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Proyecto Fin de Carrera

“Diseño de SCADA para una subestación eléctrica de tracción”

José Ángel Gómez Flores

Ingeniería Industrial

Departamento de Sistemas y Automática

Diseño de SCADA para una subestación eléctrica de tracción

José Ángel Gómez Flores Ingeniería Industrial 2/135

Índice:

1. Reseña Histórica……………………………………………………….....…….7

2. Subestaciones Eléctricas de Tracción……………………………….…….10

3. Control Distribuido mediante PLCs…………………………………………13

4. Objetivo del Proyecto15………………………………………… ………….15

5. Componentes de una Subestación Eléctrica de Tracción16………..16

5.1. Líneas de Acometida………………………………………………...18

5.2. Grupo Transformador-Rectificador………………………………..19

5.3. Servicios Auxiliares de Medida……………………………………..20

5.4. Líneas de Señales de Tráfico…………………………………….….21

5.5. Salidas de Feeder……………………………………………….……22

5.6. Pórtico de Seccionadores……………………………………….….25

5.7. Adaptador de Red………………………………………………..….26

6. Documentación, Características y Requisitos……………………..……27

6.1. Documentación y Especificaciones Técnicas……………..……27

6.2. Características y Requisitos……………………………………..…..29

6.2.1. Características de la Instalación……………………………....29

6.2.2. Requisitos de Hardware…………………………………..……..31

7. Programa SCADA: Software de Supervisión………………………..…...35

7.1. WinCC, Siemens………………………………………………..……..35

7.2. Descripción del Bus de Comunicaciones…………………..……37

7.3. Descripción del Programa WinCC. Subsistemas…………..……40

7.3.1. Equipo………………………………………………………..……..41

7.3.2. Administrador de Variables………………………………..…...43



7.3.3. Estructuras de variables……………………………………….…46

7.3.4. Graphics Designer (Diseñador de Gráficos)…………….…..47

7.3.5. Alarm Logging (Registro de Alarmas)………………….……..48

7.3.6. Tag Logging (Registro de variables)………………………….52

7.3.7. Global Script (Scripts globales)…………………………….…..53

7.3.8. Text Library (Librería de Texto)……………………………….…55

7.3.9. User administrador (Administrador de usuarios)…………….56

7.3.10. Cross References (Referencias Cruzadas)…….……..58

7.4. Desarrollo del proyecto……………………………………….……..59

7.4.1. Logo de Entrada……………………………………………..……59

7.4.2. Pantalla base………………………………………………….……63

7.4.2.1. Barra superior de información……………………….....63

7.4.2.2. Ventana de unifilares………………………………..…...64

7.4.2.3. Barra de tareas, visualización y acceso global….…65

7.4.2.3.1. Entrada/Salida Niveles de Acceso………..…..65

7.4.2.3.2. Línea de última alarma aparecida………..….67

7.4.2.3.3. Selección de mando de la Subestación…….68

7.4.2.3.4. Modos de operación de la Subestación…….71

7.4.2.3.5. Acceso rápido a pantallas y botones de acceso a pantallas……………………….……………..73

7.4.2.3.6. Icono de alarma acústica………..…………….77

7.4.3. Esquemas unifilares……………………………………………….79

7.4.3.1. Elementos comunes……………………………………..79

7.4.3.1.1. Seccionadores manuales………………………79



7.4.3.1.2. Seccionadores motorizados…………………..80

7.4.3.1.3. Interruptores, disyuntores y ruptoseccionadores……………………………………82

7.4.3.1.4. Bloqueo de seguridad………………….………83

7.4.3.1.5. Puerta de celdas………………………………..83

7.4.3.1.6. Icono de prueba de lámparas……………….84

7.4.3.1.7. Transductores y medidores de tensión e intensidad…………………………………………..……84

7.4.3.1.8. Pestañas de alarmas y bloqueos…………….85

7.4.3.1.9. Coloreado de las líneas de tensión………….89

7.4.3.1.10. Reseteo de contadores de maniobra….…..89

7.4.3.2. Unifilar de Línea de Acometida……………………..92

7.4.3.3. Unifilar de Grupo Transformador-Rectificador……93

7.4.3.4. Servicios Auxiliares-Medida……………………………94

7.4.3.5. Líneas de Señales de Tráfico…………………….……95

7.4.3.6. Salidas de Feeder………………………………….……95

7.4.3.7. Pórtico de Seccionadores……………………….……96

7.4.4. Adaptador de Red……………………………………….…….98

7.4.5. Tendencias………………………………………………….……99

7.4.6. Informes…………………………………………………………..103

7.4.7. Medidas………………………………………………………….106

7.4.8. Ayuda…………………………………………………………….110

7.4.9. Sumario General de Alarmas………………………………..111

7.4.10. Ajustes…………………………………………………….113



7.4.10.1. Modificación, almacenamiento y recuperación de parámetros…………………………………………………..113

7.4.10.2. Ajustes generales……………………………………….115

7.4.10.3. Ajustes de Líneas de Acometida……………………117

7.4.10.4. Grupo Transformador-Rectificador…………….…..119

7.4.10.5. Servicios Auxiliares-Medida………………………..…120

7.4.10.6. Líneas de Señales de Tráfico……………………..….120

7.4.10.7. Adaptador de Red………………………………..…..121

7.4.10.8. Pórtico de Seccionadores……………………..…….122

7.4.11. Simulador de Subestación de Control Distribuido mediante PLCs……………………………………………………124

7.4.12. Acciones auxiliares……………………………….…….132

7.4.12.1. Presencia del PCC……………………………….…….132

7.4.12.2. Reseteo de órdenes de maniobra…………….……132

8. Control Distribuido. Proceso de Desarrollo. Conclusiones…….……134





1 Reseña Histórica

La evolución industrial que ha sufrido el mundo en la época contemporánea ha estado íntimamente relacionada con la mejora de las redes de comunicaciones, en todos los sentidos que éstas pueden adquirir. En particular, el modo de vida actual no es concebible sin la capacidad de transportar personas y mercancías entre dos lugares alejados entre sí con rapidez y eficacia. Las primeras necesitan desplazamiento para llegar a su lugar de trabajo, o para realizar viajes de ocio. En cuanto a las segundas, ninguna industria puede funcionar si no recibe un adecuado suministro de materias primas y productos necesarios, y si no es capaz de entregar su producción allí donde exista demanda de la misma.

En la actualidad existen numerosos medios de transporte para cubrir esas necesidades: automóviles, camiones, aviones, barcos, etc. Cada uno de ellos tiene una serie de ventajas e inconvenientes, dependiendo del volumen y peso de la mercancía, de la distancia entre los puntos de transporte y la urgencia necesaria en el viaje. Sin embargo, el medio que posiblemente haya supuesto mayor impacto en el desarrollo industrial del hombre ha sido el ferrocarril.

Las primeras locomotoras a vapor supusieron una revolución: gracias a su gran potencia podían ser transportadas ingentes cantidades de mineral y áridos desde las canteras hasta los centros de procesado. No transcurrió mucho tiempo hasta que el sistema se extendió al transporte de diversos productos, y finalmente, con la mejora de las condiciones del ferrocarril, al transporte de personas entre poblaciones.

Esta gran popularidad dio lugar a un desarrollo muy acelerado de la tecnología de impulsión de los convoyes. Las primeras locomotoras a vapor funcionaban gracias a la quema de grandes cantidades de carbón en una caldera. Con el calor producido se calentaba agua, produciéndose vapor a alta presión y temperatura, y éste era el encargado de mover los pistones que proporcionaban el movimiento de las ruedas. Desgraciadamente la cantidad de combustible necesaria para realizar un solo trayecto era considerable, por lo que había que transportar en el mismo convoy toneladas de carbón, lo que suponía un peso añadido y una pérdida de beneficios. Además, aún sin estos inconvenientes, este sistema no sería hoy en día sostenible, debido a la gran cantidad de gases de combustión que se emitirían durante el viaje.

Con el descubrimiento del petróleo y la mejora de las técnicas de refinado se desarrollaron locomotoras con motores de combustión interna. En



ellas el gasóleo mezclado con aire es quemado para producir durante su expansión el movimiento de los pistones, que posteriormente se transmite a las ruedas mediante una transmisión mecánica. Este sistema es mucho más eficiente que su antecesor, lo que abarató considerablemente el costo de los viajes. Incluso hoy día existen un gran número de cabezas tractoras que emplean este sistema de propulsión.

A pesar de ello el precio del petróleo es excesivamente caro como para emplearlo con profusión en todas las líneas de ferrocarril. Además las locomotoras diesel tiene unos costes de mantenimiento elevados, y su tiempo de vida con una eficiencia aceptable es menor. Por ello era necesaria una forma más barata y asequible de impulsar los trenes, y ésta fue proporcionada con el desarrollo de la electricidad. El carbón continúa siendo hoy día el combustible fósil más barato y de más fácil obtención que existe. Y aunque no es rentable quemar directamente carbón para producir movimiento, sí que lo es para generar electricidad en las grandes centrales generadoras. Por lo tanto, la mejor solución hallada hasta el momento es alimentar los trenes con energía eléctrica, energía producida en una central térmica mediante la quema de combustibles fósiles.

Este sistema, aunque aceptable, posee numerosos inconvenientes que hay que solventar. En primer lugar es necesario transportar la energía eléctrica desde las centrales generadoras hasta los distintos puntos de alimentación. Este transporte es realizado por las compañías suministradoras a través de las líneas de alta tensión, capaces de salvar grandes distancias entre los puntos de consumo y generación, en algunos casos de hasta cientos de kilómetros.

En segundo lugar, la alimentación debe hacerse en distintos puntos de la red ferroviaria. Para el movimiento de los convoyes las cabezas tractoras, a través del pantógrafo, toman la energía de la catenaria, que no es más que un cable conductor desnudo a tensión suspendido a cierta altura. Los niveles de tensión e intensidad de la corriente en la catenaria dan lugar a grandes pérdidas eléctricas, por lo que para que un tren esté siempre alimentado es necesario espaciar uniformemente los puntos de acometida a la red.

En tercer lugar y como principal problema se tiene que la energía eléctrica tal y como sale de los centros de generación a las redes de transporte no es adecuada para la alimentación del tren, debiendo sufrir modificaciones antes de su inyección a catenaria. En la actualidad existen dos sistemas de alimentación, dependiendo de que la electricidad en la catenaria sea continua o alterna:



• Corriente continua: En este caso es necesario transformar y rectificar la corriente, para pasarla de alterna a continua. Ésta es la corriente que alimenta a la totalidad de la red de ferrocarriles convencionales en el territorio nacional (trenes de cercanías, talgos, transportes de mercancías, etc.).

• Corriente alterna: No es necesario transformar la corriente, aunque sí modificar sus niveles de tensión e intensidad. En la actualidad únicamente se alimentan de corriente alterna las líneas de alta velocidad.

El motivo de que la corriente continua esté más extendida que la alterna no es más que los motores de inducción de continua fueron los de más fácil desarrollo inicial. La corriente alterna, sin embargo, tiene una serie de ventajas a tener en cuenta:

• No es necesaria tanta manipulación de la electricidad, por lo que la aparamenta e instalaciones necesarias son más simples

• Tiene menores pérdidas que la corriente continua, por lo que los puntos de alimentación a la red pueden estar más separados entre sí

• La corriente continua tiene un punto de peligrosidad mayor que la alterna. Cualquier avería en continua tiene una especial incidencia y unas consecuencias muy graves, provocando daños materiales importantes, y lo que es peor, pérdida de vidas humanas o heridas graves en el mejor de los casos.

Independientemente de cuál sea el sistema del que se trate para realizar la acometida desde las líneas de transporte hasta la catenaria son necesarias una serie de instalaciones que contengan toda la aparamenta de protección, transformación y maniobra de la energía eléctrica, de mayor o menor complejidad en un caso o en otro. Estas instalaciones son las subestaciones eléctricas de tracción.



2 Subestaciones Eléctricas de Tracción

Por lo que se ha comentado anteriormente se puede deducir que los puntos de contacto entre la red de distribución de electricidad y la red de catenarias dan lugar al proceso más delicado y problemático que conlleva el ferrocarril. Es necesaria una gran cantidad de aparamenta eléctrica y de dispositivos físicos, y todo ello tiene que estar contenido en un lugar que cuente con unas medidas de seguridad suficientemente buenas en todos los sentidos. Ese lugar es la subestación eléctrica.

Desde un punto de vista físico la subestación debe contener los siguientes elementos para realizar su misión:

• Dispositivos de potencia: Estos dispositivos están compuestos por los materiales encargados de transportar la electricidad desde la entrada a la subestación hasta la salida a catenaria (cables conductores y pletinas, compuestos principalmente por cobre), modificar los niveles de tensión e intensidad (transformadores) y transformarla y rectificarla de alterna a continua (rectificadores, bobinas y filtros).

• Dispositivos de protección: Estos dispositivos se componen de aparamenta eléctrica para corte y protección (seccionadores manuales o motorizados, disyuntores, interruptores, ruptoseccionadores, etc.). Su objetivo es detener el flujo de electricidad de forma controlada para aislar una zona de la subestación por mantenimiento, o porque se haya producido algún defecto en la catenaria o en la propia subestación (cortocircuitos o sobreintensidades) y sea necesario un corte de emergencia.

• Dispositivos de control: Son aquellos dispositivos encargados de tareas como las que siguen: Transmisión de órdenes a los aparatos de protección, realizar mediciones de tensiones, intensidades y potencias en distintos puntos de la instalación, informar a los operarios del estado de la subestación… Entre estos aparatos se encuentran relés, conmutadores, transductores de tensión o intensidad, etc.

Tal cúmulo de elementos da lugar a una instalación de gran complejidad. Cabe suponer por lo tanto que su funcionamiento y manejo son igualmente complejos. Tradicionalmente existía una persona destacada permanentemente en la subestación, durante veinticuatro horas al día, la cual ejecutaba las órdenes que recibía por vía telefónica desde el puesto de control, hasta que la mejora de las comunicaciones permitió comunicar directamente de forma cableada la subestación con el puesto de control (pasándose a denominar éste



“telemando”), a través de un dispositivo de comunicación remoto. De esta forma las órdenes de maniobra pueden darse desde el telemando, sin necesidad de presencia alguna en la propia subestación, y sólo es necesario acudir a la misma en el caso de alguna avería o funcionamiento anómalo.

En cuanto al funcionamiento interno de la subestación es necesario decir que la cantidad de cableado, relés, contactores, conmutadores, fusibles… es muy elevada. Estos elementos permiten que las órdenes de maniobra, bien sean dadas por un operario a través de los conmutadores de mando, o bien sean dadas desde el telemando, lleguen a la aparamenta. No obstante el comportamiento de la subestación viene determinado por una serie de esquemas lógicos, los cuales establecen las condiciones que se deben de cumplir para que se realice una acción o para que se dispare una alarma en la propia subestación. Por ejemplo, para que esté permitida la apertura de un seccionador es necesario que el interruptor del bloque eléctrico asociado esté ya abierto, para evitar que el seccionador abra en carga (lo cual podría dañar irremediablemente el aparato, ya que no tiene poder de corte). Este esquema lógico se encuentra implementado físicamente en la subestación mediante las “cadenas de relés”. Estas cadenas están compuestas por un número elevado de relés o conmutadores que, tomando como entrada el estado de la subestación, activan o desactivan unas determinadas salidas, cada una de ellas con una función muy concreta. Extrapolado al resto de la subestación no es exagerado decir que en la instalación existen kilómetros de cables y cientos de aparatos.

De esta forma la subestación así concebida presenta una serie de problemas, entre los cuales destacan los siguientes:

• La cantidad de cableado existente es muy grande. De esta forma si se produce alguna avería en uno de ellos, como un defecto de aislamiento, su localización y reparación es muy complicada. Además dicha cantidad encarece considerablemente el coste de montaje de una subestación.

• En el caso de producirse un problema en la instalación la localización de la causa puede llegar a ser bastante compleja. Si una orden emitida no es ejecutada es necesario repasar las cadenas de relés relacionadas en su totalidad, así como estudiar el estado de sus entradas y salidas. Este problema afecta tanto en periodo de explotación de la subestación como en el periodo de montaje, donde muchas veces se producen errores en la colocación de aparatos que son difíciles de detectar.

• Durante las labores de mantenimiento, durante las cuales es necesario mantener algunas zonas sin tensión, hay que tener un



conocimiento exhaustivo del estado de la aparamenta. El personal debe por lo tanto desplazarse en persona de un punto a otro de la instalación, comprobando directamente el estado de cada uno de los seccionadores o interruptores que intervengan. Sin embargo incluso el personal con mayor experiencia puede cometer una equivocación, provocando que una zona que debería estar completamente aislada se encuentre en tensión. Esto crea un riesgo evidente de daño tanto a la instalación como al personal que opera sobre ella. Y desgraciadamente esto ya ha ocurrido en diversas ocasiones, habiéndose dado varios casos de muerte por electrocución de trabajadores en la propia subestación o en la catenaria.

Todos estos problemas han hecho evolucionar la filosofía de construcción y funcionamiento de las subestaciones de tracción, y han dado lugar al desarrollo de un sistema más eficaz, seguro y fiable: el Control Distribuido.



3 Control Distribuido mediante PLCs

Con el Control Distribuido mediante PLCs se pretende conseguir un sistema de control automatizado que facilite el tratamiento y distribución de grandes cantidades de señales, tanto para su transmisión a otros equipos como para tareas de mando y automatización de equipos instalados en la propia subestación.

Un PLC (Programmable Logic Controller, o Controlador de Programación Lógica) es un autómata programable cuya misión es sustituir la lógica cableada por lógica programable. Es decir, toma como variables de entrada las correspondientes al estado actual de la subestación, y en función del programa que tenga cargado en memoria establece el valor de las variables de salidas que controlarán la instalación, con una ejecución secuencial.

En el sistema de Control Distribuido mediante PLCs se dispone de un conjunto de unidades diferentes, cada una de ellas asociadas a los distintos bloques eléctricos de los que se compone la subestación. Estas unidades son capaces de operar y realizar tareas en su bloque eléctrico de forma independiente entre sí, por lo que una avería en un módulo no afecta al funcionamiento de los demás. Los autómatas de los distintos bloques se encuentran conectados entre sí a través de un bus de comunicaciones, a través del cual se intercambian toda aquella información que sea de importancia para el bloque en cuestión. De esta forma se consigue un sistema de control descentralizado.

La otra mitad del Control Distribuido la compone el programa de supervisión y adquisición de datos (SCADA), que sirve de interfaz de comunicación entre la subestación y el personal encargado. Este programa se encuentra instalado en un PC industrial presente en la subestación, y permite, cuando está conectado, ver de forma rápida y fiable el estado global de la instalación, así como posibles alarmas generadas, medidas de niveles de tensión, intensidad y potencia. Igualmente a través del programa se pueden dar órdenes de maniobra sobre toda la aparamenta motorizada, de forma que el operario no tiene que ir desplazándose hasta todos y cada uno de los elementos sobre los que necesite actuar. Este programa es la base sobre la que trata el presente proyecto.

Las ventajas que proporciona el sistema de Control Distribuido son numerosas, algunas de las cuales se enumeran a continuación:

1. Desde un punto de vista del hardware los autómatas de distintos bloques eléctricos pueden ser cambiados entre sí sin afectar al funcionamiento



de la instalación, ya que los programas de bloques semejantes son exactamente iguales (por ejemplo todas las salidas de feeder contienen software idénticos). Esto permite poner un módulo en funcionamiento en un tiempo extraordinariamente rápido, y no se necesita de personal con conocimientos informáticos de programación para la sustitución de elementos.

2. El Control Distribuido requiere de una cantidad de cableado considerablemente menor que las subestaciones convencionales, lo que redunda en un menor costo y dificultad de montaje.

3. Las subestaciones existentes difieren considerablemente unas de otras, tanto en la distribución física de los elementos como en la cantidad de bloques que existen en la instalación. El Control Distribuido se adapta perfectamente a todas ellas, gracias a una parametrización particularizada llevada a cabo por el personal administrador. De esta forma no se quieren labores de desarrollo cada vez que se monte una instalación, sino que simplemente se instala el control y se particulariza. Esto es aplicable tanto a los programas de los autómatas como al programa SCADA.

4. El programa SCADA permite disminuir los tiempos de puesta a punto de una subestación en el montaje. Una vez instalado el control permite detectar posibles defectos en los elementos utilizados, así como una colocación defectuosa, sin tener que examinar con minuciosidad todos los aparatos que pudiesen ser causa del problema.

5. El SCADA permite detectar rápidamente la causa de cualquier incidencia que se produzca en la instalación. Las labores de mantenimiento son por lo tanto más sencillas, ya que puede determinarse el lugar exacto donde se genera la causa del problema.

6. El control dispone de un sistema de almacenamiento de históricos, lo cual permite conocer con exactitud los sucesos ocurridos en cualquier periodo concreto anterior. De esta forma se pueden conocer las causas de un suceso producido cuando no hubiese personal presente en la instalación.

7. El sistema gestiona la permisividad de las maniobras, impidiendo realizar aquellas operaciones que conllevasen riesgos para las personas o para la instalación. De esta forma se evitan los efectos de posibles errores por parte del operario que manipula los aparatos.

8. Todo lo expuesto anteriormente tiene como consecuencia el facilitar el mantenimiento realizado en las instalaciones. El objetivo final es permitir subcontratar el mantenimiento a empresas externas, las cuales no tienen porqué contar con personal altamente especializado en tal tarea. Esto disminuye aún más los costes de explotación de las instalaciones.



4 Objetivo del Proyecto

Como ya ha sido comentado, el sistema de Control Distribuido mediante PLCs es un elemento de una gran envergadura. En la actualidad son sólo tres las empresas que lo instalan, cuatro contabilizando la implantación del que se está tratando. Sin embargo el mercado comprende las casi 360 subestaciones de tracción de ferrocarril convencional que existen tan sólo en España. Se trata por lo tanto de un proyecto ambicioso con unas perspectivas de futuro muy interesantes.

Dentro de esta iniciativa el programa SCADA adquiere una importancia considerable, teniendo en cuenta que es la herramienta de comunicación del hombre con la instalación completa. Debe dar una información fiable y rápida, al efecto de que el encargado de subestaciones pueda tomar las decisiones más oportunas en cada momento dependiendo de las condiciones de explotación. El desarrollo de esta herramienta es la base del presente Proyecto Fin de Carrera.

No obstante, antes de comenzar con el desarrollo del programa SCADA en sí se considera necesario hacer un comentario, aunque breve y superficial, de las partes de las que se compone una subestación eléctrica de tracción, así como de las funciones que cada una de ellas desempeña.



5 Componentes de una Subestación Eléctrica de Tracción

El proceso de transformación de la electricidad desde las líneas de transporte hasta la catenaria resulta de gran complejidad. Es necesaria una gran cantidad de aparamenta de maniobra, protección y control para garantizar que la subestación cumple con todos los requisitos de seguridad tanto para suministrar el producto final (mantener los trenes en movimiento) como para proteger la propia instalación y al personal que en ella se encuentre ante cualquier posible avería. Todos estos aparatos se encuentran agrupados en distintos bloques eléctricos, cada uno con una función global determinada. La cantidad de estos grupos puede variar de una subestación a otra, ya que como comúnmente se dice “no existen dos subestaciones iguales”. De forma genérica se enumera a continuación todos los bloques que pueden existir:

• Líneas de Acometida, entre 1 y 3. • Grupos Transformadores Rectificadores, entre 1 y 3. • Grupo de equipos de medida, un solo bloque. • Salidas de Feeder, normalmente entre 4 y 8. • Servicios Auxiliares, un solo bloque en la subestación. • Líneas de Señales, un solo bloque en la subestación, aunque puede

alimentar a través de 2 o 3 líneas de salida. • Adaptador de red, un solo bloque en la subestación. • Pórtico de Seccionadores, un solo bloque en la subestación. • Gestor de Protecciones, un solo bloque en la subestación. • Puesto de Control Centralizado (PCC).

Se puede decir que el número de bloques indicados es lo que suele predominar en la mayoría de las subestaciones, aunque en instalaciones puntuales pueden encontrarse, por ejemplo, hasta 12 salidas de feeder, y en grandes estaciones de carga y descarga de viajeros, hasta 16 salidas.

Una subestación de tracción se divide en dos zonas físicamente separadas entre sí:

• Por una parte se encuentra el parque de alta tensión. Es una zona a la intemperie, cercada por una valla para impedir el acceso de personas ajenas a la instalación. En él se encuentra una estructura metálica de unos quince metros de altura, en la que están instalados aparamenta y armarios correspondientes a líneas de acometida y conexión con una posible subestación móvil. Además en el recinto del parque se encuentran los transformadores de los grupos rectificadores y de los servicios auxiliares. La energía eléctrica en esta zona es únicamente alterna.



• Por otra parte se encuentra el edificio en sí de la subestación. Tiene una superficie de aproximadamente 140 m2, y alberga al resto de los bloques eléctricos. Es en su interior donde se realiza la conversión de corriente alterna a continua.

El PCC consiste en un ordenador personal industrial que alberga el programa SCADA de supervisión y control. Hasta ahora se empleaba un ordenador de sobremesa que se dejaba permanentemente instalado en la subestación, pero en la actualidad, y para prevenir posibles robos se emplean ordenadores portátiles que el propio encargado de la subestación traslada cuando es necesario.

A continuación se pasa a describir cada uno de los bloques por separado. Los unifilares correspondientes a cada uno de los bloque se expondrán con posterioridad, cuando se comenten las pantallas de las que se compone el programa SCADA.



5.1 Líneas de Acometida

La línea de acometida o de alimentación es el primer bloque que la electricidad se encuentra a su paso por la subestación. La conexión se puede realizar con los conductores de la compañía suministradora, o bien puede conectarse a través de otra línea de transporte con otra subestación. De esta forma puede recibir alimentación de la compañía eléctrica o de otra subestación, e igualmente la propia subestación puede alimentar a otra, si las circunstancias de explotación así lo exigen.

Por lo tanto la principal función que tiene la línea de acometida es permitir el paso de la electricidad en cualquier sentido, dependiendo de las circunstancias, o de aislar la subestación, por necesidades de mantenimiento u obras. Está compuesta por la siguiente aparamenta y dispositivos, cada uno de ellos con la denominación que se indica entre paréntesis:

• Seccionador motorizado de entrada (LAxa1). Al tratarse de un seccionador no posee poder de corte en carga, por lo que sólo puede ser maniobrado en vacío. Su apertura permite asegurar que la subestación no recibe alimentación desde el exterior. Al ser motorizado puede maniobrarse desde el propio cuadro de mandos, situado en el propio parque de alta, o desde el PCC, a través del programa SCADA.

• Interruptor automático (LAxa2). Este dispositivo sí tiene capacidad de corte en carga. Suelen ser de pequeño volumen de aceite y de hexafluoruro. Realiza funciones tanto de maniobra como de protección, disparando al producirse alguna sobreintensidad en la red. Puede maniobrarse desde el cuadro de mandos o desde el PCC.

• Seccionador manual de salida (LAxa3). No posee poder de corte. Su misión es proporcionar corte visible de la instalación. Además, al tener que ser accionado manualmente consigue que el operario tome conciencia de qué maniobra es la que está haciendo, de forma que no cometa ninguna equivocación que pudiera causar un accidente.

• Autoválvulas: Son dispositivos de protección frente a sobretensiones externas. Si se produce una de ellas la autoválvula descarga a tierra, protegiendo al resto de la instalación.

• Seccionador de autoválvulas (LAxa4). Su misión es aislar al conjunto de las autoválvulas, cuando lo requieran las condiciones de uso.

• Transductor de intensidad. Permite tener conocimiento del nivel de intensidad existente en la red. La información que proporciona puede visualizarse desde un dial del propio cuadro de mandos o desde la pantalla del PCC.



5.2 Grupo Transformador Rectificador

En este bloque se realiza la transformación de la corriente de alterna a continua. Es por lo tanto uno de los bloques más delicados que puedan existir en la subestación. Debido a su función se encuentra físicamente a caballo entre el parque de alta tensión exterior y el interior del edificio. Los elementos de los que está compuesto el bloque son:

• Seccionador manual de entrada (GRxa1). Proporciona corte visible, debe ser accionado por el operario en persona.

• Interruptor automático de grupo (GRxa2). Posee capacidad de corte, por lo que se emplea para realizar maniobras en tensión. Suelen ser de pequeño volumen de aceite y de hexafluoruro. Puede accionarse desde el conmutador de mando o desde el PCC.

• Seccionador motorizado de salida (GRxa3). Proporciona igualmente corte visible, con lo que se asegura el aislamiento del bloque. Puede ser accionado desde el conmutador de mando o desde el PCC.

• Transformador hexafásico. Es un transformador con un bobinado primario en estrella y dos secundarios: uno en estrella y otro en triangulo, tipo de conexión Y/y0d11. Puede tener una potencia de 3300kVA o 6000kVA, una tensión primaria de 25, 45, 66 o 120KV y tensión secundaria hexafásica a 1300V. Recibe como entradas las tres fases procedentes de las líneas de acometida, y como salida tiene seis fases, que atacan al rectificador. Debido a sus grandes dimensiones se encuentra en el parque de alta, aunque vallado del resto de la instalación.

• Rectificador. Básicamente es un puente de diodos y resistencias. Realiza un sesgo de la onda senoidal, de forma que la señal resultante es casi continua.

• Bobina de alisamiento. La electricidad a la salida del rectificador no es perfectamente continua, presenta unos picos mayores al valor deseado. La bobina de alisamiento elimina dichos picos, mejorando la componente continua de la electricidad.

• Filtro de armónicos. Permite eliminar el efecto de posibles armónicos existentes en la señal eléctrica. Con esto se mejora la calidad de la señal continua.

• Equipos de medida de tensión e intensidad en continua. Muestran los niveles tanto en panel del cuadro de mandos como en la pantalla correspondiente del PCC.

La señal que sale del grupo transformador rectificador ya está en condiciones de ser inyectada a catenaria para el consumo de los trenes.



5.3 Servicios Auxiliares de Medida

Los Servicios Auxiliares son un conjunto de elementos cuyas principales misiones son:

• A través de los equipos de medida determina los niveles de tensión e intensidad de la subestación.

• Suministra a la subestación de tensión de 220 V para los dispositivos comunes, como ordenadores, electrodomésticos o herramientas de trabajo.

• Suministra la alimentación de 220 V para la alimentación de los cargadores de baterías. A partir de estos se alimentan los autómatas de la subestación (a través de unos convertidores), con tensión de 24 V.

Los equipos de los que se componen son:

• Seccionador motorizado de entrada (SAa1). En apertura permite aislar el bloque eléctrico completo. Puede maniobrarse desde el conmutador de mando o desde el PCC

• Transformador de intensidad, del tipo 75/5, para transformar la intensidad de la línea de acometida.

• Interruptor automático (SAa2). Aporta capacidad de protección frente a sobreintensidades y de maniobra. Puede maniobrarse desde el conmutador de mando o desde el PCC.

• Ondulador. Este aparato permite convertir la electricidad que generan los cargadores de baterías (110 V en continua) a corriente alterna de 220 V, que alimenta la red eléctrica convencional de la subestación.

• Cargadores de baterías (uno o dos por subestación). Estos cargadores permiten mantener el suministro energético a la subestación en el caso de que se produzca una caída de tensión en la alimentación. De esta forma pueden continuar funcionando los servicios esenciales, como los autómatas o los PCs instalados. La salida de estos cargadores es de 110 V en continua, que alimentan al ondulador para generar con él los 220 V anteriormente comentados. Existe sin embargo unos convertidores de tensión, que transforman la tensión de 110 V en tensión de 24 V, de la cual se alimentan los autómatas de la subestación.



5.4 Líneas de Señales de Tráfico

Además de suministrar tensión a la catenaria para permitir al tren mantenerse en movimiento, la subestación tiene otra misión de vital importancia: alimentar el sistema de señales de tráfico existentes en las líneas de ferrocarril. Como puede suponerse éstas son las que regulan el tráfico de trenes en toda la red, indicando por ejemplo si un tren no tiene permiso para internarse en un tramo si está ya ocupado por otro. Estas señales son controladas a través del telemando de circulación, pero la alimentación de potencia se hace desde cada una de las subestaciones.

El bloque eléctrico contiene los siguientes equipos:

• Seccionador portafusibles. Se acciona manualmente, y además de corte visible tiene funciones de protección sobre el bloque.

• Seccionador manual de entrada (LSa1). Proporciona corte visible, accionado por el operario.

• Transformador de tensión, para medir el nivel de tensión procedente de las líneas.

• Interruptor automático de baja tensión (LSa2), con capacidad de corte en carga.

• Transductor de intensidad, mide el nivel de intensidad de las líneas. • Transformador de potencia de media tensión. Transforma de baja a

media tensión. • Ruptoseccionador de salida del transformador de media tensión. Se

manipula desde el conmutador de mando o desde el PCC. • Ruptoseccionador de línea de salida, para aislar y proteger cada una

de las líneas individualmente. • Transformadores de tensión e intensidad de cada una de las líneas

de salida.

El número de líneas de salida existentes en una subestación puede oscilar entre una y tres, con el objetivo de ser capaz de abastecer de forma continua la red de señales en caso de avería de una de las líneas.



5.5 Salidas de Feeder

Este bloque es el encargado de realizar la conexión de la subestación con la catenaria. Igualmente es sobre estos bloques donde se realizan todas las maniobras en periodo de explotación, cuando se quiere modificar las condiciones de alimentación a la red.

Es necesario explicar que la catenaria se encuentra dividida en distintos tramos, dependiendo de la zona donde se encuentren. Existen tramos de dos tipos:

- Estación: El tramo de estación es el que se encuentra justo delante de la subestación.

- Trayecto: El trayecto es el tramo de catenaria que conecta una subestación con su colateral. Una subestación tiene dos subestaciones colaterales, por lo tanto tendrá dos tramos de trayecto, uno a cada lado del tramo de estación.

Una vía cuenta, normalmente, con un tramo de estación y dos de trayecto. Por lo tanto una subestación de doble vía tendrá dos tramos de estación y cuatro de trayecto. Cada tramo se encuentra separado de otro por un seccionador de puenteo, de forma que al estar cerrado puede darse continuidad a la catenaria. Hay que señalar que algunas subestaciones no tienen tramo de estación, sólo disponen de dos tramos de trayecto.

Los componentes existentes en el bloque de salida de feeder son los siguientes:

• Seccionador bipolar de entrada (Fxa1). Es un seccionador manual que proporciona corte a ambos lados del interruptor automático. Proporciona corte visible.

• Interruptor extrarrápido (Fxa2). Tiene capacidad de corte en carga, protegiendo al bloque eléctrico.

• Seccionador de salida de feeder (Fxa3). • Seccionador de by-pass (Fxa4). Estos dos últimos

seccionadores pueden ser maniobrados desde el cuadro de mandos o desde la pantalla del PCC.

Hay que señalar que estos componentes se corresponden a un sistema de montaje concreto, que es aquél en el que los interruptores extrarrápidos están confinados en celdas de mampostería individuales. Existe otra configuración, la de carro extraíble, donde la apertura del carro provoca de por sí corte visible del circuito. Por lo tanto no es necesaria la existencia del



seccionador bipolar de entrada. La celda de mampostería es un habitáculo de unos 6 m2, limitado en tres de sus lados por muros de mampostería y por el frontal de celda en el restante. En este frontal se encuentra el cuadro eléctrico y los conmutadores de mando, así como la palanca de accionamiento del seccionador manual. En el centro de la celda y al nivel del suelo se encuentra el interruptor. Debido a la estrechez del recinto y a la cercanía de los elementos conductores es necesario que las medidas de seguridad sean elevadas, para el caso de que haya que entrar en la celda por labores de mantenimiento. Por esta causa el seccionador de entrada es bipolar: es necesario asegurar que no se está recibiendo tensión ni de la subestación, a través de las líneas de acometida y de los grupos rectificadores, ni de la catenaria, puesta en tensión por las subestaciones colaterales.

Los seccionadores de salida de feeder y de by-pass se encuentran en el exterior de la subestación, en una estructura porticada de unos doce metros de altura, que contiene igualmente las barras by-pass, que se explicarán a continuación. Ésta estructura contiene además un PLC independiente, posibilitando el doble mando de estos seccionadores. Todo esto se explicará en el módulo correspondiente, llamado pórtico de seccionadores.

En cuanto a la forma de alimentar a catenaria, cada tramo es alimentado normalmente por una salida de feeder. A pesar de ello se pueden realizar distintas combinaciones y alimentar distintos tramos con un mismo feeder. Para ello existen en la subestación las barras ómnibus y las barras by-pass.

Las barras ómnibus son dos pletinas de cobre a las que están conectados los grupos rectificadores, y de la que salen todas las salidas de feeder de la subestación. Normalmente se conectan el mismo número de feeders de ambas barras. Éstas pueden unirse a través del seccionador de unión de barra ómnibus. El objetivo de la existencia de las barras ómnibus es doble:

- Por una parte es posible alimentar los feeders que cuelgan de una barra a través del grupo conectado a la otra. Esto permite dejar un grupo fuera de servicio por mantenimiento o avería, sin dejar la subestación completa fuera de servicio.

- Por otro lado es posible “puentear” la subestación a través de la barra ómnibus. Esto se consigue cerrando los feeders adecuados y el seccionador de unión. Con ello se emplea la energía suministrada por una subestación colateral para alimentar el trayecto de la colateral contraria. De esta forma se consigue mantener alimentada la red dejando la subestación fuera de servicio, bien por mantenimiento o avería o bien porque se haya producido un corte de la compañía



suministradora. Es necesario destacar que aunque esta práctica puede realizarse en subestaciones convencionales no es posible realizarla con control distribuido.

Las barras by-pass son también pletinas conductoras de cobre, conocidas como barra by-pass par y barra by-pass impar. A diferencia de la barra ómnibus, las barras de by-pass no están unidas de ninguna forma. A cada una de las barras se conectan el mismo número de feeders, a través del seccionador de by-pass. La misión que tienen es parecida a la de las barras ómnibus: alimentar tramos con feeders distintos, y puentear la catenaria en caso de ser necesario para alimentar dejando fuera de servicio la subestación.



5.6 Pórtico de Seccionadores

Como se ha comentado anteriormente el pórtico está situado en el exterior de la subestación. Es un pórtico de unos 12 m de altura, y los elementos que contiene son:

• Seccionadores de salida de feeder (Fxa3) y de by-pass (Fxa4), comentados en el bloque de salida de feeder.

• Barras de by-pass par e impar. • Detectores de tensión de salida de feeder y de barras by-pass. Estos

detectores se encargan de determinar la presencia o ausencia de tensión, aunque hay que decir que no son capaces de dar la medida de ésta.

La situación del pórtico permite salvar la distancia existente entre la subestación y la conexión a la catenaria, situando además el conductor de salida a la altura adecuada para realizar el enganche. Además contiene las barras by-pass, que deben estar separadas de las barras ómnibus, al ser puntos de tensión diferentes del circuito. Es por esto por lo que su situación está en el exterior de la subestación.

Desde el punto de vista del control distribuido los seccionadores de salida y de by-pass tienen el denominado doble mando. Normalmente el mando de estos seccionadores lo tiene el PLC de la salida de feeder, pero bajo determinadas circunstancias, por ejemplo si dicho PLC sufre una avería o queda fuera de servicio, pueden ser maniobrados desde el PLC del propio pórtico. De esta forma, aunque todos los feeders quedasen inoperativos, aún se podrían maniobrar los seccionadores para hacer by-pass, y dar continuidad a la alimentación de la catenaria.



5.7 Adaptador de Red

Podría decirse que el Adaptador de Red es un módulo excepcional dentro de la subestación. No tiene aparejada ningún tipo de aparamenta eléctrica, ni tiene influencia ninguna en el tratamiento de la energía eléctrica. Por el contrario, la única misión del adaptador es de comunicación. Actúa como Front End entre la red de PLCs y el telemando de electrificación (también conocido como C.D.M.E.I.F., Centro de Distribución y de Maniobra de Energía e Instalaciones Fijas). El Adaptador tiene una imagen actualizada de los estados de todos los elementos de la subestación, así como de las señales más importantes para su funcionamiento (como por ejemplo las órdenes de maniobra), de forma que estas señales se envíen al telemando para que éste posea una información completa de la instalación.

Hay que señalar que la red de PLCs se encuentra comunicada por un bus de comunicaciones con protocolo PROFIBUS, incluyendo al Adaptador de Red. No obstante el telemando emplea un protocolo diferente, el protocolo IEC 870-5-101 perfil ADIF. Para realizar esta adaptación se dispone de un microprocesador aparte, instalado físicamente en el mismo armario que el Adaptador, y denominado comúnmente como “pasarela”. No obstante el desarrollo de este elemento no tiene relación con el del Control Distribuido, por lo que queda fuera del desarrollo de este proyecto.



6 Documentación, Características y Requisitos

6.1 Documentación y Especificaciones Técnicas

Para el desarrollo del Control Distribuido se ha empleado gran cantidad de bibliografía y documentación, de fuentes diversas y cada una con una aportación diferente. La base sobre la que se asienta el proyecto es la Especificación Técnica 03.359.109.0, creada y escrita por ADIF (Administrador de Infraestructuras Ferroviarias), editada en Julio de 1997. Esta empresa, encargada del mantenimiento de infraestructuras de ferrocarriles en España (lo que incluye vías férreas, catenarias, subestaciones de tracción, estaciones, y en definitiva todos los elementos que deben intervenir para mantener los trenes en movimiento) es el cliente principal para el que va destinado el producto. La Especificación Técnica es el documento que dictamina los requisitos mínimos que se exigen al control, y además establece los criterios con los que se debe desarrollar la programación e instalación tanto de los autómatas programables como del programa SCADA. Está dividida en diez subcapítulos, cada uno de ellos dedicado a uno de los bloques existentes en la subestación, como son:

• Generalidades (1/10) • Líneas de Acometida (2/10) • Servicios Auxiliares-Medida (3/10) • Líneas de Señales de Tráfico (4/10) • Grupo Transformador-Rectificador (5/10) • Salida de Feeder (6/10) • Pórtico de Seccionadores (7/10) • Puesto de Control Centralizado (8/10) • Adaptador de Red (9/10) • Gestor de Protecciones (10/10)

Lo realmente concerniente para el presente Proyecto Fin de Carrera han sido los subcapítulos de Generalidades y del Puesto de Control Centralizado, que son los que aportan información sobre el programa SCADA. No obstante es necesario un conocimiento de los demás, a fin de saber el funcionamiento que debe tener la subestación en los distintos casos.

Una vez más destacar que el gestor de protecciones es un elemento aparte, ya finalizado su desarrollo e implantado en varias subestaciones de la red española.

Una vez finalizado el proyecto es necesario comprobar que el funcionamiento se adecua a los requisitos exigidos por la especificación. Esto es



labor de la Dirección Técnica de Ingeniería de Adif, la cual da su aprobación al producto y el permiso para iniciar su comercialización, a través de la licencia de uso y explotación.

Además de las especificaciones técnicas se han empleado diferentes tipos de manuales, como son:

- Manual de Microsoft Visual Basic 6.0, tres tomos: “Referencia del lenguaje”, “Referencia de controles”, “Guía de herramientas y componentes”. Microsoft Press McGrawhill, 1998.

- Manual de C, “Manual de referencia”, 3ª edición, Herbert Schildt, 1995.

- “Lenguaje C: Herramienta de Ingeniería”, Fernando Castaño, 1998.

Estos manuales son necesarios para ayudar en la programación de los distintos scripts del programa SCADA. Además ha sido necesario programar en ambos lenguajes, ya que cada uno aporta ventajas sobre el otro, dependiendo de cuál sea el objetivo del programa.

- Tutoriales de ayuda online, tanto para Step 7 (lenguaje de programación de los autómatas programables) como para WinCC (programa para desarrollo del SCADA).



6.2 Características y Requisitos

6.2.1 Características de la Instalación

El control distribuido está homologado para su instalación en subestaciones con el número máximo de bloques indicado a continuación:

- Tres Líneas de Acometida - Tres Grupos Transformadores-Rectificadores - Un bloque de Servicios Auxiliares-Medida - Tres líneas de salida de Señales de Tráfico - Ocho Salidas de Feeder - Un bloque de Adaptador de Red - Un Pórtico de Seccionadores

La primera instalación donde se ha instalado el control distribuido, y donde está ya en funcionamiento, es en la subestación de tracción de Las Infantas, en el kilómetro 60 de la línea Madrid-Sevilla, cerca de la localidad de Aranjuez, Madrid. Dicha subestación cuenta con los siguientes bloques:

- Dos Líneas de Acometida - Dos Grupos Transformadores-Rectificadores - Un bloque de Servicios Auxiliares-Medida - Dos líneas de salida de Señales de Tráfico - Seis Salidas de Feeder - Un Adaptador de Red - Un bloque de Pórtico de Seccionadores



Fig. 1

En la figura 1 se muestra un posible esquema unifilar con los distintos

módulos de los que se compone. Cuando se comenten con posterioridad las distintas pantallas del programa SCADA se detallará cada uno de ellos.



6.2.2 Requisitos de Hardware

Los autómatas programables constan de las siguientes partes:

• Chasis: Raíles metálicos donde se sujetan los distintos módulos del PLC. La Especificación Técnica establece que todos los chasis deben ser de igual tamaño e intercambiables entre sí, con espacio para cuatro o cinco módulos, dependiendo de la fuente de alimentación. En los casos en los que por necesidades de espacio se ha requerido un chasis de ampliación es necesario que se comunique con el principal a través de bus interno, con un módulo de comunicaciones.

• Fuente de alimentación: Módulo encargado de alimentar los módulos restantes con tensión de 24 V. En este caso no es necesario, ya que la tensión procedente de los cargadores de baterías se adecua a través de los convertidores.

• CPU. • Módulos de Entradas/Salidas Digitales: Reciben las señales

digitales de la instalación. Los de salida emiten las señales digitales que servirán de entrada para otros aparatos. Los módulos deben tener capacidad para conexión de 16 entradas/salidas. Es exigido que dispongan de un display de leds para mostrar el estado de cada una de las señales. Los módulos deben contar con borneros extraíbles, de forma que se pueda intercambiar el módulo sin deshacer todo el cableado. El MTBF (Media Time Befote Failure, tiempo medio antes de fallo) de estos módulos debe ser superior a 20000 horas.

• Módulos de Entradas Analógicas: Reciben las señales analógicas procedentes de los instrumentos de medida de la instalación. Deben poder transmitir a la CPU medidas analógicas con signo, con conversión analógica-digital de 16 bits codificado en complemento a dos, con un rango de entrada de ±10 V. Deben contar igualmente con bornero extraíble.

• Módulos de Intercomunicaciones (IM): Necesarios cuando por necesidades de espacio se utilizan dos chasis para albergar un mismo PLC. El MTBF debe ser mayor de 20000 horas.

• Tarjetas de comunicaciones: Es el componente que permite la conexión del autómata con la red de comunicaciones, para realizar el intercambio de información con los restantes plcs de la instalación.

Para la implantación en el presente proyecto han sido seleccionados los PLCs de la empresa Siemens. Existen en el mercado numerosos suministradores, como pueden ser Allen Bradly, Omron, Schneider… Al



comienzo del desarrollo del proyecto de control distribuido se realizó un estudio comparativo entre los distintos fabricantes. Los criterios de selección fueron, en realidad, bastante simples:

- Cumplimiento de todos los requisitos exigidos por la Especificación Técnica 03.359.109.0

- Servicio técnico y soporte postventa, para el caso de la aparición de posibles problemas tras la adquisición del producto

- Presupuesto proporcionado por el fabricante

El cumplimiento de los requisitos técnicos no es un problema, ya que la gran mayoría de los fabricantes posee PLCs que los verifiquen. En el caso de Siemens se ha optado por los autómatas de la serie SIMATIC S7-300, con tarjetas de comunicaciones modelo CP-314.

Fig. 2

En la figura 2 se muestra un posible montaje sobre chasis principal y ampliación de los módulos del PLC.

En cuanto al PC que debe albergar el programa SCADA existen unos requisitos técnicos mínimos exigidos por la Especificación Técnica, que son los siguientes:

• Microprocesador i80486DX2 a 50 MHz y bus de datos de 32 bits (Bus Local).

• Disquetera 3 ½" de 1,44 MB de capacidad. • Disco duro SCSI-2 de 300 MB, con controladora caché (de 0,5 a 1

MB) Bus Local. • 16 MB de memoria RAM. • Tarjeta Gráfica SVGA Bus Local, 1 MB de VRAM • 2 puertos serie RS-232 o RS-485 (UART 16550). • 1 puerto de comunicación paralelo (Alta Velocidad). • Teclado ampliado industrial y ratón. • Monitor industrial de baja radiación, 17", resolución 1024 x 768 min.

0,28 DP, no entrelazado.



• Impresora gráfica industrial (9 agujas). • Armario – Columna con frente de cristal que recoja todos los

equipos.

La Especificación contempla unos requisitos recomendados, como son:

• Microprocesador iPentium II a 333 MHz con bus de datos de 32 bits (PCI).

• Disquetera 3 ½" de 1,44 MB de capacidad. • Disco duro 4 GB SCSI-2 con controladora caché. • Unidad CD_ROM 8x. • Memoria RAM 64 MB. • Tarjeta de gráfica SVGA 4 MB. • 2 puertos serie UART 16550. • 1 puerto de comunicación paralelo bidireccional de alta velocidad. • Teclado ampliado industrial y ratón industrial. • Monitor industrial de baja radiación 20", 1280 x 1024 0,28 DP, no

entrelazado. • Impresora gráfica industrial (9 agujas). • Armario-columna con frente de cristal que recoja todos los equipos.

El PC industrial incorporará cerradura de seguridad con llave, para permitir el acceso a unidades de disco y CD, así como a los interruptores de Reset y ON/OFF.

Se puede observar que los requisitos exigidos son cumplidos por cualquier ordenador común actual. Hay que hacer notar que la Especificación Técnica se editó en 1997, lo cual explica que a simple vista sean tan poco exigentes. Como ya se ha comentado incluso se ha optado por elegir un ordenador portátil, con unas características que pueden ser encontradas en cualquier establecimiento de informática (microprocesador Pentium IV, 2.8 MHZ, 60 GB de disco duro, 1 GB de memoria RAM, con lector de DVD y todos los puertos y tarjetas de comunicación exigidos). En cuanto al sistema operativo se exige Windows 95 o superior. Hoy día cualquiera de las versiones Windows existentes tienen la suficiente funcionalidad para el comportamiento óptimo del PCC. En este caso en el PC seleccionado se encuentra instalado Windows XP.

Por último queda por comentar el software de supervisión, es decir, el programa SCADA. La Especificación exige que se encuentre instalado los módulos de desarrollo y de ejecución (Runtime), éste último con licencia completa y 100% operativa. La licencia del módulo de desarrollo debe estar en poder de la D.T.M.I. (Dirección Territorial de Mantenimiento de Infraestructuras) y de la J.T.M.I. (Jefatura Territorial de Mantenimiento de



Infraestructuras), para permitir cualquier modificación de las bases de datos o de la propia aplicación. Para implementar el SCADA se ha escogido el programa WinCC V6.0, del fabricante Siemens.



7 Programa SCADA: Software de Supervisión

7.1 WinCC, Siemens

Para el desarrollo del software de supervisión de la instalación completa se ha seleccionado el programa WinCC, del fabricante Siemens. Existen numerosos programas en el mercado igualmente válidos, algunos con ventajas e inconvenientes a tener en cuenta. Sin embargo WinCC opera con autómatas programables de la serie de productos SIMATIC con un grado de coordinación y cooperación especialmente eficaz, aunque también están soportados los sistemas de automatización de otros fabricantes. Esto forma parte del concepto TIA (Totally Integrated Automation, Automatización Totalmente Integrada).

WinCC es un sistema modular. Sus componentes básicos son el software de configuración (CS) y el software Runtime o sistema de ejecución (RT). El sistema de supervisión debe contar con el módulo de desarrollo instalado y licencia completa y 100% operativa del módulo de ejecución, de modo que se permita la edición de la aplicación y la modificación de la base de datos (por personal autorizado) sin necesidad de detener el sistema (edición on-line). Para ello, tanto la Dirección Técnica como la Jefatura Territorial de Mantenimiento de Infraestructuras de Adif deben disponer de una licencia de desarrollo del software de supervisión (dos en total), en formato disquete, con la que se puede activar el módulo de desarrollo del citado software en cualquiera de las subestaciones en las que se encuentre el Runtime.

WinCC es un sistema HMI eficiente para la entrada bajo Microsoft Windows 2000 y Windows XP. HMI significa “Human Machine Interface”, o sea, las interfaces entre el usuario y el proceso. El control sobre el proceso en sí lo tiene el autómata programable. Es decir, por un lado hay una comunicación entre WinCC y el operador, y por otro lado entre WinCC y los autómatas.

Con WinCC se visualiza el proceso y se programa la interfaz gráfica de usuario para el operador:

� WinCC permite que el operador observe el proceso, para lo cual el proceso es visualizado gráficamente en la pantalla. En cuanto cambia un estado en el proceso se actualiza la visualización.

� WinCC permite que el operador maneje el proceso; así, desde la interfaz gráfica de usuario él puede predeterminar un valor de consigna, operar sobre un interruptor,…



� Cuando se presenta algún estado crítico en el proceso se activa automáticamente una alarma; si se rebasa un valor límite predeterminado, por ejemplo, aparece un aviso en la pantalla.

� Los avisos y los valores de proceso se pueden imprimir y archivar en formato electrónico. El usuario documenta así la evolución del proceso y puede acceder posteriormente a los datos de producción del pasado.



7.2 Descripción del Bus de Comunicaciones

Como ya se ha comentado el Puesto de Control Centralizado (PCC) que contiene el programa SCADA está conectado a los PLCs con el mismo nivel jerárquico. El bus de comunicaciones entre CPUs y PCC permite la conexión entre los nodos que la forman, de modo que puedan compartir información entre ellos, todos con la misma prioridad en la red (PEER TO PEER). Para el acceso al medio se emplea un método de paso de testigo, de forma que todos los nodos tengan la misma oportunidad de escribir en el bus. La velocidad nominal de comunicación debe ser de 1 MBPS o superior (eventualmente se admiten redes de comunicaciones con velocidad no inferior a 0.2 MBPS), y conectividad a un RS-232, para acceso a toda la red a través de MODEM telefónico/radio.

Desde un punto de vista físico debe soportar como mínimo un número de nodos igual al necesario para el control automatizado de una subestación con 16 salidas de feeders y 3 grupos transformadores-rectificadores.

Se especifica que la red compartida por los distintos PLCs, incluidos el PC correspondiente al PCC y al CDMEIF, se realiza mediante un cable trenzado apantallado, por el que se transmiten todos los datos a alta velocidad. Es un sistema de comunicaciones PEER TO PEER, que permite transferir de un PLC o PC a otros la información que precisen mediante una sola función de software. Básicamente las características de la red de comunicaciones son:

• Topología BUS (por facilidad para añadir nodos y evitar que haya un nodo del cual dependa toda la red). De esta forma se facilita la opción futura de ampliación de la subestación, de ser necesario, por ejemplo, un aumento de la potencia suministrada a catenaria.

• Métodos de acceso al medio PASO DE TESTIGO, para garantizar que todos los nodos accedan al medio en un tiempo determinado. De esta forma todos los nodos disponen de las mismas oportunidades para transmitir información.

• Protocolo de comunicación PEER TO PEER, garantizándose el refresco de información de mandos enviados/confirmados, correspondientes a un número mayor de 3000 señales analógicas o las equivalentes digitales en un segundo. Los pasos en los que se compone el protocolo de comunicación se pueden clasificar en:

� Toma de línea



� Transmisión del mensaje

� Liberación de línea

• Velocidad nominal de 1 MBPS. Como se ha comentado la velocidad puede llegar a ser inferior. Simplemente debe ser suficiente para la cantidad de información que se debe transmitir, que no es elevada, ya que no se trata de grandes ficheros de datos. Se pretende primar el rendimiento efectivo de transmisión de información.

• El medio físico es un par trenzado apantallado, de forma que se evite cualquier posible interferencia o perturbación exterior. Esto es de vital importancia en este tipo de instalaciones, donde las aperturas o cierres de los interruptores pueden generar grandes pulsos electromagnéticos. No obstante cada vez tiene una mayor implantación la fibra óptica, ya que es prácticamente inmune a las interferencias y permite unas velocidades de transmisión mucho mayores.

• Longitud de hasta 450 metros, sin colocación de repetidores.

En caso de interrupción física de la línea de bus se detecta en los extremos de la misma, en el PCC y en el CDMEIF, y en función del mando de la subestación y del modo de operación (local o telemando y manual, semiautomático y automático, los cuales serán comentados posteriormente) se efectuarán las acciones de conexión-desconexión correspondientes de los equipos eléctricos, controlados por los PLCs que se hubieran quedado desconectados del sistema.

El sistema no está supeditado a un fallo en el bus para que continúen funcionando los PLCs que componen el sistema. Es decir, en caso de que se produzca el bloque eléctrico sigue funcionando con normalidad. Del mismo modo, la caída de cualquiera de los nodos de la red no perturba el funcionamiento del resto de los nodos activos, ni del tráfico de datos en la red. El reconocimiento de la reaparición de nodos desactivados es automático, sin necesidad de reconfiguración de ninguno de los elementos de la red, ni requerimiento de cualquier operación manual desde el PCC.

Cada CPU refresca permanentemente una lista de nodos activos por cada canal de comunicaciones. En cada ciclo de programa compara el estado de dicha lista con un patrón programado, informando al PCC de los nodos no activos de la red. Asimismo, cada CPU sólo intenta comunicar con nodos activos de la lista, y chequea que los mensajes a dichos nodos se leen/escriben



correctamente. Ante cualquier anomalía en las comunicaciones se genera una alarma informativa al PCC, y se repite el mensaje hasta que se ejecute correctamente, o hasta que el nodo con el que se comunica desaparezca de la tabla de nodos activos. Esta alarma permanece activa hasta que el sistema la resetee automáticamente, cuando pueda restablecer la comunicación que provocó el error.

La distribución del bus de comunicaciones es, según la Especificación Técnica, como se muestra a continuación en la figura 3:

Fig. 3



7.3 Descripción del Programa WinCC. Subsistemas

Al iniciar WinCC se abre el programa WinCC Explorer. WinCC Explorer constituye el núcleo del software de configuración. En WinCC Explorer se representa y gestiona la estructura global del proyecto. Desde árbol explorador se pueden acceder a los módulos o subsistemas que permiten configurar y editar el proyecto en curso.

Fig. 4

La figura 4 muestra la pantalla principal del explorador de WinCC. Los módulos son enumerados a continuación:



7.3.1 Equipo

En este apartado se configuran aspectos relacionados con el PC que contiene el programa, y varias características del proceso en tiempo de ejecución. Las pestañas que contiene este apartado son las siguientes:

• General: Es necesario indicar el nombre del equipo donde está instalado WinCC, así como el tipo de equipo, bien sea un servidor o un cliente dentro de una posible red. En este caso se trata de una estación única monopuesto, que actúa como servidor.

• Arranque: En este apartado se seleccionan las tareas que se inician cuando se arranca el tiempo de ejecución. Es necesario inicializar las tareas Test Library Runtime, Global Script Runtime, Alarm Logging Runtime, Tag Logging Runtime y Graphics Runtime.

• Parámetros: Aquí puede seleccionarse el idioma a emplear en Runtime, obviamente el español en este caso. Como se explicará con posterioridad WinCC permite desarrollar SCADAs en diferentes idiomas y seleccionar uno de ellos, si bien la traducción de los diferentes textos tiene que ser introducida a mano por el desarrollador. Además pueden bloquearse diferentes combinaciones de teclas con funciones predefinidas en Windows, al objeto de que no puedan emplearse durante Runtime (sin ser necesario en este proyecto), y configurar igualmente opciones de hora.

• Runtime de graphics: Aquí se especifica la ruta del archivo de proyecto, así como multitud de opciones a destacar: Se define la pantalla inicial al arrancar Runtime y se habilita la opción de ejecutarlo en pantalla completa. También pueden configurarse teclas con funciones especiales y distintos comportamientos del cursor, aunque no es necesario manipular ninguna de éstas últimas opciones.

• Runtime: Las opciones más interesantes a configurar en esta pestaña se refieren a los debuggers que posibilitan la depuración del proyecto, tanto de las pantallas como de los scripts o programas globales que contenga. Las demás opciones no son de interés en este caso.



Fig. 5

La figura 5 muestra a título de ejemplo la pestaña Runtime de Graphics, donde se establece como pantalla principal la denominada Logo de Entrada, la cual se explicará con posterioridad.



7.3.2 Administrador de Variables

En el administrador de variables se gestionan las variables que intervienen en todo el proceso. En cuanto a su comportamiento dentro del proyecto se puede distinguir entre dos tipos de variables: variables internas y externas.

• Variables internas: Son aquellas definidas únicamente en el entorno de WinCC. Por ello se emplean para operaciones internas en tiempo de ejecución. Las variables pueden ser agrupadas dentro de carpetas, de forma que se puedan localizar rápidamente aquellas relacionadas con un mismo bloque o proceso. En la figura 6 se muestran parte de las muchas carpetas creadas para el proyecto de control distribuido, ya que en total son 300 carpetas de variables internas.

Fig. 6

• Variables externas: Estas variables están direccionadas a regiones de memoria de los PLCs presentes en la instalación de control



distribuido. Es a través de estas variables de comunicación como el PCC se comunica con los distintos PLCs de la subestación.

Fig. 7

Como puede observarse en la figura 7 es necesario configurar con anterioridad la red de comunicaciones entre PCC y PLCs. El configurador de protocolo SIMATIC S7 contempla distintos tipos de conexiones. El sistema de control distribuido desarrollado en este proyecto utiliza un protocolo basado en PROFIBUS. En las opciones de configuración de la red se establece el modelo de tarjeta de comunicaciones (CP/5613-5614v). Y dentro de la carpeta PROFIBUS se crean subcarpetas que representan los distintos nodos del bus. Por lo tanto es necesario asociar el número de nodo a cada una de estas subcarpetas.

Como se puede observar existen tantas carpetas como bloques existentes en la subestación. La figura 8 muestra el número de nodo que se asocia a cada uno de los bloques:



Fig. 8

Se puede observar que la Especificación Técnica contempla un número mayor de nodos de los que contempla el control distribuido desarrollado, al efecto de que puedan añadirse posibles ampliaciones a una subestación existente o bien desarrollar un control distribuido con mayor número de módulos. Una vez creado y configurado cada nodo de la red pueden definirse las variables que se referirán a cada uno de ellos.

Con respecto al formato de las variables WinCC admite cualquier tipo necesario para el funcionamiento del programa, desde variables binarias hasta flotantes de 32 bits para representación de decimales.



7.3.3 Estructura de variables

En este apartado pueden definirse estructuras de variables que pueden usarse durante la ejecución del proyecto. No obstante no han sido necesarias para este caso, por lo que no se va a profundizar en su creación.

Fig. 9



7.3.4 Graphics Designer (Diseñador de Gráficos)

Este módulo permite la creación de las pantallas que se visualizarán durante el tiempo de ejecución. Contiene todos los objetos gráficos que se emplearán durante Runtime, como campos de entrada salida, textos estáticos, figuras geométricas, objetos de control, etc. Además se dispone de una librería gráfica con varios objetos de utilidad, para distintos tipos de proyectos industriales. El SCADA del control distribuido consta aproximadamente de unas 330 pantallas, lo que da una idea de la magnitud del proyecto tratado.



7.3.5 Alarm Logging (Registro de Alarmas)

Este módulo permite la gestión de los eventos y alarmas que acontecen durante el tiempo de ejecución. Es de vital importancia que el operador frente al SCADA reciba de forma clara e inmediata información acerca de los acontecimientos producidos en el proceso. La pantalla principal del registro de alarmas se muestra en la figura 10.

Fig. 10

La pantalla principal está dividida en tres sectores:

a. Árbol de avisos, en la esquina superior izquierda. Muestra los distintos campos que pueden configurarse para los distintos avisos. Existen algunos campos predefinidos por el sistema, mientras que otros son configurables por el usuario. Los campos que se han activado para los avisos son:

• Número de aviso, identificación dentro del Alarm Logging.

• Clase de aviso, según sea una alarma, un evento o un bloqueo.

• Tipo de aviso, es decir, bloque al que está relacionado el aviso en concreto.



• Variable de aviso. Esta variable es la que determina el que un aviso esté activo o no. Salvo que se defina la activación del aviso en flanco negativo, el aviso se activará cuando la variable de aviso tenga valor unidad.

• Texto del aviso, el que se mostrará cuando éste se produzca.

• Variable de acuse. El proceso de acuse equivale al reconocimiento del operador de un aviso ocurrido, indicando que se ha detectado su presencia. Cuando esto sucede esta variable cambia su valor, por lo que puede utilizarse para dinamizar un objeto en el proceso.

• Hora y fecha del aviso.

• Existen otros campos no empleados, como el bit de estado, bit de acuse, etc.

Además de los campos de avisos en esta zona pueden gestionarse las clases de avisos del proyecto, para el cual se han creado tres clases distintas: Alarmas, bloqueos y eventos.

• Alarmas: En cada uno de los bloques eléctricos existe una pantalla específica con un listado de mensajes, cada uno de ellos relatando un acontecimiento del proceso. Cuando sucede dicho acontecimiento el texto correspondiente se resalta, avisando al operador del suceso. Éstos son los avisos calificados como alarmas.

• Bloqueos: Los bloqueos se muestran al igual que las alarmas en pantallas asociadas a los bloques eléctricos. No obstante no tienen el mismo comportamiento, ya que como su propio nombre indica un bloqueo supone un impedimento para maniobrar algún elemento de la subestación.

• Eventos: Estos avisos no tienen la misma gravedad de una alarma, por lo que no es necesario el mismo tratamiento. No es necesario informar al operador con tanta urgencia.

b. Ventana de clases, en la esquina superior derecha, donde se muestran los distintos tipos definidos dentro de una clase. Se ha optado por crear tantos tipos de avisos como bloques eléctricos dentro de la subestación. Con ello se consigue agrupar las alarmas para darle un comportamiento conjunto, como se verá con posterioridad.



Aquí es posible configurar distintas opciones para cada aviso, como por ejemplo el color de texto del mensaje cuando se active. Las especificaciones establecen que un mensaje aparecido adopte color rojo, desaparecido azul y acusado fucsia.

Además también se configura el concepto de acuse, es decir, si debe acusarse la aparición o desaparición, si debe producirse intermitencia, etc. En este caso únicamente se activan el acuse de aparición y desaparición. Con esto se consigue que el aviso no desaparezca hasta que el operador lo haya reconocido, aunque se elimine la causa que lo provocó. Estas opciones se muestran en la figura 11:

Fig. 11

c. Listado de mensajes, en la mitad inferior de la pantalla. En esta zona se muestran los campos seleccionados que compondrán cada aviso. Los campos que aquí aparezcan son aquellos que pueden ser visualizados en Runtime, a través de la herramienta WinCC Alarm Control, que será comentado más adelante.

En la figura 12 se muestra la pantalla de opciones de cada mensaje individual.



Fig. 12

En la anterior figura se puede configurar la clase, tipo y grupo de mensaje. En el apartado “Este aviso” se establece que sea de acuse obligatorio, así como que se archive para su posterior recuperación de históricos. Si el aviso tuviese que activarse con un flanco negativo (lo que comúnmente se conoce como una señal en caliente) es aquí donde se configuraría.

En el campo de “Conexiones” es donde se asocia a las distintas variables relacionadas. En todos los avisos intervienen dos variables, la de aviso y la de acuse. El comportamiento que adopta el mensaje se explicará en la sección correspondiente.



7.3.6 Tag Logging (Registro de variables)

Durante la ejecución del proceso existen variables analógicas que toman valores continuos. Estas variables representan magnitudes reales de la subestación, ya sean tensiones, intensidades o potencias. Este módulo permite almacenar los valores de estas variables a lo largo del tiempo en archivos, de forma que puedan recuperarse posteriormente y visualizarse en busca de anomalías, y además contemplar en tiempo real su evolución, en la pantalla habilitada a tal efecto. Este módulo se muestra en la figura 13:

Fig. 13

Es necesario configurar las variables a estudio. Hay que parametrizar el nemónico que adopta para el propio módulo y el de la variable relacionada en WinCC. Es necesario especificar el tipo de adquisición (continuo por ciclos), y el periodo de toma de muestras (en este caso 0.25 segundos).



7.3.7 Global Script (Scripts globales)

Éste es otro de los módulos clave del programa. Contiene los dos editores de texto para crear programas en lenguaje VBS Script y en C++, así como las librerías de funciones que pueden ser empleadas durante el desarrollo.

Existen tres tipos de scripts a emplear:

• Acciones: Estos programas disponen de disparadores (triggers) que determinan el tiempo de ejecución. Se pueden activar por el cambio de valor de una variable o con un temporizador cíclico.

• Módulos o funciones estándar: Son programas disponibles para cualquier proyecto que se inicie en la estación que contenga el SCADA. Cada programa puede estar compuesto por varias funciones, que pueden ser invocadas en cualquier punto del proceso.

• Módulos o funciones de proyecto: Estos programas únicamente podrán ejecutarse en el proyecto para el que fueron creados. Su estructura y funcionamiento es comparable a las funciones estándar.

Fig. 14



La figura 14 muestra los distintos módulos o funciones existentes en el proyecto.

Los diferentes programas se comentarán en el apartado correspondiente del proyecto.



7.3.8 Text Library (Librería de Texto)

La librería de texto es un archivo donde se almacenan todos los textos empleados en el proyecto (figura 15). La principal función es la de proporcionar una base para poder alternar el idioma usado en el tiempo de ejecución. Para ello se deben introducir de forma manual los mensajes equivalentes a un texto en los distintos idiomas que se quieren tener disponibles.

Fig. 15

Inicialmente sólo se encuentran traducidos los mensajes de sistema. Todos los que se añadan posteriormente necesitan ser traducidos. Como el proyecto únicamente va a ser aplicado en el ámbito nacional esto no es necesario.



7.3.9 User administrador (Administrador de usuarios)

Con el administrador de usuarios puede gestionarse el acceso del personal al que se va a permitir el uso del programa SCADA. En la figura 16 se muestra la pantalla principal del módulo:

Fig. 16

Las especificaciones establecen tres niveles de seguridad:

a. Nivel de operador (auxiliar): Supone el menor nivel de seguridad en la subestación. No necesita clave de acceso para acceder al sistema. Con este nivel se puede gobernar la subestación y maniobrar la distinta aparamenta, pero no está permitido modificar parámetros, sinópticos, bases de variables ni todo aquello relacionado con la estructura de la subestación. Sí se puede, por otra parte, acceder a toda la información del estado de la instalación. Éste es el modo de funcionamiento normal del sistema.



b. Nivel de administrador (general): Este nivel está codificado por identificación de usuario y clave de acceso. Se tiene acceso a todas las operaciones del nivel de operador y además se puede monitorizar y modificar los parámetros de la subestación relacionados con la regulación y ajuste de los equipos de potencia. Estos módulos accesibles por el administrador son las líneas de acometida, los grupos transformadores-rectificadores y las salidas de feeder.

c. Nivel de programador: También está codificado mediante identificación de usuario y clave de acceso. Se pueden realizar todas las operaciones y cambios deseados, tanto con el sistema en online como en offline. Este usuario gestiona de forma efectiva los privilegios de acceso para todos los demás niveles, a través del módulo de Administración de Usuarios, y para conseguir esto únicamente este usuario puede ejecutar dicho módulo. Tiene igualmente acceso al software de programación de los PLCs, y a todo el entorno operativo del ordenador soporte de WinCC.

En la figura 17, en la zona izquierda de la pantalla, pueden contemplarse los tres niveles de acceso definidos para el proyecto y los usuarios creados dentro de cada uno de ellos. En la zona derecha de la pantalla se encuentran los privilegios existentes en el proyecto. Algunos de ellos vienen por defecto en la creación del proyecto, otros sin embargo pueden crearse a voluntad del programador (como los privilegios “Nivel operador”, “Nivel programador” o “Nivel administrador”). Estos privilegios repercuten luego en el tiempo de ejecución en forma de “autorizaciones de manejo”, permitiendo o impidiendo la operación sobre determinados objetos gráficos.

El proceso de modificación de un usuario se muestra en la figura 17:

Fig. 17

El proceso de creación de un usuario es similar, introduciendo su identificación de sistema.



7.3.10 Cross References (Referencias Cruzadas)

Este es un módulo con una gran utilidad durante la fase de programación. Las referencias cruzadas consisten en una gran base de datos que almacena información acerca de todas las variables existentes en el proceso, aquellos objetos gráficos en los que intervienen y las pantallas donde se ubican. La figura 18 muestra la pantalla principal del módulo:

Fig. 18

Además, y como se puede observar en la última columna, se indica en qué propiedad del objeto gráfico interviene la variable en cuestión.

Este módulo constituye una herramienta potentísima durante el desarrollo, no ya sólo por poder localizar con rapidez el ámbito de actuación de una variable, sino por poder realizar sustituciones de variables. Esto es especialmente complicado cuando una variable interviene en varios objetos gráficos, y más en el presente proyecto, dada su gran magnitud, ya que no es necesario realizar la modificación en todos y cada uno de ellos.



7.4 Desarrollo del proyecto

Una vez terminada la descripción del programa WinCC se pasa a comentar la solución adoptada. La mejor opción para ello es ir comentando las pantallas de las que consta el SCADA, y con ellas los códigos de programa que intervienen en su funcionamiento.

7.4.1 Logo de Entrada

Tras arrancar el tiempo de ejecución la primera pantalla que se despliega es la representada en la figura 19:

Fig. 19

Tras introducir el nombre de la subestación donde se esté arrancando el programa se debe pulsar el botón de “Entrada al sistema”. Esta pulsación ejecuta una serie de acciones, con un objetivo doble. Por una parte se arranca la pantalla que servirá de pantalla principal para el funcionamiento del SCADA, así como inicializar una serie de índices cuyo funcionamiento se comentará más adelante.

La segunda acción realizada consiste en ejecutar un módulo de proyecto al objeto de establecer el número de bloques existentes en la subestación, ya



que como se recordará éste puede variar de una instalación a otra. Esto se realiza de dos maneras:

a. El número de líneas de acometida y de grupos transformadores rectificadores se lee de un archivo específico de la subestación, cuyo nombre coincide con el que se ha introducido como nombre de la subestación.

b. Sin embargo el número de líneas de señales y de salidas de feeder se lee directamente de variables de parametrización que se consultan en el PLC.

Es interesante comentar este último caso:

o Líneas de señales: Para el almacenamiento de las líneas de señales se utilizan dos marcas (variables binarias) del PLC de línea de señales. En función del valor de esas marcas se memoriza el número de líneas, según la siguiente figura:

marca 1 marca 2 Nº líneas

0 0 3

0 1 2

1 0 1

1 1 0

Fig. 20

Por otro lado existen tres variables internas binarias, las cuales dinamizan la visualización de cada una de las tres salidas de señales. En función de los valores anteriores se setean las variables para que el usuario solamente vea las líneas existentes en la instalación.



o Salidas de feeder: De las salidas de feeder se almacena una doble información. Por una parte es necesario conocer a cuál de las dos barras ómnibus está conectado cada feeder, y por otra a qué barra de by-pass.

Para almacenar esta información se define en cada uno de los feeders dos variables de 8 bits, una relacionada con la barra ómnibus 1 y otra con la barra 2. Cada uno de los bits se asocia a los feeders, de forma que si el bit 0 de la variable de la barra 1 toma el valor unidad, indica que el feeder 1 está conectado a esa barra. El feeder 8 lleva asociado el bit 7 de las variables.

bit BO1 bit BO2 Conexión

0 0 No existe

0 1 Barra 2

1 0 Barra 1

Feeder X

1 1 Error

Fig. 21

Para estudiar el valor de cada bit se realiza una comparación lógica bit a bit. Por ejemplo, para capturar el valor del bit 0 se realiza una operación and con el decimal 1 (binario 00000001), con el 2 (binario 00000010) para el bit 1, hasta con el 128 (binario 10000000) para el bit 7. Los resultados se almacenan en variables temporales.

Para la visualización en Runtime se emplean dos variables para cada feeder. Una binaria, al objeto de determinar si el feeder se debe visualizar (según exista o no) y otra entera, la cual almacenará un 0 si no existe, un 1 en caso de conectarse a la barra 1 o un 2 si lo hace a la 2.

Se sigue un procedimiento idéntico para determinar la barra by-pass a la que está conectado el feeder. Un diagrama de flujo simplificado ilustra el funcionamiento del programa en la figura 22:



Figura 22



7.4.2 Pantalla base

Como su propio nombre indica esta es la pantalla principal del programa SCADA. A través de ella se puede acceder a todas las subpantallas del proyecto y realizar operaciones sobre la subestación. Está dividida en tres zonas principales, cada una de ellas con su función correspondiente. La vista de esta pantalla en tiempo de ejecución se tiene en la figura 23.

Fig. 23

Las tres zonas en las que se divide la pantalla son las siguientes:

7.4.2.1 Barra superior de información

Aparece en todas las pantallas de la aplicación, en la parte superior. Su función es visualizar lo siguiente:

• Fecha, en formato día/mes/año, tomándose el valor de las variables de la fecha del sistema.



• Denominación de la pantalla activa y nombre de la subestación, introducido por el operario en el momento del arranque en la pantalla “Logo de entrada”, y posteriormente modificable en la correspondiente pantalla de parametrización.

• Hora, en formato hora:minuto:segundo, igualmente tomada de la hora de sistema.

7.4.2.2 Ventana de unifilares

En esta zona se muestran los diagramas unifilares de toda la subestación. Estos diagramas contienen los objetos gráficos que representan toda la aparamenta, líneas de tensión, medidores y demás elementos de los bloques eléctricos. La vista de unifilares consiste en una ventana de imagen, un objeto gráfico disponible en WinCC para poder cargar sobre él pantallas diferentes (ver figura 24). Esto es necesario, ya que cada unifilar está guardado en el programa como una pantalla independiente.

Fig. 24



La ventana de imagen está dinamizada mediante un índice, una variable entera de 8 bits. Su valor se modifica con los botones de acceso, de la barra de tareas que se explica a continuación.

7.4.2.3 Barra de tareas, visualización y acceso global

Esta zona contiene todos los botones que permiten acceder a las distintas pantallas del SCADA (figura 25).

Fig. 25

Los distintos elementos que contiene esta barra son los siguientes:

7.4.2.3.1 Entrada/Salida Niveles de Acceso

El icono situado a la izquierda de la barra con un candado en su interior permite registrarse como usuario en el sistema, haciendo clic de ratón sobre él. El candado tiene dos posiciones posibles: Cerrado, lo cual indica que no hay ningún usuario registrado, con lo cual las operaciones disponibles en la subestación con mínimas, y abierto, lo que indica que hay un usuario registrado. Esto se muestra en la figura 26.

Fig. 26

Tras hacer clic sobre el candado cerrado se despliega la ventana de registro (figura 27).



Fig. 27

El despliegue de esta pantalla se hace a través de una ventana de imagen, objeto gráfico dinamizado por una variable binaria que permuta su valor con la pulsación del candado. Es a través de los botones de la zona izquierda donde se ejecuta el asistente User Administrador de WinCC. El botón “Registro” solicita al sistema el registro de usuario, y con ello se despliega la ventana para la introducción de nombre de usuario y código (figura 28).

Fig. 28

Si el usuario y contraseña son correctos se autoriza el acceso y se asignan los privilegios predeterminados.

Los restantes botones de la pantalla de nivel de acceso están protegidos mediante una autorización de uso. El botón de “Administrador de usuarios” ejecuta, como su propio nombre indica, el módulo User Administrator, para realizar la gestión de usuarios como ya se ha comentado antes. Lógicamente este botón está limitado a un usuario con nivel de programador.



Los tres botones de la derecha también se activan una vez registrado el usuario. El sistema permite seleccionar un nivel de seguridad igual o inferior al que tenga el usuario registrado, de forma que, por ejemplo, un administrador podría entrar también con nivel operador, aunque no con nivel programador, aunque no sea lo normal. Por defecto el nivel asignado es el de operador. La pulsación de uno de estos tres botones configura los valores de dos marcas internas (“acceso_operador” y “acceso_administrador”. Según los valores que tomen estas marcas se configurarán distintas opciones del SCADA, como por ejemplo ocultar los botones de parametrización a aquellos usuarios que no puedan emplearlos, o mostrar, en el texto bajo el icono del candado, el nivel de seguridad del operador registrado. Esto se muestra en la figura 29.

acceso_operador acceso_administrador

Nivel operador 1 0

Nivel administrador 0 1

Nivel programador 0 0

Fig. 29

7.4.2.3.2 Línea de última alarma aparecida

En este objeto gráfico se muestra el último evento o alarma que haya aparecido en la subestación (ver figura 30). De esta forma se consigue que el usuario sea capaz de darse cuenta de lo que haya sucedido independientemente de la pantalla en la que se encuentre.

Fig. 30

El objeto gráfico que permite visualizarlo es el denominado “WinCC Alarm Control”, y a través de él se ven las alarmas, eventos y bloqueos registrados en el módulo “Alarm Logging” (ver apartado 7.3.5). No obstante



este objeto se vuelve a usar, de forma más extensa, en la pantalla del Sumario General de Alarmas. Por ello su configuración se describirá en el apartado correspondiente a esa pantalla.

El texto del mensaje de la alarma resaltada debe representarse en color rojo, cuando se trate de una alarma activa y aún no reconocida, y azul cuando la alarma se haya desactivado. El formato de dicho texto está estructurado en las siguientes partes:

• Fecha de la alarma, formato día/mes/año.

• Hora de la alarma, formato hh:mm:ss.

• Grupo eléctrico donde se produce la alarma.

• Nemónico empleado por el programa para la identificación de ese evento.

• Texto descriptivo de la alarma.

7.4.2.3.3 Selección de mando de la subestación

El mando/maniobra de la subestación puede realizarse desde cualquiera de los tres puestos siguientes:

• Mando Local en Puesto de Control Local Descentralizado. Consiste en pulsadores luminosos situados en los frontales de los cuadros de cada bloque eléctrico. Permiten dar órdenes de apertura y cierre, y mostrar cuándo un aparato está en una posición indefinida mediante una señal luminosa intermitente.

• Mando Local en Puesto de Control Local Centralizado (PCC). Consiste en el empleo del programa SCADA, que es lo que se está desarrollando en el presente proyecto.

• Mando Telemando en Puesto de Control a Distancia (CDMEIF, puesto de Control de Distribución y de Maniobra de Energía a IF). En este caso es el Telemando el que realiza maniobras a distancia sobre la subestación, a través del Adaptador de Red.

El cambio de mando Local/Telemando se ejecuta desde el PCC, siempre y cuando esté activo y conectado a la red, debiendo existir un reconocimiento por la totalidad de los PLCs activos del estado en que se encuentran. Cuando



todos los PLCs activos reporten el cambio de estado de Local a Telemando el PCC reconoce la subestación en el modo Telemando. Los PLCs inactivos que se vayan incorporando a la red adoptan el modo mayoritario del resto de nodos conectados. De este modo el mando de la subestación es único y el mismo para todos los elementos activos del sistema de control distribuido. Sin embargo el paso de Telemando a Local se realiza inmediatamente, sin esperar reconocimiento de los PLCs.

En la figura 31 se muestra el menú desplegable mediante el cual se puede cambiar el mando de la subestación.

Fig. 31

Normalmente en el anterior menú se muestran tres opciones: Local, Telemando y Toma de mando por emergencia. En este caso se tiene desactivada la opción de mando local, ya que para poder solicitarlo se debe tener autorización de un sistema de accesos por lector magnético a la subestación, herramienta que no se encuentra implantada aún en la instalación. En este caso se solicita al telemando el cambio de mando a local. Si éste da autorización desde el PCC se debe ratificar la toma de mando con la pulsación de un botón emergente.

En lugar del mando local se dispone de la toma de mando por emergencia, la cual, al igual que la opción de Telemando, envía a los PLCs la orden de cambio de mando a local, sin esperar permiso del telemando. No obstante este no es el modo de funcionamiento normal de la subestación.

Para confirmar el estado del mando de la subestación se hace un recuento de mandos de los PLCs, en forma de script de ejecución cíclica cada 5 segundos. El diagrama de flujo de este programa (para un solo PLC) se muestra en la figura 32.



Fig. 32

La función del programa es simple. Lo primordial es comprobar que el Adaptador de Red esté conectado y activo, ya que es el que recibe toda la información del Telemando. Si esto es cierto se comprueba el valor de la marca CONCESION, la cual indica si en ese momento hay una concesión de mando o no, y se almacena en una variable interna a consultar (CONC_INT). Si esta tiene el valor unidad se no se continua con el recuento, ya que se está a la espera de una posible concesión de mando. En caso contrario se inicia el



recuento de módulos, empleando para ello tres contadores: Módulos online, módulos en local y módulos en telemando. Si todos los módulos conectados están en uno o en otro mando, ese es el mando predominante de la subestación. En caso contrario existe un error de mando, lo cual se indica en el campo de texto de la pantalla principal.

7.4.2.3.4 Modos de operación de la Subestación

El control/maniobra de la subestación podrá realizarse por alguno de los tres modos siguientes, previa selección desde el PCC o Telemando a través del Adaptador de Red. El modo permanece, por decirlo de alguna manera, “residente” en la red, de forma que un PLC reconozca el modo nada más incorporarse al bus.

El modo de la subestación repercute directamente en la posibilidad de que un interruptor, ruptoseccionador o disyuntor reenganche (vuelva a conectarse) después de que haya disparado. Los modos posibles son los siguientes:

• Modo Manual: En este modo no se dispone de ningún tipo de reenganche automático. Por lo tanto tras un disparo de la aparamenta ésta permanece en posición de abierto hasta la intervención del operario.

• Modo Semiautomático: En este modo existen procesos de reenganche automático en el control/maniobra de las Líneas de Acometida, Servicios Auxiliares, Líneas de Señales de Tráfico, Grupos Rectificadores y Salidas de Feeder. No obstante los reenganches automáticos sólo se permiten después de desconexiones por sobrecarga o cortocircuito.

Tanto el número de reenganches como el tiempo entre ellos es parametrizable desde el PCC. Esto se explicará en la pantalla correspondiente del SCADA. Si un interruptor agota el número de reenganches configurado se genera un bloqueo sobre él, no pudiendo maniobrarse hasta que un operario dé una orden voluntaria de apertura.

• Modo Automático: El concepto del modo automático es que la subestación pueda continuar alimentando si se produce algún disparo en uno de los bloques, mediante el cierre automático de los



restantes bloques, o bien el aislamiento de una zona de la subestación ante alguna incidencia. Los procesos de reenganche pueden ser parciales o totales (en función de las anomalías detectadas), según afecte a una zona de la subestación o a su totalidad.

Los parámetros de los reenganches son comunes a los modos Semiautomático y Automático. Hay que destacar que debido a que el desarrollo del Control Distribuido mediante PLCs se encuentra en una etapa muy inicial el modo automático no se emplea en las subestaciones. De hecho, y a indicaciones de los supervisores del desarrollo del proyecto, el modo automático no ha sido implementado todavía, cosa que se hará en una fase posterior.

El suceso de un reenganche automático es detectado automáticamente por el PCC gracias a unas variables externas, una por módulo, que el PLC se encarga de setear ante este hecho. Estas variables sirven para dinamizar un icono de “Automatismo en curso”, que se muestra en la figura 33.

Fig. 33

Para este icono, además de su visualización, se dinamiza la propiedad “Intermitencia de fuente activa”, de forma que es claramente perceptible que se está produciendo un automatismo.

El funcionamiento del cambio de modo es idéntico al del mando de la subestación, realizándose un recuento similar de los estados de los PLCs. El grupo gráfico que permite realizar cambios de modos se muestra en la figura 34.

Fig. 34



Existen tres marcas externas para cada PLCs, cada una de ellas sirviendo de activación de cada uno de los modos (una y sólo una de ellas puede tener un valor distinto de 0). De esta forma la pulsación de uno de los textos de la figura anterior setea las marcas correspondientes a ese nodo, ordenando a los PLCs el cambio seleccionado. El mando predominante en la subestación, resultado del recuento de PLCs, se muestra en el campo de texto superior.

7.4.2.3.5 Acceso Rápido a Pantallas y Botones de Acceso a Pantallas

Estos son los últimos elementos que quedan por comentar de la barra de tareas. Son dos hileras de botones que permiten acceder a los diagramas unifilares de los distintos bloques eléctricos de la subestación. Como ya se ha comentado para ello se emplea una ventana de imagen, dinamizada con un índice. La correspondencia entre los valores del índice y los bloques eléctricos viene recogida en la tabla de la figura 35.

Índice Pantalla

1 Unifilar de la subestación

2 (libre)

3 Servicios Auxiliares

4 Línea de Señales de Tráfico

5 Grupo Rectificador 1

6 Feeder 1

7 Tendencias

8 Histórico Alarmas

9 Selección Medidas

10 Sumario General Alarmas

11 Parametrización

12 Adaptador de Red

13 Línea de Acometida 1





18 Feeder 2

19 Feeder 3

20 Feeder 4

21 Feeder 5

22 Feeder 6

23 Feeder 7

24 Feeder 8

25 Selección Tendencias



26 Tendencias Barra Ómnibus I

27 Tendencias Barra Ómnibus II

28 Tendencias Alta Tensión

29 Tendencias Líneas de Señales

30 Tendencias Media Tensión

31 Tendencias Servicios Auxiliares

32 Medidas Alta Tensión

33 Medidas Grupos-Feeders

34 Medidas Líneas de Señales

35 (libre)

36 Pórtico de Seccionadores

Fig. 35

Los índices son comunes a los dos conjuntos de botones. Además del índice para el cambio de pantalla la pulsación activa otro índice, con valores diferentes, empleado para dinamizar el campo de texto situado en la zona central de la barra de información superior, comentada en el apartado 7.4.2.1. Con ello se consigue que en esa barra aparezca el nombre de la pantalla desplegada actualmente en el SCADA.

La funcionalidad de cada una de las barras de botones es ligeramente diferente. Por un lado, los botones de acceso a pantallas (ver figura 36) permiten navegar entre las distintas opciones del programa, a saber:

• Unifilar: Esquema unifilar completo de la subestación

• Líneas de Acometida: Por defecto se arranca en el unifilar de la Línea de Acometida 1.

• Servicios Auxiliares/Medida: Esquema unifilar de los Servicios Auxiliares/Medida.

• Línea de Señales: Esquema unifilar de las Líneas de Señales de Tráfico.

• Grupos Transformadores-Rectificadores: Esquema unifilar de los Grupos Transformadores-Rectificadores. Por defecto se arranca en el Grupo 1.

• Salidas de Feeder: Esquema unifilar de las Salidas de Feeder. Por defecto se arranca en el Feeder 1.



• Tendencias: Pantalla donde se puede visualizar la evolución de los niveles de la subestación.

• Informes: Pantalla de acceso a históricos de la subestación, pudiendo seleccionarse días concretos o bloques eléctricos específicos cuyos avisos y mensajes mostrar.

• Medidas: Pantalla resumen mostrando unifilares de toda la subestación junto con las medidas de los distintos niveles de tensión, intensidad, potencia…

• Ayuda: Acceso a las Especificaciones Técnicas de Adif, para que los propios operarios puedan hacer cualquier consulta referente a la subestación o al control.

• Alarmas: Sumario general de alarmas, donde se pueden visualizar las alarmas y eventos de la subestación.

• Ajustes de la subestación: Acceso a las pantallas de parametrización de todos los bloques eléctricos de la subestación.

Fig. 36

Por otro lado están los botones de acceso rápido a pantallas (ver figuras 37 y 38). Éstos únicamente permiten acceder a los diagramas unifilares de los distintos bloques, es decir, no se puede acceder a las pantallas de medidas, tendencias, ajustes… Además disponen de otras dos funciones diferenciadas con respecto a los anteriores:

• Muestran si existe una alarma en un bloque eléctrico que no haya sido acusada por el operario. El concepto de acuse de una alarma será explicado al describir las pantallas de alarmas de los bloques eléctricos. Basta decir que para esta función se dispone de un segundo objeto gráfico, que representa una campana, el cual solapa al del grupo eléctrico cuando existe, como se ha dicho, una alarma no acusada. Esto permite al operario percatarse de cualquier novedad producida en la subestación. Si no fuese así, si se generan muchas alarmas el operario podría llegar a desorientarse y no atender alguna que se le pase por alto.



En la figura 37 se muestra el botón de acceso al grupo eléctrico, y en la 38 ese mismo botón cuando existe una alarma no reconocida.

Fig. 37

Fig. 38

Para configurar el segundo botón se disponen de las variables de avisos de grupo. Es decir, para cada una de las clases de alarmas se ha definido una variable que toma distintos valores en función de que al menos una alarma contenida dentro de ella se encuentre activa y no reconocida. Esto se configura en el módulo Alarm Logging, comentado en apartados anteriores del presente proyecto. En la figura 39 se muestra la ventana donde se asocia dicha variable a ese grupo.

Figura 39

La variable alarmaAgrupadaLA1, asociada al bloque de Línea de Acometida 1, está definida como una variable entera de 8 bits. Para almacenar el estado de las variables de ese grupo se emplean dos de sus bits: el bit 0, que



toma valor 1 cuando alguna alarma está activa, y el bit 4, cuando alguna alarma no ha sido acusada.

• Permite chequear la comunicación del PCC con cada bloque eléctrico. Para ello se dispone de una variable de sistema, una por bloque, la cual puede tomar tres valores diferentes en función del estado del PLC (ver figura 40).

Valor variable Significado

0 PLC Online

16640 PLC en Stop

27754 PLC sin conexión BUS

Fig. 40

Tanto si el PLC está parado como si se ha producido un fallo en el bus el fondo del icono (normalmente verde) se pone en naranja.

Hay que destacar que se muestran tantos botones como bloques existan en la subestación. En las figuras 37 y 38 se puede observar que no se representan la Línea de Acometida 3, Grupo Transformador 3 y Feeders 7 y 8, ya que éstos no existen en la subestación. El número de cada uno de los módulos es parametrizable por el operador en las pantallas de ajustes, como posteriormente se comentará.

7.4.2.3.6 Icono de alarma acústica

Este icono aparece cuando se activa la señal acústica de la subestación. El proceso es controlado y gestionado por la red de PLCs, de forma que cuando se da una de las numerosas circunstancias que deben activar la sirena se setea una variable binaria, la cual dinamiza la visualización del icono. Al hacer clic sobre dicho icono se envía a los autómatas una orden para silenciar la sirena, una vez se ha comenzado a trabajar en la solución del problema. El icono puede verse en la figura 41.



Fig. 41



7.4.3 Esquemas unifilares

Como ya se ha comentado anteriormente los esquemas unifilares muestran la estructura eléctrica de distintas zonas de la subestación. A través de ellos el operador puede visionar el estado de la subestación en general, y es donde se realizan todas las operaciones de manipulación sobre la aparamenta. Existen diversos tipos de diagramas unifilares, tantos como bloques eléctricos en la subestación más el general.

Existen una serie de convenciones a la hora de representar los distintos objetos que componen los diagramas unifilares, recogidas todas ellas en la Especificación Técnica de Adif, en los documentos que atañen al PCC. Se llegan incluso a aportar documentos gráficos que muestran cómo deben ser dichos objetos, por lo que realmente se deja muy poco a la imaginación del programador.

7.4.3.1 Elementos comunes

A continuación se recogen los distintos objetos que son comunes a todos los diagramas unifilares de los que consta el proyecto.

7.4.3.1.1 Seccionadores manuales

Éstos tan solo pueden ser accionados manualmente por un operador. Suele encontrarse a la entrada de cada uno de los bloques eléctricos. Su representación gráfica es la siguiente:

Fig. 42 Fig. 43 Fig. 44



La figura 42 representa al seccionador en estado abierto, la 44 en estado cerrado y la 43 en estado indefinido (no se confirma posición de abierto ni de cerrado.

Una característica que tiene toda la aparamenta de la subestación es que puede ser bloqueada, de forma que no se pueda realizar una maniobra de cierre sobre ella. Aquí surgen los conceptos de bloqueo y desbloqueo. No obstante, y como se trata de un seccionador manual, estas acciones no tienen sentido en este caso, por lo que se comentan en el apartado posterior.

7.4.3.1.2 Seccionador motorizado

El funcionamiento eléctrico es similar al seccionador manual (corte visible pero sin capacidad de apertura en carga), pero a diferencia de éste su accionamiento es eléctrico. Puede maniobrarse pues desde cualquiera de los puestos de mando descritos con anterioridad.

En las figuras 45, 46 y 47 se muestra la representación de este objeto en sus distintos estados.

Fig. 45 Fig. 46 Fig. 47

Se puede observar que la representación gráfica es idéntica a la de los seccionadores manuales.

La principal diferencia aparece cuando se pulsa sobre el seccionador con el ratón. En este caso aparece una botonera, con las cuatro posibles acciones a realizar sobre él (figura 48).



Fig. 48

Estas acciones son las siguientes:

• Orden de apertura (letra “a”): La pulsación de esta zona de la botonera envía al PLC del bloque correspondiente una orden de apertura sobre el aparato en cuestión.

• Orden de cierre (letra “c”): En este caso se envía una orden de cierre sobre el seccionador.

• Orden de bloqueo (letras “b” y “d”): La pulsación de la zona amarilla de la botonera desencadena una acción que dependerá del estado del seccionador. Si éste se encuentra desbloqueado (en funcionamiento normal lo está) se envía una orden de bloqueo de seguridad al PLC. En este caso la letra que se muestra en el interior del cuadrado amarillo es la “b” de bloqueo. En caso de que el seccionador esté bloqueado aparece la letra “d”, de desbloqueo, y la pulsación envía al PLC una orden de desbloqueo.

En este punto es necesario resaltar varios aspectos a tener en cuenta. En primer lugar es importante señalar que la pulsación de cualquiera de las tres acciones anteriormente descritas provoca el envío al PLC de la señal correspondiente, sin tener en cuenta cualquier otro tipo de circunstancias. Posteriormente será el PLC, en función de su propio programa y de las entradas y salidas que disponga, el que dictamine si la maniobra que ha sido ordenada está permitida por el estado de la subestación. Esto viene al hecho de que el programa SCADA no es un elemento de control, sino tan sólo de supervisión. Un ejemplo claro: Si se envía una orden de cierre sobre un seccionador estando el interruptor de su grupo cerrado ésta no se ejecuta, ya que existe la posibilidad de que sea cerrado en carga, ocasionando daños al aparato. A pesar de ello la orden ha sido emitida, y después procesada por el autómata.

Hay que destacar que según especificaciones la orden de desbloqueo de seguridad sólo puede ser admitida si el usuario tiene un nivel de seguridad



suficiente (como mínimo de administrador). Esta medida de seguridad también viene recogida en la programación del PLC.

7.4.3.1.3 Interruptores, disyuntores y ruptoseccionadores

La representación de estos tres tipos de elementos es idéntica en el programa, por lo que se engloban en el mismo apartado. Gráficamente se visualizan de la siguiente forma:

Fig. 49 Fig. 50 Fig. 51

La figura 49 muestra el interruptor abierto, la 50 indefinido y la 51 cerrado. Una vez que se pulsa sobre él se despliega una botonera (figura 52).

Fig. 52

El mecanismo de funcionamiento es exactamente igual al del seccionador motorizado, descrito en el apartado anterior. El sistema de envío de órdenes, las órdenes de bloqueo o desbloqueo y la autorización de maniobras se gestiona exactamente igual, por lo que no se considera necesario repetir su explicación.

De forma común a los seccionadores motorizados y a los interruptores hay que señalar que las órdenes no son más que variables binarias seteadas o



reseteadas, de forma que una orden de apertura consiste en la variable correspondiente puesta a 1. Por lo tanto tras una orden de maniobra es necesario resetear el valor de la variable, de forma que se quede “a la espera” (por decirlo de alguna forma) de la próxima maniobra. Con este fin existen una serie de acciones globales programadas en VisualBasic, accionadas por un disparador consistente en el cambio de una variable binaria. Éste cambio se produce en el mismo script en el que se envía la orden de maniobra al PLC, y se trata tan solo de una alternancia entre sus dos valores posibles (1 y 0). Está experimentalmente comprobado que el tiempo transcurrido entre el envío de la orden y la ejecución del script de reseteo es suficiente para permitir la detección de la maniobra, sin necesidad de introducir ningún tipo de retraso.

Existe una acción global de reseteo por bloque eléctrico. De esta forma un orden sobre cualquier aparato ocasiona un reseteo de todas las órdenes de todos los aparatos que conforman el bloque eléctrico al que pertenece.

7.4.3.1.4 Bloqueo de seguridad

Este es un objeto que muestra cuando un aparato se encuentra bloqueado de forma voluntaria por el operador, de la forma que se ha explicado en el punto anterior. Cuando el PLC recibe la orden de bloqueo envía al PCC una respuesta, en forma de variable binaria, que se emplea para dinamizar y visualizar el icono de bloqueo de seguridad, mostrado en la figura 53.

Figura 53

7.4.3.1.5 Puerta de celdas

Las distintas puertas que existen en la instalación pueden encontrarse en tres estados: abiertas, indefinidas o cerradas. Las puertas están indefinidas cuando no se puede confirmar posición de abierto o cerrado, gracias a la señal cableada que transmiten los topes de puerta que se sitúan en su recorrido. Estos estados se muestran en las figuras 54, 55 y 56.



Figura 54 Figura 55 Figura 56

La dinamización de las puertas se realiza a través de tres variables binarias de comunicación, una para cada estado, activado cuando su valor es 1. Los colores rojo y verde de los estados cerrado y abierto son fijos, mientras que para el estado indefinido se produce una intermitencia entre rojo y amarillo, dinamizada por la propia variable antes mencionada.

7.4.3.1.6 Icono de prueba de lámparas

Este icono se muestra en la figura 57. Su pulsación enciende todas las luces de los cuadros de mandos de toda la subestación. Se utiliza por razones de mantenimiento, para cambiar aquellas que puedan encontrarse fundidas. Mediante una pulsación del ratón se envía una orden a todos los PLCs para que efectúen dicha prueba, y se cancela con una nueva pulsación, reseteando la orden tras cada caso.

Figura 57

7.4.3.1.7 Transductores y medidores de tensión e intensidad

Estos objetos representan en los elementos que permiten tomar medidas de los niveles de intensidad e tensión en los distintos puntos de la instalación. Los primeros se representan en la figura 58, y los segundos en la 59. El valor de la medición realizada se almacena en una variable analógica, con un formato que puede ir desde los 16 bits sin signo hasta los 32 bits con signo, dependiendo de la previsión del rango y del signo que pueda alcanzar la



magnitud. Además, estos valores se muestran gráficamente en campos de salida como los mostrados en la figura 60.

Figura 58

Figura 59

Figura 60

7.4.3.1.8 Pestañas de alarmas y bloqueos

En cada uno de los bloques eléctricos existen en la zona derecha de la pantalla una serie de pestañas donde se muestra un listado con todas las alarmas y bloqueos que pueden afectar a dicho bloque eléctrico. En las figuras 61 y 62 se muestran dos pestañas a modo de ejemplo, la primera de alarmas y la segunda de bloqueos.



Figura 61



Figura 62

Como dato interesante se puede señalar que en el proyecto desarrollado se gestionan aproximadamente unas 2800 alarmas y unos 2000 bloqueos.

Para navegar entre las distintas pestañas se dispone de una ventana de imagen, dinamizada por una variable índice, con un rango de 1 a 5. Dependiendo del valor que tome (modificado por la pulsación de ratón sobre las pestañas de la parte superior) se muestra una pantalla u otra.

Como ya se ha comentado un bloqueo representa un impedimento de maniobra sobre el aparato al que afecta ese bloqueo, debido a que no se cumplen las condiciones normales de operación. Cuando un bloqueo se activa su mensaje correspondiente se resalta de color negro, para que pueda apreciarse con facilidad. Para ello se dinamiza la propiedad de color de fuente con una marca, modificada directamente por el PLC para indicar el bloqueo. En este aspecto el comportamiento de un bloqueo desde el punto de vista del SCADA es bastante simple.



Lo contrario sucede con las alarmas. Ya se ha mencionado el efecto que produce sobre el botón de acceso rápido a pantallas la aparición de una alarma, así como el concepto de acuse. Las alarmas de una pestaña vienen representadas por un texto estático y un piloto circular. Dependiendo del estado de la alarma la representación gráfica es como sigue:

• No activa. En este caso el piloto se mantiene verde fijo, y el texto gris estático.

• Activa y no acusada. El piloto parpadea con una frecuencia media entre negro y rojo, y el texto se mantiene en color rojo estático.

• Activa y acusada. El texto se mantiene igualmente en rojo estático, pero el piloto no parpadea, permaneciendo en color rojo.

La dinamización del piloto se realiza con un script cuyo diagrama de flujo se representa a continuación (figura 63).

Figura 63

Cada alarma tiene asignada una variable de acuse, que vale 1 cuando la alarma ha sido acusada. La asignación de esta variable se realiza en el módulo Alarm Logging, como se explicó en su apartado correspondiente.



Una forma de acusar la alarma consiste en hacer clic sobre su mensaje resaltado. Con esta acción se ejecuta un script en lenguaje C++, cuya misión es doble: Por una parte asigna valor 1 a la variable de acuse, en el caso de que no lo valiese ya. Y por otra parte se acusa de forma interna (a efectos del programa), a través de la función de C AcknowledgeMessage(numalarm), donde numalarm representa el número de mensaje que esa alarma ocupa en el listado del Alarm Logging. De esta forma WinCC reconoce que una alarma ha sido acusada.

7.4.3.1.9 Coloreado de las líneas de tensión

Las líneas de tensión que unen los diferentes elementos, conformando la red eléctrica de la instalación, deben representar mediante un código de colores la presencia o ausencia de nivel de tensión en ella. Consecuentemente la Especificación Técnica fija que una línea sometida a tensión debe ser representada de color rojo, la que está sin tensión debe representarse verde, y si se encuentra indefinida (no es posible confirmar la presencia o ausencia de tensión) se debe representar amarilla.

Los colores de las líneas de tensión se determinan en función de la posición de la aparamenta y de los diferentes detectores de tensión existentes en la instalación. Para ello se han desarrollado una serie de scripts en lenguaje VisualBasic, de ejecución cíclica, que serán comentados en cada bloque eléctrico al que afecte.

7.4.3.1.10 Reseteo de contadores de maniobra

El sistema de control distribuido contiene un sistema de seguimiento de las maniobras que realiza la aparamenta de la subestación mediante unos contadores de cuenta regresiva. Conforme se realizan maniobras los contadores van disminuyendo su valor, hasta que alcanzan dos niveles definidos en la parametrización, los niveles 1 y 2.

El nivel 1 de contadores de maniobras dispara una alarma en el sistema, indicando que se ha alcanzado un número demasiado bajo, aunque se puede seguir maniobrando con normalidad. Sin embargo el nivel 2 de contadores de maniobras indica que se ha alcanzado el valor 0. Esto genera un bloqueo sobre el aparato, y no puede maniobrarse de nuevo.



Para restablecer la situación normal es necesario resetear los contadores de maniobra, para lo cual se dispone de un botón en el esquema unifilar del bloque eléctrico correspondiente, mostrado en la figura 64. Su pulsación despliega una ventana con los valores de todos los contadores del bloque eléctrico (figura 65). Bajo estos contadores se dispone de tres botones, denominados “Reset Parcial”, “Reset Total” y “Salida” (figura 66). Los botones de reseteo únicamente aparecen cuando el usuario dispone de nivel de seguridad suficiente, ya que el reseteo parcial sólo está permitido como mínimo para usuarios administradores, y el total a programadores.

Figura 64

Figura 65



Figura 66

El reset total restituye los contadores de maniobras al máximo de su capacidad, que puede ser parametrizada a voluntad del administrador. El parcial aumenta el contador un 50% del valor del momento en que se haga el reseteo.

Tras pulsar un botón de reseteo se despliega una ventana con una serie de checkbox, a través de los cuales se seleccionan los aparatos que van a ser reseteados (figura 67). Cuando se da la orden de reseteo aparece una ventana de confirmación (figura 68), tras aceptar la cual se efectúa efectivamente el reseteo. Si se cancela en cualquier paso del proceso de vuelve a la pantalla original.

Figura 67



Figura 68

7.4.3.2 Unifilar de Línea de Acometida

En la figura 69 se puede observar la pantalla correspondiente a la Línea de Acometida 1.

Figura 69

Para la dinamización de los colores de las líneas de tensión se dispone de dos variables binarias internas por cada tramo, entendido un tramo como la sección de línea entre dos aparatos. Una de ellas se aplica a la presencia de tensión, estando a 1 si hay tensión o a 0 en caso contrario. La otra indica si el tramo está indefinido, por la existencia de dudas a la hora de afirmar que está o no está en tensión.



En el caso de las líneas de acometida, al no disponer en la subestación un detector para la presencia de tensión en la cabecera, se supone que siempre hay tensión (la procedente de la compañía suministradora). De esta forma, el tramo comprendido entre el seccionador motorizado (LA1a1) y el disyuntor (LA1a2) estará en tensión si el seccionador está cerrado, y sin tensión si está abierto. En el caso de que estuviese indefinido (no confirmado abierto o cerrado) la línea estaría indefinida también.

Los restantes módulos se rigen exactamente por los mismos principios.

7.4.3.3 Unifilar de Grupo Transformador-Rectificador

Este unifilar se muestra en la figura 70.

Figura 70

El Grupo Transformador presenta una peculiaridad, y es que desde un grupo puede visualizarse y operarse sobre el seccionador motorizado (a3) del grupo opuesto, y además desde ambos se puede maniobrar el seccionador de unión de barra ómnibus (S1a1). Por todo esto se debe disponer de una duplicación de variables, de forma que una orden se envíe a ambos grupos,



para el caso de que uno de ellos se encuentre apagado (en condiciones normales es el grupo 1 el que siempre procesa la orden).

7.4.3.4 Servicios Auxiliares - Medida

El esquema unifilar se muestra en la figura 71.

Figura 71



7.4.3.5 Líneas de Señales de Tráfico

El esquema se presenta en la figura 72

Figura 72

7.4.3.6 Salidas de Feeder

Este bloque se puede observar en la figura 73.



Figura 73

7.4.3.7 Pórtico de Seccionadores

El esquema del Pórtico de seccionadores se muestra en la figura 74.



Figura 74

Hay que recordar que este módulo es, entre comillas, redundante, ya que la aparamenta que muestra puede visualizarse también desde las salidas de feeder. No obstante representa una medida de seguridad, para poder seguir controlando los seccionadores de salida de feeder y de by-pass aunque caigan los PLCs de feeders.

En la parte inferior de cada feeder, donde en la práctica se produce la conexión con catenaria, se muestran los nombres de las subestaciones colaterales conectadas con el trayecto que alimenta el correspondiente feeder, introducidas en los ajustes de la subestación.



7.4.4 Adaptador de Red

Como ya se dijo anteriormente el Adaptador de Red es un bloque diferente a todos los demás, ya que no controla ningún tipo de aparamenta. Tan sólo ejerce funciones de comunicación entre la red de la subestación y el Telemando de Energía.

La pantalla de este bloque se representa en la figura 75.

Figura 75

En esta pantalla puede verse el estado de todos los autómatas de la red, es decir, mando y modo en el que se encuentran, estado de marcha (que puede variar entre RUN, STOP o NO BUS, dependiendo de si el PLC está en marcha, paro o en error de comunicaciones), y hora y fecha propia de cada PLC.



7.4.5 Tendencias

Las pantallas de tendencias permiten visualizar de forma gráfica el valor de las magnitudes presentes en la subestación como una curva continua. La pantalla principal de este bloque está en la figura 76.

Figura 76

Esta sección divide la representación en cuatro zonas: Alta Tensión (corriente alterna), Media Tensión (corriente continua), Línea de Señales y Servicios Auxiliares. Se accede a cada uno de ellos mediante clic de ratón sobre cualquiera de los rectángulos que contienen los listados de magnitudes.

La pantalla de tendencias de Línea de Señales se muestra en la figura 77.



Figura 77

En la parte superior izquierda, ocupando la mayor parte de la pantalla, se encuentra el gráfico para representar las curvas con los niveles. En el eje de abscisas se representa el tiempo transcurrido, y en el de ordenadas el valor de la magnitud.

En la zona inferior izquierda se tiene una leyenda con los códigos de colores con que se representan las distintas magnitudes, así como el valor actual que posee. También se tiene la opción de mostrar u ocultar esa magnitud en la gráfica, pinchando sobre el texto “Ocultar” o “Mostrar”.

En la parte central se disponen de todos los controles de manipulación del gráfico, para poder modificar la escala de tiempos, o seleccionar momentos anteriores. Lo mismo sucede con los controles sobre el eje de ordenadas, en la parte superior derecha de la pantalla. Hay que destacar que estos controles sólo están operativos cuando se ha detenido la representación.

Por último se dispone de una barra de botones, para poder trasladarse entre las distintas ventanas de este módulo.



En las figuras 78 y 79 se muestran las pantallas para Media Tensión y para Servicios Auxiliares.

Figura 78

Figura 79



Para representar las magnitudes físicas es necesario asignar las variables analógicas que las contienen en el módulo Task Logging. En este módulo se van almacenando los valores que van tomando en archivos, con un periodo de muestra de 0.25 s. Este archivo es el que se recupera en la pantalla de tendencias para su representación.



7.4.6 Informes

La pantalla de informes constituye el núcleo principal para representar y estudiar los históricos de la subestación, y analizar posibles acontecimientos pasados que hayan ocurrido. No obstante en la práctica su utilidad es muy escasa, por la sencilla razón de que únicamente se registran en el SCADA aquellos eventos que se produzcan mientras el tiempo de ejecución esté activo. Y esto no suele ser normal, ya que el PCC está constituido por un PC portátil, el cual se instala sobre la marcha para operar sobre la subestación y se recoge una vez finalizada la operación, sin que vuelva a estar conectado quizás durante días. Por todo esto los que realmente son útiles son los históricos almacenados por los autómatas, aunque su desarrollo queda fuera del presente proyecto.

La pantalla principal se muestra en la figura 80.

Figura 80

Desde esta pantalla se puede seleccionar un día concreto, mes y año, bloque eléctrico y tipo de mensaje y mostrarse en el objeto WinCC Alarm Control (parte superior izquierda). Para elección del día se dispone de un calendario (figura 81), donde el día, mes y año se almacenan en variables intermedias.



Figura 81

Para obtener los datos seleccionados en el calendario se emplea la función GetPropDouble, cuya llamada se muestra continuación:

Dia = GetPropDouble ("Historico Alarmas.PDL","Control5","Day");

El primer parámetro de la función es el nombre de la pantalla donde está localizado el calendario, mientras que el segundo es el nombre del calendario como objeto gráfico. El tercero es la variable donde se ha almacenado el día seleccionado (para el mes y año se hace de forma similar). El resultado se almacena en una variable interna para un posterior uso.

A continuación es necesario seleccionar el bloque eléctrico, y por último el tipo de aviso que se quiere visualizar. En función del bloque eléctrico seleccionado se visualiza un objeto gráfico diferente. Con todos los datos obtenidos se llama a una función de proyecto, con la siguiente cabecera:

void filtro_fecha_numero_aviso (char* fecha, char *nombre_imagen, char *nombre_control, int dia, int mes, int ano, int nr_ini, int nr_fin)

En esta función se crea un filtro que se aplicará sobre el listado de alarmas del módulo Alarm Logging. El filtro se corresponde con una estructura del tipo myfilter cuyos parámetros se configuran a continuación:

myFilter.dwFilter = MSG_FILTER_DATE| MSG_FILTER_TIME| MSG_FILTER_NR_FROM| MSG_FILTER_NR_TO;

Los parámetros son, por orden, fecha de sistema, hora de sistema y números de mensajes de Alarm Logging inicial y final que se tendrán en cuenta para ese filtro. Estos mismos parámetros son los que se pasan en la llamada a la función, significando lo siguiente:

• Fecha: Fecha del sistema, que se empleará como nombre del filtro que se aplica

• Nombre_imagen: Imagen donde se mostrarán los mensajes filtrados.



• Nombre_control: Nombre del objeto gráfico donde se mostrarán los mensajes filtrados.

• Dia, mes, ano: Variables que contienen la fecha seleccionada en el calendario.

• nr_ini, nr_fin: Números de avisos inicial y final, entre los que se encuentran las alarmas correspondientes a ese bloque eléctrico. Por ejemplo, para la Línea de Acometida 1 las alarmas están contenidas entre los mensajes 1 y 99 del Alarm Logging. Esto conlleva que los mensajes tengan que estar agrupados por bloques eléctricos, y según sean alarmas o eventos, con todo el trabajo que esto acarrea (se trata de unos 7000 mensajes).

Las barras de selección de alarmas, eventos o medidas, y bloques eléctricos se muestran en las figura 82 y 83.

Figura 82

Figura 83



7.4.7 Medidas

Las pantallas de medidas muestran un resumen de los niveles de tensión e intensidad en toda la subestación, así como del estado de toda la aparamenta. De esta forma se puede visualizar de forma rápida la configuración de la subestación, y si el funcionamiento está siendo normal o anómalo.

La pantalla principal se muestra en la figura 84.

Figura 84

Al igual que en el caso de las tendencias se divide la subestación en cuatro secciones: Alta Tensión (corriente alterna), Media Tensión (corriente continua), Línea de Señales y Servicios Auxiliares. Cada una de estas secciones tiene asociado un color individual, por lo que en este caso no se debe tener en cuenta para determinar la presencia o ausencia de tensión en un tramo de la línea.

Los niveles de tensión se muestran tanto de forma analógica, en campos de salida, como en diagramas de barras, dinamizados con las mismas variables analógicas. En las figuras 85, 86, 87 y 88 se muestran las pantallas de las distintas secciones de la subestación.



Figura 85

Figura 86



Figura 87

Figura 88

Los rangos de los diagramas de barras están dinamizados con los valores máximos y mínimos que se introducen en la parametrización de la subestación. Además, para las barras que simbolizan intensidad, existe un código de colores,



el cual muestra la barra del diagrama de color verde, si el valor de la intensidad está por debajo del mínimo, azul si está entre el mínimo y el máximo, y rojo en el caso de que esté por encima del máximo.



7.4.8 Ayuda

Desde la pantalla de ayuda se puede acceder a los documentos que componen la Especificación Técnica del Control Distribuido, los cuales se despliegan en formato PDF cuando se pulsa cualquiera de los botones habilitados a tal efecto. Esta pantalla se muestra en la figura 89.

Figura 89



7.4.9 Sumario General de Alarmas

Esta pantalla tiene una funcionalidad parecida a la comentada anteriormente en el apartado de “Informes”, ya que permite estudiar los avisos y eventos que acontecen en la subestación. No obstante no realiza la función de recuperador de históricos, sino que únicamente muestra los eventos acontecidos en la subestación, así como su estado.

Esta pantalla se muestra en la figura 90.

Figura 90

En el objeto WinCC Alarm Control se muestra todo lo que suceda en la subestación, tanto alarmas, eventos y bloqueos (aproximadamente unas 7000 señales en total). Cada aviso se representa en una línea de texto, compuesta de distintos campos: Hora de aparición del evento, hora de desaparición, duración de la señal, bloque eléctrico que la emite, estado del aviso y descripción.

Según dicta la Especificación Técnica los avisos aparecidos figuran en rojo, los desaparecidos en azul y los aparecidos y acusados en color fucsia. Esto enlaza con lo que se comentó anteriormente acerca del acuse de alarmas, ya que independientemente desde donde se acuse el hecho debe quedar registrado en ambos sitios.



En la parte inferior existe una fila de botones para operar. El botón “Reconocer Todas” permite acusar todas las alarmas que se encuentren activas en la instalación, independientemente del módulo donde estén creadas. El segundo de ellos (“Paro Sirena”) permite silenciar el aviso sonoro del PCC y la sirena de la subestación, y el tercero (“Histórico”) muestra los avisos del día en curso.



7.4.10 Ajustes

Las pantallas de ajustes constituyen una parte vital del Sistema de Control Distribuido, ya que es a través de ellas como se introducen los parámetros en los autómatas, que regirán el funcionamiento de la subestación. Para acceder a ellas se debe pulsar el botón de acceso a pantallas con el mensaje “Ajustes” o la tecla de acceso directo asociada F12.

7.4.10.1 Modificación, almacenamiento y recuperación

de parámetros

Lo primero es recordar que para la modificación de los parámetros es necesario que el usuario que desee hacerlo tenga nivel de seguridad de administrador o programador, por lo que deberá estar correctamente registrado como se indicó en el apartado correspondiente.

En la parte superior de las pantallas se dispone de cuatro botones: “Parámetros por defecto”, “Guardar parámetros”, “Cargar” y “Modificar” (figura 91). Inicialmente únicamente se encuentra visible el último de ellos, y los restantes aparecen cuando se hace clic de ratón sobre él.

Figura 91

En cuanto a la forma de trabajar con los parámetros, existen dos variables para cada uno de ellos; una externa, direccionada a una región de memoria del PLC, y otra interna alocatada. La externa almacena el valor que tiene el parámetro en la instalación, de forma real, mientras que la interna se usa como variable intermedia en el proceso de modificación. Ambas se representan en dos columnas de campos de entrada/salida, como se puede observar en la figura 92.



Figura 92

En la columna de la izquierda se muestra la variable externa como campo de salida, es decir, el valor real del parámetro en la instalación, y no puede escribirse sobre él. En la de la derecha se visualiza la variable interna. Inicialmente sólo puede verse la columna izquierda, mientras que la derecha aparece en el proceso de modificación

Supongamos que se desea realizar una modificación en los parámetros. Se pulsa el botón “Modificar”. Con ello aparecen los botones descritos anteriormente y la columna de variables internas. Además se ejecuta un script en VisualBasic que carga los valores de todos los parámetros de la pantalla en las variables internas, para que coincidan los valores de ambas. En este momento el operador puede modificar aquellos parámetros que desee, haciendo clic de ratón sobre el parámetro concreto e introduciendo el nuevo valor por teclado. Hay que destacar que en el programa SCADA no se encuentra habilitada la opción de límites superior e inferior, para ajustar el valor introducido a un rango preestablecido, ya que de esta función se encarga el propio autómata.

Una vez que se han introducido todos los nuevos valores se pulsa el botón de “Cargar”. Con esto se escriben los valores de las variables internas en las externas, lo que equivale a “mandárselas” al PLC. Hay que destacar que lo normal es escribir en el autómata números enteros, por lo que los valores que contienen un decimal se multiplican por 10. Con esto se consigue ahorrar espacio en memoria del PLC, ya que en muchos casos, en vez de tener que reservar una variable de 32 bits con signo es suficiente con una de 16 bits sin signo, proporcionando un rango suficiente.

El botón de carga tiene otra funcionalidad, y es que indica al PLC cuándo se ha producido una parametrización, seteando una marca concreta. Esto es necesario ya que si se arranca el autómata de cero éste emite un bloqueo por



“Parametrización por defecto”, el cual no se elimina hasta que no se haya parametrizado al menos una pantalla. Con esto se pretende que el operador tome conciencia de que los parámetros que se tienen después de un apagón puede que no sean los idóneos de la subestación, ya que se cargan unos por defecto que no tienen porqué coincidir.

Los otros dos botones permiten almacenar y recuperar los parámetros de un archivo de texto. Existe uno de estos archivos por pantalla, y se almacenan o se cargan todos los parámetros de la pantalla simultáneamente, no puede hacerse sobre uno independiente. Con la función CreateObject(“Scripting.FileSystemObject”) se inicializa un objeto gráfico de texto, el cual se abre con la instrucción fso.OpenTextFile (fichero, ForWriting/ForReading, True), en función de que se cree para escribir sobre él o para leer sus datos.

Si el botón que se ha pulsado es el de “Guardar parámetros” se escriben los valores de las variables internas en el fichero. Por el contrario, si se ha pulsado “Parámetros por defecto” se leen los datos existentes en el fichero y se almacenan en las variables internas. Una vez hecho esto se debe pulsar en el botón cargar para almacenar los valores en las variables de parametrización.

Hay que destacar que el nombre del archivo que contienen los parámetros es el que se introduce en el campo de entrada bajo la denominación de “Fichero”, almacenado en una cadena de caracteres. Como condición necesaria para el proyecto desarrollado se debe terminar el nombre deseado con la extensión “.txt”, para indicar que se trata de un archivo de texto.

7.4.10.2 Ajustes generales

Desde esta pantalla se pueden parametrizar aspectos globales de la subestación, como puede ser el número de módulos eléctricos de cada bloque que existen o la barra ómnibus o de by-pass a la que está conectado un feeder. Esta pantalla se muestra en la figura 93.



Figura 93

En la zona superior izquierda se tienen una serie de parámetros a través de los cuales se configuran los módulos que se pueden visualizar desde el SCADA (figura 94). Como ya se explicó en apartados anteriores el número de Salidas de Feeder y de Líneas de Señales se leen de variables de parametrización, por lo que se determinan de forma automática al arrancar el programa, y el de Líneas de Acometida y Grupos Transformadores se lee de un archivo concreto. Pues bien, desde esta pantalla puede modificarse el número de todos esos bloques, de forma que puede llegar a ocultarse un módulo que realmente existe o a visualizarse uno que no.

Figura 94

En cuanto a la configuración de barras (figura 95) tanto la configuración de barra ómnibus como la de by-pass se almacena en parejas de variables de parametrización de 8 bits. De esta forma si un feeder está conectado a una barra el bit correspondiente de dicha variable tendrá un valor 1, mientras que si el feeder no existe en la instalación ese bit de todas las variables valdrá 0.



Figura 95

Además, en este mismo grupo se pueden introducir los nombres de las subestaciones colaterales, es decir, aquellas con las que se comparten uno o varios trayectos de catenaria.

El parámetro que resta por comentar en esta pantalla es el del “Modo de trabajo” (figura 96). Este permite determinar si se está trabajando en modo real (sobre la propia subestación) o en la maqueta de simulación, lo cual se explicará en un apartado posterior.

Figura 96

7.4.10.3 Ajustes de Líneas de Acometida




Figura 97

De forma común a todos los módulos de la subestación se dispone de un parámetro que indica el número de nodo del PLC dentro de la subestación, indicado en la figura 98. Curiosamente el programa del PLC no dispone de un parámetro entero para indicar el número, sino que se tienen dos marcas binarias, cuya combinación permite determinar el nodo entre los dos posibles (las dos Líneas de Acometida pueden tener los nodos 2 y 3 dentro de la red).

Figura 98

Además en la esquina inferior derecha se tiene la versión de programa del PLC (figura 99). Esta versión no tiene nada que ver con la suma de bits, que es el elemento que identifica unívocamente al programa, y se modifica directamente en el PLC por el programador al realizar una modificación.

Figura 99



El formato del código es “Bloque_Versión.Revisión.Corrección”.

La figura 97 se corresponde a la pantalla de parametrización denominada “General”. Existe otra pantalla, “Aparatos”, con diferentes parámetros pero idéntico funcionamiento, por lo que no se comentará, ya que no aporta nada de relevancia.

7.4.10.4 Grupo Transformador-Rectificador

La pantalla de parametrización se muestra en la figura 100.

Figura 100

El funcionamiento es exactamente el mismo que en las Líneas de Acometida. Existen además otras dos pantallas, “GR1 C.M.A.” (Convertidores de Medidas Analógicas) y “GR1 Aparatos”.



7.4.10.5 Servicios Auxiliares – Medida


Figura 101

Las demás pantallas don “Protecciones calculadas 1”, “Protecciones calculadas 2”, “SA C.M.A.1” (Convertidores de Medidas Analógicas 1), “SA C.M.A.2”, “SA C.M.A.3”, “SA C.M.A.4”, “SA C.M.A.5” y “SA Aparatos”.

7.4.10.6 Líneas de Señales de Tráfico

La pantalla de parametrización es la de la figura 102.



Figura 102

Las demás pantallas son “Conv. Med. Anal. 1”, “Conv. Med. Anal. 2”, “Baja Tensión”, “Media Tensión”, “LS1” (Línea de Salida), “LS2” y “LS3”.

7.4.10.7 Adaptador de Red

La pantalla de configuración se ve en la figura 103.



Figura 103

Los parámetros del Adaptador de Red son ligeramente distintos de los restantes. Aquellos que están agrupados bajo el título de “Control Distribuido por Fases” indican únicamente si el módulo correspondiente está bajo control distribuido o convencional. Por lo demás el funcionamiento es el mismo que el de las pantallas que se han ido estudiando.

7.4.10.8 Pórtico de Seccionadores




Figura 104



7.4.11 Simulador de Subestación de Control Distribuido mediante PLCs

De entre los muchos inconvenientes a la hora de desarrollar el Control Distribuido mediante PLCs cabe destacar algunos principales:

• Cualquier proyecto de desarrollo necesita de un banco de pruebas donde comprobar la validez de las soluciones adoptadas, desde el punto de vista del programa. Por lo tanto lo ideal es disponer de una subestación de forma íntegra. Esto sin embargo no suele ser posible, debido a que no se puede dejar fuera de servicio una subestación durante largos periodos, ya que la red ferroviaria necesita seguir siendo alimentada.

• Las pruebas en real sobre una subestación pueden acarrear cierto peligro, en el sentido de que un error en el resultado de la prueba puede ocasionar daño y deterioro al equipo de la subestación, con los problemas de costes o salidas de servicio que esto ocasiona.

Para solventar estos inconvenientes se ha implementado, dentro del propio departamento de Desarrollos, una maqueta de dimensiones reducidas. Ésta contiene el mismo número de PLCs que una subestación real, interconectados a través del mismo protocolo. Es decir, se intentan reproducir las mismas condiciones de una subestación real. En las figuras 105 y 106 pueden observarse imágenes de la maqueta.



Figura 105

Figura 106



Para reproducir las salidas tanto digitales como analógicas de la subestación (las señales que entran en las tarjetas de entrada de los autómatas) se han instalado, por una parte, interruptores y conmutadores, que son los que pueden observarse en el frontal de las figuras 105 y 106. Esto no es suficiente, y por otro lado muchas de esas señales deben ser simuladas desde el propio SCADA.

Con este objetivo se han desarrollado también unas pantallas de simulación. Para activarlas es necesario modificar un parámetro descrito con anterioridad, el “Modo de Trabajo”, en la pantalla de “Ajustes Generales” de la subestación. Cuando esta marca toma el valor 0 se activa el modo simulación, y aparecen dos nuevos botones en la barra de tareas y acceso global de la pantalla principal, que pueden verse en la figura 107.

Figura 107

Al pulsar el primero de ellos se entra en las pantallas de simulación de señales binarias (alarmas), mientras que el segundo permite introducir niveles de tensión, intensidad y potencia simulados.

Las pantallas de simulación de alarmas de cada uno de los distintos bloques eléctricos se representan en las figuras 108, 109, 110 y 111.



Figura 108

Figura 109



Figura 110

Figura 111

En el propio texto descriptivo de la alarma se establece si el nivel de alarma está activo en estado ON o en estado OFF. El pulsador con el texto



“Cambiar” es el que permite permutar el valor de la variable de simulación, y ésta dinamiza la posición del piloto circular de ON-OFF.

Las pantallas de simulación de señales analógicas se muestran en las figuras 112, 113, 114 y 115.

Figura 112



Figura 113

Figura 114



Figura 115

Para introducir los valores de medidas se pulsa en primer lugar sobre el recuadro que indica el valor numérico, y esto habilita el deslizador asociado. En el caso de que existan varias magnitudes asociadas a un mismo deslizador al pinchar sobre uno de los recuadros se habilita un índice, que determina en qué variable analógica se almacenará el valor indicado en el deslizador.

Hay que destacar que el valor introducido en el deslizador necesita ser escalado. Esto se debe a que la señal que recibe el autómata es la salida del convertidor de medidas analógicas, normalmente entre -10 y 10 V o entre 0 y 10 V. Además hay que tener en cuenta la resolución con que el autómata lee las señales analógicas, asignando un 0 al valor mínimo y 27640 al valor máximo.



7.4.12 Acciones auxiliares

Por acciones auxiliares se entienden aquellas acciones que se realizan de forma subyacente a la manipulación del SCADA por el usuario, aunque no por ello son menos importantes. Estas acciones son las siguientes

7.4.12.1 Presencia del PCC

Aunque los autómatas estén integrados en una red comunicada por bus hay que recordar que aunque cualquiera de ellos pierda contacto con la red por cualquier circunstancia debe poder seguir operando de forma autónoma. Para reconocer que está conectado con normalidad debe confirmar la presencia de los demás nodos de la instalación, y entre ellos se encuentra el PCC.

Si el autómata detecta que el PCC está conectado condiciones tales como el mando y modo de la subestación vienen determinados por las órdenes dadas desde el ordenador. Sin embargo, en el momento en que se produzca un apagón del PCC el autómata entra en las condiciones de funcionamiento comentadas, pasando a mando local y modo manual.

Para informar al autómata de una correcta conexión del PCC éste inicializa una variable con valor 1 de forma periódica, la cual es reseteada por el autómata, completando el ciclo de comprobación. Si el PLC detecta que la señal no es seteada en un tiempo inferior al parametrizado considera que ha perdido la conexión.

Para este proceso se dispone de una marca binaria por autómata, por lo que el PCC debe setear todas ellas en un módulo de proyecto de ejecución cíclica.

7.4.12.2 Reseteo de órdenes de maniobra

Como se ha explicado anteriormente el PCC envía órdenes de maniobra de elementos a los distintos PLCs de la instalación mediante señales binarias, asignándoles un valor 1. Inmediatamente después debe resetear su valor, al objeto de dejar al sistema listo para una segunda orden.

Para ello se dispone de otra variable binaria (una por módulo eléctrico), la cual conmuta su valor en el mismo script en el que se activa la marca de orden de maniobra. La permutación de valor de esa variable sirve como



disparador de una acción externa programada en VisualBasic, cuya ejecución conlleva la puesta a cero de todas las variables de órdenes. Al decir todas las variables de órdenes nos referimos tanto a las variables de órdenes de maniobra como a las de reseteo de contadores, ya que su comportamiento es el mismo.

Hay que destacar que entre la permutación de la variable disparadora y el reseteo de las órdenes no se ha habilitado ningún tipo de retraso, ya que el tiempo de proceso que transcurre entre ambos hechos es suficientemente largo como para permitir que la orden llegue al PCC y se ejecute.



8 Control Distribuido. Proceso de Desarrollo. Conclusiones

Como puede deducirse de una visión global del proyecto que se ha desarrollado aquí el Control Distribuido tiene un grado de complejidad considerable, por lo que no son muchas las empresas que han emprendido su implementación. Además hay que tener cuenta que el contenido de este proyecto supone sólo una de sus partes. La otra la compone la red de PLCs con sus correspondientes programas, que sin duda acarrean una mayor dificultad.

A continuación se pretende exponer algunos datos con el objeto de hacer una idea del desafío que supone un proyecto de estas características.

• Los primeros pasos del control se dieron aproximadamente en el año 2005, al contraerse con Adif el compromiso en firme de acometer el desarrollo. En ese tiempo han pasado por el proyecto unas cinco personas, interviniendo en distintas fases y con implicaciones diferentes. No obstante el empujón final comenzó sobre septiembre de 2006, al crearse un equipo de tres personas, dos para la programación de PLCs y una dedicada íntegramente al programa SCADA. Con esto se ha tenido implicada en el proyecto a la casi totalidad del Departamento de Desarrollos, con los costes que esto supone para la empresa en forma de horas de recursos humanos, tareas cuyo ritmo se ve ralentizado y proyectos que han tenido que ser dados de lado por falta de personal para acometerlos

• Los costes en material para la implantación de un Control en una subestación son elevados, lo que provoca que el precio de mercado oscile entre los 150000 y los 250000 euros, dependiendo del número de bloques de la subestación a controlar y, por supuesto, de los demás condicionantes económicos que intervengan en la empresa ofertante.

Estos condicionantes, sumados al hecho de que el Control Distribuido está aún en fase de implantación hacen que recuperar la inversión en el producto en forma de ventas sea dificultosa, más teniendo en cuenta que no todo el mundo es partidario de instalar sistemas tan complejos, ya que hay muchas personas para las que el proceso de adaptación puede resultar más dificultoso.

A pesar de estas consideraciones el futuro del Control Distribuido es esperanzador, ya que el campo de expansión es muy elevado. En la actualidad, apenas unas decenas de las aproximadamente 360 subestaciones existentes (sólo en la red de cercanías) cuentan con este control, a las que se podrían



añadir las subestaciones de líneas de alta velocidad. Cabe incluso la posibilidad de instalar productos derivados del control en instalaciones pertenecientes a compañías eléctricas urbanas.

Como conclusión final hay que decir que el control desarrollado está ya instalado y en funcionamiento en la subestación de Las Infantas, en Aranjuez, Madrid, con una elevada satisfacción por parte del cliente tanto en el proceso de desarrollo como en el funcionamiento cotidiano, y esto es un buen indicador del éxito con el que se ha culminado el proceso.

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Proyecto Fin de Carrera - bibing.us.esbibing.us.es/proyectos/abreproy/4363/fichero/Proyecto+definitivo.pdf · red ferroviaria. Para el movimiento de los convoyes las cabezas tractoras,