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Timestamp: 2017-12-11 06:08:27
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Elisa Aranda Alarcón
1 CONTENIDO 1. OBJETO FILOSOFIA DE DISEÑO Metodología Funcionalidades RED DE AREA LOCAL (LAN) ETHERNET Definiciones básicas Topologías de red utilizadas en subestaciones Niveles de tensión 138 kv kv Nivel de tensión 500 kv ARQUITECTURA DE AUTOMATIZACIÓN O CONTROL LOCAL Tipo de arquitectura Mediciones TRANSMISION DE DATOS AL CENTRO DE CONTROL REDUNDANCIA MODOS DE CONTROL EN LAS SUBESTACIONES Mando Local Nivel Mando desde caseta la Unidad de Bahía Nivel Mando desde Sala de Control Nivel Mando por Telemando Nivel COMPATIBILIDAD DEL CENTRO DE CONTROL DE LAS EMPRESAS Y EL CENTRO DE CONTROL DEL COORDINADOR... Error! Bookmark not defined. 9. SISTEMAS DE TELECONTROL (SCADA) Consideraciones sobre Sistemas SCADA-EMS (Energy Management System) Descripción del Sistema de Telecontrol (Scada, Scada-EMS) y sus funciones Página 1 de 18
2 1. OBJETO El presente documento brinda una síntesis de requisitos que permiten orientar el diseño de Sistemas de Automatización o Control Local de subestaciones transformadoras de las empresas Integrantes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). La normativa aplicable será la serie IEC que define el Sistema de Automatización de Subestaciones o SAS (Substation Automation System). Este documento se aplica al diseño de subestaciones transformadoras y de maniobras de tensiones nominales de 500 kv, 220 kv y 138 kv, concebidas para operar normalmente como subestaciones totalmente telecomandadas, no atendidas, pero provistas con las facilidades necesarias para su operación desde la sala de equipos o desde una sala de control local. Siglas utilizadas CID HMI ICD LAN LN QoS RSTP : Configured Description, Descripción configurado : Human Machine Interface, Interfaz Hombre-Máquina : Intelligent Electronic Device, Dispositivo Electrónico Inteligente : Capability Description, Descripción de la capacidad del : Local Area Network, Red de Area Local : Logical Node, Nodo Lógico : Quality of Service, Calidad de Servicio : Rapid Spanning Tree Protocol erstp : Enhanced RSTP SAS SCD SCL SSD VLAN : Substation Automation System, Sistema de Automatización de Subestación. : System Configuration Description, Descripción configuración del sistema : Substation Configuration Language, Lenguaje de configuración de la subestación. : Substation Specification Description, Descripción de especificación de la subestación. : Virtual LAN, Red de Area Local Virtual Página 2 de 18
3 2. FILOSOFIA DE DISEÑO 2.1. Metodología En el marco de la implementación práctica de sistemas SAS en subestaciones, que cumplan con la norma IEC 61850, surge como primer aspecto la instalación de s con funciones de protección y/o control, Unidades de Bahía, Unidades de Estación, Consolas de Control, así como otros dispositivos de supervisión y control del equipamiento primario, conectados a través de una topología LAN Ethernet, de acuerdo a lo establecido por la estandár IEC No obstante el estándar no normaliza ni recomienda una topología en particular sino que deja librado a cada proyectista su definición, lo cual implica tener que realizar la ingeniería de red, y por tanto definir la mejor topología a utilizar en cada caso. No obstante lo expresado, en el presente documento se indican algunas topologías a adoptar para las subestaciones en los diversos niveles de tensión, para evitar dispersiones en este campo Funcionalidades Se deja librado a cada agente, la decisión de adoptar el criterio de s con funciones separadas de protección y de control o s con funciones de protección y de control combinadas. Asimismo, en base a los requerimientos exigidos para el SEIN en lo relativo a exactitud de las mediciones, se deberá definir si los s se utilizarán para la adquisición de los valores analógicos de la estación o se deberán utilizar otros dispositivos, tales como transductores o multimedidores electrónicos, en cuyo caso será necesario que los dispositivos mencionados posean puertos Ethernet para posibilitar su conexión directa a la red y evitar, en lo posible, la utilización de servidores seriales (RS-485/Ethernet) por una cuestión de homogeneidad. Página 3 de 18
4 3. RED DE AREA LOCAL (LAN) ETHERNET 3.1. Definiciones básicas En cada uno de los niveles lógicos en los cuales la estándar IEC61850 divide la subestación, puede existir una LAN o red Ethernet, o la red puede ser única para todos los niveles, es decir una única red para la subestación en su totalidad. Como ya fue expresado la norma IEC 61850, deja librado a cada caso particular la topología a implementar en función de las configuraciones de las subestaciones y la decisión técnica de cada Empresa, no obstante se deberá adoptar el criterio de una única LAN Ethernet para la totalidad de la subestación Topologías de red utilizadas en subestaciones La topología anillo, es una de las más utilizadas en Sistemas de Transmisión. La diferencia entre los niveles de 500 kv y 220 kv es que el anillo de fibra óptica se extiende en el patio de llaves, mientras que en el nivel de 138 kv el anillo se despliega en la sala de control o sala de equipos de la subestación vinculando cada tablero Niveles de tensión 138 kv kv En las subestaciones del STTR y STTR, la topología básica de red a utilizar será anillo simple. En subestaciones de nivel de tensión 138 kv y 220 kv sin casetas de control, en función de la configuración de la subestación, la topología anillo simple podrá estar estructurada en base a dos (2) switches en cada campo a los cuales se conectarán en topología doble estrella los s correspondientes. Una alternativa es una topología de múltiples anillos simples. En este último caso, los múltiples anillos se estructurarán en base a un anillo principal y anillos secundarios en cada nivel de tensión. El anillo principal de deberá estructurar con fibra multimodo 50/125 ó 62,5/125 a 1 Gbit/s, y los anillos secundarios con el mismo tipo de F.O. a 100 Mbit/s. Página 4 de 18
5 En el anillo principal o maestro se pueden adoptar una configuración simple o duplicada para el switch, en el caso de subestaciones de nivel de tensión 138 kv y 220 kv sin casetas de control. La Unidad de Estación con funciones de Gateway, la Consola de Control Local (Consola SCADA), el servidor SCADA, las Unidades de Bahía, los s, los transductores de medida o Multimedidores Electrónicos Multivariables, dispositivos para el análisis de gases en los transformadores de potencia, RAT, RBC, y eventuales servidores seriales (RS-485/Ethernet), se conectan a la red Ethernet de la subestación. La función del gateway es convertir el protocolo IEC en el protocolo utilizado para la vinculación con el Centro de Control del integrante, que podrá ser, IEC , DNP 3.0 sobre TCP/IP o protocolos seriales. La sincronización horaria, se realizará con un equipo GPS, conectado a la red Ethernet de la subestación, a través del protocolo SNTP Nivel de tensión 500 kv En el caso de subestaciones de 500 kv, obviamente la topología a desplegar es más compleja. La topología se estructura en base a un anillo principal o backbone, basado en switch duplicados instalados en la sala de control de la estación, que se vinculan con los switches instalados en cada caseta de control, en las cuales se implementan diversos anillos de s de protección primaria (Sistema 1) y secundaria (Sistema 2), conformados por dos switches y los correspondientes s. Los switches instalados en cada caseta de control se conectan entre sí y a los switches principales a 1 Gbit/s, mediante cable de fibra óptica. Es decir el anillo principal que vincula los switches instalados en el edificio de control y los switches instalados en todas las casetas de control de la subestación deberá ser de 1 Gbit/s, estructurado en base a fibra multimodo 50/125 ó 62,5/125. Por otra parte en cada caseta de control se implementan diversos anillos de 100 Mbit/s, conformados por los s con funciones de protección primaria (Sistema 1) y secundaria (Sistema 2) así como por Unidades de Bahía, vinculados a los dos (2) switches instalados en la caseta de control. Página 5 de 18
6 Los s con funciones de protección deben poseer puertos con funcionalidad switch, para permitir implementar el anillo secundario o los anillos secundarios en cada caseta de control. En su defecto se deberá implementar una topología estrella duplicada. La sincronización horaria, en el caso de subestaciones de 500 kv, se sugiere realizar con dos (2) GPS a través del protocolo SNTP. Los switches deberán soportar un protocolo de transmisión de datos que impidan la formación de anillos en forma lógica, abriendo el anillo, y formando un árbol con los switches, tal como el protocolo RSTP (Rapid Spanning Tree Protocol). En el caso del anillo principal de 1 Gbit/s, es conveniente la utilización del protocolo erstp (enhanced RSTP) que provee una reconfiguración más rápida ante el caso de falla de algún switch. Las mismas consideraciones son válidas para instalaciones en los niveles de tensión de 220 kv y 138 kv en lo relativo a que los switches deben soportar el protocolo de transmisión de datos RSTP. 4. ARQUITECTURA DE AUTOMATIZACIÓN O CONTROL LOCAL 4.1. Tipo de arquitectura La red Ethernet, debe ser única para la totalidad de la subestación, y se considera para los diversos niveles, el siguiente equipamiento que se lista a continuación: Consola de Control Local o Consola SCADA Unidad de Estación con funciones de Gateway Unidades de Bahía s con funciones de protección e con funciones de control, o s con funciones de protección, control y medición combinadas. Transductores de medida, en el eventual caso que la clase de exactitud de las mediciones de los s con funciones de protección y/o control no satisfagan el requerimiento de exactitud (Clase) de las mediciones del SEIN. Dispositivo para el análisis de gases y temperatura de transformadores, si corresponde Página 6 de 18
7 Regulador Automático de Tensión (RAT) Regulador Bajo Carga (RBC) Todos los dispositivos mencionados se conectan a la red Ethernet de la subestación, al anillo principal (backbone), o a los anillos secundarios, dependiendo del nivel de tensión de la subestación. La Unidad de Estación debe soportar la Consola de Operaciones o Consola SCADA para el control y operación local de la estación, como asimismo poseer funciones de Gateway para traducir el protocolo de las Unidades de Bahía e s de la estación al protocolo utilizado en el Centro de Control. Los s pueden poseer funciones de control o de control y protección combinadas, así como funciones de medición, teniendo en cuenta lo expresado en lo relativo a separar funciones y exactitud de las mediciones. La Unidad de Bahía, entre otras funciones, será la responsable de la adquisición de los estados, alarmas, alarmas generales de la estación y la emisión de comandos, en la arquitectura que adopta la separación de funciones de protección y control. Los dispositivos restantes, si se instalaran, tal como el medidor de análisis de gases de transformadores de potencia, RAT, RBC, etc. Se conectarán en cada caseta de control, según corresponda, a los correspondientes switches Mediciones Con respecto a las mediciones, dependiendo de la clase de exactitud requerida por el Centro de Control del COES, podrán ser adquiridas por los s o por las Unidades de Bahía, o deberán ser adquiridas a través de transductores de medida o medidores electrónicos multivariables conectados a la red a través de puertos Ethernet o a través de servidores seriales RS-485/Ethernet, en caso de no poseer puertos Ethernet. Página 7 de 18
8 5. TRANSMISION DE DATOS AL CENTRO DE CONTROL En el caso de la transmisión de información entre el Centro de Control de la Empresa y los Centros de Control del COES, se deberá cumplir con lo señalado en la Norma de Intercambio de Información en Tiempo Real para la operación del SEIN (NTIITR) a fin de contar con un sistema de comunicación que permita enviar en tiempo real al COES que señala la NTCOTR. 6. REDUNDANCIA Los integrantes deberán implementar mecanismos de redundancia que permitan la disponibilidad permanente de las señales aún cuando se realice mantenimiento en algún equipo que forma parte de la cadena de información. Las Normas Técnicas, establecen que los componentes que deben ser considerados para implementar los mecanismos de redundancia son: Sistemas SCADA Equipos de comunicaciones Redes (routers, switches, líneas dedicadas, entre otros) Servidores ICCP Servidores de base de Datos 7. MODOS DE CONTROL EN LAS SUBESTACIONES Bajo esta designación quedan involucradas todas las funciones relativas al comando y supervisión de una subestación y su relación con el Centro de Control de la Empresa. Se describen a continuación los diversos modos de comando en la subestación, así como las funciones de supervisión. Página 8 de 18
9 7.1. Mando Local Nivel 0 Comprende al mando eléctrico ejecutado en el patio de llaves, al pie del equipo, válido para instalaciones en los niveles de tensión de 500 kv, 220 kv y 138 kv. La selección de este modo de mando se realizará por medio de un conmutador local-remoto (L-R), instalado en el equipo de maniobras y su posición será informada al sistema de Control Local y Telecontrol. La posición local (L) inhibirá el accionamiento remoto desde los otros niveles de comando y se utilizará para tareas de mantenimiento. En la posición remoto (R) el equipo podrá ser operado a distancia desde los otros niveles de mando Mando desde caseta la Unidad de Bahía Nivel 1 En subestaciones de 500 kv, considerando una modalidad de mando tradicional, comprende el mando eléctrico ejecutado en la caseta de control desde la unidad de bahía, deberá contar con un conmutador caseta de control-sala (CdC-S) para la selección de este modo de mando. Su posición será informada al sistema de telecontrol.. El mando de un equipo desde la unidad de bahía requerirá la posición (CdC) del conmutador (CdC-S) y la posición (R) del conmutador (L-R) del equipo. El mando desde la unidad de bahía será eventual para tareas de prueba o ante una situación de falla en los niveles superiores de mando. En esta condición de mando, el equipamiento electrónico de control adopta una función pasiva, reportando las señalizaciones y alarmas que se generen a partir de las maniobras manuales. Si se adopta una modalidad de mando acorde con las facilidades que brinda IEC 61850, el mando podrá ser ejecutado desde las Unidades de Bahía de cada caseta de control, eliminando la llave conmutadora caseta de control-sala de los tableros. Página 9 de 18
10 En el caso de subestaciones que no posean casetas de control, como es el caso de estaciones en los niveles de tensión de 138 kv y eventualmente 220 kv, la modalidad de mando tradicional implica que el tablero de mando ubicado en la Sala de Comando, contará con un conmutador Sala- Telecontrol (S-T) o Sala- Despacho (S-D) para la selección de este modo de mando y su posición será informada al sistema de telecontrol. El mando de un equipo desde el nivel de campo requerirá la posición (S) del conmutador (S-T o S-D) y la posición (R) del conmutador (L-R) del equipo. El equipamiento electrónico de control, en el caso de modalidad de mando tradicional, adopta una función pasiva, reportando las señalizaciones y alarmas que se generen a partir de las maniobras manuales. En el caso de instalaciones de 138 kv y 220 kv valen las mismas consideraciones realizadas para las estaciones de 500 kv en lo relativo a la eliminación de la llave conmutadora sala-telecontrol de los tableros de la subestación y la ejecución de comandos a través de la Unidad de Bahía correspondiente Mando desde Sala de Control Nivel 2 Comprende al mando eléctrico ejecutado desde la Consola de Operaciones (Consola SCADA) de la subestación, ubicada en la sala de control para todos los niveles de tensión. La elección de este modo de mando se realizará por medio de una selección por software Sala-Telecontrol (S-T). El mando desde la Consola de Operaciones requerirá la posición (S) de la selección (S-T), la posición (S) del conmutador (CdC-S) y la posición (R) del conmutador (L-R). En instalaciones de niveles de tensión 138 kv y eventualmente 220 kv, el mando desde la Consola de Operaciones se realizará por medio de una selección por software Sala-Telecontrol (S-T), requiriendo la posición (S) de la selección (S-D o S-T) y la posición (R) del conmutador (L-R). Página 10 de 18
11 7.4. Mando por Telemando Nivel 3 Comprende al mando eléctrico ejecutado desde un Centro de Control de la Empresa. La selección (T) definida en la Consola de Operación, permitirá el telemando de la estación desde el Centro de Control, vía telecontrol e inhibirá la operación desde la Consola de Operación de la subestación. El modo de mando habitual de la subestación será vía telecontrol desde el Centro de Control de la Empresa integrante. El modo de mando local desde la sala de control de la subestación se realizará de forma no habitual, cuando se haga presente el personal de operaciones en la misma. 8. COMPATIBILIDAD DEL CENTRO DE CONTROL DE LAS EMPRESAS Y EL CENTRO DE CONTROL DEL COES El protocolo de comunicación entre las estaciones telecontroladas o subestaciones y el Centro de Control de la empresa integrante de la RIS podrá responder a IEC , DNP 3.0 sobre TCP/IP, o DNP 3.0 serial. El protocolo de transmisión de datos entre el Centro de Control de la empresa integrante de la RIS y los Centros de Control del COES, deberá ser ICCP, IEC TASE.2 versión El equipamiento de comunicaciones para conexión con los Centros de Control del COES a través de canales de comunicaciones soportados en F.O, o a través de canales de onda portadora deberá ser totalmente compatible con el equipamiento existente en el Centro de Control del COES, con un ancho de banda mínimo de 64 Kbit/s. Página 11 de 18
12 ANEXO Topologías de red en subestaciones de 138 kv kv a. Topología anillo simple estrella duplicada al COTDT U S Unidad de Estación Consola Control Local GPS SNTP Fibra Optica multimodo Bus de Estación FTP (Z + I>) (Control +I>) Tablero Bahía/Campo 132 kv (I>+Control) (I>+Control) FTP Celda Campo 33 kv (I>+Control) (I>+Control) FTP Celda Campo 13.2 kv Referencias: Switch US: Unidad de Estación Página 12 de 18
13 b. Topología anillo simple principal - múltiples anillos secundarios al COTDT Unidad de Estación U S Consola Control Local (HMI) GP S SNTP Fibra Optica multimodo Switches - Tablero Distribuidor de F.O. F.O Mbit/s FT P Multim. (I>) UB ( Tablero S. Gen. UB UB - AG Multim. Tablero Bahía/Campo 132 kv Tablero Bahía/Campo 132 F.O. - 1 Gbit/s FT P UB Multim. (Control) Celdas 33 kv Switches Celda de Medición ó Celda (I>) (I>) (I>) F.O. 100 (I>) Multim. F.O. - 1 Gbit/s Switches Celda de Medición ó Celda S.A. 100 Mbit/s Multim. UB (Control) (I>) (I>) (I>) (I>) Multim. Celdas 13,2 kv Página 13 de 18
14 PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SEIN ANEXO CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMA DE CONTROL Y AUTOMATIZACIÓN Topología de red en subestaciones de 500 kv a. Topología de anillos simples múltiples anillos secundarios GPS al Centro de Control GPS SU Server SU Server F.O. Multimodo BU BU BU Edificio de Comando BU BU BU Caseta de Control 1 BU BU BU Caseta de Control 2 BU BU BU Caseta de Control n Referencias: SU: Unidad de Estación
15 PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SEIN ANEXO 1.4. CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMA DE CONTROL Y AUTOMATIZACIÓN 9. SISTEMAS DE TELECONTROL (SCADA) El Comité Técnico 57 (Technical Committee 57, TC 57) de IEC (International Electrotechnical Commission) ha publicado normas e informes técnicos sobre Sistemas de Telecontrol, que incluyen el análisis y estandarización de sus diversos niveles, es decir el Centro de Control y las estaciones transformadoras, abarcando diversos aspectos involucrados. La serie IEC 60870, conformada por normas e Informes Técnicos, estandariza, analiza, y describe diversos aspectos de los Sistemas de Telecontrol o Sistemas SCADA, tales como la performance exigible a los sistemas, los protocolos de transmisión de datos a nivel de dispositivos inteligentes en la estación transformadora, la transferencia de datos entre la estación transformadora y el Centro de Control, y el intercambio de datos entre Centros de Control. Asimismo una de las publicaciones de la serie, brinda una guía para la elaboración de especificaciones técnicas Consideraciones sobre Sistemas SCADA-EMS (Energy Management System) La serie IEC 61970, está conformada por estándares que facilitan la integración de aplicaciones en el Centro de Control incluyendo la interacción con operaciones externas en Distribución así como con otras fuentes externas de la información necesaria para la operación en tiempo real. Incluye la parte de generación y transmisión del Common Information Model (CIM), estándares de interfaces Generic Interface Definition (GID), y estándares para intercambio de modelos para sistemas de potencia extensible Markup Language (XML). La norma IEC se desarrolló para facilitar la integración de aplicaciones EMS desarrolladas independientemente por diferentes proveedores o entre sistemas EMS y otros sistemas concernientes a diferentes aspectos de la operación de un sistema de potencia. Esto se logró definiendo servicios estándar para permitir que esas PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN
16 PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SEIN ANEXO 1.4. CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMA DE CONTROL Y AUTOMATIZACIÓN aplicaciones o sistemas accedan a información pública e intercambien información independientemente de cómo dicha información es representada internamente en el sistema. Existen dos conceptos principales soportados por los estándares IEC 61970: a. El Common Information Model (CIM), que provee un modelo abstracto para un sistema de potencia completo utilizando notación UML (Unified Modeling Language). El CIM es parte del marco general EMS-API y especifica la semántica para esta API (Application Programming Interface), es decir el significado de la información que pasa a través de la interfaz. El CIM es un modelo abstracto que representa todos los objetos más importantes en un sistema eléctrico de potencia, típicamente contenidos en un modelo de información EMS. El modelo incluye clases públicas y atributos para esos objetos así como la relación entre ellos. b. El Component Interface Specifications (CIS), que especifica la sintaxis para esta API, es decir como es transferida la información a/desde una aplicación, independientemente de la infraestructura de comunicaciones subyacente. La serie IEC 61968, está conformada por estándares para interfaces de intercambio de información de Sistemas de Gestión de Distribución o DMS (Distribution Management Systems) con otros sistemas IT. Incluyen la parte de gestión de los mensajes estándar de CIM y XML para intercambio de información entre una variedad de sistemas de negocios, como gestión de activos, gestión de órdenes de trabajo, Sistemas de Información geográfica (Geographical Information Systems, GIS), etc. A partir de fines de 2004 cuando se publicó la norma IEC Ed.1 Communication networks and systems in substations, se presentó la necesidad de compatibilizar las normas que definen las características de los Centros de Control de Transmisión y Distribución, en particular las aplicaciones EMS (Energy PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN
17 PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SEIN ANEXO 1.4. CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMA DE CONTROL Y AUTOMATIZACIÓN Management System) y DMS (Distribution Management System) y sus correspondientes modelos con los modelos definidos en IEC Otro importante aspecto vinculado con los modernos Sistemas SCADA-EMS, es el vinculado con seguridad IT, que es desarrollado en las publicaciones IEC Los documentos IEC que revisten particular importancia en lo relativo a especificaciones y performance de Sistemas SCADA y SCADA-EMS en Sistemas Eléctricos de Potencia son los siguientes: IEC ( ): Telecontrol equipment and systems. Part 1: General considerations. Section Two: Guide for specifications IEC ( ): Telecontrol equipment and systems. Part 4: Performance requirements IEC 61970: Energy management system application program interface (EMS-API) 9.2. Descripción del Sistema de Telecontrol (Scada, Scada-EMS) y sus funciones. Cada Integrante del Sistema, deberá contar con un Centro de Control para la operación de sus instalaciones. a. Visión de Funciones de aplicación a.1 Funciones básicas Telemetría de potencias activa y reactiva de cada generador y transformador en centrales generadoras; frecuencia en barras de generación; nivel de tensión en bornes de generación y barras; Telemetría de potencias activa y reactiva de líneas y transformadores; potencia reactiva de equipos de compensación reactiva inductiva/capacitiva; niveles de tensión en barras. La telemetría de las corrientes de línea y corrientes en los transformadores, no son requeridas por el COES. PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN
18 PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SEIN ANEXO 1.4. CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMA DE CONTROL Y AUTOMATIZACIÓN Teleindicación de posición interruptores, seccionadores, posición de los gradines o taps de los transformadores con conmutadores de toma bajo carga; señales de alarma de subestaciones, líneas, transformadores y equipos de compensación reactiva de forma centralizada por equipo. Telemando de interruptores, seccionadores, posición de gradines o taps de transformadores. La función citada corresponde a cada SCADA Empresario. No es una función ejercida por el Centro de Control del COES. Sincronización de tiempo entre estaciones telecontroladas, estación maestra y Centro de Control Principal del COES Estampa de tiempo de la información con la resolución requerida por las Normas Técnicas. a.2 Funciones de procesamiento extendido Se listan algunas de las funciones designadas por la norma IEC como Funciones de procesamiento extendido, que pueden clasificarse como funciones EMS (Energy Management System). Estimación de Estado Flujo de Potencia Análisis de Contingencias Pronóstico de Demanda Regulación automática de potencia/frecuencia Teleregulación de la potencia generada Despeje de carga automático (Load Shedding) Interfaz operador, tales como operación del sistema, display de información (Video Wall) Reportes de información Almacenamiento de información de corto y largo plazo ooooooooo PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN
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