Fallas

FALLAS

Cualquier cambio no planeado en un sistema de potencia es llamado una perturbación y puede ser causada ya sea por una falla del sistema de potencia, una falla extraña o una falla de la red. Una falla del sistema de potencia es uncortocircuito en la red.

Una falla extraña es un disparo del interruptor sin haberse producido ninguna alteración en el sistema.
Falla de la red, son de este tipo las causadas por una sobrecarga o una caída extrema de tensión o de corriente

Clasificacion de las fallas.
las fallas del sistema electrico se pueden clasificar de la siguiente manera:

1. Falla fase a tierre,
2.-Fala fases entre fases


Tiempo de Eliminación de Fallas

Los esquemas de protección modernos tienden a obtener tiempos de eliminación de
fallas de 60 a 100 ms. Hoy día se tienen sistemas de protección con tiempos de operación entre 8 y 10 ms, e interruptores con tiempo de apertura del orden de 2 ciclos dando como resultado un tiempo total de despeje de fallas menor a 50 ms.

PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE

3.1. Introducción

Uno de los fenómenos más comunes que se presentan durante las anormalidades en un sistema eléctrico de potencia y en especial en los cortocircuitos, es el aumento de la corriente por sobre los valores normales de operación. Este aumento se utiliza para discriminar la ocurrencia de fallas, ya sea como protección principal o de respaldo y el relevador se denomina de sobrecorriente.

La protecci{on de sobrecorriente es uno de los sistemas más simples y se usa ampliamente, especialmente en alimentadores radiales de distribución y transformadores de potencia. Como protección de respaldo se usa en equipos más importantes dentro del SEP, tales como: generadores, transformadores de mayor potencia, líneas de media tensión, etc.

El funcionamiento de un relé de sobrecorriente es simple ya que su operación depende de dos variables básicas:

1. El nivel de corriente mínima de operación (o corriente de pickup), que es aquel valor que produce el cambio de estado del relé.
2. La característica de tiempo de operación, es decir la forma en que el relé responde en cuanto al tiempo.

Características de operación.

De acuerdo a la característica de tiempo de operación, los relés pueden clasificarse, en general, tal como sigue.

Tipos de relevadores

1. Relevador Instantáneo de Sobrecorriente (50).
2. Relevador de Retardo de Sobrecorriente (51).

a) de Tiempo definido

b) de Tiempo Inverso

1. Inverso
2. Muy Inverso
3. Extremadamente Inverso

Estas características quedan definidas en forma aproximada por las siguientes expresiones:

Instantáneos: t = 0 para I ≥ Iop

Tiempo definido t = K para I ≥ Iop

Tiempo inverso t = K / I

Tiempo muy inverso t = K / I2

Tiempo extremadamente inverso t = K / I3

Protecciones de sobrecorriente instantáneas

Estos relés, como unidades aisladas, se usan poco en los sistemas eléctricos de potencia.

Generalmente se utilizan en conjunto con otras protecciones, con el fin de combinar sus características. Se construyen del tipo de armadura succionada, armadura atraída y copa de inducción. El torque de estos elementos responde a una expresión del tipo KI2. Los tiempos de operación son del orden de los 10 a los 60 milisegundos. La característica de operación, especialmente en los elementos tipo copa de inducción,corresponde a la curva mostrada en la Figura 3.1 a).

Protecciones de sobrecorriente de tiempo definido

Una protección simple de tiempo definido podría obtenerse usando un relé instantáneo en conjunto con un elemento temporizador (T) que produzca el retardo necesario, (Figura 3.2). Sin embargo, en la práctica se utiliza muy poco una solución en base a elementos independientes, sino que se usa un relé del tipo disco de inducción cuya curva sea muy poco inversa, de modo que pueda llamarse de tiempo definido. De todas maneras, en este tipo de relé el tiempo se define para 10 veces la corriente de operación, en adelante.

Esta característica de operación se consigue utilizando una unidad de medida cuyo núcleo se satura rápidamente. En los relés de estado sólido se utiliza un elemento comparador que actúa a través de un temporizador. El relé opera sólo si la sobrecorriente se mantiene durante el tiempo necesario. En caso contrario, el relé se repone.

Protecciones de sobrecorriente de tiempo inverso.

La principal características de este tipo de relés es que mientras mayor sea la corriente aplicada, menor es su tiempo de operación. Este principio da origen a una variedad de relés con diversas características de tiempo de operación y pequeñas diferencias de diseño eléctricas y mecánicas. En el caso de los de tipo electromecánico, el relé está basado en una unidad de medida de disco de inducción, ya sea del tipo de espira en cortocircuito o wattmétrica.

Protección de sobreintensidad (50/50N/51/51N)
La protección de sobreintensidad se basa en la medida de las intensidades de fases y neutro en una posición del sistema eléctrico, evitando que se alcancen valores que puedan dañar los equipos instalados. Controla la intensidad de paso por el equipo protegido y cuando el valor es superior al ajustado en el relé, se produce el disparo del interruptor, activación de una alarma óptica o
acústica, etc.

Dado que la mayoría de las faltas que se producen en el sistema eléctrico van acompañadas de un incremento considerable de la intensidad, esta protección cuenta con un amplio campo de aplicación. 


Al utilizar sólo la medida de intensidades, los equipos para protección de sobreintensidad son sencillos y económicos.

Antes de continuar con la definición de la protección de sobreintensidad es importante tener en cuenta que la mayoría de los equipos eléctricos, líneas aéreas, cables subterráneos, transformadores, motores, generadores, reactancias y banco de condensadores se caracterizan por tener una curva de
daño que se ajusta a la formula:

Nomenclatura de los Relevadores

Nomenclatura de los Relevadores.

A continuación se presenta una lista de los números con su identificación mas utilizados en una subestación y que también son visualizados en el control supervisorio.Numero Identificación

21 L Relevador de distancia de fase

21 N Relevador de distancia de neutro

25 Elemento de sincronismo

27 Relevador de bajo voltaje

47 Relevador de voltaje de secuencia de fases

49 Relevador térmico

50 F Relevador de sobrecorriente instantánea de fases

50 N Relevador de sobrecorriente instantánea de neutro

51 F Relevador de sobrercorriente de tiempo de fases

51 N Relevador de sobrecorriente de tiempo de neutro

52 Interruptor de corriente alterna

60 Relevador de balance de Voltajes

61 Relevador de balance de corrientes

62 Relevador de tiempo retardado

63 Relevador de presión (Buchholz)

67 Relevador direccional de sobrecorrientes

79 Relevador de recierre

81 Relevador de frecuencia

86 Relevador auxiliar de bloqueo

87 Relevador de protección diferencial

89 Cuchilla operada eléctricamente

94 Relevador de disparo

En la siguiente tabla se en listan todos los relavadores de protección utilizadas en plantas generadoras, subestaciones de transmisión, subtransmisión y distribuciónen orden descendente de acurdo al  IEEE Standard C37.2-2008

1. Elemento principal

2. Relé de cierre o arranque temporizado.

3. Relé de comprobación o de bloqueo

4. Contacto principal

5. Dispositivo de parada.

6. Interruptor de arranque.

7. Interruptor de ánodo

8. Dispositivo de desconexión de energía de control.

9. Dispositivo de inversión.

10. Conmutador de secuencia.

11. Reservado para aplicaciones futuras.

12. Dispositivo de exceso de velocidad.

13. Dispositivo de velocidad síncrona.

14. Dispositivo de falta de velocidad.

15. Dispositivo regulador de velocidad o frecuencia.

16. Reservado para aplicaciones futuras.

17. Conmutador para puentear el campo serie.

18. Dispositivo de aceleración o declaración.

19. Contactos de transición de arranque a marcha normal.

20. Válvula maniobrada eléctricamente.

21. Relé de distancia.

22. Interruptor igualador.

23. Dispositivo regulador de temperatura.

24. Sobre excitación.

25. Dispositivo de sincronización o puesta en paralelo.

26. Dispositivo térmico.

27. Relé de mínima tensión.

28. Detector de llama.

29. Contactor de aislamiento.

30. Relé anunciador.

31. Dispositivo de excitación separada.

32. Relé direccional de potencia.

33. Conmutador de posición.

34. Conmutador de secuencia movido a motor.

35. Dispositivo de cortocircuito de las escobillas o anillos rozantes.

36. Dispositivo de polaridad.

37. Relé de baja intensidad o baja potencia.

38. Dispositivo térmico de cojinetes.

39. Detector de condiciones mecánicas.

40. Relé de campo.

41. Interruptor de campo.

42. Interruptor de marcha.

43. Dispositivo de transferencia.

44. Relé de secuencia de arranque del grupo.

45. Detector de condiciones atmosféricas.

46. Relé de intensidad para equilibrio o inversión de fases.

47. Relé de tensión para secuencia de fase.

48. Relé de secuencia incompleta.

49. Relé térmico para máquina.

50. Relé instantáneo de sobre intensidad o de velocidad de aumento de intensidad.

51. Relé de sobreintensidad temporizado.

52. Interruptor de corriente alterna.

53. Relé de la excitatriz o del generador de corriente continua.

54. Reservado para aplicaciones futuras.

55. Relé de factor de potencia.

56. Relé de aplicación del campo.

57. Dispositivo de cortocircuito o de puesta a tierra.

58. Relé de fallo de rectificador de potencia.

59. Relé de sobretensión.

60. Relé de equilibrio de tensión.

61. Relé de parada o apertura temporizada.

62. Reservado para aplicaciones futuras.

63. Relé de presión de gas, líquido o vacío.

64. Relé de protección de tierra.

65. Regulador mecánico.

66. Relé de pasos.

67. Relé direccional de sobreintensidad de corriente alterna

68. Relé de bloqueo.

69. Dispositivo de supervisión y control.

70. Reóstato.
71. Relé de nivel líquido o gaseoso.
72. Interruptor de corriente continua
73. Contactor de resistencia de carga.
74. Relé de alarma.
75. Mecanismo de cambio de posición.
76. Relé de sobreintensidad de corriente continua
77. Transmisor de impulsos.
78. Relé de medio de ángulo de desfase o de protección de salida de paralelo.
79. Relé de reenganche de corriente alterna.
80. Relé de flujo líquido o gaseoso.
81. Relé de frecuencia.
82. Relé de reenganche de corriente continua
83. Relé de selección o transferencia del control automático.
84. Mecanismo de accionamiento.
85. Relé receptor de ondas portadoras o hilo piloto.
86. Relé de enclavamiento.
87. Relé de protección diferencial.
88. Motor o grupo motor generador auxiliar.
89. Desconectador de línea.
90. Dispositivo de regulación.
91. Relé direccional de tensión.
92. Relé direccional de tensión y potencia.
93. Contador de cambio de campo.
94. Relé de disparo o disparo libre.
95. Reservado para aplicaciones especiales.
96. Reservado para aplicaciones especiales.
97. Reservado para aplicaciones especiales.
98. Reservado para aplicaciones especiales.
99. Reservado para aplicaciones especiales.

Clasificación de los Relevadores.

1.-Relevadores de Proteccion.
2.-Relevadores de monitoreo, anunciadores y verificadores y reguladores
3.-Relevadores de recierre

4.-Relevadores de sincronia
5. protecciones y alamrmas a trnaformador

Relevadores de protección: detectan líneas defectuosas, aparatos defectuosos u otras condiciones no tolerables o peligrosas. Estos relevadores generalmente disparan uno o mas interruptores, aunque también pueden activar una alarma.

PROTECCION.

R-21    DE DISTANCIA 

R-50     INSTANTANEÁ DE SOBRECARGA 

R-50T  SOBRECARGA INSTANTÁNEA, AL NEUTRO DE BANCOS POR EL  DEVANADO SECUNDARIO 

R-50TT   SOBRECARGA INSTANTÁNEA, AL NEUTRO DE BANCOS POR EL 

DEVANADO PRIMARIO 

R-50FI   PARA FALLA INTERRUPTOR 

R-51      SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO 

R-51T  SOBRCORRIENTE DE TIEMPO INVERSO AL NEUTRO DE BANCOS  POR DEVANADO SECUNDARIO 

R-51TT    SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO AL NEUTRO DE  BANCOS POR DEVANADO PRIMARIO  

R-59   SOBRE VOLTAJE POR DESVALANCEO DE FASES 

R-63    DE PRESIÓN (DE LIQUIDO DE GAS O DE VACIO-BUCHOOLZ) 

R-67    DE SOBRECORRIENTE ALTERNA DIRECCIONAL 

R-68    DE BLOQUEO CONTRA ASCILACIONES 

R-87    DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL 

R-87B    DIFERENCIAL DE BARRAS 

R-87C    DIFERENCIAL DE COMPARACIÓN DE FASES 

R-87G    DIFERENCIAL DE GENERADOR 

R-87H     DIFERENCIAL DE HILO PILOTO 

R-87L     DIFERENCIAL DE LINEA 

R-87T     DIFERENCIAL DE TRANSFORMADORES 

R-87FO   DIFERENCIAL DE FIBRA OPTICA 

Relevadores de monitoreo: verifican las condiciones en el sistema de potencia o de protección. Estos relevadores incluyen detectores de falla, unidades de alarma, verificación de sincronía  enfasamiento. Las condiciones del sistema de potencia que no involucren apertura de interruptores durante las fallas, pueden ser monitoreadas por relevadores de verificación.

ANUNCIADORES 

R-30    CUADRO DE ALARMAS DE SEÑALIZACIÓN LUMINOSA SONORA  (PANALARM) 
R-30,50 OPERACIÓN DE UNIDAD INSTANTÁNEA DE SOBRECORRIENTE  EN ALIMANTADORES 
R-30.51     OPERACIÓN DE TIEMPO DE SOBRECORRIENTE EN  ALIMENTADORES 
R-49          ALTA TEMPERATURA DE DEVANADO 
R-74          DE ALARMA SONORA (PBA) 



 VERIFICADORES 

R-23     DISPOSITIVO REGULADOR DE TEMPERATURA 
R-27     DE BAJO VOLTAJE O NO VOLTAJE 
R-28     DETECTOR DE FLAMA 
R-59     DE SOBRETENSION (BANCOS DE CAPACITORES) 
R-81     DE FRECUENCIA 
R-83     AUTOMATICO DE TRANSFERENCIA O DE CONTROL SELECTIVO

REGULADORES 

R-48     DE SECUENCIA INCOMPLETA (GENERADOR CAMBIADOR DE  TAPS) 
R-84     MECANISMO DE OPERACIÓN 
R-90     DISPOSITIVO DE REGULACIÓN 

Relevadores de recierre: Establecen una secuencia de cierre para un interruptor de circuito después de que ha sido disparado por un relevador de protección.

Relevadores auxiliares: operan en respuesta a la apertura o cierra del circuito de operación para alimentar a otro relevador o dispositivo. Estas unidades incluyen temporizadores, relevadores de contactos múltiples, unidades de sellado, relevadores de aislamiento, relevadores de seguridad, relevadores de cierre, y relevadores de disparo.

AUXILIARES 

R-62     DE DISPARO O APERTURA CON RETARDO 
R-79     RECIERRE DE C.A. 
R-89     RECEPTOR PARA ONDA PORTADORA O PARA HILO PILOTO (BLU) 
R-86   AUXILIAR DE RESPALDO Y DE BLOQUEO DIFINITIVO, SU  REPOSICIÓN PUEDE SER MANUAL (HEA) O ELÉCTRICO (PSU) 
R-86B       AUXULIAR DE DISPARO EN PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS 
R-86H     AUXILIAR DE DISPARO EN PROTECCCIÓN DIFERENCIAL POR HILO PILOTO 
R-86R  AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN  DE PROTECCIÓN DE     RESPALDO 
R-86X       AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN  PRIMARIA 
R-86Y       AUXILIAR DE CIERRE DE INTERRUPTORES DE BANCOS DE 
RESERVA POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN PRIMARIA 
R-86,63     AUXILIAR DE DISPARO BUCHHOLZ 
R-86,81     AUXILIAR DE DISPARO POR PROTECCIÓN DE BAJA 
FRECUENCIA 
R-94       AUXILIAR DE DISPARO O DISPARO LIBRE 
APX        AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN PRIMARIA 
ARX        AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN DE RESPALDO 

Relevadores de sincronia: aseguran que existan las condiciones apropiadas para interconectar dos secciones de un sistema de potencia.

PROTECCIONES Y ALARMAS DEL TRANSFORMADOR

50TT       RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA DE ALTA TENSIÓN 
51T          RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA DE BAJA TENSIÓN 
50,1,2,3   RELEVADOR DE SOBRE CORRIENTE DE TIERRA INSTANTÁNEO DE SOBRECORRIENTE 
51  RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE C.A. CON TIEMPO 
63  RELEVADOR DE PRESIÓN BUCHHOLZ 
87  RELEVADOR DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL 
67  RELEVADOR DE DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE C.A.

Cuadros de Alarmas

Cuadros de alarmas

A continuación se presenta unos cuadros de alarmas, que son visualizados en el control supervisorio por ejemplo cuando cae una alarma debido a que ocurre un disparo de un circuito, proporcionándole información de los dispositivos que operaron y que se imprimen como respaldo.

A continuación se muestran unas figuras de diagramas unifilares y cuadros de alarmas de dichas subestaciones que son visualizadas en el control supervisorio en los niveles de voltaje de 115 kV (fig. A.1y A.2) y 69 kV ( fig A.3.A4.a y A.4b)

Figura A.1 Diagrama unifilar de una subestación de 115 kV.

Figura A.2 Cuadro de alarmas de una subestación de 115 kV

Figura A.3 Diagrama unifilar de una subestación de 69 kV

Figura A.4a Cuadro de alarmas de una subestación de 69 kV.

Figura A.4b Cuadro de alarmas de una subestación de 69 kV..

Nomenclatura. del Nivel del Voltaje

Nomenclatura.

Para la segura y adecuada operación, es necesario identificar los equipos por su nomenclatura, los niveles de voltaje de una subestación, el cual es parte fundamental para el inicio de maniobras y el retiro de las mismas ya que el articulo IX.2 del reglamento nacional de operación nos dice que: “será obligatorio el uso de la nomenclatura en la operación”

Las tensiones de operación (niveles de voltajes) se identificaran por la siguiente tabla de colores. Este código de colores se aplicará en tableros mímicos, dibujos, diagramas unifilares y monitores de TV. según consta en el articulo IX.4.

Tensión Color

400Kv azul

230kv amarillo

de 161 kv hasta 138 kv verde

de 115 kv hasta 60 kv morado magenta

de 44 kv hasta 13.2 kv blanco

menor de 13.8 kv naranja

El articulo IX.8 nos dice que la identificación del equipo de una instalación determinada, se hará con cinco dígitos. Como única excepción y sujeto a revisiones posteriores, los alimentadores de distribución ( radiales ) en 34.5 kv y voltajes inferiores conservaran la nomenclatura de cuatro dígitos en las instalaciones.

El orden que ocuparan de acuerdo a su función los dígitos, se harán de izquierda a derecha. Según como consta el articulo IX.9 del reglamento para la operación.

Primero.- Tensión de operación

Segundo.- Tipo de equipo

Tercero.- numero asignado al equipo al equipo (las combinaciones que resulten)

Cuarto.- para el tercer digito, combinando del 0 al 9 del cuarto digito.

Quinto.- tipo de dispositivo

Primer dígito.

Las tensiones de operación (voltajes) se identificaran por la siguiente tabla y esta definido por el primer carácter alfanumérico, según consta en el articulo IX.10

Tensión Número

0.00-2.40 1

2.41-4.16 2

4.17-6.99 3

7.00-16.50 4

16.60-44.00 5

44.10-70.00 6

70.10-115.00 7

115.10-161.00 8

161.00-230.00 9

230.10-499.00 A

500.00-700.00 B

Segundo dígito.

El tipo de equipo está definido por el segundo carácter numérico de acuerdo a la siguiente tabla, según consta en el articulo IX.11.

Numero Equipo

1 Generador-Transformador

2 Transformador

3 Líneas o alimentadores

4 Reactores

5 Capacitores

6 Equipo especial

7 Esquema de interruptor de trasferencia

8 Esquema de interruptor y medio

9 Esquema de interruptor de amare de barras

0 Esquema de doble interruptor lado barras 2

Tercer y cuarto dígito.

Es el número asignado al equipo el cual está conformado por tercer y cuarto carácter que definen al número económico de que se trate y su combinación permite tener del 00 al 99. según consta en el articulo IX.12.

Quinto dígito.

Tipo de dispositivo para identificarlo se usa el quinto carácter numérico que especifica el tipo de dispositivo de que se trata.

Numero Tipo de dispositivo

1 Interruptor

2 Bus 1

3 Bus 2

4 Cuchillas adicionales

5 Cuchillas fusibles

6 Interruptor de gabinete blindado

7 Cuchillas de enlace

8 Cuchillas de tierra

9 Cuchillas de transferencia

0 Cuchillas lado equipo

Ejemplo 1: 73540

Primer digito: corresponde al nivel de voltaje (115 Kv)

Segundo digito: corresponde al tipo de equipo (línea de subtransmisión)

Tercer y cuarto digito: corresponde al numero asignado al equipo (54)

Quinto digito: corresponde al tipo dispositivo (interruptor)

Ejemplo 2: 4021

Primer digito: corresponde al nivel de voltaje (13.8 Kv)

Segundo y tercer digito: corresponde al numero asignado al equipo (02)

Cuarto digito: corresponde al tipo dispositivo (interruptor)

3.5 PERIFÈRICOS

3.5 PERIFÈRICOS

a) Pantalla de video (monitor)

En esta se muestra toda la información que maneja el sistema, resumen de sistema, diagramas unifilares, paginas de alarmas y paginas de valores análogos.

b) Impresoras.

Es la que reporta todos los eventos que ocurran en el sistema automáticamente, estos eventos pueden ser, alarmas de estados, alarmas de valores análogos, selección de controles, inicialización del sistema, hora y fecha; también reporta todos los valores de medición automáticamente cada hora o a solicitud del operador por medio de la consola de control.

c) Consola de control.

Por medio de ésta se ejecutan todas las acciones que el sistema maneja; posicionar el cursor, seleccionar una pagina, selección y control de un mando (abrir, cerrar o anular selección), reconocimiento y cancelación de alarmas, obtención de un reporte de valores análogos, cancelación del reporte, anular la entrada de datos cuando estos han sido tecleados erróneamente, seleccionar directamente el resumen del sistema, activar o desactivar cualquier estación y actualizar la fecha y horario

d) Interfase hombre – máquina.

Para lograr una interfase efectiva hombre – máquina los sistemas han sido diseñados para responder rápidamente al operador y comunicar con el operador interactivamente.

La mayoría de la gente probablemente no piensa en una demora como en la interfase hombre – máquina, siendo normalmente un dispositivo deshumanizado que tiene un mantenimiento mínimo. Si el diseñador pierde la visión de esto es como tener un objeto. Ver figura 3.34 de los periféricos.

e) Hardware de la maestra.

Al principio del control supervisorio, para cada unidad remota de adquisición de datos, existía una maestra dedicada donde el operador podía interrogar o ejecutar acciones de control sobre la remota. Como la tecnología mejoró y las funciones del supervisorio llegaron a ser más complejas, una estación maestra fue desarrollada para que pudiera interfasarse con una o más remotas, ejecutando en esencia las mismas funciones que la anterior con una unidad pero a menor costo y con mayor facilidad para el operador.

Los sistemas scada más comunes utilizan estaciones maestras basadas en computadoras y van desde configuraciones maestra – remotas a múltiples remotas con cientos de remotas conectadas a través de redes de comunicaciones complejas.

La siguiente descripción de la estación maestra tratará con el rango de escala de scada más pequeño. Sin embargo las funciones discutidas se aplicarán a todos los sistemas sin importar el tamaño. En los sistemas más pequeños, algunas de las funciones serán simplificadas o eliminadas ya sea por lo económico o por los requerimientos y los sistemas scada más grandes con aplicaciones de software avanzado proporcionarán muchas características adicionales no mencionadas aquí

Figura 3.34

Periféricos

3.4 UNIDAD TERMINAL MAESTRA (UTM).

3.4 UNIDAD TERMINAL MAESTRA (UTM).

Esta estación es la parte medular de un sistema de telecontrol, ya que por medio de ésta se obtiene toda la información que envían las diferentes UTR´S instaladas en las subestaciones telecontroladas, proporcionando al operador del telecontrol, un reflejo real del estado de los elementos telecontrolados instalados en las diferentes subestaciones. Genera reportes de todas las condiciones anormales que ocurran en cualquier subestación y de las acciones realizadas por el operador a través del teclado de la estación maestra, la cual se observa en la figura 3.6

Figura 3.6. UTM

Las funciones básicas que debe de ser capaz de ejecutar una estación maestra son las siguientes:

Generar imágenes visuales de la red eléctrica incluyendo todos los equipos a ser controlados mostrando su estado actual, así como las tensiones, megawatts, corrientes, etc.

Generar reportes, enlistados de medición, alarmas, etc. y gráficas.

El conjunto de los elementos descritos en los párrafos anteriores permiten la realización de las funciones de un sistema de supervisorio los cuales se resumen a continuación:

· Recolección y entrega total de datos.

· Transmisión de datos hacia y desde estaciones remotas.

· Almacenamiento de la información.

· Presentación clara y completa de la información para la supervisión.

· Establecimiento del control del sistema de potencia.

· Automatización de funciones vinculadas a la gestión.

· Ejecutar controles de apertura y cierre.

· Desplegar la información de cambio de estado o alarma con indicación visual y audible presentándola al operador en forma apropiada en pantalla.

· Indicación visual y bloqueo de control para puntos de libranza.

· Señalización de “abierto – cerrado en transición”en la operación de cuchillas y válvulas motorizadas.

· Adquisición de señales analógicas.

Posicionar puntos. Con esta función será posible tener el control de generación en centrales hidroeléctricas que se tengan automatizadas.

Todo esto se lleva a cabo a través de los diferentes dispositivos interconectados como se observa en la siguiente. figura 3.7.

Figura 3.7. Unidad Terminal Maestra