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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO PARA LA IMPLANTACIÓN DE UN SISTEMA SCADA PARA LAS
SUB–ESTACIONES 1 Y 2 DE PDVSA, LA CAMPIÑA
POR:
NELSON EDUARDO PERILLA SÁNCHEZ
INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Enero de 2008
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO PARA LA IMPLANTACIÓN DE UN SISTEMA SCADA PARA LAS SUB–ESTACIONES 1 Y 2 DE PDVSA, LA CAMPIÑA
POR:
NELSON EDUARDO PERILLA SÁNCHEZ
TUTOR ACADÉMICO: PROF. AIDAELENA SMITH PERERA
TUTOR INDUSTRIAL: ING. JOSÉ MONTOYA SILVA
INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Enero de 2008
iv
ESTUDIO PARA LA IMPLANTACIÓN DE UN SISTEMA SCADA PARA LAS SUB-ESTACIONES 1 Y 2 DE PDVSA, LA CAMPIÑA
POR NELSON EDUARDO PERILLA SÁNCHEZ.
RESUMEN
El presente trabajo consistió en evaluar los requerimientos para la implantación de un
sistema de supervisión, control y adquisición de datos, para el sistema eléctrico del
conjunto PDVSA – La Campiña.
Para poder llevar a cabo dicho estudio, fue necesario realizar la identificación e
inspección de los diferentes elementos del sistema eléctrico de PDVSA – La Campiña,
a fin de determinar el estado de los mismos, posibilidades de comunicación entre ellos y
requerimientos o limitaciones dentro del sistema a proponer. Asimismo, se realizó el
levantamiento y la revisión de un sistema de canalizaciones disponible para el fin
deseado (ya que no se disponía de planos o esquemas de recorrido). También se
consideró una evaluación técnica entre diversos equipos de supervisión, con la finalidad
de seleccionar los dispositivos y el esquema más idóneo dentro de la propuesta a
plantear. Finalmente, se elaboraron pruebas locales de comunicación con los equipos
instalados en algunos tableros principales de PDVSA – La Campiña, con lo cual se
pudieron adquirir datos en tiempo real de dichas cargas.
Del estudio desarrollado se pudo determinar, que en lo que respecta al cableado
estructurado requerido, la opción más viable corresponde a la implantación en par
trenzado apantallado a través de una topología radial (o estrella). Asimismo se
estableció que la adición de un componente robusto de control al sistema planteado,
podría lograrse considerando la incorporación o sustitución de transferencias
automáticas, que involucren un protocolo en común con los dispositivos del esquema
propuesto.
v
Dedicado a mis padres: Elisa y Eduardo,
por todo el apoyo, la motivación y confianza que me brindaron .
A mi hermana Martha, por ser para mí un modelo a seguir
vi
AGRADECIMIENTOS
A Dios, la Virgen María Auxiliadora y San Juan Bosco, por darme la fortaleza para
seguir siempre adelante, iluminarme el camino y permitirme tener una familia, salud y
éxito en las metas que me he planteado.
A mis padres y hermana: Elisa, Eduardo y Martha, por haber estado siempre a mi lado,
quererme, aconsejarme y apoyarme. A ellos, les debo mis logros.
A la Profesora Aida Smith, por su tiempo dedicado, la paciencia demostrada y por todas
sus asesorías como tutor académico del presente trabajo.
Al Profesor Elmer Sorrentino, por sus exigencias como docente, como jurado evaluador,
y por todas las enseñanzas que me inculcó y que me demostraron la elegancia de ser
un verdadero profesional.
Al ingeniero y amigo José Montoya, por haberme brindado la oportunidad de realizar
este trabajo y por su tiempo y dedicación como tutor industrial.
Al ingeniero Nagib Taravay, por todas sus asesorías y recomendaciones en la
elaboración del presente trabajo.
A todo el personal del Departamento de Mantenimiento a Instalaciones No Industriales
(M.I.N.I.) de PDVSA – La Campiña, por todo el apoyo brindado hacia mi persona.
A todos mis compañeros de clase y muy especialmente a: Boris Bastos, Carlos Díaz,
Elías Yépez, Gilbert Machí, Meilyn Fernández y Nelverk Salas por haberme demostrado
el valor de una verdadera amistad.
A Lia Narváez, por toda su paciencia a lo largo de la carrera y por ser alguien muy
especial para mí.
vii
INDICE GENERAL
RESUMEN.......................................................................................................................iv
DEDICATORIA .................................................................................................................v
AGRADECIMIENTOS......................................................................................................vi
INDICE GENERAL ......................................................................................................... vii
ÍNDICE DE FIGURAS......................................................................................................iv
ÍNDICE DE TABLAS....................................................................................................... vii
LISTADO DE ABREVIATURAS Y VARIABLES............................................................. viii
CAPÍTULO I. INTRODUCCIÓN....................................................................................... 1
CAPÍTULO II. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA Y OBJETIVOS DEL PROYECTO...... 3
2.1.- Petróleos de Venezuela, S.A................................................................................ 3
2.1.1.- Estructura jerárquica de la Corporación. ........................................................ 32.1.2.- Departamento de Mantenimiento a Instalaciones No Industriales (M.I.N.I.). .. 3
2.2.- Objetivos del Proyecto.......................................................................................... 5
2.2.1.- Objetivo General............................................................................................. 52.2.2.- Objetivos Específicos. .................................................................................... 62.2.3.- Ingeniería Conceptual. ................................................................................... 62.2.4.- Ingeniería Básica............................................................................................ 72.2.5.- Ingeniería de Detalle. ..................................................................................... 82.2.6.- Ejecución y supervisión del proyecto.............................................................. 9
CAPÍTULO III. GENERALIDADES SOBRE SISTEMAS DE SUPERVISIÓN, CONTROL
Y ADQUISICIÓN DE DATOS ....................................................................................... 10
3.1.- Sistemas de Control Supervisorio y Adquisición de Datos. ................................ 10
3.1.1.- Definición...................................................................................................... 103.1.2.- Elementos que conforman un sistema SCADA. ........................................... 11
3.1.2.1.- Sensores o transductores....................................................................... 113.1.2.1.1.- Definición y principios de operación. ................................................ 11
3.1.2.2.- Conversores Analógicos / Digitales y otros dispositivos de adquisición y procesamiento de señales. ............................................... 133.1.2.3.- Unidad Terminal Remota (Remote Terminal Unit, RTU). ....................... 14
viii
3.1.2.3.1.- Fundamentos.................................................................................... 143.1.2.4.- Comunicaciones. .................................................................................... 14
3.1.2.4.1.- Importancia. ...................................................................................... 143.1.2.4.2.- Redes de comunicación. .................................................................. 153.1.2.4.3. Comunicación por modulación de desplazamiento de frecuencia (FSK). ............................................................................... 153.1.2.4.4.- Comunicación serial. ........................................................................ 16
3.1.2.4.4.2.- RS-485. ...................................................................................... 183.1.2.5.-Redes de Área Local (Local Area Network, LAN).................................... 18
3.1.2.5.1.- Ethernet. ........................................................................................... 193.1.2.5.2.- Protocolos de red.............................................................................. 193.1.2.5.3.- Medios Físicos.................................................................................. 19
3.1.2.5.3.1.- Cable Coaxial Grueso................................................................. 203.1.2.5.3.2.- Cable Coaxial Fino. .................................................................... 203.1.2.5.3.3.- Par Trenzado. ............................................................................. 213.1.2.5.3.4.- Fibra Óptica. ............................................................................... 22
3.1.2.6.- Los protocolos de comunicación ............................................................ 223.1.2.6.1.- DNP v3.0 .......................................................................................... 233.1.2.6.2.- MODBUS.......................................................................................... 233.1.2.6.3.- INCOM (INdustrial COMmunications)............................................... 23
3.1.2.5.- Unidad Terminal Maestra (o Master Terminal Unit, MTU). ..................... 243.1.2.5.1.- Definición y funciones....................................................................... 24
CAPÍTULO IV. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO Y DIAGNÓSTICO
DEL SISTEMA DE MEDICIÓN ACTUAL ....................................................................... 25
4.1.- Características del sistema eléctrico del Edificio PDVSA, La Campiña.............. 25
4.1.1.- Introducción. ................................................................................................. 254.1.2.- Equipos eléctricos de interés dentro de las Sub – Estaciones 1 y 2 de PDVSA, La Campiña. .............................................................................. 254.1.3.- Breve descripción de la acometida que surte a las cargas principales......... 264.1.4.- Sub - Estación 1. .......................................................................................... 30
4.1.4.1.- Acoplamientos, Barras y Equipos de Maniobra. ..................................... 304.1.4.2.- Equipos de Medición. ............................................................................. 324.1.4.3.- Transferencias Automáticas. .................................................................. 334.1.4.4.- Plantas Generadoras de Energía Eléctrica............................................. 36
4.1.5.- Sub-Estación 2. ............................................................................................ 374.1.5.1.- Acoplamientos, Barras y Equipos de Maniobra. ..................................... 374.1.5.2. Equipos de Medición................................................................................ 38
4.2.- Diagnóstico del sistema de medición actual. ...................................................... 39
4.2.1.- Levantamiento del cableado de datos. ......................................................... 394.2.2.- Levantamiento de sistema de monitoreo actual. .......................................... 46
4.2.3.- Parámetros de medición y conexiones de equipos de medición (IQ DP II).................................................................................................... 47
ix
4.2.4.- Comunicaciones ........................................................................................... 52
CAPÍTULO V. REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA DE SUPERVISIÓN Y ADQUISICIÓN
DE DATOS A IMPLANTAR .......................................................................................... 58
5.1.- Diseño del sistema de medición. ........................................................................ 58
5.1.1.- Introducción .................................................................................................. 585.1.2.- Dimensionamiento de equipos para adquisición de señales. ....................... 595.1.3.- Equipos de adquisición de señales, monitoreo y comunicación. .................. 70
5.1.3.1.- Interfase con el usuario. ......................................................................... 715.1.3.2.- Comunicaciones. .................................................................................... 72
5.1.4. Software......................................................................................................... 74
CAPÍTULO VI. ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS Y ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
DEL SISTEMA DE MEDICIÓN PROUPUESTO ............................................................ 75
6.1- Eaton Corporation, Cutler – Hammer. ................................................................. 75
6.2.- IQ DP 4000......................................................................................................... 75
6.3.- Dispositivos de comunicación............................................................................. 76
6.3.1.- IPONI (INCOM PONI)................................................................................... 766.3.2.- Tarjeta CONI. ............................................................................................... 776.3.3.- Convertidor MINT II RS -232-C. ................................................................... 786.3.4.- PMCOM5U INCOM™................................................................................... 79
6.4.- Especificaciones y reglas para el cableado. ....................................................... 80
6.4.1.- Definiciones previas. .................................................................................... 816.4.2.- Consideraciones relevantes. ........................................................................ 826.4.3.- Cálculo de factibilidad de cableado en topología estrella. Caso: Sistema Eléctrico PDVSA, La Campiña........................................................ 86
6.5.- Cálculos para especificaciones técnicas del sistema de supervisión. ................ 88
6.5.1.- Propuesta de cableado en topología estrella o radial................................... 88
CAPÍTULO VII. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................... 97
APÉNDICE I. MODELO DE CAPAS OSI..................................................................... 102
APÉNDICE II. CUADROS DE LEVANTAMIENTO DE EQUIPOS EN
SUB – ESTACIONES 1 Y 2 DE PDVSA, LA CAMPIÑA ....................... 104
x
APÉNDICE III. HOJAS TÉCNICAS DE EQUIPOS DE INTERÉS PARA SISTEMA
DE SUPERVISIÓN Y ADQUISICIÓN DE DATOS (EATON/CUTLER–HAMMER™).. 108
APÉNDICE IV. TABLAS CON DATOS TOMADOS EN TIEMPO REAL DE
LOS TABLEROS SERVICIO PREFERENCIAL 1 Y AIRE ACONDICIONADO
(BARRAS A Y B) DE PDVSA, LA CAMPIÑA............................................................... 122
xi
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1.- Organigrama general simplificado de Petróleos de Venezuela, S.A. .…….. 4
Figura 2.2.- Esquema organizativo y funcional de la división de Mantenimiento
a Instalaciones No Industriales (M.I.N.I.) de Petróleos de Venezuela, S.A. …………….. 5
Figura 3.1. Esquema simplificado de los componentes de un sistema SCADA ….…... 11
Figura 3.2. Representación del campo magnético generado por la circulación
de una corriente a través de un conductor ……………………...……………………….... 12
Figura 3.3. Esquema de una unidad terminal remota (RTU) ……………………………. 14
Figura 3.4. Ejemplo de señal modulada por salto de frecuencia (Frequency –
Shift Keying, FSK) ………………………………………………………………..……..…… 16
Figura 3.5 Conector DB-9 para comunicación RS-232 ………………………………….. 18
Figura 4.1. Diagrama unifilar Sub – Estación 1 ……………………………………..……. 28
Figura 4.2. Diagrama unifilar Sub – Estación 2 ……………………………………...…… 29
Figura 4.3. ITM DSL – 206 (IN = 600 A; C.I.= 200 kA) ………….................…………….. 30
Figura 4.4. ITM DS – 632 (IN = 3200 A; C.I. = 62 kA) .................................................... 31
Figura 4.5. ITM DSL – 416 (IN = 1200 A; C.I. = 200 kA) ................................................ 31
Figura 4.6. Equipo de medición IQ Data Plus II (Westinghouse) ….………………..….. 33
Figura 4.7. Interruptor de Transferencia Motorizada (ATyS 3s) ……...………......…….. 35
Figura 4.8. Sistema de alimentación ininterrumpida (UPS), 200 kVA …….………….... 36
Figura 4.9. Plantas de generación Diesel (Izq.: Planta 1, Der.: Planta 2) ………..……. 37
Figura 4.10. Modelo del cable STP de 3 pares, instalado en tubería EMT de ¾´´ …… 39
Figura 4.11. Levantamiento y distancias tomadas en sitio del cable STP …………….. 41
Figura 4.12. Corte transversal entre Semi-Sótano y Sótano 1 (Radio y Papelería) ..… 43
Figura 4.13. Plano de planta del área circundante a la S/E Torre Oeste ……………… 44
Figura 4.14 Plano de planta de la S/E Eléctrica 1, ubicada en el Sótano 1 ………….... 45
Figura 4.15 Ancho y alto de columna presente en trayectoria del cable de datos ….… 45
Figura 4.16. Corte transversal (vista posterior) de PDVSA, La Campiña ……………… 46
Figura 4.17.- Tarjeta madre con condensadores (filtros) en mal estado (1) …………... 49
Figura 4.18.- Tarjeta madre con condensadores (filtros) en mal estado (2) ……….….. 49
Figura 4.19. Tarjeta de comunicaciones Westinghouse CONI A1 ……………………... 51
xii
Figura 4.20. Tarjeta PCI con watchdog de reinicio y puerto DB25 hembra …………… 52
Figura 4.21. Cables de categoría 5 (izq.) y categoría 6 (der.) ………………...………… 54
Figura 4.22. Esquema de una LAN interconectando IQ´s hacia una maestra (PC) .… 56
Figura 4.23. Modulo de comunicación serial IPONI …………………………………..….. 56
Figura 4.24. Ejemplos de las direcciones en hexadecimal para la IPONI ………...…… 57
Figura 5.1. Distintas disposiciones de conductores para los tableros principales …..... 61
Figura 5.2. Corte transversal y dimensiones para un cable de calibre 500 MCM ….… 64
Figura 5.3. Conexión directa a barras de tensión y 3 TCs ……………………………..... 69
Figura 5.4. Conexión mediante 3 TP´s y 3 TC´s ……………………………………..…… 69
Figura 5.5. Equipos de monitoreo con opciones de comunicación remota …………..... 71
Figura 5.6. Ejemplo de interfase con el usuario ………………………………..…………. 72
Figura 5.7. Algunos protocolos abiertos para comunicaciones …………………………. 73
Figura 5.8. Aplicaciones para gestión de energía eléctrica ……………………….…….. 74
Figura 6.1. Equipo de medición IQ DP 4000 (Cutler – Hammer) …………….…………. 76
Figura 6.2. INCOM Product Operated Network Interface (IPONI) ................................. 77
Figura 6.3. Diagrama de conexión de tarjeta CONI con red de par trenzado INCOM .. 77
Figura 6.4. Convertidor Master INCOM Network Translator II (MINT II) ………........... 78
Figura 6.5. Conexionado entre el convertidor MINT II y un PC …………………………. 79
Figura 6.6. Adaptador de Comunicaciones INCOM PMCOM5 ………………….……… 79
Figura 6.7. Esquema de conexión para adaptador de comunicac. PMCOM5U ……..... 80
Figura 6.8. Configuración de cableado en Daisy Chain …………………………………. 82
Figura 6.9. Esquema de cableado con derivaciones simples …………………………... 82
Figura 6.10. Cable STP IMPCABLE de un solo par (Estilo # 2A95705G01) ………….. 83
Figura 6.11. Esquema con consideraciones para el cableado y su PAT ………………. 85
Figura 6.12. Esquema para el cálculo de las pérdidas (dB) en estrella …………..……. 86
Figura 6.13. Isometría de línea en topología estrella
(Consola Central – Tableros T/O) ………………………………………………………….. 89
Figura 6.14. Línea en topología estrella
(Consola Central – Tableros T/E - Tableros T/O) ……………………………………....... 89
Figura 6.15. Propuesta de cableado en daisy chain para tableros T/O ………………... 90
xiii
Figura 6.16. Isometría de línea en topología estrella Consola Central –
Sub – Estación 1 – Sub - Estación 2 …………………………………………………..……91
Figura 6.17. Línea en topología estrella (Consola Central –
Sub – Estación 1 – Sub – Estación 2) …………………………………………..……...….. 92
Figura 6.18. Isometría de línea en topología estrella (Consola Central – Chillers) …… 94
Figura 6.19. Línea en topología estrella (Consola Central – Chillers) ………………….. 94
Figura 6.20. Isometría de línea en topología estrella (Consola Central –
Plaza Aérea y Estacionamiento) …………..…………………………………….…………. 95
Figura 6.21. Línea en topología estrella (Consola Central – Tablero Plaza Aérea) ..... 96
xiv
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla I.- Tabla de Potencias y Corrientes de los tableros principales de la Sub –
Estación 1 …………………………………………………………………………………..…. 60
Tabla II.- Tabla de Potencias y Corrientes de los tableros principales de la Sub –
Estación 2 …………………………………………………………………………………..…. 60
Tabla III.- Características de conducción para calibres de 350 MCM …….………….… 62
Tabla IV.- Características de conducción para calibres de 500 MCM …………………. 63
Tabla V.- Tabla resumen para mínima ventana de los TCs requeridos para Sub –
Estación 1 ……………………………………………………………………………………... 67
Tabla VI.- Tabla resumen para mínima ventana de los TCs requeridos para Sub –
Estación 2 ………………………………………………………………………………..……. 67
Tabla VII.- Cálculo de atenuación de cada línea larga para PDVSA, La Campiña …... 87
xv
LISTADO DE ABREVIATURAS Y VARIABLES
A Amperios.
ADC Analogic – Digital Conversor, Conversor analógico – digital.
AIT Automatización, Informática y Tecnología.
ANSI American National Standars Institute, Instituto nacional estadounidense de
estándares.
bits binary digits.
bps bits per seconds, bits por segundo.
C.I. Capacidad de Interrupción (A / kA).
CAT CATegory, categoría (pares trenzados).
CECON Centro de Control.
CEN Código Eléctrico Nacional.
CONI Computer Operated Network Interface, Interfase de red operada por
computadora.
CPU Central Processor Unit, Unidad central de procesamiento.
dB deciBelio.
DCE Data Communications Equipment, Equipo de comunicación de datos.
DCS Distributed Control System, Sistema de control distribuido.
DDE Dynamic Data Exchange, Intercambio de datos dinámico.
DNP v3.0 Distributed Network Protocol version 3.0, Protocolo de red distribuido
versión 3.0.
DTE Data Terminal Equipment, Equipo terminal de datos.
EdC Electricidad de Caracas.
EIA Electronic Industries Alliance, Alianza de industrias electrónicas.
EMT Electrical Metallic Tubing, Tubería eléctrica metálica.
EOLTR End Of Line Termination Resistor, Resistencia terminal de final de línea.
FSK Frequency Shift Keying, Codificación por conmutación de frecuencia.
FTP Foiled Twisted Pair, par trenzado con capa metálica o de aluminio.
IEC International Electrotechnical Comission, Comisión electrotécnica
internacional.
xvi
IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers, Instituto de ingenieros
eléctricos y electrónicos.
IMPACC Integrated Monitoring Protection Control and Communications, Monitoreo
integrado de protección, control y comunicaciones.
INCOM Industrial Communications, Comunicaciones industriales.
INDENE Instituto de Energía.
IPONI Incom Product Operated Network Interface, Producto operado para
interfase de red INCOM.
ISA Industry Standard Architecture, Arquitectura estándar industrial.
ITM Interruptor Termo – Magnético.
LAN Local Area Network , Red de área local.
m metros.
M.I.N.I. Mantenimiento a Instalaciones No Industriales.
MEC Mitsubishi Electrical Corporation.
MENPET Ministerio de Energía y Petróleo.
MINT Master Incom Network Translator, Traductor maestro de red INCOM.
MMI Man Machine Interface, Interfase Hombre – Máquina.
MTU Master Terminal Unit, Unidad terminal maestra.
N.A. Normalmente Abierto.
N.C. Normalmente Cerrado.
PAT Puesta A Tierra.
PC Personal Computer, Computadora personal.
PDVSA Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima.
PLC Programmable Logic Controller, Controlador lógico programable.
RAM Random Access Memory, Memoria de acceso aleatorio.
RTU Remote Terminal Unit, Unidad terminal remota.
S/E Sub – Estación.
SCADA Supervisory Control And Data Acquisition, Control supervisorio y
adquisición de datos.
STP Shielded Twisted Pair, Par trenzado apantallado.
T/E Torre Este.
xvii
T/O Torre Oeste.
TC Transformador de Corriente.
TCP/IP Transmission Control Protocol / Internet Protocol, Protocolo de control y
transmisión / Protocolo de Internet.
THD Total Harmonic Distortion, Distorisión armónica total.
TP Transformador de Potencial (voltaje).
UPS Uninterruptible Power System, Sistema de alimentación ininterrumpida.
USB Universal Serial Bus, Bus univrsal en serie.
UTP Unshielded Twisted Pair, Par trenzado no apantallado.
V Voltios.
VA Voltio – Amperios.
VAr Voltio – Amperios reactivos.
W Vatios.
Ω Ohmios.
1
CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN
El sistema eléctrico del Edificio de Petróleos de Venezuela, S.A. ubicado en La
Campiña (Caracas), se compone de dos (2) Sub – Estaciones eléctricas, las cuales son
alimentadas en un nivel de 480 V AC por parte de la compañía Electricidad de Caracas.
Dichas Sub – Estaciones, albergan alrededor de quince (15) tableros eléctricos
principales, los cuales a su vez, disponen aguas abajo un total de casi trescientos (300)
sub – tableros.
Conociendo esto y requiriendo poder tener un monitoreo de los parámetros
fundamentales de la red eléctrica interna, ha surgido la necesidad de diseñar un
sistema de supervisión y adquisición de datos acorde con estándares actuales. Así
pues y con el fin de materializar esta idea, se presenta el siguiente trabajo el cual
comprende un estudio de la propuesta más idónea para el sistema deseado.
En la actualidad, dentro del conjunto PDVSA, La Campiña, no se dispone siquiera de
algún sistema similar al que se quiere. Únicamente se posee en unos pocos tableros
principales, equipos de medición que bien podrían ser integrables dentro del sistema a
proponer. Es decir, existe de manera parcial e individual medición local; pero interesa
supervisión remota y de manera interconectada, con todo lo que ello involucre.
Previo al análisis requerido, se realizó entonces una comparativa predominantemente
técnica entre diversos fabricantes; esto a fin de verificar la posibilidad de inclusión o
aprovechamiento de los equipos de los que se dispone actualmente. Asimismo y de
manera un tanto más somera se incluyó también una evaluación y/o comparativa de
costos con respecto a otros fabricantes, esto con la idea de manejar un estimado de
costos de los equipos y accesorios que harían falta.
Por otra parte, la justificación e importancia del presente trabajo radica en la necesidad
de implantar un sistema que pueda adquirir datos y concentrarlos en una consola
2
central o maestra que a su vez permita el almacenaje, monitoreo y análisis del estado
de la red, ya que con esto se obtendría en efecto, un aumento en la eficiencia y/o
rapidez de gestión ante diversas situaciones anómalas que pudiesen suscitarse dentro
del sistema eléctrico.
Como ya se ha mencionado, la carencia de un sistema interconectado que permita
monitorear a la red eléctrica a través de sus principales bloques, no es el único
problema. Este déficit en conjunto con el incremento de fallas en el sistema (disparos
erráticos por aumento indiscriminado de carga en diversos sectores, por citar alguno),
implica que se esté manejando “a ciegas” el sistema eléctrico del Edificio. Aunado a lo
anterior, en la actualidad si se quieren conocer los consumos de algunos de los
alimentadores o tableros principales, se deben contratar servicios externos para lograr
la realización de estos estudios; estudios que se tienen que hacer de manera no
simultánea y por breves períodos de tiempo, y que evidentemente implican costos
adicionales para la empresa. Por si fuera poco, los pocos tableros que tienen equipos
de medición instalados hoy día deben ser supervisados diariamente por alguno de los
integrantes de la Unidad de Electricidad, lo cual sumando, se traduce a su vez en una
pérdida de horas hombre importante para la empresa.
Todo lo anterior en definitiva, hace pensar que la implantación de un sistema de
supervisión y adquisición de datos es desde cualquier punto de vista conveniente e
incluso necesaria, ya que a través de dicho sistema se podrá tener una supervisión
simultánea y en tiempo real de gran cantidad de variables eléctricas, mediante las
cuales, se podrá determinar el estado de la red y en cualquier momento.
Adicionalmente, dichas variables o data adquirida se podrá concentrar o centralizar en
una consola central, permitiendo el almacenaje de registros e históricos tal y como se
quiere. Por otra parte habrá una disminución de costos por servicios y una mejor
distribución de las horas – hombre en comparación con el esquema actual.
3
CAPÍTULO II DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA Y OBJETIVOS DEL PROYECTO
2.1.- Petróleos de Venezuela, S.A. Petróleos de Venezuela, S.A. en adelante, PDVSA, “es la corporación del Estado
Venezolano que se encarga de la exploración, producción, manufactura, transporte y
mercadeo de los hidrocarburos, de manera eficiente, rentable, segura y transparente;
todo esto con la finalidad de promover un desarrollo armónico de la nación, afianzar el
uso soberano de los recursos, impulsar las iniciativas de carácter endógeno y propiciar
una existencia digna y provechosa para el pueblo venezolano” (según extracto del Sitio
Web oficial de Petróleos de Venezuela, S.A. 2005) [1].
2.1.1.- Estructura jerárquica de la Corporación. El esquema organizacional de Petróleos de Venezuela, S.A. y de manera similar al de
cualquier empresa, se fundamenta en un conjunto de Gerencias las cuales operan de
manera acoplada dentro de la Corporación, dicho esquema es presentado en la figura
2.1 y se muestra de manera simplificada desde su presidencia y junta directiva, hasta el
departamento de Mantenimiento de Instalaciones No Industriales (M.I.N.I),
específicamente en la división de Electricidad, que es donde se desarrolla el proyecto
en cuestión.
2.1.2.- Departamento de Mantenimiento a Instalaciones No Industriales (M.I.N.I.). Como bien su nombre lo indica, dicho departamento se encarga fundamentalmente de
la planificación, organización, supervisión, control y ejecución de todas y cada una de
las actividades de mantenimiento, remodelación y adecuación que se necesiten en
todas las áreas e instalaciones no industriales (administrativas y comerciales) de
PDVSA en el Área Metropolitana. Su estructura se muestra en la figura 2.2.
4
Administración Control de
Gestión
Mantenimiento de
Instalaciones No
Industriales
Viajes y Traslados
Transporte Terrestre
Soporte Interal de
Oficina
PlanificaciónHabilitación
de Espacios
Desarollo Urbano
Servicios Logísticos
Gerencia Corporativa
de Logística
Vice-PresidenciaExploración y Producción
Vice-PresidenciaRefinación
Presidencia
Figura 2.1.- Organigrama general simplificado de Petróleos de Venezuela, S.A. Fuente: Unidad de Finanzas, M.I.N.I. (PDVSA). Elaboración propia [2].
5
Gerencia Mantenimiento
de Instalac. No
Industriales
Servicios Torre Sur
(La Campiña)
Movilización y Obreros
Atención Oficinas Zonales
Refrigeración y Aire
Acondicionado
Planif. Mantenimiento
de Salas de Control
Sistemas Electrónicos y Ascensores
Jardinería
Equipamiento e Inspección de Oficinas
Mécanica y Plomería Almacenes
PapeleríaSistemas Eléctricos
Limpieza de Oficinas
Mantenimiento Civil,
Proyectos y Espacios
Seguridad e Higiene de
Instalaciones
Suministro y Atención al Cliente
Mantenimiento de
Sistemas y Equipos
Mantenimiento de
Infraestructura
Figura 2.2.- Esquema organizativo y funcional de la división de Mantenimiento a
Instalaciones No Industriales (M.I.N.I.) de Petróleos de Venezuela, S.A. Fuente: Unidad de Finanzas, M.I.N.I. (PDVSA). Elaboración propia [2].
2.2.- Objetivos del Proyecto. 2.2.1.- Objetivo General. El presente proyecto, se fundamenta en la elaboración del diseño conceptual de un
sistema de supervisión y adquisición de datos, para los tableros eléctricos principales
6
de las subestaciones 1 y 2 que surten los servicios eléctricos del edificio de Petróleos
de Venezuela, en La Campiña, Caracas.
2.2.2.- Objetivos Específicos. Para lograr el objetivo general planteado es conveniente fijar una serie de etapas que
permitan comprender y describir tanto el esquema del sistema eléctrico del Edificio,
como el sistema de medición local del que se dispone actualmente, esto con la finalidad
de entrar posteriormente en una segunda fase, a través de la cual se puedan diseñar y
proponer una o varias alternativas que sean coherentes con los requerimientos de la
empresa y que en lo posible manejen estándares actuales.
Estos objetivos específicos serán esbozados y desglosados a través de los tres bloques
que conforman un proyecto de ingeniería en general, los cuales son: ingeniería
conceptual, básica y de detalle. Asimismo y previo a la elaboración de tal
estructuración, se realizó un levantamiento de lo que existe actualmente el cual incluyó:
- Revisión y verificación de planos del sistema eléctrico del Edificio.
- Revisión y análisis de estudios de carga realizados a fin de tener un estimado de
los consumos actuales por alimentador.
- Levantamiento de equipos de supervisión existentes (que estén instalados o no
en tableros), que bien pudiesen ser integrados al sistema a implantar.
- Evaluación y puesta en servicio de antiguo sistema en desuso, para determinar
sus carencias y limitaciones a efectos de poder migrar hacia nuevas tecnologías.
2.2.3.- Ingeniería Conceptual. Conociendo entonces las disponibilidades y carencias que atañen a la realización del
proyecto en cuestión, y teniendo presente las características del sistema de supervisión
y adquisición de datos que se quiere, se consideró la asistencia a diversos cursos en
paralelo al desarrollo de la pasantía, aunado a una exhaustiva revisión de material y
bibliografía relacionada, que permitiera discernir entre los últimos estándares en torno a
esta área.
7
Así pues y considerando las etapas que deberá llevar consigo el desarrollo de la
ingeniería conceptual, se mencionan algunas de las fases que serán llevadas a cabo:
- Estudio y factibilidad de inclusión de un control lógico, asociado al sistema de
supervisión y adquisición de datos a fin de lograr la implantación de un sistema
SCADA sencillo.
- Desarrollo de criterios para determinar las características mínimas del cableado
necesario para las comunicaciones o interconexión de equipos del sistema.
- Determinar la posibilidad de aprovechamiento del cableado de datos instalado y
establecer un levantamiento que permita reconocer la continuidad y el recorrido
del mismo.
- Tomar en cuenta la posible ampliación de la carga conectada y/o inclusión de
nuevos tableros, esto a fin de considerar que el sistema a implantar presente
características modulares y que además maneje protocolos abiertos.
- Desarrollo del modelo conceptual final del sistema de medición, ajustado a la
estructura física, tableros principales y necesidades específicas de PDVSA, La
Campiña.
2.2.4.- Ingeniería Básica. Tomando en consideración lo preestablecido a través de la ingeniería conceptual y en
concordancia con las necesidades que se tienen, se procede entonces a la
estructuración de la ingeniería básica la cual considerará las características técnicas
específicas de cada uno de los equipos, software y cableado estructurado a implantar,
que permitan la puesta en marcha de un sistema de medición remoto acorde con los
requerimientos de la empresa. Para ello se estipularon las siguientes actividades:
- Estudio de continuidad del cableado estructurado instalado en las áreas de
interés y diseño de tramos faltantes utilizando cable STP y tubería conduit de tipo
EMT, para comunicación con el sistema central de monitoreo.
8
- Dimensionamiento y determinación de parámetros de transformadores de
medición (TCs y TPs) para adquisición de señales y factibilidad de interconexión
con equipos de medición.
- Determinación de equipos de medición a la vanguardia o de tecnología reciente,
mediante los cuales se pueda monitorear de manera local y remota (a través de
interconexión) las variables eléctricas relevantes de la red.
- Selección de módulos o interfases de comunicación, que permitan realizar el
enlace entre los equipos de medición y un sistema central de monitoreo (PC o
maestra), respetando protocolos de comunicación, distancias, etc.
- Revisión y evaluación de la última o más reciente versión del software, asociado
al monitoreo y adquisición de la data de los equipos de medición.
2.2.5.- Ingeniería de Detalle. Partiendo de la ingeniería básica y tomando en cuenta los posibles adicionales que
pudiesen surgir durante la ejecución y puesta en marcha del proyecto, son a considerar
entonces las siguientes etapas:
- Verificación y determinación del cableado adecuado entre los transformadores de
medición y los equipos de medición que estarán alojados en las puertas de los
tableros principales.
- Verificación y comprobación de los módulos de comunicación colocados en los
equipos digitales de medición, mediante los cuales se establecerá la
interconexión a través de una topología física tipo bus o estrella, con la maestra.
- Adecuación y comprobación del correcto funcionamiento de todos y cada uno de
los módulos de comunicación ubicados en los equipos de medición, así como su
respectiva configuración o asignación de dirección hexagesimal.
- Prueba local con cada uno de los dispositivos de comunicación para verificar
estatus de los mismos y ajuste de setpoints, valiéndose de versión demo
suministrada por el fabricante a través de la Web.
9
- Verificación de velocidades de comunicación (1200 o 9600 baudios) de los
módulos de comunicación para evitar discrepancias que puedan redundar en
fallas de las comunicaciones.
- Chequeo de la puesta a tierra del Edificio para establecer una conexión fiable de
la malla del cable STP, el cual es requerido para el blindaje de las señales.
- Definición y listado de la totalidad de equipos, accesorios, módulos y cableado
requerido para la ejecución del proyecto. Elaboración de cómputos métricos.
- Elaboración de planos finales con la disposición del cableado estructurado,
ubicación e interconexión con cada uno de los equipos que serán instalados.
- Instalación y verificación de compatibilidad del software con otras herramientas,
tales como hojas de cálculo y software de programación para generar
aplicaciones amigables que permitan visualizar la data en tiempo real o llevar
estadísticas, históricos o similares.
2.2.6.- Ejecución y supervisión del proyecto. Se plantea la posibilidad de la realización e inspección de dicho proyecto, contando con
el apoyo del personal técnico de la empresa, a fin de darle cumplimiento y celeridad a la
propuesta que se plantea y considerando además que se dispone de las herramientas y
el recurso humano capacitado para efectuar dicha labor. Para esta última fase, se
requerirá de:
- Revisión y consideración de las distintas normas existentes para la seguridad y
ejecución de obras.
- Supervisión diaria de los procedimientos llevados a cabo por el personal técnico.
- Verificación final de cumplimiento de los estándares exigidos por el fabricante.
10
CAPÍTULO III GENERALIDADES SOBRE SISTEMAS DE SUPERVISIÓN, CONTROL Y
ADQUISICIÓN DE DATOS
3.1.- Sistemas de Control Supervisorio y Adquisición de Datos. 3.1.1.- Definición. El término SCADA corresponde al acrónimo en inglés: Supervisory Control And Data
Acquisition, es decir, control supervisorio y adquisición de datos, el cual es básicamente
un sistema que permite monitorear y ejecutar acciones a distancia sobre una instalación
de cualquier tipo. Por otro lado, y a diferencia de los sistemas de control distribuido (en
adelante DCS por sus siglas en inglés: Distributed Control Systems), en los SCADAs, el
lazo de control es cerrado por el operador.
En lo que respecta al flujo de información, el mismo se da a través de la recopilación de
la data correspondiente a un fenómeno físico en particular que se quiere medir.
Dependiendo del proceso, la naturaleza del fenómeno es muy diversa: presión,
temperatura, flujo, potencia, intensidad de corriente, voltaje, ph, densidad, etc. Este
fenómeno debe transformarse en un grupo de variables que sean interpretables para un
sistema SCADA, lo cual se traduce en variables eléctricas y que típicamente se
consiguen a través de sensores o transductores.
Posteriormente, dichas variables eléctricas (comúnmente analógicas), se transforman a
señales digitales (binarias), las cuales se transmiten desde una unidad terminal remota
(en adelante RTU por sus siglas en inglés: Remote Terminal Unit) hacia un sistema de
monitoreo central o unidad terminal maestra (en adelante MTU por sus siglas en inglés:
Master Terminal Unit), en la cual se supervisa el proceso. Lo anterior se establece a
través de lo que se conoce como una red de comunicaciones, de las cuales existen
diversos tipos y que serán desarrolladas en el inciso 3.1.2.4 del presente capítulo.
11
Así pues, se presenta un diagrama de bloques (figura 3.1) que resume de una forma
notablemente simplificada el proceso descrito anteriormente. Posteriormente, se
desarrollan cada uno de los conceptos involucrados en el esquema presentado.
Figura 3.1. Esquema simplificado de los componentes de un sistema SCADA.
Fuente: Elaboración propia.
3.1.2.- Elementos que conforman un sistema SCADA.
3.1.2.1.- Sensores o transductores.
3.1.2.1.1.- Definición y principios de operación. Los sensores o transductores convierten las variaciones del fenómeno físico en
variaciones proporcionales a una variable eléctrica. Dichas variables eléctricas pueden
ser: voltaje, corriente, resistencia, inductancia o capacitancia. En el particular, dentro del
cual la supervisión que se plantea corresponde a un sistema eléctrico, estos sensores
son básicamente transformadores de corriente (TCs) y transformadores de
potencia/voltaje (TPs). Siendo el primero estrictamente necesario, mientras que del
segundo en algunos casos se puede prescindir de su uso.
Mediante los TCs es que se obtiene una onda alterna de corriente, la cual involucra
diversas señales superpuestas y a distintas frecuencias, de las cuales se pueden
12
obtener (a través de los cálculos asociados) otras magnitudes de interés para
monitorear de manera íntegra una red eléctrica. Los avances en este entorno no han
sido de gran envergadura, ya que el principio de obtención de dichas magnitudes parte
de una ley física bien conocida, que se conoce como la Ley de Ampère. Dicha ley
enuncia que “la circulación del campo H a lo largo de la curva C es igual al flujo de la
densidad de corriente sobre la superficie abierta S, de la cual C es el contorno” (figura
3.2), y que en su forma original integral, viene dada por la ecuación:
Ecuación en forma integral de la Ley de Ampère.
Fuente: http://es.wikipedia.org/ [3].
Donde:
H es el campo magnético,
Ienc es la corriente encerrada en la curva C
Figura 3.2. Representación del campo magnético generado por la circulación de
una corriente a través de un conductor. Fuente: http://www.lsi.us.es/ [4] Imagen modificada por el autor.
En términos generales y para el caso de los dispositivos transductores de corriente, se
tiene una clasificación en dos grandes grupos: sensores lineales de corriente y no
lineales de corriente, los primeros corresponden a las nuevas tecnologías que
ciertamente son un poco más costosas y dentro de los cuales se puede mencionar: las
resistencias shunt, los sensores de efecto Hall y las bobinas de Rogowski. En cuanto a
13
los no lineales se tienen los transformadores convencionales que aun son bastante
utilizados, resultan ser económicos y prácticos.
3.1.2.2.- Conversores Analógicos / Digitales y otros dispositivos de adquisición y procesamiento de señales. Visto lo anterior, es claro que esta variedad de señales eléctricas debe ser procesada
para ser entendida por algún computador digital. Para ello se utilizan acondicionadores
de señal, los cuales tienen la función de referenciar estos cambios eléctricos a una
misma escala de corriente o voltaje. Además, proveen un aislamiento eléctrico y un
filtraje de la señal, con el objeto de proteger al sistema de transitorios y ruidos
originados en el campo.
Una vez acondicionada la señal, la misma se convierte en un valor equivalente en el
bloque de conversión de datos. Generalmente esta función es llevada a cabo por un
circuito de conversión analógico/digital. Dicho circuito y toda la serie de dispositivos
aguas abajo de él (hasta que se llegue a los sensores o transformadores de medición),
es lo que se conoce como instrumentación de campo.
Posteriormente, y luego de que se realiza la conversión de datos, se transmite
entonces esta señal hacia un computador que se encarga de almacenar esta
información, la cual, es utilizada para su observación, análisis y posterior toma de
decisiones por parte del operador del sistema. Simultáneamente, dicha información se
muestra al usuario en tiempo real.
Basado en esta información, el operador puede tomar la decisión de realizar una acción
de control sobre el proceso. El operador comanda al computador a realizarla, y de
nuevo debe convertirse la información digital a una señal eléctrica. Esta señal eléctrica
es procesada por una salida de control, la cual funciona como un acondicionador de
señal y éste a su vez, la escala para manejar un dispositivo dado: bobina de un relé,
setpoint de un controlador, etc.
14
3.1.2.3.- Unidad Terminal Remota (Remote Terminal Unit, RTU). 3.1.2.3.1.- Fundamentos La RTU es una pequeña y robusta computadora que proporciona inteligencia en campo
para permitir que la maestra (MTU) se comunique con los instrumentos. Es una unidad
independiente de adquisición y control de datos. Su función es controlar el
equipamiento de proceso en el sitio remoto, adquirir datos del mismo, y transferirlos al
sistema central SCADA.
Hay dos tipos básicos de RTUs: "single boards" (de un solo módulo), compactos, que
contienen todas las entradas de datos en una sola tarjeta, y "modulares" que tienen un
modulo CPU separado, y pueden tener otros módulos agregados, normalmente
conectándolos a una placa común (similar a un PC con una placa madre donde se
montan procesador y periféricos). En la figura 3.3 se muestra un esquema en diagrama
de bloques de las unidades internas que conforman una RTU estándar.
Figura 3.3. Esquema de una unidad terminal remota (RTU).
Fuente: http://www.princeton-indiana.com/ [5] Imagen modificada por el autor.
3.1.2.4.- Comunicaciones. 3.1.2.4.1.- Importancia. La característica distintiva de los sistemas SCADA es su capacidad de comunicación.
Como ya se ha dicho, comparado con los DCS (Distributed Control Systems)
15
considerados a menudo dentro de una planta o de una fábrica, un sistema SCADA
cubre generalmente áreas geográficas más grandes, y utiliza diversos medios de
comunicación, por tal razón, un aspecto importante en la tecnología SCADA, es
precisamente la capacidad de garantizar la salida de datos al usar estos medios. Ahora
bien, dicha capacidad de comunicación, se establece a través de redes destinadas para
tal fin de las cuales se hablará a continuación.
3.1.2.4.2.- Redes de comunicación. Los sistemas SCADA tienden a utilizar la mayoría de las redes de comunicación
disponibles. Los SCADAs basados en transmisión radial son probablemente los más
comunes. Éstos evolucionaron con el tiempo, y lo más básico es el uso de FSK
(Frequency Shift Keying - codificación por conmutación de frecuencia) sobre canales de
radio analógicos. Esto significa que aquellos ceros (0) y unos (1) son representados por
dos diversas frecuencias. Estas frecuencias se pueden sintetizar y enviar logrando
velocidades de entre 1200 y 9600 baudios, por ejemplo. A continuación se describirán
con más detalle esta y algunas otras arquitecturas de comunicaciones que son de
interés.
3.1.2.4.3. Comunicación por modulación de desplazamiento de frecuencia (FSK). Mejor conocida por sus siglas en inglés y en adelante FSK (Frequency-Shift Keying), se
basa en una alternación de la frecuencia en donde la señal se produce por una relación
con el tren de pulsos que se transmite hacia un determinado receptor. En otras
palabras, se trata de una señal moduladora que hace variar la frecuencia de la
portadora, de modo que la señal modulada resultante codifique la información,
asociándola a valores de frecuencia diferentes. También se les conoce como sistemas
de modulación por salto de frecuencia. Un ejemplo genérico de este modelo de
comunicación (FSK), se puede apreciar en la figura 3.4.
16
Figura 3.4. Ejemplo de señal modulada por salto de frecuencia (Frequency – Shift
Keying, FSK). Fuente: http://www.textoscientificos.com/ [6].
De la gráfica (figura 3.5), se tiene que dicha señal bien podría ser representada por la
siguiente expresión:
( ) ( )[ ]tff2SenAxf ⋅∆±⋅π⋅⋅=
Función que describe una señal modulada en FSK (sinusoide de amplitud constante A).
Ecuación que se cumple siempre y cuando la moduladora sea binaria. El signo ±
dependerá de que el bit a transmitir sea el cero o el uno, i.e.: fff1 ∆+= ó fff0 ∆−= .
3.1.2.4.4.- Comunicación serial. Los datos lógicos en las computadoras se representan por bits (binary digits). El bit es
una modelación, que se representa a través de un voltaje determinado. Cuando los bits
deben enviarse dentro de la máquina o hacia el exterior, se transmiten a través de
cables como niveles de voltaje. Los bits se agrupan en unidades que proporcionan un
esquema lógico mayor. Por ejemplo, un byte (octeto) está formado por una serie de
ocho bits. Estos ocho bits pueden ser ceros o unos indistintamente, son 28 = 256
combinaciones posibles.
Un dispositivo serial utiliza un protocolo de comunicación que es estándar para casi
cualquier PC. No hay que confundirlo con el bus serial universal (USB). La
17
comunicación serial también es un protocolo de comunicación para instrumentación en
muchos dispositivos. Además, se puede usar comunicación serial para adquisición de
datos en conjunto con un dispositivo de muestreo remoto, que es para lo que
básicamente se usará en el presente proyecto.
El concepto de comunicación serial es simple. El puerto serial envía y recibe bytes de
información un bit a la vez, de manera más lenta que en la comunicación paralela (la
cual permite la transmisión entera de bytes de una sola vez). Sin embargo la
comunicación serial, es más sencilla y se puede utilizar a distancias mucho mayores en
comparación con la paralela. Por ejemplo, las especificaciones IEEE 488 para
comunicación paralela definen que el cableado entre equipos no debe ser mayor de 20
m en total, con no más de 2 m entre dos dispositivos cualquiera; en comunicación serial
pueden extenderse hasta 1200 m.
Para la comunicación en serie se han establecido diferentes normas que especifican las
características técnicas de la conexión. A continuación algunas de ellas.
3.1.2.4.4.1.- RS-232-C (RS232, RS-232). En 1969 la EIA (Asociación de Industrias Electrónicas), conjuntamente con los
Laboratorios Bell y los fabricantes de equipos de comunicaciones, formularon el EIA
RS-232-C (Estándar ANSI/EIA-232). El propósito inicial fue la conexión entre un Equipo
Terminal de Datos (DTE, Data Terminal Equipment) y un Equipo de Comunicación de
Datos (DCE, Data Communications Equipment), empleando un intercambio de datos
binarios en serie.
Entre dos equipos comunicados vía RS-232 la tasa máxima de transmisión (velocidad)
corresponde a unos 19200 bits por segundo (para longitudes de cable inferiores a 15
metros), pero si se disminuye esta velocidad, se pueden utilizar mayores longitudes de
cable. Conviene destacar en este punto, que la comunicación RS-232-C originalmente
fue diseñada para una comunicación punto a punto, es decir, entre dos únicos
elementos. En la figura 3.5 se aprecia uno de sus tipos de conectores utilizados.
18
Figura 3.5 Conector DB-9 para comunicación RS-232.
Fuente: http://www.automatas.org/ [7].
3.1.2.4.4.2.- RS-485. El modelo RS-485 (Estándar EIA-485), permite características no previstas en el
estándar RS-422. Mantiene ventajas del RS-422, al permitir velocidades de transmisión
cercanas a 1 Megabit por segundo, así como longitudes de la línea de hasta 1200
metros. Además permite el alargamiento de la red en otros 1200 metros al insertar un
repetidor RS-485 en la línea.
También tiene otra característica muy importante en ambientes industriales, puede
soportar hasta 32 nodos (equipos emisores/receptores) conectados por cada segmento
de red. Estos distintivos lo hacen muy adecuado para el trabajo al que fue diseñado, las
aplicaciones industriales.
3.1.2.5.-Redes de Área Local (Local Area Network, LAN). Las redes son conjuntos de computadoras o equipos independientes que se comunican
entre si a través de un medio de red compartido. Las redes de área local son aquellas
que conectan una red de computadores normalmente confinadas a un área geográfica
en específico, como por ejemplo: un solo edificio, el campus de una universidad, etc. El
desarrollo de varias normas de protocolos de red y medios físicos han hecho posible la
proliferación de LANs en grandes organizaciones multinacionales, aplicaciones
industriales y educativas, una de ellas y si se quiere la más estandarizada, corresponde
a las redes Ethernet de las cuales se hablará a continuación.
19
3.1.2.5.1.- Ethernet. Ethernet es la capa física (Capa 2, nivel de enlace de datos)1 más popular de la
tecnología LAN usada actualmente. Otros tipos de LAN incluyen Token Ring, Fast
Ethernet, FDDI, ATM y LocalTalk. Ethernet es popular porque permite un buen equilibrio
entre velocidad, costo y facilidad de instalación. Estos puntos fuertes, combinados con
la amplia aceptación en el mercado y la habilidad de soportar virtualmente todos los
protocolos de red populares, hacen a Ethernet la tecnología ideal para la red de la
mayoría de los usuarios de la informática actual.
3.1.2.5.2.- Protocolos de red. Los protocolos de red son normas que permiten a las computadoras y/o equipos
comunicarse. Un protocolo define la forma en que estas computadoras deben
identificarse entre si en una red, la forma en que los datos deben transitar por la red, y
cómo esta información debe procesarse una vez que alcanza su destino final. Los
protocolos también definen procedimientos para gestionar transmisiones o "paquetes"
perdidos o dañados. IPX (para Novell NetWare), TCP/IP (para UNIX, Windows NT,
Windows XP y otras plataformas), DECnet (para conectar una red de ordenadores
Digital), AppleTalk (para los ordenadores Macintosh), y NetBIOS/NetBEUI (para redes
LAN Manager y Windows NT), son algunos de los protocolos más populares en la
actualidad.
Aunque cada protocolo de la red es diferente, todos pueden compartir el mismo
cableado físico. Este concepto es conocido como "independencia de protocolos", lo que
significa que dispositivos que son compatibles en las capas de los niveles físico y de
datos permiten al usuario ejecutar muchos protocolos diferentes sobre el mismo medio
físico.
3.1.2.5.3.- Medios Físicos. Una parte importante en el diseño e instalación de una red Ethernet es la correcta
selección del medio físico apropiado al entorno existente. Actualmente, se emplean,
1 Ver en Apéndice A1, Modelo de Capas OSI.
20
básicamente, cuatro tipos de cableados o medios físicos: coaxial grueso ("thickwire")
para redes 10BASE5, coaxial fino ("thinwire") para redes 10BASE2, par trenzado no
apantallado (UTP) para redes 10BASE-T o 100Base-TX y fibra óptica para redes
10BASE-FL o 100BASE-FX. Esta amplia variedad de medios físicos refleja la evolución
de Ethernet y la flexibilidad de la tecnología.
3.1.2.5.3.1.- Cable Coaxial Grueso. El cable coaxial grueso o Ethernet 10Base-5, se empleaba, generalmente, para crear
grandes troncales ("backbones"). Un troncal une muchos pequeños segmentos de red
en una gran LAN. El cable coaxial grueso es un troncal excelente porque puede
soportar muchos nodos en una topología de bus y el segmento puede ser muy largo.
Puede ir de un grupo de trabajo al siguiente, donde las redes departamentales pueden
estar interconectadas al troncal. Un segmento de cable coaxial grueso puede tener
hasta 500 metros de longitud y máximo de 100 nodos conectados.
El cable coaxial grueso es pesado, rígido, caro y difícil de instalar. Sin embargo es
inmune a niveles normales de ruido eléctrico, lo que ayuda a la conservación de la
integridad de las señales de la red. El cable no ha de ser cortado para instalar nuevos
nodos, sino "taladrado" con una herramienta diseñada para tal fin. Los nodos deben de
ser espaciados exactamente en incrementos de 2.5 metros para prevenir la
interferencia de la señales. Debido a esta combinación de ventajas e inconvenientes, el
cable coaxial grueso es más apropiado, aunque no limitado a, aplicaciones de troncal.
3.1.2.5.3.2.- Cable Coaxial Fino. El cable coaxial fino, o Ethernet 10Base-2, ofrece muchas de las ventajas de la
topología de bus del coaxial grueso, a un menor costo e instalación más sencilla. El
cable coaxial fino es considerablemente más delgado y más flexible, pero sólo puede
soportar 30 nodos, cada uno separado por un mínimo de 0.5 metros, y cada segmento
no puede superar los 185 metros. Aún sujeto a estas restricciones, el cable coaxial fino
puede ser usado para crear troncales, aunque con menos nodos.
21
Un segmento de cable coaxial fino esta compuesto por muchos cables de diferentes
longitudes, cada uno con un conector de tipo BNC en cada uno de los extremos. Cada
cable se conecta al siguiente con un conector de tipo "T", donde se necesita instalar un
nodo.
3.1.2.5.3.3.- Par Trenzado. El cable de par trenzado no apantallado, o UTP, ofrece muchas ventajas respecto de
los cables coaxiales, dado que los coaxiales son ligeramente caros y requieren algún
cuidado durante la instalación. El cable UTP es similar, o incluso el mismo, al cable
telefónico que puede estar instalado y disponible para la red en muchos edificios.
Hoy, los esquemas de instalación de cableado más populares son 10BASE-T y
100BASE-TX, tanto con cable de par trenzado de tipo apantallado como sin apantallar
(STP y UTP, respectivamente). Como hemos dicho es un cable similar al telefónico y
existe una gran variedad de calidades; a mejor calidad, mejores prestaciones. El cable
de Categoría 5 es el de mejor calidad (aunque ya se dispone del CAT 6), más caro y
ofrece soporte para la transmisión de hasta 100 Mbps. (megabits por segundo). Los
cables de Categoría 4 y Categoría 3 son menos caros, pero no pueden soportar las
mismas velocidades para la transmisión de los datos, como 10 Mbps. (10Base-T). La
norma 100BASE-T4 permite soportar Ethernet a 100 Mbps. sobre cable de Categoría
3, pero éste es un esquema torpe y por consiguiente 100BASE-T4 ha visto muy limitada
su popularidad.
El cable de Categoría 4 soporta velocidades de hasta 20 Mbps., y el de Categoría 3 de
hasta 16 Mbps. Los cables de Categoría 1 y 2, los más asequibles, fueron diseñados
principalmente para aplicaciones de voz y transmisiones de baja velocidad (menos de 5
Mbps.), y no deben de ser usados en redes 10Base-T. Los segmentos UTP están
limitados a 100 metros.
22
3.1.2.5.3.4.- Fibra Óptica. Para las aplicaciones especializadas son populares los segmentos Ethernet de fibra
óptica, o 10BASE-FL. El cable de fibra óptica es más caro, pero es inestimable para las
situaciones donde las emisiones electrónicas y los riesgos medioambientales son una
preocupación. El cable de fibra óptica puede ser útil en áreas donde hay grandes
cantidades de interferencia electromagnética, como en la planta de una fábrica.
La norma Ethernet permite segmentos de cable de fibra óptica de dos kilómetros de
longitud, haciendo Ethernet a fibra óptica perfecto para conectar nodos y edificios que
de otro modo no podrían ser conectados con cableados de cobre.
Una inversión en cableado de fibra óptica puede ser algo revalorizable, dado que según
evolucionan las tecnologías de redes, y aumenta la demanda de velocidad, se puede
seguir utilizando el mismo cableado, evitando nuevos gastos de instalación.
3.1.2.6.- Los protocolos de comunicación
Se han desarrollado técnicas para la transmisión confiable sobre medios pobres, y es
así que muchas compañías alcanzaron una ventaja competitiva respecto de sus
competidoras simplemente debido al mérito técnico de sus protocolos. Estos protocolos
por lo tanto tendieron a ser propietarios, y celosamente guardados.
Esto no representaba un problema al instalar el sistema, aunque sí cuando eran
requeridas extensiones. Lo obvio y casi absolutamente necesario era acudir de nuevo al
proveedor original. No era generalmente factible considerar el uso de un protocolo
distinto, pues eran generalmente mutuamente excluyentes. Los progresos recientes han
considerado la aparición de un número apreciable de protocolos "abiertos". IEC-870/5,
DNP v3.0, MMS, Modbus, son algunos de éstos.
23
3.1.2.6.1.- DNP v3.0 El protocolo DNP v3.0 (de sus siglas en inglés: Distributed Network Protocol versión
3.0) es un protocolo de lectura/escritura usado por los sistemas SCADA. Dicho
protocolo en la actualidad, es bastante utilizado no solo por ser un protocolo de
considerable versatilidad, sino que además satisface las necesidades de
interoperabilidad abierta, basada en estándares entre computadoras de subestaciones,
RTUs, dispositivos electrónicos inteligentes y estaciones maestras de la industria o
grandes compañías del sector eléctrico.
3.1.2.6.2.- MODBUS El protocolo MODBUS es una estructura de mensajes diseñada para conexiones por
cable en la automatización industrial (PLCs) para definir la comunicación maestro
esclavo entre dispositivos inteligentes. Hay varias versiones del protocolo incluyendo
ASCII, RTU y Ethernet. Para ciertos fabricantes de dichos dispositivos inteligentes,
existe compatibilidad con una versión denominada MODBUS RTU, la cual al utilizar un
Protocolo Editor, puede definir una configuración específica del protocolo MODBUS
como tal. En otras palabras, esta configuración (en base a algún criterio requerido)
incluye la configuración de las comunicaciones (como velocidad en baudios y dirección),
orden de palabras, valores de identificador y algunos otros ajustes generales.
3.1.2.6.3.- INCOM (INdustrial COMmunications). Se trata de un protocolo no abierto dentro de lo que corresponde a la capa física (nivel 1
de los niveles OSI). Es decir, un protocolo propietario del fabricante Cutler – Hammer, el
cual se fundamenta en la comunicación por modulación de desplazamiento de
frecuencia (FSK). El mismo bien pudiese ser abierto, pero en capas superiores.
Específicamente en las de aplicación, dentro de las cuales se permite la exportación y
gestión de la data adquirida a través de desarrollos tales como DeviceNet o el protocolo
DDE (Dynamic Data Exchange).
24
3.1.2.5.- Unidad Terminal Maestra (o Master Terminal Unit, MTU). 3.1.2.5.1.- Definición y funciones. La parte más visible de un sistema SCADA es la estación central o MTU. Éste es el
"centro neurálgico" del sistema, y es el componente del cual el personal de operaciones
se valdrá para ver la mayoría de la planta. Una MTU a veces es llamada HMI (Human
Machine Interface), interfase ser humano - máquina. Las funciones principales de una
MTU de SCADA son:
• Adquisición de datos. Recolección de datos de las RTUs.
• Visualizaciones. Gráficos y/o datos en pantalla obtenidos de campo.
• Trending. Salvar los datos en una base de datos, y ponerlos a disposición de los
operadores en forma de gráficos.
• Procesamiento de alarmas. Analizar los datos recogidos de las RTUs para ver si
han ocurrido condiciones anormales, y alertar al personal de operaciones sobre las
mismas.
• Control. Control a lazo cerrado, que es ejecutado por el operador.
• Espejo del sistema (Mirror). Es decir, mantener un sistema idéntico con la
capacidad segura de asumir el control inmediatamente si el principal falla.
• Interfases con otros sistemas. Transferencia de datos hacia y desde otros
sistemas corporativos.
• Seguridad. Control de acceso a los distintos componentes del sistema.
• Administración de la red. Monitoreo de la red de comunicaciones.
• Administración de la Base de datos. Agregar nuevas estaciones, puntos, gráficos,
puntos de cambio de alarmas, y en general, reconfigurar el sistema.
• Aplicaciones especiales. Casi todos los sistemas SCADA tendrán cierto software
de aplicación especial, asociado generalmente al monitoreo y al control del proceso
particular.
• Sistemas expertos, sistemas de modelado. Los más avanzados pueden incluir
sistemas expertos incorporados, o capacidad de modelado de datos.
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CAPÍTULO IV CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO Y DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA
DE MEDICIÓN ACTUAL 4.1.- Características del sistema eléctrico del Edificio PDVSA, La Campiña. 4.1.1.- Introducción. El sistema eléctrico del conjunto PDVSA, La Campiña, consta básicamente de dos
Sub - Estaciones (S/Es) que albergan tres y dos barras respectivamente (para un total
de cinco), las cuales son energizadas en 480 VAC (VLL); cada una con alimentación
proveniente de la Sub – Estación Las Delicias perteneciente a la red interconectada del
Área Metropolitana que opera la compañía Electricidad de Caracas (EdC). Vale la pena
mencionar que en esta Sub - Estación (Las Delicias), el suministro de energía eléctrica
se hace en un nivel de tensión de 12,47 kV.
A continuación, se procederá a realizar un bosquejo del funcionamiento de las Sub –
Estaciones 1 y 2 de PDVSA, La Campiña junto con cada uno de los tableros eléctricos
principales que estas albergan. Asimismo se detallarán los equipos de actuación y
protección involucrados, pero no sin antes dar una breve descripción de estos. De igual
manera, serán descritos también aquellos equipos que puedan resultar de interés y que
se mencionan a lo largo del presente informe.
4.1.2.- Equipos eléctricos de interés dentro de las Sub – Estaciones 1 y 2 de PDVSA, La Campiña. Es importante señalar que las definiciones que a continuación se esbozan, no son
generales sino que van enfocadas a los dispositivos y/o equipos específicos de los que
se dispone dentro de las Sub – Estaciones en cuestión. Entre estos destacan:
Amperímetros: instrumentos utilizados para medir la intensidad de corriente de la
carga aguas abajo al punto a donde se encuentren colocados. Son trifásicos y
26
del tipo panel mounted2. Por tratarse de baja tensión (lo cual implica altas
corrientes), se disponen con capacidad de medición en kA y A.
b) Voltímetros: instrumentos utilizados para medir la tensión en diferentes
localidades del sistema. Son trifásicos y del tipo panel mounted. Se disponen con
capacidad de medición en voltios (V). c) Interruptores Termo – Magnéticos (ITMs): también conocidos como breakers
(por su denominación inglesa), son dispositivos de protección que se encargan
de darle apertura a un determinado circuito ante sobrecorrientes. La acción de
apertura puede ser automática o manual. La reposición siempre es manual. Se
dispone de dos tipos: DS y DSL, ambos del fabricante Westinghouse con
dispositivo sensor de corriente Amptector™. La diferencia entre estos dos radica
básicamente en sus niveles de corriente nominal y capacidad de interrupción. d) Interruptores tipo Pringle: interruptores de potencia propiedad de la compañía
Electricidad de Caracas, destinados a brindar protección aguas arriba de cada
una de las barras principales que se albergan en las Sub – Estaciones 1 y 2. Los
mismos tienen una capacidad de corriente nominal de 4000 A. Solo pueden ser
operados por personal de PDVSA, en estrictos casos de emergencia. e) Interruptor ATyS 3s: interruptor para transferencia motorizada del fabricante
Socomec. El mismo puede operar de manera automática o manual y está
diseñado para ser acoplado a enlaces de barras donde destine la colocación de
un sistema de transferencia de carga. Su corriente nominal es de 1200 A. f) Equipo de Medición IQ Data Plus II: equipo para medir magnitudes eléctricas
tales como: voltaje, corriente, potencia (P, Q y S), energía, entre otros. Es del
tipo panel mounted y la medición la hace de forma digital. 4.1.3.- Breve descripción de la acometida que surte a las cargas principales. En las figuras 4.1 y 4.2 se muestran los diagramas unifilares que corresponden a las
Sub – Estaciones 1 y 2 de PDVSA, La Campiña. Los mismos, serán utilizados a lo largo
del contexto, para poder referir a aquellos dispositivos que sea necesario hacerlo.
2 Empotrado o montado en puerta de celda.
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Así pues, se puede apreciar en la figura 4.1 (unifilar Sub – Estación 1) un sistema
compuesto por tres barras principales (barras A, B y C) las cuales poseen dos enlaces:
uno que interconecta las barras A y B (52-T1; figura 4.1), y otro que interconecta las
barras B y C (52-T2; figura 4.1), todo esto dentro de la Sub-Estación 1. Dichos enlaces,
se consiguen a través de la colocación de dos Interruptores Termo – Magnéticos
(también conocidos como breakers), en adelante ITMs, del tipo DS específicamente.
Estos ITMs hacen las veces de seccionadores o disyuntores, los cuales se encuentran
– en condiciones normales de operación – normalmente abiertos (NA); uno para cada
enlace. Su presencia, en realidad es redundante, ya que la alimentación aguas arriba es
única, i.e. proviene de una única barra.
En el caso de la Sub – Estación 2 (figura 4.2), el esquema de alimentación es similar.
La diferencia radica en que aquí se dispone de solo dos barras (D y E) las cuales se
enlazan de igual forma a través de un ITM del tipo DS (52-T3; figura 4.2).
Es importante señalar que cada barra es suplida por un transformador de 2000 kVA
cada uno, lo cual implica una capacidad máxima de suministro para PDVSA, La
Campiña que pudiese llegar hasta los 10000 kVA; de estos, en la actualidad el
consumo no supera los 4000 kVA3. Dichos transformadores se encuentran en conexión
estrella (en el primario) – estrella PAT (en el secundario).
3 Dato de medición obtenido del cálculo de la carga de la corriente con respecto a los kVA instalados del transformador, para la última medición realizada en sitio (Julio, 2.006). Gerencia de Planificación, EdC.
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Figura 4.1. Diagrama unifilar Sub – Estación 1. Fuente: Unidad de Electricidad, M.I.N.I. (PDVSA) [8].
29
Figura 4.2. Diagrama unifilar Sub – Estación 2.
Fuente: Unidad de Electricidad, M.I.N.I. (PDVSA) [8].
30
4.1.4.- Sub - Estación 1. 4.1.4.1.- Acoplamientos, Barras y Equipos de Maniobra. Tal y como ya se mencionó, dentro de esta Sub – Estación se dispone de tres barras.
En la barra A, se tienen dos alimentadores hacia los tableros denominados: Servicios
Comunes y Servicio de Aire Acondicionado Central; este último posee un suministro de
energía adicional que proviene de la barra C con lo cual se logra suplir dicha carga, bajo
un esquema de trabajo del que se hablará en detalle más adelante.
Para el caso del tablero “Servicios Comunes”, se tiene una alimentación a través de un
ITM del tipo DSL - 206 (52-2; figura 4.1) cuya corriente de régimen o Intensidad
Nominal, en adelante IN, es de 600 A; asimismo, su Capacidad de Interrupción, en
adelante C.I., es de 200 kA. En cuanto al tablero “Servicio de Aire Acondicionado
Central”, el suministro se hace a través de dos alimentadores donde cada uno de ellos
posee un ITM del tipo DSL – 632 (52-1 y 52-9; figura 4.1) con IN = 3200 A y C.I. = 65 kA.
En lo que respecta al enlace con la barra B, se dispone de un ITM del tipo DSL-632 (52-
T1; figura 4.1) de mismas características que el ya mencionado, IN = 3200 A y C.I. = 65
kA. Es importante recordar que este, a pesar de ser un interruptor de potencia, actúa en
este caso fundamentalmente como un seccionador o disyuntor.
En la figura 4.3, se puede observar en detalle el ITM DSL – 206 y en la figura 4.4, se
puede apreciar el ITM del tipo DS-632.
Figura 4.3. ITM DSL – 206 (IN = 600 A; C.I.= 200 kA). Fuente: http://www.roseburgtractor.com/electricalpanels.html/ [9].
31
Figura 4.4. ITM DS – 632 (IN = 3200 A; C.I. = 62 kA).
Fuente: http://www.roseburgtractor.com/electricalpanels.html/ [10].
La barra B por su parte, se encarga de suplir los tableros correspondientes a las cargas
de Servicios de Ascensores (“TSA 1” y “TSA 2”) a través de dos ITM´s del tipo DSL -
206 (52-4 y 52-5; figura 4.1).
Por otro lado, se tiene para la barra C solo un alimentador que llega a la carga de
“Plaza Aérea y Estacionamiento”, lo cual se logra mediante un ITM del tipo DSL - 416
(52-10; figura 4.1) de IN = 1200 A y C.I. = 200 kA. Dicho ITM se puede apreciar en la
figura 4.5. Asimismo se tiene además (al igual que para el caso de las barras A y B) un
enlace de barras que une las barras B y C a través de un ITM del tipo DS – 632 (52-
T2; figura 4.1) que hace la función de seccionador o disyuntor.
Figura 4.5. ITM DSL – 416 (IN = 1200 A; C.I. = 200 kA) Fuente: http://www.roseburgtractor.com/electricalpanels.html/ [11].
32
Es conveniente resaltar que para ambos enlaces de barra, dichos interruptores se
encuentran normalmente abiertos (N.A.), lo cual da en condiciones normales de
operación una independencia entre cada una de ellas (y por ende de sus cargas
conectadas), a pesar de que el suministro de energía es a través de una barra común
pero en tres líneas separadas (una para cada barra de la Sub – Estación). Cabe
destacar que cada una de estas líneas (y por tratarse de un sistema trifásico), llegan en
4 hilos (3 fases y neutro), esto motivado al hecho de que se tienen cargas dentro del
conjunto que requieren este tipo de alimentación (motores, bombas, etc.)
4.1.4.2.- Equipos de Medición. Dentro de esta Sub – Estación, se dispone en la actualidad de equipos de medición
analógicos para las celdas principales de todas las cargas alimentadas, entre ellos
destacan básicamente amperímetros y voltímetros con sus respectivos interruptores
para cambio de fase (Change – Over Switch), donde la mayoría de estos son del
fabricante Mitsubishi Electrical Corporation (MEC) y algunos otros genéricos, esto último
se pudo determinar tras un levantamiento previo del cual no se observó la placa o
datos característicos del equipo instalado en sitio.
En vista de lo anterior y en miras a lo que atañe al alcance del presente proyecto, no se
ahondará mucho con respecto a este tipo de equipos; la razón principal radica en el
hecho de que la mayoría de ellos serán reemplazados en un corto plazo. El motivo no
es solo porque algunos de estos incluso ya no funcionan, sino que en base a lo que se
tiene proyectado con el sistema de medición a implantar, estos no poseen una
tecnología acorde con dicho sistema lo cual podría traducirse entonces en que las
posibilidades de comunicación con estos o extracción de la data, es – en el mejor de los
casos – engorrosa, o quizás nula.
Por otro lado, se tiene que dentro de esta Sub – Estación, se encuentra instalado un
equipo IQ Data Plus II del fabricante Westinghouse, el cual se encuentra en la celda
principal de la carga “Servicio Preferencial 1” (figura 4.1) y que tiene la facultad de
monitorear trifásicamente y desplegar en una pantalla las corrientes y tensiones de
33
fase, la potencia aparente (S), la potencia activa o real (P), la potencia reactiva (Q), el
factor de potencia (Cos φ), la energía consumida por la carga (kW/h), entre otros.
Adicionalmente, dicho equipo posee un módulo de comunicación del tipo IPONI
(INCOM Product Operated Network Interface) el cual es quien permite finalmente
establecer en enlace o transmisión de data hacia un PC a través de una red del tipo
LAN (Local Area Network).
Ahora bien, de este equipo en particular se hablará en detalle en el próximo capítulo, ya
que es allí donde se analizará el sistema que bien pudiese implantarse en base a lo que
se tiene actualmente. Por lo pronto se obviará el mismo y se hará en el siguiente
apartado un bosquejo de las características que debería tener un sistema de
supervisión y control genérico, que sea acorde a las características de ambas Sub-
Estaciones eléctricas. Dicho equipo se puede apreciar en la figura 4.6.
Figura 4.6. Equipo de medición IQ Data Plus II (Westinghouse).
Fuente: http://www.eaton.com/ (TD 17271A) [12].
4.1.4.3.- Transferencias Automáticas. Existen tres cargas de vital importancia denominadas Servicio Preferencial 1, 2 y 3, las
cuales son suplidas a través de un conjunto de transferencias automáticas que se
alimentan – en condiciones normales de operación – directamente de una de las líneas
que proviene de la S/E Las Delicias; en otras palabras, el suministro de energía hacia
estas cargas no es directamente de ninguna barra de la Sub-Estación.
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La Transferencia Automática # 1 (TF. 1; figura 4.1) se caracteriza por ser del tipo
motorizada, conectada a un panel o módulo digital, el cual se encarga de efectuar la
lógica de operación. Este último, y en virtud de un posible control asociado (en el diseño
a plantear), está basado en la manipulación de transferencias; es allí, donde se podría
ubicar algún tipo de conexión a efectos de extraer y/o sobretodo enviar data que
permita ejecutar cambios en la mencionada transferencia. Ciertamente, el análisis de
factibilidad de este tipo de control asociado, será tema del siguiente capítulo.
Así pues, dicha transferencia consta de dos entradas de alimentación, de donde una de
ellas proviene directamente de una de las líneas en 480 VAC a través de un ITM de
1200 A, el cual se conecta al interruptor de transferencia motorizada (ATyS 3s) de 1600
A (figura 4.7). Para la otra entrada, se tiene conexión hacia la planta de generación
eléctrica # 1, la cual es de 750 kVA @ 480 VAC. En dicho tramo, se dispone también de
un ITM de 1200 A.
Es importante en este punto señalar que la presencia de los mencionados ITMs en
ambas entradas es relevante, y si se quiere hasta necesaria, ya que de esta manera, se
puede brindar cierta independencia y/o aislamiento de la carga que se tiene conectada
aguas abajo, logrando así cierta comodidad al momento de efectuar trabajos de
mantenimiento, además de que no se tendría que recurrir a una pérdida de selectividad
dentro del sistema.
En otras palabras, de no disponerse de dichos interruptores, al momento de requerir
alguna labor de mantenimiento se tendría entonces que efectuar la apertura del
interruptor Pringle correspondiente, el cual está lo suficientemente aguas arriba como
para excluir a las otras dos cargas del preferencial, situación que evidentemente se
consideraría impensable.
35
Figura 4.7. Interruptor de Transferencia Motorizada (ATyS 3s).
Fuente: http://www.mgl.com.hk/ [13].
Además de lo anterior, la salida de la transferencia en cuestión posee además, un
enlace con la Transferencia Automática # 3 (TF. 3; figura 4.1), la cual es quien alimenta
los tableros correspondientes a la carga denominada “Servicio Preferencial # 3”, esta
última sin duda alguna, la de mayor relevancia en el sistema.
Para la Transferencia Automática # 2 (TF. 2; figura 4.1), se tiene una tecnología un
poco menos actualizada (su lógica es electromecánica: relés y contactores), la misma
comprende un esquema similar al de la Transferencia Automática # 1, pero con la
diferencia de que la carga a quien se le suministra el flujo de potencia es la denominada
Servicio Preferencial # 2. Sus interruptores de actuación (NC en TF. 2; figura 4.1)
manejan una IN = 800 A, y siguen un esquema en simetría con la Transferencia
Automática # 1 (TF. 1; figura 4.1) drenando energía hacía la transferencia # 3 (TF. 3;
figura 4.1).
Una observación importante que se puede hacer en este apartado, corresponde a la no
presencia de un interruptor que permita un corte de energía en el tramo que se alimenta
directamente de la única línea de la cual se posee conexión. Para visualizar un poco
mejor esta idea, se podría considerar la necesidad de realizar obras de mantenimiento
en dicha transferencia, lo cual requeriría obligatoriamente un corte de energía, pero por
el esquema de conexión que se tiene dicho corte sería prohibitivo, ya que la única
manera de hacerlo, sería a través de la apertura del interruptor Pringle asociado a dicha
línea - que como ya se ha mencionado- es prácticamente imposible efectuar tal
apertura, esto debido al carácter ininterrumpido que se exige tener dentro de las
instalaciones de PDVSA, La Campiña.
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Para el caso de la Transferencia Automática # 3 (TF. 3; figura 4.1), se tienen
características físicas similares a las de la transferencia # 1 (TF. 1; figura 4.1), pero el
esquema de funcionamiento de la presente y desde el punto de vista del suministro de
energía, hay una diferencia notable con respecto a las dos anteriores. Esto se debe a
que la alimentación de esta transferencia no se provee directamente de una línea o
planta eléctrica generadora. Pudiese verse quizás como un peldaño inferior en un
sistema de transferencias en escalera o cascada, en donde el suministro de carga final,
se provee hacia la carga denominada “Servicio Preferencial # 3”. Vale la pena acotar
que esta carga por la importancia que representa, tiene además conexión a un sistema
ininterrumpido de energía (UPS, Uninterruptible Power System), el cual tiene una
capacidad de 200 kVA y que se traduciría a su vez en un modelo redundante en lo que
la alimentación de la carga se refiere. Dicho equipo se puede apreciar en la figura 4.8.
Figura 4.8. Sistema de alimentación ininterrumpida (UPS), 200 kVA.
Fuente: Fotografía tomada por el autor.
4.1.4.4.- Plantas Generadoras de Energía Eléctrica. Adicionalmente al sistema de alimentación ininterrumpida que ya se mencionó, y como
respaldo ante contingencias y/o ausencia del servicio por parte de la Electricidad de
Caracas, se tienen además un par de plantas generadoras que operan bajo un sistema
de combustión Diesel, el cual utiliza gasoil y tiene la capacidad de suministrar 480 V
AC y 750 kVA. Ambas tienen dentro de sus principales características que trabajan con
un motor diesel de 800 HP acoplado a un generador Marathhon de 600 kW, poseen un
tanque de combustible de 1200 litros, el cual se une a uno de reserva de 6000 litros.
37
Adicionalmente y para lograr el encendido inicial de la planta se dispone de un sistema
de arranque compuesto por un banco de baterías en 24 V DC.
Por otro lado, se tiene que una de estas plantas se conecta a lo que corresponde al
tablero del “Servicio Preferencial 1” a través de la Transferencia Automática # 1 (TF.1;
figura 4.1) y la otra planta – de igual manera – surte en condiciones de contingencia al
tablero del “Servicio Preferencial 2”, a través de la Transferencia Automática # 2 (TF. 2;
figura 4.1) Dichas plantas se muestran en la figura 4.9 respectivamente.
Figura 4.9. Plantas de generación Diesel (Izq.: Planta 1, Der.: Planta 2).
Fuente: Fotografías tomadas por el autor.
4.1.5.- Sub-Estación 2. 4.1.5.1.- Acoplamientos, Barras y Equipos de Maniobra. En un esquema muy similar al de la Sub – Estación 1, se tiene aquí una alimentación a
través de dos líneas, que vienen en 12,47 kV y bajan a 480 VAC provenientes de la Sub
– Estación Las Delicias, para luego hacer el suministro del flujo de potencia hacia las
dos barras que alberga la Sub – Estación 2. Esto último se logra a través de dos ITMs
del tipo DS – 632 – uno para cada línea – (52-P4 y 52-P5; figura 4.2) cuyas
características, son IN = 3200 A y C.I. = 62 kA respectivamente.
38
Por otro lado, las dos barras que se encuentran presentes para esta Sub – Estación
(barra D y barra E) se encuentran acopladas a través de un enlace de barra que es
efectuado por un ITM tipo DSL 632 (52-T3; figura 4.2), el cual hace la función de un
seccionador (o disyuntor), con IN = 3200 A y C.I. = 65 kA.
Para el caso de la barra D, esta alimenta fundamentalmente tres cargas, las cuales se
denominan: “Sala de Manejo de Aire (Torre Oeste)”, “Tablero General (Torre Oeste)” y
“Cocina-Comedor”. Para la primera carga (S.M.A. Torre Oeste) se realiza la inyección
de potencia a través de un ITM tipo DSL – 206 (52-14; figura 4.2) de IN = 600 A y C.I. =
200 kA. Para el caso de la carga “Tablero General T/O” y “Cocina-Comedor”, el
suministro de energía se consigue a través de sus respectivos alimentadores, los cuales
involucran un interruptor ITM tipo DS – 632 (52-13; figura 4.2) de IN = 2400 kA y C.I. =
65 kA en cada ramal.
En el caso de la barra E, esta alimenta al “Tablero General (Torre Este)” a través de un
ITM tipo DS - 632 (52-17; figura 4.2) de IN = 2400 A y C.I. = 65 kA, mientras que para la
carga de “S.M.A. Torre Este” el suministro de energía se logra mediante su respectivo
alimentador y a través de un ITM tipo DSL – 206 (52-18; figura 4.2) de IN = 600 A y C.I.
= 200 kA.
4.1.5.2. Equipos de Medición. Aquí se posee en la región de los alimentadores que hacen el suministro de energía a
las barras D y E, dos equipos de medición IQ Data Plus II de Westinghouse (uno en
cada línea), mediante los cuales se puede hacer un monitoreo en tiempo real de las
variables eléctricas fundamentales que se encuentran en sus respectivas cargas aguas
abajo.
Vale la pena destacar, que para esta Sub-Estación y a diferencia de la anterior, aquí no
se dispone de ninguna clase de Transferencia Automática, razón por la cual será lógico
considerar que dicho apartado será obviado.
39
4.2.- Diagnóstico del sistema de medición actual.
En realidad, actualmente en PDVSA, La Campiña, no se dispone de nada similar a un
sistema de medición remoto; solo se tiene en algunos tableros del sistema eléctrico,
equipos de medición que permiten supervisar únicamente de manera local, las variables
eléctricas fundamentales de los bloques aguas abajo de cada punto de supervisión.
Estos puntos o tableros principales, son: “Tablero Preferencial 1”, “Tablero Preferencial
3”, alimentadores de la Sub - Estación 2 (dos equipos de medición, uno para cada
alimentador) y 3 equipos de medición en el área de “Servicio de A/A Central”. En esta
última zona, se realiza una supervisión del conjunto de chillers del edificio y el grupo de
bombas que suplen a los mismos.
4.2.1.- Levantamiento del cableado de datos. Para la realización de tal inspección, lo primero que se determinó fue el tipo de cable
instalado. El mismo correspondía a un cable apantallado de tres pares trenzados, en
adelante cable STP (por sus siglas en inglés: Shielded Twisted Pair) o que también es
conocido como FTP (Foiled Twsited Pair), el cual permite por era característica en
particular, el blindaje o aislamiento ante interferencias electromagnéticas. Un modelo de
dicho cable, incluso con los colores de cada uno de los pares trenzados del que se tiene
instalado, se muestra en la figura 4.10. Vale la pena destacar que la disposición
mostrada en esa misma figura (4.10), considera los colores de los pares que fueron
unidos al extremo de los segmentos de cable, mediante los cuales se realizaron las
pruebas de continuidad. Es decir, en cada uno de los tramos, se unió en una de las
puntas los pares trenzados de la siguiente manera: amarillo con blanco, marrón con
verde y gris con rosado.
Figura 4.10. Modelo del cable STP de 3 pares, instalado en tubería EMT de ¾´´.
Fuente: http://eveliux.com/mx/ Imagen modificada por el autor [14].
40
Ya teniendo claro el tipo de cable utilizado, se procedió entonces al levantamiento
formal del recorrido del cableado. El mismo se distribuye en el conjunto PDVSA, La
Campiña, a través de su área de estacionamiento.
Se disponía de los planos de planta de los sótanos de interés, los cuales eran: Semi-
Sótano, Sótano 1 y Sótano 2; a través de estos se pudo realizar el levantamiento, con
una referencia física de la estructura. Sobre estos planos se procedió luego a la
modificación de los mismos de manera escrita, a efectos de incluir la recorrida del cable
STP en cada uno de los sótanos. Posteriormente se digitalizó este levantamiento, a
través del software Autocad 2004, que corresponde a la última versión con licencia de la
que se dispone en la empresa. Lamentablemente y por la dimensión de estos planos, e
incluso por la dimensión del área que abarcaban solo los tramos de cableado, éstos no
se incluyen en el presente informe. Sin embargo, si se presenta a continuación un
esquema simplificado de la trayectoria, resaltando las áreas de interés (figura 4.11).
Adicionalmente, en las gráficas que se muestran en la figura 4.11, se representó en
color azul, el recorrido del cable que existe actualmente, con sus respectivas cotas e
indicando la longitud de cada uno de los tramos. Asimismo, y para no hacer aún más
engorrosa la visualización de tales imágenes, se denominó con letras algunas de las
áreas de interés para comprender un poco mejor la ubicación de la trayectoria del
cableado. Dichas áreas se especifican en la leyenda posterior.
41
Figura 4.11. Levantamiento y distancias tomadas en sitio del cable STP.
Fuente: Elaboración propia.
42
Semi-Sótano: A: Oficina de inspectores de obra (Mantenimiento a Instalaciones No Industriales).
B: Entrada del Taller.
C: Estación de Radio (Zona nodal).
D: Tablero General Torre Este.
E: Salida Oeste PDVSA, La Campiña (Calle El Empalme).
F: Artes Gráficas y CECON4 del MENPET5.
G: Sub-Estación Eléctrica Torre Oeste.
Sótano 1: H: Papelería (Zona nodal).
I: Tablero Plaza Aérea.
J: Sub-Estación Eléctrica 1.
K: Sub-Estación Eléctrica 2.
Sótano 2: (Chillers)
L: Fosa (Zona nodal). Al lado Depósito Asuntos Públicos
M: Matriz o Panel Principal de Tableros para Servicio de A/A..
Los puntos C, H y L, se han denominado zona nodal por el hecho de que allí confluyen
la unión de varios segmentos de cable que permiten la interconexión común entre cada
uno de los sótanos. Es por ello que dicha zona es de considerable importancia. Sin
embargo, y tras el levantamiento hecho, se pudo determinar que en este nodo existe un
seccionamiento importante de la trayectoria actualmente, el cual es detallado a
continuación a través de la figura 4.12; asimismo, se consideran los requerimientos
necesarios para una alternativa de solución factible y si se quiere la más lógica.
4 Centro de Control. 5 Ministerio del P.P. para la Energía y el Petróleo.
43
Figura 4.12. Corte transversal entre Semi-Sótano y Sótano 1 (Radio y Papelería).
Fuente: Elaboración propia.
En vista de que en las inmediaciones de la estación de radio resultaría problemático el
paso de una tubería (incluso antiestético), se plantea entonces la colocación de un
segmento de tubería EMT de ¾´´ que disponga de una especie de “C” invertida si se
observa teniendo de fondo la Sección de Medios Audiovisales (PDVSA), tal y como se
muestra en la gráfica, con la finalidad de poderle dar continuidad a la trayectoria del
cable de datos. De esta forma y visualizando la figura 4.12, resulta obvio entonces que
la longitud total del tubo requerido debe ser de aproximadamente:
( )[ ] ( ) m4,13FS2,1m14,11m8,042,346,32 =⋅=++⋅
Cálculo de la tubería conduit del tipo EMT para la zona nodal.
Está demás decir que esta misma distancia corresponderá al segmento de cable
requerido. Por otro lado y en vista de los cruces que se observan, se requerirá también
de por lo menos:
- 7 conectores y tuercas de 1 ¾´´.
- 3 cajetines de 2 x 4´´ x 1 ½´´.
- 1 caja de empalme 6´´ x 6´´ x 2 ½´´(aunque de ésta última ya se dispone).
- Tubería EMT de ¾´´ y cable STP de 3 pares (13,5 m).
- Bornera o hub pasivo (para 3 condutores).
44
Posteriormente, se verificó durante la realización del levantamiento, que otra zona
crítica correspondía al sector correspondiente a la Sub-Estación Eléctrica en Torre
Oeste, lugar donde se alberga: el Tablero de “Servicio Preferencial Torre Oeste”, el
Tablero “Cocina – Comedor” y el Tablero de “Sala Manejo de Aire Torre Oeste”, y en la
actualidad solo se dispone de la disposición que se muestra en la figura 4.13. La
propuesta de ampliación para esta área se desarrollará en el capítulo VI del presente
informe.
S61
ARS3GAV
Figura 4.13. Plano de planta del área circundante a la S/E Torre Oeste. Fuente: Unidad de Proyectos y Espacios, M.I.N.I. (PDVSA). Imagen modificada por el autor [15].
Se pudo corroborar también, que otro de los puntos falto de tubería y cableado,
correspondía a la Sub-Estación Eléctrica 1 ubicada en el primer sótano, la cual tiene la
llegada de un segmento de cable de datos, pero tan sólo al Tablero “Preferencial 1”. El
problema radica, en que en la actualidad allí también se encuentran los Tableros
“Preferencial 2 y 3”, el Tablero de “Servicios Comunes” y los tableros correspondientes
al “Servicio de Ascensores (1 y 2)”. Allí, la situación actual es la que se puede apreciar
en la figura 4.14 y al igual que para el caso anterior, es menester plantear una
propuesta de ampliación de cableado la cual será desarrollada de igual manera en el
capítulo VI.
45
Figura 4.14 Plano de planta de la S/E Eléctrica 1, ubicada en el Sótano 1.
Fuente: Unidad de Proyectos y Espacios, M.I.N.I. (PDVSA). Imagen modificada por el autor [15].
Es importante tener en cuenta que en la trayectoria de estas medidas, no se cuantificó
de manera precisa el número de columnas que pudieran estar presentes en el recorrido
de la tubería. Sin embargo, se realizaron mediciones en varios puntos del edificio y se
pudo constatar que tales columnas presentan dimensiones variables. Por tal razón se
estimó un aproximado que considera cierta holgura y en promedio, se puede asumir lo
siguiente (ver figura 4.15).
Figura 4.15 Ancho y alto de columna presente en trayectoria del cable de datos.
Fuente: Mediciones en sitio. Elaboración propia.
Esto implicaría entonces que una buena consideración de longitud adicional podría ser:
( )[ ] ( ) m1cm96FS2,180cm402 ≈=⋅=⋅ (por columna)
Cálculo de la tubería conduit del tipo EMT para los áreas donde se disponga columna.
46
Obviamente si las caras verticales son más largas, pues se deberá ampliar este valor
con el cálculo similar al indicado. Por otro lado, la utilización de por lo menos dos
cajetines de 2 x 4´´ x 1 ½´´, será conveniente por los cruces de las esquinas inferiores.
En cuanto al segmento horizontal, el mismo no debería ser contabilizado puesto que ya
se ha tomado en cuenta como porción de los tramos enteros de diseño. Lo crítico era
las porciones donde hubiese columna y por eso la presente acotación.
Finalmente, si se realiza una vista posterior del conjunto PDVSA, La Campiña o algo
similar a un corte transversal, se podrá tener una visual más comprensible de la
disposición de los tableros o ubicación de las cargas principales. Lo anterior se muestra
en la figura 4.16.
Figura 4.16. Corte transversal (vista posterior) de PDVSA, La Campiña.
Fuente: Unidad de Electricidad, M.I.N.I. (PDVSA). Imagen modificada por el autor [16].
4.2.2.- Levantamiento de sistema de monitoreo actual. Previo al diseño de los parámetros correspondientes a un sistema vigente de medición
para las Sub – Estaciones en cuestión, se buscó la posibilidad de reutilizar un sistema
de medición que se encontraba instalado en el antiguo edificio sede de la filial Lagoven
(ubicado en Los Chaguaramos); dicho sistema consta básicamente de un PC de
composición genérica (clon), el cual posee una unidad de CD-ROM, unidad ZIP, unidad
47
de disco de 3,5´´ pulgadas, disco duro de 20 Gb, Mouse PS/2, de los cuales
aparentemente todo estaba en óptimo funcionamiento.
Cabe destacar que de dicho sistema (y específicamente del contenido de su disco
duro), no se tenía ningún tipo de respaldo en físico, lo cual implicaba el manejo de tal
contenido con sumo cuidado. Por esta misma razón era prioridad entonces, la
realización de un backup de esa data.
Posteriormente, se procedió a movilizar el PC de su ubicación original con sus
respectivos periféricos (hardware en general: teclado, monitor, mouse, regulador de
voltaje, etc.) a la Sub – Estación. Esto con miras a realizar unas primeras pruebas en
sitio, las cuales evidentemente involucrarían la comunicación con el único equipo allí
instalado, el cual es un Westinghouse IQ Data Plus II montado en la celda principal del
Tablero “Preferencial 1”.
4.2.3.- Parámetros de medición y conexiones de equipos de medición (IQ DP II). Es importante señalar que dicho equipo es básicamente un display de medición el cual
posee la capacidad de monitorear las tres corrientes de fase (Ia, Ib e Ic
respectivamente), las tensiones de línea (línea – línea, o de fase de la delta): Va-b,
Vb-c, Vc-a, así como las tensiones de fase (fase de la estrella) o fase - neutro, donde
cada terna de parámetros se mide en valores RMS. Asimismo, dicho equipo entre sus
bondades incluye la capacidad de monitorear lo que corresponde a la medición de
potencia activa (Watts); potencia reactiva (Vars), Cos φ, la máxima demanda registrada
en un determinado período (Watts), la frecuencia de la red (Hz) y la energía (Watt-
hours).
Vale la pena tener claro, que estos equipos con la adquisición de señales de corriente
(a través de transformadores de corriente, en adelante TCs), y señales de voltaje
(normalmente directamente desde barra) con su respectiva relación de cálculo, logran
obtener el resto de los parámetros que despliegan dichos equipos. Es decir, se debe
recordar que a través de la corriente, se miden diversas “sub – corrientes” de distintas
48
frecuencias (descomposición en Fourier), de donde se logra la obtención de las demás
variables inherentes (entiéndase: Cos φ, S, P, Q, etc.), e incluso THDi, THDv para
equipos más versátiles, tales como el ID QP 4000 de Cutler – Hammer.
Así pues, se procedió al montaje del PC en sitio (en la Sub - Estación 1), en donde se
pudo corroborar una fuerte interferencia con respecto a la pantalla o monitor del PC
motivado a los campos electromagnéticos generados por las altas corrientes que
circulan en las barras, esto se evidenció por la distorsión observada en la imagen de
dicha pantalla. Se descartó posible falla del monitor, ya que se probó con dos monitores
distintos, los cuales fuera de la Sub – Estación funcionaron en óptimas condiciones.
Al encender el equipo se logró apreciar que el mismo iniciaba de manera parcial, es
decir, arrancaba y hacía la carga del software instalado en su menú de inicio algunas
aplicaciones para que corriesen de manera automática, entre ellas el software
relacionado con el monitoreo de las variables que recopila el IQ: IMPACC Series III, ver.
6.67; sin embargo, se pudo corroborar que el mismo al cargar todos los íconos del
escritorio (la plataforma es Windows 98), se quedaba colgado e imposibilitado de
ejecutar cualquier acción, fuese a través del teclado, mouse, etc.
Se sospechó en un principio que pudiese ser falla de memoria (RAM), situación que se
descartó prontamente ya que de haber sido así, se hubiese presentado lentitud en la
carga de las aplicaciones, más nunca un cuelgue o guinde de la máquina como tal.
De esta manera, se aplicó la técnica de descarte de operabilidad de componentes a
efectos de poder detectar que era lo que estaba produciendo la falla. En principio y por
los síntomas que esta arrojaba, se pudo determinar que el problema podía estar
motivado a una falla en el fan cooler que arroja la ventilación al microprocesador; o
motivado a condensadores (filtros) de la tarjeta madre que por sus características
(abombamiento, oxidados o rotos) denotaban mal estado, y evidentemente producían la
falla.
49
Efectivamente, el percance era consecuencia de condensadores en mal estado de la
placa de la tarjeta madre, lo cual hacía factible que también hubiesen fallas en las pistas
o buses.
Dichos condensadores o filtros, fueron cambiados, ya que sus voltajes debían ser
mantenidos o en su defecto reemplazados por algunos mayores. Con respecto a su
capacidad, si se tuvo que ser más estricto, es decir, se debía mantener valores en lo
posible idénticos al original. En las figuras 4.17 y 4.18, se observa la tarjeta madre
(modelo: Micro ATX, MS-6368 v2.1) donde se pueden apreciar los condensadores o
filtros defectuosos encerrados en un círculo:
Figura 4.17.- Tarjeta madre con condensadores (filtros) en mal estado (1).
Fuente: Fotografía tomada por el autor.
Figura 4.18.- Tarjeta madre con condensadores (filtros) en mal estado (2).
Fuente: Fotografía tomada por el autor.
50
Es importante resaltar, que la tarjeta CONI A1 antes mencionada, se caracteriza por
tener unas dimensiones de 10 x 32 cm aproximadamente (i.e. es considerablemente
larga con respecto a otras tarjetas de comunicación estándar). La misma posee en su
extremo externo un conector hembra del tipo RJ11, y dos led que tienen como función
indicar el envío y/o recepción de señales.
Se recurrió posteriormente a otra máquina, la cual disponía de ambiente Windows XP, y
cuyas características del procesador correspondían a un AMD Athlon XP 1800 Mhz, con
un disco duro de 40Gb. En dicha máquina, se conectó el disco duro de 20 Gb, como
esclavo (slave), para lo cual solo se requirió de una reconfiguración de sus respectivos
jumpers, siguiendo la leyenda que se mostraba en la calcomanía ubicada en la parte
externa de este disco duro.
Al hacer esto, esta otra máquina lo detectó prácticamente de inmediato, tal como si se
tratase de un dispositivo plug and play, lo cual se tradujo en que no hubo mayores
inconvenientes a efectos de lo que tenía que ver con respecto a configuraciones
adicionales, etc.
Allí, se pudo hacer un respaldo de toda la data de este disco duro, lo cual era una de las
acciones de principal prioridad. Adicionalmente, y con la adquisición de otro disco duro,
se hizo un espejo (mirror) del mismo a través de la aplicación Ghost del Norton Utilities.
Finalmente y mientras se reparaba la tarjeta original, se armó un nuevo equipo a partir
de una tarjeta madre ya usada, cuyo procesador es un Pentium II con tecnología MMX,
el cual posee disipador de calor (y no fan cooler) ya que es del tipo de los que el
procesador va inmerso en un módulo que se conecta directamente a la tarjeta a través
de una pequeña ranura de expansión. En otras palabras, dicho microprocesador, no se
conecta directamente a la tarjeta tal como se ha hecho desde siempre e incluso de la
forma en como se ha estandarizado hacia los últimos tiempos.
51
Cabe destacar que dicha tarjeta posee dos ranuras (slots) del tipo ISA de 16 bit y
aproximadamente 4 adicionales del tipo PCI. Adicionalmente, trae dos conectores para
acoplar el cable proveniente de la fuente de poder, lo cual la hacía versátil en base a los
requerimientos, más es obvio que se trata de una tarjeta considerablemente en desuso
para nuestros días.
Así pues, se procedió a la conexión de la tarjeta CONI en dicha tarjeta madre, para lo
cual se utilizó un slot ISA de 16 bit, aunque la tarjeta se bastaba con uno de 8 bit. En
una de las ranuras PCI, se colocó otra tarjeta que había en el PC original, la cual tiene
un conector DB25 hembra. Dicha tarjeta tiene fundamentalmente una opción de
watchdog, que reinicia la máquina ante un colapso de la misma.
En otra de las ranuras PCI, se conectó una tarjeta de vídeo del fabricante Creative
Labs., con la que se realizaba la interfase gráfica entre el computador (tarjeta madre) y
el monitor. La utilización de esta otra tarjeta (para el vídeo), era requerida ya que en
esta otra tarjeta madre, no se disponía de un puerto de vídeo integrado tal y como se
tenía en la original. En la figura 4.19 se muestra la tarjeta CONI A1 de comunicaciones:
Figura 4.19. Tarjeta de comunicaciones Westinghouse CONI A1.
Fuente: Fotografías tomadas por el autor.
Para el caso de la fuente de poder que energizaba la tarjeta madre, se utilizó la original,
la cual hasta los momentos funciona de manera adecuada. A continuación, se muestra
(figura 4.20) la otra tarjeta que se disponía en el equipo original, la cual poseía la
función de watchdog:
52
Figura 4.20. Tarjeta PCI con watchdog de reinicio y puerto DB25 hembra.
Fuente: Fotografías tomadas por el autor.
Luego de la puesta en marcha e interconexión de todos estos dispositivos, se corrió el
programa pertinente, IMPACC Series III ver. 6.67 y se enfrentó un nuevo
inconveniente: el acceso a una versión demo, pero bastante funcional, la cual requería
de una clave o password.
Esta clave obviamente se desconocía, razón por la cual se contactó con algunos
empleados que operaban dicho sistema, pero no se logro conseguir la misma. Tras
intentos con varias combinaciones posibles, tanteos al azar y revisando el manual del
equipo, se pudo determinar dicho password, con lo cual se logró el acceso al software
de monitoreo.
4.2.4.- Comunicaciones En cuanto a lo que respecta a la forma de transmisión de datos, entre el IQ y el PC, y
adicionalmente, la interconexión o enlace entre varios IQ, se revisaron los materiales
impresos de los cuales se disponía en la empresa y también algunos que se ubicaron a
través de la web, ya que dicha comunicación no se lograba directamente con el IQ, sino
que se requería de la utilización de un módulo para tal fin.
Dicho módulo posee un terminal de color verde (el cual es denominado por el fabricante
Green Phoenix Connector) para tres conductores, de los cuales dos de ellos son los
más importantes (uno es para el envío TX y el otro es para la recepción RX de datos),
existe un tercero el cual se utiliza básicamente para la conexión de la malla (shield), lo
53
cual no es más que un tercer conductor cuya finalidad es la de proporcionar un blindaje
al tramo del cable de comunicación, con lo cual pueda evitarse que las ondas
electromagnéticas circundantes en el área (producto de las altas corrientes que circulan
allí en barras; recordar Ley de Ampère), puedan producir una distorsión en la data
transmitida hacia el PC.
Retomando entonces lo anterior, el fabricante estipula o recomienda la utilización de un
cable denominado IMPCABLE, que no es más que un cable del mismo fabricante
(Westinghouse) y que es básicamente un par trenzado con dos conductores y malla
(que es exactamente lo que se quiere y lo que se necesita). En su defecto, recomienda
entonces la utilización de un cable tipo Belden 9463, el cual es un estándar que tiene
las mismas características que el anterior y que en la práctica resulta ser bastante
similar si se compara con el IMPCABLE. Si finalmente no se puede adquirir alguno de
estos dos tipos de cable, el fabricante recomienda que entonces se debería trabajar con
un cable equivalente o similar al tipo Belden 9463, el cual por su nomenclatura se
puede ubicar a través de catálogos y de esta forma conseguir aquel que tenga sus
mismas características. Cabe destacar, que la conexión entre equipos debe ser
realizada a través de lo que se conoce como una configuración daisy chained6.
En la práctica, y a pesar de todas estas recomendaciones que da el fabricante, se
trabajó con un par trenzado sin malla (cable UTP) del tipo CAT 5 (CATegory 5), el cual
es un tipo de conductor que posee internamente 4 pares es decir, 8 hilos. Dicho cable
es bastante versátil y se utiliza en la actualidad de manera estándar en muchos de los
entes ubicados en PDVSA, La Campiña (Cecon7, AIT8, etc.). Aunque es conveniente
mencionar que para remodelaciones actuales ya se está utilizando cable del tipo CAT 6
el cual posee mayores bondades. Ambos cables se muestran en la figura 4.21.
6 Diseño que establece la conexión de todos los equipos de una red como cargas paralelas a través de una única línea de par trenzado apantallado STP, permitiendo así una comunicación serial. 7 Centro de Control. 8 Automatización, Informática y Tecnología.
54
Figura 4.21. Cables de categoría 5 (izq.) y categoría 6 (der.).
Fuente: http://www.webtechnix.com.au/ [17].
La diferencia entre estos tipos de cables en realidad es irrelevante a efectos de lo que
se requiere para la interconexión de los equipos IQ, ya que como se ha mencionado
anteriormente, solo se necesitan básicamente 2 cables, un par trenzado.
Es bueno tener presente que este tipo de cables, viene en presentaciones de un solo
hilo (también llamado un solo pelo) o multifilares. Ciertamente el multifilar es un poco
más maleable, pero por el tipo de conector o terminal que se dispone en el módulo de
comunicación IPONI, resulta menos engorroso trabajar con el de un solo hilo.
Nuevamente y volviendo a lo que atañe en torno al proyecto en cuestión, se tiene que la
conexión se hizo con un cable de aproximadamente 7 metros de longitud (distancia
mínima requerida para el enlace debido a la ubicación del PC con respecto al IQ dentro
de la Sub – Estación), en donde uno de los extremos hubo que crimpearlo, lo cual no es
más que colocarle un terminal del tipo RJ11 (conector del cable telefónico), y que se
consigue con la utilización de una crimpeadora.
El extremo opuesto del cable, no necesitaba la conexión de algún tipo de terminal ni
nada por el estilo, ya que el mismo iba a ser conectado al módulo de comunicación
IPONI, en donde solo bastaba la porción de un par de sub-cables descubierta y un
destornillador de punta plana para su respectiva colocación.
Nota importante: Aquí no hizo falta la utilización de la conexión de la malla del cable,
es decir, el tercer terminal de conector verde de la IPONI. Esto se puede afirmar ya que
55
se corroboró con la toma de las medidas que se visualizaban en el display del IQ, que
estas coincidían con las reflejadas en el software de medición. Dicha verificación era
obvia, ya que gracias a la cercanía de ambos equipos se podía observar de manera
simultánea y en tiempo real los mismos valores.
Sin embargo, y a efectos de la instalación o interconexión de un número mayor de
equipos (IQs), es lógico que será conveniente respetar las consideraciones que estipula
el fabricante (Cutler – Hammer). Es decir, es de gran relevancia, respetar los
estándares y cada una de dichas recomendaciones, junto con el tipo de protocolos de
comunicación que estén involucrados, etc. (Recordar que estos últimos también
imponen una serie de normativas y criterios de diseño para el óptimo funcionamiento de
la red en cuestión).
El estándar o arquitectura de conexión que se maneja por tratarse de una tarjeta CONI,
es del tipo RS-232-C, el cual tiene que ver fundamentalmente con criterios físicos o en
otras palabras, del hardware que está involucrado en la conexión (Nivel 1, Modelo de
Capas OSI). Entre ellos uno de los parámetros importantes a tener en cuenta
corresponde precisamente a las distancias de conexión. El mismo está estipulado a
que no deberían sobrepasarse los 15 m, si se quiere asegurar calidad en la transmisión
de la data (es decir, a mayores distancias puede ocurrir lo que se conoce como
“embasuramiento” de la data, lo cual se traduce a su vez en que algunas mediciones
observadas en el registro del PC no coinciden exactamente con los números que toma
el IQ, o en el peor de los casos, simplemente no llega data alguna).
Se corrió con la suerte de que la distancia de trabajo (a efectos de las pruebas
realizadas en sitio y hasta los momentos), no superaban los 15 m (fueron no más de 7
m), por lo cual no se observó error alguno. Sin embargo y a efectos del proyecto en
desarrollo (que efectivamente involucra mayor envergadura), si se deberían respetar los
estándares de manera perenne tal y como ya se ha mencionado.
56
En definitiva el diseño que se plantea, busca la conexión de una serie de equipos a
través de una red de área local, los cuales bien se pudiesen integrar a través de algún
concentrador (hub), switche o RTU(s), que puedan agrupar todas estas señales para
enviarlas a una maestra o MTU. Algo similar, aunque de manera muy simplificada se
muestra en la figura 4.22.
Figura 4.22. Esquema de una LAN interconectando IQ´s hacia una maestra (PC).
Fuente: http://www.eaton.com/ (TD 17547A) [18].
El módulo de comunicación mediante el cual se estable conexión entre el IQ y el PC (o
switche del que se disponga intercalado), se puede apreciar en la figura 4.23.
Figura 4.23. Modulo de comunicación serial IPONI.
Fuente: http://www.eaton.com/ (TD 17547A) [18].
57
Otro aspecto que se puede apreciar corresponde al direccionamiento de los equipos de
medición. El mismo se logra a través del módulo IPONI, en donde se le asigna una
dirección (address) en formato hexadecimal a cada IQ. Con esto, se le da un “nombre”
a cada uno de los equipos de medición que estén en determinada red y así, el PC podrá
identificarlos y diferenciarlos de manera lógica (digital). Por esta misma razón es
evidente que ninguna dirección hexadecimal de las asignadas en el módulo de cada IQ
debe coincidir, ya que de ser así, se tendría evidentemente un conflicto. A continuación
se muestran dos ejemplos (figura 4.24) del panel a través del cual se hace dicha
asignación (y que físicamente se encuentra en la IPONI):
Figura 4.24. Ejemplos de las direcciones en hexadecimal para la IPONI.
Fuente: http://www.eaton.com/ (TD 17547A) [18].
58
CAPÍTULO V REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA DE SUPERVISIÓN Y ADQUISICIÓN DE DATOS
A IMPLANTAR
5.1.- Diseño del sistema de medición.
Si bien es cierto que lo ideal es tener un sistema de medición de las variables eléctricas
íntegro, es decir, un sistema mediante el cual se pueda monitorear dichas variables en
cualquier punto (entiéndase carga, tablero, etc.) y que pueda visualizar un bloque
relevante de energía, pues también será conveniente considerar la factibilidad técnico –
económica que este sistema acarree para poder ser coherentes con la realidad.
Es por ello que para el sistema eléctrico de PDVSA, La Campiña, el cual contiene
infinidad de tableros (recordando que se trata de un sistema en baja tensión), lo ideal
sería poder realizar una medición lo más aguas abajo posible, sin embargo, cuando se
sabe que dicha cantidad de tableros redondea casi las trescientas unidades en su
totalidad, es menester entonces realizar una supervisión que tienda a ser lo más aguas
arriba posible, ya que de esta forma se podrán monitorear grandes bloques de carga
por separado. Es por esto, que la opción más viable se tiene que basar en la medición
de los tableros principales (tableros que alojan un grupo de sub-tableros de
determinado sector), con lo cual se permitiría pensar entonces en un proyecto factible.
Para llevar a cabo el presente proyecto, el cual se centra básicamente en un diseño de
ingeniería conceptual, se han estipulado diversas etapas que se han considerado
necesarias para el óptimo abordaje y desarrollo del mismo. Dichas etapas se presentan
a continuación.
5.1.1.- Introducción En vista de que ya se conoce de manera general el funcionamiento de ambas Sub –
Estaciones y el suministro y distribución de la energía eléctrica para el Edificio PDVSA,
La Campiña, se plantea entonces (y tomando en cuenta los requerimientos de la
59
empresa), la implantación de un sistema que monitoree las variables eléctricas
fundamentales que permitan llevar a cabo las distintas acciones preventivas y/o
correctivas que eviten o disminuyan la incidencia de fallas o en el peor de los casos,
algún colapso del sistema.
Asimismo y considerando el esquema de barras en que están diseñadas ambas Sub –
Estaciones y las cargas a las cuales proveen potencia dichas barras, el diseño tendrá
presente el desarrollo de un sistema de supervisión, aguas abajo de las barras A, B y C
(para el caso de la Sub - Estación # 1), y de la misma manera para las barras D y E, de
la Sub – Estación # 2.
Se dispone en la actualidad de transferencias automáticas y manuales, en donde estas
últimas serán en un corto plazo reemplazadas por automáticas, con lo cual el presente
diseño tomará en cuenta dichos equipos de maniobra, en miras de un posible control
remoto asociado. Dicho control evidentemente, le daría al sistema las características de
un sistema SCADA, pero a priori una de las condiciones sine qua non que se debe
cumplir para poder integrar dichas transferencias al sistema, será el hecho de que las
mismas deberán hablar un protocolo de comunicación común al del resto de los
equipos.
5.1.2.- Dimensionamiento de equipos para adquisición de señales. Previo a la realización del diseño en cuestión, es obligatorio elaborar un esquema de
dimensionamiento de los equipos que se necesitarán para la adquisición de las
variables eléctricas fundamentales. Para ello bien pudiese tomarse como referencia los
valores de las corrientes de régimen, de los equipos instalados en cada uno de los
alimentadores, específicamente de los dispositivos de protección (ITMs). Sin embargo,
se corroboró que esto no puede hacerse de tal manera, ya que hay muchos de los
equipos que trabajan a menos de la mitad de su corriente nominal, no por
sobredimensionamiento de los mismos, sino porque poseen el ajuste necesario para
trabajar en un umbral determinado, que obviamente es cónsono con la carga a la cual
suministran energía eléctrica. Es por ello, que para ser más preciso y consecuente con
60
los consumos actuales, se recurrió a un estudio de carga efectuado recientemente, el
cual arrojó los siguientes resultados (ver tablas I y II):
Sub-Estación N°1
Tablero Potencia Aparente Máxima (kVA) Corriente (A)
Servicio Comunes 293.8 345,7 Servicios A/A Central Barra A 501.9 616,3 Servicios A/A Central Barra B 677.9 819,8
Servicio Preferencial 1 139.4 169,7 Servicio Preferencial 2 176.0 223 Servicio Preferencial 3 357.6 510,5
Servicio de Ascensores 1 154.7 185,5 Servicio de Ascensores 2 145.5 334,3
Plaza Aérea y Estacionamiento 278.3 336,7
Tabla I.- Tabla de Potencias y Corrientes de los tableros principales de la Sub - Estación 1.
Fuente: Instituto de Energía, Universidad Simón Bolívar.
Sub-Estación N°2
Tablero Potencia Aparente Máxima (kVA) Corriente (A)
S.M.A. Torre Oeste 412.6 511,6 Tablero General T/O 389.4 460,7
Cocina-Comedor 124.4 145,2 Tablero General T/E 420.5 501,7 S.M.A. Torre Este 327.6 397,8
Tabla II.- Tabla de Potencias y Corrientes de los tableros principales de la Sub - Estación 2.
Fuente: Instituto de Energía, Universidad Simón Bolívar.
61
Aquí, los valores de corriente de estas tablas corresponden a una selección que se hizo
de los datos proporcionados por el grupo INDENE - USB9, de los cuales se extrajo la
corriente más alta de una de las tres fases, independientemente de la fase que fuese
esta.
Ahora bien, es obvio que a pesar de que se están considerando las corrientes de los
alimentadores más altas, en miras a realizar un dimensionamiento adecuado de los
TCs, no se pueden pasar por alto las características físicas de los conductores
instalados, específicamente en cuanto a lo que se refiere a su sección transversal, ya
que como bien es conocido, los TCs son básicamente equipos de muestreo, que
poseen una ventana, la cual debe ser acorde tanto con el calibre de los conductores
que la atraviesen como por la cantidad de estos lógicamente. Así pues y en base al
número de conductores que se tiene para cada tablero principal, se consideraron
algunos cálculos pertinentes para la obtención del área mínima que debería poseer la
mencionada ventana del TC a instalar para la adquisición de señales.
Lo primero fue considerar los distintos arreglos que se disponen para cada uno de los
alimentadores ubicados tanto en la Sub – Estación 1 como en la Sub – Estación 2. Se
pudo verificar que existen disposiciones de 1 a 6 conductores de 500 MCM y una
disposición de 3 conductores cuyo calibre es de 350 MCM.
En la figura 5.1 se pueden apreciar tales disposiciones las cuales forman un bundle10
de conductores, y que en conjunto son los arreglos que conforman los distintos
alimentadores para cada tablero principal.
Figura 5.1. Distintas disposiciones de conductores para los tableros principales.
Fuente: Elaboración propia. 9 Instituto de Energía, Universidad Simón Bolívar. (Datos de mediciones realizadas en 03/2007). 10 Denominación que recibe una agrupación o conjunto de conductores, que para este caso conforman el alimentador de una fase. El término también es utilizado en el argot de líneas de transmisión.
62
Ahora bien, recordando que 1 cmil (circular mil) equivale a 0,000506707 mm2, se tendrá
entonces que para cada conductor de 350 MCM (Mil Circular Mils) esto corresponderá a
un área de 177,34745 mm2, mientras que para uno de 500 MCM se tendrá el
equivalente a un área de 253,3535 mm2. Es importante tener en cuenta que dichas
áreas son las que conforman el total de hilos internos (en este caso de cobre) de cada
conductor. Es decir, no se considera la parte externa que es la que corresponde al
aislamiento de los mencionados calibres.
Otra característica que vale la pena considerar, tiene que ver con el hecho de que
según el número de conductores por fase, las corrientes que soportan cada uno de
estos conductores será variable. De igual manera ocurre también, si se toman en
cuenta los distintos tipos de aislamiento. Así pues, se presenta entonces las tablas III y
IV en donde se resumen algunas de las particularidades antes mencionadas para los
conductores de 350 y 500 MCM respectivamente. Se debe acotar que la temperatura
también ejerce cierta influencia con respecto a estos valores, razón por la cual es
importante tener presente que los datos que se presentan son referenciados para una
temperatura ambiente no mayor a 30 °C, la cual es una restricción acorde con la
temperatura del sitio.
Calibre del conductor
N° de cables por conduit Tipo de cable Amperios
(A) TW 260
THW 310 De 1 a 3 cables
RHW, RHH, XHHW 325
TW 208
THW 248 De 4 a 6 cables
RHW, RHH, XHHW 260
TW 182
THW 217
RHW, RHH, XHHW 227
350 MCM
De 7 a 24 cables
RHW, RHH, XHHW 283
Tabla III.- Características de conducción para calibres de 350 MCM. Fuente: Código Eléctrico Nacional (CEN 2007) [19].
63
TW 320
THW 380 De 1 a 3 cables
RHW, RHH, XHHW 405
TW 256
THW 304 De 4 a 6 cables
RHW, RHH, XHHW 324
TW 224
THW 266
500 MCM
De 7 a 24 cables
RHW, RHH, XHHW 283
Tabla IV.- Características de conducción para calibres de 500 MCM.
Fuente: Código Eléctrico Nacional (CEN) [19].
Ahora bien, para poder determinar las dimensiones mínimas de la ventana de los TC´s,
se realizaron los siguientes cálculos, a efectos de considerar un mínimo adecuado que
satisfaga el bundle de cables.
Se muestran en primera instancia los cálculos correspondientes a un solo conductor de
500 MCM, ya que es el que se utiliza prácticamente en casi todos los alimentadores.
Para dicho calibre, se tienen entonces las siguientes características, las cuales se
obtienen del siguiente cálculo previo:
( ) mmDmmrArrA 9605,1798025,8105007mm0,00050670 322 =∴≈
×⋅=⇒=⇒⋅=
πππ
Cálculo del diámetro interno de un conductor de 500 MCM.
Valor que corresponde al diámetro interno del grupo de cables (en este caso, solo uno).
Conviene tener presente que para cada uno de estos conductores de 500 MCM, se
tienen diferentes espesores, ya que en cada uno de los distintos alimentadores existe
diversidad en los tipos de cable, es decir, hay: TW, THW, THHW, THHN, etc., lo cual
implica evidentemente espesores de la cubierta plástica diferentes, sin embargo, para
64
no volver tan engorrosos los cálculos, se asumirá 4 mm para los de 500 MCM y 3,5
para los calibres correspondientes a los conductores de 350 MCM, valores que son en
promedio bastante acordes con la realidad. Así pues, queda entonces que el aporte
total de este espesor para el mencionado calibre será: 4 mm x 2 = 8 mm.
Queda entonces que para un solo conductor de 500 MCM, y considerando su
aislamiento, se dispone de un diámetro mínimo de 17,96 mm + 8,00 mm = 25,96 mm
≈26 mm; al que si se le atribuye un factor de seguridad de 20 % (a efectos de obtener
cierta holgura), se obtendrá entonces unos 26 x 1,2 = 31,2 mm en total de diámetro. De
esta forma, se calcula un área mínima, a través de la siguiente ecuación:
222
65,754,76422,31 cmAmínmmmmA ≥→=⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛⋅= π
Cálculo del área mínima para un conductor de 500 MCM.
En la figura 5.2, se muestra de manera gráfica las dimensiones reales de dicho
conductor.
Figura 5.2. Corte transversal y dimensiones para un cable de calibre 500 MCM.
Fuente: Elaboración propia.
A partir de 2 conductores, igualmente de 500 MCM, se tendrá lo que ya se mencionó
como bundle (ver figura 5.1), para lo cual se toma la circunferencia externa que dicho
agrupamiento conforma y de esta manera, se selecciona para efectos de diseño el
diámetro de este gran conductor ficticio, el cual se modela a través de cálculos de
geometría convencional. Para este arreglo, se obtiene entonces:
65
dbundle2cond = 25,96 x 2 = 51,92 ≈52 mm
dbundle2cond x Factor de Seguridad = 52 mm x 1,2 = 62,4 mm
Amínbundle2cond = 222
58,3015,305824,62 cmAmínmmmm
≥→=⎟⎠⎞
⎜⎝⎛⋅π
Cálculo del área mínima para dos conductores de 500 MCM.
Para 3 conductores de 500 MCM, se tiene una disposición triangular,
dbundle3cond = 56,05 mm
dbundle3cond x Factor de Seguridad = 56,05 mm x 1,2 = 67,26 mm
Amínbundle3cond = 222
53,3507,35532
26,67 cmAmínmmmm≥→=⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛⋅π
Cálculo del área mínima para tres conductores de 500 MCM.
Para 4 conductores de 500 MCM, en donde se tendría una disposición cuadrada queda:
dbundle4cond = 62,8 mm
dbundle4cond x Factor de Seguridad = 62,8 mm x 1,2 = 75,36 mm
Amínbundle4cond = 222
6,4438,44602
36,75 cmAmínmmmm≥→=⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛⋅π
Cálculo del área mínima para cuatro conductores de 500 MCM.
Para 5 conductores, la disposición es pentagonal. Allí se tendrá que:
dbundle5cond = 70,35 mm
dbundle5cond x Factor de Seguridad = 70,35 mm x 1,2 = 84,42 mm
Amínbundle5cond = 222
97,5533,55972
42,84 cmAmínmmmm≥→=⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛⋅π
Cálculo del área mínima para cinco conductores de 500 MCM.
En el caso de la disposición hexagonal (6 conductores) para un 500 MCM, se tiene:
66
dbundle6cond = 78 mm
dbundle6cond x Factor de Seguridad = 78 mm x 1,2 = 93,6 mm
Amínbundle6cond = 222
81,6884,688026,93 cmAmínmmmm
≥→=⎟⎠⎞
⎜⎝⎛⋅π
Cálculo del área mínima para seis conductores de 500 MCM.
Finalmente y ahora considerando el caso del único arreglo del que se dispone de 350
MCM, el cálculo asociado será el siguiente:
( ) mmDmmrArrA 02684,1551342,7103507mm0,00050670 322 =∴≈
×⋅=⇒=⇒⋅=
πππ
Cálculo del diámetro interno de un conductor de 350 MCM.
Luego, al adicionarse a este diámetro su espesor de aislamiento, el cual como ya se
dijo se tomará como 3,5 mm, se tendrá entonces que la longitud total aproximada de un
cable de 350 MCM, será de:
d350MCM = 15,03 mm + (2 x 3,5 mm) = 22,03 mm
De esta forma y considerando el arreglo de 3 conductores se tiene que :
dbundle3cond = 47,4232 mm
dbundle3cond x Factor de Seguridad = 47,42 mm x 1,2 = 56,904 mm
Amínbundle3cond = 222
43,2517,25432
904,56 cmAmínmmmm≥→=⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛⋅π
Cálculo del área mínima para tres conductores de 350 MCM.
Habiendo pues calculado todos estos valores, se procedió a elaborar las siguientes
tablas resumen (tablas V y VI), las cuales concentran las recomendaciones
concernientes a las dimensiones de las ventanas de los TCs requeridos conjuntamente
con la respectiva área física que abarca cada bundle de conductores.
67
Sub-Estación N°1
Tablero Nro. De
conductorespor fase
Calibre (MCM)
Area del bundle de conductores
(cm2)
Área mínima para ventana
(cm2)11 Servicio Comunes 3 500 29,61 35,53
Servicios A/A Central Barra A 6 500 57,34 68,81
Servicios A/A Central Barra B 6 500 57,34 68,81
Servicio Preferencial 1 3 500 29,61 35,53 Servicio Preferencial 2 3 500 29,61 35,53 Servicio Preferencial 3 3 500 29,61 35,53
Servicio de Ascensores 1 1 500 6,38 7,65 Servicio de Ascensores 2 1 500 6,38 7,65
Plaza Aérea y Estacionamiento 3 350 21,19 25,43
Tabla V.- Tabla resumen para mínima ventana de los TCs requeridos para Sub –
Estación 1. Fuente: Elaboración propia.
Sub-Estación N°2
Tablero Nro. de
conductorespor fase
Calibre (MCM)
Area del bundle de
conductores (cm2)
Área mínima para ventana
(cm2)3
S.M.A. Torre Oeste 2 500 25,48 30,58 Tablero General T/O 5 500 46,64 55,97
Cocina-Comedor 1 500 6,38 7,65 Tablero General T/E 5 500 46,64 55,97 S.M.A. Torre Este 2 500 25,48 30,58
Tabla VI.- Tabla resumen para mínima ventana de los TCs requeridos para Sub – Estación 2.
Fuente: Elaboración propia.
Es conveniente tomar en cuenta, que la mayoría de las veces los fabricantes de los
equipos de supervisión y control que estarán en campo, dan ciertas recomendaciones a
efectos de poder adquirir los transformadores tanto de corriente como de potencial
adecuados. Asimismo, existe diversidad de conexionados para estos transformadores,
11 Área calculada en base al bundle geométrico formado por cada juego de conductores, considerando un 20% de holgura.
68
los cuales son quienes permiten la adquisición de señales para el posterior traslado
hacia el equipo de medición que es el que finalmente procesará dicha señal. Es
prácticamente un estándar que en cuanto a los TCs, el valor del secundario deba estar
comprendido en 5 A, mientras que para el primario, se requerirán TCs cuyas bobinas
primarias, soporten valores superiores a las corrientes estimadas de los alimentadores,
pero lógicamente guardando cierta concordancia. Es decir, que no sean
exageradamente superiores, sobretodo por el hecho de no perder precisión en la toma
de las muestras. Con todo lo anterior, es que se obtendrá entonces lo que se conoce
como relación (ratio).
Retomando entonces el aspecto de cómo conectar dichos transformadores, se tienen
varias formas. Típicamente, cuando se trabaja en baja tensión y en valores inferiores a
los 600 V, se pueden suprimir los TPs y por ende realizar enlaces directos a las barras,
sin embargo, y a pesar de que en el particular se trabaja en niveles de tensión que no
superan los 480 V, una de las principales recomendaciones sería la de considerar la
colocación de los mismos, ya que con ello se logra un aislamiento galvánico y de esta
forma, no se corre el riesgo de manejar tensiones tan elevadas directamente en la
estructura de la celda a través de los equipos que se instalen allí. En cuanto a los TCs,
existe la opción de usar desde dos hasta tres de estos y la consideración de su uso, es
imprescindible.
Otro hecho relevante y que se toma en cuenta para las conexiones antes mencionadas
se le atribuye a la presencia o no de barra de neutro en el sistema eléctrico.
Efectivamente y bajo las inspecciones realizadas en sitio, es decir, en cada una de las
celdas principales, se pudo corroborar la disponibilidad de dicha barra. Así pues, y
considerando todo lo ya mencionado, se muestran a continuación dos tipos de
conexiones; una tomando tensión directamente de barra (figura 5.3) y otra (obviamente
la más conveniente), que considera la utilización de los 6 transformadores posibles
(figura 5.4). Dichos conexionados, y por las características del sistema eléctrico de
interés, son las que se deberían considerar para el enlace con cualquier tipo de equipo
de medición a implantar en sitio.
69
Figura 5.3. Conexión directa a barras de tensión y 3 TCs.
Fuente: Manual IQ DP – 4000 (Cutler–Hammer) [20] Imagen modificada por el autor.
Figura 5.4. Conexión mediante 3 TP´s y 3 TC´s.
Fuente: Manual IQ DP – 4000 (Cutler–Hammer) [20] Imagen modificada por el autor.
Ahora bien, ya habiendo analizado las características mínimas de área de ventana de
los TCs y su conexionado, es conveniente considerar un tercer parámetro, mediante el
cual se podrá definir entonces el transformador de corriente final que se requerirá para
hacer el enlace con el equipo de medición. Dicho parámetro se refiere a lo que se
conoce como precisión (accuracy), lo cual no es más que la relación en porcentaje (%)
70
de la corrección que debería hacerse para obtener una lectura verdadera. La norma
ANSI/IEEE C57.1312 estipula los criterios fundamentales que se deberían tener en
cuenta para la selección adecuada en torno a este parámetro, sin embargo es claro que
el equipo de medición será quien en última instancia, impondrá los márgenes de
precisión requeridos para los TCs a colocar.
Otro aspecto que aunque no es fundamental, no deja de ser importante, tiene que ver
con lo que es la potencia nominal de consumo interna del TC (burden), expresada en
VA o en Ohmios a un factor de potencia dado. El término “burden” se utiliza para
diferenciarlo de la carga de potencia del sistema eléctrico. Asimismo, el factor de
potencia referenciado es el del burden y no el de la carga. Nuevamente, también deberá
ser acorde con lo que estipule el fabricante del equipo de medición en caso de que éste
lo especifique.
5.1.3.- Equipos de adquisición de señales, monitoreo y comunicación. Si bien la idea de implantar un sistema de supervisión dentro del esquema eléctrico de
PDVSA, La Campiña tiene como finalidad vigilar el mismo a efectos de garantizar la
calidad del servicio eléctrico, es claro entonces que donde se establezcan los puntos
estratégicos de medición (entiéndase cargas o tableros principales), se debe poder
verificar el comportamiento de las variables eléctricas fundamentales que permitan
determinar el estado de la red.
Es por ello que es muy importante en este inciso, resaltar las características más
idóneas que deberían tener estos equipos, a efectos de poderlos integrar también en un
sistema interconectado de medición, que brinde robustez y facilidades de comunicación,
con miras de poder realizar una supervisión íntegra desde un PC, consola central o
maestra (MTU).
Dichos equipos, deberán ser básicamente conversores analógicos/digitales que tengan
la facultad de monitorear en sitio, la energía eléctrica de la carga aguas abajo que
12 ANSI/IEEE C57.13-1993. Standard Requirements for Instrument Transformers.
71
supervisen, así como también todas las variables eléctricas asociadas al cálculo de este
parámetro; esto con la finalidad de poder visualizar de manera integrada el estado de la
red eléctrica a través de sus magnitudes más relevantes. En la figura 5.5, se muestran
algunos de los equipos a los cuales se hace referencia. Entre estos se incluye el GE
PQM II (Power Quality Meter II de General Electric), el SIMEAS P y el Medidor de
Potencia Multifuncional 4700 de Siemens y el IQ Analyzer de Cutler – Hammer (del
grupo Eaton Corporation).
Figura 5.5. Equipos de monitoreo con opciones de comunicación remota. Fuente: http://www.geindustrial.com/; http://www.siemens.com.mx/; http://www.wbcnet.org/ [21].
5.1.3.1.- Interfase con el usuario. Para este inciso se consideraría el concepto de lo que se conoce como Human Machine
Interface (por sus siglas en inglés), en adelante HMI, o Man Machine Interface (MMI), lo
cual no es más que la forma de comunicación o interfase que puede establecer el
usuario con – en este caso – los equipos de medición.
Si bien no es una condición sine qua non la presencia de una HMI, si sería importante
poder realizar verificaciones y/o ajustes en sitio, para lo cual se requeriría entonces de
algún panel digital o similar, acompañado de algún teclado o selectores mediante los
cuales se puedan hacer los cambios referidos (ajuste de setpoints, alarmas, cambio en
la visualización de parámetros, etc.). Un ejemplo de HMI se muestra en la figura 5.6.
72
Figura 5.6. Ejemplo de interfase con el usuario.
http://www.tri-plc.com/ [22].
5.1.3.2.- Comunicaciones. Los estándares en este tema son indudablemente bastante amplios. Sin embargo es
fundamental la escogencia de un equipo de supervisión de variables eléctricas que no
solo cumpla con lo ya mencionado, sino que también considere características en sus
enlaces de comunicaciones que garanticen modularidad, expansibilidad, seguridad y
eficiencia.
Previo a esto y tras el bagaje que se ha logrado adquirir en el área para el desarrollo del
presente proyecto, se ha podido determinar en primera instancia que las
comunicaciones de los equipos en cuestión, se realizará de manera alámbrica. Lo
anterior atiende a dos razones fundamentales: la primera de ellas, se motiva a los
costos; es decir, si bien es cierto que hoy en día existen diversidad de alternativas para
la transmisión de señales (tales como: vía radio, telefónica, satelital, etc.), resulta obvio
entonces que la utilización de conductores, sería mucho más económica y sencilla. Por
otro lado y considerando un segundo aspecto, se tiene que el área sobre la cual se
implantará el referido sistema, no abarca grandes proporciones, con esto se refuerza
entonces el hecho de la no utilización de otros medios de transmisión que no sean
alámbricos. Es decir, las relativas cortas distancias entre los equipos involucrados en el
proyecto, no amerita sistemas de transmisión tan robustos, los cuales típicamente se
utilizan si, en sistemas cuya extensión geográfica es importante.
De esta forma y ya habiendo aclarado el por qué de usar un sistema cableado para las
comunicaciones, el cual valga acotar podrá ser desde un simple par trenzado hasta
fibra óptica, se tiene entonces que considerar otro aspecto de relevancia como lo son
73
los protocolos de comunicación. Como ya se ha explicado, existen dos tipos
fundamentalmente, estos son: los protocolos abiertos y los protocolos propietario. A
continuación se muestra en la figura 5.7 ejemplo de los primeros.
Figura 5.7. Algunos protocolos abiertos para comunicaciones.
Fuente: http://www.profibus.com/; http://www.modbus.org/; http://www.hartcomm.org/;
http://www.dnp.org/ [23].
La idea de que los equipos de supervisión “hablen” un protocolo abierto, es por el hecho
de que esto permitirá en dado caso de requerir ampliaciones del sistema, la posibilidad
de recurrir a equipos de diversos fabricantes y no tener que estar de manos atadas ante
un solo fabricante.
De no darse lo anterior, es decir, que los equipos de supervisión manejen protocolos
propietario, entonces se deberá hacer un análisis de los esquemas propuestos por el
fabricante a fin de analizar si disponen de convertidores de protocolo (gateways o
routers).
En cuanto a lo que respecta al nivel físico (Nivel 1, del Modelo de Capas OSI), los
equipos de supervisión deberán manejar las arquitecturas estándares de comunicación
serial tales como RS-232-C o RS-485, teniendo preferiblemente mayor inclinación hacia
esta última por brindar mayores distancias de comunicación. Se sabe que por otros
estándares que son comúnmente usados, los equipos de supervisión deberían incluir
soportes para esquemas LAN 10BASE-T, 100BASE-TX, a pesar de que para el
particular no sea de especial importancia, ya que se cuenta con un cableado
estructurado dedicado que bien podrá ser aprovechado.
En el esquema a implantar y posterior a un estudio y levantamiento del cableado con el
que se cuenta en el área de interés, se pudo determinar que si bien se estará en
presencia de una LAN, la topología más acorde con el sistema que se quiere, debería
74
ser similar a la de tipo bus. Lo anterior se abordará en detalle el inciso que prosigue a
continuación.
5.1.4. Software. Luego de la implantación de toda esta estructura física que compondría un sistema de
supervisión y adquisición de datos, el último eslabón de la cadena, lo compone si se
quiere lo que corresponde al software o paquete de aplicaciones mediante el cual se
pueda visualizar toda la data obtenida de los medidores remotos.
Adicionalmente, la obtención de toda esta data en tiempo real no es quizás, la única
exigencia requerida. Por el contrario, el que este programa o conjunto de aplicaciones
pueda desarrollar a partir de esta data gráficos, tendencias (trendings), ajuste remoto de
setpoints o gestión de alarmas, importación de datos a hojas de cálculo o bases de
datos, facilidad para desarrollo de ambientes amigables para supervisión, etc. son
acompañamientos que evidentemente son importantes.
Otro factor relevante a evaluar dentro de las características que debería de disponer el
software requerido, es que el mismo pueda correr sobre plataformas o sistemas
operativos convencionales. En el mejor de los casos y considerando las nuevas
tendencias en torno a esta área, que el mismo también se ajuste a plataformas
abiertas/libres y que obviamente mantenga las bondades mencionadas anteriormente.
También sería bueno que se considerara en dicho software el aspecto de la seguridad,
es decir, el mismo debería poder generar claves o passwords, a efecto de quienes
accedan a el, sean usuarios autorizados o con la pertinencia de manipular este sistema
de gestión o supervisión de energía eléctrica. En la figura 5.8, se muestran algunas
versiones de software existentes para los fines anteriormente mencionados.
Figura 5.8. Aplicaciones para gestión de energía eléctrica.
Fuente: http://www.enervista.com/; http://www.eatonelectrical.com/ [24].
75
CAPÍTULO VI ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS Y ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL SISTEMA
DE MEDICIÓN PROUPUESTO
6.1- Eaton Corporation, Cutler – Hammer. Si bien prácticamente la mayoría de los dispositivos de actuación y protección eléctrica
que se tienen en PDVSA, La Campiña tienen ya más de treinta (30) años y han sido del
fabricante Westinghouse, se comenzará entonces el presente análisis, por lo que se
conoce hoy día como la división más grande de la corporación norteamericana Eaton,
Cutler – Hammer. La misma, fue quien desde 1994 absorbió a Westinghouse Electrical
Corporation asumiendo, actualizando y mejorando los recursos y equipos de esta
empresa que hoy día es inexistente.
6.2.- IQ DP 4000. Equipo de medición basado en electrónica de microprocesadores el cual monitorea
variables eléctricas del sistema y ofrece protección contra sobrevoltajes. Es además un
dispositivo compacto, para montaje en panel y en general muy similar al IQ Data Plus II,
el cual fue descrito en el inciso anterior, con la diferencia de que este mide además la
demanda máxima de potencia reactiva, aparente y de corriente, THDs de corriente y
voltaje, VAR/hora y VA/hora. Vale la pena mencionar que este equipo, al igual que el IQ
DP II, puede venir con un módulo anexo el cual se utiliza para tomar alimentación
directamente de una red a tensiones que estén por debajo de los 600 V AC. En la
Unidad de Electricidad de PDVSA, La Campiña, se dispone de dos de estos equipos,
los mismos están en desuso pero funcionales. Recientemente se han adquirido tres
más. En la figura 6.1, se muestra el panel frontal del IQ DP 4000 de Cutler – Hammer.
Para datos adicionales de este equipo consultar el Apéndice III.
76
Figura 6.1. Equipo de medición IQ DP 4000 (Cutler – Hammer).
Fuente: http://www.eaton.com/ (TD 17548B) [25].
6.3.- Dispositivos de comunicación. Este fabricante denomina a las tarjetas o módulos de comunicación PONIs, debido a
que el término corresponde al acrónimo inglés Product Operated Network Interface. A
continuación se describe el modulo con el cual se elaborará el diseño en cuestion, asi
como también dos gateways que podrían ser utilizados dentro del modelo a implantar.
6.3.1.- IPONI (INCOM PONI). Consiste en una tarjeta o módulo que se conecta en la parte posterior del equipo de
medición al cual se coloque a efectos de lograr la transmisión de datos sobre el
protocolo propietario INCOM. Esta tarjeta posee tres switches, cada uno con 16
posiciones mediante el cual se le asigna una dirección (address) hexadecimal, dándole
de esta forma un único “nombre” a cada equipo de supervisión dentro de la red. Las
IPONIs están diseñadas para ser conectadas en un libre intercambio de sus cables Rx y
Tx entre equipos (medidores) aledaños, es decir, es indiferente la polaridad que se
estipule. Se solicita que su conexión sea considerando el concepto de daisy chain,
hacia los gateways o concentradores de datos que estén presentes en la red. Estos
últimos serán expuestos en este capítulo en los incisos subsiguientes. Vale la pena
destacar que la IPONI es capaz de entrelazar (usando el cable recomendado por el
fabricante), equipos de medición en una red de hasta 10000´ (3048 m) hasta la
maestra. En cuanto a la velocidad de las comunicaciones, esta tarjeta posee un selector
que maneja 1200 o 9600 baudios. La misma se muestra en la figura 6.2. Asimismo, en
77
el Apéndice III, se podrán revisar algunas otras características de este módulo de
comunicación.
Figura 6.2. INCOM Product Operated Network Interface (IPONI). Fuente: http://www.eaton.com/ (TD 17547A). Imagen modificada por el autor [26].
6.3.2.- Tarjeta CONI. Su denominación atiende al acrónimo inglés Computer Operated Network Interface (en
adelante tarjeta CONI), y no es más que una tarjeta con puerto ISA13 que puede ser
instalada en la tarjeta madre (motherboard) de un PC, mediante la cual se establece la
comunicación con los equipos remotos y un cable par trenzado. Existen dos versiones
de la misma: la CONI 1A (ver figura 4.20), de la cual se dispone una en la empresa y
una versión un poco más reciente denominada CONI3. La principal diferencia entre
estas dos tarjetas, es que la más reciente es una tarjeta considerablemente más
pequeña con respecto a su predecesora (de aproximadamente unos 15 x 10 cm). El
diagrama de conexión de dicha tarjeta, se podrá apreciar en la figura 6.3.
Figura 6.3. Diagrama de conexión de tarjeta CONI con red de par trenzado INCOM.
Fuente: http://www.eaton.com/ (CONI Card. Technical Data). Imagen modificada por el autor [27]. 13 Industry Standard Architecture.
78
6.3.3.- Convertidor MINT II RS -232-C. De su acrónimo inglés, Master INCOM Network Translator II, en adelante MINT II,
constituye después de la tarjeta CONI, otra de las alternativas sencillas para el
conexionado con equipos dentro de un red INCOM.
Su principal aplicación es la de realizar una conversión del protocolo INCOM hacia un
formato ASCII RS-232-C mediante el cual se puede realizar la transmisión de data
hacia una consola central o PC, laptop o incluso un PLC, que disponga del software de
monitoreo apropiado. Dicho software, es el PowerNet o IMPACC Series III
(recomendados por el fabricante).
A través de este equipo, se pueden soportar redes INCOM de hasta 8500´ de distancia
y hasta 1000 equipos como máximo conectados. Maneja velocidades entre los 1200,
2400 y 9600 baudios (en protocolo INCOM), mientras que en su arquitectura de
comunicación serial RS-232-C, puede alcanzar los 19,2 kbaudios. Adicionalmente, este
equipo puede establecer una comunicación a través de una interfase estándar dedicada
con líneas telefónicas, modems, fibra óptica, radio frecuencia o modems inalámbricos.
En la figura 6.4, se puede apreciar este convertidor y en la figura 6.5, su diagrama de
conexión usando un PC. Si se desean revisar sus características técnicas en detalle, se
podrá consultar el Apéndice III.
Figura 6.4. Convertidor Master INCOM Network Translator II (MINT II).
Fuente: http://www.eaton.com/ (MINT II RS-232 Converter. Technical Data) [28].
79
Figura 6.5. Conexionado entre el convertidor MINT II y un PC.
Fuente: http://www.eaton.com/ (MINT II RS-232 Converter. Technical Data) [29].
6.3.4.- PMCOM5U INCOM™. De manera muy similar al MINT II, este equipo es un gateway, que traduce la señal de
una red con protocolo INCOM a mensajes ASCII de 10 caracteres en arquitectura RS-
232-C. Este módulo posee un conector hembra de 9 pines, el cual está configurado
como un RS-232-C DCE (Data Communications Equipment), lo cual permite tener
diversos tipos de controladores para ser maestros. Es decir con este equipo no solo se
puede tener como consola central, un PC únicamente, sino que también se podría
incluir la utilización de controladores programables, modems, estaciones de trabajo, etc.
El equipo se muestra en la figura 6.6, y una configuración típica para una red que
contenga este adaptador de comunicaciones, se muestra en la figura 6.7. La hoja
técnica proporcionada por el fabricante se incluye en el Apéndice III.
Figura 6.6. Adaptador de Comunicaciones INCOM PMCOM5.
Fuente: http://www.eaton.com/ (PMCOM5U INCOM™. Instruction Manual.). [30]
80
Figura 6.7. Esquema de conexión para adaptador de comunicac. PMCOM5U. Fuente: http://www.eaton.com/ (PMCOM5U INCOM™. Instruction Manual.).
Imagen modificada por el autor [31].
6.4.- Especificaciones y reglas para el cableado. Como ya se ha venido mencionando, el protocolo de comunicación base de todos los
equipos expuestos se denomina INCOM (Industrial Communications), el cual es en
esencia un protocolo propietario basado en la tecnología FSK (Frequency Shift Key), el
mismo, posee las siguiente características relevantes:
• Los dispositivos se pueden conectar entre si a través de un cableado en par
trenzado apantallado (STP), el cual no resulta ser excesivamente costoso en
comparación con otros. Para tal fin, se debe de considerar el concepto de daisy
chain.
• La inmunidad al ruido y la verificación de integridad de señal proporcionan una
buena calidad en la transferencia de datos.
• Se pueden interconectar, monitorear y controlar hasta mil (1000) equipos en una
red principal usando el software IMPACC Series III o PowerNet™.
• Se pueden conectar hasta 99 equipos en redes secundarias o subredes.
• Distancias de hasta 10000´(3048 m) son soportadas sin recurrir al uso de
repetidoras.
81
• En el cableado de los equipos, la polaridad (Tx y Rx) es indiferente en cuanto a
su colocación.
6.4.1.- Definiciones previas. Si bien ya en el capítulo III se han considerado algunos conceptos muy generales
referentes a todo lo tratado a lo largo del presente informe, será conveniente retomar y
ampliar un poco aquellos que se trabajarán con mayor ahínco en la presente sección. A
continuación, algunos de ellos:
a) Resistencia terminal o de final de línea. En la literatura anglosajona: EOLTR
(End Of Line Termination Resistor), constituye un elemento de importancia a
efectos de eliminar reflexiones y proveer una carga dentro de los finales de línea
que permita el manejo de señales por parte de los gateways o concentradores.
Típicamente son resistores de pocos vatios y ohmios.
b) Nodo. En el particular, será denominado nodo a todo punto de conexión con
alguno de los equipos que componen el sistema de supervisión, específicamente
los equipos de medición.
c) Daisy Chain. Configuración por excelencia dentro de la topología bus. Es una
forma de conectar un conjunto de dispositivos a una maestra, o más
precisamente, un método para propagar señales a lo largo de un bus. Aquí cada
señal deberá pasar de un dispositivo a otro de manera serial. En algunas
configuraciones, se establecen esquemas de prioridades incorporados, donde la
unidad más cercana a la maestra posee la primera (o más alta) prioridad de
interrupción. Para entender mejor este concepto y de una forma gráfica, se
puede observar la figura 6.8 donde se representa una configuración en daisy
chain.
82
Figura 6.8. Configuración de cableado en Daisy Chain.
Fuente: http://www.eaton.com/ (TD 17513). Imagen modificada por el autor [32].
d) Derivaciones simples. Como su nombre lo indica, son brazos o ramales que
parten de una línea principal o troncal, y que terminan en la conexión con uno de
los dispositivos del sistema de supervisión (nodo). No pueden exceder los
200´(60,96 m). No requieren del uso de resistencias terminales. Un esquema de
esta configuración puede apreciarse en la figura 6.9.
Figura 6.9. Esquema de cableado con derivaciones simples.
Fuente: http://www.eaton.com/ (TD 17513). Imagen modificada por el autor [33].
6.4.2.- Consideraciones relevantes. Si bien es cierto que existen estándares para cada uno de los desarrollos a nivel de
cableado estructurado, también conviene tener presente entonces que cada fabricante
normalmente impone ciertas modificaciones o consideraciones especiales a efectos de
lograr el mejor desempeño (performance) de cada uno de sus sistemas en particular. Es
por ello, que atendiendo a cada una de las definiciones previas ya dadas y
83
considerando el particular basado en el sistema eléctrico de PDVSA, La Campiña, se
expondrán a continuación todas y cada una de las especificaciones que se deberán
tomar en cuenta al momento de establecer los sistemas de comunicación del sistema
de supervisión y adquisición de datos que se busca implantar.
Consideración 1: Selección del tipo de cable. El fabricante en cuestión, recomienda en primera instancia el uso de un cable suplido
por el mismo, denominado IMPCABLE, el cual es un cable STP de un solo par, de
amplio calibre y diseñado especialmente para ambientes industriales donde se manejen
tensiones de hasta 600 V AC; el mismo, se muestra en la figura 6.10. Por las
características de este cable, se garantiza el alcance de hasta 10000´ (3048 m) de
cableado permisible, dentro del sistema de supervisión a implantar.
Figura 6.10. Cable STP IMPCABLE de un solo par (Estilo # 2A95705G01). Fuente: http://www.eaton.com/ (I.L. 66A7567H01). Imagen modificada por el autor [34].
Sin embargo, existe la posibilidad de usar algún otro tipo de cable de datos que se
distinga por poseer características similares al mostrado anteriormente, para lo cual se
recomienda entonces:
- Cualquier tipo de cable de la familia Belden 9463.
- Cable tipo Quabbin 6205.
- Cable Commscope 9022.
Consideración 3. Topologías para el cableado, tamaño y capacidad del sistema. En cuanto a lo que a topologías respecta, son fundamentalmente dos las posibilidades
que se tienen de interconexión: estrella simple y bus. En el caso en el que se considere
el uso de una topología en estrella simple, el número máximo de líneas principales o
84
largas de esta estrella, no deberá superar las 5 líneas. Adicionalmente, se debe
considerar para los finales de líneas, el uso de resistencias terminales de 100 Ω, los
cuales podrán ser de ¼ W. Finalmente, se estipula el hecho de que la longitud del cable
en las líneas principales (i.e. las más largas), no deberá superar los 10000´(3048 m), tal
y como se ha venido mencionando reiteradamente.
Consideración 4. Características de atenuación (pérdidas). Es relevante tener presente las pérdidas en decibeles (dB) que puede sufrir el tren de
pulsos de la transmisión; es por ello que a continuación se destacan algunos de los
valores que bien podrán ser de especial interés:
- Capacidad total del sistema: 25 dB.
- Atenuación por equipo: 0,01 dB.
- Atenuación con uso de IMPCABLE / equivalente (por cada 1000´) 1,6 dB.
- Atenuación con uso de Belden 9463 (por cada 1000´) 2,0 dB.
- Atenuación usando topología estrella:
- 3 líneas largas o principales 3,5 dB.
- 4 líneas largas o principales 6 dB.
- 5 líneas largas o principales 8 dB.
Consideración 5. Puesta a Tierra (PAT) del cableado de datos. Aquí una de las premisas que se debe de tener en cuenta en la conexión de la pantalla
del cable (shield), es que esta debe de ser conectada a puntos de tierra (ground) que no
superen valores de 1 Ω, por tal razón y en el particular del sistema eléctrico de PDVSA,
La Campiña, sería recomendable trabajar con la tierra denominada electrónica de la
que se dispone en el conjunto. Asimismo, se deben realizar puestas a tierra cada 3000´
y en lo posible utilizando un cable de calibre 14 AWG o superior para dicha PAT. Es
decir, si se tiene una línea principal, cuya trayectoria supera esta distancia, entonces es
menester la colocación (en el punto donde se tenga una derivación, empalme o
bornera) de una nueva salida a tierra que drene hacia un sistema de PAT con las
características anteriormente mencionadas. De no cumplirse estas consideraciones, se
85
pondrá en riesgo entonces la integridad de la data transferida a través del cable. Un
esquema o gráfico donde se especifica lo explicado anteriormente, se puede apreciar
en la figura 6.11.
Figura 6.11. Esquema con consideraciones para el cableado y su PAT.
Fuente: http://www.eaton.com/ (TD 17513). Imagen modificada por el autor [35].
Consideración 6. Terminación de los cables. Las rutas principales, requieren de la colocación de resistencias terminales (EOLTRs)
en sus extremos. Como ya se ha comentado, las mismas ayudan a mantener la
intensidad de la señal y minimizan las reflexiones o “rebotes” de onda. Dichas
resistencias deberán ser de carbón o película metálica con valores de 100 Ω y ½ W
respectivamente, aunque resistencias de ¼ W también son permisibles.
Consideración 7. Direccionamiento de dispositivos. Con la finalidad de evitar que en una misma red puedan haber dispositivos con la
misma dirección, se pudiese en el caso de una topología en estrella por ejemplo,
asignar a través de grupos de centenas direcciones para cada uno de los ramales
principales. Es decir, para una de las ramas, los equipos pudiesen direccionarse como:
100, 101, 102, 103, etc. Para la segunda línea principal, las direcciones podrían ser a
partir de: 200, 201, etc. y así sucesivamente.
86
6.4.3.- Cálculo de factibilidad de cableado en topología estrella. Caso: Sistema Eléctrico PDVSA, La Campiña. Considerando todos los conceptos ya expuestos y especialmente los de atenuación de
la señal, se procederá a continuación a esbozar el cálculo referente a la factibilidad de
implantación de un cableado en topología estrella para el sistema eléctrico de PDVSA,
La Campiña. Una de las razones por las cuales se ha considerado la utilización de este
modelo es por el hecho de que el mismo alberga una buena independencia en cuanto a
los puntos de supervisión. Es decir, si este diseño se compara con una topología en
bus, la cual probablemente requiera un poco menos en longitudes de cable, también
presentará susceptibilidades motivado a las derivaciones que implica en torno a la
calidad de la señal. Asimismo, la independencia que implica un arreglo en estrella (o
radial), puede ser útil al momento de detectar fallas en las comunicaciones con los
equipos de supervisión, situación que quizás se tornaría un poco más engorrosa e
incluso factible de que ocurra en otras topologías. En la figura 6.12 se muestra un
esquema del arreglo radial basado en el cálculo correspondiente a la situación y
distribución de los equipos dentro del sistema eléctrico de PDVSA, La Campiña.
Figura 6.12. Esquema para el cálculo de las pérdidas (dB) en estrella.
Fuente: Elaboración propia.
Se tiene entonces una topología en estrella o radial simple, considerando la estructura
del cableado en daisy chain, con cuatro líneas principales y sin derivaciones (lo cual es
87
netamente aceptable, ya que el máximo permisible es de hasta 5 líneas principales). El
cálculo asociado es el siguiente:
Se computa la atenuación permitida para un arreglo en estrella y la misma en principio
se debe regir por la siguiente condición:
Capacidad total del sistema: 25 dB
Deducción (por estrella de 4 ramas) - 6 dB
Capacidad neta 19 dB
El procedimiento ahora será el que sigue a continuación:
Se realiza el cálculo de la atenuación de cada línea larga:
Línea Longitud (m) Longitud (pies) Dispositivos Atenuación (dB)
A 250 820,21 5 (2dB x 0,82021) + 0,05 = 1,7
B 250 820,21 8 (2dB x 0,82021) + 0,08 = 1,72
C 150 492,13 3 (2dB x 0,49213) + 0,03 = 1,02
D 150 492,13 1 (2dB x 0,49213) + 0,01 = 0,99
Tabla VII.- Cálculo de atenuación de cada línea larga para PDVSA, La Campiña. Fuente: Elaboración propia.
Se procede posteriormente a sumar las dos atenuaciones más importantes, las cuales
se observa que son para los casos de las líneas A y B que corresponden a 1,7 y 1,72
respectivamente. Valga acotar que si bien las longitudes de cada uno de los tramos
radiales reales son incluso menores a las colocadas en la tabla VII, e incluso con la
intención de ser conservadores en los cálculos pertinentes. En otras palabras, se tomó
una condición aún peor de la real. Resulta obvio entonces que si la misma es
permisible, la real aun más lo será. Lo anterior se comprueba a continuación:
88
De la teoría relacionada se tiene que la siguiente relación debe cumplirse,
A + B (dB) ≤ Capacidad neta (dB)
El producto de los cálculos realizados, refleja que:
A + B ≤ 19 dB → 1,7 + 1,72 = 3,42 dB ≤ 19 dB Cálculo de máxima atenuación del sistema (en dB).
lo cual evidencia que la red cumple con los límites permitidos y por ende es factible su
implantación.
6.5.- Cálculos para especificaciones técnicas del sistema de supervisión. Indistintamente de los equipos que se utilicen para la supervisión, algo que se
mantendrá independiente en la ejecución del presente proyecto, será lo que respecta al
cableado estructurado. Es por ello que en miras a generar el documento
correspondiente a los cómputos métricos del presente trabajo, se presentará a
continuación el análisis de la propuesta que finalmente se escogió (por ser la mejor
opción) en cuanto a la topología de cableado estructurado a implantar.
6.5.1.- Propuesta de cableado en topología estrella o radial. Desde varios puntos de vista, quizás la mejor opción por la independencia que le da a
cada uno de los segmentos que serán dispuestos hacia los puntos de supervisión. Esto
redunda en que al momento de ubicar fallas de comunicación, su detección podría ser
menos engorrosa. Asimismo, el hecho de no tener derivaciones o brazos como ocurre
en los troncales o buses garantiza aun más, la calidad de la señal de datos. Por otro
lado, ya se comprobó en los cálculos por pérdidas en la atenuación de la señal
(distancias), que esto no es un factor preocupante, ya que las longitudes implicadas son
relativamente cortas Su desventaja sería el hecho de que este esquema requerirá un
poco más de cable, sin embargo, esto es prácticamente irrelevante si se comparan sus
prestaciones.
89
En cuanto a las longitudes totales de las distancias punto a punto, estas pueden
apreciarse en la figura 6.12 (Esquema para el cálculo de las pérdidas (dB) en estrella)
Consola Central - Tableros T/E - Tableros T/O. En la propuesta que se esboza en el presente inciso, una primera línea de la estrella
representada en su proyección isométrica sería la siguiente (ver figura 6.13):
Figura 6.13. Isometría de línea en topología estrella (Consola Central – Tableros T/O).
Fuente: Elaboración propia.
Mientras que su representación en plano de planta sería la que se puede apreciar en la
figura 6.14.
Figura 6.14. Línea en topología estrella (Consola Central – Tableros T/E - Tableros
T/O). Fuente: Elaboración propia.
Cuya longitud será de:
90
∑=
N
iitramo
56,3= 3,56 + 9,14 + 15,01 + 22,01 + 22,25 + 8,65 + 2 x (1,5) + 2,03 + 2 x (1,5) +
2,03 + 8,65 + 2,9 + 6,67 + 74,91 + 8,78 + 3,02 + 8 + 14,01 + 3,44 + 2 x (1,5) + 5 +
2 x (1,5) + 1,75 + 1 + 1 x (1,5) = 235, 32 m. Sumatoria de la línea Consola Central – Tableros T/O (en topología estrella).
En este apartado, se aprovechará de dar el detalle de las nuevas modificaciones que se
requieren en el área de los tableros de “Torre Oeste”, independientemente de la
topología que se utilice. Allí, se dispone actualmente de un segmento de cable de datos
que parte de la entrada del tablero de Torre Este y llega justamente a una de las celdas
intermedias que se encuentra entre las de “S.M.A. Torre Oeste” y Tablero “Cocina /
Comedor”, este cable debería cambiarse por uno que parta directamente del “último”
equipo de supervisión que se considere y de esta forma no tener en dicho segmento
aberturas de ningún tipo o conexiones intermedias (esto a fin de garantizar la plena
calidad de la data). En la figura 6.15, se muestra en color azul el recorrido del cable que
se necesitaría considerando la ubicación física real actual de los tableros
Figura 6.15. Propuesta de cableado en daisy chain para tableros T/O.
Fuente: Elaboración propia.
Se observa entonces, que se requerirá de por lo menos:
91
- 11 conectores y tuercas de 1 ¾´´.
- 2 cajas de empalme de 5 x 5´´ x 2´´.
- Tubería EMT de ¾´´: ∑=
N
iitramo
8,5= 1,5 + 5,01 + 1,5 + 1,75 + 1 + 1,5 = 12,26 m.
- Cable STP de 3 pares: ∑=
N
iitramo
8,5= 2 x (2) + 5,01 + 2 x (2) + 1,75 + 1 + 2 = 17,76
m.
Se han considerado solo dos cajas de empalme, ya que en sitio existe una instalada
que bien pudiese aprovecharse y además una de las tres que se muestra en la figura
6.15 (la última específicamente), se podría sustituir haciendo un codo de la tubería.
Consola Central – Sub - Estación 1 – Sub - Estación 2. La segunda línea de la estrella propuesta, corresponde a un segmento que partiría
desde la consola central y que culminaría en la Sub – Estación 2, obviamente si es que
se desean conservar los equipos de supervisión que se encuentran allí instalados (dos
IQ Data Plus II de Westinghouse). A continuación se muestra en la figura 6.16 el
mencionado segmento en su proyección isométrica, en la figura 6.17 la representación
en plano de planta del mismo segmento con sus dimensiones:
Figura 6.16. Isometría de línea en topología estrella Consola Central – Sub - Estación 1 – Sub - Estación 2.
Fuente: Elaboración propia.
92
Figura 6.17. Línea en topología estrella (Consola Central – Sub - Estación 1 – Sub
- Estación 2). Fuente: Elaboración propia.
El recorrido que se realiza dentro de la Sub – Estación 1, es para poder conectar los
equipos de supervisión que estarán allí albergados. El mismo se puede apreciar en la
misma figura 6.17 (un recorrido en anillo y considerando daisy chain). De allí se observa
que el requerimiento de los dispositivos, en comparación con la porción similar a esta,
pero para el caso de la propuesta en topología bus no es muy distinto. Aquí las únicas
diferencias radican en el incremento de alguna porción de tubería y de cable, por tal
razón para lanzar este anillo se requerirá de:
- 17 conectores y tuercas de 1 ¾ ´´.
- 4 cajas de empalme de 5´´ x 5´´ x 2´´.
- Tubería EMT de ¾´´: ∑=
N
iitramo
8,5= 5,8 + 3,3 + 1 + 3,2 + 1 + 8,15 + 1 + 4,3 + 4 + 1
+ 1,55 = 34,3 m.
93
- Cable STP de 3 pares: ∑=
N
iitramo
8,5= 5,8 + 3,3 + (2 x 1,3) + 3,2 + (2 x 1,3) + 8,15 +
(2 x 2,7) + 4,3 + 4 + (2 x 1,3) + 1,55 = 43,5 m. Nota: A partir de este punto, deberá salir un último segmento continuo de cable
(Tablero “Servicios Comunes” – Sub - Estación 2) cuya longitud deberá ser de (ver
figura 6.17):
∑=
N
iitramo
68,2= 2,68 + 37,6 + 5,41 = 45,69 m.
Segmento continuo Tablero “Servicios Comunes” (S/E 1) – S/E 2.
Consola Central – Chillers. Una línea de la estrella con una porción ciertamente bastante vertical y que considera
un reacomodo, puesto que en la zona donde se encuentra actualmente la estación de
radio, no existe continuidad para el cable de datos, corresponde a este segmento.
La línea es mostrada en la figura 6.18 a través de su proyección isométrica, mientras
que su representación en plano planta se puede apreciar en la figura 6.19. Asimismo,
la sumatoria con respecto al cableado requerido es la siguiente:
∑=
N
56,3iitramo = 3,56 + 9,14 + 15,01 + 22,01 + 16 + (2 x 3,47) + 3,42 + (2 x 0,8) + 2,93 + 2,9
+ 3,46 + 6 + 1,4 + 3,46 + 13 + 2,2 + 3,79 + 5,75 + (2 x 0,55) + (2 x 1) = 125,67 m. Segmento continuo Consola Central - Chillers.
Por el segmento de tubería que se requeriría instalar, en la zona que comunica la
estación de radio y la Papelería, las longitudes de conduit (del tipo EMT) son las
siguientes:
∑=
N
56,3iitramo = (2 x 3,47) + 3,42 + (1 x 0,8) = 7,69 m ≈ 8 m.
Longitud de tubería requerida para el área entre Estación de Radio y Papelería.
94
Figura 6.18. Isometría de línea en topología estrella (Consola Central – Chillers). Fuente: Elaboración propia.
Figura 6.19. Línea en topología estrella (Consola Central – Chillers). Fuente: Elaboración propia.
95
Consola Central – Plaza Aérea. El tramo más simple e independiente de todos, es el que se comunica con el área que
alberga los Tableros de “Plaza Aérea”. El mismo se muestra en la figura 6.20 a través
de su proyección isométrica. La longitud del cable asociado será la siguiente:
∑=
N
56,3iitramo = 3,56 + 9,14 + 15,01 + 22,01 + 16 + (2 x 3,47) + 3,42 + 0,8 + 16,83 + 2,9 +
32,4 + 3, 74 + 1,5 = 134,25 m. Sumatoria de longitud de la línea Consola Central – Tablero Plaza Aérea.
Figura 6.20. Isometría de línea en topología estrella (Consola Central – Plaza Aérea y Estacionamiento).
Fuente: Elaboración propia.
El plano planta de este tramo con sus respectivas dimensiones es el que se muestra en
la figura 6.21.
96
Figura 6.21. Línea en topología estrella (Consola Central – Tablero Plaza Aérea). Fuente: Elaboración propia.
97
CAPÍTULO VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Como ya se ha mencionado, actualmente en PDVSA, La Campiña existe una carencia
en cuanto al monitoreo o medición general de las variables del sistema eléctrico. Esto
en definitiva, ha implicado el incremento de costos y malgasto de horas – hombre que
no tendrían porque ser. Es por ello que luego de la realización de este trabajo y
considerando el estudio desarrollado, la principal recomendación radica en la pronta
implantación de un sistema de supervisión y adquisición de datos para el conjunto.
Así pues, y en concordancia con el trabajo expuesto, se insta entonces a la utilización
de un cableado estructurado como medio de comunicación para la data, esto no solo
por costos, sino porque también presenta niveles relativos de seguridad y además,
permitiría el aprovechamiento de un sistema de canalizaciones existente para tal fin
(esto siempre y cuando se ejecuten las ampliaciones y terminaciones descritas). Dicho
cableado podría implantarse en una topología en estrella, con lo cual se daría
independencia a diversos sectores y esto a su vez, se traduciría en mayor rapidez al
momento de detectar fallas o problemas de comunicación con terminales remotas.
Asimismo se tiene como otra de las recomendaciones fundamentales, el que el
almacenaje de la data, sea respaldado en tiempo real. Es decir, la implantación de un
segundo disco duro en la maestra o inclusive un segundo equipo (PC en paralelo), que
guarde también la información adquirida, a efectos de poder utilizarse ante cualquier
contingencia o labores de mantenimiento dentro de la consola central.
Adicionalmente, y considerando la pronta adquisición de transferencias automáticas
para el sistema eléctrico del Edificio, sería conveniente que las mismas pudiesen
manejar un protocolo de comunicaciones común con el sistema de supervisión y
adquisición de datos (INCOM), ya que con ello se estaría logrando incorporar acciones
de control hacia la maestra y de esta forma se estaría en presencia de un sistema
SCADA sencillo. Es decir, un sistema no solo limitado a funciones de supervisión.
98
REFERENCIAS Y BIBLIOGRAFÍA Referencias bibliográficas de documentos electrónicos establecidas bajo el estándar ISO 690-2 Capítulo II [1] PDVSA - Petróleos de Venezuela, S.A. [en línea]. Sección: Inicio / Acerca de PDVSA, 2005. [Consulta: 04 de Junio de 2007]. Disponible en Web: <http://www.pdvsa.com/>.
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102
APÉNDICE I MODELO DE CAPAS OSI
103
104
APÉNDICE II CUADROS DE LEVANTAMIENTO DE EQUIPOS EN
SUB – ESTACIONES 1 Y 2 DE PDVSA, LA CAMPIÑA
105
Sub
tabl
eros
Tipo de Equipo
Car
acte
rístic
as
Posibilidad de control (interfase)
Disponib. de manuales y/o catálog
(ana
lógi
co) c
on d
ispo
sitiv
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ra c
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108
APÉNDICE III HOJAS TÉCNICAS DE EQUIPOS DE INTERÉS PARA
SISTEMA DE SUPERVISIÓN Y ADQUISICIÓN DE DATOS (EATON / CUTLER – HAMMER™)
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122
APÉNDICE IV TABLAS CON DATOS TOMADOS EN TIEMPO REAL DE LOS TABLEROS SERVICIO PREFERENCIAL 1 Y
AIRE ACONDICIONADO (BARRAS A Y B) DE PDVSA, LA CAMPIÑA
123
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Date & Time I1 Avg (A) V12 Avg (V) I2 Avg (A) V23 Avg () I3 Avg (A) V31 Avg () 27/06/2007 18:41 243,1 490,8 249,3 494,7 249,1 492,7 27/06/2007 18:51 246,5 490,6 253,3 494,9 253,2 492,8 27/06/2007 19:01 249,1 491,3 256 495,5 255,9 493,4 27/06/2007 19:11 254,1 490,5 260,9 494,6 260,7 492,6 27/06/2007 19:21 273,3 489,7 280,7 493,9 280,6 491,9 27/06/2007 19:31 286,8 490,6 294,6 494,9 294,9 492,8 27/06/2007 19:41 286,8 490,5 294,5 494,7 294,6 492,6 27/06/2007 19:51 80 491,9 82 496 82,1 494 27/06/2007 20:01 0 494,2 0 498,2 0 496,2 27/06/2007 20:11 0 494,5 0 498,4 0 496,5 27/06/2007 20:21 0 492,4 0 496,6 0 494,6 27/06/2007 20:31 0 489,4 0 493,9 0 491,7 27/06/2007 20:41 0 490,8 0 495,2 0 493 27/06/2007 20:51 0 492,4 0 496,8 0 494,6 27/06/2007 21:01 0 492,4 0 496,9 0 494,6 27/06/2007 21:11 0 492,8 0 497,1 0 495 27/06/2007 21:21 0 493,9 0 498,2 0 496,1 27/06/2007 21:31 0 494,1 0 498,7 0 496,4 27/06/2007 21:41 0 492,1 0 496,4 0 494,3 27/06/2007 21:51 0 492 0 496,3 0 494,2 27/06/2007 22:01 0 493,8 0 498,1 0 496 27/06/2007 22:11 0 491 0 495,5 0 493,3 27/06/2007 22:21 0 492,4 0 496,9 0 494,6 27/06/2007 22:31 0 493,3 0 497,8 0 495,6 27/06/2007 22:41 0 492,7 0 497,2 0 495 27/06/2007 22:51 0 488,2 0 492,9 0 490,5 27/06/2007 23:01 0 487,7 0 492,2 0 489,9 27/06/2007 23:11 0 488,8 0 493,2 0 491 27/06/2007 23:21 0 489,2 0 493,5 0 491,4 27/06/2007 23:31 0 489,9 0 494,3 0 492,1 27/06/2007 23:41 0 491,1 0 495,3 0 493,2 27/06/2007 23:51 0 491,7 0 496 0 493,8
134
Mediciones Aire Acondiconado Central Barra B Date & Time I1 Avg (A) V12 Avg (V) I2 Avg (A) V23 Avg () I3 Avg (A) V31 Avg ()
22/06/2007 10:03 724,2 481 762 485 751,2 483 22/06/2007 10:13 724,6 483,1 761,7 487,1 752,1 485,1 22/06/2007 10:23 722,9 483,5 761,2 487,6 751,2 485,5 22/06/2007 10:33 723,6 483,5 761,6 487,6 751,3 485,5 22/06/2007 10:43 723,9 483 761,6 487 751,3 485 22/06/2007 10:53 724,5 482,1 761,8 486,1 752,1 484,1 22/06/2007 11:03 724,8 482,8 763 486,8 751,4 484,8 22/06/2007 11:13 726,9 483,2 763,6 487 751,6 485,1 22/06/2007 11:23 725 482,2 763 486,2 750,9 484,2 22/06/2007 11:33 725,2 483,5 763,7 487,4 750,8 485,5 22/06/2007 11:43 724,9 485 763,8 488,8 749,6 486,9 22/06/2007 11:53 723,2 485,9 763,9 490 750,2 488 22/06/2007 12:03 723,4 486,2 762,7 490,1 748,8 488,2 22/06/2007 12:13 724 488,1 763,1 491,9 749 490 22/06/2007 12:23 724,8 487,5 762,6 491,3 750 489,5 22/06/2007 12:33 727,2 487 763,7 490,7 751,4 488,8 22/06/2007 12:43 724,4 486 761,8 489,8 750,6 487,9 22/06/2007 12:53 725,5 486,2 762,9 490 750,2 488,1 22/06/2007 13:03 724,8 486,3 762,8 490,2 750,4 488,3 22/06/2007 13:13 723,8 486,1 761,7 490 750,6 488,1 22/06/2007 13:23 725,3 485,8 762,3 489,7 751,7 487,7 22/06/2007 13:33 725,8 485 761,8 488,8 751 486,9 22/06/2007 13:43 726,1 484,8 763 488,7 753,2 486,8 22/06/2007 13:53 727 484,5 762,9 488,3 753,2 486,4 22/06/2007 14:03 725,1 484,1 761,8 487,9 751 486 22/06/2007 14:13 725,7 483,7 761,8 487,6 751,5 485,7 22/06/2007 14:23 726,3 482,9 762,5 486,8 752,8 484,9 22/06/2007 14:33 725,3 482,9 762,5 486,8 751,7 484,8 22/06/2007 14:43 724,8 484,6 760,6 488,5 751,7 486,6 22/06/2007 14:53 723,5 484,5 761,7 488,4 750,3 486,5 22/06/2007 15:03 724 484,3 761,1 488 748,9 486,2 22/06/2007 15:13 725,9 484,1 761,2 487,8 750,4 486 22/06/2007 15:23 728,3 485,6 762,3 489,1 752,5 487,3
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Date & Time I1 Avg (A) V12 Avg (V) I2 Avg (A) V23 Avg () I3 Avg (A) V31 Avg ()23/06/2007 15:13 762,5 486,6 800,4 490,3 789,4 488,4 23/06/2007 15:23 762,8 487 800,1 490,6 788,6 488,8 23/06/2007 15:33 762,5 488,1 800,6 491,8 789 490 23/06/2007 15:43 762 489 800,5 492,7 788,7 490,9 23/06/2007 15:53 761,6 489,2 800,9 493 788,7 491,1 23/06/2007 16:03 762,7 484,9 801,2 488,6 788,5 486,7 23/06/2007 16:13 761,5 483 801,5 486,7 787,1 484,8 23/06/2007 16:23 759,6 483,6 800,6 487,4 786,4 485,5 23/06/2007 16:33 761,8 484,6 802,7 488,4 788,6 486,5 23/06/2007 16:43 759,7 485,9 800,8 489,7 786,4 487,8 23/06/2007 16:53 761,9 486 802 489,8 786,9 487,9 23/06/2007 17:03 761,1 486,4 801,6 490,2 787,2 488,3 23/06/2007 17:13 760,3 486,4 800,1 490,1 784,9 488,3 23/06/2007 17:23 758,4 486,8 800,3 490,7 785,1 488,8 23/06/2007 17:33 759,9 484,1 800,8 487,9 786,6 486 23/06/2007 17:43 758,5 484,9 799,7 488,8 785,5 486,9 23/06/2007 17:53 630,5 486,1 661,4 490 652,9 488,1 23/06/2007 18:03 261,7 488,2 265,4 492,1 273,2 490,1 23/06/2007 18:13 263,8 488,2 267,2 492 275,5 490,1 23/06/2007 18:23 263,9 488,6 266,8 492,3 275,5 490,5 23/06/2007 18:33 263,5 488,1 267,1 492 275,7 490,1 23/06/2007 18:43 262,9 487,2 266,7 491 275,6 489,1 23/06/2007 18:53 262,6 488 266,8 492 276,3 490 23/06/2007 19:03 263,4 488,9 266,7 492,9 276,6 490,9 23/06/2007 19:13 264,1 491,5 267,3 495,5 277 493,5 23/06/2007 19:23 263,2 488,1 267,4 492,2 276,9 490,2 23/06/2007 19:33 263,3 488,4 267,3 492,4 276,5 490,4 23/06/2007 19:43 263,6 489,2 267,5 493 276,2 491,1 23/06/2007 19:53 208,7 489,7 210,4 493,6 217,7 491,7 23/06/2007 20:03 0 490,8 0 494,8 0 492,8 23/06/2007 20:13 0 491,6 0 495,5 0 493,6 23/06/2007 20:23 0 491,8 0 495,6 0 493,7 23/02/2007 20:33 0 490,3 0 494,2 0 492,3 23/06/2007 20:43 0 489,7 0 493,5 0 491,6 23/06/2007 20:53 0 491,1 0 495 0 493,1
