simulación de automatización de una subestación de distribución

UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA
SEDE GUAYAQUIL
FACULTAD DE INGENIERÍAS
CARRERA: INGENIERÍA ELÉCTRICA
Proyecto final de graduación previa a la obtención del Titulo de Ingeniero
Eléctrico
TEMA:
SIMULACIÓN DE AUTOMATIZACIÓN DE UNA
SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN
AUTORES:
CHUCHUCA AGUILAR FIDEL ALFONSO
DESIDERIO DUMES LUIS AUGUSTO
DIRECTOR:
ING. CARLOS CHÁVEZ.
Guayaquil, Marzo 2010
Declaratoria de responsabilidad.
Los conceptos desarrollados, análisis realizados y las conclusiones del presente
trabajo, son de exclusiva responsabilidad de los autores.
Guayaquil, Marzo de 2010.
(f)_____________
Fidel Chuchuca
(f)_____________
Luís Desiderio
I
DEDICATÓRIA
Este documento lo dedico a mis Padres que en todo momento confiaron en mi y
realizaron el mayor de los esfuerzos para que yo pueda alcanzar una de mis metas
propuestas en mi vida.
Guayaquil, Marzo de 2010.
Fidel
El presente documento de tesis va dedicado a mis Padres, Luis y Elena que fueron
los que confiaron en mi en todo momento de mi carrera, a mis hermanos Víctor,
Stalin, Deysi que fueron mi fuente de motivación para no desfallecer y continuar
hasta alcanzar mis metas trazadas.
Guayaquil, Marzo de 2010.
Luís
II
ÍNDICE GENERAL
INDICE GENERAL……………………………………………………………….III
INDICE DE FIGURAS……………………………………………………………XI
INDICE DE TABLAS……………………………………………………………XII
RESUMEN..............................................................................................................XIII
INTRODUCCIÓN....................................................................................................14
CAPÍTULO
1.1.
I,
DISPOSICIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO
Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad......................15
1.1.1.
Calidad del Servicio ……………………………………………...16
1.1.1.1 Nivel de Voltaje………………………….………..……….16
1.1.1.2. Perturbaciones de Voltaje………………….…..…..…….18
1.1.1.3. Factor de Potencia. ..……………………………..…….....21
1.1.2. Calidad del Servicio Técnico. …………………….…….………22
1.1.2.1. Control. ….………..………………………..………..….…22
1.1.2.2. Identificación de las interrupciones. ….……..……….….24
1.1.2.3. Registro y clasificación de las interrupciones. ……….....25
1.1.2.4. Interrupciones a ser consideradas. ………..…..…….…..26
1.1.2.5. Índices. ………………..……………..……………..…..….27
1.1.2.6. Limites. ……….…………..……………………..…..…….30
1.2
Confiabilidad y Continuidad del suministro eléctrico……………..31
1.2.1.
Responsabilidad y Alcance. ...……………………………...…….31
1.2.2.
Aspectos de calidad. ………………………………..........……….32
CAPÍTULO
II,
CARACTERÍSTICAS
GENERALES
DE
UNA
SUBESTACIÓN........................................................................................................34
III
2.1
Equipos que conforman una subestación de 69/13.8 KV..................34
2.1.1 Transformadores de Potencia……………………………….……...35
2.1.1.1.
Especificaciones generales….…………………….…….35
2.1.1.2.
Pararrayos sobre el Transformador del lado de alta
y baja tensión....................................................................36
2.1.2
Equipos y accesorios para 69KV…………………………….…36
2.1.2.1
Seccionador de aire operado en grupo con cuchillas
de Puesta a tierra. .....…………………..…..…….……37
2.1.2.1.1 Especificaciones Generales….………….….37
2.1.2.1.2 Datos Técnicos. ……………………………..37
2.1.2.2 Interruptor en gas (GCB) SF6…....…….……………38
2.1.2.2.1 Especificaciones Generales…………...….…38
2.1.2.2.2. Datos Técnicos. …...………………………...38
2.1.2.3. Pararrayos en estructura….………………….……39
2.1.2.4
Porta fusibles – fusibles…………………………....39
2.1.2.5.
Aisladores y herrajes…….……….……………….…….39
2.1.2.6.
Conductores….……………….………………………….40
2.1.3 Equipos y Accesorios para 13.8 KV…………………….……...40
2.1.3.1. Seccionador de aire principal….…………………………41
2.1.3.2. Pararrayos…….…………………………………………...41
2.1.3.3. Reconectadores de las alimentadoras………..…………..41
2.1.3.3.1. Especificaciones generales….…………………42
2.1.3.3.2. Datos Técnicos….……………………………...42
2.1.3.4. Cuchillas seccionadoras de las alimentadoras….………..43
2.1.3.5. Seccionadores de interconexión entre alimentadoras…...43
IV
2.1.3.6. Seccionador de interconexión entre barras principales...43
2.1.3.7. Conductores……...………………………………………...44
2.1.3.8. Estructuras, aisladores y herrajes….………………….…44
2.1.3.9. Transformadores de Potencial….………………………...45
2.1.3.10. Banco de Capacitores Desconectable……..……...……..45
2.1.4 Equipos de Medición….………………………………………46
2.1.5 Dispositivos de Protección y Control.......................................47
2.1.5.1. Conductores de Control….………………………...……..48
2.1.6 Malla de tierra……………………………………………………….48
2.2 Operación y control por parte del personal de la subestación……………...49
2.2.1 Actividades que realizan los operadores en la subestación…….…49
2.3 Sistema de Protecciones en la Subestación. …………………………..……...50
2.3.1 Introducción. ………………………………………………………....50
2.3.2 Protección del transformador de potencia. …………...…....……....51
2.3.2.1 Protección del transformador de potencia. ……………...51
2.3.2.2 Criterios generales de equipamiento. ………..…………...51
2.3.2.3 Protección diferencial. ………...…………………………..51
2.3.2.3.1 Tipos de Relés Diferenciales para Protección…..52
2.3.2.3.1.1 Protección diferencial usando relés
de sobrecorriente temporizados.......52
2.3.2.3.1.2. Protección diferencial usando relés
diferenciales porcentuales….……...52
2.3.2.3.1.3. Protección diferencial usando relés
diferenciales
porcentuales
con
restricción de armónicos…………...52
2.3.2.4 Protección de sobrecorriente. ………………………...…..53
2.3.2.4.1. Sobrecorriente de Fase Instantánea. …………..53
V
2.3.2.4.2. Protección de Falla a Tierra. ………….………..53
2.3.2.5. Protecciones mecánicas…………………………………...54
2.3.2.5.1. Relé de Presión Súbita o Válvula de Sobre
presión (SPR)………………..……………………………...54
2.3.2.5.2. Relé Buchholz. ………………….……….……….54
2.3.2.5.3. Detectores de Nivel de Aceite. ………….……….54
2.3.2.5.4. Detectores de Temperatura. …………….…..….55
2.3.2.5.5. Relé de Imagen Térmica. …………………….…55
2.3.3. Protección de barras.…………………………..…………………....57
2.3.3.1. Generalidades. ………………………………….………....57
2.3.3.2. Definición de una protección de barras. …………..….....57
2.3.3.2.1. Protección Diferencial de Barras……………….57
2.3.3.2.1.1.
Protección
diferencial
de
alta
impedancia. ……………………...….57
2.3.3.2.1.2. Protección diferencial porcentual......58
2.3.3.2.1.3. Protección diferencial porcentual
con alta impedancia moderada….....58
2.3.3.2.2. Protección Diferencial Parcial. ………...….…...58
2.3.3.2.3. Protección de Barras con Comparación
Direccional.………………………..……...….....58
2.3.3.3. Protección diferencial según la configuración de la
Subestación. …………………………..….………………...59
2.3.3.3.1. Barra Principal y Barra de Transferencia...…...59
2.3.4. Protección de líneas. …………………………..…………………….59
2.3.4.1. Características básicas. ……………..………………….....60
2.3.4.1.1. Confiabilidad. …………………………………....60
2.3.4.1.1.1. La fiabilidad. …………………………..60
2.3.4.1.1.2. La seguridad. …………………………..60
2.3.4.1.2. Selectividad y Coordinación. …………………...60
2.3.4.1.3. Velocidad o Tiempo de Despeje de Fallas..…….61
2.3.4.1.4. Sensibilidad de la Protección. …………………..61
2.3.4.1.5. Simplicidad. …………………………..…………61
2.3.4.2. Protecciones principales de línea. …………………..……61
VI
2.3.4.2.1. Protección de Distancia. ………..……………….61
2.3.4.2.2. Protecciones de Sobre y Bajo Voltaje.…..……...62
2.3.4.2.3. Relé de Recierre y Verificación de Sincronismo.63
CAPÍTULO
III,
AUTOMATIZACIÓN
DE
UNA
SUBESTACIÓN
...…………..................................................................................................................64
3.1 Análisis del Proyecto...........................................................................................65
3.1.1 Definición….……………………………………………………….....66
3.1.2 Requerimientos….…………………………………………………...66
3.2 Propuesta de Automatización ………………………………………………...68
3.2.1 Arquitectura del Sistema….…………………………………………68
3.3 Elementos que conforman el sistema automatización ……………………...71
3.3.1. Protección y control….……………………………………………...71
3.3.2 Operación y mando …………………………………………….........74
3.4 Recolección y manejo de información ………………………………….........76
3.5 Integración de las subestaciones….…………………………………………..77
3.5.1 Medios de comunicación….…………………………………………78
3.6 Confiabilidad del sistema….………………….……………………………….79
CAPITULO
IV,
SIMULACIÓN
DE
UNA
SUBESTACIÓN
DE
DISTRIBUCIÓN.………..........................................................................................80
4.1 Arquitectura del sistema a simular…………………………………………..80
4.2
Parámetros de la Subestación …………………………………………..81
4.2.1
Parámetros ingresados vía campo de entrada …………………..82
4.2.2 Calculo de parámetros de la subestación. ………………………..82
4.3
Visualización y control y funcionamiento del sistema SCADA…...….83
4.3.1
Pantalla principal…………………………………………………..84
VII
4.3.1.1 Elementos para control de subestación. …………….........84
4.3.1.2 Elementos para visualización. ……………………….........86
4.3.1.3 Funcionamiento de botones. ………..……………………..87
4.3.1.4 Funcionamiento de la animación. ………………………...87
4.3.2 Pantalla de estado de transformador. ……………………………90
4.3.2.1 Estado del transformador (energizado o desenergizado) 90
4.3.2.2 Potencia de trabajo del transformador. ………………….91
4.3.2.3 Temperatura del transformador. ………………………...91
4.3.2.4 Nivel de aceite del transformador. ……………………….91
4.3.2.5 Voltaje del primario del transformador. ………………...91
4.3.2.6 Voltaje del secundario del transformador. ………………91
4.3.2.7 Corriente del primario del transformador. ……………...92
4.3.2.8 Corriente del secundario del transformador. ……………92
4.3.3 Pantalla de estado de disyuntor principal y reconectadores. ……92
4.3.3.1 Visualización de estado de disyuntor principal. …………93
4.3.3.1.1 Potencia medida en el disyuntor principal. ……93
4.3.3.1.2 Voltaje medido en el disyuntor principal. ……..93
4.3.3.1.3 Corriente medido en el disyuntor principal……93
4.3.3.1.4. Temperatura medida en el disyuntor principal 93
4.3.3.1.5 Presión de gas del disyuntor principal. ………...93
4.3.3.2 Visualización de estado de reconectador 1. …………...…94
4.3.3.2.1 Potencia medida en el reconectador 1. …………94
4.3.3.2.2
Voltaje medido en el reconectador 1. ……..94
4.3.3.2.3
Corriente medido en el reconectador 1. …..94
4.3.3.2.4
Temperatura medida en el reconectador 1. 94
4.3.3.2.5
Presión de gas del reconectador 1. ………...94
4.3.3.3 Visualización de estado de reconectador 2. ……………....95
4.3.3.3.1
Potencia medida en el reconectador 2. ……95
4.3.3.3.2
Voltaje medido en el reconectador 2. ……..95
4.3.3.3.3
Corriente medido en el reconectador 2. …..95
VIII
4.3.3.3.4
Temperatura medida en el reconectador 2. 95
4.3.3.3.5
Presión de gas del reconectador 2. ………...95
4.3.3.4 Visualización de estado de reconectador 3. ……………...96
4.3.3.4.1
Potencia medida en el reconectador 3. ……96
4.3.3.4.2
Voltaje medido en el reconectador 3. ……..96
4.3.3.4.3
Corriente medido en el reconectador 3. …..96
4.3.3.4.4
Temperatura medida en el reconectador 3. 96
4.3.3.4.5
Presión de gas del reconectador 3. ………...96
4.3.3.5 Alarmas……………………………………………………..96
4.3.4 Pantalla de parámetros de la subestación. ……………………….97
4.3.4.1 Voltaje de barra de 69 KV. ………………………………..97
4.3.4.2 Frecuencia del sistema. …………………………………....97
4.3.4.3 Nivel de aceite del transformador principal. …………….98
4.3.4.4 Temperatura del transformador principal. ……………...98
4.3.4.5 Relación de transformación del transformador. ………...98
4.3.4.6 Potencia de alimentador 1. …………………………….…..98
4.3.4.7 Potencia de alimentador 2. …………………………….…..98
4.3.4.8 Potencia de alimentador 3. …………………………….…..99
4.3.4.9 Presión de gas en disyuntor principal. ………………….99
4.3.4.10 Presión de gas en reconectador 1………………………...99
4.3.4.11 Presión de gas en reconectador 2. ……………..…….…..99
4.3.4.12 Presión de gas en reconectador 3. ……………..……..….99
4.3.4.13 Temperatura del disyuntor principal. …………………100
4.3.4.14 Temperatura del reconectador 1. …………..…..……...100
4.3.4.15 Temperatura del reconectador 2. …………..…..……...100
4.3.4.16 Temperatura del reconectador 3. …………..…..………100
4.3.5
Pantalla de Simulación de fallas………………………………….101
4.3.5.1 Falla de sobre corriente en el transformador….………101
4.3.5.2 Falla de sobre corriente en el alimentador 1………...…102
4.3.5.3 Falla de sobre corriente en el alimentador 2………...…102
IX
4.3.5.4 Falla de sobre corriente en el alimentador 3……….......102
4.3.6
Pantalla de Alarmas……………………………………………….103
4.3.6.1 Alarma de protección diferencial del transformador. ...103
4.3.6.2 Alarma de nivel de aceite del transformador. ………….103
4.3.6.3 Alarma de temperatura del transformador. ………...…104
4.3.6.4 Alarma de sobrecarga del transformador..………...…...104
4.3.6.5 Protección de sobre corriente alimentador 1. ……….…105
4.3.6.6 Protección de sobrecarga en alimentador 1. ………...…105
4.3.6.7 Alarma de temperatura del reconectador 1. …………..105
4.3.6.8 Alarma de presión del reconectador 1. ………….…...…106
4.3.6.9 Protección de sobre corriente alimentador 2. ……….....106
4.3.6.10 Protección de sobrecarga en alimentador 2. ………..…106
4.3.6.11 Alarma de temperatura del reconectador 2. ………......107
4.3.6.12 Alarma de presión del reconectador 2. ………...………107
4.3.6.13 Protección de sobre corriente alimentador 3. ………....107
4.3.6.14 Protección de sobrecarga en alimentador 3..…..……....108
4.3.6.15 Alarma de temperatura del reconectador 3. ………......108
4.3.6.16 Alarma de presión del reconectador 3. ……………...…108
4.3.6.17 Alarma de temperatura del disyuntor 52.0. ………...…109
4.3.6.18 Alarma de presión del disyuntor 52.0. ………...……….109
4.3.6.19 Alarma de bajo voltaje. ………...……………………….109
4.3.6.20 Alarma de alto voltaje. ………...………………………..110
4.3.6.21 Alarma de baja frecuencia. ………..……………………110
4.3.6.22 Alarma de alta frecuencia. ……...…………………...….111
4.3.7
Pantalla de reset de alertas y alarmas. ………...………………..111
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES…………………………………113
BIBLIOGRAFÍA…………………………………………………………………115
ANEXOS………………………………..…………………………………………116
X
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Interruptor en gas SF6 (GCB)………………………...………...……38
Figura 2.2 Reconectador para alimentadora……………………………………..42
Figura 2.3 Esquema unifilar de protecciones de un transformador de potencia56
Figura 2.4 Barra principal y barra de transferencia…………………………….59
Figura 3.1 Reconectador automático de una alimentadora……………………..73
Figura 4.1. Arquitectura del sistema utilizado para la simulación………...…...80
Figura 4.2 Pantalla principal……………………………………………………...84
Figura 4.3 Pantalla de estado del transformador………………………………..90
Figura 4.4 Pantalla de disyuntor principal y reconectadores…………………...92
Figura 4.5 Pantalla de parámetros de la subestación……………………………97
Figura 4.6 Pantalla de simulación de fallas……………………………………..101
Figura 4.7 Pantalla de alarmas…………………………………………………..103
Figura 4.8 Pantalla de reset de alertas y alarmas………………………………111
XI
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.1 Límites admisibles de FMIK y TTIK para subetapa 1………..…….30
Tabla 1.2 Límites admisibles para los consumidores subetapa 1…...……….....30
Tabla 1.3 Límites admisibles para los consumidores subetapa 2……......……..31
Tabla 2.1 Características de un transformador de potencia…...……………….35
Tabla 2.2 Características de pararrayos para alta y para baja tensión………36
Tabla 2.3 Seccionador de aire con cuchilla de tierra…………………......……..37
Tabla 2.4 Datos técnicos de un interruptor en gas SF6……..……....…………..39
Tabla 2.5 Aisladores y herrajes para patio de 69 KV……………………...……40
Tabla 2.6 Conductor utilizado en patio de 69 KV…………………….………...40
Tabla 2.7 Características técnicas de un reconectador…...………………...…..43
Tabla 2.8 Conductores usados en patio de 13,8 KV…………………..………...44
Tabla 2.9 Aisladores y herrajes utilizados en patio de 13.8 KV…………...…...45
Tabla 2.10 Características transformadores de potenc. utilizados en el medio..45
Tabla 2.11 Características de un banco de Capacitores…………………………46
Tabla 2.12. Características banco de baterías utilizado en nuestro medio…….47
Tabla 2.13 Elementos de protección y control……………………………………48
Tabla 2.14 Tipos de conductores para las instalaciones de control……………..48
Tabla 3.1 Protección y Control del Transformador de Potencia………...……..75
XII
RESUMEN
La finalidad de este proyecto es presentar una propuesta de cómo se debería de
realizar una automatización de una subestación de distribución.
En este proyecto en el primer capitulo se presentan los reglamentos y normas de los
entes reguladores ecuatorianos para las empresas distribuidoras de energía que son
las dueñas a su vez de las subestaciones de distribución.
En el segundo capitulo se presenta como esta conformada una subestación de nuestro
medio actualmente para luego realizar los cambios respectivos y lograr así dicha
automatización.
En el tercer capito se presenta la propuesta de automatización, es decir como realizar
el cambio de una subestación controlado por personal en el patio mismo de
maniobras a una subestación automatizada controlada en su gran parte por un
operador en un cuarto de control
En el cuarto capitulo presentamos ya en si la configuración de las pantallas, así como
su descripción y funcionamiento del los mismos, en estos se incluyen los parámetros
de entrada salida así como también las fallas, alertas y alarmas.
XIII
INTRODUCCIÓN
El trabajo que se presenta es una propuesta de “Simulación de Automatización de
una Subestación de Distribución de 69/13.8KV”, para lo cual hemos tomado como
ejemplo una de las subestaciones de la ciudad de Guayaquil.
En la presente propuesta se explican los objetivos, normas y reglamentos con la
finalidad de mejorar la calidad del servicio que prestan las empresas distribuidoras a
sus clientes.
Con la automatización de una subestación se busca la modernización y optimización
de recursos.
Basados en un modelo de integración de subestaciones a un solo sistema de control
se realiza un análisis de las ventajas tanto técnicas como operativas del sistema que
se desea implementar.
- 14 -
CAPITULO 1
1. DISPOSICIONES DEL SECTOR ELECTRICO
El actual escenario regulador impone la necesidad de una rápida mejora de la calidad
de servicio de todas las Empresas Distribuidoras de nuestro país ya que el
CONELEC así lo determina.
1.1. Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad.
Art. 9.- Evaluación del servicio.- Los Distribuidores deberán proporcionar el
servicio con los niveles de calidad acordes con lo exigido en la Ley, su Reglamento
General, este Reglamento y las Regulaciones pertinentes, para lo cual adecuarán
progresivamente sus instalaciones, organización, estructura y procedimientos
técnicos y comerciales.
La evaluación de la prestación del servicio se efectuará considerando los siguientes
aspectos:
a) Calidad del producto:
Nivel de Voltaje.
Perturbaciones.
Factor de Potencia.
b) Calidad del Servicio Técnico:
Frecuencia de Interrupciones.
Duración de Interrupciones.
- 15 -
c) Calidad del Servicio Comercial:
Atención de Solicitudes de Servicio.
Atención y Solución de Reclamos.
Errores en Medición y Facturación.
El CONELEC emitirá las Regulaciones que incluyan la modalidad, procedimientos
de evaluación e índices de calidad sobre los aspectos mencionados.
1.1.1.
Calidad del Servicio.
Los aspectos de calidad del producto técnico que se controlaran son el nivel de
voltaje, las perturbaciones y el factor de potencia, siendo el Distribuidor el
responsable de efectuar las mediciones correspondientes, el procesamiento de los
datos levantados, la determinación de las compensaciones que pudieran corresponder
a los consumidores afectados y su pago a los mismos. Toda esta información deberá
estar a disposición del CONELEC cuando este lo requiera.
1.1.1.1. Nivel de voltaje.
Índice de calidad
∆Vk =
Vk − Vn
*100
Vn
Fuente: CONELEC
Donde:
∆Vk= Variación del voltaje en el punto de medición, en el intervalo k de 10 minutos.
Vk= Voltaje eficaz (rms) medido en cada intervalo de medición k de 10 minutos.
Vn= Voltaje nominal en el punto de medición.
Mediciones:
La calidad del voltaje se determina como las variaciones de los valores eficaces (rms)
medidos cada 10 minutos, con relación al voltaje nominal en los diferentes niveles.
- 16 -
El Distribuidor deberá realizar mensualmente lo siguiente:
1.
Un registro de voltaje en cada uno de los siguientes puntos de medición.
a) 20% de las barras de salida de subestaciones de distribución AV/MV, no
menos de tres.
b) 0,15% de los transformadores de distribución, no menos de cinco.
c) 0,01% de los consumidores de bajo voltaje del área de concesión, no menos
de diez.
2.
Para la selección de los puntos se considera los niveles de voltaje, el tipo de
zona (urbana o rural) y la topología de la red, a fin de que las mediciones sean
representativas de todo el sistema. Una vez realizada la selección de los
puntos, la Empresa Distribuidora debe notificar al CONELEC al menos dos
meses antes de realizar las mediciones.
3.
Simultáneamente con el registro de voltaje se deberá medir la energía
entregada a efectos de conocer la que resulta suministrada en malas
condiciones de calidad.
4.
Para cada mes, el registro en cada punto de medición se efectuara durante un
periodo no inferior a siete días continuos, en intervalos de medición de diez
minutos.
Límites:
El Distribuidor no cumple con el nivel del voltaje en el punto de medición
respectivo, cuando durante un 5% o más del periodo de medición de 7 días
continuos, en cada mes, el servicio lo suministra incumpliendo los límites de voltaje.
Las variaciones de voltaje admitidas con respecto al valor del voltaje nominal se
señalan a continuación:
- 17 -
1.1.1.2. Perturbaciones de Voltaje.
Parpadeo (Flicker)
Índice de calidad.
Para efectos de la evaluación de la calidad, en cuanto al Flicker, se considera el
Índice de Severidad por Flicker de Corta Duración (Pst), en intervalos de medición de
diez minutos, definido de acuerdo a las normas IEC; mismo que es determinado
mediante la siguiente expresión:
Pst = 0.0314 P0.1 + 0.0525 P1 + 0.0657 P3 + 0.28 P10 + 0.08 P50
Fuente: CONELEC
Donde:
Pst= Índice de severidad de Flicker de corta duración.
P0.1, P1, P3, P10, P50= Niveles de efecto Fliker que sobrepasan durante el 0,1%, 1%,
3%, 10% 50% del tiempo total del periodo de observación.
Mediciones:
El Distribuidor deberá realizar mensualmente lo siguiente:
i.
Un registro de cada uno de los puntos de medición, en un número
equivalente al 0,15% de los transformadores de distribución, en los
bornes de bajo voltaje, no menos de cinco.
ii.
Para la selección de los puntos se considera los niveles de voltaje, el
tipo de zona (urbana o rural) y la topología de la red, a fin de que las
mediciones sean representativas de todo el sistema. Una vez realizada
- 18 -
la selección de los puntos, la Empresa Distribuidora debe notificar al
CONELEC al menos dos meses antes de realizar las mediciones.
iii.
Simultáneamente con el registro de voltaje se deberá medir la energía
entregada a efectos de conocer la que resulta suministrada en malas
condiciones de calidad.
iv.
Para cada mes, el registro en cada punto de medición se efectuará
durante un periodo no inferior a siete días continuos, en intervalos de
medición de diez minutos.
Las mediciones se deben de realizar con un medidor de efecto Flicker para intervalos
de diez minutos y de acuerdo a los procedimientos especificados en la norma IEC
60868.
Con la finalidad de ubicar de una manera mas eficiente los medidores de flicker; se
efectuaran mediciones de monitoreo de flicker, de manera simultanea con las
mediciones de voltaje indicadas anteriormente; por lo que los medidores de voltaje
deberán estar equipados para realizar mediciones de monitoreo.
Límites:
El índice de severidad del Flicker Pst en el punto de medición respectivo, no debe
superar la unidad. Se considera el limite Pst= 1 como el tope de irritabilidad asociado
a la fluctuación máxima de luminancia que puede soportar sin molestia el ojo
humano en una muestra especifica de población.
Se considera que el suministro de electricidad no cumple con el límite admisible
arriba señalado, de cada punto de medición, si las perturbaciones se encuentran fuera
del rango de tolerancia establecido en este numeral por un tiempo superior al 5% del
periodo de medición de siete días continuos.
- 19 -
Armónicos.
Índices de calidad.
 Vi 
V 1´ =   *100
 Vn 
Fuente: CONELEC
 40

 ∑ Vi 2 
 i =2

THD = 
 * 100
Vn






Fuente: CONELEC
( )
Donde:
Vi´= Factor de distorsión armónica individual de voltaje.
PHD= Factor de distorsión total por armónicos, expresado en porcentaje.
Vi= Valor eficaz rms del voltaje armónico “i” (para i 2….40) expresado en voltios.
Vn= Voltaje nominal del punto de medición expresado en voltios.
Mediciones:
1. Un registro de cada uno de los puntos de medición, en un número
equivalente al 0,15% de los transformadores de distribución, en los bornes de
bajo voltaje, no menos de cinco.
2. Para la selección de los puntos se considera los niveles de voltaje, el tipo de
zona (urbana o rural) y la topología de la red, a fin de que las mediciones
sean representativas de todo el sistema. Una vez realizada la selección de los
puntos, la Empresa Distribuidora debe notificar al CONELEC al menos dos
meses antes de realizar las mediciones.
- 20 -
3. Simultáneamente con el registro de voltaje se deberá medir la energía
entregada a efectos de conocer la que resulta suministrada en malas
condiciones de calidad.
4. Para cada mes, el registro en cada punto de medición se efectuará durante un
periodo no inferior a siete días continuos, en intervalos de medición de diez
minutos.
Las mediciones se deberán realizar con un medidor de distorsión de armónicos de
voltaje de acuerdo con los procedimientos especificados en la norma IEC 61000-4-7.
Con la finalidad de ubicar de manera más eficiente los medidores de distorsiones
armónicas, se efectuaran mediciones de monitoreo de armónicas, de manera
simultanea con las mediciones de voltaje indicadas anteriormente; por lo que los
medidores de voltaje deberán estar equipados para realizar tales mediciones de
monitoreo.
Límites:
Los valores eficaces rms de los voltajes armónicos individuales (Vi) y los THD,
expresados como porcentaje del voltaje nominal del punto de medición respectivo,
no deben superar los valores limites (Vi y THD) señalados en los anexos en la tabla
N.1. Para efectos de esta regulación se consideran los armónicos comprendidos entre
la segunda y la cuadragésima, ambas inclusive.
1.1.1.3. Factor de Potencia.
Índice de Calidad.
Para efectos de la evaluación de la calidad, en cuanto al factor de potencia, si en el
5% o más del periodo evaluado el valor del factor de potencia es inferior a los
límites, el Consumidor esta incumpliendo con el índice de calidad.
- 21 -
Medición.
Adicionalmente a las dispocisiones que constan en el artículo 12 del Reglamento de
Suministro del Servicio de Electricidad, el Distribuidor efectuara registros del factor
de potencia en cada mes, en el 2% del número de Consumidores servidos en AV y
MV. Las mediciones se harán mediante registros en periodos de 10 minutos, con
régimen de funcionamiento y cargas normales, por un tiempo no menor a siete días
continuos.
Límite:
El valor mínimo es de 0.92.
1.1.2. Calidad del Servicio Técnico.
La calidad del servicio técnico se evaluará en base ha:
a) La frecuencia de las interrupciones (cantidad de veces que se interrumpe el
suministro en un periodo determinado).
b) La duración total de la interrupción (tiempo total sin suministro en un periodo
determinado).
Si los valores de los indicadores excedieran los limites prefijados, se aplicaran
sanciones a la Distribuidora.
A fin de calcular dichos indicadores se computaran solamente las interrupciones de
servicio cuya duración supere los tres minutos.
1.1.2.1. Control.
La calidad del servicio técnico prestado se evaluara sobre la base de la frecuencia y
la duración de la interrupción.
- 22 -
Durante la subetapa 1 se efectuaran controles en función a índices globales para el
Distribuidor discriminado por empresa y alimentador de MV. El levantamiento de
información y cálculo se efectuara de forma tal que los indicadores determinados
representen en la mejor forma posible la cantidad y el tiempo total de las
interrupciones que afecten a los consumidores. Para los consumidores con suministro
en MV o en AV, se determinan índices individuales.
En la subetapa 2 los indicadores se calcularan a nivel de consumidor, de forma tal de
determinar la cantidad de interrupciones y la duración total de cada una de ellas que
afecten al consumidor.
El periodo de control será anual, por tanto, los Distribuidores presentaran informes
anuales al CONELEC, especificando las interrupciones y los índices de control
resultantes.
Sin embargo de lo anterior, los cálculos de los índices de calidad se efectuaran para
cada mes del año considerado y para el año completo.
Control de Servicio Técnico en la Subetapa 1.
Durante la subetapa 1, y para los consumidores cuyo suministro sea en bajo Voltaje,
se controlará la calidad del servicio técnico sobre la base de índices que reflejen la
frecuencia y el tiempo total que queda si servicio la red de distribución.
Durante la subetapa 1 no se computaran las interrupciones originadas en la red de
bajo Voltaje que queden circunscritas en la misma, es decir aquellas que produzcan
la salida del servicio del Centro de Transformación MV/BV al que pertenezcan.
Los límites de la red sobre la cual se calcularan los índices son, por un lado el
terminal del alimentador MV en la subestación AV/MV, y por el otro, los bornes BV
del transformador MV/BV.
- 23 -
Control del Servicio Técnico en la Subetapa 2.
Durante la subetapa 2, la calidad del servicio tecnicote controlara al nivel del
suministro a cada consumidor, debiendo disponer el Distribuidor de los sistemas que
posibiliten la gestión de la totalidad de la red, y la adquisición y procesamiento de
información de forma tal de asegurar los niveles de calidad y la realización de
controles previstos para la presente etapa.
1.1.2.2. Identificación de las interrupciones.
La información relacionada con cada una de las interrupciones que ocurran en la red
eléctrica se identificará de la siguiente manera:
•
Fecha y hora de inicio de cada interrupción.
•
Identificación del origen de las interrupciones: internas o externas
•
Ubicación e identificación de la parte del sistema eléctrico afectado por cada
interrupción: circuito de bajo voltaje (BV), centro de transformación de
medio voltaje a bajo voltaje (MV/BV), circuito de medio voltaje (MV),
subestación de distribución (AV/MV), red de alto voltaje (AV).
•
Identificación de la causa de cada interrupción.
•
Relación de equipos que han quedado fuera de servicio por cada interrupción
señalando su respectiva potencia nominal.
•
Número de Consumidores afectados por cada interrupción.
•
Número total de Consumidores de la parte del sistema en análisis.
•
Energía no suministrada.
•
Fecha y hora de finalización de cada interrupción.
Esta información debe tener interrelación con las bases de datos, de tal manera que se
permitirá identificar claramente a todos los Consumidores afectados por cada
interrupción que ocurra en el sistema eléctrico.
- 24 -
1.1.2.3. Registro y clasificación de las interrupciones.
El Distribuidor debe llevar, mediante un sistema informático, el registro histórico de
las interrupciones correspondientes, por lo menos de los tres últimos años.
El registro de las interrupciones se deberá efectuar mediante un sistema informático,
el cual deberá ser desarrollado previamente a fin de asegurar su utilización durante la
Subetapa 1.
En el registro, las interrupciones se pueden clasificar de acuerdo a los parámetros que
se indican a continuación, los que deberán tener un código para efectos de
agrupamiento y de cálculos:
a) Por su duración
- Breves, las de duración igual o menor a tres minutos.
- Largas, las de duración mayor a tres minutos.
b) Por su origen
- Externas al sistema de distribución.
Otro Distribuidor
Transmisor
Generador
Restricción de carga
Baja frecuencia
Otras
- Internas al sistema de distribución.
Programadas
No Programadas
- 25 -
c) Por su causa.
Programadas.
Mantenimiento
Ampliaciones
Maniobras
Otras
- No programadas (intempestivas, aleatorias o forzadas).
Ambientales
Terceros
Red de alto voltaje (AV)
Red de medio voltaje (MV)
Red de bajo voltaje (BV)
Otras
d) Por el voltaje nominal.
- Bajo voltaje
- Medio voltaje
- Alto voltaje
1.1.2.4. Interrupciones a ser consideradas.
Para el cálculo de los índices de calidad que se indican en detalle más adelante, se
consideran todas las interrupciones del sistema con duración mayor a tres (3)
minutos, incluyendo las de origen externo, debidas a fallas en transmisión. No serán
consideradas las interrupciones con duración igual o menor a tres (3) minutos,
No se consideraran las interrupciones de un Consumidor en particular, causadas por
falla de sus instalaciones, siempre que ellas no afecten a otros Consumidores.
Tampoco se consideraran para el caculo de los índices, pero si se registraran, las
interrupciones debidas a suspensiones generales del servicio, racionamientos,
- 26 -
desconexiones de carga por baja frecuencia establecidas por el CENACE; y, otras
causadas por eventos de fuerza mayor o caso fortuito, que deberán ser notificadas al
CONELEC, conforme lo establecido en el Art. 36 del Reglamento de Suministro del
Servicio de Electricidad
En el caso en que las suspensiones generales del servicio sean producidas por la
Empresa Distribuidora, estos si serán registrados.
1.1.2.5. Índices.
Los índices de calidad se calcularan para toda la red de distribución (Rd) y para cada
alimentador primario de medio voltaje (Aj), de acuerdo a las siguientes expresiones:
a) Frecuencia Media de Interrupción por KVA nominal Instalado (FMIK)
En un periodo determinado, representa la cantidad de veces que el KVA promedio
sufrió una interrupción de servicio.
FMIK Rd =
FMIK Aj =
∑ KVAfs
i
i
KVAinst .
∑ KVAfs
Aj
i
KVAinstAj
Fuente: CONELEC
b) Tiempo Total de interrupción por KVA nominal instalado (TTIK)
En un periodo determinado, representa el tiempo medio en que el KVA promedio no
tuvo servicio.
TTIK Rd =
∑ KVAfs
i
* Tfsi
i
KVAinst
Fuente: CONELEC
- 27 -
Aj
TTIK Aj =
∑ KVAfs
i Aj
* Tfsi Aj
i
KVAinst Aj
Fuente: CONELEC
Donde:
FMIK: Frecuencia Media de Interrupción por KVA nominal instalado, expresada en
fallas por KVA.
TTIK: Tiempo Total de Interrupción por KVA nominal instalado, expresado en horas
por KVA.
∑
: Sumatoria de todas las interrupciones del servicio "i" con duración mayor a
i
tres minutos, para el tipo de causa considerada en el periodo en análisis.
Aj
∑
: Sumatoria de todas las interrupciones de servicio en el alimentador "Aj" en el
i
periodo en análisis.
KVAfsi: Cantidad de KVA nominales fuera de servicio en cada una de las
interrupciones "i".
KVAinst: Cantidad de KVA nominales instalados.
Tfsi : Tiempo de fuera de servicio, para la interrupción "i".
Rd : Red de distribución global.
Aj : Alimentador primario de medio voltaje.
c) Índices para consumidores en AV y MV
Para el caso de consumidores en áreas urbanas cuyo suministro sea realizado en el
nivel de Alto y Medio Voltaje no se aplicaran los índices descritos anteriormente,
sino que se controlará la calidad de servicio en función de índices individuales de
acuerdo a lo establecido para la Subetapa 2.
Los índices de calidad antes indicados, serán calculados mediante las siguientes
formulas:
- 28 -
a) Frecuencia de Interrupciones por número de Consumidores (FAIc).
Representa el número de interrupciones, con duración mayor a tres (3)
minutos, que han afectado al Consumidor "c", durante el periodo de análisis.
FAIc = Nc
Fuente: CONELEC
Donde:
FAIc: Frecuencia de las interrupciones que afectaron a cada Consumidor “c”
durante el perdió considerado.
Nc: Numero de interrupciones, que afectaron el Consumidor “c” durante el
perdió de análisis.
b) Duración de las Interrupciones por Consumidor (DAIc)
Es la sumatoria de las duraciones individuales ponderadas de todas las
interrupciones en el suministro de electricidad al Consumidor "c", durante el
periodo de control.
DAIc = ∑ ( Ki * dic )
i
Fuente: CONELEC
Donde:
dic: Duración individual de la interrupción "i" al Consumidor "c" en horas
Ki: Factor de ponderación de las interrupciones
Ki = 1.0 para interrupciones no programadas
Ki = 0.5 para interrupciones programadas por el distribuidor, para el mantenimiento
o ampliación de las redes; siempre que hayan sido notificadas a los Consumidores
con una anticipación mínima de 48 horas, con horas precisas de inicio y culminación
de trabajo.
- 29 -
1.1.2.6. Límites.
Como anteriormente se expuso el servicio técnico se evaluará en dos etapas para lo
cual se deberán tomar en cuenta los siguientes límites admisibles en dichas etapas:
Límites para la subetapa 1.
Los valores límites admisibles, para los índices de calidad del servicio técnico,
aplicables durante la Subetapa 1 son los siguientes:
ÍNDICE
Red
Alimentador Urbano
Alimentador Rural
Lim FMIK
4.0
5.0
6.0
Lim TTIK
8.0
10.0
18.0
Tabla 1.1 Límites admisibles de FMIK y TTIK para subetapa 1.
Fuente: CONELEC
Los valores limites admisibles para los consumidores en AV y MV durante la
Subetapa 1 son los siguientes:
Consumidor
Suministro en AV
Suministro en MV
Índice
Lim FAIc
Lim DAIc
Lim FAIc
Lim DAIc
Valor
6,0
4,0
10,0
24,0
Tabla 1.2 Límites admisibles para los consumidores subetapa 1.
Fuente: CONELEC
Los valores limites admisibles, para los índices de calidad del servicio técnico,
aplicables durante la Subetapa 2 son los siguientes:
- 30 -
Índice
Consumidores en AV
Consumidores en MV Urbano
Consumidores en MV Rural
Consumidores en BV Urbano
Consumidores en BV Rural
Lim FAIc
6,0
8,0
10,0
10,0
12,0
Lim DAIc
4,0
12,0
24,0
16,0
36,0
Tabla 1.3 Límites admisibles para los consumidores subetapa 2.
Fuente: CONELEC
1.2 Confiabilidad y Continuidad del suministro eléctrico.
Para garantizar a los Consumidores un suministro eléctrico confiable y continuo, es
necesario dictar las Regulaciones relacionadas con las características mínimas de
calidad y procedimientos técnicos de medición y evaluación a los que deben
someterse las Empresas Distribuidoras del Servicio Eléctrico.
Es necesario asegurar un nivel satisfactorio de la prestación de los servicios
eléctricos a que se refieren las disposiciones legales establecidas en la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico y sus reformas, el Reglamento Sustitutivo del
Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, el Reglamento de
Concesiones, Permisos y Licencias para la Prestación del Servicio de Energía
Eléctrica, el Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad y el Reglamento
de Tarifas.
1.2.1. Responsabilidad y Alcance.
Las Empresas Distribuidoras tienen la responsabilidad de prestar el servicio eléctrico
a los Consumidores ubicados en su zona de Concesión, dentro de los niveles de
calidad establecidos, en virtud de lo que señala la Ley de Régimen del Sector
Eléctrico, los Reglamentos aplicables, el Contrato de Concesión y las
Regulaciones correspondientes.
- 31 -
El Distribuidor seria responsable por la prestación de los servicios de alumbrado
public0 de avenidas, calles, caminos públicos y plazas, de conformidad con los
niveles de iluminación que se establecerán en las regulaciones que dicte el
CONELEC.
1.2.2. Aspectos de calidad.
•
El Distribuidor deberá proporcionar el servicio con los niveles de calidad
acordes con lo exigido en la Ley, su Reglamento General, este Reglamento y
las Regulaciones pertinentes, para lo cual adecuaran progresivamente sus
instalaciones, organización, estructura y procedimientos técnicos.
•
De la continuidad de Servicio a los Consumidores al nivel secundario se
efectuara por medio de indicadores globales que reflejen la frecuencia y
duración de las interrupciones en la red de distribución secundaria. La
recopilación de esa información y el cálculo de los indicadores mencionados,
se ejecutará de manera que los valores determinados para estos parámetros de
evaluación reflejen, desde el punto de vista de los Consumidores, la cantidad
de interrupciones y la duración de cada una de ellas. Para los Consumidores
servidos de la red primaria, se determinaran indicadores individuales por
Consumidor.
•
Para la operación normal del sistema se debe de tomar en cuenta que tanto los
equipos como los dispositivos de distribución, esto es tanto en las
subestaciones como en las redes de distribución de media y baja tensión se
deben realizar inspecciones y mantenimientos periódicos preventivos con la
finalidad de reducir interrupciones e imprevistos en la operación normal del
sistema para el suministro de electricidad.
•
Es de mucha importancia conocer la capacidad de cada uno de los
transformadores de las distintas subestaciones, por cuanto se ejecutan
- 32 -
transferencias de carga entre alimentadoras que tengan su origen en diferentes
subestaciones, es necesario conocer la carga a la hora pico.
•
Las alimentadoras a 13.8 KV cuya salida es aérea con conductor 336.4 MCM
ACSR. Tiene una capacidad aproximada de 11.8 MVA y las alimentadoras
con salida subterránea cuyo conductor es 500 MCM Cu. Tienen una
capacidad aproximada de 9 MVA. Las alimentadoras del Sistema Guayaquil
en su gran mayoría sirven a cargas residenciales, y el pico se presenta
alrededor de las diecinueve horas.
- 33 -
CAPÍTULO 2
2. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE UNA SUBESTACIÓN.
Para la entrega de energía a 69 KV del Mercado Eléctrico Mayorista, se tiene una red
de subtransmision de 69 KV, esta red sirve a las subestaciones de transformación
reductoras.
En la actualidad el sistema de distribución de nuestro medio cuenta con
subestaciones de reducción de 69 KV a 13.8 KV con transformadores de poder,
repartidos en subestaciones con uno y dos transformadores.
De las barras de las subestaciones parten las diferentes alimentadoras, las cuales
llevan el fluido eléctrico a las diferentes zonas de carga preestablecidas, estas
alimentadoras por lo general son trifásicas y se las denomina alimentadoras
principales o troncales; de estas alimentadoras principales parten derivaciones o
ramales que a su vez pueden ser trifásicos, bifásicos y monofásicos. Además de estos
mismos ramales trifásicos y bifásicos pueden partir sub-ramales bifásicos y
monofásicos, respectivamente.
Toda alimentadora, ramal o sub-ramal, tienen elementos de protección para
sobrecorriente en el sistema. Entre los elementos de protección se puede nombrar a
los seccionalizadores, reconectadores, fusibles, los cuales son utilizados para
proteger el sistema de posibles sobre corrientes. Existen varios equipos los cuales son
intercalados en el sistema de distribución de acuerdo a las necesidades técnicas que
se presenten.
2.1
Equipos que conforman una subestación de 69/13.8 KV.
La configuración y disposición de los equipos o elementos primarios en una
subestación eléctrica de nuestro sistema de distribución esta gobernada
fundamentalmente por el tipo de barras que utiliza. Se trata de mantener diseños
- 34 -
normalizados de disposición para cada módulo característico (línea, acoplamiento o
transferencia), en cada uno de los niveles de voltaje.
La subestación esta conformada de varios equipos al igual que sus instalaciones por
lo cual tenemos que tomar en cuenta su ubicación, cerramiento, vivienda y oficina
del operador.
2.1.1. Transformadores de Potencia.
Las potencias de los transformadores de poder han sido normalizadas en función de
un estudio de requerimientos para el sistema de distribución.
Las potencias trifásicas en uso para sistemas de enfriamiento natural del
Transformador por aire y aceite mediante el golpe de aire en los radiadores y por la
circulación natural del aceite de las partes inferiores a las superiores del
transformador por las diferencias de temperatura, una segunda etapa de enfriamiento
forzado por aire al arrancar cierto grupo de ventiladores montados en los radiadores y
una circulación forzada de aceite.
2.1.1.1. Especificaciones generales.
El transformador de poder por lo general esta montado sobre una superficie de
hormigón armado de acuerdo a las dimensiones de la base del transformador.
Algunas de las características del transformador de poder de 69000/13800Y voltios
seria de acuerdo al diseño de la subestación y a la capacitad de carga del sistema de
distribución ya que cada subestación tienen características diferentes de operación a
continuación se presentan algunos de esos valores:
Vamos a asumir un transformador de
características siguientes:
69000 / 13800Y Voltios, de
(MVA)
OA/FA
IMPEDANCIA
Z (%)
18/24
7.56
VOL.
ACEITE
(LITROS)
12691
Tabla 2.1 Características de un transformador de potencia.
Fuente: Los autores.
- 35 -
las
2.1.1.2. Pararrayos sobre el Transformador del lado de alta y baja tensión.
Estos pararrayos funcionan como dispositivos de protección también descargadores
de sobretensiones que se emplean en la protección de transformadores de poder en
una subestación eléctrica.
De acuerdo a los Transformadores de poder y a la capacidad en MVA de diseño de
las subestaciones variaran las características de los pararrayos a continuación se
presentan algunas características de esos pararrayos tanto para alta como para baja
tensión:
Fase
A
B
C
Fase
A
B
C
Id max
(KA)
80
80
80
V nominal
(KV)
60
60
60
Id max
(KA)
65
65
65
V nominal
(KV)
12
12
12
Tabla 2.2 Características de pararrayos tanto para alta como para baja tensión
Fuente: Los autores.
2.1.2 Equipos y accesorios para 69 KV.
En lo que consideramos el patio de 69 KV se detallaran los equipos y accesorios pero
antes conoceremos como esta conformadas las estructuras.
El pórtico consiste de 2 torres de aproximadamente 11 m de alto, separadas 6 m y
unidas con bandejas horizontales para soportar 1 seccionador de 69 KV, aisladores
pararrayos y portafusiles.
Las torres y la bandeja superior por lo general están hechas de hierro ángulo de
3"x3"x1/4" para los largueros y de 2"X2"x1/4" para los tirantes, las torres descansan
sobre bases de hormigón armado, sujetas con pernos de acero empotrados.
- 36 -
2.1.2.1 Seccionador de aire operado en grupo con cuchillas de puesta a tierra.
Los seccionadores se consideran como dispositivos para conectar y desconectar
partes de una instalación eléctrica, con la finalidad de efectuar maniobras de
operación o para darles mantenimiento.
La principal diferencia entre un disyuntor y un juego de seccionadores, considerando
que ambos abren y cierran circuitos, es que los seccionadores o cuchillas NO pueden
abrir un circuito con corriente.
2.1.2.1.1 Especificaciones General.
Existen varios tipos de este entre los que tenemos: de barra, de línea y de puesta a
tierra. Están diseñados para soportar corrientes de corto circuito pero, no para
interrumpirlas. Su función es la de aislar secciones de la subestación para garantizar
seguridad al personal cuando realiza labores de mantenimiento. Su accionamiento
puede ser tanto manual como automático.
2.1.2.1.2 Datos Técnicos.
De acuerdo a las características de diseño y funcionamiento de los dispositivos a
utilizar para la operación de la subestación dependerán las características técnicas de
estos dispositivos, a continuación se presentan algunas de esas características para
una subestación de 69/13.8 KV.
KV
max
72,5
BIL
(KV)
350
I continua
(Amp)
600
I inst
(KA)
40
Tabla 2.3 Seccionador de aire con cuchilla de tierra
Fuente: Los autores.
- 37 -
2.1.2.2. Interruptor en gas (GCB) SF6.
Se considera al interruptor o disyuntor y al transformador de potencia, como los
dispositivos de mayor importancia dentro de la configuración y operación de una
subestación eléctrica. Se fundamenta en la acción que este realiza al permitir insertar
o desconectar cualquier tipo de circuito energizado a máquinas, líneas aéreas, cables
y demás elementos que puedan aportar con corrientes de falla y por ende interrumpir
la continuidad del servicio.
2.1.2.2.1. Especificaciones generales.
Generalmente un interruptor automático de potencia, se encuentra destinado al cierre
o apertura en la continuidad de un circuito eléctrico bajo condiciones de carga
(operación normal) y fundamentalmente bajo condiciones de cortocircuito
Fig. 2.1 Interruptor en gas SF6 (GCB)
Fuente: Los autores.
Las capacidades de interrupción requeridas van de 20 a 40 KA para los niveles de
138 y 69 KV.
2.1.2.2.2. Datos Técnicos.
Fundamentalmente se adquieren interruptores con transformadores de corriente
incorporados (tipo bushings), aunque este sistema trae consigo una serie de
complicaciones para la transferencia de circuitos de corriente en los sistemas de
- 38 -
protección, control y medición, razón por la cual se puede y permite adquirir
transformadores de corriente separados, sin variaciones sustanciales de costo y con la
ventaja de poder realizar transferencias de los circuitos de protección, control y
medición de una manera mucho mis sencilla.
KV
max
350
BIL
(KV)
1200
I continua
(Amp)
72,5
I inst
(KA)
40
Tabla 2.4 Datos técnicos de un interruptor en gas SF6.
Fuente: Los autores.
2.1.2.3. Pararrayos en estructura.
Los pararrayos o descargadores se usan por lo general acoplados lo mas cerca de los
transformadores para suprimir las sobretensiones (absorber energía) o descargas
tanto internas como atmosféricas, que causaría gran daño a 1os transformadores y
demás elementos de la subestación.
2.1.2.4. Portafusibles – fusibles.
Los porta fusibles se los utilizan cuando en una subestación de 69/13.8 KV la cual se
va a diseñar no contiene interruptor en gas SF6 en el lado de alimentación de la
subestación de 69 KV, por lo general encontrarnos este tipo de portafusibles y
fusibles en subestaciones antiguas ya que en la actualidad por seguridad, eficiencia y
operación se utiliza el interruptor en gas.
Por lo general los fusibles que se utilizan manejan amperajes cercanos o superiores a
los 200 amperios.
2.1.2.5. Aisladores y herrajes.
La finalidad de los aisladores en una subestación eléctricas es aislar por completo
una fase de otra existiendo las separaciones de seguridad de acuerdo a la capacidad
por fase y a la cantidad de conductores y equipos que contenga una subestación, por
- 39 -
lo general un aislador esta asegurado con su correspondiente herraje así también
tenemos terminales, 1os cuales se utilizan en las conexiones de esta manera se
asegura las instalaciones en un 100 % evitando que se produzcan fallas y accidentes
que lamentar.
AISLADOR 69 KV TIPO POSTE PARA ESTRUCTURA
TANGENTE
AISLADOR 69 KV TIPO PIN PARA ESTRUCTURA TANGENTE
TERMINALES TIPO TALON 4/0 Cu
Tabla 2.5 Aisladores y herrajes para patio de 69 KV
Fuente: Los autores.
2.1.2.6. Conductores.
Para la alimentación eléctrica a la subestación se utilizarán conductores cuyas
características de funcionamiento cumplan con las necesitadas mediante 1os cálculos
realizados por los ingenieros, a continuación se presentan algunos tipos de
conductores de acuerdo a la conexión y uso que se 1os vaya a dar:
USADO PARA
Tipo de Cable
69 KV
4/0 AWG Cu desnudo
ATERRIZAMIENTO
4/0 AWG Cu desnudo
Tabla 2.6 conductor utilizado en patio de 69 KV.
Fuente: Los autores.
2.1.3. Equipos y Accesorios para 13.8 KV.
En el patio de 13.8 KV encontramos algunos dispositivos tanto de control conexión,
transferencia y distribución.
Luego de que se reduce el voltaje al lado de baja tensión del Transformador, en el
patio de 13.8KV es donde se reparte la electricidad hacia cada una de las
alimentadoras dependiendo de la capacidad instalada en la subestación y de acuerdo
a las cargas que se vaya alimentar, en el patio de 13.8 KV existirá una barra de
transferencia la cual repartirá la electricidad a las distintas alimentadoras las cuales
- 40 -
estarán gobernadas a través de un reconectador el cual permitirá que fluya
normalmente la electricidad en condiciones normales de funcionamiento o de la
misma forma cortara el paso de la electricidad en presencia de alguna anormalidad en
el sistema de distribución, a continuación se presentan equipos y dispositivos que se
encuentran en el patio de 1 3.8 KV.
2.1.3.1. Seccionador de aire principal.
Los seccionadores se consideran como dispositivos para conectar y desconectar
partes de una instalación eléctrica, con la finalidad de efectuar maniobras de
operación o para darles mantenimiento.
2.1.3.2. Pararrayos.
Para proporcionar una protección apropiada, la instalación tiene que ser equipada de
dos tipos de protecciones: una protección externa contra un impacto directo de un
movimiento del relámpago (barra del relámpago, sistema de la aire-terminación del
alambre o sistema de la aire terminación del acoplamiento), y una protección interna
contra picos de voltaje produjeron por los movimientos del relámpago en la
proximidad o en 1os conductores de la red eléctrica.
La protección externa e interna requiere un buen sistema de puesta a tierra al evacuar
las corrientes del relámpago, e iguala la potencialidad dentro del sistema de tierra,
del sistema de protección y de 1os circuitos eléctricos que se protegerán.
2.1.3.3. Reconectadores de las alimentadoras.
Por medio de los reconectadores ubicados en la salida de cada alimentadora se
permite conectar y desconectar circuitos de corriente alterna de la red de distribución
eléctrica desde la subestación hacia la carga, que serian los distintos abonados.
- 41 -
Figura 2.2 Reconectador para alimentadora.
Fuente: Los autores.
2.1.3.3.1. Especificaciones generales.
Estos reconectadores tienen las capacidades de desconexión, cierre, visualización de
valores de protección, historial de fallas, mediciones de línea, alarmas y datos
históricos.
2.1.3.3.2. Datos Técnicos.
Los reconectadores que se utilizaran en cada alimentadora dependerán de algunos
valores de operación técnica estos son:
• Voltaje al que se los haga operar, estos es (KV) máximo y mínimo.
• La corriente de operación normal, la corriente de interrupción máxima. esta
dada en (k Amp).
• Dependerá también del medio aislante en su interior este puede ser aceite, gas
SF6, etc.
- 42 -
A continuación se presenta un ejemplo de las características técnicas de un
reconectador utilizados en las subestaciones de la Empresa Eléctrica de Guayaquil:
RECONECTADOR ALIMENTADORA
Medio aislante
Aceite
Tipo
WE
KV max
14.4
BIL (KV)
110
I continua (A)
560
I interrupción max (KA)
10
Tabla 2.7 Características técnicas de un reconectador
Fuente: Los autores.
2.1.3.4. Cuchillas seccionadoras de las alimentadoras.
Estas se encuentran instaladas en los pórticos del patio de 13.8 KV y sirven para
conectar o desconectar las alimentadoras, con la finalidad de efectuar maniobras de
operación o mantenimiento a los equipos de reconexión de las alimentadoras.
Una característica de las cuchillas es que no pueden abrir un circuito con corriente.
2.1.3.5. Seccionadores de interconexión entre alimentadoras.
Estas se encuentran en las estructuras de maniobras del patio de 13.8 KV, teniendo
como función efectuar maniobras de operación o mantenimiento.
No pudiendo operar en presencia de corriente en el circuito.
2.1.3.6. Seccionador de interconexión entre barras principales.
Estas se encuentran ubicadas a un extremo de las barras del patio de 13.8 KV, las
mismas que se utilizan para realizar maniobras de operación o mantenimiento, siendo
una de estas para transferir carga. Estos Seccionadores a diferencia de los disyuntores
no se los debe operar con corriente en sus circuitos.
- 43 -
2.1.3.7. Conductores.
Los conductores utilizados en el patio de 13.8 KV deben cumplir con los estandartes
de diseño de la subestación ya que deben cumplir con los parámetros que influyen en
la transmisión de electricidad, estos parámetros son resistencia, inductancia,
capacidad y conductancia, por lo cual se utilizará distinto tipo
de al tipo de
conductor de acuerdo al tipo de conexión que se este realizando, a continuación se
presentan algunos tipos de conductores y su respectivo uso:
USADO PARA
BARRA PRINCIPAL
BARRA DE TRANSFERENCIA
PUENTES
RECONECTADORCUCHILLA
ATERRIZAMIENTO
TIPO DE CABLE
1000 MCM Cu desnudo
500 MCM Cu desnudo
500 MCM aislado 15 KV
4/0 Cu desnudo
Tabla 2.8 Conductores usados en patio de 13,8 KV
Fuente: Los autores.
2.1.3.8. Estructuras, aisladores y herrajes.
El patio de 13.8 KV de acuerdo al diseño del tipo de subestación constará de sus
estructuras, aisladores y herrajes.
Por lo general una subestación de nuestro medio constara de 3 pórticos de 6 a 7
metros de altura hecha de tubo de hierro de 6" de diámetro unidos entre si, sobre una
base de hormigón armado de aproximadamente 10 x 6 m2, sujetos con pernos de
acero empotrados y con soportes para 4 niveles de barra, 3 seccionadores de
interconexión, 1 seccionador principal.
Se encontrará también un pórtico adicional para el seccionador de interconexión de
barras entre una subestación y otro este en el caso de tener dos subestaciones juntas.
A continuación se presenta los aisladores y herrajes que se encontraran en una
subestación de este tipo:
- 44 -
DESCRIPCIÓN
AISLADOR DE SUSPENSIÓN 15 KV
AISLADOR DE PIN 15 KV
CAJA DE FUSIBLES 100 A – 15 KV
GRAPA TERMINAL 500 MCM
GRAPA TERMINAL 1000 MCM
GRILLETE TIPO “T” 500 MCM
GRILLETE TIPO “T” 1000 MCM
GRILLETE TIPO PEN 4/0 -1000 MCK
PERNO DE OJO 5/8”
TERMINALES TIPO TALÓN 250 MCM
TERMINALES TIPO TALÓN 500 MCM
TERMINALES DE 2 PERNOS 500 MCM
Tabla 2.9 Aisladores y herrajes utilizados en patio de 13.8 KV.
Fuente: Los autores.
2.1.3.9. Transformadores de Potencial.
Se utilizaran transformadores de acuerdo a la capacidad del voltaje que se va a tomar
lecturas de potencial, es así que en esta subestación se utilizarán 3 unidades de
transformadores de potencial estos se encontraran instalados de forma que se tome
lectura tomando en consideración el procedimiento de recolección de
Información con dos transformadores de potencial, a continuación se dan a conocer
algunas características técnicas de los equipos de medición de voltaje por fases que
por lo general se encuentran en las subestaciones de nuestro medio:
FASE
MARCA
TIPO
RELACIÓN BIL (KV)
BURDEN
A
G.E
JVW
13800/120
110
1200
B
G.E
JVW
13800/120
110
1200
C
G.E
JVW
13800/120
110
1200
Tabla 2.10. Características de transformadores de potencial utilizados en el
medio.
Fuente: Los autores.
2.1.3.10. Banco de Capacitores desconectable.
Los capacitores son utilizados para mejorar el factor de potencia generando potencia
reactiva en el sistema en el cual está trabajando. Se forman bancos de capacitores con
varios capacitores para cubrir la demanda necesaria esto es que a distintas horas del
día el sistema necesita mayor cantidad de reactivos por lo cual se debe de tener
- 45 -
bancos de capacitores desconectables ya que cuando el voltaje está por debajo del
normal este banco se debe conectar para suplir esta caída de tensión pero cuando este
se normaliza o si el sistema detecta que el voltaje subió más de lo normal el banco de
capacitares se tiene que desconectar inmediatamente por lo cual se procede a
desconectar el mismo.
A continuación se presentaran algunos datos técnicos de un banco de capacitores
encontrados con frecuencia en las subestaciones de nuestro medio:
CAPACIDAD
(KVAR)
3 X 300
COMPONENTES
DEL BANCO
INTERRUPTORES
EN ACEITE
CAPACITORES
INTERRUPTOR
DE TIEMPO
DATOS
FASES A/B/C
MARCA
TIPO
MARCA
TIPO
MARCA
TIPO
GE
FKC-2
GE
DIELEKTROL
FISHER PIERCE
56821 HJ-76A
Tabla 2.11 Características de un banco de Capacitores.
Fuente: Los autores.
2.1.4 Equipos de Medición.
En las diferentes subestaciones eléctricas de 69/13.8 KV de nuestro medio se realizan
las mediciones de las siguientes magnitudes eléctricas, dependiendo del elemento de
sistema de potencia que se trate:
Terminales de línea:
• Corriente en cada fase
• Voltaje en cada fase
• Potencia Activa
• Potencia Reactiva
Transformador (lado de entrega de energía)
• Corriente en cada fase
• Voltaje en cada fase
- 46 -
• Potencia Activa
• Potencia Reactiva
• Energía Activa
• Energía Reactiva
Barras
• Voltaje en cada fase
Para conocer el valor de estas magnitudes se utilizan medidores los mismos que tiene
diferentes características de acuerdo al uso y a la ubicación que de los mismos, es así
que por cada alimentadora de se debe de realizar un constante chequeo del voltaje
DC necesario para el funcionamiento de los dispositivos de control y protección ya
que siempre tiene que estar marcando 48 voltios DC.
A continuación se presentan algunas características de cómo está conformado el
banco de baterías:
CARGADOR DE BATERIAS
ENTRADA AC
SALIDA DC
VOLTAJE AMPERAJE HZ VOLTAJE AMPERAJE
GNB
GGS48S6
120
6,3
60
48
6
Tabla 2.12. Características de un banco de baterías utilizado en nuestro medio.
Fuente: Los autores.
MARCA MODELO
2.1.5. Dispositivos de Protección y Control.
De acuerdo al tipo de subestación y a los equipos que en ella se vayan a instalar
dependen los tipos de protección y control, puesto que hoy en día se trata de
minimizar equipos de protección puesto que un solo equipo de protección y control
cumple con varias funciones, puesto que antes se necesitaban varios equipos para
realizar las mismas funciones.
A continuación se presentan algunos de los dispositivos de protección y control que
se pueden encontrar en la actualidad en las subestaciones de nuestro medio.
- 47 -
DESCRIPCIÓN
CANTIDAD
RELE PARA PROTECCIÓN DIFERENCIAL
1
RELE DE BAJA FRECUENCIA
1
PANEL DE ALARMAS
1
RELE LOCKOUT AUX. PROT.
1
DIFERENCIAL
RELE LOCKOUT AUX. FALTA DE VOL.
1
AC
REGLETA DE 12 PUNTOS
7
REGLETA DE CORTO CIRCUITO
2
BREAKERS 1P-20
8
BREAKERS 2P-20
9
BREAKERS 2P-40
1
RELE AUXILIAR 12 V DC
1
CONTACTOE CON TEMPORIZADOR
1
FUSIBLES 200 A.
3
Tabla 2.13 Elementos de protección y control.
Fuente: Los autores.
2.1.5.1. Conductores de control.
Los conductores que por lo general se encuentran en la subestaciones se los ha
seleccionado en base a sus características de técnicas de fabricación cumpliendo los
estándares de seguridad y confiabilidad.
A continuación se presentan algunos tipos de conductores utilizados en subestaciones
de 69KV/13,8KV:
DESCRIPCIÓN
CABLE CONCÉNTRICO Cu 4 # 12 AWG
CABLE CONCÉNTRICO Cu 8 # 12 AWG
CABLE CONCÉNTRICO Cu 2 # 10 AWG
CABLE CONCÉNTRICO Cu 3 # 6 AWG
CABLE Cu # 16 AWG
CABLE Cu # 12 AWG
CABLE Cu # 12 AWG
TIPO DE AISLAMIENTO
TW
TW
TW
TW
TW
TW
TW
Tabla 2.14 Tipos de conductores para las instalaciones de control.
Fuente: Los autores.
2.1.6. Malla de tierra.
La red tierra tiene la finalidad de limitar de paso y de contacto que se presentan en
una estación tanto en su área interna como en su contorno.
- 48 -
Cuando la red de tierra drena una comente de falla se forma un campo eléctrico y en
la superficie del terreno se presentan distintas tensiones entre distintos puntos. La
obra eléctrica está construida sobre el suelo y en casos de fallas la comente es
drenada al suelo conductor. Se forma un campo de comentes y de superficies
equipotenciales.
Consideramos que el suelo es un medio de resistencia constante, relativamente
elevada respecto de los metales.
Por lo general en nuestro medio se utilizan varillas de cobre de 5/8"x8" para puesta a
tierra y conductor desnudo # 4/0 AWG.
2.2. Operación y control por parte del personal de la subestación.
En el sistema de distribución se usan reconectadores que están programados para
realizar dos aperturas por fallas continuas y luego quedar abiertos
La primera
reconexión automática la realiza luego de 15 segundos de la apertura y si la falla
persiste se abre por segunda ocasión y queda desconectado.
Siempre antes de iniciar un trabajo con líneas energizadas se debe desconectar el
mecanismo de reconexión automática del reconectador correspondiente a la
alimentadora en la cual se va a realizar el trabajo como medida de seguridad y
prevención ante la posibilidad de una falla interna o externa que pueda poner en
peligro a los linieros.
2.2.1. Actividades que realizan los operadores en la subestación.
Los operadores de las subestaciones cumplen las funciones de llevar un control de
los eventos ocurridos durante las 24 horas del día todos los días del año, llevando un
completo registro de lecturas tomadas de los equipos de medición y control que
poseen las subestaciones.
Los operadores que por lo general son dos prácticamente viven en la subestación, los
mismos que deben estar en comunicación todo el tiempo con el departamento de
distribución de la empresa aun mas cuando haya sucedido al evento en la subestación
o en cualquier punto de la red de distribución que sale de la alimentadora de dicha
- 49 -
El operador de la subestación se encarga de vigilar la seguridad e integridad de los
predios de la subestación, así como también está pendiente de los mantenimientos
que se tengan que realizar a la subestación con la finalidad de prevenir accidentes o
fallas en la operación de la misma.
2.3 Sistema de protecciones en la subestación.
2.3.1. Introducción.
Las subestaciones forman parte indispensable de los sistemas eléctricos de potencia
pues son centros de transformación de energía que enlazan las líneas eléctricas de
alta tensión con las líneas de media tensión o viceversa dependiendo del tipo de
subestación que se esté analizando, ya que una subestación es un conjunto de
aparatos de maniobra y circuitos instalados en un lugar determinado que tienen la
función de modificar los parámetros de potencia eléctrica (tensión y corriente).
De ahí la importancia que tiene la protección en la subestación ya que cada elemento
está sujeto a una falla o corto circuito y otro tipos de eventos que afectarán a la
subestación, para lo cual se utiliza relés numéricos que detectaran las fallas, e
iniciarán la operación de los dispositivos de interrupción en los circuitos y aislar los
equipos o aparatos con falla, de manera que se minimice el efecto de la falla y se
mantenga la continuidad del servicio en el resto del sistema.
Para dar la importancia que tienen las protecciones en la subestación, se puede
establecer una distribución de probabilidad de ocurrencia de fallas [10].
Fallas de naturaleza eléctrica
73%
Fallas de operación de relés
12%
y otros dispositivos.
Fallas debidas a errores de personal
15%
- 50 -
2.3.2. Protección del transformador de potencia.
2.3.2.1. Generalidades.
El transformador de potencia es uno de los elementos más vitales e importantes del
sistema de eléctrico de potencia. La elección de la protección apropiada puede estar
condicionada tanto por consideraciones técnicas, de confiabilidad, económicas y por
el tamaño del transformador.
En la protección del transformador se están utilizando técnicas de procesos
avanzados a través de señales numéricas y recientemente introducciones de
inteligencia artificial, lo cual facilita tener una protección más rápida, segura y
confiable para el transformador
2.3.2.2. Criterios generales de equipamiento.
La protección que se dará al transformador de la subestación será contra fallas
internas y contra sobrecalentamientos, causados por sobrecargas o por fallas externas
prolongadas.
Para los transformadores conectados a barras de alto voltaje se instalará una
protección diferencial total, con eso se trata de cubrir las fallas en las acometidas.
Para el caso de de bancos monofásicos se debe instalar protecciones diferenciales en
cada bobinado, evitando así que las mismas estén condicionados por el cambio de
regulación efectuado por la Regulación bajo carga (RBC).
2.3.2.3. Protección diferencial.
El relé diferencial de corriente es el tipo de protección usada más comúnmente para
transformadores de 10 MVA en adelante. La protección diferencial es muy adecuada
para detectar las fallas que se producen tanto en el interior del transformador como
en sus conexiones externas hasta los transformadores de corriente asociados con esta
protección.
- 51 -
2.3.2.3.1. Tipos de Relés Diferenciales para Protección.
A continuación se describe los diferentes tipos de protección diferencial aplicables al
transformador de potencia.
2.3.2.3.1.1. Protección diferencial usando relés de sobrecorriente temporizados.
Estos relés de sobrecorriente sin restricción, son poco usados en aplicaciones
actuales debido a que son susceptibles a operar mal por causas tales como corriente
de magnetización “inrush” cuando se energiza el transformador y errores de
saturación o errores de disparidad de los transformadores de corriente.
2.3.2.3.1.2. Protección diferencial usando relés diferenciales porcentuales.
Ésta es una protección que dispone de una restricción para evitar disparos indeseados
ante fallas externas debido a la disparidad en los transformadores de corriente. Esto
permite incrementar la velocidad y seguridad de la protección con una sensibilidad
razonable para corrientes de falla bajas.
2.3.2.3.1.3. Protección diferencial usando relés diferenciales porcentuales con
restricción de armónicos.
Algunos relés diferenciales incorporan en su diseño una restricción de armónicos
para evitar disparos indeseados debidos a corrientes de “inrrush”.
En la práctica es recomendable utilizar la protección diferencial de porcentaje para
protección contra fallas de cortocircuitos para todos los bancos de transformadores
de potencia para cuya capacidad supere los 10MVA, por lo tanto se utilizará dicha
protección.
- 52 -
2.3.2.4. Protección de sobrecorriente.
La protección de sobrecorriente en transformadores de potencia, se utiliza como
protección de respaldo de la protección diferencial y para fallas externas.
Los relés de sobrecorriente sólo se utilizan como protecciones principales en los
transformadores cuando el costo de la protección diferencial no se justifica.
2.3.2.4.1. Sobrecorriente de Fase Instantánea.
El uso de la unidad instantánea para protección de transformadores no es tan
recomendable, ya que se pueden presentar operaciones indeseadas ante corrientes de
energización o por fallas en otros niveles de voltaje. Cuando esta unidad se utiliza, su
ajuste debe ser superior a la máxima corriente subtransitoria asimétrica para una falla
en el lado de baja voltaje del transformador.
Así mismo, la unidad instantánea se debe ajustar en un valor superior a la corriente
“inrrush” del transformador, para evitar disparos inadecuados.
2.3.2.4.2. Protección de Falla a Tierra.
El valor de arranque de los relés de sobrecorriente de tierra se recomienda en un
valor del 40% de la corriente nominal del transformador, dado que los niveles de
desbalance esperados en el sistema son inferiores este valor. El dial y la curva se
determinan de acuerdo con el estudio de corto circuito.
Para el ajuste de los relés de sobrecorriente de tierra, se simulan fallas monofásicas y
de alta impedancia en varios puntos del sistema (varios niveles de voltaje del
transformador), se registran las corrientes residuales y a partir de estos resultados se
escogen los ajustes más adecuados haciendo las verificaciones del caso y cuidando
de que estos relés queden con un alto grado de sensibilidad, manteniendo una
selectividad apropiada.
- 53 -
2.3.2.5. Protecciones mecánicas.
2.3.2.5.1. Relé de Presión Súbita o Válvula de Sobre presión (SPR).
Estos relés son aplicables en transformadores sumergidos en aceite. Estos relés
operan ante cambios súbitos de presión del aceite, que se originan durante fallas
internas. Este relé no opera por presiones estáticas o cambios de presión resultantes
de la operación normal del transformador, que pueden ocurrir ante cambios de carga
y de temperatura. Son usados generalmente para dar disparo con los contactos en
paralelo con el relé diferencial, aunque también pueden ser utilizados para dar solo
alarma si se prefiere.
El tiempo de operación del relé SPR (Sudden Pressure Relay) varía desde medio
ciclo hasta 37 ciclos, dependiendo de la magnitud de la falla. Este relé se recomienda
para todos los transformadores con capacidad superior a 5 MVA.
2.3.2.5.2. Relé Buchholz.
El relé Buchholz es una de las protecciones propias del transformador y se utiliza
ampliamente en la protección de transformadores sumergidos en aceite, esté es una
combinación de acumulador de gas y relé de aceite y es instalado en la parte superior
del tanque principal. Sirve para detectar fallas internas, cortocircuitos, arcos
eléctricos y bajo nivel de aceite.
2.3.2.5.3. Detectores de Nivel de Aceite.
Este relé opera cuando el nivel de aceite no es el requerido cerrando unos contactos
que disparan el disyuntor del transformador.
- 54 -
2.3.2.5.4. Detectores de Temperatura.
Estos pueden consistir en termómetros, que se instalan en los devanados del
transformador para detectar temperaturas muy altas que se pueden presentar por
sobrecargas o daños en el sistema de refrigeración
2.3.2.5.5. Relé de Imagen Térmica.
Evitará todo exceso de temperatura no admisible, provocado por cualquier causa
externa, tales como: fallas en el sistema de refrigeración, excesiva temperatura
ambiente, etc.
Este relé determina la temperatura de los devanados con base en la corriente que
circula por ellos y en la temperatura previa del aceite del transformador. Consiste de
una resistencia inmersa en el aceite del transformador y que está conectada a los
TC’s ubicados a la salida del transformador; el calentamiento de esta resistencia es
medida con un sensor de temperatura para dar alarma, disparo o control del
mecanismo de enfriamiento de los transformadores.
A continuación se muestra las protecciones que deben incluirse en la protección del
transformador, pero para el estudio del tema solo se utilizara el relé diferencial de
porcentaje con restricción de armónicos.
- 55 -
Figura 2.3 Esquema unificar de las protecciones de un transformador de
potencia.
Fuente: Los autores.
BZR Relé Buchholz bajo carga.
NIR Nivel de aceite bajo carga.
AP Alivio de presión.
IT
Imagen térmica.
NI
Nivel de aceite.
Bz
Relé Buchholz.
To Termómetro de contacto.
∆IN Diferencial de tierra restringida.
∆IT Diferencial del transformador.
Z→ Protección de impedancia.
I>→ Sobrecorriente de fase direccional.
┴→ Sobrecorriente de tierra direccional.
I>>
Instantáneo de sobrecorriente.
I>
Temporizado de sobrecorriente
- 56 -
2.3.3. Protección de barras.
2.3.3.1. Generalidades.
La Barra es un elemento que dispone de una alta confiabilidad sin embargo ocurren
falla, llegando a ser un elemento crítico en el sistema de potencia ya que es el punto
de convergencia de muchos circuitos tales como: transmisión, generación o carga.
La barra del sistema de potencia debe estar provista de una protección de alta
velocidad que minimice los daños en los equipos y que evite la inestabilidad del
sistema, ante condiciones de falla.
2.3.3.2. Definición de una protección de barras.
En la protección de barras se usan varios esquemas:
Protección diferencial.
Protección diferencial parcial.
Zonas diferenciales combinadas.
Comparación direccional.
2.3.3.2.1. Protección Diferencial de Barras.
El relé es el sistema de protección más utilizado en las instalaciones nuevas, ya que
detecta tanto las fallas de fase como las de tierra.
Hay muchas variedades de protección diferencial, cada una de ellas tiene sus propias
características, las cuales deben ser examinadas cuidadosamente antes de seleccionar.
2.3.3.2.1.1. Protección diferencial de alta impedancia.
En este tipo de protección diferencial todos los transformadores de corriente deben
tener la misma relación de transformación y una impedancia de dispersión
secundaria.
- 57 -
2.3.3.2.1.2. Protección diferencial porcentual.
Los relés diferenciales porcentuales tienen circuitos de restricción y circuitos de
operación. La corriente requerida para la operación del relé depende de las corrientes
de restricción. La máxima seguridad para fallas externas se obtiene cuando todos los
TC’s tienen la misma relación de transformación, en caso contrario, se deberán
utilizar TC’s auxiliares (para compensar los desequilibrios de corrientes por
diferencias en las relaciones de transformación) de alta calidad y exactitud para
asegurar estabilidad de la protección diferencial ante una falla externa.
2.3.3.2.1.3. Protección diferencial porcentual con alta impedancia moderada.
La característica porcentual de este tipo de relé hace posible el uso del relé de manera
independiente de la condición de falla externa máxima.
El circuito diferencial de impedancia alta moderada en conjunto con la acción de la
restricción, hace que el relé sea insensible a los efectos de la saturación del TC ante
una falla externa. El relé responde a fallas internas haciendo caso omiso de la
saturación de cualquier de los TC’s asociados con la protección.
2.3.3.2.2. Protección Diferencial Parcial.
Conocido como protección de “barra sobrecargada” o de “respaldo selectivo”. Está
basado en una variación del principio diferencial, dado que no incluye todos los
campos de la protección diferencial de barras.
Para implementar la protección diferencial parcial se pueden utilizar relés de
distancia o de sobrecorriente. Estos relés deben coordinarse con los relés de
distancia.
2.3.3.2.3. Protección de Barras con Comparación Direccional.
Este esquema compara la dirección del flujo de corriente en cada uno de los circuitos
conectados a la barra. Si las corrientes en todos los circuitos confluyen en la barra es
- 58 -
porque hay una falla en ella; si la corriente en uno o más circuitos fluye fuera de la
barra, es porque existe una falla externa.
2.3.3.3. Protección diferencial según la configuración de la subestación.
2.3.3.3.1. Barra Principal y Barra de Transferencia.
El propósito de esta configuración es proveer un medio para sacar de servicio un
disyuntor sin tener que desconectar el circuito. El disyuntor de transferencia está
incluido en el esquema diferencial de barras.
Figura 2.4 Barra principal y barra de transferencia.
Fuente: Los autores.
2.3.4. Protección de líneas.
Las líneas son los elementos del sistema eléctrico que interconectan dos más
subestaciones por lo tanto están sometidos permanentemente a las consecuencias de
los fenómenos meteorológicos y a los riesgos de ser afectados por otras
circunstancias, por tal razón es importante su protección.
- 59 -
2.3.4.1. Características básicas.
2.3.4.1.1. Confiabilidad.
Para el diseño de un sistema de protección esta es una de las consideraciones más
importantes. La confiabilidad está definida como la probabilidad de que un relé o
sistema de protecciones no actúe inadecuadamente y está compuesta por dos
aspectos: fiabilidad y seguridad.
2.3.4.1.1.1. La fiabilidad.
Es el grado de certeza con el que un relé o sistema de relés opere correctamente
cuando sea requerido para hacerlo, es decir, sin excluir disparos cuando sean
necesarios.
2.3.4.1.1.2. La seguridad.
Es el grado de certeza de que un relé o un sistema de relés no opere incorrectamente
en ausencia de fallas, o que no emita disparos erróneos.
2.3.4.1.2. Selectividad y Coordinación.
La selectividad en un sistema de protecciones consiste en que cuando ocurra una
falla, ésta sea despejada por los relés adyacentes a la misma, evitando la salida de
otros circuitos innecesarios. Esto se refiere al proceso de operación rápida de los
relés para condiciones de falla de tal forma que actúen inicialmente las protecciones
principales, aislando el elemento fallado que tiene incidentes y teniendo un respaldo
de protecciones en caso de que no funcionen las protecciones principales.
- 60 -
2.3.4.1.3. Velocidad o Tiempo de Despeje de Fallas.
Los requerimientos de velocidad deben determinarse muy cuidadosamente teniendo
en cuenta que si la protección es lenta el sistema puede desestabilizarse y los equipos
pueden sufrir daños adicionales, pero si la protección es demasiado rápida se pueden
perjudicar la seguridad y la selectividad del sistema.
2.3.4.1.4. Sensibilidad de la Protección.
La protección deberá asegurar sensibilidad ósea se refiere a las mínimas cantidades
actuantes con las cuales se debe ajustar el relé para que detecte un condición
anormal. Al momento de observar la sensibilidad de la protección, hay que tomar en
cuenta algunos inconvenientes como: fallas a tierra, desbalances de voltaje que se
presenten en el sistema, etc.
2.3.4.1.5. Simplicidad.
El sistema de protección debe esta característica tan importante, ya que los nuevos
relés contienen funciones múltiples creando gran cantidad de soluciones para
posibles problemas del sistema, pero siempre se debe tomar en cuenta estas
soluciones, ya que si se lo hace en forma incorrecta o incompleta debido a la
complejidad de los relés pueden presentarse consecuencias graves en el sistema de
potencia.
2.3.4.2. Protecciones principales de línea.
2.3.4.2.1. Protección de Distancia.
Es una protección más selectiva y por lo mismo puede ser rápida o lenta dependiendo
según la longitud de la línea, la carga que se prevé transportar y para lo cual se tener
en cuenta algunas razones principales:
- 61 -
•
Su independencia con respecto a enlaces de comunicación entre los extremos
de la línea, ya que para su operación, utiliza información sobre las corrientes
y tensiones.
•
La protección de distancia constituye un sistema de protección relativamente
selectivo en la red de potencia. Esto significa que puede operar también como
una protección de apoyo para otros elementos primarios en la red.
Normalmente la protección de distancia comprende de tres a cinco zonas de
protección y medición independiente cada una de ellas.
a) Zona 1. Se utiliza para detectar fallas ajustadas aproximadamente 80 a 85% de la
línea protegida, utilizándose la detección para provocar disparó instantáneo.
b) Zona 2. Su objetivo es proteger el tramo restante de la línea el cual no está
cubierto por la zona 1. Se escoge como criterio inicial el alcance del 100% de la línea
protegida más el 50% de la línea adyacente.
c) Zona 3. Proporciona protección de respaldo, cuyo ajuste deberá ser tal que cubra
no sólo la línea protegida, para lo cual se debe considerar lo siguiente:
•
Escoger como criterio inicial al alcance del 100% de la línea protegida más el
120% de la línea adyacente más larga que salga de la subestación.
•
El tiempo de la zona 3 deberá permitir que primeramente que dispare la
protección primaria.
2.3.4.2.2. Protecciones de Sobre y Bajo Voltaje.
La protección de sobre y baja voltaje opera a un tiempo determinado cuando se
supera un valor de voltaje específico pero antes de hacer el ajuste de estas funciones
es necesario definir la voltaje operativa del área de influencia (220 kV, 230 kV, 500
kV) y de la presencia de esquemas de disparo por sobre/baja voltaje en puntos del
- 62 -
sistema con el fin de no comandar disparos indeseados que no son originados por
eventos de fallas o inestabilidad del sistema.
2.3.4.2.3. Relé de Recierre y Verificación de Sincronismo.
Relé de verificación de sincronismo se utiliza para comprobar las condiciones al
cierre del disyuntor. Este relé se implementa para restaurar la parte fallada del
sistema de transmisión, una vez que la falla se ha extinguido. En algunos sistemas de
transmisión, el recierre se utiliza para mejorar la estabilidad del sistema, dado que es
un medio para restaurar rápidamente la transmisión de potencia en ocasiones críticas
- 63 -
CAPÍTULO 3
3. PARÁMETROS A SER TOMADOS EN CUENTA PARA LA
AUTOMATIZACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN
El desarrollo de la tecnología digital y las comunicaciones en los últimos años, ha
llevado a un proceso de modernización y automatización de las instalaciones
eléctricas, comenzando con las de mayor costo (Subestación de Transmisión, Plantas
de Generación), en las que el monto global de la inversión permitida, como un costo
marginal, la implementación de costosos equipamientos para la recogida y análisis de
datos, o ejecución de secuencias automáticas que facilitaran la operación del sistema.
Actualmente se demuestra que es posible conseguir no solo una solución homogénea
a toda la problemática de la automatización de las subestaciones, sino que es posible
exportar estas soluciones a los niveles más bajos de tensión utilizados por las
compañías distribuidoras y obtener ventajas económicas si hacemos la comparación
contra las soluciones tradicionales.
Una de las ventajas mayores de este tipo de concepción es que permite diseñar el
sistema de manera distribuida, concepto que hace que a la hora del diseño se afronten
los problemas de forma separada, y permite también diseñar, para cada posición, una
solución integrada, lo que supone un gran ahorro en el importe total del Proyecto, por
cuanto los propios equipos de protección, de control y de medición de la posición
eléctrica realizan las funciones de recogida de datos, operación, y en algunos casos
realización de funciones automáticas, con lo que la inversión adicional se reduce a
una red de comunicaciones en la propia instalación.
Esto permite que sea económicamente rentable aplicar este tipo de soluciones en
subestaciones de distribución de Media Tensión, y Centros de Transformación de
Baja Tensión.
- 64 -
3.1 Análisis del Proyecto
La fiabilidad de las Redes de Distribución Eléctricas Radiales es un aspecto de suma
importancia cuando se habla de calidad y eficiencia de los sistemas de suministro
eléctrico a los consumidores.
La instalación en las redes de distribución de consumidores que utilizan sistemas y
equipos con tecnología cada vez mas avanzada requiere que el servicio que se ofrece
a través de ellas sea siempre fiable.
Las fallas en los circuitos de distribución tienen un costo elevado no solo para los
consumidores sino también para las empresas donde se traducen:
La
•
Costo de Mantenimiento.
•
Reducción de la facturación
•
Multas
•
Costo Social
•
Imagen de la Empresa Eléctrica
estadística mundial indica que el costo del kilovatio-hora no distribuido es
elevado y el costo del mantenimiento se debe principalmente a:
•
Tiempo de localización de la falla.
•
Personal de mantenimiento
•
Equipos de mantenimiento
•
Pieza de repuesto
- 65 -
•
Tiempo del mantenimiento mismo.
Debido e esto es necesario analizar e implementar variantes que sean factibles
económicamente y que respondan a las especificaciones técnicas del sistema de
distribución, en este caso de las subestaciones de 69/13.8 KV, para poder brindar un
servicio con calidad a los consumidores. Siguiendo esta línea.
3.1.1 Definición.
La automatización de subestaciones se basa principalmente en la integración de los
equipos, el manejo de la energía, las protecciones, el control y la medición de los
parámetros eléctricos de la S/E.
3.1.2 Requerimientos.
La implementación a base de dispositivos y equipos de potencia modernos los
mismos que permiten monitorear, controlar y realizar de manera local y remota.
En la subestación se puede llevar un control de los eventos y circunstancias que
ocurren durante el tiempo que esta en funcionamiento la subestación facilitando la
operación del personal de distribución con la finalidad de reducir tiempo de
reposición del fluido eléctrico y aumentando la eficiencia de la empresa
distribuidora, la cual se vera reflejada en el costo económico de mantenimiento y
operación del sistema de distribución eléctrica.
Una de las partes principales del proyecto de automatización es la implementación de
un sistema SCADA puesto que será de gran ayuda para la integración de varias
subestaciones facilitando posteriormente el control y visualización de los equipos de
cada una de las subestaciones que pertenezcan al sistema de distribución de la
empresa distribuidora.
La automatización de una subestación presenta requerimientos los cuales se enfocan
en tres puntos que son:
- 66 -
Posición
Requiere de dispositivos y equipos que se encuentran ubicados en distintos puntos de
la subestación los cuales se encargan de realizar monitoreo, recolección de
información de cada uno de los equipos que conforman los patios de 69 KV y 13,8
KV que tiene varias funciones como son; medida directa de los parámetros de
entradas y salidas de la S/E, localización de fallas, recogida de información (eventos,
fallas, oscilografia), control y mando de la posición (interruptor), automatismos
(recierre), etc.
Estos dispositivos son la base de la automatización puesto que los equipos de la
subestación en su mayoría son digitales y sus controles son automáticos facilitando la
operación y monitoreo de la subestación.
Unidad Central de S/E
Se requiere de un equipo central recoge toda la información de los dispositivos de
protección y control para enviarla a un Sistema SCADA externo, y para la ejecución
de secuencias automáticas (entrada de líneas de reserva, aislamiento de tramos en
falla, anormalidad de líneas por sobrecarga de transformadores, etc.).
Estos equipos además permiten la configuración de los automatismos, ejecución de
mandos del SCADA, y de los dispositivos de control y protección a través de un
interfaz local o remoto que realice supervisión y recogida de datos.
Comunicaciones.
Entre los dispositivos de protección y control con la Unidad Comunicaciones de la
subestación se podría utilizar varios tipos de conexión así pueden ser a través de
cable con características especiales o fibra óptica. La comunicación remota con el
- 67 -
SCADA o hacia las unidades de corte y seccionamiento se puede realizar por Radio
Frecuencia, Línea Telefónica especifica, Red Telefónica Conmutada, telefonía
celular, etc. Estos dependiendo la distancia entre los dispositivos que se vayan a
instalar.
3.2 Propuesta de Automatización.
Al presentar una propuesta de automatización se deben de tomar en consideración
varios factores así como:
•
El tamaño de la Subestación
•
Tipos de equipos que se encuentran en ella ya instalados actualmente puesto
que los mismos se los pueden actualizar o colocar otros de mejor tecnología
en su lugar.
•
Muchos de los equipos de protección y control hoy en día son digitales los
mismos que su arquitectura de funcionamientos permite la fácil instalación e
integración de los mismos al realizar las conexiones con el sistema de
recolección de datos.
Tomando en cuenta las condiciones anteriores de que se va a implementar una
subestación por completo.
3.2.1
Arquitectura del sistema
La arquitectura en un sistema de automatización juega un papel muy importante ya
que hoy en día existen muchos equipos en el mercado y de diferentes marcas por lo
que es necesario trabajar con un sistema abierto, esto es que se puede implementar el
sistema de automatización de la subestación con equipos de diferentes marcas pero
que cumplan con las características deseadas de funcionamiento basándose
principalmente en su funcionalidad y economía.
La arquitectura del sistema que se presenta a continuación se basa en la necesidad de
implementación de nuestro medio:
- 68 -
Introducción
Se requieren de equipos completamente automáticos con la finalidad de ser
controlados desde un centro de monitoreo y control, siendo estos equipos los más
importantes ya que ellos son el principal soporte de la automatización de una
subestación debiendo ser estos los siguientes:
•
Interruptor principal de alimentación de la subestación al nivel de voltaje de
69 KV.
•
Reconectadores para cada una de las alimentadoras que posee la subestación
al nivel nivel de 13,8 KV.
Estos equipos tienen características propias dependiendo el tamaño y el tipo de
subestación que se esta implementando.
Dispositivos Electrónicos
Llamados también Dispositivos Electrónicos Inteligentes (DEI´s) los mismos que se
encargan de realizar las funciones de protección, medida directa de los parámetros de
la Red, localización de fallas, recogida de información (eventos, fallas, oscilografia),
control y mando en lo que se refiere a la operación del Interruptor Principal de
alimentación en la subestación, así como también en los Reconectadores,
Transformador y demás dispositivos de la subestación estos siendo de operación
automática.
Cada (DEI) dispone automáticamente de las funciones requeridas para la posición, es
decir para los equipos que se le están conectando a el.
- 69 -
Muchos de los equipos que se fabrican hoy en día son muy completos y compactos
es decir que ya vienen incluido en su hardware equipos de protección, control y
comunicación lo cual facilita la instalación y además produce un ahorro tanto
económico como de espacio físico en la subestación.
La integración de funciones en los DEI´s de posición, ya que incorporan todas las
funciones descritas anteriormente reduciendo el costo de las celdas, al eliminarse
pulsadores, relés, temporizadores, cableado, convertidores de medida, etc.
Unidad central de comunicaciones.
La Unidad Central será la encargada de recoger toda la información de los DEI´s de
posición para enviarla a un sistema SCADA externo.
La unidad central de Información soporta la configuración de los automatismos, la
ejecución de mandos del SCADA, y la monitorización, mando y parámetros de los
DEI´s a través de un interfaz local o remoto que realice supervisión y recogida de
datos.
La Unidad Central de Subestación permite integrar la información de reconectado res
y órganos de corte dependientes de la subestación y situados fuera de ella, de forma
que en la base de datos propia de la subestación pueden intervenir señales recogidas
remotamente en dichos equipos, con lo que eventualmente es posible diseñar
secuencias automáticas que involucren a estos nodos “remotos”.
Diferentes capacidades de comunicación.
En lo que se refiere a la comunicación entre los DEI´s locales y la Unidad Central se
recomienda la utilización de un red de fibra óptica esta permitiendo que no exista
colisión en el envío de información de cada uno de los dispositivos de la subestación.
- 70 -
Adicionalmente la fibra óptica ofrece un aislamiento eléctrico entre todos los equipos
del sistema.
La comunicación remota con el SCADA o hacia las unidades de corte y
seccionamiento se puede realizar por radio, Línea Telefónica Dedicada, Red
Telefónica Conmutada, telefonía celular, etc.
Dependiendo de la situación geográfica de los elementos externos, se podría extender
esta red de fibra óptica hacia dichos elementos, o utilizar otro tipo de medio como
podría se la radio, o equipos de telefonía celular.
3.3. Elementos que conforman el sistema automatización.
Los elementos que conformarán el sistema de automatización de la subestación
constaran de sistemas inteligentes de protección, control, como también jugara un
papel muy importante el tipo de comunicación que ellos utilicen ya que estos inciden
en la rapidez y eficiencia del sistema de operación en conjunto.
Los elementos que se vayan a utilizar en la subestación deben cumplir con normas
estándares de operación y seguridad dictadas por los organismos y entes reguladores
del sistema eléctrico.
Los equipos que se utilizarán en la subestación para la automatización deberán
cumplir con las características de operación normal y márgenes de seguridad
tomando en consideración: voltaje, corriente, frecuencia, y capacidad del
Transformador de poder de la subestación.
3.3.1. Protección y control.
En lo que concierne a los equipos de protección y control un sistema debe contar
con:
- 71 -
•
DEI's
•
Unidad central de subestación.
•
Interruptores y reconectadores automáticos.
DEI's: (dispositivos electrónicos inteligentes).
El sistema deberá integrar equipos de protección de diferentes fabricantes de acuerdo
a los requerimientos del cliente, las comunicaciones en tiempo real se deben realizar
a través de red Ethernet, conductor serial o fibra óptica con la funcionalidad del
SCADA implementado en la subestación para labores de mantenimiento,
configuración y transmisión de ficheros de oscilografia. Estos dispositivos deberán
estar conectados con los equipos del lado de Alta Tensión, la unidad de
transformación, y con los equipos de Media Tensión.
La operación de estos dispositivos electrónicos de Protecciones se basan en
funciones de: reles de protección como son del tipo: 50/51, 50/51N, 50/51NS, 67,
67N, 46, 27, 59, etc. Dependiendo de las necesidades de la posición.
Este equipo deberá ser capaz recoger, almacenar y data eventos, oscilogramas y de
elaborar informes. Adicionalmente este DEI permitirá la operación del interruptor
desde propio equipo y será capaz de reportar toda información (señalización y
medida) a través de la red de comunicaciones.
Unidad central de subestación.
Esta unidad realiza la recogida de datos los DEI's y los envía al centro de control
remoto a través de comunicación telefónica fija, celular o radio. Adicionalmente
distribuirá 10s mandos recibidos desde el centro de control a los IED'S
correspondiente. Esta unidad debe disponer de un display gráfico que permite la
visualización de alarmas propias del cendro distribución.
La disponibilidad en esta unidad de toda la información de la subestación le permite
realizar algunas secuencias automáticas.
- 72 -
Interruptores y reconectadores automáticos.
Los interruptores automáticos y reconectadores poseen las prestaciones de los
reconectadores tradicionales, más un diseño actualizado para optimizar y facilitar la
comunicación, automatización, el control remoto y la supervisión, previendo las
actuales y futuras demandas.
Las distribuidoras de energía, están cada vez mas exigidas con la calidad del servicio,
la eficiencia y reducción de costos para conseguir mejorando su rentabilidad de
servicio un mayor retorno sobre la inversión del capital en redes de distribución. En
la actualidad los usuarios, exigen menores interrupciones intempestivas y tarifas cada
vez mas reducidas.
Fig. 3.1 Reconectador automático de una alimentadora.
Fuente: Los autores.
Con su instalación se reducirán los costos operativos y aumentaran las utilidades de
las concesionarias.
En la actualidad las mismas empresas que fabrican los reconectadores tradicionales
se han preocupado en realizar modificaciones en su equipo permitido su
modernización mediante la actualización de controles y tarjetas de comunicaciones
modernas que se exigen para la operación automática y remota de estos equipos.
- 73 -
3.3.2 Operación y mando
La operación del sistema se basara en la comunicación de cada dispositivo de
protección y control los mismos que deben estar en comunicación todo el tiempo ya
que al presentarse algún problema en el sistema este tiene dar conocimiento de lo
sucedido al centro de control para así poder tener conocimiento de lo sucedido o de
los problemas presentados en el sistema para a continuación proceder a realizar las
acciones requeridas para normalizar el sistema.
La función de este sistema de comunicación y manejo de información es el de
permitir visualizar en tiempo real los valores y eventos ocurridos dentro del
perímetro de la subestación.
En Alta Tensión:
Los interruptores permiten controlar el paso de la corriente de alimentación de las
tres fases hacia el transformador de potencia de la subestación los mismos que
poseen mecanismos de medición y control por lo cual se puede conocer los valores
de voltaje, corriente, factor de potencia, potencias, etc. Estos valores deberán ser
visualizados y almacenados en el dispositivo de protección y control, estos
dispositivos al estar conectados con la unidad central de la subestación recogerá
todos los eventos y señales de todos los equipos de la subestación de esta manera
pudiendo conocer lo ocurrido en caso de algún tipo de falla u operación anormal del
interruptor.
En el transformador:
Mediante los dispositivos de medición, control y protección que se encuentran
conectados d transformador se pueden recolectar información en tiempo real de las
características de funcionamiento como son:
- 74 -
Temperatura
Protección diferencial
Protección sobre carga, etc.
Dispositivos de protección
Nivel de aceite
Presión de nitrógeno
Temperatura del aceite
Normal
Máxima
Funcionamiento de ventiladores, etc.
Tabla 3.1 Protección y Control del Transformador de Potencia
Fuente: Los autores.
En la actualidad los transformadores de poder ya tienen dispositivos inteligentes
conectados a el por cuanto desde un centro de control o desde el cuarto de controles
de la subestación se pueden conocer todos estos valores, o en el caso que sean
transformadores de fabricación anterior se puede realizar mejoras a las conexiones
adaptando al equipo a condiciones actuales de adquisición de información
transformando señales digitales para que sean compatibles con sistemas de
automatización.
En alimentadoras:
En el patio de 13.8 KV encontramos los reconectadores los mismos que permiten la
conexión entre la salida de baja tensión del transformador con cada una de las
alimentadoras del sistema de distribución.
En tanto para que la automatización de la subestación de éxito, los reconectadores
deben tener dispositivos automáticos de protección y control por medio de los cuales
se pueda llevar un registro por fases tanto de voltaje, corriente y demás eventos que
se puedan dar en el sistema, existiendo la posibilidad de controlar la conexión y
desconexión de la alimentadora.
En el caso de fallas ocurridas en algún punto de la alimentadora fuera de la
subestación se tenga la posibilidad de conocer de forma remota los valores en tiempo
real, ya que en la consola de control del reconectador se detectaría anormalidades en
los valores censados por los dispositivos de control, de esta manera el personal de
- 75 -
distribución tenga una mayor cantidad de información para detectar el daño en un
menor tiempo permitiendo que se realicen las debidas reparaciones y minimizando el
tiempo de interrupción del fluido eléctrico.
3.4. Recolección y manejo de información.
Los dispositivos de protección y control deberán ser capaces de recoger, almacenar y
data eventos, oscilogramas, y de elaborar informes.
Los Dispositivos Electrónicos Inteligentes deberán permitir la operación del
interruptor desde el propio equipo y será capaz de reportar toda su información
(señalización y medida) a través de la red de comunicaciones.
La Unidad Central de Subestación realiza la recogida de datos de los DEI's y los
envía al centro de control remoto a través de comunicación telefónica fija, celular o
radio. Esta unidad dispondrá además de un display gráfico que permita la
visualización de alarmas propias del centro de distribución.
La disponibilidad en esta unidad de toda la información de la subestación le permite
realizar algunas secuencias automáticas como transferencia de alimentadores.
Las comunicaciones en fibra óptica propuesta bajo una configuración esclavo
servidor,
utilizando
distribuidores
ópticos
para
simplificar
el
tendido.
Adicionalmente la fibra óptica ofrece un aislamiento eléctrico entre todos los equipos
del sistema.
Con este sistema se consiguen las siguientes ventajas:
•
La disponibilidad de toda la información generada en la subestación tanto de
control como de protecciones. En este punto es importante elegir un
protocolo de comunicación local que permita la transmisión tanto de
mensajes de control de cómo protecciones, así como la sincronización
horaria, con el objeto de utilizar una única red de comunicaciones y optimizar
la instalación.
- 76 -
•
En lo que se refiere al mando remoto sobre cualquiera de los interruptores o
elementos con mando eléctrico de subestación se lo realizara desde el centro
de control.
•
Básicamente la recolección de la información se la realizará por parte de la
unidad central a través de los medios ya descritos y en base a los lenguajes de
programación que maneja el Software de los dispositivos de protección y
control.
•
Los dispositivos electrónicos inteligentes se conectan con la unidad central de
la subestación a través de cables de fibra óptica, Ethernet.
De esta manera existiendo la posibilidad de realizar secuencias automáticas que
faciliten la operación del sistema facilitando la comunicación de forma remota con
reconectadores y órganos de corte alimentados por dicha subestación, integrando
estos equipos al sistema, tanto a nivel informativo como operativo.
Todos los eventos ocurridos se almacenaran en bancos de memoria con la finalidad
de tener un soporte técnico y estadístico del funcionamiento del sistema.
3.5. Integración de las subestaciones.
La integración de subestaciones permite monitorear y tomar decisiones desde un
centro de control a todas las subestaciones encontradas en distintos puntos del área
concesionada por la empresa distribuidora de electricidad, para ello se debe de contar
con un sistema de recolección y almacenamiento de información, el mismo que debe
de tener una arquitectura muy fuerte por cuanto la mayor sea el numero de
subestaciones mayor será la cantidad de información ingresada al sistema.
La base de una integración es basada en el medio que se utilizará para la recolección
de información, para ello se debería utilizar un SCADA el mismo que ayudaría a
mejorar la operación del sistema en conjunto de todas las subestaciones.
- 77 -
3.5.1. Medios de comunicación.
En lo que se refiere a medios de comunicación dentro y fuera de las subestaciones se
recomiendan los siguientes aspectos:
Dentro de la subestación:
Para conectar los equipos y dispositivos de control y protección en la subestación
utilizaran de distintos tipos de conexión entre ellos y la unidad central de la
subestación la cual se encarga recoger la información y enviarla al centro de control
por lo cual hoy en día los equipos que encontramos en mercado eléctrico cuentan
con varios tipos de puertos de conexión dando la opción de elegir el tipo de conexión
que la subestación requiera, esta basándose muchas veces en el costo económico que
ellas representan, a continuación presentamos algunas de ellas:
•
Conductores comunes de red.
•
Conductor de fibra óptica.
Se recomienda la utilización de fibra óptica basado en la conexión de Ethernet, ya
que permitiría una mayor solidez en el enlace entre los equipos y dispositivos
control como también una mayor seguridad en las instalaciones disminuyendo el
riesgo de sufrir fallas en el sistema u operación de los mismos.
Fuera de la subestación:
Para integrar la subestación a un sistema de recolección, control y manejo de la
información proveniente de la subestación la comunicación entre esta y el centro de
control ubicado en un sitio distante se tiene varias opciones así se expone a
continuación algunas de ellas:
•
Conexión por modem a través de telefonía común o celular.
•
Conexión por fibra óptica.
•
Conexión por ondas de radio frecuencia.
- 78 -
En nuestro medio para realizar la integración de subestaciones y llevar un control de
cada una de ellas desde un centro de control el cual esta ubicado en un lugar distante
se tiene que buscar lo mas conveniente posible desde el punto de vista técnico y
económico, analizando las opciones que se presentan tomando siempre en cuenta la
seguridad del sistema y la eficiencia al 100%.
3.6. Confiabilidad del sistema.
La confiabilidad se basa en el funcionamiento correcto y eficiente del sistema de
comunicaciones que se utilice en la recolección de la información desde cada una de
las subestaciones hacia el centro de control del departamento de distribución siendo
este el pilar fundamental del proyecto.
La confiabilidad se basa también en los equipos que se encuentran instalados en la
subestación operando de manera que el suministro de electricidad permanezca
estable sin afectar la demanda de los usuarios ante la contingencia de uno de los
circuitos de media o baja tensión.
El sistema de distribución también debe permanecer estable ante la contingencia de
los circuitos de una línea de transmisión que ocupen la misma torre.
Para estos casos la Empresa Distribuidora podría implementar esquemas de
desconexión automática de carga por baja frecuencia con el objeto de preservar la
estabilidad.
El sistema distribución debe permanecer estable ante la salida de la unidad de mayor
capacidad que tenga en su sistema, también debe de existir un plan de contingencia
puesto que fallen las comunicaciones entre la subestación y el centro de control aquí
es de gran ayuda la operación desde los controles instalados en la subestación.
- 79 -
CAPÍTULO 4
4. SIMULACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN.
En el presente proyecto de graduación vamos a exponer la simulación de la
automatización de una subestación de distribución.
Dicha subestación cuenta con un transformador de potencia que alimenta al sistema
barras de 13,8 KV. Este transformador tiene una potencia máxima de 25MVA.
De las barras de las subestaciones parten tres alimentadoras, llevan el fluido eléctrico
a las diferentes de zonas de carga, estas alimentadoras son trifásicas; de estas
alimentadoras parten diferentes ramales y estos a su vez pueden ser trifásicos,
bifásicos o monofasicos.
La configuración de la subestación es barra principal y barra de transferencia.
4.1
Arquitectura del sistema a simular
Figura 4.1 Arquitectura del sistema utilizado para la simulación.
Fuente: Los autores.
- 80 -
El sistema esta constituido por los siguientes equipos:
PLC 6ES7312-5AC02-0AB0.
Tarjeta de salidas digitales.
2 computadores.
Panel operador 6AV6 641-0CA01-0AX0.
Conectores profibus 6ES7972-0BB12-0XA0.
Cable de comunicaciones MPI 6ES7972-0CB20-0XA0.
Cable ethernet.
Software WinCC.
Software WinCC Flexible.
Software STEP 7.
En este se ha creado una red servidor cliente para poder visualizar en las dos
computadores el proceso. Esta red se ha realizado por medio de un cable ethernet. En
nuestro caso por tratarse de una simulación vamos a realizar el ingreso de parámetros
por medio de uno de los computadores para que el otro computador sirva como
nuestro puesto de ingeniería.
Al servidor lo hemos llamado INGENIERIA, desde aquí nosotros realizamos todo lo
que se refiera a programación tanto en el PLC como en el sistema SCADA,
Al cliente lo hemos llamado SIMATIC, el cliente es un espejo del servidor, esto solo
puede estar activo siempre y cuando este activado el servidor.
4.2
Parámetros de la subestación.
Los parámetros de la subestación serán simulados de dos maneras, por medio de
campos de entrada y por medio de cálculos realizados por el PLC.
- 81 -
4.2.1
Parámetros ingresados vía campo de entrada.
Para los parámetros de la subestacacion por tratarse de una simulación el ingreso
de estos se lo realizará por medio de campos de entrada que se simulará en el
sistema SCADA, estos podrán ser variados en tiempo real en la simulación para
poder observar el comportamiento del sistema cuando estos cambien, los valores
que se ingresaran de esta forma son los siguientes:
4.3.1
•
Voltaje de barra de 69 KV.
•
Frecuencia del sistema.
•
Nivel de aceite del transformador principal.
•
Temperatura del transformador principal.
•
Relación de transformación del transformador.
•
Potencia de alimentador 1.
•
Potencia de alimentador 2.
•
Potencia de alimentador 3.
•
Presión de gas en disyuntor principal.
•
Temperatura en disyuntor principal.
Cálculo de parámetros de la subestación.
Para la simulación de algunos parámetros de la subestación se ha procedido a
realizar la programación en el PLC para que este los calcule tomando en cuenta los
parámetros que han sido ingresados por medio de los campos de entrada, descritos
anteriormente.
Estos valores son los siguientes:
•
Voltaje secundario del transformador.
•
Corriente del primario del transformador.
•
Corriente del secundario del transformador.
- 82 -
4.3
•
Potencia total de transformador.
•
Voltaje en alimentador 1.
•
Voltaje en alimentador 2.
•
Voltaje en alimentador 3.
•
Corriente del alimentador 1.
•
Corriente del alimentador 2.
•
Corriente del alimentador 3.
•
Voltaje en disyuntor principal.
•
Corriente en disyuntor principal.
Visualización y control y funcionamiento del sistema SCADA.
Para la visualización del sistema se ha utilizado la plataforma del WinCC y WinCC
Flexible de la marca Siemens, en este se han realizado cinco pantallas desde las
cuales se podrá controlar todo el sistema, estas son:
•
Pantalla principal.
•
Parámetros de subestación.
•
Estado de transformador principal.
•
Estado de disyuntor y reconectadores.
•
Alarmas.
•
Simulación de fallas.
•
Reset de alertas y alarmas
- 83 -
4.3.1
Pantalla principal.
Figura 4.2. Pantalla principal.
Fuente: Los autores.
En esta pantalla podemos visualizar los siguientes elementos:
4.3.1.1 Elementos para control de subestación.
En la pantalla principal encontramos los siguientes botones.
Activación de barra de 69 KV que sirve para la activación y desactivación de la
barra de 69 KV.
Botón 89.1 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.1.
Botón 89.2 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.2.
Botón 89.3 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.3.
Botón 89.4 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.4.
- 84 -
Botón 89.5 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.5.
Botón 89.6 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.6.
Botón 89.7 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.7.
Botón 89.4.1 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.4.1.
Botón 89.5.1 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.5.1.
Botón 89.6.1 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.6.1.
Botón 89.7.T que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.7.T.
Botón 52.0 que sirve para la activación y desactivación del disyuntor principal.
Botón 52.1 que sirve para la activación y desactivación del reconectador 52.1
Botón 52.2 sirve para la activación y desactivación del reconectador 52.2
Botón 52.3 sirve para la activación y desactivación del reconectador 52.3
Botón 52.T sirve para la activación y desactivación del reconectador 52.T
Botón 89T1 sirve para la activación y desactivación del seccionador a tierra
89.T1.
Botón 89T2 sirve para la activación y desactivación del seccionador a tierra
89.T2.
Botón 89T3 sirve para la activación y desactivación del seccionador a tierra
89.T3.
Botón 89T4 sirve para la activación y desactivación del seccionador a tierra
89.T4.
- 85 -
4.3.1.2 Elementos para visualización.
En la pantalla principal encontramos los siguientes elementos de visualización.
•
Barra de 69 KV
•
Barra principal de 13.8 KV
•
Barra de transferencia de 13.8 KV
•
Transformador principal
•
Seccionador 89.1
•
Seccionador 89.2
•
Seccionador 89.3
•
Seccionador 89.4
•
Seccionador 89.5
•
Seccionador 89.6
•
Seccionador 89.7
•
Seccionador 89.4.1
•
Seccionador 89.5.1
•
Seccionador 89.6.1
•
Seccionador 89.7.T
•
Disyuntor 52.0
•
Reconectador 52.1
•
Reconectador 52.2
•
Reconectador 52.3
•
Disyuntor de transferencia 52.T
•
Seccionador a tierra 89.T1
•
Seccionador a tierra 89.T2
•
Seccionador a tierra 89.T3
•
Seccionador a tierra 89.T4
También podemos visualizar los siguientes parámetros.
- 86 -
•
Frecuencia del sistema.
•
Voltaje de barra de 69 KV
•
Voltaje del primario del transformador
•
Voltaje del secundario del transformador
•
Potencia de trabajo del transformador
•
Potencia de alimentador 1.
•
Potencia de alimentador 2.
•
Potencia de alimentador 3.
•
Corriente de alimentador 1.
•
Corriente de alimentador 2.
•
Corriente de alimentador 3.
4.3.1.3 Funcionamiento de botones.
Los botones 89.1, 89.2, 89.3, 89.4, 89.5, 89.6, 89.7, 89.4.1, 89.5.1, 89.6.1, 89.7.T,
89T1, 89T2, 89t3 y 89T4funcionan de la siguiente manera:
Para activar se debe de dar clic izquierdo manteniendo el apuntador sobre el botón,
este al activarse debe de cambiar de color verde a color rojo, para desactivar se
debe dar clic derecho manteniendo el apuntador sobre el botón, este debe de
cambiar de color rojo a color verde.
Los botones 52.0, 52.1, 52.2, 52.3 y 52.T funcionan de la siguiente manera:
Estos son botones dobles por lo que para activar se debe de dar clic en la parte
verde del botón y para desactivar se debe de dar clic en la parte roja del botón.
4.3.1.4
Funcionamiento de la animación.
El primer paso para el funcionamiento es la activación de la barra 69 KV, luego de
esto podemos arrancar con la simulación de energización de los elementos del
sistema.
- 87 -
En es sistema se tienen programados algunos interlocks que sirven para darle
seguridad al sistema, estos son los siguientes:
•
Una vez activada la barra de 69 KV para poder activar el disyuntor
principal debemos de tener primeramente activados los seccionadores 89.1,
89.2 y 89.3. Para desactivar debemos realizar la misma secuencia.
•
Una vez activada la barra de 13.8 KV para poder activar el reconectador
52.1 debemos de tener activado primero el seccionador 89.4. No podremos
desactivar el seccionador 89.4 sin primero desactivar el reconectador 52.1.
En caso de emergencia o de falla en el reconectador 52.1 podemos hacer
un by pass de este. Esto se realiza activando la barra de transferencia, para
ello tenemos que activar el seccionador 89.7 y 89.7.1, luego de esto
activamos el disyuntor 52.T. Una vez realizado esto activamos el
seccionador 89.4.1 y se activa el by pass.
Una vez desactivado el reconectador 52.1 no se podrá desactivar el
seccionador 89.4.1 ya que el seccionador no se puede desactivar sin carga.
Para desactivar el seccionador 89.4.1 debemos activar el reconectador 52.1
o sacar la carga desactivando la transferencia.
•
Una vez activada la barra de 13.8 KV para poder activar el reconectador
52.2 debemos de tener activado primero el seccionador 89.5. No podremos
desactivar el seccionador 89.5 sin primero desactivar el reconectador 52.2.
En caso de emergencia o de falla en el reconectador 52.2 podemos hacer
un by pass de este. Esto se realiza activando la barra de transferencia, para
ello tenemos que activar el seccionador 89.7 y 89.7.1, luego de esto
activamos el disyuntor 52.T. Una vez realizado esto activamos el
seccionador 89.5.1 y se activa el by pass.
Una vez desactivado el reconectador 52.2 no se podrá desactivar el
seccionador 89.5.1 ya que el seccionador no se puede desactivar sin carga.
- 88 -
Para desactivar el seccionador 89.5.1 debemos activar el reconectador 52.2
o sacar la carga desactivando la transferencia.
•
Una vez activada la barra de 13.8 KV para poder activar el reconectador
52.3 debemos de tener activado primero el seccionador 89.6. No podremos
desactivar el seccionador 89.6 sin primero desactivar el reconectador 52.3.
En caso de emergencia o de falla en el reconectador 52.3 podemos hacer
un by pass de este. Esto se realiza activando la barra de transferencia, para
ello tenemos que activar el seccionador 89.7 y 89.7.1, luego de esto
activamos el disyuntor 52.T. Una vez realizado esto activamos el
seccionador 89.6.1 y se activa el by pass.
Una vez desactivado el reconectador 52.3 no se podrá desactivar el
seccionador 89.6.1 ya que el seccionador no se puede desactivar sin carga.
Para desactivar el seccionador 89.6.1 debemos activar el reconectador 52.3
o sacar la carga desactivando la transferencia.
•
Una vez activada la barra de 13.8 KV para poder activar el disyuntor de
transferencia 52.T se debe de tener cerrado los seccionadores 89.7 y
89.7.T. Nunca se podrán sacar los seccionadores si el disyuntor esta
activado.
•
Para los seccionadores a tierra estos se pueden abrir o cerrar en cualquier
instante.
- 89 -
4.3.2
Pantalla de estado de transformador.
Figura 4.3. Pantalla de estado del transformador.
Fuente: Los autores.
En esta pantalla podemos visualizar lo siguiente:
•
Estado del transformador (energizado o desenergizado).
•
Potencia de trabajo del transformador.
•
Temperatura del transformador.
•
Nivel de aceite del transformador.
•
Voltaje del primario del transformador.
•
Voltaje del secundario del transformador.
•
Corriente del primario del transformador.
•
Corriente del secundario del transformador.
•
Estado del sistema de refrigeración del transformador (encendido o
apagado).
4.3.2.1
Estado del transformador (energizado o desenergizado).
Este al iniciar la simulación estará de color rojo, esto nos indica que transformador
esta desenergizado, una vez que este activada la barra de 69 KV y se de la
- 90 -
activación del disyuntor principal el transformador se energizara y pasara de color
rojo a color verde.
4.3.2.2 Potencia de trabajo del transformador.
Esta nos mostrara la potencia total de trabajo del transformador en tiempo real.
4.3.2.3
Temperatura del transformador.
Este nos mostrara la temperatura de trabajo del transformador en tiempo real, esta
temperatura es ingresada por medio de un campo de entrada en el SCADA. Este
inicia con un valor de 25°C
4.3.2.4
Nivel de aceite del transformador.
Este nos mostrara el nivel de aceita el transformador en tiempo real, este nivel es
ingresado por medio de un campo de entrada en el SCADA. Este inicia con un
valor de 100%
4.3.2.5
Voltaje del primario del transformador.
Este nos mostrara el voltaje del primario del transformador en tiempo real, este
voltaje es ingresado por medio de un campo de entrada en el SCADA.
4.3.2.6
Voltaje del secundario del transformador.
Este nos muestra el voltaje del secundario del transformador en tiempo real, este
parámetro es calculado por el PLC tomando en cuenta las variables del voltaje de
barra de 69 KV y la relación de transformación.
- 91 -
4.3.2.7
Corriente del primario del transformador.
Este nos muestra la corriente del primario del transformador en tiempo real, este
parámetro es calculado por el PLC tomando en cuenta las variables del voltaje de
barra de 69 KV y la potencia de trabajo del transformador.
4.3.2.8
Corriente del secundario del transformador.
Este nos muestra la corriente del secundario del transformador en tiempo real, este
parámetro es calculado por el PLC tomando en cuenta las variables del voltaje del
secundario y la potencia de trabajo del transformador.
4.3.3
Pantalla de estado de disyuntor principal y reconectadores.
Figura 4.4 Pantalla de disyuntor principal y reconectadores
Fuente: Los autores.
En esta pantalla podemos observar el estado del disyuntor principal así como
también el estado de los tres reconectadores del sistema.
- 92 -
4.3.3.1
Visualización de estado de disyuntor principal.
Este permanecerá de color rojo mientras no este energizado, una vez que este esté
energizado cambiara a color verde.
4.3.3.1.1
Potencia medida en el disyuntor principal.
Este nos mostrará la potencia medida en el disyuntor principal, esta es calculada
por el PLC.
4.3.3.1.2
Voltaje medido en el disyuntor principal.
Este nos mostrará el voltaje medido en el disyuntor principal, esta es calculada
por el PLC.
4.3.3.1.3
Corriente medido en el disyuntor principal.
Este nos mostrara la corriente medida en el disyuntor principal, esta es calculada
por el PLC.
4.3.3.1.4
Temperatura medida en el disyuntor principal.
Este nos mostrará la temperatura en el disyuntor principal, esta es ingresada
mediante un campo de entrada en el sistema SCADA.
4.3.3.1.5
Presión de gas del disyuntor principal.
Este nos mostrará la presión del gas SF6 en el disyuntor principal, esta es
ingresada mediante un campo de entrada en el sistema SCADA.
- 93 -
4.3.3.2
Visualización de estado de reconectador 1.
Este permanecerá de color rojo mientras no este energizado, una vez que este esté
energizado cambiará a color verde.
4.3.3.2.1
Potencia medida en el reconectador 1.
Este nos mostrará la potencia medida en el disyuntor principal, esta es calculada
por el PLC.
4.3.3.2.2
Voltaje medido en el reconectador 1.
Este nos mostrará el voltaje medido en el disyuntor principal, esta es calculada
por el PLC.
4.3.3.2.3
Corriente medido en el reconectador 1.
Este nos mostrará la corriente medida en el disyuntor principal, esta es calculada
por el PLC.
4.3.3.2.4
Temperatura medida en el reconectador 1.
Este nos mostrará la temperatura en el disyuntor principal, esta es ingresada
mediante un campo de entrada en el sistema SCADA.
4.3.3.2.5
Presión de gas del reconectador 1.
Este nos mostrará la presión del gas SF6 en el disyuntor principal, esta es
ingresada mediante un campo de entrada en el sistema SCADA.
- 94 -
4.3.3.3 Visualización de estado de reconectador 2.
Este permanecerá de color rojo mientras no este energizado, una vez que este esté
energizado cambiará a color verde.
4.3.3.3.1
Potencia medida en el reconectador 2.
Este nos mostrará la potencia medida en el disyuntor principal, esta es calculada
por el PLC.
4.3.3.3.2
Voltaje medido en el reconectador 2.
Este nos mostrará el voltaje medido en el disyuntor principal, esta es calculada
por el PLC.
4.3.3.3.3
Corriente medido en el reconectador 2.
Este nos mostrará la corriente medida en el disyuntor principal, esta es calculada
por el PLC.
4.3.3.3.4
Temperatura medida en el reconectador 2.
Este nos mostrará la temperatura en el disyuntor principal, esta es ingresada
mediante un campo de entrada en el sistema SCADA.
4.3.3.3.5
Presión de gas del reconectador 2.
Este nos mostrará la presión del gas SF6 en el disyuntor principal, esta es
ingresada mediante un campo de entrada en el sistema SCADA.
- 95 -
4.3.3.4 Visualización de estado de reconectador 3.
Este permanecerá de color rojo mientras no este energizado, una vez que este esté
energizado cambiará a color verde.
4.3.3.4.1
Potencia medida en el reconectador 3.
Este nos mostrará la potencia medida en el disyuntor principal, esta es calculada
por el PLC.
4.3.3.4.2
Voltaje medido en el reconectador 3.
Este nos mostrará el voltaje medido en el disyuntor principal, esta es calculada
por el PLC.
4.3.3.4.3
Corriente medido en el reconectador 3.
Este nos mostrará la corriente medida en el disyuntor principal, esta es calculada
por el PLC.
4.3.3.4.4
Temperatura medida en el reconectador 3.
Este nos mostrará la temperatura en el disyuntor principal, esta es ingresada
mediante un campo de entrada en el sistema SCADA.
4.3.3.4.5
Presión de gas del reconectador 3.
Este nos mostrará la presión del gas SF6 en el disyuntor principal, esta es
ingresada mediante un campo de entrada en el sistema SCADA.
4.3.3.5 Alarmas.
Se podrán visualizar todas las alarmas que se describirán mas adelante en la
pantalla de alarmas que corresponden a los disyuntores y reconectadores.
- 96 -
4.3.4
Pantalla de parámetros de la subestación.
Figura 4.5 Pantalla de parámetros de la subestación.
Fuente: Los autores.
En esta pantalla podremos visualizar los elementos de entrada que nos darán los
parámetros de de la subestación, estos parámetros son los siguientes:
4.3.4.1
Voltaje de barra de 69 KV.
Este campo de entrada esta configurado para que al activarse la barra de 69 KV
se active en un valor de 69 KV, el cual podrá ser variado por el operador del
sistema según su conveniencia en un rango de 68,5 KV hasta 70 KV.
4.3.4.2
Frecuencia del sistema.
Este campo de entrada esta configurado para que al activarse la barra de 69 KV
se active en un valor de 60 Hz, el cual podrá ser variado por el operador del
sistema según su conveniencia en un rango de 55 a 65 Hz.
- 97 -
4.3.4.3
Nivel de aceite del transformador principal.
Este campo de entrada esta configurado para mantenerse siempre activo en un
valor de 100% del nivel normal, el cual podrá ser variado por el operador del
sistema según su conveniencia en un rango de 0 a 100%.
4.3.4.4
Temperatura del transformador principal.
Este campo de entrada esta configurado para mantenerse siempre activo en un
valor de 25°C, el cual podrá ser variado por el operador del sistema según su
conveniencia en un rango de 0 a 100 °C.
4.3.4.5
Relación de transformación del transformador.
Este campo de entrada esta configurado para mantenerse siempre activo en un
valor de 5, el cual podrá ser variado por el operador del sistema según su
conveniencia en un rango de 4 a 6.
4.3.4.6
Potencia de alimentador 1.
Este campo de entrada esta configurado para que al activarse el reconectador 1 se
active en un valor de 0 MVA, el cual podrá ser variado por el operador del
sistema según su conveniencia en un rango de 0 a 10 MVA.
4.3.4.7
Potencia de alimentador 2.
Este campo de entrada esta configurado para que al activarse el reconectador 2 se
active en un valor de 0 MVA, el cual podrá ser variado por el operador del
sistema según su conveniencia en un rango de 0 a 10 MVA.
- 98 -
4.3.4.8
Potencia de alimentador 3.
Este campo de entrada esta configurado para que al activarse el reconectador 3 se
active en un valor de 0 MVA, el cual podrá ser variado por el operador del
sistema según su conveniencia en un rango de 0 a 10 MVA.
4.3.4.9 Presión de gas en disyuntor principal.
Este campo de entrada esta configurado para mantenerse siempre activo en un
valor de 100% de su valor nominal, el cual podrá ser variado por el operador del
sistema según su conveniencia en un rango de 0 a 100%.
4.3.4.10
Presión de gas en reconectador 1.
Este campo de entrada esta configurado para mantenerse siempre activo en un
valor de 100% de su valor nominal, el cual podrá ser variado por el operador del
sistema según su conveniencia en un rango de 0 a 100%.
4.3.4.11
Presión de gas en reconectador 2.
Este campo de entrada esta configurado para mantenerse siempre activo en un
valor de 100% de su valor nominal, el cual podrá ser variado por el operador del
sistema según su conveniencia en un rango de 0 a 100%.
4.3.4.12
Presión de gas en reconectador 3.
Este campo de entrada esta configurado para mantenerse siempre activo en un
valor de 100% de su valor nominal, el cual podrá ser variado por el operador del
sistema según su conveniencia en un rango de 0 a 100%.
- 99 -
4.3.4.13 Temperatura del disyuntor principal.
Este campo de entrada esta configurado para mantenerse siempre activo en un
valor de 25°C, el cual podrá ser variado por el operador del sistema según su
conveniencia en un rango de 0 a 100 °C.
4.3.4.14 Temperatura del reconectador 1.
Este campo de entrada esta configurado para mantenerse siempre activo en un
valor de 25°C, el cual podrá ser variado por el operador del sistema según su
conveniencia en un rango de 0 a 100 °C.
4.3.4.15 Temperatura del reconectador 2.
Este campo de entrada esta configurado para mantenerse siempre activo en un
valor de 25°C, el cual podrá ser variado por el operador del sistema según su
conveniencia en un rango de 0 a 100 °C.
4.3.4.16 Temperatura del reconectador 3.
Este campo de entrada esta configurado para mantenerse siempre activo en un
valor de 25°C, el cual podrá ser variado por el operador del sistema según su
conveniencia en un rango de 0 a 100 °C.
- 100 -
4.3.5
Pantalla de Simulación de fallas.
Figura 4.6 Pantalla de simulación de fallas.
Fuente: Los autores.
En esta pantalla vamos a poder simular las siguientes fallas.
Falla de sobrecorriente en el transformador.
Falla de sobrecorriente en el alimentador 1.
Falla de sobrecorriente en el alimentador 2.
Falla de sobrecorriente en el alimentador 3.
4.3.5.1
Falla de sobre corriente en el transformador.
Esta falla se la simula moviendo el slider de falla diferencial ubicado en la
pantalla, esto hará que se inyecte corriente al secundario del transformador por lo
que tiene que actuar la protección diferencial del mismo.
En el mismo cuadro de esta falla podemos observar que existe una luz indicadora
de falla que parpadeara en caso de que se presente la falla, en este caso también
hemos colocado un boten de reset para esta falla.
- 101 -
4.3.5.2
Falla de sobre corriente en el alimentador 1.
Esta falla se la simula moviendo el slider de falla de sobrecorriente alimentador 1
ubicado en la pantalla, esto hará que se inyecte corriente al alimentador 1, por lo
que tiene que actuar la protección por sobrecorrinte del mismo.
En el mismo cuadro de esta falla podemos observar que existe una luz indicadora
de falla que parpadeará en caso de que se presente la falla, en este caso también
hemos colocado un boten de reset para esta falla y un botón de desbloqueo ya que
si la falla se da por 4 veces seguida se bloquea el reconectador del alimentador.
4.3.5.3
Falla de sobre corriente en el alimentador 2.
Esta falla se la simula moviendo el slider de falla de sobrecorriente alimentador 2
ubicado en la pantalla, esto hará que se inyecte corriente al alimentador 2, por lo
que tiene que actuar la protección por sobrecorrinte del mismo.
En el mismo cuadro de esta falla podemos observar que existe una luz indicadora
de falla que parpadeara en caso de que se presente la falla, en este caso también
hemos colocado un boten de reset para esta falla y un botón de desbloqueo ya que
si la falla se da por 4 veces seguida se bloquea el reconectador del alimentador.
4.3.5.4
Falla de sobre corriente en el alimentador 3.
Esta falla se la simula moviendo el slider de falla de sobrecorriente alimentador 3
ubicado en la pantalla, esto hará que se inyecte corriente al alimentador 3, por lo
que tiene que actuar la protección por sobrecorrinte del mismo.
En el mismo cuadro de esta falla podemos observar que existe una luz indicadora
de falla que parpadeara en caso de que se presente la falla, en este caso también
hemos colocado un boten de reset para esta falla y un botón de desbloqueo ya que
si la falla se da por 4 veces seguida se bloquea el reconectador del alimentador.
- 102 -
4.3.6
Pantalla de Alarmas.
Figura 4.7. Pantalla de alarmas.
Fuente: Los autores.
4.3.6.1
Alarma de protección diferencial del transformador.
Esta alarma se activa cuando la corriente del secundario del transformador rebasa
la corriente máxima para la cual esta seteada la alarma.
Al activarse esta alarma se desactiva el disyuntor 52.0
4.3.6.2
Alarma de nivel de aceite del transformador.
Esta alarma se activa cuando el nivel de aceite del transformador es menor al
80%. Este parámetro esta programado para que se active en 100%, este puede ser
regulado o simulado moviendo el slider de nivel de aceite del transformador
ubicado en la pantalla de parámetros de la subestación.
- 103 -
Antes de que la alarma actué se encenderá una alerta que puede ser visualizada en
la pantalla principal, esta alerta se activara cuando el nivel de aceite del
transformador sea menor al 90%.
Al activarse esta alarma se desactiva el disyuntor 52.0
4.3.6.3
Alarma de temperatura del transformador.
Esta alarma de activa cuando la temperatura en el transformador supera los 90°C.
Este parámetro esta programado para activarse en 25°C, este puede ser regulado
o simulado moviendo el slider de temperatura del transformador ubicado en la
pantalla de parámetros de la subestación.
Antes de que la alarma actué se encenderá una alerta que puede ser visualizada en
la pantalla principal, esta alerta se activará cuando la temperatura del
transformador sea mayor a 80°C.
Al activarse esta alarma se desactiva el disyuntor 52.0.
4.3.6.4
Alarma de sobrecarga del transformador.
Esta alarma se activara cuando se rebase el valor de potencia máxima del
transformador que es de 25 MVA.
Antes de que la alarma actué se encenderá una alerta que puede ser visualizada en
la pantalla principal, esta alerta se activara cuando la potencia del transformador
sea mayor a 24 MVA.
Al activarse esta alarma se desactiva el disyuntor 52.0.
- 104 -
4.3.6.5
Protección de sobre corriente alimentador 1.
Esta alarma es generada en la pantalla de simulación de fallas, se activa cuando la
corriente el alimentador 1 es mayor que la seteada como valor máximo.
Al activarse esta alarma se desactiva el reconectador 1, también se desactivara el
disyuntor de la barra de transferencia.
4.3.6.6
Protección de sobrecarga en alimentador 1.
Esta alarma se activa cuando la potencia para la que esta calculada el
reconectador es rebasada.
Antes de que la alarma actúe se mostrará en la pantalla principal y en la pantalla
de disyuntor y reconectadores una alerta.
Al activarse la alarma se desactiva el reconectador 1 y el disyuntor de la barra de
transferencia.
4.3.6.7
Alarma de temperatura del reconectador 1.
Esta alarma de activa cuando la temperatura del reconectador supera los 90°C.
Este parámetro esta programado para activarse en 25°C, este puede ser regulado
o simulado moviendo el slider de temperatura del reconectador 1, ubicado en la
pantalla de parámetros de la subestación.
Antes de que la alarma actué se encenderá una alerta que puede ser visualizada en
la pantalla principal, esta alerta se activara cuando la temperatura del
reconectador sea mayor a 80°C.
Al activarse esta alarma se desactiva el reconectador 1.
- 105 -
4.3.6.8
Alarma de presión del reconectador 1.
Esta alarma se activa cuando la presión en el reconectador 1 es menor a 80%,
este parámetro esta seteado en la pantalla de parámetros de la subestación en
100%,
este puede ser modificado por medio del slider de presión de
Alimentador 1.
Antes de que la alarma actúe se mostrará en la pantalla principal y en la pantalla
de disyuntor y reconectadores una alerta.
Al activarse la alarma se desactiva el reconectador 1.
4.3.6.9
Protección de sobre corriente alimentador 2.
Esta alarma es generada en la pantalla de simulación de fallas, se activa cuando la
corriente el alimentador 2 es mayor que la seteada como valor máximo.
Al activarse esta alarma se desactiva el reconectador 2, también se desactivara el
disyuntor de la barra de transferencia.
4.3.6.10
Protección de sobrecarga en alimentador 2.
Esta alarma se activa cuando la potencia para la que esta calculada el
reconectador es rebasada.
Antes de que la alarma actúe se mostrará en la pantalla principal y en la pantalla
de disyuntor y reconectadores una alerta.
Al activarse la alarma se desactiva el reconectador 2 y el disyuntor de la barra de
transferencia.
- 106 -
4.3.6.11
Alarma de temperatura del reconectador 2.
Esta alarma de activa cuando la temperatura del reconectador supera los 90°C.
Este parámetro esta programado para activarse en 25°C, este puede ser regulado
o simulado moviendo el slider de temperatura del reconectador 2, ubicado en la
pantalla de parámetros de la subestación.
Antes de que la alarma actué se encenderá una alerta que puede ser visualizada en
la pantalla principal, esta alerta se activará cuando la temperatura del
reconectador sea mayor a 80°C.
Al activarse esta alarma se desactiva el reconectador 2.
4.3.6.12
Alarma de presión del reconectador 2.
Esta alarma se activa cuando la presión en el reconectador 2 es menor a 80%,
este parámetro esta seteado en la pantalla de parámetros de la subestación en
100%, este puede ser modificado por medio del slider de presión de
Alimentador 2.
Antes de que la alarma actúe se mostrara en la pantalla principal y en la pantalla
de disyuntor y reconectadores una alerta.
Al activarse la alarma se desactiva el reconectador 2.
4.3.6.13
Protección de sobre corriente alimentador 3.
Esta alarma es generada en la pantalla de simulación de fallas, se activa cuando la
corriente el alimentador 3 es mayor que la seteada como valor máximo.
Al activarse esta alarma se desactiva el reconectador 3, también se desactivará el
disyuntor de la barra de transferencia.
- 107 -
4.3.6.14 Protección de sobrecarga en alimentador 3.
Esta alarma se activa cuando la potencia para la que esta calculada el
reconectador es rebasada.
Antes de que la alarma actúe se mostrará en la pantalla principal y en la pantalla
de disyuntor y reconectadores una alerta.
Al activarse la alarma se desactiva el reconectador 3 y el disyuntor de la barra de
transferencia.
4.3.6.15
Alarma de temperatura del reconectador 3.
Esta alarma de activa cuando la temperatura del reconectador supera los 90°C.
Este parámetro esta programado para activarse en 25°C, este puede ser regulado
o simulado moviendo el slider de temperatura del reconectador 3, ubicado en la
pantalla de parámetros de la subestación.
Antes de que la alarma actué se encenderá una alerta que puede ser visualizada en
la pantalla principal, esta alerta se activara cuando la temperatura del
reconectador sea mayor a 80°C.
Al activarse esta alarma se desactiva el reconectador 3.
4.3.6.16
Alarma de presión del reconectador 3.
Esta alarma se activa cuando la presión en el reconectador 3 es menor a 80%,
este parámetro esta seteado en la pantalla de parámetros de la subestación en
100%, este puede ser modificado por medio del slider de presión de
alimentador 3.
- 108 -
Antes de que la alarma actúe se mostrara en la pantalla principal y en la pantalla
de disyuntor y reconectadores una alerta.
Al activarse la alarma se desactiva el reconectador 3.
4.3.6.17
Alarma de temperatura del disyuntor 52.0.
Esta alarma de activa cuando la temperatura del disyuntor supera los 90°C. Este
parámetro esta programado para activarse en 25°C, este puede ser regulado o
simulado moviendo el slider de temperatura del disyuntor ubicado en la pantalla
de parámetros de la subestación.
Antes de que la alarma actúe se encenderá una alerta que puede ser visualizada en
la pantalla principal, esta alerta se activará cuando la temperatura del
reconectador sea mayor a 80°C.
Al activarse esta alarma se desactiva el disyuntor 52.0
4.3.6.18
Alarma de presión del disyuntor 52.0.
Esta alarma se activa cuando la presión en el disyuntor 52.0 menor a 80%, este
parámetro esta seteado en la pantalla de parámetros de la subestación en 100%,
este puede ser modificado por medio del slider de presión de disyuntor.
Antes de que la alarma actúe se mostrará en la pantalla principal y en la pantalla
de disyuntor y reconectadores una alerta.
Al activarse la alarma se desactiva el disyuntor 52.0.
4.3.6.19
Alarma de bajo voltaje.
Esta alarma se activa cuando el voltaje del secundario este por debajo de los
límites seteados, al arrancar el sistema este esta en 13800 V, este se puede variar
- 109 -
haciendo variar el voltaje de entrada del sistema, es decir con el slider de 69000
V ubicado en la pantalla de parámetros de la subestación.
Antes de que se active la alarma se activará una alerta para que el operador pueda
tomar las medidas necesarias para solucionar el problema.
Al activarse la alarma se desactivara el disyuntor 52.0.
4.3.6.20
Alarma de alto voltaje.
Esta alarma se activa cuando el voltaje del secundario esta por arriba de los
limites seteados, al arrancar el sistema este esta en 13800 V, este se puede variar
haciendo variar el voltaje de entrada del sistema, es decir con el slider de 69000
V ubicado en la pantalla de parámetros de la subestación.
Antes de que se active la alarma se activara una alerta para que el operador pueda
tomar las medidas necesarias para solucionar el problema.
Al activarse la alarma se desactivara el disyuntor 52.0.
4.3.6.21
Alarma de baja frecuencia.
Esta alarma se activará cuando la frecuencia del sistema este por debajo de los
limites seteados. La frecuencia se puede variar desde el slider de frecuencia
ubicado en la pantalla de parámetros de la subestación.
Antes de que actúe la alarma se activara una alerta de baja frecuencia para que el
operador tome las medidas de caso.
Al activarse la alarma se desactivará el disyuntor 52.0.
- 110 -
4.3.6.22
Alarma de alta frecuencia.
Esta alarma se activara cuando la frecuencia del sistema este por arriba de los
limites seteados. La frecuencia se puede variar desde el slider de frecuencia
ubicado en la pantalla de parámetros de la subestación.
Antes de que actúe la alarma se activara una alerta de baja frecuencia para que el
operador tome las medidas de caso.
Al activarse la alarma se desactivará el disyuntor 52.0.
4.3.7
Pantalla de reset de alertas y alarmas.
Figura 4.8 Pantalla de reset de alertas y alarmas.
Fuente: Los autores.
En esta pantalla vamos a poder realizar el reset de todas las alertas y alarmas que
hemos citado en la sección anterior de alarmas después de haber despejado las
respectivas fallas que se presenten.
- 111 -
En esta pantalla también podremos observar el indicador de que si se esta
presentando una alarma o una falla en determinado sector ya que cuenta con
indicadores que parpadean en caso de que estas se presenten.
- 112 -
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
En este material se ha tratado de hacer lo mas fácil posible de detallar el
funcionamiento de la simulación que se ha realizado para que esta pueda ser utilizado
por cualquier persona (operador del sistema).
Hemos tratado de simular de la mejor manera los tipos de fallas y las protecciones
para las mismas ya que todo se realiza virtualmente desde las pantallas del SCADA,
por ese motivo es que se utilizó una red servidor cliente, para que en el servidor se
puedan realizar las simulaciones de carga y/o fallas y en el servidor el operador
pueda tomar las medidas respectivas para que no la subestación no salga de servicio.
Se ha tratado de realizar las pantallas de la manera mas real posible, tal y como se
utilizaría en un entorno verdadero de automatización de una subestación de
distribución.
Como base para nuestra subestación hemos tomado referencia de las subestaciones
de distribución de la Empresa Eléctrica de Guayaquil, en forma especial de la
subestación Mapasingue.
Para esta simulación como hemos descrito en el capítulo 4 se han utilizado un PLC,
en la vida cotidiana el elemento que se utiliza para este tipo de automatizaciones es
un DEI.
Como vemos en el proyecto se ha realizado una simulación de una subestación de
con configuración barra principal y barra de transferencia, esta cuenta con tres
alimentadores, este tipo de configuración de barra y la cantidad de alimentadores son
- 113 -
las configuraciones mas usadas por las subestaciones de distribución en la ciudad de
Guayaquil.
Las protecciones se han simulado de una manera didáctica ya que en la vida real los
aparatos que se utilizan para esto envían las señales directamente al sistema SCADA
y este lo que hace es ejecutarlas.
Se ha realizado una pantalla de reset de alarmas y alertas con el fin de que el cliente
pueda operar de mejor manera el sistema, como habíamos mencionado antes este
proyecto se realizo con una configuración Servidor-Cliente para que el servidor
manipule los parámetros del sistema.
- 114 -
BIBLIOGRAFÍA.
•
•
•
ENRÍQUEZ HARPER GILBERTO, Elementos de Diseño de Subestaciones
Eléctricas, Nº Edición : 2, Editorial : Limusa, País de Publicación : México,
Fecha de Publicación : 01/09/2002, Nº Volúmenes : 1.
ALVEAR, Edmundo “Modulo de Subestaciones”, Seminario de Graduación,
Guayaquil, Noviembre 2009
GUIRADO, RAFAEL, y otros, Manual de Ingeniería Eléctrica; Editorial
McGraw-Hill, Fecha de Publicación : 01/09/2002, Nº Volúmenes : 1.
•
Direcciones de Internet
•
http://support.automation.siemens.com
•
www.conelec.com
•
www.eeee.org
- 115 -
ANEXOS
- 116 -
LISTADO DE TAGS Y PARÁMETROS
UTILIZADOS EN LA PROGRAMACIÓN
CON EL SOFTWARE WINCC (SCADA)
FUENTE: LOS AUTORES
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Computer
INGENIERIA
Tag Management
@SCRIPT_COUNT_TAGS
Computer Type
Data Type
Group
Parameters
@SCRIPT_COUNT_REQUESTS_IN_QUEU Data Type
Group
Parameters
@SCRIPT_COUNT_ACTIONS_IN_QUEUESData Type
Group
Parameters
@TLGRT_SIZEOF_NOTIFY_QUEUE
Data Type
Group
Parameters
@TLGRT_SIZEOF_NLL_INPUT_QUEUE
Data Type
Group
Parameters
@TLGRT_TAGS_PER_SECOND
Data Type
Group
Parameters
@TLGRT_AVERAGE_TAGS_PER_SECON Data Type
Group
Parameters
@CurrentUser
Data Type
Parameters
@DeltaLoaded
Data Type
Parameters
@LocalMachineName
Data Type
Parameters
@ConnectedRTClients
Data Type
Parameters
@RedundantServerState
Data Type
Parameters
@DatasourceNameRT
Data Type
Parameters
@ServerName
Data Type
Parameters
@CurrentUserName
Data Type
Parameters
@EventQuit
Data Type
Parameters
Start value
@DiagnosisAreaTextID
Data Type
Group
Parameters
Start value
@area1
Data Type
Group
Parameters
@area2
Data Type
Group
Parameters
@area3
Data Type
Group
Parameters
@area4
Data Type
Group
Server
32-Bit unsigned
Script
internal tag
32-Bit unsigned
Script
internal tag
32-Bit unsigned
Script
internal tag
64-Bit IEEE 754
TagLoggingRt
internal tag
64-Bit IEEE 754
TagLoggingRt
internal tag
64-Bit IEEE 754
TagLoggingRt
internal tag
64-Bit IEEE 754
TagLoggingRt
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
32-Bit unsigned
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
16-Bit unsigned
internal tag
16-Bit unsigned
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
32-Bit signed
internal tag
17
32-Bit unsigned
Diagnostics
internal tag
77
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
@area5
@area6
@area7
@area8
@area9
@area10
@area11
@area12
@area13
@area14
@area15
@area16
@ActualPicture1
@ActualPicture2
@ActualPicture3
@ActualPicture4
@Signal1
@Signal2
@Signal3
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Bit value
Horn
internal tag
0
Bit value
Horn
internal tag
0
Bit value
Horn
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
@SignalInput1
@SignalInput2
@SignalInput3
@HornReset
@Level
@LevelAlarm
@PTMChangedFlag
@PTMChangedWebFlag
@PTMChangedFlagInt
@AlarmTest
@CurrentLanguage
@ConfigExist
@CheckOpen
@PrintJobAsync
@OPCServer_WinCC
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
internal tag
0
Bit value
Horn
internal tag
0
Bit value
Horn
internal tag
0
Bit value
Horn
internal tag
0
Bit value
Horn
internal tag
0
16-Bit unsigned
Split Screen Manager
internal tag
0
Bit value
Split Screen Manager
internal tag
0
16-Bit unsigned
Split Screen Manager
internal tag
0
16-Bit unsigned
Split Screen Manager
internal tag
0
16-Bit unsigned
Split Screen Manager
internal tag
0
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
32-Bit unsigned
Split Screen Manager
internal tag
0
32-Bit unsigned
Split Screen Manager
internal tag
0
32-Bit unsigned
Split Screen Manager
internal tag
0
16-Bit unsigned
Split Screen Manager
internal tag
0
32-Bit unsigned
LBM
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
@LBMRTConfigState
@TTChangedFlag
@AssetFaceplatePrintFile
@AssetFaceplateAlarmSelection
@SAM_Replication
@MarkingMSClient
@DiagRTServerCycleTime
@SAMExportRunning
@EmergencyWatchTag
@RedundancyWatchState
@RedundancyWatchDescription
@LastCurrentUser
@DIAG_AS_Overview
@DIAG_AS_Overview.EventState
@DIAG_AS_Overview.MaintenanceState
@DIAG_AS_Overview.HostName
@DIAG_AS_Overview.HwVersion
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
internal tag
65537
32-Bit unsigned
LBM
internal tag
65537
16-Bit unsigned
TagTable
internal tag
0
Text 8-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 8-Bit
Split Screen Manager
internal tag
32-Bit unsigned
Split Screen Manager
internal tag
0
Bit value
Split Screen Manager
internal tag
0
32-Bit unsigned
Split Screen Manager
internal tag
7
32-Bit unsigned
Split Screen Manager
internal tag
0
Bit value
Split Screen Manager
internal tag
0
32-Bit unsigned
Split Screen Manager
internal tag
1.05269e+007
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
Text 16-Bit
Split Screen Manager
internal tag
internal tag
32-Bit unsigned
Diagnostics
internal tag
65535
32-Bit unsigned
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
@DIAG_AS_Overview.SwVersion
@DIAG_AS_Overview.ProductName
@DIAG_AS_Overview.Manufacturer
@DIAG_AS_Overview.SystemVersion
@DIAG_AS_Overview.SerialNumber
@DIAG_AS_Overview.SwDate
@DIAG_AS_Overview.&ipAddress()
@DIAG_AS_Overview.sysLocation
@DIAG_AS_Overview.AlarmServer
@DIAG_PC_Overview
@DIAG_PC_Overview.EventState
@DIAG_PC_Overview.MaintenanceState
@DIAG_PC_Overview.HostName
@DIAG_PC_Overview.HwVersion
@DIAG_PC_Overview.SwVersion
@DIAG_PC_Overview.ProductName
@DIAG_PC_Overview.Manufacturer
@DIAG_PC_Overview.SystemVersion
@DIAG_PC_Overview.SerialNumber
@DIAG_PC_Overview.SwDate
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Parameters
Data Type
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
internal tag
32-Bit unsigned
Diagnostics
internal tag
65535
32-Bit unsigned
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Group
Parameters
@DIAG_PC_Overview.&ipAddress()
Data Type
Group
Parameters
@DIAG_PC_Overview.sysLocation
Data Type
Group
Parameters
@DIAG_PC_Overview.AlarmServer
Data Type
Parameters
@DIAG_Net_Overview
Data Type
Parameters
@DIAG_Net_Overview.EventState
Data Type
Group
Parameters
Start value
@DIAG_Net_Overview.MaintenanceState
Data Type
Group
Parameters
@DIAG_Net_Overview.HostName
Data Type
Group
Parameters
@DIAG_Net_Overview.HwVersion
Data Type
Group
Parameters
@DIAG_Net_Overview.SwVersion
Data Type
Group
Parameters
@DIAG_Net_Overview.ProductName
Data Type
Group
Parameters
@DIAG_Net_Overview.Manufacturer
Data Type
Group
Parameters
@DIAG_Net_Overview.SystemVersion
Data Type
Group
Parameters
@DIAG_Net_Overview.SerialNumber
Data Type
Group
Parameters
@DIAG_Net_Overview.SwDate
Data Type
Group
Parameters
@DIAG_Net_Overview.&ipAddress()
Data Type
Group
Parameters
@DIAG_Net_Overview.sysLocation
Data Type
Group
Parameters
@DIAG_Net_Overview.AlarmServer
Data Type
Parameters
@DIAG_USER_Overview
Data Type
Parameters
@DIAG_USER_Overview.EventState
Data Type
Group
Parameters
Start value
@DIAG_USER_Overview.MaintenanceState Data Type
Group
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
internal tag
32-Bit unsigned
Diagnostics
internal tag
65535
32-Bit unsigned
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
internal tag
32-Bit unsigned
Diagnostics
internal tag
65535
32-Bit unsigned
Diagnostics
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
@DIAG_USER_Overview.HostName
@DIAG_USER_Overview.HwVersion
@DIAG_USER_Overview.SwVersion
@DIAG_USER_Overview.ProductName
@DIAG_USER_Overview.Manufacturer
@DIAG_USER_Overview.SystemVersion
@DIAG_USER_Overview.SerialNumber
@DIAG_USER_Overview.SwDate
@DIAG_USER_Overview.&ipAddress()
@DIAG_USER_Overview.sysLocation
@DIAG_USER_Overview.AlarmServer
@ALARMAS
@DISYUNTOR
@PARAMETROS DE SUBESTACION
@PRINCIPAL
@SIMULACION DE FALLAS
@TRANSFORMADOR
52T
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Group
Parameters
Start value
Data Type
Parameters
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
Diagnostics
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
32-Bit signed
Group Signals
internal tag
65535
32-Bit signed
Group Signals
internal tag
65535
32-Bit signed
Group Signals
internal tag
65535
32-Bit signed
Group Signals
internal tag
65535
32-Bit signed
Group Signals
internal tag
65535
32-Bit signed
Group Signals
internal tag
65535
Bit value
M34.0
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
69K_1
891
892
CORRIENTEALIMENTADOR1
CORRIENTEALIMENTADOR2
CORRIENTEALIMENTADOR3
CORRIENTEENELPRIMARIO
CORRIENTETRAFOSECUNDARIA
D520
ESTADO520
ESTADO52T
estado891
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M30.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M30.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M30.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD32
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD36
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD40
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD24
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD28
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M31.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M31.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M34.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
ESTADO892
ESTADO893
ESTADO894
ESTADO8941
ESTADO895
ESTADO8951
ESTADO896
ESTADO8961
ESTADO897
ESTADO897T
ESTADOALIMENTADOR2
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
M30.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M30.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M30.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M32.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M33.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M32.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M33.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M32.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M33.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M32.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M33.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M37.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
ESTADOALIMENTADOR3
ESTADOBARRTRANSF
ESTADODEALIMENTADOR1
ESTADODEBARRA
ESTADOPRUEBA
ESTADORECONECTADOR3
ESTADORECONECTADOR521
ESTADORECONECTADOR522
ESTADOSECTOR1
ESTADOSECTOR2
ESTADOSECTOR3
ESTADOSECTOR894
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Bit value
M39.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M35.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M36.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M30.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M90.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M38.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M34.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M36.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M60.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M35.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M60.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M60.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
ESTADOSECTOR895
ESTADOSECTOR896
ESTADTRANSFER1
ESTADTRANSFER2
FALLAALIMENTADOR2
FALLADEALIMENTADOR1
FRECUENCIADESISTEMA
INTERLOCK8951
INTERLOCKRECONEC522
INTERLOCKRECONEC523
INTLOCK894
INTLOCK8941
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
MPI
Bit value
M60.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M60.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M35.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M36.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M37.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M34.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD52
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M37.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M37.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M39.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M36.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M36.3
PLC
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
INTLOCK895
INTLOCK896
INTLOCK8961
INTLOCKDISY52T
INTLOCKRECONECT521
NewTag
NewTag_1
NIVELDEACEITEDETRANSFORMADOR
OFF_distunt_521
OFFdisyunt522
OFFdisyunt523
POTENCIAALIMENTADOR1
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M36.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M38.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M38.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M35.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M36.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
A124.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M20.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD48
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M61.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M61.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M61.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD8
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
POTENCIAALIMENTADOR21
POTENCIAALIMENTADOR31
POTENCIATOTALDELTRAFO
PRESIONDISYUNTOR520
PRESIONRECONECTADOR1
PRESIONRECONECTADOR2
PRESIONRECONECTADOR3
PRUEBA
RECONECTADOR3
RECONECTADOR521
RECONECTADOR522
RELACIONTRANSFORMACION
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD12
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD16
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD20
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD60
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD68
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD76
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD84
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M90.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M38.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M34.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M37.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
S893
S894
S8941
S895
S8951
S896
S8961
S897
S897T
TEMPERATURADETRAFO
TEMPERATURADISYUNTOR520
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
DB1,DD96
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M30.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M32.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M33.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M32.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M33.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M32.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M33.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M32.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M33.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD44
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD56
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
TEMPERATURARECONECTADOR1
TEMPERATURARECONECTADOR2
TEMPERATURARECONECTADOR3
ventiladores
VOLTAJEDEBARRA69KV1
voltajedesecundario
VOLTAJESALIDAALIMENTADOR1
VOLTAJESALIDAALIMENTADOR2
VOLTAJESALIDAALIMENTADOR3
ALARMAS1
RESET_ALARMAS1
69K
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Group
32-Bit IEEE 754
DB1,DD64
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD72
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD80
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M62.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD100
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD104
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD108
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
8-Bit unsigned
ALARMAS
DB3,DBB0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
8-Bit unsigned
RESETALARMAS
DB3,DBB20
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
PRINCIPAL
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
SECCIONADOR1
SECCIONADOR2
893
894
895
896
897
8941
8951
8961
8971
520
521
522
523
VOLTAJEBARRA69KV
INTERLOCKD520
alarma1
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Group
Parameters
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
PRINCIPAL
internal tag
32-Bit unsigned
PRINCIPAL
internal tag
Bit value
M35.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
DB3,D0.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
S89T1
S89T2
S89T3
S89T4
ESTADOS89T1
ESTADOS89T3
ESTADOS89T2
ESTADOS89T4
ESTADOFINAS89T1
ESTADOFINALS89T2
ESTADOFINALS89T3
ESTADOFINALS89T4
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Bit value
M24.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M24.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M24.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M24.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M24.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M24.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M24.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M24.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M25.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M25.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M25.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M25.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
ALARMADENIVELDEACEITETRAFO
ALARMAENPRESIONDEDISYUNTOR520
@SFCDeltaLoaded
@DeltaCompiled
@IM_Prefix
@Step7DefaultLanguage
S7$Program(1)#RawEvent
S7$Program(1)#RawArchiv
A
ABC
ABCD
INDICADORDEALARMATRAFO
RESET_DIF_TRANS
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Start value
Data Type
Parameters
Start value
Data Type
Parameters
Start value
Data Type
Parameters
Start value
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Data Type
MPI
Bit value
M58.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M58.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
8-Bit unsigned
internal tag
0
8-Bit unsigned
internal tag
0
Text 8-Bit
internal tag
0
32-Bit unsigned
internal tag
7
Raw Data
RAW_EVENT
S7$Program(1)
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Raw Data
RAW_ARCHIVE
S7$Program(1)
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
ALARMAS
DB1,DD112
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
ALARMAS
DB1,DD116
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M58.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
OFFDISY520
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
SUMAPARAFALLAALIMENTADOR1
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
CORRIENTEDESALIDAALIMENTADOR1
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETsobrealim1
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
DESBLOQUEODEALIMENTADOR1
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
CORRIENTEDESALIDAALIMENTADOR2
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
SUMAPARAFALLAALIMENTADOR2
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORDEALARMASOBRECORRIENT Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORDEALARMASOBRECORRIENT Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
DESBLOQUEODEALIMENTADOR2
Data Type
Group
Parameters
RESETALARMAS
M58.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M58.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD124
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
DB1,DD128
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M59.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M59.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
ALARMAS
DB1,DD136
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
ALARMAS
DB1,DD132
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M37.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M34.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M58.3
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Connection
Channel
Channel unit
RESETSOBRECORRIENTEALIMENTADOR Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
SUMAPARAFALLAALIMENTADOR3
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
CORRIENTEDESALIDAALIMENTADOR3
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORDEALARMASOBRECORRIENT Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETSOBRECORRIENTEALIMENTADOR Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
DESBLOQUEOALIMENTADOR3
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
FALLASOBRECORRIENTEALIMENTADOR Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORALARMADETEMPERATURATR Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALARMATEMPERATURADETRAFO Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORALARMANIVELACEITETRAFO Data Type
Group
Parameters
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M59.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
ALARMAS
DB1,DD140
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
32-Bit IEEE 754
ALARMAS
DB1,DD144
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M38.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M59.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M59.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M38.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M60.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M60.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M62.4
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Connection
Channel
Channel unit
RESETALARMADENIVELACEITETRAFO Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALERTADEACEITETRAFO
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALERTANIVELDEACEITE
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALERTATEMPERATURATRAFO
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALERTATEMPERATURATRAFO
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ÎNDICADORDEALARMATEMPERATURARE Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETDEALARMATEMPERATURARECON Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALERTATEMPERATURARECONECTADOR Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETDEALARTATEMPERATURARECON Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALERTAPRESIONBAJARECONECTADOR1 Data Type
Group
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M62.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALERTAS
M63.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M63.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M63.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALERTAS
M63.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M63.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M63.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALERTAS
M63.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M63.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALERTAS
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORDEPRESIONBAJAALIMENTAD Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETDEALARMAPRESIONBAJAALIMENTData Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALERTAPRESIONBAJAALIMENTAD Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALARTASOBRECARGAALIMENTAD Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALERTASOBRECARGAALIMENTADOR1 Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETDEALARMASOBRECARGAALIMEN Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORDEALARMASOBRECARGAALI Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORDEALARMATEMPERATURARE Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALARMATEMPERATURARECONEC Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALERTATEMPERATURARECONECTADOR Data Type
M68.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M68.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M68.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M68.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M68.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALERTAS
M68.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M68.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M68.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M69.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M69.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALAERTATEMPERATURARECONE Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALARMAPRESIONALIMENTADOR2 Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORALARMAPRESIONBAJAALIME Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALERTAPRESIONBAJAALIMENTAD Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALAERTAPRESIONBAJAALIMENTADOR2 Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALERTASOBRECARGAALIMENTADOR2 Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETDEALERTASOBRECARGAALIMENT Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORDEALARMASOBRECARGAALI Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETDEALARMASOBRECARGAALIMEN Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALERTAS
M69.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M69.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M69.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M69.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M69.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALERTAS
M69.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALERTAS
M91.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M91.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M91.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M91.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
ALERTATEMPERATURAALIMENTADOR3 Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALERTATEMPERATURAALIMENTA Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORALARMATEMPERATURAALIM Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALARMATEMPERATURAALIMENTA Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALERTAPRESIONBAJARECONECTADOR3 Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALERTAPRESIONBAJARECONECT Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORALARMAPRESIONBAJARECO Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALARMAPRESIONBAJARECONECT Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALERTASOBRECRAGAALIMENTADOR3 Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALERTASOBRECARGAALIMENTAD Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Bit value
ALERTAS
M91.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M91.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M91.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M91.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALERTAS
M25.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M25.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M25.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M25.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALERTAS
M31.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M31.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Channel unit
INDICADORSOBRECARGAALIMENTADOR Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALARMASOBRECARGAALIMENTADData Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALERTASOBRECARGATRAFO
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALERTASOBRECARGATRAFO
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORALARMASOBRECARGATRAFOData Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALARMASOBRECARGATRAFO
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALERTATEMPERATURADISYUNTOR520 Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALERTATEMPERATURADISYUNTO Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORALARMATEMPERATURADISY Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALARMATEMPEARATURADISYUNT Data Type
Group
Parameters
Connection
MPI
Bit value
ALARMAS
M31.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M31.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALERTAS
M39.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M39.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M39.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M39.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALERTAS
M90.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M90.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M90.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M90.6
PLC
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Channel
Channel unit
ALAERTAPRESIONDISYUNTOR520
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALERTAPRESIONDISYUNTOR520 Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORALARMAPRESIONDISYUNTORData Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALARMAPRESIONDISYUNTOR520 Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ESTADO8941B
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ESTADO8951B
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ESTADO8961B
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ESTADOSECTOR896A
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ESTADOS895A
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ESTADOS894A
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
z
Data Type
Parameters
Connection
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALERTAS
M108.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M108.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M108.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M108.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M31.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M31.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M35.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M58.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M59.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M59.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
M62.7
PLC
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Channel
Channel unit
ALERTABAJOVOLTAJE138
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALERTABAJOVOLTAJE138
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALARMABAJOVOLTAJE138
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALARMA138
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
ALERTAALTOVOLTAJE138
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALERTAALTOVOLTAJE138
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
INDICADORALARMAALTOVOLTAJE138
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
RESETALARMAALTOVOLTAJE138
Data Type
Group
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::@CurrentUser
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DeltaLoaded
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@LocalMachineName Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@ConnectedRTClient Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@RedundantServerS Data Type
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALERTAS
M108.4
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M108.5
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M108.6
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M108.7
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALERTAS
M109.0
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALERTAS
M109.1
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
ALARMAS
M109.2
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Bit value
RESETALARMAS
M109.3
PLC
SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE
MPI
Text 16-Bit
internal tag
32-Bit unsigned
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
16-Bit unsigned
internal tag
16-Bit unsigned
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DatasourceNameR Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@ServerName
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@CurrentUserName Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@EventQuit
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_AS_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_AS_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_PC_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_PC_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_Net_Overvie Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_Net_Overvie Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_USER_Over Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_USER_Over Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@SFCDeltaLoaded Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@DeltaCompiled
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@IM_Prefix
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@Step7DefaultLangu Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@SCRIPT_COUNT_T Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@SCRIPT_COUNT_RData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@SCRIPT_COUNT_AData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@TLGRT_SIZEOF_N Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@TLGRT_SIZEOF_N Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@TLGRT_TAGS_PE Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@TLGRT_AVERAGE Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DiagnosisAreaText Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_AS_OverviewData Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_AS_OverviewData Type
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
32-Bit signed
internal tag
Error
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
8-Bit unsigned
internal tag
Error
8-Bit unsigned
internal tag
Error
Text 8-Bit
internal tag
Error
32-Bit unsigned
internal tag
Error
32-Bit unsigned
internal tag
32-Bit unsigned
internal tag
32-Bit unsigned
internal tag
64-Bit IEEE 754
internal tag
64-Bit IEEE 754
internal tag
64-Bit IEEE 754
internal tag
64-Bit IEEE 754
internal tag
32-Bit unsigned
internal tag
Error
32-Bit unsigned
internal tag
Error
32-Bit unsigned
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_AS_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_AS_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_AS_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_AS_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_AS_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_AS_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_AS_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_AS_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_AS_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_AS_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_PC_OverviewData Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_PC_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_PC_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_PC_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_PC_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_PC_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_PC_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_PC_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_PC_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_PC_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_PC_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_PC_OverviewData Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_Net_Overvie Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_Net_Overvie Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_Net_Overvie Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_Net_Overvie Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_Net_Overvie Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_Net_Overvie Data Type
Parameters
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
32-Bit unsigned
internal tag
Error
32-Bit unsigned
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
32-Bit unsigned
internal tag
Error
32-Bit unsigned
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_Net_Overvie Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_Net_Overvie Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_Net_Overvie Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_Net_Overvie Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_Net_Overvie Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_Net_Overvie Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_USER_Over Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_USER_Over Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_USER_Over Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_USER_Over Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_USER_Over Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_USER_Over Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_USER_Over Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_USER_Over Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_USER_Over Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_USER_Over Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_USER_Over Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@DIAG_USER_Over Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area1
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area2
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area3
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area4
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area5
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area6
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area7
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area8
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area9
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area10
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area11
Data Type
Parameters
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
32-Bit unsigned
internal tag
Error
32-Bit unsigned
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
PRINCIPAL_Servidor::@area12
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area13
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area14
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area15
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@area16
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@ActualPicture1
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@ActualPicture2
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@ActualPicture3
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@ActualPicture4
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@Level
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@LevelAlarm
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@PTMChangedFlag Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@PTMChangedWebF Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@PTMChangedFlagIn Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@AlarmTest
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@CurrentLanguage Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@ConfigExist
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@CheckOpen
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@PrintJobAsync
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@AssetFaceplatePrin Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@AssetFaceplateAlar Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@SAM_Replication Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@MarkingMSClient Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@DiagRTServerCycle Data Type
Parameters
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
16-Bit unsigned
internal tag
Error
Bit value
internal tag
Error
16-Bit unsigned
internal tag
Error
16-Bit unsigned
internal tag
Error
16-Bit unsigned
internal tag
Error
Text 16-Bit
internal tag
32-Bit unsigned
internal tag
Error
32-Bit unsigned
internal tag
Error
32-Bit unsigned
internal tag
Error
16-Bit unsigned
internal tag
Error
Text 8-Bit
internal tag
Text 8-Bit
internal tag
32-Bit unsigned
internal tag
Error
Bit value
internal tag
Error
32-Bit unsigned
internal tag
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@SAMExportRunning Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@EmergencyWatchT Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@RedundancyWatch Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@RedundancyWatch Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@LastCurrentUser
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::@Signal1
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@Signal2
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@Signal3
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@SignalInput1
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@SignalInput2
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@SignalInput3
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@HornReset
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@OPCServer_WinCC Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@LBMRTConfigState Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@TTChangedFlag
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@ALARMAS
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@DISYUNTOR
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@PARAMETROS DE Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@PRINCIPAL
Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::@SIMULACION DE F Data Type
Parameters
Start value
Error
32-Bit unsigned
internal tag
Error
Bit value
internal tag
Error
32-Bit unsigned
internal tag
Error
Text 16-Bit
internal tag
Text 16-Bit
internal tag
Bit value
internal tag
Error
Bit value
internal tag
Error
Bit value
internal tag
Error
Bit value
internal tag
Error
Bit value
internal tag
Error
Bit value
internal tag
Error
Bit value
internal tag
Error
32-Bit unsigned
internal tag
Error
32-Bit unsigned
internal tag
Error
16-Bit unsigned
internal tag
Error
32-Bit signed
internal tag
Error
32-Bit signed
internal tag
Error
32-Bit signed
internal tag
Error
32-Bit signed
internal tag
Error
32-Bit signed
internal tag
Error
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
PRINCIPAL_Servidor::@TRANSFORMADO Data Type
Parameters
Start value
PRINCIPAL_Servidor::69K
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::SECCIONADOR1
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::SECCIONADOR2
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::893
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::894
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::895
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::896
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::897
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::8941
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::8951
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::8961
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::8971
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::520
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::521
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::522
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::523
Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::VOLTAJEBARRA69K Data Type
Parameters
PRINCIPAL_Servidor::52T
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::69K_1
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::891
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::892
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::CORRIENTEALIMEN Data Type
Parameters
32-Bit signed
internal tag
Error
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
Bit value
internal tag
32-Bit unsigned
internal tag
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
32-Bit IEEE 754
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::CORRIENTEALIMEN Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::CORRIENTEALIMEN Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::CORRIENTEENELPR Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::CORRIENTETRAFOS Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::D520
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADO520
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADO52T
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::estado891
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADO892
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADO893
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADO894
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADO8941
Data Type
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADO895
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADO8951
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADO896
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADO8961
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADO897
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADO897T
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOALIMENTAD Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOALIMENTAD Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOBARRTRAN Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADODEALIMENT Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADODEBARRA Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOPRUEBA
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADORECONECT Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADORECONECT Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADORECONECT Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOSECTOR1 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOSECTOR2 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOSECTOR3 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOSECTOR894 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOSECTOR895 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOSECTOR896 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADTRANSFER1 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADTRANSFER2 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::FALLAALIMENTADO Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::FALLADEALIMENTA Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::FRECUENCIADESIS Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::INTERLOCK8951
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::INTERLOCKRECONEData Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::INTERLOCKRECONEData Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::INTLOCK894
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::INTLOCK8941
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::INTLOCK895
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::INTLOCK896
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::INTLOCK8961
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::INTLOCKDISY52T
Data Type
Parameters
Connection
Bit value
Bit value
32-Bit IEEE 754
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::INTLOCKRECONECT Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::NewTag
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::NewTag_1
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::NIVELDEACEITEDET Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::OFF_distunt_521
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::OFFdisyunt522
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::OFFdisyunt523
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::POTENCIAALIMENTAData Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::POTENCIAALIMENTAData Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::POTENCIAALIMENTAData Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::POTENCIATOTALDE Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::PRESIONDISYUNTO Data Type
Parameters
Bit value
Bit value
Bit value
32-Bit IEEE 754
Bit value
Bit value
Bit value
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::PRESIONRECONEC Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::PRESIONRECONEC Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::PRESIONRECONEC Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::PRUEBA
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::RECONECTADOR3 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::RECONECTADOR52 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::RECONECTADOR52 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::RELACIONTRANSFO Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S893
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S894
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S8941
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S895
Data Type
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
32-Bit IEEE 754
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S8951
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S896
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S8961
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S897
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S897T
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::TEMPERATURADET Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::TEMPERATURADISY Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::TEMPERATURAREC Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::TEMPERATURAREC Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::TEMPERATURAREC Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ventiladores
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
Bit value
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
PRINCIPAL_Servidor::VOLTAJEDEBARRA6 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::voltajedesecundario Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::VOLTAJESALIDAALI Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::VOLTAJESALIDAALI Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::VOLTAJESALIDAALI Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::INTERLOCKD520
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::alarma1
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S89T1
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S89T2
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S89T3
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S89T4
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOS89T1
Data Type
Parameters
Connection
Channel
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
32-Bit IEEE 754
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Channel unit
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOS89T2
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOS89T4
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOFINAS89T1 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOFINALS89T2 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOFINALS89T3 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOFINALS89T4 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ALARMADENIVELDE Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ALARMAENPRESIONData Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::ALARMAS1
Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::RESET_ALARMAS1 Data Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S7$Program(1)#RawEData Type
Parameters
Connection
PRINCIPAL_Servidor::ESTADOS89T3
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
Bit value
8-Bit unsigned
8-Bit unsigned
Raw Data
WinCC™ Control Center - CS
Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG
\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc
Tag Management
Channel
Channel unit
PRINCIPAL_Servidor::S7$Program(1)#RawAData Type
Parameters
Connection
Channel
Channel unit
Connections
PLC
S7$Program(1)
Unit
Parameters
Unit
Parameters
Raw Data
MPI
MPI,2 0,,0,2,02
MPI
MPI,2 0,,0,2,02
ANEXO DE PROGRAMACIÓN EN
EL PLC S7-300
FUENTE: LOS AUTORES
DB1 - <offline> - Declaration view
"datos_valores_analogicos"
Global data block DB 1
Name:
Family:
Author:
Version: 0.1
Block version: 2
02/27/2010 09:43:53 AM
Time stamp Code:
02/27/2010 09:43:53 AM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00378 00148 00000
Block: DB1
Address
0.0
+0.0
+4.0
+8.0
+12.0
+16.0
+20.0
+24.0
+28.0
+32.0
+36.0
+40.0
+44.0
+48.0
+52.0
+56.0
+60.0
+64.0
+68.0
+72.0
+76.0
+80.0
+84.0
+88.0
+92.0
+96.0
+100.0
+104.0
+108.0
+112.0
+116.0
+120.0
+124.0
+128.0
+132.0
+136.0
+140.0
+144.0
=148.0
Name
VOLTAJE_69KV
VOLTAJE_SECUNDARIO
POTENCIAalim1
potenciaalim2
potenciaalim3
potenciatotal
corrienteprimario
corrientesecundario
corrientealimentador1
corrientealimentador2
corrientealimentador3
temperaturatransformador
nivelaceitetransf
frecuenciasistema
temperaturadisyuntor520
presiondisyuntor520
temperaturadisyuntor521
presiondisyuntor521
temperaturadisyuntor522
presiondisyuntor522
temperaturadisyuntor523
presiondisyuntor523
temperaturadisyuntor52t
presiondisyuntor52t
relaciontransformacion
VOLTAJESALIDAALIMEN1
VOLTAJESALIDAALIMEN2
VOLTAJESALIDAALIMEN3
PRUEBADECORRIENTEFALLA
SUMADECORRIENTEFALLA
TOLERANCIADECORRIENTESEC
SUMAPARAFALLAALIMENTA1
TOTALFAALLAALIMTADOR1
SUMAPARAFALLAALIMENTA2
TOTALFAALLAALIMTADOR2
SUMAPARAFALLAALIMENTA3
TOTALFAALLAALIMTADOR3
Type
STRUCT
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
REAL
END_STRUCT
Initial value
6.900000e+004
0.000000e+000
1.000000e+000
1.000000e+000
1.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
2.500000e+001
1.000000e+002
0.000000e+000
2.500000e+001
1.000000e+002
2.500000e+001
1.000000e+002
2.500000e+001
1.000000e+002
2.500000e+001
1.000000e+002
2.500000e+001
1.000000e+002
5.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
0.000000e+000
Comment
OB100 - <offline>
"COMPLETE RESTART"
Name:
Author:
Complete Restart
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/26/2010 08:00:29 AM
Time stamp Code:
02/15/1996 04:51:10 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00304 00166 00020
Name
Data Type
TEMP
Address
Comment
0.0
OB100_EV_CLASS
Byte
0.0
16#13, Event class 1, Entering event
state, Event logged in diagnostic
buffer
OB100_STRTUP
Byte
1.0
16#81/82/83/84 Method of startup
OB100_PRIORITY
Byte
2.0
Priority of OB Execution
OB100_OB_NUMBR
Byte
3.0
100 (Organization block 100, OB100)
OB100_RESERVED_1
Byte
4.0
Reserved for system
OB100_RESERVED_2
Byte
5.0
Reserved for system
OB100_STOP
Word
6.0
Event that caused CPU to stop
(16#4xxx)
OB100_STRT_INFO
DWord
8.0
Information on how system started
OB100_DATE_TIME
Date_And_Time 12.0
Block: OB100
Date and time OB100 started
"Complete Restart"
Network: 1
L
T
1.000000e+002
"datos_valores_analogicos".nivelaceitetransf
DB1.DBD48
Network: 2
Network: 3
L
T
1.000000e+002
"datos_valores_analogicos".presiondisyuntor520
DB1.DBD60
1.000000e+002
"datos_valores_analogicos".presiondisyuntor521
DB1.DBD68
Network: 4
L
T
Network: 5
L
T
1.000000e+002
"datos_valores_analogicos".presiondisyuntor522
DB1.DBD76
1.000000e+002
"datos_valores_analogicos".presiondisyuntor523
DB1.DBD84
1.000000e+002
"datos_valores_analogicos".presiondisyuntor520
DB1.DBD60
Network: 6
L
T
Network: 7
L
T
Network: 8
L
T
2.500000e+001
"datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor521
DB1.DBD64
2.500000e+001
"datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor522
DB1.DBD72
2.500000e+001
"datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor523
DB1.DBD80
2.500000e+001
"datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor520
DB1.DBD56
Network: 9
L
T
Network: 10
L
T
Network: 11
L
T
Network: 12
L
T
1.000000e+000
"datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1
DB1.DBD8
1.000000e+000
"datos_valores_analogicos".potenciaalim2
DB1.DBD12
Network: 13
L
T
Network: 14
L
T
1.000000e+001
"datos_valores_analogicos".potenciaalim3
Network: 15
L
T
1.000000e+001
"POTENCIA_alim_1"
MD0
DB1.DBD16
OB1 - <offline>
""
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/26/2010 08:08:22 PM
Time stamp Code:
02/15/1996 04:51:12 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00466 00290 00022
Name
Data Type
TEMP
Address
Comment
0.0
TEMP0 Byte
0.0
TEMP1 Byte
1.0
TEMP2 Byte
2.0
TEMP3 Byte
3.0
TEMP4 Byte
4.0
TEMP5 Byte
5.0
TEMP6 Int
6.0
TEMP7 Int
8.0
TEMP8 Int
10.0
TEMP9 Date_And_Time 12.0
Block: OB1
Network: 1
"BARRA PRINCIPAL 13.8KV"
EN
ENO
Symbol information
FC1
BARRA PRINCIPAL 13.8KV
Network: 2
"BARRA TRANSFERENCIA"
EN
Symbol information
FC2
BARRA TRANSFERENCIA
ENO
Network: 3
"RECONECTADOR 52.1"
EN
ENO
Symbol information
FC3
RECONECTADOR 52.1
Network: 4
RECONECTADOR Y SECCIONADORES DE RAMAL 2
"RECONECTADOR 52.2"
EN
ENO
Symbol information
FC4
RECONECTADOR 52.2
Network: 5
RECONECTADOR Y SECCIONADORES DE RAMAL 3
"RECONECTADOR 52.3"
EN
ENO
Symbol information
FC5
RECONECTADOR 52.3
Network: 6
"VALORES
BARRAS"
EN
ENO
Symbol information
FC10
VALORES BARRAS
Network: 7
"VALORES ALIMENT 1"
EN
Symbol information
FC11
VALORES ALIMENT 1
ENO
Network: 8
"VALORES ALIMENT 2"
EN
ENO
Symbol information
FC12
VALORES ALIMENT 2
Network: 9
"VALORES ALIMENT 3"
EN
ENO
Symbol information
FC13
VALORES ALIMENT 3
Network: 10
"VENTILADORES"
EN
ENO
Symbol information
FC14
VENTILADORES
Network: 11
"ALARMAS"
EN
ENO
Symbol information
FC15
ALARMAS
Network: 12
"SECCIONADORES A TIERRA"
EN
Symbol information
FC7
SECCIONADORES A TIERRA
ENO
Network: 13
"FALLAS TRANSFORMADOR"
EN
ENO
Symbol information
FC8
FALLAS TRANSFORMADOR
Network: 14
"FALLA ALIMENTADOR 1"
EN
ENO
Symbol information
FC9
FALLA ALIMENTADOR 1
Network: 15
"FALLA ALIMENTADOR 2"
EN
ENO
Symbol information
FC16
FALLA ALIMENTADOR 2
Network: 16
"FALLA ALIMENTADOR 3"
EN
ENO
Symbol information
FC17
FALLA ALIMENTADOR 3
Network: 17
"FALLA EN DISYUNTOR 52.0"
EN
Symbol information
FC18
FALLA EN DISYUNTOR 52.0
ENO
Network: 18
"FALLA DE
VOLTAJE"
EN
Symbol information
FC19
FALLA DE VOLTAJE
ENO
FC1 - <offline>
"BARRA PRINCIPAL 13.8KV"
Name:
Family:
Author:
Version: 0.1
Block version: 2
02/26/2010 08:06:09 PM
Time stamp Code:
02/06/2010 02:51:08 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00204 00086 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC1
Network: 1
LINEA 69KV
"SWITCH_BARRA_
69KV"
"ESTADO DE
BARRA 69"
Symbol information
M30.0
SWITCH_BARRA_69KV
M30.1
ESTADO DE BARRA 69
Network: 2
LZ PILOTO
"ESTADO DE
BARRA 69"
"LUZ INDICADORA
DE BA 69"
Symbol information
M30.1
ESTADO DE BARRA 69
A124.0
LUZ INDICADORA DE BA 69
Network: 3
SECCIONADOR 89.1
"SWITCH_SECC_89.
1"
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
"ESTADO DE
SECCI 89.1"
Symbol information
M30.2
SWITCH_SECC_89.1
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
M30.3
ESTADO DE SECCI 89.1
Network: 4
SECCIONADOR 89.2
"SWITCH_SECC_89.
2"
"ESTADO DE
SECCI 89.2"
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
Symbol information
M30.4
SWITCH_SECC_89.2
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
M30.5
ESTADO DE SECCI 89.2
Network: 5
SECCIONADOR 89.3
"SWITCH_SECC_89.
3"
"ESTADO DE
SECCI 89.3"
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
Symbol information
M30.6
SWITCH_SECC_89.3
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
M30.7
ESTADO DE SECCI 89.3
Network: 6
"ESTADO DE
BARRA 69"
SECTOR 1
"ESTADO DE
SECCI 89.1"
Symbol information
M30.1
ESTADO DE BARRA 69
M30.3
ESTADO DE SECCI 89.1
M60.0
ESTADO SECTOR 1
"ESTADO SECTOR
1"
Network: 7
DISYUNTOR 52.0
"INTLOCK
DISYUNTOR 52.0"
"SWITCH DE DISY
52.0"
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
"COMPAR ALAR
SOBRECOR TRA"
"INDIC DE ALAR.
TEMP. TRA"
"COMPAR ALAR
SOBRECOR TRA"
"OFF DISYUNTOR
52.0"
7.A
"INDI. ALARM.
NIV ACE TRA"
"ALARMA
SOBRECARGA TRAF"
7.A
7.B
"ALARMA TEMP
DISYUT 52.0"
"ALARMA PRES
DISY 52.0"
"ALARMA BAJO
VOLT SEC"
7.B
7.C
"ALARMA ALTO
VOLT, SEC"
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
7.C
Symbol information
M35.3
INTLOCK DISYUNTOR 52.0
M31.0
SWITCH DE DISY 52.0
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
M58.4
COMPAR ALAR SOBRECOR TRA
M58.6
OFF DISYUNTOR 52.0
M60.1
INDIC DE ALAR. TEMP. TRA
M62.4
INDI. ALARM. NIV ACE TRA
M39.6
ALARMA SOBRECARGA TRAF
M90.5
ALARMA TEMP DISYUT 52.0
M108.2
ALARMA PRES DISY 52.0
M108.6
ALARMA BAJO VOLT SEC
M109.2
ALARMA ALTO VOLT, SEC
Network: 8
"ESTADO DE
SECCI 89.1"
DISYUNTOR 52.0
"ESTADO DE
SECCI 89.2"
"ESTADO DE
SECCI 89.3"
"INTLOCK
DISYUNTOR 52.0"
Symbol information
M30.3
ESTADO DE SECCI 89.1
M30.5
ESTADO DE SECCI 89.2
M30.7
ESTADO DE SECCI 89.3
M35.3
INTLOCK DISYUNTOR 52.0
Network: 9
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
"ESTADO DE
BARRA 69"
"estado barra
13.8kv"
Symbol information
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
M30.1
ESTADO DE BARRA 69
M35.6
estado barra 13.8kv
Network: 10
LUZ INDICADORA DE DISYUNTOR 52.0
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
Symbol information
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
A124.1
LUZ INDICA DE DISYU 52.0
"LUZ INDICA DE
DISYU 52.0"
FC2 - <offline>
"BARRA TRANSFERENCIA"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
03/01/2010 07:27:06 PM
Time stamp Code:
02/06/2010 03:07:01 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00172 00066 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC2
Network: 1
SECCIONADOR 89.7
"SWITCH SECC
89.7"
"ESTADO DE
SECCI 89.7"
"DISYUNTOR 52T"
Symbol information
M32.6
SWITCH SECC 89.7
M34.1
DISYUNTOR 52T
M32.7
ESTADO DE SECCI 89.7
Network: 2
SECCIONADOR 89.7 T
"SWITCH SECC
89.7T"
"DISYUNTOR 52T"
Symbol information
M33.6
SWITCH SECC 89.7T
M34.1
DISYUNTOR 52T
M33.7
SECCIONADOR 89.7T
"SECCIONADOR
89.7T"
Network: 3
DISYUNTAR 52T
"INTLOCK
DISYUNT 52T"
"SWITCH DISYUNT
52T"
"ALARMA
SOBRECARG AL1"
"ALARMA SOBRE
CARGA ALI2"
3.A
M62.7
"ALARMA
SOBRECARG ALIM3"
"FALLA RECONECT
52.1"
"FALLA RECONECT
52.2"
3.A
3.B
"FALLA RECONECT
52.3"
M62.7
3.B
Symbol information
M35.4
INTLOCK DISYUNT 52T
M34.0
SWITCH DISYUNT 52T
M68.6
ALARMA SOBRECARG AL1
M91.2
ALARMA SOBRE CARGA ALI2
M31.6
ALARMA SOBRECARG ALIM3
M34.4
FALLA RECONECT 52.1
M37.0
FALLA RECONECT 52.2
M38.5
FALLA RECONECT 52.3
Network: 4
M62.7
"DISYUNTOR 52T"
Symbol information
M34.1
DISYUNTOR 52T
Network: 5
"ESTADO DE
SECCI 89.7"
DISYUNTAR 52T
"SECCIONADOR
89.7T"
Symbol information
M32.7
ESTADO DE SECCI 89.7
M33.7
SECCIONADOR 89.7T
"INTLOCK
DISYUNT 52T"
M35.4
INTLOCK DISYUNT 52T
Network: 6
estado barra transferencia
"DISYUNTOR 52T"
"estado barra
13.8kv"
"estado barr
transf"
Symbol information
M34.1
DISYUNTOR 52T
M35.6
estado barra 13.8kv
M35.5
estado barr transf
Network: 7
"estado barra
13.8kv"
"ESTADO DE
SECCI 89.7"
"estad transf 1"
Symbol information
M35.6
estado barra 13.8kv
M32.7
ESTADO DE SECCI 89.7
M35.7
estad transf 1
Network: 8
"estad transf 1"
"DISYUNTOR 52T"
Symbol information
M35.7
estad transf 1
M34.1
DISYUNTOR 52T
M36.0
ESTADO TRANSFER 2
"ESTADO
TRANSFER 2"
FC3 - <offline>
"RECONECTADOR 52.1"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/27/2010 08:49:16 AM
Time stamp Code:
02/06/2010 03:16:31 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00336 00212 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC3
Network: 1
SECCIONADOR 89.4
"SWITCH SECCION
89.4"
"RECONECTAD
52.1"
"ESTADO DE
SECCI 89.4"
"ESTADO DE
SECCI 89.4"
"SECCIONAD
89.4.1"
Symbol information
M32.0
SWITCH SECCION 89.4
M34.3
RECONECTAD 52.1
M32.1
ESTADO DE SECCI 89.4
M33.1
SECCIONAD 89.4.1
Network: 2
"ESTADO DE
SECCI 89.4"
"RECONECTAD
52.1"
Symbol information
M32.1
ESTADO DE SECCI 89.4
M34.3
RECONECTAD 52.1
M36.2
INTLOCK 89.4
"INTLOCK 89.4"
Network: 3
SECCIONADOR 89.4.1
"SWITCH SECC
89.4.1"
"RECONECTAD
52.1"
"SECCIONAD
89.4.1"
"SECCIONAD
89.4.1"
"ESTADO DE
SECCI 89.4"
Symbol information
M33.0
SWITCH SECC 89.4.1
M34.3
RECONECTAD 52.1
M33.1
SECCIONAD 89.4.1
M32.1
ESTADO DE SECCI 89.4
Network: 4
"SECCIONAD
89.4.1"
"RECONECTAD
52.1"
"ESTADO DE
SECCI 89.4"
"SECCIONAD
89.4.1"
"estado barr
transf"
"RECONECTAD
52.1"
"RECONECTAD
52.1"
"ESTADO DE
BARRA 69"
"estado barr
transf"
Symbol information
M33.1
SECCIONAD 89.4.1
M34.3
RECONECTAD 52.1
M32.1
ESTADO DE SECCI 89.4
M35.5
estado barr transf
M30.1
ESTADO DE BARRA 69
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
M36.3
INTLOCK SEC89.4.1
"INTLOCK
SEC89.4.1"
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
Network: 5
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
"ESTADO DE
SECCI 89.4"
"DISYUNTOR 52T"
"SECCIONAD
89.4.1"
"SWITCH RECONEC
52.1"
"FALLA RECONECT
52.1"
5.A
M61.3
"ALARME DE TEMP
REC1"
"ALARMA PRES.
BAJA AL1"
"ALARMA
SOBRECARG AL1"
5.A
5.B
M61.3
5.B
Symbol information
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
M32.1
ESTADO DE SECCI 89.4
M34.1
DISYUNTOR 52T
M33.1
SECCIONAD 89.4.1
M34.2
SWITCH RECONEC 52.1
M34.4
FALLA RECONECT 52.1
M63.4
ALARME DE TEMP REC1
M68.2
ALARMA PRES. BAJA AL1
M68.6
ALARMA SOBRECARG AL1
Network: 6
M61.3
T0
RECONECTADOR 52.1
"BLOQ RECONECT
52.1"
"RECONECTAD
52.1"
Symbol information
M34.7
BLOQ RECONECT 52.1
M34.3
RECONECTAD 52.1
Network: 7
DETECTA QUE SE APAGO RECONECTADOR 52.1
"RECONECTAD
52.1"
"AUX 1"
N
M34.6
S
Symbol information
M34.3
RECONECTAD 52.1
M34.5
AUX 1
Network: 8
DETECTA QUE SE ACTIVO RECONECTADOR 52.1
"RECONECTAD
52.1"
"AUX 2"
P
M34.6
R
Symbol information
M34.3
RECONECTAD 52.1
M35.1
AUX 2
Network: 9
TEMPORIZACION FALLA
"FALLA RECONECT
52.1"
T0
S_EVERZ
M34.6
S
S5T#5S TW
R
Symbol information
M34.4
FALLA RECONECT 52.1
Network: 10
Z0
Z_VORW
T0
ZV
S
ZW
M59.1 R
Q
DUAL MW40
DEZ
Q
DUAL
DEZ
Network: 11
CMP >I
"BLOQ RECONECT
52.1"
MW40 IN1
3 IN2
Symbol information
M34.7
BLOQ RECONECT 52.1
Network: 12
ESTADO DE SECTOR 89.4
"estado barra
13.8kv"
"ESTADO DE
SECCI 89.4"
"estado barr
transf"
"SECCIONAD
89.4.1"
"ESTADO SECTOR
89.4"
Symbol information
M35.6
estado barra 13.8kv
M32.1
ESTADO DE SECCI 89.4
M35.5
estado barr transf
M33.1
SECCIONAD 89.4.1
M60.5
ESTADO SECTOR 89.4
Network: 13
ESTADO DE SECTOR 89.4
"ESTADO DE
SECCI 89.4"
"INTLOCK
RECONEC52.1"
"SECCIONAD
89.4.1"
Symbol information
M32.1
ESTADO DE SECCI 89.4
M33.1
SECCIONAD 89.4.1
M36.1
INTLOCK RECONEC52.1
Network: 14
"ESTADO SECTOR
89.4"
M31.2
"RECONECTAD
52.1"
"ESTADO DE
ALIMENTADOR 1"
Symbol information
M60.5
ESTADO SECTOR 89.4
M34.3
RECONECTAD 52.1
M36.4
ESTADO DE ALIMENTADOR 1
Network: 15
LUZ INDICADORA DE ACTIVACION DE RECONECTADOR 52.1
"RECONECTAD
52.1"
"LUZ IND REC
52.1"
Symbol information
M34.3
RECONECTAD 52.1
A124.2
LUZ IND REC 52.1
Network: 16
"SECCIONAD
89.4.1"
"estado barr
transf"
M31.2
Symbol information
M33.1
SECCIONAD 89.4.1
M35.5
estado barr transf
Network: 17
"ESTADO DE
SECCI 89.4"
"ESTADO DE
BARRA 69"
Symbol information
M32.1
ESTADO DE SECCI 89.4
M30.1
ESTADO DE BARRA 69
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
M59.6
FC4 - <offline>
"RECONECTADOR 52.2"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/27/2010 08:49:39 AM
Time stamp Code:
02/06/2010 03:16:31 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00338 00214 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Block: FC4
Comment
0.0
RECONECTADOR 52.2
Network: 1
SECCIONADOR 89.5
"ESTADO DE
SECCI 89.5"
"SWTCHSECC89.5"
"ESTADO DE
RECON 52.2"
"ESTADO DE
SECCI 89.5"
"estado
secc89.5.1"
Symbol information
M32.2
SWTCHSECC89.5
M36.5
ESTADO DE RECON 52.2
M32.3
ESTADO DE SECCI 89.5
M33.3
estado secc89.5.1
Network: 2
"ESTADO DE
SECCI 89.5"
"ESTADO DE
RECON 52.2"
Symbol information
M32.3
ESTADO DE SECCI 89.5
M36.5
ESTADO DE RECON 52.2
M36.6
INTERLOCK SECCI 89.5
"INTERLOCK
SECCI 89.5"
Network: 3
SECCIONADOR 89.4.1
"SWITCH SECCI
89.5.1"
"estado
secc89.5.1"
"ESTADO DE
RECON 52.2"
"estado
secc89.5.1"
Symbol information
M33.2
SWITCH
M36.5
ESTADO
M33.3
estado
M32.3
ESTADO
SECCI 89.5.1
DE RECON 52.2
secc89.5.1
DE SECCI 89.5
"ESTADO DE
SECCI 89.5"
Network: 4
"estado
secc89.5.1"
"ESTADO DE
RECON 52.2"
"ESTADO DE
SECCI 89.5"
"estado
secc89.5.1"
"estado barr
transf"
"ESTADO DE
RECON 52.2"
"ESTADO DE
RECON 52.2"
"ESTADO DE
BARRA 69"
"estado barr
transf"
Symbol information
M33.3
estado secc89.5.1
M36.5
ESTADO DE RECON 52.2
M32.3
ESTADO DE SECCI 89.5
M35.5
estado barr transf
M30.1
ESTADO DE BARRA 69
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
M37.2
INTERLCOK 89.5.1
"INTERLCOK
89.5.1"
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
Network: 5
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
"ESTADO DE
SECCI 89.5"
"DISYUNTOR 52T"
"estado
secc89.5.1"
"SWITCH RECC
52.2"
"FALLA RECONECT
52.2"
5.A
M61.5
"ALARMA. TEMP.
ALI 2"
"ALARMA PRESION
REC 2"
"ALARMA SOBRE
CARGA ALI2"
5.A
5.B
M61.5
5.B
Symbol information
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
M32.3
ESTADO DE SECCI 89.5
M34.1
DISYUNTOR 52T
M33.3
estado secc89.5.1
M37.3
SWITCH RECC 52.2
M37.0
FALLA RECONECT 52.2
M69.2
ALARMA. TEMP. ALI 2
M69.6
ALARMA PRESION REC 2
M91.2
ALARMA SOBRE CARGA ALI2
Network: 6
M61.5
T1
RECONECTADOR 52.2
"FALLA RECONECT
52.2"
"BLOQUEO
RECONECTADO
52.2"
"ESTADO DE
RECON 52.2"
Symbol information
M37.0
FALLA RECONECT 52.2
M36.7
BLOQUEO RECONECTADO 52.2
M36.5
ESTADO DE RECON 52.2
Network: 7
DETECTA QUE SE APAGO RECONECTADOR 52.1
"ESTADO DE
RECON 52.2"
"AUX 1 R2"
N
M38.0
S
Symbol information
M36.5
ESTADO DE RECON 52.2
M37.4
AUX 1 R2
Network: 8
DETECTA QUE SE ACTIVO RECONECTADOR 52.1
"ESTADO DE
RECON 52.2"
"AUX 2 R2"
P
M38.0
R
Symbol information
M36.5
ESTADO DE RECON 52.2
M37.6
AUX 2 R2
Network: 9
TEMPORIZACION FALLA
"FALLA RECONECT
52.2"
T1
S_EVERZ
M38.0
S
S5T#5S TW
R
Symbol information
M37.0
FALLA RECONECT 52.2
Network: 10
Z1
Z_VORW
T1
ZV
S
ZW
M58.3 R
Q
DUAL MW42
DEZ
Q
DUAL
DEZ
Network: 11
"BLOQUEO
RECONECTADO
52.2"
CMP >I
MW42 IN1
3 IN2
Symbol information
M36.7
BLOQUEO RECONECTADO 52.2
Network: 12
ESTADO DE SECTOR 89.5
"estado barra
13.8kv"
"ESTADO DE
SECCI 89.5"
"estado barr
transf"
"estado
secc89.5.1"
Symbol information
M35.6
estado
M32.3
ESTADO
M35.5
estado
M33.3
estado
M60.6
ESTADO
Network: 13
"ESTADO SECTOR
89.5"
barra 13.8kv
DE SECCI 89.5
barr transf
secc89.5.1
SECTOR 89.5
ESTADO DE SECTOR 89.4
"ESTADO DE
SECCI 89.5"
"estado
secc89.5.1"
Symbol information
M32.3
ESTADO DE SECCI 89.5
M33.3
estado secc89.5.1
M37.5
INTERLOCK RECC 52.2
"INTERLOCK RECC
52.2"
Network: 14
"ESTADO SECTOR
89.5"
"ESTADO DE
RECON 52.2"
"ESTADO
ALIMENTADOR2"
M31.3
Symbol information
M60.6
ESTADO SECTOR 89.5
M36.5
ESTADO DE RECON 52.2
M37.7
ESTADO ALIMENTADOR2
Network: 15
LUZ INDICADORA DE RECONECTADOR 52.2
"ESTADO DE
RECON 52.2"
"LUZ DE REC
52.2"
Symbol information
M36.5
ESTADO DE RECON 52.2
A124.3
LUZ DE REC 52.2
Network: 16
"estado
secc89.5.1"
"estado barr
transf"
M31.3
Symbol information
M33.3
estado secc89.5.1
M35.5
estado barr transf
Network: 17
"ESTADO DE
SECCI 89.5"
"ESTADO DE
BARRA 69"
Symbol information
M32.3
ESTADO DE SECCI 89.5
M30.1
ESTADO DE BARRA 69
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
M59.0
FC5 - <offline>
"RECONECTADOR 52.3"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/27/2010 08:46:53 AM
Time stamp Code:
02/06/2010 03:16:31 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00338 00214 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Block: FC5
Comment
0.0
RECONECTADOR 52.3
Network: 1
SECCIONADOR 89.6
"ESTADO DE
SECCI 89.6"
"SWITCH 89.6"
"ESTADO
RECONECTAD
3"
Symbol information
M32.4
SWITCH
M38.1
ESTADO
M32.5
ESTADO
M33.5
ESTADO
"ESTADO DE
SECCI 89.6"
"ESTADO SECC
89.6.1"
89.6
RECONECTAD 3
DE SECCI 89.6
SECC 89.6.1
Network: 2
"ESTADO DE
SECCI 89.6"
"ESTADO
RECONECTAD
3"
Symbol information
M32.5
ESTADO DE SECCI 89.6
M38.1
ESTADO RECONECTAD 3
M38.2
INTERLOCK 89.6
"INTERLOCK 89.6"
Network: 3
SECCIONADOR 89.4.1
"ESTADO SECC
89.6.1"
"SWITCH 89.6.1"
"ESTADO
RECONECTAD
"ESTADO SECC
89.6.1"
3"
Symbol information
M33.4
SWITCH
M38.1
ESTADO
M33.5
ESTADO
M32.5
ESTADO
"ESTADO DE
SECCI 89.6"
89.6.1
RECONECTAD 3
SECC 89.6.1
DE SECCI 89.6
Network: 4
"ESTADO SECC
89.6.1"
"ESTADO
RECONECTAD
"ESTADO SECC
89.6.1"
"estado barr
transf"
"ESTADO
RECONECTAD
3"
"ESTADO DE
BARRA 69"
3"
"ESTADO DE
SECCI 89.6"
"ESTADO
RECONECTAD
3"
"estado barr
transf"
Symbol information
M33.5
ESTADO SECC 89.6.1
M38.1
ESTADO RECONECTAD 3
M32.5
ESTADO DE SECCI 89.6
M35.5
estado barr transf
M30.1
ESTADO DE BARRA 69
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
M38.3
INTERRLOCK 89.6.1
"INTERRLOCK
89.6.1"
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
Network: 5
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
"SWITCH 89.6"
"DISYUNTOR 52T"
"ESTADO SECC
89.6.1"
"SWITCH RECC
52.3"
"FALLA RECONECT
52.3"
5.A
M61.7
"ALARMA TEMP.
ALIEMT. 3"
"ALARMA PRESION
ALIMEN3"
"ALARMA
SOBRECARG ALIM3"
5.A
5.B
M61.7
5.B
Symbol information
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
M32.4
SWITCH 89.6
M34.1
DISYUNTOR 52T
M33.5
ESTADO SECC 89.6.1
M38.4
SWITCH RECC 52.3
M38.5
FALLA RECONECT 52.3
M91.6
ALARMA TEMP. ALIEMT. 3
M25.6
ALARMA PRESION ALIMEN3
M31.6
ALARMA SOBRECARG ALIM3
Network: 6
M61.7
T2
RECONECTADOR 52.2
"FALLA RECONECT
52.3"
"BLOQUEO
RECONECTADO
52.3"
"ESTADO
RECONECTAD
3"
Symbol information
M38.5
FALLA RECONECT 52.3
M38.6
BLOQUEO RECONECTADO 52.3
M38.1
ESTADO RECONECTAD 3
Network: 7
"ESTADO
RECONECTAD
DETECTA QUE SE APAGO RECONECTADOR 52.1
"AUX 1 R3"
N
3"
Symbol information
M38.1
ESTADO RECONECTAD
M38.7
AUX 1 R3
Network: 8
"ESTADO
RECONECTAD
M39.0
S
3
DETECTA QUE SE ACTIVO RECONECTADOR 52.1
"AUX 2 R3"
P
3"
Symbol information
M38.1
ESTADO RECONECTAD
M39.1
AUX 2 R3
Network: 9
M39.0
R
3
TEMPORIZACION FALLA
"FALLA RECONECT
52.3"
T2
S_EVERZ
M39.0
S
S5T#5S TW
R
Symbol information
M38.5
FALLA RECONECT 52.3
Network: 10
Z2
Z_VORW
T2
ZV
S
ZW
M59.5 R
Q
DUAL MW44
DEZ
Q
DUAL
DEZ
Network: 11
"BLOQUEO
RECONECTADO
52.3"
CMP >I
MW44 IN1
3 IN2
Symbol information
M38.6
BLOQUEO RECONECTADO 52.3
Network: 12
ESTADO DE SECTOR 89.5
"estado barra
13.8kv"
"ESTADO DE
SECCI 89.6"
"estado barr
transf"
"ESTADO SECC
89.6.1"
Symbol information
M35.6
estado
M32.5
ESTADO
M35.5
estado
M33.5
ESTADO
M60.7
ESTADO
Network: 13
"ESTADO SECTOR
89.6"
barra 13.8kv
DE SECCI 89.6
barr transf
SECC 89.6.1
SECTOR 89.6
ESTADO DE SECTOR 89.4
"ESTADO DE
SECCI 89.6"
"ESTADO SECC
89.6.1"
Symbol information
M32.5
ESTADO DE SECCI 89.6
M33.5
ESTADO SECC 89.6.1
M39.2
INTERLOCK RECC 52.3
"INTERLOCK RECC
52.3"
Network: 14
"ESTADO SECTOR
89.6"
"ESTADO
RECONECTAD
"ESTADO
ALIMENTADOR 3"
3"
M35.0
Symbol information
M60.7
ESTADO SECTOR 89.6
M38.1
ESTADO RECONECTAD 3
M39.3
ESTADO ALIMENTADOR 3
Network: 15
"ESTADO
RECONECTAD
LUZ INDICADORA DE RECONECTADOR 52.3
"LUZ INDICADORA
RECC 52.3"
3"
Symbol information
M38.1
ESTADO RECONECTAD 3
A124.4
LUZ INDICADORA RECC 52.3
Network: 16
"ESTADO SECC
89.6.1"
"estado barr
transf"
M35.0
Symbol information
M33.5
ESTADO SECC 89.6.1
M35.5
estado barr transf
Network: 17
"ESTADO DE
SECCI 89.6"
"ESTADO DE
BARRA 69"
Symbol information
M32.5
ESTADO DE SECCI 89.6
M30.1
ESTADO DE BARRA 69
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
M58.1
FC6 - <offline>
"PARAMETROS DE SUBESTACIO"
Name:
Family:
Author:
Version: 0.1
Block version: 2
02/08/2010 03:19:25 PM
Time stamp Code:
02/07/2010 03:18:48 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00372 00250 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Block: FC6
Comment
0.0
sliders
Network: 1
SUMA DE PONTENCIAS DE ALIMENTADOR 1 Y 3
ADD_R
EN
ENO
"POTENCIA_alim_
1" IN1
OUT MD116
"potencia alim
3" IN2
Symbol information
MD0
POTENCIA_alim_1
MD8
potencia alim 3
Network: 2
SUMA DE POTENCIAS DE ALIMENTADOR 1,2 Y 3 PARA TOTAL
ADD_R
EN
MUL_R
EN
ENO
MD116 IN1
OUT MD112
MD112 IN1
MD4 IN2
Network: 3
1.000000e+006 IN2
VIOLTAJE DE SECUNDARIO
DIV_R
EN
MD16 IN1
MD12 IN2
ENO
OUT MD26
ENO
OUT MD96
Network: 4
CORRIENTE DE SECUNDARIO
MUL_R
EN
DIV_R
ENO
MD26 IN1
OUT MD78
1.732000e+000 IN2
Network: 5
EN
ENO
MD96 IN1
OUT MD82
MD78 IN2
CORRIENTE DEL PRIMARIO
MUL_R
EN
DIV_R
ENO
MD16 IN1
OUT MD86
1.732000e+000 IN2
Network: 6
EN
ENO
MD96 IN1
OUT MD92
MD86 IN2
CORRIENTE ALIMENTADOR 1
DIV_R
EN
MUL_R
ENO
EN
ENO
MD54 IN1
"POTENCIA_alim_
1" IN1
OUT MD20
OUT MD54
1.000000e+006 IN2
MD78 IN2
Symbol information
MD0
POTENCIA_alim_1
Network: 7
CORRIENTE ALIMENTADOR 2
DIV_R
EN
MUL_R
ENO
MD4 IN1
OUT MD74
MD78 IN2
Network: 8
EN
ENO
MD74 IN1
OUT MD46
1.000000e+006 IN2
CORRIENTE ALIMENTADOR 3
DIV_R
EN
"potencia alim
3" IN1
MUL_R
ENO
EN
MD70 IN1
OUT MD70
1.000000e+006 IN2
MD78 IN2
Symbol information
MD8
potencia alim 3
ENO
OUT MD50
FC7 - <offline>
"SECCIONADORES A TIERRA"
Name:
Family:
Author:
Version: 0.1
Block version: 2
02/21/2010 09:46:40 AM
Time stamp Code:
02/21/2010 09:06:41 AM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00148 00042 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC7
Network: 1
SECCIONADOR A TIERRA 1
"SWITCH SECC
89T1"
"ESTADO DE
S89T1"
Symbol information
M24.0
SWITCH SECC 89T1
M24.4
ESTADO DE S89T1
Network: 2
SECCIONADOR A TIERRA 1
"SWITCH SECC
89T2"
"ESTADO DE
S89T2"
Symbol information
M24.1
SWITCH SECC 89T2
M24.5
ESTADO DE S89T2
Network: 3
SECCIONADOR A TIERRA 1
"SWITCH SECC
89T3"
Symbol information
M24.2
SWITCH SECC 89T3
"ESTADO DE
S89T3"
M24.6
ESTADO DE S89T3
Network: 4
SECCIONADOR A TIERRA 1
"SWITCH SECC
89T4"
"ESTADO DE
S89T4"
Symbol information
M24.3
SWITCH SECC 89T4
M24.7
ESTADO DE S89T4
Network: 5
"ESTADO DE
S89T1"
"ESTADO SECTOR
1"
"ESTADO DE
S89T1final"
Symbol information
M24.4
ESTADO DE S89T1
M60.0
ESTADO SECTOR 1
M25.0
ESTADO DE S89T1final
Network: 6
"ESTADO DE
S89T2"
"ESTADO SECTOR
1"
"ESTADO DE
S89T2final"
Symbol information
M24.5
ESTADO DE S89T2
M60.0
ESTADO SECTOR 1
M25.1
ESTADO DE S89T2final
Network: 7
"ESTADO DE
S89T3"
"ESTADO SECTOR
1"
Symbol information
M24.6
ESTADO DE S89T3
M60.0
ESTADO SECTOR 1
M25.2
ESTADO DE S89T3final
"ESTADO DE
S89T3final"
Network: 8
"ESTADO DE
S89T4"
"ESTADO SECTOR
1"
Symbol information
M24.7
ESTADO DE S89T4
M60.0
ESTADO SECTOR 1
M25.3
ESTADO DE S89T4final
"ESTADO DE
S89T4final"
FC8 - <offline>
"FALLAS TRANSFORMADOR"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/25/2010 07:38:25 PM
Time stamp Code:
02/24/2010 08:51:57 AM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00378 00266 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC8
Network: 1
CORRIENTE DE FALLA DE TRAFO
ADD_R
ENO
EN
"datos_valores_
analogicos".
corrientesecunda
rio IN1
"datos_valores_
analogicos".
PRUEBADECORRIENT
OUT EFALLA
"datos_valores_
analogicos".
SUMADECORRIENTEF
ALLA IN2
Symbol information
DB1.DBD28
"datos_valores_analogicos".corrientesecundario
DB1.DBD116
"datos_valores_analogicos".SUMADECORRIENTEFALLA
DB1.DBD112
"datos_valores_analogicos".PRUEBADECORRIENTEFALLA
Network: 2
FALLA CORRIENTE DE TRAFO
ADD_R
EN
"datos_valores_
analogicos".
corrientesecunda
rio IN1
1.000000e+002 IN2
ENO
"datos_valores_
analogicos".
TOLERANCIADECORR
OUT IENTESEC
Symbol information
DB1.DBD28
"datos_valores_analogicos".corrientesecundario
DB1.DBD120
"datos_valores_analogicos".TOLERANCIADECORRIENTESEC
Network: 3
FALLA CORRIENTE DE TRAFO
"ESTADO
DISYUNTOR 52.0"
MOVE
EN
ENO
0.000000e+000 IN
"datos_valores_
analogicos".
SUMADECORRIENTEF
OUT ALLA
Symbol information
M31.1
ESTADO DISYUNTOR 52.0
DB1.DBD116
"datos_valores_analogicos".SUMADECORRIENTEFALLA
Network: 4
FALLA CORRIENTE DE TRAFO
"COMPAR ALAR
SOBRECOR TRA"
SR
CMP >R
S
Q
"RESET FALLA
SOBRECURR TR" R
"datos_valores_
analogicos".
PRUEBADECORRIENT
EFALLA IN1
"datos_valores_
analogicos".
TOLERANCIADECORR
IENTESEC IN2
Symbol information
DB1.DBD112
"datos_valores_analogicos".PRUEBADECORRIENTEFALLA
DB1.DBD120
"datos_valores_analogicos".TOLERANCIADECORRIENTESEC
M58.4
COMPAR ALAR SOBRECOR TRA
M58.5
RESET FALLA SOBRECURR TR
Network: 5
FALLA DE SOBRE TEMPERATURA
CMP >R
"datos_valores_
analogicos".
temperaturatrans
formador IN1
9.000000e+001 IN2
"INDIC DE ALAR.
TEMP. TRA"
SR
Q
S
"RESET ALA.
TEMP. TRAFO" R
Symbol information
DB1.DBD44
"datos_valores_analogicos".temperaturatransformador
M60.1
INDIC DE ALAR. TEMP. TRA
M60.2
RESET ALA. TEMP. TRAFO
Network: 6
FALLA DE SOBRE TEMPERATURA
"INDI. ALARM.
NIV ACE TRA"
SR
Q
S
CMP <R
"RESET AL. NIV
ACE TRAFO" R
"datos_valores_
analogicos".
nivelaceitetrans
f IN1
8.000000e+001 IN2
Symbol information
DB1.DBD48
"datos_valores_analogicos".nivelaceitetransf
M62.4
INDI. ALARM. NIV ACE TRA
M62.5
RESET AL. NIV ACE TRAFO
Network: 7
ALERTA DE NIVEL DE ACEITE DEL TRANSFORMADOR
CMP <R
"ALERTA DE NIV.
ACEIT TRA"
SR
S
Q
"datos_valores_
analogicos".
nivelaceitetrans
f IN1
9.000000e+001 IN2
"RESET DE NIV.
ACEIT TRAF"
R
"INDI. ALARM.
NIV ACE TRA"
Symbol information
DB1.DBD48
"datos_valores_analogicos".nivelaceitetransf
M63.1
RESET DE NIV. ACEIT TRAF
M62.4
INDI. ALARM. NIV ACE TRA
M63.0
ALERTA DE NIV. ACEIT TRA
Network: 8
FALLA DE SOBRE TEMPERATURA
CMP >R
"ALERTA DE TEMP
TRAFO"
SR
S
Q
"datos_valores_
analogicos".
temperaturatrans
formador IN1
8.000000e+001 IN2
"RESET ALAR.
TEMP TRAFO"
R
"INDIC DE ALAR.
TEMP. TRA"
Symbol information
DB1.DBD44
"datos_valores_analogicos".temperaturatransformador
M63.3
RESET ALAR. TEMP TRAFO
M60.1
INDIC DE ALAR. TEMP. TRA
M63.2
ALERTA DE TEMP TRAFO
Network: 9
FALLA DE SOBRECARGA EN TRANSFORMADOR
"ALERTA
SOBRECARGA
TRAFO"
SR
CMP >R
S
Q
"datos_valores_
analogicos".
potenciatotal IN1
2.400000e+001 IN2
"RESET ALERT.
SOBREC TRAF"
R
"ALARMA
SOBRECARGA TRAF"
Symbol information
DB1.DBD20
"datos_valores_analogicos".potenciatotal
M39.5
RESET ALERT. SOBREC TRAF
M39.6
ALARMA SOBRECARGA TRAF
M39.4
ALERTA SOBRECARGA TRAFO
Network: 10
FALLA DE SOBRECARGA EN TRANSFORMADOR
"ALARMA
SOBRECARGA TRAF"
SR
Q
S
CMP >R
"datos_valores_
analogicos".
potenciatotal IN1
"RESET ALARM.
SOBREC TRAF" R
2.500000e+001 IN2
Symbol information
DB1.DBD20
"datos_valores_analogicos".potenciatotal
M39.6
ALARMA SOBRECARGA TRAF
M39.7
RESET ALARM. SOBREC TRAF
FC9 - <offline>
"FALLA ALIMENTADOR 1"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/27/2010 11:50:54 AM
Time stamp Code:
02/24/2010 08:51:57 AM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00362 00246 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC9
Network: 1
FALLA ALIMENTADOR 1
ADD_R
ENO
EN
"datos_valores_
analogicos".
corrientealiment
ador1 IN1
"datos_valores_
analogicos".
TOTALFAALLAALIMT
OUT ADOR1
"datos_valores_
analogicos".
SUMAPARAFALLAALI
MENTA1 IN2
Symbol information
DB1.DBD32
"datos_valores_analogicos".corrientealimentador1
DB1.DBD124
"datos_valores_analogicos".SUMAPARAFALLAALIMENTA1
DB1.DBD128
"datos_valores_analogicos".TOTALFAALLAALIMTADOR1
Network: 2
FALL ALIMENTADOR 1 SOBRE CORRIENTE
"RECONECTAD
52.1"
MOVE
EN
0.000000e+000 IN
Symbol information
M34.3
RECONECTAD 52.1
ENO
"datos_valores_
analogicos".
SUMAPARAFALLAALI
OUT MENTA1
DB1.DBD124
"datos_valores_analogicos".SUMAPARAFALLAALIMENTA1
Network: 3
FALLA DE SOBRE CORRIENTE
"ESTADO DE
ALIMENTADOR 1"
"FALLA RECONECT
52.1"
SR
S
Q
CMP >R
M59.2 R
"datos_valores_
analogicos".
TOTALFAALLAALIMT
ADOR1 IN1
5.000000e+002 IN2
Symbol information
M36.4
ESTADO DE ALIMENTADOR 1
DB1.DBD128
"datos_valores_analogicos".TOTALFAALLAALIMTADOR1
M34.4
FALLA RECONECT 52.1
Network: 4
ALERTA DE TEMPERATURA RECONECTADOR 1
"ALERTA DE
TEMPE. REC 1"
SR
CMP >R
S
Q
"datos_valores_
analogicos".
temperaturadisyu
ntor521 IN1
8.000000e+001 IN2
"RESET DE ALER
TEM REC1"
R
"ALARME DE TEMP
REC1"
Symbol information
DB1.DBD64
"datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor521
M63.7
RESET DE ALER TEM REC1
M63.4
ALARME DE TEMP REC1
M63.6
ALERTA DE TEMPE. REC 1
Network: 5
FALLA TEMPERATURA RECONECTADOR 1
"ALARME DE TEMP
REC1"
SR
Q
S
CMP >R
"RESET ALARM.
TEMP 1" R
"datos_valores_
analogicos".
temperaturadisyu
ntor521 IN1
9.000000e+001 IN2
Symbol information
DB1.DBD64
"datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor521
M63.4
ALARME DE TEMP REC1
M63.5
RESET ALARM. TEMP 1
Network: 6
ALERTA DE PRESION BAJA EN RECONECTADOR 1
"ALT. PRESI.
BAJA ALIMEN"
SR
CMP <R
S
Q
"datos_valores_
analogicos".
presiondisyuntor
521 IN1
9.000000e+001 IN2
"RESET. ALT.
PRE. BAJ AL1"
R
"ALARMA PRES.
BAJA AL1"
Symbol information
DB1.DBD68
"datos_valores_analogicos".presiondisyuntor521
M68.1
RESET. ALT. PRE. BAJ AL1
M68.2
ALARMA PRES. BAJA AL1
M68.0
ALT. PRESI. BAJA ALIMEN
Network: 7
ALARMA DE PRESION BAJA EN RECONECTADOR 1
"ALARMA PRES.
BAJA AL1"
SR
Q
S
CMP <R
"RESET ALAM.
PRES BAJ AL1" R
"datos_valores_
analogicos".
presiondisyuntor
521 IN1
8.000000e+001 IN2
Symbol information
DB1.DBD68
"datos_valores_analogicos".presiondisyuntor521
M68.2
ALARMA PRES. BAJA AL1
M68.3
RESET ALAM. PRES BAJ AL1
Network: 8
ALERTA DE SOBRECARGA EN ALIMENTADOR 1
CMP >R
"ALAERTA
SOBRECARG AL1"
SR
Q
S
"datos_valores_
analogicos".
POTENCIAalim1 IN1
9.000000e+000 IN2
"RESET ALET.
SOBRECAR AL1"
R
"ALARMA
SOBRECARG AL1"
Symbol information
DB1.DBD8
"datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1
M68.5
RESET ALET. SOBRECAR AL1
M68.6
ALARMA SOBRECARG AL1
M68.4
ALAERTA SOBRECARG AL1
Network: 9
CMP >R
"datos_valores_
analogicos".
POTENCIAalim1 IN1
1.000000e+001 IN2
"ALARMA
SOBRECARG AL1"
SR
Q
S
"RESET ALM.
SOBRECAR AL1" R
Symbol information
DB1.DBD8
"datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1
M68.6
ALARMA SOBRECARG AL1
M68.7
RESET ALM. SOBRECAR AL1
FC10 - <offline>
"VALORES BARRAS"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/22/2010 08:01:03 PM
Time stamp Code:
02/08/2010 06:01:29 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00530 00388 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC10
Network: 1
"ESTADO DE
BARRA 69"
MOVE
EN
ENO
0.000000e+000 IN
"datos_valores_
analogicos".
OUT VOLTAJE_69KV
Symbol information
M30.1
ESTADO DE BARRA 69
DB1.DBD0
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_69KV
Network: 2
"ESTADO DE
BARRA 69"
M61.0
P
MOVE
EN
6.900000e+004 IN
ENO
"datos_valores_
analogicos".
OUT VOLTAJE_69KV
Symbol information
M30.1
ESTADO DE BARRA 69
DB1.DBD0
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_69KV
Network: 3
"ESTADO DE
BARRA 69"
MOVE
EN
ENO
0.000000e+000 IN
"datos_valores_
analogicos".
frecuenciasistem
OUT a
Symbol information
M30.1
ESTADO DE BARRA 69
DB1.DBD52
"datos_valores_analogicos".frecuenciasistema
Network: 4
"ESTADO DE
BARRA 69"
M61.1
P
MOVE
EN
6.000000e+001 IN
ENO
"datos_valores_
analogicos".
frecuenciasistem
OUT a
Symbol information
M30.1
ESTADO DE BARRA 69
DB1.DBD52
"datos_valores_analogicos".frecuenciasistema
Network: 5
"estado barra
13.8kv"
MOVE
EN
0.000000e+000 IN
ENO
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJE_
OUT SECUNDARIO
Symbol information
M35.6
estado barra 13.8kv
DB1.DBD4
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO
Network: 6
"estado barra
13.8kv"
DIV_R
EN
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJE_69KV IN1
ENO
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJE_
OUT SECUNDARIO
"datos_valores_
analogicos".
relaciontransfor
macion IN2
Symbol information
M35.6
estado barra 13.8kv
DB1.DBD0
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_69KV
DB1.DBD96
"datos_valores_analogicos".relaciontransformacion
DB1.DBD4
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO
Network: 7
L
L
+R
L
+R
T
"datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1
"datos_valores_analogicos".potenciaalim2
DB1.DBD8
DB1.DBD12
"datos_valores_analogicos".potenciaalim3
DB1.DBD16
"datos_valores_analogicos".potenciatotal
DB1.DBD20
Network: 8
L
L
*R
T
L
L
*R
T
L
L
/R
T
"datos_valores_analogicos".potenciatotal
1.000000e+006
DB1.DBD20
"auxiliares".auxiliar[1]
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_69KV
1.732051e+000
DB2.DBD0
DB1.DBD0
"auxiliares".auxiliar[2]
"auxiliares".auxiliar[1]
"auxiliares".auxiliar[2]
DB2.DBD4
DB2.DBD0
DB2.DBD4
"datos_valores_analogicos".corrienteprimario
DB1.DBD24
Network: 9
L
L
*R
T
L
L
*R
T
L
L
/R
T
"datos_valores_analogicos".potenciatotal
1.000000e+006
DB1.DBD20
"auxiliares".auxiliar[3]
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO
1.732051e+000
DB2.DBD8
DB1.DBD4
"auxiliares".auxiliar[4]
"auxiliares".auxiliar[3]
"auxiliares".auxiliar[4]
DB2.DBD12
DB2.DBD8
DB2.DBD12
"datos_valores_analogicos".corrientesecundario
DB1.DBD28
Network: 10
MOVE
ENO
EN
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJE_
SECUNDARIO IN
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJESALIDAALI
OUT MEN1
Symbol information
DB1.DBD4
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO
DB1.DBD100
"datos_valores_analogicos".VOLTAJESALIDAALIMEN1
Network: 11
"ESTADO DE
ALIMENTADOR 1"
MOVE
EN
ENO
0.000000e+000 IN
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJESALIDAALI
OUT MEN1
Symbol information
M36.4
ESTADO DE ALIMENTADOR 1
DB1.DBD100
"datos_valores_analogicos".VOLTAJESALIDAALIMEN1
Network: 12
MOVE
ENO
EN
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJE_
SECUNDARIO IN
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJESALIDAALI
OUT MEN2
Symbol information
DB1.DBD4
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO
DB1.DBD104
"datos_valores_analogicos".VOLTAJESALIDAALIMEN2
Network: 13
"ESTADO
ALIMENTADOR2"
MOVE
EN
0.000000e+000 IN
ENO
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJESALIDAALI
OUT MEN2
Symbol information
M37.7
ESTADO ALIMENTADOR2
DB1.DBD104
"datos_valores_analogicos".VOLTAJESALIDAALIMEN2
Network: 14
MOVE
ENO
EN
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJE_
SECUNDARIO IN
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJESALIDAALI
OUT MEN3
Symbol information
DB1.DBD4
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO
DB1.DBD108
"datos_valores_analogicos".VOLTAJESALIDAALIMEN3
Network: 15
"ESTADO
ALIMENTADOR 3"
MOVE
EN
0.000000e+000 IN
ENO
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJESALIDAALI
OUT MEN3
Symbol information
M39.3
ESTADO ALIMENTADOR 3
DB1.DBD108
"datos_valores_analogicos".VOLTAJESALIDAALIMEN3
FC11 - <offline>
"VALORES ALIMENT 1"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/27/2010 09:44:15 AM
Time stamp Code:
02/08/2010 06:52:58 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00222 00114 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC11
Network: 1
"ESTADO DE
ALIMENTADOR 1"
MOVE
EN
0.000000e+000 IN
ENO
"datos_valores_
analogicos".
corrientealiment
OUT ador1
Symbol information
M36.4
ESTADO DE ALIMENTADOR 1
DB1.DBD32
"datos_valores_analogicos".corrientealimentador1
Network: 2
U
SPB
SPA
m001: L
L
*R
T
L
L
*R
L
/R
T
mf01: NOP
"ESTADO DE ALIMENTADOR 1"
m001
mf01
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO
1.732051e+000
MD
64
"datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1
1.000000e+006
MD
M36.4
DB1.DBD4
DB1.DBD8
64
"datos_valores_analogicos".corrientealimentador1
0
DB1.DBD32
Network: 3
"ESTADO DE
ALIMENTADOR 1"
MOVE
EN
ENO
0.000000e+000 IN
"datos_valores_
analogicos".
OUT POTENCIAalim1
Symbol information
M36.4
ESTADO DE ALIMENTADOR 1
DB1.DBD8
"datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1
Network: 4
"ESTADO DE
ALIMENTADOR 1"
MOVE
EN
"datos_valores_
analogicos".
POTENCIAalim1 IN
ENO
"datos_valores_
analogicos".
OUT POTENCIAalim1
Symbol information
M36.4
ESTADO DE ALIMENTADOR 1
DB1.DBD8
"datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1
FC12 - <offline>
"VALORES ALIMENT 2"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/08/2010 06:58:26 PM
Time stamp Code:
02/08/2010 06:52:58 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00222 00114 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC12
Network: 1
"ESTADO
ALIMENTADOR2"
MOVE
EN
0.000000e+000 IN
ENO
"datos_valores_
analogicos".
corrientealiment
OUT ador2
Symbol information
M37.7
ESTADO ALIMENTADOR2
DB1.DBD36
"datos_valores_analogicos".corrientealimentador2
Network: 2
U
SPB
SPA
m001: L
L
*R
T
L
L
*R
L
/R
T
mf01: NOP
"ESTADO ALIMENTADOR2"
m001
mf01
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO
1.732051e+000
MD
100
"datos_valores_analogicos".potenciaalim2
1.000000e+006
MD
M37.7
DB1.DBD4
DB1.DBD12
100
"datos_valores_analogicos".corrientealimentador2
0
DB1.DBD36
Network: 3
"ESTADO
ALIMENTADOR2"
MOVE
EN
ENO
0.000000e+000 IN
"datos_valores_
analogicos".
OUT potenciaalim2
Symbol information
M37.7
ESTADO ALIMENTADOR2
DB1.DBD12
"datos_valores_analogicos".potenciaalim2
Network: 4
"ESTADO
ALIMENTADOR2"
MOVE
EN
"datos_valores_
analogicos".
potenciaalim2 IN
ENO
"datos_valores_
analogicos".
OUT potenciaalim2
Symbol information
M37.7
ESTADO ALIMENTADOR2
DB1.DBD12
"datos_valores_analogicos".potenciaalim2
FC13 - <offline>
"VALORES ALIMENT 3"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/08/2010 07:01:20 PM
Time stamp Code:
02/08/2010 06:52:58 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00222 00114 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC13
Network: 1
"ESTADO
ALIMENTADOR 3"
MOVE
EN
0.000000e+000 IN
ENO
"datos_valores_
analogicos".
corrientealiment
OUT ador3
Symbol information
M39.3
ESTADO ALIMENTADOR 3
DB1.DBD40
"datos_valores_analogicos".corrientealimentador3
Network: 2
U
SPB
SPA
m001: L
L
*R
T
L
L
*R
L
/R
T
mf01: NOP
"ESTADO ALIMENTADOR 3"
m001
mf01
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO
1.732051e+000
MD
104
"datos_valores_analogicos".potenciaalim3
1.000000e+006
MD
M39.3
DB1.DBD4
DB1.DBD16
104
"datos_valores_analogicos".corrientealimentador3
0
DB1.DBD40
Network: 3
"ESTADO
ALIMENTADOR 3"
MOVE
EN
ENO
0.000000e+000 IN
"datos_valores_
analogicos".
OUT potenciaalim3
Symbol information
M39.3
ESTADO ALIMENTADOR 3
DB1.DBD16
"datos_valores_analogicos".potenciaalim3
Network: 4
"ESTADO
ALIMENTADOR 3"
MOVE
EN
"datos_valores_
analogicos".
potenciaalim3 IN
ENO
"datos_valores_
analogicos".
OUT potenciaalim3
Symbol information
M39.3
ESTADO ALIMENTADOR 3
DB1.DBD16
"datos_valores_analogicos".potenciaalim3
FC14 - <offline>
"VENTILADORES"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/08/2010 08:23:17 PM
Time stamp Code:
02/08/2010 07:46:24 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00136 00040 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC14
Network: 1
CMP >=R
"POTENCIAmayor18
"
"datos_valores_
analogicos".
potenciatotal IN1
1.800000e+001 IN2
Symbol information
DB1.DBD20
"datos_valores_analogicos".potenciatotal
M62.0
POTENCIAmayor18
Network: 2
CMP >=R
"tempTRANSFmayor
60"
"datos_valores_
analogicos".
temperaturatrans
formador IN1
6.000000e+001 IN2
Symbol information
DB1.DBD44
"datos_valores_analogicos".temperaturatransformador
M62.1
tempTRANSFmayor60
Network: 3
"POTENCIAmayor18
"
"tempTRANSFmayor
60"
Symbol information
M62.0
POTENCIAmayor18
M62.1
tempTRANSFmayor60
M62.3
ventiladores ON
"ventiladores
ON"
FC15 - <offline>
"ALARMAS"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/24/2010 07:23:29 PM
Time stamp Code:
02/08/2010 08:21:36 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00134 00038 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC15
Network: 1
CMP <=R
DB3.DBX0.0
S
"datos_valores_
analogicos".
nivelaceitetrans
f IN1
8.000000e+001 IN2
Symbol information
DB1.DBD48
"datos_valores_analogicos".nivelaceitetransf
Network: 2
CMP <=R
"ALARMA DE
PRESION EN DIS"
"datos_valores_
analogicos".
presiondisyuntor
520 IN1
8.000000e+001 IN2
Symbol information
DB1.DBD60
"datos_valores_analogicos".presiondisyuntor520
M58.2
ALARMA DE PRESION EN DIS
FC16 - <offline>
"FALLA ALIMENTADOR 2"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
03/01/2010 08:15:53 PM
Time stamp Code:
02/24/2010 11:06:18 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00358 00246 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC16
Network: 1
FALLA SOBRECORRIENTE ALIMENTADOR 2
ADD_R
EN
"datos_valores_
analogicos".
corrientealiment
ador2 IN1
ENO
"datos_valores_
analogicos".
TOTALFAALLAALIMT
OUT ADOR2
"datos_valores_
analogicos".
SUMAPARAFALLAALI
MENTA2 IN2
Symbol information
DB1.DBD36
"datos_valores_analogicos".corrientealimentador2
DB1.DBD132
"datos_valores_analogicos".SUMAPARAFALLAALIMENTA2
DB1.DBD136
"datos_valores_analogicos".TOTALFAALLAALIMTADOR2
Network: 2
Network: 3
FALLA SOBRECORRIENTE ALIMENTADOR 2
"ESTADO DE
RECON 52.2"
MOVE
EN
ENO
0.000000e+000 IN
"datos_valores_
analogicos".
SUMAPARAFALLAALI
OUT MENTA2
Symbol information
M36.5
ESTADO DE RECON 52.2
DB1.DBD132
"datos_valores_analogicos".SUMAPARAFALLAALIMENTA2
Network: 4
FALLA SOBRECORRIENTE ALIMENTADOR 2
"ESTADO
ALIMENTADOR2"
"FALLA RECONECT
52.2"
SR
Q
S
CMP >R
"RESET DE FALLA
ALI2" R
"datos_valores_
analogicos".
TOTALFAALLAALIMT
ADOR2 IN1
5.000000e+002 IN2
Symbol information
M37.7
ESTADO ALIMENTADOR2
DB1.DBD136
"datos_valores_analogicos".TOTALFAALLAALIMTADOR2
M37.0
FALLA RECONECT 52.2
M59.3
RESET DE FALLA ALI2
Network: 5
ALERTA DE TEMPERATURA RECONECTADOR 2
"ALET. TEMP.
ALI 2"
SR
CMP >R
S
"datos_valores_
analogicos".
temperaturadisyu
ntor522 IN1
8.000000e+001 IN2
"RESET ALET.
TEMP. ALI 2"
R
"ALARMA. TEMP.
ALI 2"
Q
Symbol information
DB1.DBD72
"datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor522
M69.1
RESET ALET. TEMP. ALI 2
M69.2
ALARMA. TEMP. ALI 2
M69.0
ALET. TEMP. ALI 2
Network: 6
FALLA TEMPERATURA RECONECTADOR 2
"ALARMA. TEMP.
ALI 2"
SR
Q
S
CMP >R
"RESET ALA.
TEMP. ALI 2" R
"datos_valores_
analogicos".
temperaturadisyu
ntor522 IN1
9.000000e+001 IN2
Symbol information
DB1.DBD72
"datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor522
M69.2
ALARMA. TEMP. ALI 2
M69.3
RESET ALA. TEMP. ALI 2
Network: 7
ALERTA DE PRESION BAJA EN RECONECTADOR 2
CMP <R
"ALET. PRESION
RECO 2"
SR
S
Q
"datos_valores_
analogicos".
presiondisyuntor
522 IN1
9.000000e+001 IN2
"RESET ALET
PRESION REC2"
R
"ALARMA PRESION
REC 2"
Symbol information
DB1.DBD76
"datos_valores_analogicos".presiondisyuntor522
M69.5
RESET ALET PRESION REC2
M69.6
ALARMA PRESION REC 2
M69.4
ALET. PRESION RECO 2
Network: 8
ALARMA DE PRESION BAJA EN RECONECTADOR 2
"ALARMA PRESION
REC 2"
SR
Q
S
CMP <R
"RESET ALARMA
PRESION RE2" R
"datos_valores_
analogicos".
presiondisyuntor
522 IN1
8.000000e+001 IN2
Symbol information
DB1.DBD76
"datos_valores_analogicos".presiondisyuntor522
M69.6
ALARMA PRESION REC 2
M69.7
RESET ALARMA PRESION RE2
Network: 9
ALERTA DE SOBRECARGA EN ALIMENTADOR 2
CMP >R
"ALERTA SOBRE
CARGA ALI2"
SR
Q
S
"datos_valores_
analogicos".
potenciaalim2 IN1
9.000000e+000 IN2
"RESER ALRT
SOB. CARG AL2"
R
"ALARMA SOBRE
CARGA ALI2"
Symbol information
DB1.DBD12
"datos_valores_analogicos".potenciaalim2
M91.1
RESER ALRT SOB. CARG AL2
M91.2
ALARMA SOBRE CARGA ALI2
M91.0
ALERTA SOBRE CARGA ALI2
Network: 10
ALARMA DE SOBRECARGA ALIMENTADOR 2
CMP >R
"datos_valores_
analogicos".
potenciaalim2 IN1
1.000000e+001 IN2
"ALARMA SOBRE
CARGA ALI2"
SR
Q
S
"RESET ALAM.
SOB. CAR AL2" R
Symbol information
DB1.DBD12
"datos_valores_analogicos".potenciaalim2
M91.2
ALARMA SOBRE CARGA ALI2
M91.3
RESET ALAM. SOB. CAR AL2
FC17 - <offline>
"FALLA ALIMENTADOR 3"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/27/2010 11:27:50 AM
Time stamp Code:
02/24/2010 11:06:18 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00358 00246 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC17
Network: 1
FALLA DE SOBRECORRIENTE ALIMENTADOR 3
ADD_R
ENO
EN
"datos_valores_
analogicos".
corrientealiment
ador3 IN1
"datos_valores_
analogicos".
TOTALFAALLAALIMT
OUT ADOR3
"datos_valores_
analogicos".
SUMAPARAFALLAALI
MENTA3 IN2
Symbol information
DB1.DBD40
"datos_valores_analogicos".corrientealimentador3
DB1.DBD140
"datos_valores_analogicos".SUMAPARAFALLAALIMENTA3
DB1.DBD144
"datos_valores_analogicos".TOTALFAALLAALIMTADOR3
Network: 2
"ESTADO
RECONECTAD
FALLA DE SOBRECORRIENTE ALIMENTADOR 3
3"
MOVE
EN
0.000000e+000 IN
Symbol information
M38.1
ESTADO RECONECTAD
ENO
"datos_valores_
analogicos".
SUMAPARAFALLAALI
OUT MENTA3
3
DB1.DBD140
"datos_valores_analogicos".SUMAPARAFALLAALIMENTA3
Network: 3
FALLA DE SOBRECORRIENTE ALIMENTADOR 3
"ESTADO
ALIMENTADOR 3"
"FALLA RECONECT
52.3"
SR
Q
S
CMP >R
"RESET DE FALLA
SOBRE AL3" R
"datos_valores_
analogicos".
TOTALFAALLAALIMT
ADOR3 IN1
5.000000e+002 IN2
Symbol information
M39.3
ESTADO ALIMENTADOR 3
DB1.DBD144
"datos_valores_analogicos".TOTALFAALLAALIMTADOR3
M38.5
FALLA RECONECT 52.3
M59.4
RESET DE FALLA SOBRE AL3
Network: 4
ALERTA DE TEMPERATURA RECONECTADOR 3
CMP >R
"ALERTA TEMP.
ALIMENTA. 3"
SR
S
Q
"datos_valores_
analogicos".
temperaturadisyu
ntor523 IN1
8.000000e+001 IN2
"RESET ALT.
TEMP ALIM 3"
R
"ALARMA TEMP.
ALIEMT. 3"
Symbol information
DB1.DBD80
"datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor523
M91.5
RESET ALT. TEMP ALIM 3
M91.6
ALARMA TEMP. ALIEMT. 3
M91.4
ALERTA TEMP. ALIMENTA. 3
Network: 5
FALLA TEMPERATURA RECONECTADOR 3
"ALARMA TEMP.
ALIEMT. 3"
SR
Q
S
CMP >R
"RESET ALM
TEMP. ALIMET 3" R
"datos_valores_
analogicos".
temperaturadisyu
ntor523 IN1
9.000000e+001 IN2
Symbol information
DB1.DBD80
"datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor523
M91.6
ALARMA TEMP. ALIEMT. 3
M91.7
RESET ALM TEMP. ALIMET 3
Network: 6
ALERTA DE PRESION BAJA EN RECONECTADOR 3
CMP <R
"ALERTA PRESION
ALIMNT 3"
SR
S
Q
"datos_valores_
analogicos".
presiondisyuntor
523 IN1
9.000000e+001 IN2
"RESET ALER.
PRES. ALIMT3"
R
"ALARMA PRESION
ALIMEN3"
Symbol information
DB1.DBD84
"datos_valores_analogicos".presiondisyuntor523
M25.5
RESET ALER. PRES. ALIMT3
M25.6
ALARMA PRESION ALIMEN3
M25.4
ALERTA PRESION ALIMNT 3
Network: 7
ALARMA DE PRESION BAJA EN RECONECTADOR 3
"ALARMA PRESION
ALIMEN3"
SR
Q
S
CMP <R
"RESET ALAM.
PRES. ALIM3" R
"datos_valores_
analogicos".
presiondisyuntor
523 IN1
8.000000e+001 IN2
Symbol information
DB1.DBD84
"datos_valores_analogicos".presiondisyuntor523
M25.6
ALARMA PRESION ALIMEN3
M25.7
RESET ALAM. PRES. ALIM3
Network: 8
ALERTA DE SOBRECARGA EN ALIMENTADOR 3
CMP >R
"ALERTA
SOBRECARG ALIM3"
SR
Q
S
"datos_valores_
analogicos".
potenciaalim3 IN1
9.000000e+000 IN2
"RESET ALT.
SOBREC ALIM3"
R
"ALARMA
SOBRECARG ALIM3"
Symbol information
DB1.DBD16
"datos_valores_analogicos".potenciaalim3
M31.5
RESET ALT. SOBREC ALIM3
M31.6
ALARMA SOBRECARG ALIM3
M31.4
ALERTA SOBRECARG ALIM3
Network: 9
ALARMA DE SOBRECARGA ALIMENTADOR 3
CMP >R
"datos_valores_
analogicos".
potenciaalim3 IN1
1.000000e+001 IN2
"ALARMA
SOBRECARG ALIM3"
SR
Q
S
"RESET ALAM.
SOBREC ALIM3" R
Symbol information
DB1.DBD16
"datos_valores_analogicos".potenciaalim3
M31.6
ALARMA SOBRECARG ALIM3
M31.7
RESET ALAM. SOBREC ALIM3
FC18 - <offline>
"FALLA EN DISYUNTOR 52.0"
Name:
Family:
Author:
Version: 0.1
Block version: 2
02/25/2010 09:23:27 PM
Time stamp Code:
02/25/2010 07:53:38 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00216 00118 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC18
Network: 1
FALLA POR TEMPERATURA DE DISYUNTOR 52.0 ALERTA
CMP >R
"ALERTA TEMP.
DISYUT 52.0"
SR
S
Q
"datos_valores_
analogicos".
temperaturadisyu
ntor520 IN1
8.000000e+001 IN2
"RESET ALT TEMP
DISY 52.0"
R
"ALARMA TEMP
DISYUT 52.0"
Symbol information
DB1.DBD56
"datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor520
M90.1
RESET ALT TEMP DISY 52.0
M90.5
ALARMA TEMP DISYUT 52.0
M90.0
ALERTA TEMP. DISYUT 52.0
Network: 2
ALARMA DE TEMPERATURA DISYUNTOR 52.0
"ALARMA TEMP
DISYUT 52.0"
SR
CMP >R
S
"RESET ALM. TEM
DIST 52.0" R
"datos_valores_
analogicos".
temperaturadisyu
ntor520 IN1
9.000000e+001 IN2
Symbol information
DB1.DBD56
"datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor520
M90.5
ALARMA TEMP DISYUT 52.0
M90.6
RESET ALM. TEM DIST 52.0
Network: 3
CMP <R
"ALERTA PRESION
DISY 52.0"
SR
S
Q
"datos_valores_
analogicos".
presiondisyuntor
520 IN1
9.000000e+001 IN2
"RESET ALT. PRS
DISY 52.0"
R
"ALARMA PRES
DISY 52.0"
Symbol information
DB1.DBD60
"datos_valores_analogicos".presiondisyuntor520
M108.1
RESET ALT. PRS DISY 52.0
M108.2
ALARMA PRES DISY 52.0
M108.0
ALERTA PRESION DISY 52.0
Q
Network: 4
"ALARMA PRES
DISY 52.0"
SR
CMP <R
S
"datos_valores_
analogicos".
presiondisyuntor
520 IN1
"RESET ALM.
PRES. D 52.0" R
8.000000e+001 IN2
Symbol information
DB1.DBD60
"datos_valores_analogicos".presiondisyuntor520
M108.2
ALARMA PRES DISY 52.0
M108.3
RESET ALM. PRES. D 52.0
Q
FC19 - <offline>
"FALLA DE VOLTAJE"
Name:
Author:
Family:
Version: 0.1
Block version: 2
02/26/2010 08:14:13 PM
Time stamp Code:
02/26/2010 08:04:43 PM
Interface:
Lengths (block/logic/data): 00224 00126 00000
Name
Data Type
Address
IN
0.0
OUT
0.0
IN_OUT
0.0
TEMP
0.0
RETURN
0.0
RET_VAL
Comment
0.0
Block: FC19
Network: 1
ALERTA DE BAJO VOLTAJE EN BARRA DE 13,8KV
CMP <R
"ALERTA BAJO
VOLT SEC"
SR
"estado barra
13.8kv"
S
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJE_
SECUNDARIO IN1
1.345500e+004 IN2
"RESET ALET BAJ
VOL SEC"
R
"ALARMA BAJO
VOLT SEC"
Symbol information
DB1.DBD4
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO
M35.6
estado barra 13.8kv
M108.5
RESET ALET BAJ VOL SEC
M108.6
ALARMA BAJO VOLT SEC
M108.4
ALERTA BAJO VOLT SEC
Q
Network: 2
ALARMA DE BAJO VOLTAJE EN BARRA DE 13,8 KV
CMP <R
"ALARMA BAJO
VOLT SEC"
SR
"estado barra
13.8kv"
S
"RESET ALAERTA
BAJ VOL SE" R
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJE_
SECUNDARIO IN1
1.311000e+000 IN2
Symbol information
DB1.DBD4
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO
M35.6
estado barra 13.8kv
M108.6
ALARMA BAJO VOLT SEC
M108.7
RESET ALAERTA BAJ VOL SE
Network: 3
ALERTA SOBRE VOLTAJE
"estado barra
13.8kv"
"ALERTA ALTO
VOLT SEC"
SR
CMP >R
S
Q
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJE_
SECUNDARIO IN1
1.414500e+004 IN2
"RESET ALEERTA
ALTO V SEC"
R
"ALARMA ALTO
VOLT, SEC"
Symbol information
M35.6
estado barra 13.8kv
DB1.DBD4
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO
M109.1
RESET ALEERTA ALTO V SEC
M109.2
ALARMA ALTO VOLT, SEC
M109.0
ALERTA ALTO VOLT SEC
Q
Network: 4
"estado barra
13.8kv"
"ALARMA ALTO
VOLT, SEC"
SR
CMP >R
S
"datos_valores_
analogicos".
VOLTAJE_
SECUNDARIO IN1
"RESET ALRM.
ALTO VOLT SE" R
1.449000e+004 IN2
Symbol information
M35.6
estado barra 13.8kv
DB1.DBD4
"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO
M109.2
ALARMA ALTO VOLT, SEC
M109.3
RESET ALRM. ALTO VOLT SE
Q
Properties of symbol table
Name:
Author:
Comment:
Created on
Last modified on:
Last filter criterion:
Number of symbols:
Last Sorting:
Status
Symbols
02/05/2010 04:25:24 PM
02/27/2010 09:14:12 AM
All Symbols
196/196
Address Ascending
Symbol
Address
Data type
LUZ INDICADORA DE BA 69
LUZ INDICA DE DISYU 52.0
LUZ IND REC 52.1
LUZ DE REC 52.2
LUZ INDICADORA RECC 52.3
datos_valores_analogicos
auxiliares
DB ALARMAS
SECCIONADOR
DISYUNTOR
ARRANQUE
BARRA PRINCIPAL 13.8KV
BARRA TRANSFERENCIA
RECONECTADOR 52.1
RECONECTADOR 52.2
RECONECTADOR 52.3
PARAMETROS DE SUBESTACIO
SECCIONADORES A TIERRA
FALLAS TRANSFORMADOR
FALLA ALIMENTADOR 1
VALORES BARRAS
VALORES ALIMENT 1
VALORES ALIMENT 2
VALORES ALIMENT 3
VENTILADORES
ALARMAS
FALLA ALIMENTADOR 2
FALLA ALIMENTADOR 3
FALLA EN DISYUNTOR 52.0
FALLA DE VOLTAJE
SWITCH SECC 89T1
SWITCH SECC 89T2
SWITCH SECC 89T3
SWITCH SECC 89T4
ESTADO DE S89T1
ESTADO DE S89T2
ESTADO DE S89T3
ESTADO DE S89T4
ESTADO DE S89T1final
ESTADO DE S89T2final
ESTADO DE S89T3final
ESTADO DE S89T4final
ALERTA PRESION ALIMNT 3
RESET ALER. PRES. ALIMT3
ALARMA PRESION ALIMEN3
RESET ALAM. PRES. ALIM3
SWITCH_BARRA_69KV
ESTADO DE BARRA 69
SWITCH_SECC_89.1
ESTADO DE SECCI 89.1
SWITCH_SECC_89.2
ESTADO DE SECCI 89.2
SWITCH_SECC_89.3
ESTADO DE SECCI 89.3
A
A
A
A
A
DB
DB
DB
FB
FB
FB
FC
FC
FC
FC
FC
FC
FC
FC
FC
FC
FC
FC
FC
FC
FC
FC
FC
FC
FC
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
DB
1
DB
2
DB
3
FB
1
FB
2
FB 10
FC
1
FC
2
FC
3
FC
4
FC
5
FC
6
FC
7
FC
8
FC
9
FC 10
FC 11
FC 12
FC 13
FC 14
FC 15
FC 16
FC 17
FC 18
FC 19
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
124.0
124.1
124.2
124.3
124.4
1
2
3
1
2
10
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
24.0
24.1
24.2
24.3
24.4
24.5
24.6
24.7
25.0
25.1
25.2
25.3
25.4
25.5
25.6
25.7
30.0
30.1
30.2
30.3
30.4
30.5
30.6
30.7
Comment
Status
Symbol
Address
Data type
SWITCH DE DISY 52.0
ESTADO DISYUNTOR 52.0
ALERTA SOBRECARG ALIM3
RESET ALT. SOBREC ALIM3
ALARMA SOBRECARG ALIM3
RESET ALAM. SOBREC ALIM3
SWITCH SECCION 89.4
ESTADO DE SECCI 89.4
SWTCHSECC89.5
ESTADO DE SECCI 89.5
SWITCH 89.6
ESTADO DE SECCI 89.6
SWITCH SECC 89.7
ESTADO DE SECCI 89.7
SWITCH SECC 89.4.1
SECCIONAD 89.4.1
SWITCH SECCI 89.5.1
estado secc89.5.1
SWITCH 89.6.1
ESTADO SECC 89.6.1
SWITCH SECC 89.7T
SECCIONADOR 89.7T
SWITCH DISYUNT 52T
DISYUNTOR 52T
SWITCH RECONEC 52.1
RECONECTAD 52.1
FALLA RECONECT 52.1
AUX 1
BLOQ RECONECT 52.1
AUX 2
INTLOCK DISYUNTOR 52.0
INTLOCK DISYUNT 52T
estado barr transf
estado barra 13.8kv
estad transf 1
ESTADO TRANSFER 2
INTLOCK RECONEC52.1
INTLOCK 89.4
INTLOCK SEC89.4.1
ESTADO DE ALIMENTADOR 1
ESTADO DE RECON 52.2
INTERLOCK SECCI 89.5
BLOQUEO RECONECTADO 52.2
FALLA RECONECT 52.2
INTERLCOK 89.5.1
SWITCH RECC 52.2
AUX 1 R2
INTERLOCK RECC 52.2
AUX 2 R2
ESTADO ALIMENTADOR2
ESTADO RECONECTAD 3
INTERLOCK 89.6
INTERRLOCK 89.6.1
SWITCH RECC 52.3
FALLA RECONECT 52.3
BLOQUEO RECONECTADO 52.3
AUX 1 R3
AUX 2 R3
INTERLOCK RECC 52.3
ESTADO ALIMENTADOR 3
ALERTA SOBRECARGA TRAFO
RESET ALERT. SOBREC TRAF
ALARMA SOBRECARGA TRAF
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
31.0
31.1
31.4
31.5
31.6
31.7
32.0
32.1
32.2
32.3
32.4
32.5
32.6
32.7
33.0
33.1
33.2
33.3
33.4
33.5
33.6
33.7
34.0
34.1
34.2
34.3
34.4
34.5
34.7
35.1
35.3
35.4
35.5
35.6
35.7
36.0
36.1
36.2
36.3
36.4
36.5
36.6
36.7
37.0
37.2
37.3
37.4
37.5
37.6
37.7
38.1
38.2
38.3
38.4
38.5
38.6
38.7
39.1
39.2
39.3
39.4
39.5
39.6
Comment
Status
Symbol
Address
Data type
RESET ALARM. SOBREC TRAF
INDICADOER DE FALLA AL2
ALARMA DE PRESION EN DIS
COMPAR ALAR SOBRECOR TRA
RESET FALLA SOBRECURR TR
OFF DISYUNTOR 52.0
RESET DE FALLA ALI2
RESET DE FALLA SOBRE AL3
ESTADO SECTOR 1
INDIC DE ALAR. TEMP. TRA
RESET ALA. TEMP. TRAFO
estado de sector 2
ESTADO SECTOR 3
ESTADO SECTOR 89.4
ESTADO SECTOR 89.5
ESTADO SECTOR 89.6
POTENCIAmayor18
tempTRANSFmayor60
ventiladores ON
INDI. ALARM. NIV ACE TRA
RESET AL. NIV ACE TRAFO
ALERTA DE NIV. ACEIT TRA
RESET DE NIV. ACEIT TRAF
ALERTA DE TEMP TRAFO
RESET ALAR. TEMP TRAFO
ALARME DE TEMP REC1
RESET ALARM. TEMP 1
ALERTA DE TEMPE. REC 1
RESET DE ALER TEM REC1
ALT. PRESI. BAJA ALIMEN
RESET. ALT. PRE. BAJ AL1
ALARMA PRES. BAJA AL1
RESET ALAM. PRES BAJ AL1
ALAERTA SOBRECARG AL1
RESET ALET. SOBRECAR AL1
ALARMA SOBRECARG AL1
RESET ALM. SOBRECAR AL1
ALET. TEMP. ALI 2
RESET ALET. TEMP. ALI 2
ALARMA. TEMP. ALI 2
RESET ALA. TEMP. ALI 2
ALET. PRESION RECO 2
RESET ALET PRESION REC2
ALARMA PRESION REC 2
RESET ALARMA PRESION RE2
ALERTA TEMP. DISYUT 52.0
RESET ALT TEMP DISY 52.0
ALARMA TEMP DISYUT 52.0
RESET ALM. TEM DIST 52.0
ALERTA SOBRE CARGA ALI2
RESER ALRT SOB. CARG AL2
ALARMA SOBRE CARGA ALI2
RESET ALAM. SOB. CAR AL2
ALERTA TEMP. ALIMENTA. 3
RESET ALT. TEMP ALIM 3
ALARMA TEMP. ALIEMT. 3
RESET ALM TEMP. ALIMET 3
ALERTA PRESION DISY 52.0
RESET ALT. PRS DISY 52.0
ALARMA PRES DISY 52.0
RESET ALM. PRES. D 52.0
ALERTA BAJO VOLT SEC
RESET ALET BAJ VOL SEC
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
39.7
58.0
58.2
58.4
58.5
58.6
59.3
59.4
60.0
60.1
60.2
60.3
60.4
60.5
60.6
60.7
62.0
62.1
62.3
62.4
62.5
63.0
63.1
63.2
63.3
63.4
63.5
63.6
63.7
68.0
68.1
68.2
68.3
68.4
68.5
68.6
68.7
69.0
69.1
69.2
69.3
69.4
69.5
69.6
69.7
90.0
90.1
90.5
90.6
91.0
91.1
91.2
91.3
91.4
91.5
91.6
91.7
108.0
108.1
108.2
108.3
108.4
108.5
Comment
Status
Symbol
Address
Data type
Comment
ALARMA BAJO VOLT SEC
RESET ALAERTA BAJ VOL SE
ALERTA ALTO VOLT SEC
RESET ALEERTA ALTO V SEC
ALARMA ALTO VOLT, SEC
RESET ALRM. ALTO VOLT SE
POTENCIA_alim_1
potencia alim 3
RELACION DE TRANSFORMACI
I/O_FLT1
OBNL_FLT
COMPLETE RESTART
RESTART
PROG_ERR
MOD_ERR
VAT_1
M 108.6
M 108.7
M 109.0
M 109.1
M 109.2
M 109.3
MD
0
MD
8
MD 22
OB 82
OB 85
OB 100
OB 101
OB 121
OB 122
VAT 1
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
BOOL
REAL
REAL
DWORD
OB 82
OB 85
OB 100
OB 101
OB 121
OB 122
I/O Point Fault 1
OB Not Loaded Fault
Complete Restart
Restart
Programming Error
Module Access Error