Comité Nacional Venezolano

I CONGRESO VENEZOLANO DE REDES Y ENERGÍA ELÉCTRICA

Noviembre 2007

DISEÑO Y ANÁLISIS DE UN SISTEMA SUPERVISORIO DE CONTROL Y ADQUISICIÓN DE DATOS (SCADA) PARA LA SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

NO ATENDIDA 34.5/13.8 KV 10 MVA TOCORON DE CADAFE REGION 4 ZONA ARAGUA

J. Rodríguez* F. Arteaga** L. Echezuría*** CADAFE REGION 4

** UNIVERSIDAD DE CARABOBO

RESUMEN

Con el desarrollo de este proyecto se pretende proponer a la empresa CADAFE REGION 4 una solución a la problemática que se genera en la Subestación no atendida Tocorón, ubicada en la carretera Nacional Puerta Negra en la Población de Tocorón – San Francisco. Con esta propuesta se quiere supervisar y controlar todos los eventos que se pueda presentar, y mejorar la calidad del servicio prestado por la Empresa, lo cual redundaría en ingresos a corto y largo plazo. Para el diseño del sistema SCADA, se empleó una metodología de investigación basada en antecedentes, estudios de la situación actual y sus requerimientos. Se estudiaron los sistemas de comunicaciones y todos los protocolos que pueden utilizarse a la hora de realizar una transmisión de datos. El entorno grafico utilizado para el diseño del software se realizó en Visual Basic 6.0. El software consta de un Simulador y un sistema SCADA. El simulador se diseño porque este es un proyecto no implementado, por lo tanto actúa como una Unidad Terminal Remota UTR y el sistema SCADA está encargada del monitoreo de cada elemento que está en la subestación. El sistema cuenta con las opciones de un menú principal del cual se despliegan una serie de opciones modificables, se creo un comando de Protocolos y Puertos RS232 y RS485 que habilitaría en caso de implementación. El sistema se validó con pruebas realizadas con una pequeña red LAN y dos computadoras, generando fallas en el simulador las cuales fueron detectadas y corregidas de forma remota con el sistema SCADA. Se concluye satisfactoriamente, quedando la empresa conforme con el trabajo realizado por el aporte de nuevas ideas y por la innovación que generaría a futuro si se implementa.

Jrodriguez22@cadafe.com.ve

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PALABRAS CLAVE

SCADA, Subestación, Redes de Distribución, Simulador, IED, Red LAN.

Jrodriguez22@cadafe.com.ve

1. INTRODUCCIÓN

El creciente aumento que experimenta el nivel de consumo de energía eléctrica en el Estado Aragua exige nuevos esfuerzos para atender de manera satisfactoria dichos requerimientos. Para tales logros, se ha generado infinidad de esquemas que buscan optimizar los procesos de supervisión y control a distancia de las subestaciones y circuitos primarios de distribución de energía eléctrica, por medio de nuevas aplicaciones y metodologías de los equipos más adecuados y confiables. El Sistema Supervisorio de Control y Adquisición de datos es un equipo que nos permite tomar señales físicas del entorno y convertirlas en datos que posteriormente podremos procesar, presentar para obtener una serie de señales de control.

La falta de un Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA), con la capacidad de reportar en tiempo real cualquier contingencia generada en la Subestación Tocorón; mediante la utilización de elementos de medición, comunicaciones y cómputos que puedan ser empleados por operadores en el Centro de Operaciones de Distribución Aragua (CODA), motiva la realización de una investigación para la propuesta y futura implementación del Sistema de Control y Adquisición de Datos, con la finalidad de mejorar la calidad y la continuidad del servicio eléctrico prestado a la comunidad.

2. ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN TOCORÓN

Luego de un exhaustivo estudio realizado a la subestación en cuanto al funcionamiento del sistema de teleseñalización y alarmas actualmente instalado, que funciona con el protocolo INTRAC 2000 de Motorola, se puede mencionar los aspectos más importantes:

- El cableado interno de la subestación Tocorón, el cual induce señales parásitas y falsas.- La aplicación del sistema de teleseñalización y alarma para la telemedición no es posible, ya que

los módulos que conforman a los equipos no tienen la aplicación para la detección de cambio y poca funcionalidad para el control a distancia.

- Problemas múltiples en el sistema de comunicación, ya que no hay un medio por el cual transmitir.

En la Subestación para la implementación de un nuevo sistema de supervisión y control, se pueden aprovechar los transformadores de corrientes disponibles tanto en la entrada como en las salidas, los contactos auxiliares en el interruptor de potencia, los relés de protecciones y los reconectadores para señalizar las aperturas y cierres.

Los puntos de telemediciones de la subestación Tocorón están representados por las mediciones de corriente, mediciones de voltaje, mediciones de potencia aparente y reactiva. Los transformadores de corriente ubicados en la subestación Tocorón en el lado de 34.5 KV poseen dos núcleos por fase, uno para la medición y el otro para la alimentación de la protección del relé diferencial [7].

En la barra de 13.8 KV, están ubicados tres transformadores de corriente monofásicos conectados en “Y” y tienen las mismas características que los de la barra de 34.5 KV. Los reconectadores poseen transformadores de corriente de un solo devanado con tomas de 100:1, 200:1, 300:1 para fines de protección y medición.

En la subestación Tocorón existen dos transformadores de potencial monofásicos que se encuentran conectados en delta abierto, que están ubicados a la llegada del transformador a barra de 13.8KV. Las funciones principales son las de alimentar el voltímetro de corriente alterna, también tomar parte en la alimentación del contador de potencia activa.

Para la medición de la potencia aparente, reactiva y otros parámetros se harán mediante los cálculos directos de los transductores, UTR y/o estación maestra, ya que la gran mayoría de los equipos

ubicados en la subestación Tocorón son completamente analógicos y no poseen interfaces para aprovechar la información o data.

Los puntos de telecontrol están determinados por la apertura y cierre del interruptor de potencia y los reconectadores. En la subestación Tocorón por utilizar el relé POLARR, el control se debe establecer por software (en forma remota).

En la actualidad la subestación Tocorón no cuenta con ningún equipo de comunicación. Sin embargo existe la posibilidad de recuperar un equipo de comunicación que fue utilizado un tiempo atrás. Estos equipos son unos radiomodems que cuentan con comunicación en la banda UHF.

3.0 REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA SCADA PARA LA SUBESTACIÓN TOCORÓN

Para el diseño del sistema es necesario establecer los requerimientos necesario con los cuales deberá cumplir el sistema SCADA, esto constituye una de las actividades más importantes en el desarrollo del mismo. Estos requerimientos están definidos por las necesidades manifestadas por los usuarios y personal relacionado con el funcionamiento de la subestación, como se describe a continuación:

Definición de Requerimientos:

Se debe definir que parámetros son los que se deben monitorear tomando en cuenta todos los datos obtenidos del estudio de la situación actual de la subestación Tocorón, descrito anteriormente. En la Figura 1, se muestra un diagrama con los equipos Monitoreables.

Figura 1. Equipos Monitoreables

A continuación en la Tabla 1, se pueden ver los puntos que pueden ser monitoreados mediante el sistema SCADA.

Tabla 1. Puntos Monitoreables por el sistema SCADA

PUNTOS DE SUPERVISIÓN MONITOREO

TRANSFORMADOR DE POTENCIAPOTENCIA ACTIVA Y REACTIVA

ALARMAS Y DISPAROS EN EL GABINETE DE CONTROL DEL MISMO7 ALARMAS / 5 DISPAROS

RECONECTADORES GVR CON RELÉ POLARRCORRIENTE ASOCIADA CON CADA CIRCUITO, POTENCIA ACTIVA,

REACTIVA Y APARENTE, FACTOR DE POTENCIA, KILVATIOS HORA Y FALLA REMOTA

DISYUNTOR DE POTENCIA

RELÉ DE SOBRECORRIENTE (1 RELÉ POR CADA FASE RST). NO POSEE CONTACTO AUXILIAR

DISPONIBLERELÉ DIFERENCIAL (FALLA A TIERRA) NO POSEE CONTACTO

AUXILIARSISTEMA DE COMUNICACIONES FALLA EN EL EQUIPO

Cableado de Interfaz de Campo:

El lugar donde se instalará la UTR debe estar acondicionado para que las señales puedan ser tomadas directamente de los transformadores de corriente y tensión (TC y TP) sin necesidad de transductores, mediante la instalación de un cableado que tenga un alcance desde la interfaz de campo hasta la UTR.

Otro aspecto importante que se debe de tomar en cuenta por las normas de interfaz de campo para las subestaciones es que para la medida de potencia solamente se contará con las tres fases (R-S-T en delta) y dos corrientes (R y T).

La subestación Tocorón es una subestación es una subestación con un esquema de barra simple. La selección final de arreglo de área local depende de las características más resaltantes de

la subestación. Para el diseño del cableado se tomará como criterio los siguientes parámetros: nivel de tensión de la subestación, importancia de la subestación, extensión física, topología de la subestación y cantidad de información que se manejará para el control, supervisión y funcionamiento de la misma. La Tabla 2 muestra la relación entre la subestación y aspectos más importantes que influyen en la selección del cableado a utilizar [25].

SUBESTACIÓN TOCORÓN RED DE ÁREA LOCAL

NIVEL DE TENSIÓN, IMPORTANCIA DE LA S/E DUPLICACIÓN DE EQUIPOSEXTENSIÓN FÍSICA DE LA S/E MEDIO DE COMUNICACIÓN

TOPOLOGÍA DE LA S/E TOPOLOGÍA DE LA LANCANTIDAD DE INFORMACIÓN DE CONTROL VELOCIDAD DE LA RED Y PROTOCOLO COMUNICACIÓN

Tabla 2 Relación entre la subestación Tocorón y la Red de Área Local

Luego de este estudio y de acuerdo al volumen de señales analógico/digital (alarmas y disparos estudiados anteriormente) se puede considerar un arreglo con las características que se muestran en la Tabla 3.

TOPOLOGÍA LAN BUS, SIN DUPLICACIÓN DEL CANAL PRINCIPAL

CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN DE INFORMACIÓN 16 Mbps ó 100 Mbps

MEDIO DE TRANSMISIÓN A USAR PAR TRENSADO APANTALLADO

FORMAS DE REDUNDANCIAS NINGUNA

UNIDADES DE ADQUISICIÓN DE DATOS UNIDADES DE CONTROL/PROTECCIÓN

PROTECCIONES SIMPLE NO REDUNDANTE, CON CONTROL LOCAL

MEDICIONES DE ENERGÍA CONTADORES DE ENERGÍA

Tabla 3. Propuesta de la Red LAN para la subestación Tocorón

En la Figura 2 se puede observar el diagrama general del Sistema SCADA para la subestación Tocorón.

Figura 2. Sistema SCADA para la subestación Tocorón

El protocolo de comunicaciones seleccionado para el sistema es el DNP 3.0, tomando en cuenta que es un protocolo no propietario, por el volumen de datos que se puede enviar al centro de control, reporte por excepción, sincronización horaria, secuenciación de eventos, transmisión de archivos, integridad en la transmisión de datos, robustez en las maniobras de operación y mínimo requerimiento de hardware.

3. DISEÑO DEL SISTEMA SCADA PARA LA SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN NO ATENDIDA 34.5/13.8 KV 10MVA TOCORÓN

El diseño se realizará haciendo una evaluación de varias propuestas tomando la que cumpla con todos requerimientos, características generales y técnicas de los equipos. Para lograr el objetivo se debe colocar nuevos equipos en las salidas de los reconectadores, transformador de potencia y disyuntor de potencia.

Con el diseño se quiere monitorear las entradas y las salidas de los equipos más importantes en cuanto se refiere a la transmisión en la subestación.

A continuación en la tabla 4, se presenta las propuestas evaluadas.

Tabla 4. Propuestas 1 y 2.REQUERIMIENTOS PROPUESTA 1 PROPUESTA 2

ESTACION MAESTRA La estación maestra contará con un software diseñado en ambiente gráfico Visual Basic y código ASCII.

La estación maestra contará con un software diseñado en Modbus. Este software estará diseñado de manera tal que se enlazará con la UTR para poder monitorear y reportar los múltiples eventos que puedan ocurrir en la subestación Tocorón.

UNIDAD TERMINAL REMOTA

La UTR contará con el mismo software diseñado para la estación maestra, además contará con una interfaz que la conectará con los dispositivos

La UTR contará con el mismo software diseñado para la estación maestra, además contará con una interfaz que la conectará con los dispositivos tales como: Transformer Protection M-3310, los relés de los reconectadores y todos los demás periféricos involucrados en el sistema

UNIDAD DE PROTECCION DE TRANSFORMADOR ABB TPU-2000RTM Transformer Protection M-3310

RELE DE PROTECCION EN EL RECONECTADOR /

PROTOCOLOPanacea con protocolo DNP 3.0 Panacea con protocolo DNP 3.0

SOFTWARE

WinECP, compatible con código ASCII, por lo que se hace posible diseñar una interfaz gráfica en ambiente Visual Basic para la conexión de la UTR con el equipo y los periféricos

El software que utiliza el equipo ya está diseñado y se llama software de Comunicación IPScom®. Esta versión del software solo es compatible con el protocolo de Comunicaciones BECO 2200. Se puede acotar que este equipo no es compatible con código ASCII, por lo tanto no puede diseñarse un ambiente gráfico entre los equipos y la UTR usando Visual Basic.

CONVERSOR RS232-485-422

Este equipo se encarga de convertir las señales provenientes del puerto RS-485 a RS-232.

Este equipo se encarga de convertir las señales provenientes del puerto RS-485 a RS-232.

GABINETE Armario Metálico Combinable con placa de montaje, cumple con la norma NEMA4, ya que estará ubicado a la intemperie en la subestación.

Armario Metálico Combinable con placa de montaje, Cumple con la norma NEMA4, ya que estará ubicado a la intemperie en la subestación.

Con las propuestas el Sistema SCADA estaría diseñado como los muestran las figuras 3 y 4.

Figura 3. Diseño del Sistema SCADA de la Propuesta Nº 1 para la subestación Tocorón

Figura 4. Diseño del Sistema SCADA de la Propuesta Nº 2 para la subestación Tocorón

4.0 ESTUDIO DE LA FACTIBILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LAS PROPUESTAS

Para la selección de los equipos, se procederá a realizar el estudio de factibilidad técnica y económica de las propuestas, tomando en cuenta la que se adecué técnicamente y económicamente a las condiciones de la empresa. La Tabla Nº 5 muestra las especificaciones técnicas de los equipos en las dos propuestas.

Tabla 5. Especificaciones Técnicas de los equipos de las dos propuestas

REQUERIMIENTOS TÉCNICOS Y

PARTICULARESPROPUESTA Nº 1 PROPUESTA Nº 2

ESTACIÓN MAESTRAOPERA EN SISTEMA OPERATIVO

WINDOWS

OPERA EN SISTEMA OPERATIVO

WINDOWS

UNIDAD TERMINAL REMOTAOPERA EN SISTEMA OPERATIVO

WINDOWS, INTERFAZ EN VISUAL BASIC

OPERA EN SISTEMA OPERATIVO

WINDOWS.

SOFTWARE WINECP IPScom®

PROTECCIONES

SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA, A

TIERRA, RESIDUAL DEL NEUTRO,

DIFERENCIAL

SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA, A

TIERRA, RESIDUAL DEL NEUTRO,

DIFERENCIAL

DESPLIEGUE DE UNIFILAR CUMPLE CUMPLE

DIAGNÓSTICOS EN LAS

ESTACIONES MAESTRAS Y UTRCUMPLE CUMPLE

ENLACE DE COMUNICACIONES SI, LINEA DEDICADA Y RADIO MODEM SI, LINEA DEDICADA Y RADIO MODEM

PROTOCOLO DNP 3.0 CUMPLE NO CUMPLE

CODIGO ASC II CUMPLE NO CUMPLE

TEMPERATURA: 0 A 60º DE -40ºC A +70ºC DE -20ºC A +70ºC

HUMEDAD RELATIVA: 0 A 95% 95% 93%

MODO DE COMUNICACIONES DE

LOS PUERTOS DE

COMUNICACIONES: ASÍNCRONO,

FULL DUPLEX, HALF DUPLEX

SI, PUERTOS RS-232/485 SI, PUERTOS RS-232/485

INTERFÁZ GRÁFICA EN VISUAL

BASIC Y ASC II

SI CUMPLE, SE PUEDE DISEÑAR EL

SOFTWARE

NO CUMPLE, NO SE PUEDE DISEÑAR EL

SOFTWARE

De acuerdo con la Tabla 5 solo la Propuesta Nº 1 cumple con todas las especificaciones técnicas. Para el estudio de la factibilidad económica tomaremos en cuenta los valores de los precios futuros y presentes de la inversión, para ello se evalúan los ingresos que generará la implementación del sistema en un futuro y el valor actual en el presente para cada una de las propuestas.

Para ello graficamos los Flujos monetarios a precios futuros y presentes en las Figuras 5y 6, que representa todos los beneficios que generaría la Propuesta Nº 1.

-12581114

Ingresos

1 2 3 4 5

Años de Estudio (n)

Flujos Monetarios a Precios Futuros de la Propuesta Nº 1

0

3Ingresos

1 2 3 4 5

Años de Estudio (n)

Flujos Monetarios a Precios Presente de la Propuesta Nº 1

Figura 5 Flujos Monetarios a Precios Futuros de la Propuesta Nº 1

Figura 6 Flujos Monetarios a Precios Presente de la Propuesta Nº 1

El Valor Actual VA>0, por lo tanto es un proyecto rentable, y la inversión se puede recuperar en un plazo de cinco (5) años como máximo.

Con la Propuesta 2 se calculo el Valor actual a Precios Futuros y presentes, tal como se muestra en las gráficas de flujos monetarios en las Figuras 7 y 8.

012345

Ingresos

1 2 3 4 5

Años de Estudio (n)

Flujos Monetarios a Precios Futuros de la Propuesta Nº 2

0

1

Ingresos

1 2 3 4 5

Años de Estudio (n)

Flujos Monetarios a Precios Presente de la Propuesta Nº 2

Figura 7. Flujos Monetarios a Precios Futuro de la Propuesta Nº 2

Figura 8. Flujos Monetarios a Precios Presente de la Propuesta Nº 2

Podemos ver que la Propuesta Nº 2 también es factible económicamente, ya que VA>0 para los precios futuros y presente.

Ambas Propuestas son factibles económicamente, sin embargo la Propuesta Nº 1 generaría a futuro mayores ingresos que la Propuesta Nº 2, pero solo la Propuesta Nº 1 cumple con las especificaciones técnicas exigidas por la empresa, por lo tanto se selecciona la propuesta Nº 1 para el Diseño del Sistema SCADA para La subestación de distribución no atendida 34.5/13.8 KV 10MVA TOCORÓN.

Para la selección del Sistema de Comunicaciones se tomó en cuenta los equipos ya existentes en CADAFE REGION 4. La empresa proveerá unos radio-módems que operan en la banda UHF. La transmisión se hará vía UTRT-radio-modem.

5.0 SOFTWARE DISEÑADO PARA EL SISTEMA SCADA

El software va a estar compuesto por dos subprogramas enlazados entre si. Para ello se diseñó un Simulador y un Sistema SCADA. En la Figura 9 se puede observar un esquema del software.

Figura 9. Esquema del Software DiseñadoFigura 10. Esquema del Simulador

Por ser un Sistema que no se implementó, se diseñó un Simulador que representa a la subestación con cada uno de sus componentes. Para la vista previa del simulador se codificó cada uno de los componentes de la subestación y las posibles variaciones que se pueden realizar en ella. En la figura 10 se puede observar el esquema del Simulador. En la Figura 11 se puede observar el diagrama de flujo de todo el proceso que realiza el Simulador desde el instante en que se activa la pantalla de inicialización y en la Figura 12 se puede apreciar la Vista Previa de la Pantalla del Simulador.

Figura 12.Diagrama de flujo del Simulador

Figura 12. Pantalla Principal del SimuladorFigura 13. Pantalla de Opciones de Conexión, Protocolo y Puertos

En esta pantalla podemos observar cada uno de los componentes de la subestación y las fallas que pueden generarse en ellos. En la Figura 13 se presenta las opciones de esta pantalla, el tipo de conexión que se desea realizar, si se habilitan los puertos seriales, la velocidad de transmisión, tamaño del búfer de transmisión y el Protocolo de Comunicación que se emplea.

El Sistema SCADA es el encargado de monitorear cada uno de los componentes de la subestación, y va a estar compuesto por la Estación Maestra ubicada en el Centro de Operaciones de CADAFE REGION 4. Este Sistema es el encargado de corregir de manera remota las fallas que puedan generarse dentro de la subestación. Está compuesto por un panel que muestra cada uno de los equipos que se monitorean en intervalos muy pequeños de tiempo. Al generarse una falla en la subestación se emitirá un reporte de la UTR hacia la EM mediante la comunicación vía Radio-modem. Esta señal activará una pantalla que señalizará que un evento ha ocurrido indicando en que componente se generó la falla, y el tipo de corrección que puede realizarse, adicionalmente en una base de datos se va guardando cada uno de los eventos por equipo, por fecha y hora. Dicho Sistema está compuesto por varios subprogramas, varias sentencias y comandos.

En la Figura Nº 14 se observa el esquema y el diagrama de flujo del Sistema SCADA, y en las figuras 15 y 16 se muestran las Pantallas de Presentación del Sistema y monitoreo de opciones.

a)

b)

Figura 14. a) Esquema del Sistema del Sistema SCADA b) Diagrama de flujo del Sistema SCADA

Figura 15. Pantalla de Presentación del Sistema SCADA

Figura 16. Pantallas de Opciones

Entre las opciones de archivo también conseguimos el mantenimiento de fallas, en esta opción se pueden variar los parámetros de falla por componente, dado que en la subestación estos valores varían dependiendo de las condiciones de la misma. El Sistema de Monitoreo figura 17, muestra una ventana en donde aparece cada uno de los componentes que se están monitoreando con todas las variables involucradas en el instante en que se desee. El monitoreo del Transformador y el Disyuntor el realizado desde la Unidad de Protección del Transformador TPU hasta la Unidad Terminal Remota UTR.

Figura 17. Monitoreo de Componentes Figura 18. Verificación del Sistema de Comunicaciones

6.0 VALIDACIÓN DEL SISTEMA SCADA

Para la validación del Sistema se realizaron pruebas entre el Simulador y el Sistema SCADA. Se procedió a conectar dos computadoras en red, de manera tal que el Simulador va a ser las veces de la UTR en la subestación Tocorón y el Sistema SCADA la EM en el Centro de Operaciones de CADAFE.

Se generan diversas fallas en el Simulador, estas fallas son reportadas inmediatamente a la EM, mediante la conexión punto a punto entre ambas computadoras. Cuando se genera esta falla y se transmite se verifica que el Sistema de Comunicaciones está enviando la información a cualquier otro equipo que en un futuro si se implementa se realizará vía Radio-modem UHF. La Figura 18 muestra la Verificación del Sistema de Comunicaciones.

Luego de verificar el funcionamiento del Sistema de Comunicaciones se puede verificar que tipo de falla se generó y en que equipo, para hacer las correcciones o mantenimiento correctivo requerido. En la Figura 19 se muestra la Pantalla de Generación de Falla.

Figura 19. Pantalla de Generación de Fallas Figura 20. Pantalla de Corrección de Fallas

Al generarse la falla, automáticamente se genera en el Sistema SCADA una señal de alarma que

indica que se ha generado una falla en la subestación. Esta alarma estará generando una señal sonora mientras no sea reconocida la falla. Luego que es reconocida se sigue monitoreando el Sistema y generando los registros de la base de datos. La Figura 20 muestra el proceso de alarma para el reconocimiento de la señal de Fallas.

Luego de todas las pruebas se validó el Sistema SCADA para la subestación Tocorón de CADAFE REGION 4, ya que cumple con todas las especificaciones exigidas.

7.0 BENEFICIOS CON LA IMPLEMENTACION DEL SCADA

Los beneficios que se puede obtener con la implementación del sistema en la subestación Tocorón son de gran valor, no solo para la empresa CADAFE, sino también para los clientes. Estos beneficios se podrán observar en resultados concretos a través de los siguientes factores:

Por la disminución de actuación de cuadrillas y del personal que labora en el mantenimiento de subestaciones, tiempo que puede ser aprovechado para otros trabajos de mantenimiento y/o conservación de otras instalaciones.

Reducción del tiempo total de interrupciones, por la toma de decisiones inmediatas y operación a distancia de los equipos de potencia, gracias al sistema implementado.

Por la optimización de las instalaciones y equipos Realiza intercambio de información en tiempo real Por la reducción de pérdidas.

8.0 CONCLUSIONES

El Sistema Supervisorio de Control y Adquisición de Datos SCADA propuesto para que en un futuro se implemente tendrá como función principal la supervisión, vigilancia y control del Sistema Eléctrico de la subestación de Distribución no atendida Tocorón, a fin de obtener una operación confiable y segura.

Otro aspecto importante de este Sistema, es que el estudio realizado puede aplicarse a otras subestaciones no atendidas de CADAFE, permitiendo que se implementen en ellas.

La metodología aplicada permitió evaluar los beneficios que se obtendrían con la futura implementación del Sistema, tales como reducción de costos y mejoras en la calidad del servicio.

Se verificó que la comunicación entre los dos equipo fue satisfactoria, de manera tal que si se implementa el Sistema en un Futuro no se creará conflictos de comunicación. Se habilitó una opción para la configuración del TPU, protocolo que utiliza y puertos que habilitarían si se implementa el Sistema.

BIBLIOGRAFÍA

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