Riobamba




RTU para SE/7 26 40 26 Cajabamba

RTU para SE/8 30 50 16 Guamote

RTU para SE/9 36 70 26 Alausí

RTU para SE/10 25 46 14 Chunchi

RTU para SE/13 32 50 12 Alao (Riobamba)

RTU para SSE/14 36 70 26 Multitud (Pallatanga)

TOTALES 426 694 266

L24

L25

L26

L21

L17

L18

L27

L30

L29

L5

L9

L2

L11

L10

L12

L13

L25


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1.11 Anexo 1.5 Regulación

Descargar la regulación CONELEC No 004/01 “Calidad de servicio técnico” de la página www.conelec.gob.ec

Documents

Tabla de Contenido - ftp.eeq.com.ecftp.eeq.com.ec/upload/scada-oms-dms/01_Descripcion_Proyecto.pdf · Tabla de Contenido Especificaciones Técnicas SCADA/OMS -MWM/DMS 01- Descripción