Automatizacion De Subestaciones

“PROYECTO DE SISTEMAS DE AUTOMATIZACION DE SUBESTACIONES”

Autor: Ing. José Daniel Carmona



OPERACIÓN Y CONTROL DE REDES DE DISTRIBUCION

Índice
RESUMEN 3
1. INTRODUCCION 4
2. DISEÑO OBJETIVOS Y ALCANCE 4
2.1. Objetivos Generales del Proyecto 4
2.2. Alcance de los proyectos de SAS 5
3. IMPLEMENTACION DE PROYECTOS 5
3.1. Aspectos a considerar en la implementación deProyectos de SAS 5
3.2. Señales de Adquisición de Datos 6
3.3. Aplicación de un SAS 7
4. ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN 8
4.1. Especificaciones Generales 8
4.2. Comunicaciones 9
4.3 Funcionalidades Adicionales 9
4.4. Funciones de Control 10
4.5 Especificaciones Técnicas Particulares 10
5. SEÑALES QUE SE DEBEN ADQUIRIR Y MANEJAR 12
CONCLUSIONES 14Bibliografía 14







RESUMEN

Los sistemas de automatización de subestaciones (SAS) son los elementos que le permiten al operador tener toda la información concentrada en un solo sitio con el fin de ejecutar sus acciones operativas de una manera más segura, brindándole la información necesaria en el tiempo oportuno con el fin de evitar cometer errores en la operación de la subestación eincluso agilizar la reposición de los circuitos ante eventos imprevistos.
Pero esto esta reservado casi exclusivamente a las grandes estaciones transformadoras en el segmento de alta tensión.
En nuestro medio, principalmente las cooperativas eléctricas poseen subestaciones transformadoras de rebaje de la línea de sub-trasmisión a distribución, con escasa o nula automatización, incluso con elementosde protección antiguos, a los que la tecnología los ha superado ampliamente.
La motivación de este trabajo ha surgido debido al importante cambio que se está dando en los sistemas de automatización de subestaciones, como consecuencia de la introducción de la norma IEC61850, por lo que el objetivo principal es fijar pautas mínimas sobre todo en los elementos de campo, de control y protección parainiciar proyectos que se adecuen a esta normativa, aplicables al sector de la pequeña y mediana empresa distribuidora de electricidad.


1. INTRODUCCION

El control remoto de los sistemas eléctricos comenzó en la década de los años 60, y durante los 70, el reemplazo de los dispositivos electromecánicos por equipos de estado sólido estaba bien avanzado. Aún hoy, quedan subestaciones que no sehan integrado totalmente a la tecnología de los dispositivos electrónicos, en parte a que la adecuación de estos instrumentos estaba obstaculizada por el exceso de protocolos e interfaces incompatibles y en otros casos debido al costo del equipamiento.
Paralelamente el desarrollo y estandarización de sistemas computacionales y tecnologías de comunicación, reflejado en la aparición de nuevosCentros de Control de Energía, añadiéndole la proliferación de Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs), han posibilitado la disponibilidad de una gran cantidad de datos significativos, actualizados e históricos que permiten no sólo realizar observaciones, medidas de calidad sino que también posibilitan setear y manipular dispositivos de protección remota [[i]].
Las compañías eléctricas sonconscientes de las ventajas de la utilización de IEDs para minimizar costos de automatización e integración para mejorar los sistemas de operación y servicios al cliente, pero también son consecuentes de los recursos económicos que disponen.
Lo que sigue es un análisis para tratar de integrar en el tiempo en un único sistema de control para redes eléctricas, mientras se superan las dificultades parala implementación, y no realizar proyectos parciales sin un objetivo final, que a la larga trae inconvenientes cuando se quieren ensamblar distintas etapas.
Teniendo en cuenta que la automatización nos presenta las siguientes ventajas:
· Obtención de facilidades para disponer de señales de medición, alarmas y control remoto.
· Disminución de los costos de operación y mantenimiento.
· Mayor...