Automatizacion de Centrales Hidraulicas

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Automa tiz a c ion de Ce ntra le s Hidra ulic a s - slide pdf.c om

FILOSOFÍA DE AUTOMATIZACIÓN DE CENTRAL CENTRALES ES HIDRÁU HIDRÁULICAS LICAS

Setiembre 2010

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1. Introducción ................................................................................................................... 1-2 1.1 Objetivos ........................................................................................................................... 1-2 1.2 Organización del Informe ................................................................................................. 1-2 2. Requerimientos Básicos de Diseño ................................................................................ 2-3 2.1 Requerimientos regulatorios ............................................................................................ 2-3 2.2 Requerimientos operativos ............................................................................................... 2-3 2.3 Requerimientos tecnológicos ............................................................................................ 2-3 2.4 Requerimientos respecto a las comunicaciones y seguridad de la información .............. 2-4 3. Suministros de los Sistemas de Automatización de las Centrales ................................ 3-5 3.1 Equipos del sistema de control por central ...................................................................... 3-5 3.2 Controladores remotos ..................................................................................................... 3-7 3.3 Software ............................................................................................................................... 2 3.4 SCADA de Planta e Interfaces Hombre Maquina de Controladores ................................. 3 3.5 Componentes principales de controladores y RTUs ........................................................... 4 4. Equipos a supervisar por los Sistemas de Automatización de las Centrales .................... 6 4.1 Equipos a supervisar por el sistema de control en las Unidades de Generación ................ 6 4.1.1 Generador ................................................................................................................. 6 4.1.2 Regulador oleohidráulico y control de válvula ......................................................... 11 4.1.3 Control de válvula esférica ...................................................................................... 11 4.1.4 Regulador electrónico de velocidad ......................................................................... 12 4.1.5 Interruptor de unidad ............................................................................................... 13 4.1.6 Sistema de Excitación y Regulador de Tensión ........................................................ 13 4.1.7 Sistemas de Protecciones ......................................................................................... 14 4.1.8 Sistema de Medidas Eléctricas ................................................................................. 14 4.1.9 Sincronización Automática ...................................................................................... 15 4.1.10 Servicios auxiliares eléctricos de la unidad .............................................................. 15 4.1.11 Servicios propios de unidad ..................................................................................... 15 4.1.12 Sistema de Monitoreo de Vibraciones ...................................................................... 15 4.1.13 Sistema de Contraincendios ..................................................................................... 15 4.2 Equipos a supervisar por el sistema de control en Transformadores de Potencia ........... 15 4.3 Equipos a supervisar por el sistema de control en Sistema de Servicios Auxiliares y Generales de la Central .................................................................................................... 17 4.3.1 Distribución de AC y Servicios Auxiliares de Unidad .............................................. 17 4.3.2 Transformadores de Servicios Auxiliares ................................................................. 17 4.3.3 Servicios Auxiliares de 125 Vcc .............................................................................. 18 4.3.4 Servicios Auxiliares de 48 Vcc ................................................................................ 18 4.3.5 Sistema de UPS ....................................................................................................... 19 4.3.6 Grupo electrógeno de emergencia ............................................................................ 19 4.4 Equipos a supervisar por el sistema de control en Subsistema Subestación. ................... 20 4.5 Equipos a supervisar por el sistema de control en Subsistema de Captación, Controlador de Presa ............................................................................................................................. 21 4.5.1 Captación ................................................................................................................ 21 5. Funcionalidad de los Sistemas de Automatización de las Centrales .............................. 22 5.1 Funciones comunes a los controladores ............................................................................. 23 5.1.1 Adquisición de datos y asignación de comandos. ..................................................... 23 5.1.2 Interfaz Humano Máquina - Panel local de operación .............................................. 25 5.1.3 Marcación o registro de eventos y alarmas SOE (Sequence Of Event)...................... 26

Control, Mando y Comunicación


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5.2

5.3 5.4 5.5 5.6

1.

5.1.4 5.1.5 5.1.6 5.1.7 5.1.8

Comunicación con la red de área local ..................................................................... 26 Autochequeo y Autodiagnóstico .............................................................................. 26 Buffer de Datos ....................................................................................................... 27 Sincronización de tiempo......................................................................................... 28 Rondas de operador ................................................................................................. 28

5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4 5.2.5 5.2.6 5.2.7

Modos de control de las unidades de generación ...................................................... 29 Secuencias automáticas de arranque y paro .............................................................. 30 Supervisión de las protecciones ............................................................................... 35 Monitoreo de temperaturas de la unidad................................................................... 35 Supervisión de velocidad de la unidad ..................................................................... 36 Interruptor de conexión de generador....................................................................... 36 Supervisión otros equipos asociados al generador .................................................... 36

Control de unidades de generación ................................................................................... 29

Control de generación de la planta.................................................................................... 37 Control de servicios auxiliares........................................................................................... 38 Controlador de Presa......................................................................................................... 39 Sistema de Video Vigilancia............................................................................................... 40

Introducción

1.1

Objetivos

El presente Informe que corresponde al desarrollo de la Ingeniería Básica para la automatización de las centrales hidroeléctricas. En este informe se describirán las funciones y partes principales del Sistema de Control de Generación en adelante SCG.

1.2

Organización del Informe

El presente informe está organizado de la siguiente forma: Sección 1 – Introducción, esta sección del documento



Sección 2 – Requerimientos Básicos de Diseño



Sección 3 – Suministros de los Sistemas de Automatización de las Centrales



Sección 4 – Requisitos Técnicos Específicos



Sección 5 – Equipos a supervisar por los Sistemas de Automatización de las



Centrales

Sección 6 – Funcionalidad de los Sistemas de Automatización de las Centrales





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2.

Requerimientos Básicos de Diseño

2.1

Requerimientos regulatorios

El cumplimiento de los requerimientos regulatorios de la normatividad peruana, establecidos en las Resoluciones Directoriales N° 014-2005-EM/DGE y Directoriales N° 055-2007-EM/DGE se tendrá en cuenta como principal criterios para los sistemas de automatización de centrales hidráulicas.

2.2

Requerimientos operativos

La ingeniería básica y las especificaciones técnicas tendrán en cuenta los siguientes requerimientos, que están relacionados con los aspectos de disponibilidad, confiabilidad, mantenibilidad y otros relacionados con los sistemas de automatización de las centrales hidroeléctricas.

a. jerárquica Los sistemas de automatización decontando las centrales hidroeléctricas de una arquitectura de supervisión y control, con cuatro (4) nivelesdispondrán debidamente estructurados. b. El control y la supervisión de los equipos de generación y auxiliares de la casa de máquinas, incluyendo los equipos de captación, se realizará desde el sistema SCADA de xxxx localizado en las oficinas de la ciudad de Lima. Igualmente aplica para los equipos correspondientes a los servicios auxiliares de cc y ca, planta diesel, UPS. c. Los equipos del patio de llaves asociados a cada una de las centrales y que permiten la conexión de esta al sistema de transmisión, harán parte del sistema de automatización de la central (interruptor(es), transformador(es) de potencia, seccionador(es) y equipos de medida). d. Las estaciones de operación localizadas en las centrales servirán como respaldo a la operación de los equipos de la central desde el Centro de Control en Lima; por lo cual se deberán dejar todas las previsiones necesarias para la selección de modo de operación entre estos niveles. e. Para la comunicación con el Centro de Control de en la ciudad de Lima, se implementará una comunicación sobre Ethernet, utilizando el protocolo IEC 60870-5-104.

2.3

Requerimientos tecnológicos

a. Se utilizarán plataformas de software y hardware abiertas, redes de área local y protocolos de comunicación normalizados, de forma tal que se pueda contar con un sistema de control fácilmente modificable, expandible y mantenible por el personal de xxxx, con la máxima independencia del suministrador original.



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b. Se utilizarán RTU’s y PLC’s , que por las características técnicas permitan ser interconectados para su integración a las redes de comunicación de las centrales y hacia el nivel superior de control y supervisión, el Centro de Control de xxx en la ciudad de Lima. c. Se realizará la óptima distribución física posible de los equipos de automatización asociados al proceso, con el objetivo de que la recolección de información se realice en la fuente y sea mínimo el cableado nuevo a ejecutar. Se utilizarán en lo posible redes Ethernet con protocolos estándar IEC-60870-104 ó IEC-61850 para la interconexión de los equipos. d. Todos los equipos del sistema de automatización de la central deberán incorporar funciones de autosupervisión continua, autoprueba periódica y autodiagnóstico para incrementar su disponibilidad. e. La comunicación con otros sistemas de control y protección de la central, se realizará sobre Ethernet mediante la utilización de protocolos normalizados, que podrán ser: IEC 61850, ó IEC 60870-5-104.

2.4

Requerimientos respecto a las comunicaciones y seguridad de la información

a. Como medio físico de transmisión las redes de control en las centrales, se utilizará fibra óptica con el objetivo de obtener completa inmunidad a las interferencias electromagnéticas. Los accesorios requeridos para el conexionado del cable de fibra óptica hará parte del suministro del proveedor. b. Se dispondrá de medios de seguridad, tales como Firewall, a través de los cuales se evitan el acceso de terceros no autorizados y la propagación de virus informáticos. c. En el hardware del sistema de control de cada una de las centrales no se permitirá la instalación de software u otras aplicaciones diferentes. d. En caso de suministrar servidores, estos deberán tener instalado como sistema operativo Windows Server 2003 o superior, en al caso de las estaciones de operación, de ingeniería u otras estaciones deberán tener instalado Windows XP SP3 o superior y base de datos histórica podrá ser SQL Server.

e. El enlace desde cada central hidroeléctrica a Lima será dedicado, redundante y con la capacidad de priorizar paquetes de datos. f. El Ancho de banda debe ser asegurado (fijo) para la operación y gestión de los sistemas de operación en tiempo real de la central y debe ser de al menos 150 kbps. Se preferirá



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que El canal de respaldo sea del mismo ancho de banda del canal principal, sin embargo en caso de ser necesario podrá ser menor al del canal principal, con la restricción que mientras se utilice este canal (respaldo) todas las funciones distintas a la operación deberán ser deshabilitadas. g. Todos los equipos de comunicaciones serán adecuados para su utilización en ambientes industriales, estarán diseñados para trabajar en espacios con alto ruido electromagnético y condiciones ambientales extremas. De no contar con este tipo de equipos, se deberán adecuar espacios protegidos de ruido electromagnético, con ambientes regulados (temperatura, humedad) para la instalación de los equipos de comunicación. h. En caso de que ambos canales de comunicación sean satelitales, se verificara que no se afecte la "latencia" del sistema, esta debería ser no mayor a 1.2 segundos (uplink y downlink) y podría variar hasta ±50ms; i. Todos los equipos de comunicaciones, incluyendo los equipos activos de red, contaran con protocolos de gestión como SNMP o preferiblemente ModBus que deberá integrarse con el centro de control.

3.

Suministros de los Sistemas de Automatización de las Centrales

Los equipos a ser suministrados para cada uno de los subsistemas que componen los sistemas de Automatización de las Centrales son los siguientes:

3.1

Equipos del sistema de control por central

Una (1) estación de operación con todo el software necesario para realizar las funciones

•

especificadas en estos pliegos y para ser instaladas en consola nueva (mobiliario) suministrada por el contratista, en la sala de control de la casa de máquinas de la Central, cada una con: unidad de almacenamiento masivo, 2 monitores de video de 21”, teclado alfanumérico, dispositivo apuntador y dos tarjetas de red para conexión a la red de datos del sistema de control.

•

Un (1) controlador de central funciones especificadas en conectarse estos pliegos; ser montados en gabinetes nuevos,para conrealizar puertoslas y accesorios necesarios para a lapara red del sistema de control, a su IHM local, reguladores de velocidad, equipos de protección y para acceso local a través de un computador portátil, suministrado por el contratista, con puerto para sincronización de tiempo. El controlador debe incluir una HMI con pantalla táctil (touch screen) de al menos 10 pulgadas y 256 colores.



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Un (1) controlador de servicios auxiliares casa de máquinas para realizar las funciones

•

especificadas en estos pliegos; con su gabinete, con puertos y accesorios necesarios para conectarse a la red del sistema de control, a su IHM local y para el acceso local a través de un computador portátil, con switches y/o interfaces de comunicación para integrar los equipos asociados, y con puerto para sincronización de tiempo. El controlador debe incluir una HMI con pantalla táctil (touch screen) de al menos 6 pulgadas y 256 colores. Una (1) unidad de adquisición de datos (RTU) por central para realizar las funciones

•

especificadas en estos pliegos (adquisición de señales de los tableros de distribución y centros de control de motores casa de máquinas); cada una con su gabinete, con puertos y accesorios necesarios para conectarse a la red de datos del controlador, para el acceso local a través de un computador portátil y con puerto para sincronización de tiempo. Una (1) unidad de sincronización de tiempo GPS, con capacidad de ser servidor NTP y salida

•

IRIG-B Modulada y de Modulada. Una unidad de almacenamiento de datos “data logger” con capacidad de guardar todos los datos

•

de la central hasta por una semana en memoria flash. El dispositivo está en capacidad de “traer” los datos vía IEC 60870-5-104 o alternativamente será permitido que el controlador de central o el SCADA de planta escriban los datos a este. Red de datos redundante compuesta por los siguientes elementos principales y todos los

•

accesorios requeridos: Dos (2) switches tipo industrial administrable de 24 puertos instalado en un gabinete

•

autosoportado que debe ser parte del suministro. Dos (2) switches tipo industrial administrable de 16 puertos instalado en el gabinete del

•

RTU. Cable de fibra óptica multimodo para el sistema de control para la red redundante y la

•

integración de las RTUs. Accesorios de conexión fibra óptica multimodo tales como ODFs, cajas de empalme,

•

“pig-tales”, patch cords y en general todos los accesorios requeridos para conformar las redes (red redundante, integración de RTUs y controladores). Un (1) gabinete autosoportado para instalar todos los equipos, accesorios, switches de red

•

y demás elementos que conformarán el sistema de manejo de la red de datos redundante. Los equipos y componentes necesarios para implementar la ciberseguridad, deberán se proporcionados por el proveedor de los servicios de telecomunicaciones.



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Una (1) impresora láser blanco y negro, con conexión a la red de datos del sistema de control en

•

casa de máquinas, de acuerdo con las características indicadas en estas especificaciones.

3.2

Controladores remotos

• Un (1) controlador de presa para realizar las funciones especificadas en estos pliegos; con su gabinete, con puertos y accesorios necesarios para conectarse a la red del sistema de control y para el acceso local a través de un computador portátil, interfaces de comunicación para integrar los equipos asociadas.



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Ilustración 1 - Arquitectura del SC



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3.3

Software

Software para el SCG incluyendo, como mínimo, lo siguiente: Para cada central: Sistema operativo para trabajo en tiempo real.

•

Software de desarrollo de aplicaciones.

•

Software para las estaciones de operación e interfaz humano-máquina locales

•

Programas de aplicación.

•

Por cada dos centrales: Software de programación, mantenimiento y entrenamiento instalado en la estación de ingeniería.

•

Software de operación y gestión de la red redundante y equipos activos.

•

Conjunto de paquetes de software para gestión de mantenimiento y desarrollo del sistema para

•

instalar en un equipo portátil. Suministro de todos los accesorios e interfaces de comunicación requeridas para conectar la

•

estación portátil a los equipos del sistema de control. El Oferente de deberá suministrar con su propuesta una lista suministrar acuerdo con su configuración adoptada paradetallada el SCG. de la cantidad y tipo de los equipos a



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3.4



SCADA de Planta Controladores

e

Interfaces

Main Link IEC 104

Hombre

Maquina

de

To SN Power SCADA

Backup Link 

Plant Historic Server

Plant SCADA Firewall

Data logger



Plant Controller

Aux Controller

HMI

HMI

Ethernet Switch

Ilustración 2 - Interfaces Hombre Maquina

El SCG contara con en los niveles 3 y 4 con las siguientes interfaces hombre maquinas: SCADA de planta: Principal HMI de la central, en esta se concentrara la información de toda la



central y podrá en casos excepcionales (cuando no lo esté haciendo el nivel 5) y de mantenimiento controlar toda la planta. Podrá enviar y recibir mensajes de operador desde niveles superiores. HMI del controlador de Central, desde donde se podrán controlar y supervisar los principales



sistemas de la central, servirá como un respaldo al SCADA de planta. HMI del controlador de Auxiliares: Desde esta interfaz se monitorearan y controlaran los



servicios auxiliares de la central.



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3.5 r e d o P e d e t n e u F

r e d o P e d e t n e u F

Componentes principales de controladores y RTUs

d r a

) C D V

C s u B

5 2 1 ( I D

U P C

s t r o P l a i r e S

) y a l e R ( O D

) A m 0 2 4 ( I A

) C T ,

s t r o P t e n r e h t E

) C D V 5 2 1 ( I D

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D T R ( I A

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E R A P S

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r e d o P e d e t n e u F

E R A P S

U P C

d r a C n o i t a

d r a C n o i t a

i c n u m m o C

i c n u m m o C

d r a C s u B

E R P A S

E R A P S

Ilustración 3 - Componentes de Controladores y RTU

Cada uno de los controladores (incluyendo sus respectivas unidades de I/O remoto) y de las unidades de adquisición de datos, RTUs, deberá tener como mínimo: Módulos de entradas y salidas digitales, y módulos de comunicación serial con protocolos

•

estándar para comunicación con las unidades multifuncionales de medida, los reguladores de velocidad y el sistema de protecciones. Módulos de entradas análogas (cuando sean requeridas según listado de señales anexo a estas

•

especificaciones). Módulos de entradas análogas de Temperatura RTD y Termocupla según sean requeridas.

•

Panel de control local con display de LCD o similar, que permita el control y la supervisión del

•

proceso desde el respectivo controlador. Nota: No aplica para las unidades de adquisición de datos RTUs y controlador de presa. Unidad Central de Procesamiento (CPU), con sus módulos de memorias y sistema operativo para

•

trabajo en tiempo real. Software de aplicación requerido para realizar las funciones de control, supervisión,

•

comunicaciones y monitoreo propias de cada computador. Módulo de comunicación para conexión en fibra óptica con la red de área local (redundante).

•



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Modulo de comunicación para el bus de campo de la central. Nota: No aplica para RTU.

•

Puerto de comunicación para conexión de la estación portátil de programación y mantenimiento

•

esta función deberá poder ser realizada a través de puerto Ethernet. Módulo para recibir la señal de sincronización proveniente del reloj sincronizado por satélite, en

•

caso de que no se pueda sincronizar mediante la red de datos del sistema de control.

Fuentes de alimentación redundante en el controlador de central

•

Capacidad y manejo de señales: Deberán tener capacidad de manejo de las señales indicadas en el listado de señales anexo a estas especificaciones, adquiridas bien sea mediante enlaces con otros equipos, a través del bus de campo o a través de módulos de entradas y salidas de los propios controladores o entradas y salidas remotas en el caso del controlador de central, de acuerdo con lo especificado en estos pliegos y distribuidas como se indica en el listado de señales anexo. Se deberán suministrar en cada uno de los controladores y RTUs un mínimo de 25% de reservas en cada tipo de entradas/salidas, las cuales deben ser incluidas tanto en hardware como en capacidad de procesamiento del sistema. Las reservas de entradas/salidas deben ser instaladas en el respectivo equipo y deben quedar cableadas hasta su respectiva bornera de llegada en el gabinete. El cableado y utilización en el sistema de cualquier señal en las reservas no debe implicar ningún tipo de costo adicional. En la tabla que se lista a continuación se hace un resumen del total de controladores y RTUs que serán objeto del suministro.



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4.

Equipos a supervisar por los Sistemas de Automatización de las Centrales

Ilustración 4 - Controlador de Central

4.1

Equipos a supervisar por el sistema de control en las Unidades de Generación

Bajo este sistema se agrupan todos los subsistemas que hacen parte del grupo Turbina – Generador y sus equipos auxiliares eléctricos y mecánicos. El objetivo del SCG sobre los equipos de generación de la central es supervisar y monitorear la operación de las unidades de generación, tanto en forma local como remota; automatizar sus secuencias de arranque y paro, y optimizar el desempeño de los mismos, facilitando y apoyando las labores del personal de operación y mantenimiento de la Central. 4.1.1

Generador

El subsistema de generador está compuesto por los devanados del generador, el sistema de puesta a tierra, los cojinetes guía y de empuje, y el sistema de frenado. Sobre este subsistema se tendrán entre otras, funciones de indicación y registro de temperaturas, intervención en las secuencias de arranque y parada, Control, Mando y Comunicación


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producción de estados de alarmas y actuación sobre los relés de las diferentes funciones de paro con su respectiva indicación de actuación. A continuación se indican algunas de las señales que estarán presentes en el controlador de unidad, las cuales serán complementadas con el listado de señales que se anexa. 4.1.1.1

Monitoreo de temperaturas de los devanados del estator

Se deberá disponer de 1 sensores de temperatura tipo RTD (PT 100) por fase que se utilizan para

•

la indicación y registro de la temperatura de los devanados del generador y para producir alarma por alta temperatura y operar por sobre temperatura. El controlador de central tendrá la lógica para la generación de alarmas y la protección térmica y

•

para generar los comandos para accionar el relé de guarda de la función correspondiente. Estas señales accionan la secuencia de paro correspondiente implementada en el controlador de unidad. 4.1.1.2

Cojinetes guía superior y empuje del generador

Monitoreo de temperaturas:

•

o

El monitoreo de la temperatura de los cojinetes guía superior y empuje del generador se

debe realizar a través de varias RTD’s dispuestas de la siguiente manera: o

Una (1) RTD’s (PT 100) instalada en los cojinetes guía superior del generador, para

producir alarma, indicación, registro y para producir disparo e indicación de disparo. o

Una (1) alarma, RTD’s indicación, (PT 100) instalada en los cojinetes de empuje del generador, producir registro y para producir disparo e indicación de disparo. para

El sistema de control poseerá registro de temperatura de los cojinetes guía superior y de empuje del generador así como las indicaciones de alarma por alta temperatura y disparo por sobre temperatura de dichos cojinetes. La visualización de las temperaturas y sus correspondientes alarmas e indicaciones de disparo se harán en forma similar a las de temperatura de devanados del estator. El controlador de unidad tendrá además del registro de dichas temperaturas, la lógica para generación de alarmas y para la protección térmica; generará los comandos para accionar los relés de paro correspondiente y arrancará también la secuencia de paro de rápido que será implementada en el controlador de unidad. Monitoreo de temperatura de aceite de los cojinetes guía superior y empuje del generador

•

Se deberá contar con RTD’s (PT 100) del cojinete guía superior y de empuje del generador para producir indicación, registro y alarmas. Las señales son visualizadas de manera similar a las de la temperatura de los devanados del generador. Control, Mando y Comunicación


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Se deberá llevar un registro de dichas temperaturas en el data logger, la lógica para generación de alarmas. Monitoreo de temperatura del agua de enfriamiento del aceite de los cojinetes guía superior y empuje del generador. Para esto se utilizaran una (1) RTD´s (PT 100) instalada en la tubería de agua de refrigeración del

•

aceite de los cojinetes guía y de empuje del generador. El controlador de central tendrá además del registro de dichas temperaturas y la lógica para generación de alarmas. Un (1) sensor para el monitoreo de nivel de aceite de los cojinetes guía superior y un (1) sensor

•

para el nivel de aceite de cojinetes de empuje del generador. El nivel de aceite de los cojinetes guía superior y de empuje del generador producirá una alarma e intervendrá en la cadena de arranque de la unidad. La señal de estos sensores deberá ser de 4-20 mA, que deberá ser integrada al sistema de control de la central. El controlador de central supervisará los niveles de aceite de los cojinetes guía superior y de empuje del generador, generará las alarmas respectivas e intervendrá en el desarrollo de la secuencia de arranque. 4.1.1.3

Cojinete guía inferior del generador

El monitoreo de la temperatura del cojinete guía inferior se efectúa a través de varias RTD’s dispuestas de la siguiente manera: Monitoreo de temperatura del cojinete guía inferior:

•

o

Una RTD’s (PT 100) deberá estar instalada en el cojinetes guía inferior, para producir

alarma, indicación, registro y para producir disparo e indicación de disparo. El controlador de central tendrá la lógica para generación de alarmas y para la protección térmica; generará los comandos para accionar los relés de paro con la función correspondiente (paro rápido) y accionará la secuencia de paro rápido que será implementada en el controlador de central. Monitoreo de temperatura de aceite de los cojinetes guía

•

Se deberá contar con una RTD (PT 100) en el tanque de aceite del cojinete guía inferior. El controlador de unidad tendrá además del registro de dichas temperaturas, la lógica para generación de alarmas. Monitoreo de temperatura del agua de enfriamiento del aceite del cojinete guía

•



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Deberá contarse con una (1) RTD’s (PT 100) instaladas en la tubería o tanque de agua de refrigeración del aceite del cojinete guía de la turbina. Se producirá una indicación y registro de estas temperaturas y alarmas, ambas visualizadas. El controlador de central tendrá además del registro de dichas temperaturas, la lógica para generación de alarmas; Monitoreo de nivel de aceite.

•

El nivel de aceite de los cojinetes guía inferior del generador generará alarma e intervendrá en el desarrollo de la secuencia de arranque de la unidad. Se deberá contar con una señal de 4-20 mA correspondiente, que deber ser integrada al sistema de control de la central. El controlador de central supervisará los niveles de aceite de los cojinetes guía superior y de empuje del generador, generará las alarmas respectivas e intervendrá en el desarrollo de la secuencia de arranque. 4.1.1.4

Monitoreo de temperatura intercambiadores de calor

Para esto se deberá contar con una RTD (PT 100) instalada en cada uno de los intercambiadores de calor del agua de refrigeración del generador (en los casos que aplique). Se deberá producir una indicación y registro de estas temperaturas y alarmas, visualizadas en la Interface del operador. El controlador de central tendrá además del registro de dichas temperaturas, la lógica para generación de alarmas. 4.1.1.5

Monitoreo de flujo

Se deberá supervisar el flujo de aceite de los cojinetes guía superior y guía inferior del generador, el flujo de agua de refrigeración del aceite de los cojinetes guía superior e inferior, el flujo de agua de refrigeración de la excitación, y el flujo de agua de enfriamiento del aire de refrigeración de los intercambiadores de calor. Cuando se tienen señales bajas de dichos flujos, se deberá producir una alarma respectiva y se intervendrá en la cadena de arranque de la unidad. Se deberá disponer de transmisores de señales de 4-20 mA para la medida de los flujos, sin embargo switches de flujo podrán ser aceptados. Estas señales serán implementadas y supervisadas por el controlador de central. 4.1.1.6

Sistema de frenado

Las siguientes señales serán tenidas en cuenta en el controlador de central para las secuencias de arranque y parada y para producir indicaciones, alarmas y los disparos respectivos. Estado de los frenos, el controlador de central efectuará la supervisión del estado de frenos de aire

•

(aplicados, desaplicados) a través de un interruptor de fin de carrera dispuesto en el cilindro de frenos. Así mismo se monitoreará la señal de baja presión aire sistema de frenos. La aplicación y desaplicación de los frenos durante las secuencias automáticas de arranque y paro de las Control, Mando y Comunicación


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unidades, serán activados desde botones de emergencia y/o desde el controlador de central, según el modo de control. La función de aplicar /desaplicar frenos deberá ser implementada en el controlador de central. Las siguientes señales serán tenidas en cuenta en el controlador de controlador de central para supervisar el aire comprimido requeridos para el sistema de frenos. El sistema de control tendrá las siguientes señales tomadas del sistema de aire comprimido así:

•

4.1.1.7

o

Compresor de servicios generales encendido

o

Compresor de servicios generales apagado

o

Presión del tanque acumulador de aire- señal 4-20 mA

Sistema de agua de refrigeración de la unidad

Para el monitoreo del sistema de agua de refrigeración de la unidad deberán llevarse las siguientes señales: Válvula motorizada abierta

•

Válvula motorizada cerrada

•

Mando abrir válvula motorizada

•

Mando cerrar válvula motorizada

•

Bomba de agua de refrigeración prendida

•

Bomba de agua de refrigeración apagada

•

Bomba de agua de refrigeración trip.

•

Presión de tubería principal de refrigeración.

•

4.1.1.8

Sistema de aceite de alta presión

Las siguientes señales serán tenidas en cuenta en el controlador de unidad para las secuencias de arranque y parada y para producir indicaciones, alarmas y los disparos respectivos. Monitoreo de alta presión en cojinete de empuje

•

La señal de alta presión de aceite del cojinete de empuje se monitorea en el controlador de



central mediante un presóstato, como una condición de arranque de la unidad, función que será igualmente supervisada por el controlador de central.



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Bomba de alta presión: el control de esta bomba será supervisado desde el controlador de



central y la señal de disponibilidad de la bomba seleccionada deberá ser llevada al controlador de unidad.

Monitoreo de presión del cojinete guía inferior

•

El arrancador de la(s) bombas de presión debe integrarse al controlador de central por medio del bus de campo de la central, mediante este se deberá poder controlar y monitorear el estado de la bomba. Las señales deberán considerarse como una condición de arranque de la unidad, función que será igualmente supervisada por el controlador de central. 4.1.1.9

Sistema de puesta a tierra

El controlador de central tendrá las entradas digitales requeridas para indicar alarma y disparo de la protección de falla a tierra del estator. 4.1.2

Regulador oleohidráulico y control de válvula

Este subsistema está compuesto por la instrumentación de la turbina, el regulador de velocidad, la unidad oleohidráulica, la válvula esférica, la válvula by pass y el freno hidráulico (contrachorro). 4.1.3

Control de válvula esférica

4.1.3.1

Instrumentación asociada a la turbina o

Esta instrumentación está asociada al regulador de velocidad, el cual tendrá comunicación vía

IEC 60870-5-104 (preferiblemente) con el controlador de central. 4.1.3.2

Unidad Oleohidraulica o

El controlador de unidad monitoreara y enviara comandos a la unidad oleo hidráulica por

medio del regulador de velocidad, este ultimo deberá estar en capacidad de monitorear y controlar la unidad oleohidraulica y sus bombas (AC y DC). Todos los controles de la unidad olehidraulica deberán poder ser monitoreadas y controladas desde el SCADA de central y el SCADA de planta, incluyendo el cambio remoto de bomba AC a bomba DC. 4.1.3.3

Válvula Esférica o de Mariposa

El controlador de central realizará funciones de monitoreo, supervisión, indicación y control de posiciones de la válvula esférica, intervendrá en las secuencias de arranque y parada de la unidad y dará las órdenes de abrir y cerrar. Las siguientes señales serán incluidas en el sistema de control de unidad: Posición: abierta, cerrada, intermedia y bloqueada (2 de aplicación/2 de desaplicación cerrojos).

•

Mando: abrir-cerrar

•



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Posición sellos

•

Indicación presión sellos aguas arriba (un transductor 4-20 mA)

•

Indicación presión sellos aguas abajo (un transductor 4-20 mA)

•

Indicación presión de la tubería de presión (un transductor 4-20 mA)

•

En el caso Malpaso en donde el control de esta válvula tiene integrado un PLC S7-200 de Siemens, las señales de supervisión y control deberán integrarse al controlador de central vía ProfiBus 4.1.3.4

Válvula de by-pass

Posición abierta y cerrada.

•

Mando abrir –cerrar.

•

4.1.3.5

Válvula del contrachorro de freno

Estado de la válvula, supervisión del estado de la válvula de aplicación del contrachorro en las

•

posiciones abierta y cerrada. Dichas posiciones serán señales de entrada al controlador de central. La aplicación y desaplicación del contrachorro durante las secuencias automáticas de arranque y paro

•

de las unidades, es actuado el controlador de unidad. 4.1.4

Regulador electrónico de velocidad

El controlador de unidad integrará las señales del sistema oleohidráulico y del regulador electrónico de velocidad para realizar funciones de monitoreo, supervisión e indicación e intervendrá en las secuencias de arranque y parada de la unidad. Dará las órdenes necesarias para atender los requerimientos establecidos de potencia y velocidad. a.

Monitoreo de velocidad

• El control de unidad efectuará el monitoreo de velocidad y la indicación del estado de velocidad de la máquina, que además se utilizan para la operación de la unidad. Supervisará además la falla en dicho sistema. b.

Medida de velocidad

•

La indicación de velocidad deberá ser integrada al controlador de central.

c.

Supervisión



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• El control de central supervisará entre otros, el ajuste de parámetros tales como el punto de ajuste de la velocidad, carga y apertura del limitador, así como sus posiciones (máxima-mínima), disponibilidad del regulador de velocidad, de su alimentación y de la alimentación de los transductores del regulador. d.

Mandos

• Desde el controlador se darán los mandos requeridos para la regulación de velocidad y carga de la máquina de acuerdo con los requerimientos que se tengan de ellos. o

Aumentar- disminuir ajustes de velocidad, carga y limitador de apertura

o

Aumentar- disminuir posición del limitador de apertura

4.1.5

Interruptor de unidad

El controlador de unidad realizará funciones de monitoreo, supervisión e indicación de posiciones, intervendrá en las secuencias de arranque y parada de la unidad y dará las órdenes de abrir y cerrar el interruptor de unidad. • Mando abrir – cerrar el interruptor, generado desde la secuencia automáticas de paro normal, o desde las secuencias de paro por protecciones (paro de emergencia, paro rápido, paro parcial), las cuales serán implementadas en el controlador de central. El mando cerrar interruptor sólo se ejecuta a través del sincronizador automático, luego de que se haya dado la orden de sincronización y se cumplan las condiciones adecuadas de sincronismo. •

Estado selector de modo de control: local y remoto

•

Discrepancia en el modo de selección de control del interruptor

•

Estado del interruptor: posición abierto o cerrado.

•

Discrepancia de polos del interruptor

•

Falla de la recarga de aire.

4.1.6

Sistema de Excitación y Regulador de Tensión

El controlador de central integrará el sistema de excitación y regulador de tensión para realizar funciones de monitoreo, supervisión, indicación, mando e intervendrá en la secuencia de arranque y parada de la unidad. •

Regulador de tensión en AVR

•

Selección modo de control del interruptor de campo: local-remoto



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•

Mando abrir-cerrar interruptor de campo

•

Posición del interruptor de campo: abierto-cerrado

•

Disponibilidad del equipo de excitación

•

Paro de emergencia unidad (86-E)

•

Falla transformador de excitación

4.1.7

Sistemas de Protecciones

El controlador de unidad tendrá la indicación de la operación de los relés de protecciones así como indicación de indisponibilidad. 4.1.8

Sistema de Medidas Eléctricas

Las medidas eléctricas serán tomadas de los IEDs y estará compuesto básicamente por: •

Potencia activa

•

Potencia reactiva

•

Factor de potencia

•

Corriente fase A

•

Corriente fase B

•

Corriente fase C

•

Tensión fase A

•

Tensión fase B

•

Tensión fase C

•

Corriente y tensión de campo

•

Balance

Las señales de medidas eléctricas serán llevadas al sistema de control de la central mediante comunicación Ethernet.



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4.1.9

Sincronización Automática

El controlador de central integrará el equipo de sincronización para realizar funciones de monitoreo, supervisión, indicación y mando e intervendrá en la secuencia de arranque y parada de la unidad. •

Sincronizador en posición automático

•

Sincronizador disponible

•

Mandos aumentar - disminuir tensión y frecuencia

4.1.10

Servicios auxiliares eléctricos de la unidad

Al controlador de central se llevará la señal de disponibilidad de los servicios auxiliares de corriente alterna 208 V/120 V y corriente continua 125 Vcc y 48 Vcc. La supervisión propiamente dicha de los servicios auxiliares se hará en el controlador de servicios auxiliares. 4.1.11

Servicios propios de unidad

Los servicios de propios de unidad serán supervisados directamente desde el controlador de servicios auxiliares. El controlador de unidad se comunicará con este controlador a través de la red de datos del sistema de control y tendrá acceso a la información correspondiente requerida para supervisión y control de la unidad.

4.1.12 Sistema de Monitoreo de Vibraciones Al controlador de central se llevará las señales de vibraciones totales de la unidad, se deberán prever al menos 3 señales 4-20 mA por unidad en las entradas salidas remotas para la integración de estas señales, el controlador de unidad deberá tener la lógica para generar alarmas y en para la unidad en casos de emergencia por vibraciones altas. 4.1.13

Sistema de Contra incendios

Las señales de supervisión del equipo contra incendios serán definidas por GEPSA. El Contratista deberá dejar la previsión de tres (3) señales de entrada digitales en el controlador de servicios auxiliares de unidad.

4.2 a.

Equipos a supervisar por Transformadores de Potencia

el

sistema

de

control

en

Monitoreo de temperatura



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• Una RTD (PT 100) instaladas en el devanado de baja tensión de cada una de las fases del transformador de potencia. b.

Monitoreo de otras señales

•

Temperatura del aceite del tanque del transformador.

•

Nivel de aceite del tanque del transformador.

c.

Sistema de refrigeración del transformador

•

Switch de flujo de refrigerante del transformador

•

Presión de la línea de refrigeración del transformador

•

Falla enfriadores

•

Estado de las bombas de aceite

•

Estado de ventiladores de enfriamiento

La adquisición de dichas señales se hará a través de un rack de entradas salidas remotas instalada en el patio de llaves. d.

Servicios auxiliares eléctricos del transformador de bloque.

Al controlador de transformador se llevará la señal de disponibilidad de los servicios auxiliares de corriente alterna 208 V/120 V. La supervisión propiamente dicha de los servicios auxiliares se hará en el controlador de servicios auxiliares. e.

Sistema de Protecciones

El sistema de protecciones eléctricas del transformador estará compuesto por IEDs multifuncionales que deberán integrarse a la RTU. Si embargo el controlador de central tendrá la indicación de la operación de los relés de protecciones así como indicación de indisponibilidad de las protecciones. La adquisición de dichas señales se hará directamente a la RTU. Las protecciones propias del transformador también serán llevadas a la unidad de entradas salidas remotas en el patio de llaves por lo que el contratista deberá prever al menos 6 entradas digitales por transformador de potencia.



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4.3

Equipos a supervisar por el sistema de control en Sistema de Servicios Auxiliares y Generales de la Central

Ilustración 5 - Controlador de Servicios Auxililares

Bajo este sistema se agrupan todos los subsistemas que hacen parte de los servicios auxiliares de la casa de máquinas incluyendo todos sus niveles de tensión. El objetivo del SCG sobre los equipos que conforman los servicios auxiliares de la central es supervisar y monitorear la los operación los diferentes equiposlastanto en del forma local de como remotay mantenimiento y optimizar el desempeño de mismos,defacilitando y apoyando labores personal operación de la Central. A continuación se describen los diferentes subsistemas y se mencionan algunas de las principales señales que deben ser integradas al SCG. Los diagramas unifilares a este documento son referencia de dicha descripción. 4.3.1

Distribución de AC y Servicios Auxiliares de Unidad

4.3.2

Transformadores de Servicios Auxiliares

Se deberán instalar equipos de medición en los transformadores de servicios auxiliares, las principales señales a monitorear serán las siguientes: o

Voltaje

Corriente Frecuencia o o



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4.3.3

o

Carga

o

Factor de Potencia

Servicios Auxiliares de 125 Vcc

Se deberán supervisar las celdas de distribución de 125V para alimentar los diferentes equipos de los tableros de la casa de máquinas. A continuación se presentan las principales señales que se tendrán en el controlador: Carga de las baterías

•

Voltage de entrada y Salida

•

o

Alarmas de Alto y Bajo voltaje

o

Alarma de Falla de alimentación AC

Corriente de Salida

•

Falla de Tierra

•

Alarma Falla de Cargador

•

Niveles de Hidrogeno (Opcional)

•

4.3.4

Servicios Auxiliares de 48 Vcc

Se deberá supervisar las celdas de distribución de 48 Vcc, la cual principalmente alimentara a los equipos de comunicaciones. A continuación se presentan las principales señales que se tendrán en el controlador: Carga de las baterías

•

Voltage de entrada y Salida

•

o

Alarmas de Alto y Bajo voltaje

o

Alarma de Falla de alimentación AC

Corriente de Salida

•

Falla de Tierra

•



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Alarma Falla de Cargador

•

Niveles de Hidrogeno (Opcional)

•

4.3.5

Sistema de UPS

La UPS en las centrales será utilizada principalmente para el respaldo de computadores, el contratista deberá prever 2 entradas digitales que deberán ser integradas al controlador de servicios auxiliares. 4.3.6

Grupo electrógeno de emergencia

Ángel I, Ángel II y Ángel III, contaran con grupos electrógenos de emergencia, el sistema de control del grupo deberá ser integrado al controlador de servicios auxiliares mediante IEC 60870-5-104 o ModBus, las principales a monitorear son las siguientes: o

Encendido y Apagado remoto

Alarma de Sobrecarga Alarma de presión de aceite o o

o

Alarma de Sobre Velocidad

o

Alarma de Bajo y Sobre voltaje

o

Alarma Bajo y Sobre frecuencia

o

Nivel de combustible



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4.4

Equipos a supervisar por el sistema de control en Subsistema Subestación.

Ilustración 6 – RTU

Bajo este subsistema se agrupan todos los circuitos de llegada y de salida que hacen parte de la subestación de la central desdecampamento, donde se alimentan cargas externas a la casa de máquinas tales como torres de captación, almenara, edificio las de mando, etc. El objetivo del sistema de automatización de la central sobre los equipos de la subestación es supervisar y monitorear la operación de la subestación, tanto en forma local como remota; facilitando y apoyando las labores del personal de operación y mantenimiento de la subestación. Todos los equipos (factibles) del patio de llaves, con sus respectivas protecciones y las del generador serán controlados y supervisados por la RTU. Se toma como premisa que todos los IEDs utilizaran el protocolo IEC 61850, sin embargo se tendrá una previsión en la RTU para integrar los equipos seriales que todavía quedaran en las etapas tempranas del proyecto. Deberá haber una comunicación bi-direccional entre el controlador de central y la RTU. Principalmente la RTU integrara los siguientes equipos:



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Interruptores



Seccionadores



Protecciones de Transformador



Protecciones de Línea



Protecciones de Generador



4.5

Equipos a supervisar por el sistema de control en Subsistema de Captación, Controlador de Presa

Ilustración 7 - Controlador de Presa

4.5.1

Captación

Bajo este subsistema se agrupan los equipos relacionados con la presa de captación, bocatoma y/o presa de compensación; y optimizar el desempeño de los mismos, facilitando y apoyando las labores del personal de operación y mantenimiento. Los sistemas y equipos que serán integrados al controlador de presa serán: • Servicios auxiliares del sitio •

Arrancadores de motor de Compuertas

•

Sensores de Nivel



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•

Sensores de Caudal

•

Comunicaciones.

Las principales señales que se llevarán al controlador serán las siguientes: a.

Servicios auxiliares

•

Indicación falla alimentación.

b.

Control de compuertas

•

Indicación selector local-remoto

•

Indicación modo de operación manual - automático

•

Indicación de posición abierta-cerrada-en movimiento

•

Indicación falla motor

•

Indicación falla alimentación

c.

Sensores de Nivel Indicación de sensores de Nivel de la presa, señal 4-20 mA

•

d.

Sensores de Caudal Indicación de sensores de caudal, señal 4-20 mA

•

e.

Comunicaciones

El controlador de presa tendrá la señal de la disponibilidad del sistema de comunicaciones de esta zona. f.

Sistema de video para vigilancia

El controlador de presa tendrá la señal de la disponibilidad del sistema de video para la vigilancia de la zona de las torres de captación.

5.

Funcionalidad de los Sistemas de Automatización de las Centrales

A continuación se describen los criterios funcionales que deberán ser tenidos en consideración y que deberán cumplir los diferentes controladores y demás equipos que conformarán el SCG de la central. Se describe la siguiente funcionalidad: Control, Mando y Comunicación


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•

Funciones comunes a todos los controladores de proceso.

•

Funciones para monitoreo, supervisión y control de las unidades de generación.

•

Funciones para monitoreo y supervisión de los transformadores.

•

Funciones para monitoreo, supervisión y control de generación de la central.

•

Funciones para monitoreo, supervisión y control de los servicios auxiliares de casa de máquinas.

•

Funciones para monitoreo, supervisión y control de los servicios auxiliares en subestación y edificios de mando.

•

Funciones para monitoreo, supervisión y control de las compuertas de captación.

•

Funciones para monitoreo, supervisión y control de la descarga de fondo.

•

Funciones de IHM de las estaciones de operación.

5.1 5.1.1

Funciones comunes a los controladores Adquisición de datos y asignación de comandos.

Tendrá como objetivo realizar la interfaz entre el proceso y los controladores, tomando información del proceso, digitalizándola y transmitiéndola al SCG y a su vez recibiendo y asignando al proceso los comandos provenientes de los diferentes niveles de control. Básicamente se tienen tres tipos de información a manejar entre el proceso y el SCG: adquisición y validación de señales digitales, adquisición y validación de señales de medida (análogas) y generación y validación de comandos. Adquisición y validación de señales digitales. La información del proceso adquirida mediante módulos de entradas digitales o módulos de enlaces de comunicación serial corresponde básicamente a: •

Indicaciones sencillas tales como alarmas.

•

Indicaciones dobles que suministren información acerca de la posición y del estado de los equipos

tales como motores, bombas, válvulas, compuertas, unidades, interruptores de unidad, interruptores de servicios auxiliares, etc. •

Posición de selectores de modo de control.

Para la verificación, almacenamiento y bloqueo de datos de las entradas digitales se deberá disponer de la programación que posibilite realizar las siguientes funciones:



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•

Identificación de estados y alarmas.

•

Marcación de la fecha y hora de la ocurrencia de cada evento.

•

Verificación del estado complementario de las señales dobles para determinar la posición válida

de los equipos. • Verificación del estado complementario de las señales de posición de los selectores de modo de control para determinar la posición válida de estos. Adquisición y validación de señales de medida (análogas), la adquisición de las variables de medidas eléctricas se hará mediante IEDs, las cuales se conectarán a los respectivos transformadores de corriente y tensión y generarán por software las diferentes medidas eléctricas de corriente, tensión, frecuencia, potencia activa, potencia reactiva y de energía activa y reactiva. La transmisión de la información desde las IEDs a los controladores de proceso y/o RTU se deberá realizar mediante comunicación serial con protocolos IEC, de forma tal que en las estaciones de operación sea posible tener acceso en tiempo real a toda la información adquirida, procesada y almacenada en dichas unidades. Se tendrán medidas eléctricas tanto de las unidades de generación, como en los alimentadores principales de los servicios auxiliares en casa de máquinas y en subestación. La información que debe ser transmitida en tiempo real desde los IEDs a los controladores de proceso y/o RTU respectivos deberá ser, como mínimo, la siguiente: Tipo

Energía Tensión Corriente Potencia

Frecuencia

Descripción

Fase

Trifásica

A

B

C

Energía generada (consumida) Demanda máxima Tensión fase - neutro (kV) Tensión fase - fase (kV) Corriente de fase (A) Potencia activa (MW) Potencia reactiva (Mvar)

Si Si Si Si Si Si Si



Si Si

Potencia Factor deaparente potencia(MVA) Frecuencia del sistema

Si Si Si

Si Si

Si Si

Si Si

Si Si

Las medidas de temperatura se tomarán directamente de las RTD existentes en los devanados del generador, devanados del transformador, cojinetes, etc. Las demás medidas de proceso se tomarán a través de trasmisores (presión, nivel, etc.). Control, Mando y Comunicación


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Generación y validación de comandos, como salidas digitales se tendrán los comandos para el proceso, los cuales serán emitidos a través de los módulos de salida digital y son básicamente: • Comandos dobles conectar/desconectar). •

para

operación

de

los

equipos

(arranque/paro,

abrir/cerrar,

Comandos para manejo de carga (subir/bajar)

Se deberá disponer de las funciones requeridas para el manejo de los comandos que permitan al operador controlar y recibir reportes de ejecución de comandos efectuados sobre los equipos. Se deberá incluir, sin limitarse a ello, las siguientes funciones: •

Verificación de la validez del origen del comando.

•

Transmisión de comandos.

•

Monitoreo de respuesta de los comandos.

•

Mensajes de alarma por falla en la ejecución de los comandos.

•

Bloqueo y registro de la ejecución de los comandos.

•

Mantenimiento del registro de los comandos ejecutados.

•

Indicación de la ejecución de comandos no efectuados desde el SCG.

5.1.2 Interfaz Humano Máquina - Panel local de operación Cada controlador de proceso deberá contar con una Interfaz Humano-Máquina-IHM local, instalada en el gabinete del controlador, que permita realizar las funciones de supervisión y control, en forma local, de los equipos asociados a cada controlador; para lo cual hará uso de los programas de aplicación respectivos y deberá permitir la realización, como mínimo, de las siguientes funciones:

•

Despliegues gráficos para indicación del estado de los equipos.

•

Comando sobre los equipos.

•

Monitoreo de las variables de medida.

•

Supervisión de las alarmas y eventos tanto de los equipos bajo control como del propio Controlador.

•

Selección del modo de operación del controlador.



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El Panel local de operación será implementada mediante una pantalla de cristal líquido con su respectivo teclado de operación y pantalla tipo touch screen, que permita en forma gráfica conocer el estado del proceso, asignar los comandos respectivos y obtener la información correspondiente a las alarmas, eventos y medidas. 5.1.3

Marcación o registro de eventos y alarmas SOE (Sequence Of Event)

Esta función del Controlador de proceso será la encargada de efectuar la marcación del tiempo de ocurrencia de los eventos y de las alarmas que se presenten en el proceso. Esta información será presentada en la interfaz humano-máquina IHM, en donde se realizará el manejo y la presentación del registro en orden cronológico de todos los eventos y alarmas ocurridas y presentes. Se deberá tener marcación con resolución de un (1) milisegundo (ms) aplicada sólo a aquellas variables que indican actuación de protecciones eléctricas y relés 86; las variables de tipo mecánico, cuyo comportamiento en el tiempo no es tan rápido, podrán tener una estampa de tiempo con resolución menor o igual a 10 milisegundos. 5.1.4

Comunicación con la red de área local

Esta función permitirá, a través de los módulos de comunicación de red instalados en cada Controlador, manejar la comunicación entre todos los equipos que conforman el SCG mediante la red de área local, conformando un sistema de control distribuido que intercambie información en forma serial a través de un medio común de transmisión. La red local de área local deberá asumir, en forma total e independiente, el manejo de las comunicaciones entre los equipos constitutivos del SCG, garantizando con su estructura la realización de las funciones de control y permitiendo además ampliaciones y/o reestructuraciones de la red sin afectar la aplicabilidad de los programas. La comunicación con la red de datos, tanto en casa de máquinas como en el edificio de mando, será completamente duplicada de forma tal que en caso que un enlace de comunicación falle, de manera completamente automática, el controlador pueda continuar intercambiando información a través la red de datos sin perder en ningún momento la comunicación. 5.1.5

Autochequeo y Autodiagnóstico

Se deberá contar con funciones de autochequeo y autodiagnóstico que posibiliten una supervisión continua de los equipos que conforman el SCG y que permitan una detección y localización rápida de fallas u operaciones erróneas en éste. Esta supervisión comprenderá las unidades centrales de procesamiento, memorias, direcciones, interfaces con los equipos periféricos, comunicaciones, módulos de entrada y salida, alimentaciones y en general



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todos los elementos y módulos que constituyen el sistema de control, de tal forma que se presente la información de autochequeo y autodiagnóstico sobre los despliegues del sistema. Se deberá disponer, entre otros, de los siguientes medios que posibiliten el autochequeo y el diagnóstico de los equipos: • etc.

Medios para monitorear los programas de aplicación del usuario, tal como watchdog por tiempo,

•

Medios, a nivel de hardware y/o software, para chequear la integridad de la memoria.

• Medios para verificar la validez de los datos intercambiados entre memoria(s), unidad(es) de procesamiento y módulos de entrada y salida. • Medios para chequear que las tensiones y corrientes internas suministradas por las fuentes de alimentación no excedan o bajen de los límites establecidos por el diseño de los equipos. • Medios que permitan monitorear el estado de las unidades centrales de procesamiento, memorias, módulos de comunicaciones, módulos de entrada y salida, alimentaciones y en general todos los elementos y módulos que constituyen los controladores. La información obtenida por las funciones de autochequeo y diagnóstico se deberá suministrar al personal de operación y mantenimiento de la central de las siguientes formas: • Una salida digital en el controlador que se accione por ocurrencia de alguna falla en la operación de este. •

Señalización de las alarmas correspondientes sobre el panel local de operación.

• Despliegues gráficos, en las estaciones de operación del nivel 3, sobre los cuales se indique en detalle los equipos que presenten fallas, los tipos de fallas y los módulos o elementos afectados. 5.1.6

Buffer de Datos

Cada controlador tendrá la capacidad de almacenar los eventos y datos provenientes del proceso, por lo tanto, se tendrá un buffer de datos, de tal manera que en cada uno de los controladores de proceso residan por un corto periodo de tiempo los datos del propio proceso que supervisa. En caso de falla de la comunicación con los niveles superiores, el controlador deberá estar en capacidad de almacenar esta información y luego que se restablezca la comunicación, enviarla a las estaciones de operación y al data logger.



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5.1.7

Sincronización de tiempo

L A N

N A L

Ilustración 8 - Distribución de tiempo

Esta función deberá permitir la integración a todos los equipos del SCG de la señal del reloj sincronizado por satélite, de forma tal que se garantice la marcación de los eventos con la resolución requerida según lo indicado en el literal 5.1.3 – Marcación de alarmas y eventos del presente numeral. La señal de sincronización será tomada del reloj sincronizado por satélite y deberá ser distribuida a los otros equipos del SCG por medio de la red de datos, se deberá utilizar el protocolo NTP para este propósito, sin embargo en equipos que no tengan la posibilidad de recibir comandos de sincronización de tiempo vía utilizando NTP se deberá implementar una red independiente IRIG-B para estos equipos. 5.1.8

Rondas de operador

Esta función deberá permitir generar un evento y registrarlo en el sistema de control como tal, cuando el operador se registre con su nombre de usuario y clave de acceso mediante la IHM local. La información de ese evento con su fecha y hora de ocurrencia y nombre de usuario registrado deberá ser transmitida a los niveles superiores para ser procesada. Control, Mando y Comunicación


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5.2

Control de unidades de generación

Las funciones básicas del controlador de unidad, adicionales a las funciones comunes descritas anteriormente, serán las siguientes: •

Selección de los modos de control.

•

Monitoreo, supervisión y control de la unidad generadora y sus equipos asociados.

•

La ejecución de las secuencias de arranque y paro.

•

La integración con otros sistemas de la unidad y de la central.

•

El intercambio de información con los niveles superiores de control.

5.2.1

Modos de control de las unidades de generación

El controlador deberá tener implementada la lógica necesaria para el manejo de los modos de control de la unidad, de forma tal que se garantice que las funciones de control implementadas y sus mandos correspondientes, solo puedan ser ejecutados bajo los modos de control apropiados. A continuación se describe la actual funcionalidad habilitada o restringida desde cada modo de control y sus implicaciones sobre el sistema de control de la central. Local – manual,

desde el controlador de cada unidad se podrán realizar las secuencias de arranque y paro normal. Además desde el controlador para los servicios auxiliares eléctricos y mecánicos comunes, se darán comandos a los equipos y sistemas asociados a dicho controlador. Desde este modo de control se habilitan los mandos manuales para el arranque y paro de la unidad y para el control de potencia activa (MW/Velocidad) y reactiva (Mvars/Tensión). Esta funcionalidad se realiza desde el HMI del controlador de central y será usado para propósitos de pruebas y mantenimiento de la unidad y de sus sistemas. Cuando se selecciona este modo de control, se deberán deshabilitar todas las lógicas de control en el controlador de unidad y bloquear todas sus salidas digitales, preferiblemente desconectando la tensión de operación de los relés de salida. Toda la funcionalidad de monitoreo y supervisión existente debe ser implementada en el nuevo sistema de control y debe ser posible su consulta tanto desde las estaciones de operación como desde el panel local en el controlador de unidad.



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Local – automático,

se podrá orden desde el controlador de unidad y desde el SCADA de planta de ejecutar la secuencia de arranque o paro seleccionada y esta se ejecutará automáticamente. La secuencia podrá ser seleccionada desde la interfaz hombre - máquina del controlador de unidades. Este modo de control se utiliza como respaldo a fallas en las estaciones de operación de los niveles superiores de control o cuando se requiera realizar algún tipo de maniobra localmente desde el tablero de controlador de central. Desde este modo de control se habilitan en el panel local de operación del controlador de central, los mandos de: •

Selección de las secuencias automáticas de arranque y paro de la unidad.

•

Mando paso a paso de las secuencias

•

Consignas de potencia activa y reactiva

Toda la funcionalidad de monitoreo y supervisión existente en el controlador se tiene disponible tanto en el panel local de operación, como desde las estaciones de operación. Remoto,

se habilitan comandos desde el nivel de control inmediatamente superior y recibirá los comandos a los reguladores de voltaje y de velocidad de las unidades desde el nivel 5, para el control de frecuencia del SEIN y de acuerdo con las directivas dadas por el Coordinador. Cuando se tiene seleccionado este modo de control se habilitarán los mandos desde los niveles de control superiores de la central. Este nivel estará conformado por las estaciones de operación ubicadas en: • SCADA central GEPSA. Desde este sitio se podrán monitorear y supervisar en todo momento las unidades de generación; Adicionalmente se tendrá la opción de control de las unidades. En este modo de control Remoto de la unidad se habilitan desde las estaciones de operación, los mandos de: •

Selección de las secuencias automáticas de arranque y paro de la unidad.

•

Consignas de potencia activa y reactiva de la unidad

5.2.2

Secuencias automáticas de arranque y paro

El controlador de unidad será responsable de realizar las secuencias automáticas de arranque y paro de la unidad. Las secuencias serán, en términos generales, las siguientes:



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Programa 1 – Arranque sin sincronización, esta secuencia será la encargada de llevar a la

•

unidad desde su estado de reposo hasta el estado de la unidad girando a velocidad nominal, con tensión pero sin estar sincronizada al sistema. Programa 2 – Arranque con sincronización, esta secuencia busca llevar a la unidad desde su

•

estado de reposo hasta el estado de unidad sincronizada sin carga. Programa 3 – Paro normal, se encargará de llevar a la unidad desde el estado en que se

•

encuentra hasta de unidad parada. Programa 4 – Paro parcial dependiendo de la forma de operación de las unidades puede

•

requerirse más de un programa de paro parcial. Esta secuencia deberá reducir la carga que este suministrando la unidad, cuando se presenta una sobrecarga térmica, sea esta en el generador o el transformador y esta secuencia es iniciada por el sistema de protecciones de la unidad o el transformador y se ejecuta a través del controlador de unidad. Programa 5 – Paro rápido, se activa por falla mecánica y actúa como respaldo de la función de

•

protección por falla mecánica; esta secuencia es iniciada por el sistema de protecciones. Programa 6 – Paro de emergencia, se genera por fallas eléctricas y algunas mecánicas y actúa

•

como respaldo de estas funciones de protección. La secuencia puede ser iniciada por el sistema de protecciones de unidad o por el controlador de unidad (Nivel 3) o desde una de las estaciones de operación (Nivel 4) Los mandos para iniciación de las secuencias automáticas se podrán generar, dependiendo del estado del selector de modo de control de la unidad, desde: •

Panel local del controlador de central.

•

SCADA de planta.

•

Por acción de las protecciones, independiente del modo de control de unidad seleccionado.

El controlador de unidad deberá permitir una operación segura y confiable de la unidad, por lo tanto deberá garantizar que ésta siempre sea llevada y mantenida en estados estables de operación, durante fallas que se puedan presentar en el proceso o en el mismo computador. Los estados estables de funcionamiento de la unidad son básicamente los siguientes: Estado

Nombre

Condiciones

Estado 0 Estado 1

Unidad parada Unidad girando, sin tensión

Revoluciones menor a 0.5% Revoluciones mayor de 90% Tensión generador menor a 5%



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Estado

Nombre

Estado 2

Unidad energizada

Estado 3 Estado 4

Condiciones

Revoluciones mayor de 90% Tensión generador mayor a 90% Unidad sincronizada, sin Interruptor cerrado carga Tensión mayor 90% MW menor a 1% Unidad Sincronizada, con Interruptor cerrado carga Tensión mayor 90% MW mayor a 5%

Las órdenes de arranque y paro se realizarán seleccionando en el despliegue apropiado, el estado estable al cual se quiere llevar la unidad; la lógica de control y supervisión respectiva; el controlador de unidad deberá estar en capacidad de: •llevarla hasta Reconocer en solicitado. que estado se encuentra la unidad y realizar todas las órdenes necesarias para el estado • Evaluar el estado de los enclavamientos necesarios para iniciar las secuencias solicitadas y en caso de no estar cumpliéndose las condiciones requeridas, emitir una indicación de ‘Unidad no lista para arrancar”, en el caso de una secuencia de arranque. • Durante la ejecución de la secuencia se deberá verificar que la posición de los selectores de modo de control y de operación, de los equipos involucrados, esté en la posición correcta. Esta condición deberá verificarse en cada paso y en caso de cambio de estado se deberá suspender la secuencia y dar la alarma respectiva. • Se deberá disponer de despliegues dinámicos, en el panel local del controlador y en las estaciones de operación, que permitan suministrar información, en tiempo real, acerca de cada uno de los pasos involucrados en las diferentes secuencias, del número de paso en ejecución y del modo de control bajo el cual se está realizando la secuencia, así como del estado de las diferentes condiciones que es necesario verificar o cumplir para pasar de un paso de la secuencia al siguiente. • Se deberá contar con funciones de supervisión de tiempo que permitan controlar el tiempo de ejecución de cada paso de la secuencia y en caso que este tiempo sea sobrepasado del permitido para cada paso, se deberá detener la secuencia y generar la alarma correspondiente, indicando el paso en el cual se detuvo, la condición que no fue cumplida y el tiempo excedido. • Las secuencias de arranque y paro se dividirán en pasos. Cada paso corresponde al mando de un equipo determinado del proceso; una vez se genere un mando y se reciba la confirmación de su ejecución, la secuencia pasará a su próxima etapa.



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• En el modo de control automático el operador dará la orden de ejecución de la secuencia y ésta realizará en forma completamente automática cada uno de los pasos y comandos requeridos para ejecutar dicha secuencia. •

Para la suspensión voluntaria de una secuencia bajo ejecución se requiere de un comando de

cancelación el cual permita detener la secuencia. En caso de que una secuencia se haya detenido por una orden del operador o por una condición de bloqueo, se deberá poder reiniciar de nuevo su ejecución luego de que la condición de bloqueo haya desaparecido o el operador reinicie la ejecución de la secuencia. • Se deberá disponer de un modo de operación “Paso a Paso” desde el HMI del controlador de central y desde el SCADA de planta, cuando se está en modo de Local Automático. Este modo permitirá que las secuencias se ejecuten paso a paso, previa confirmación del operador para pasar al siguiente paso. Este modo de operación se utilizará para labores de mantenimiento o prueba de equipos. Las secuencias de paro parcial, rápido y de emergencia sólo se efectuarán en forma automática en todos los modos de operación, de acuerdo con las señales dadas por el sistema de protecciones de la central. • En caso de operación de las protecciones, se deberá bloquear la secuencia de arranque de la unidad y si ésta se encuentra en algún otro estado, se deberá iniciar la secuencia de paro, para llevar la unidad al estado de “Unidad Parada”, con todos sus equipos auxiliares desconectados. El siguiente es un diagrama de los programas previstos para las secuencias de arranque y paro de las unidades de generación:



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5.2.3

Supervisión de las protecciones

El Controlador de central deberá disponer de una lógica que permita supervisar el estado de las protecciones mediante la conexión con la RTU, generando alarmas por operación de los relés y/o funciones de protección, el registro de eventos (SOE) correspondiente con una resolución de 1 ms sera realizado en la RTU. Adicionalmente se deberá disponer de una lógica de respaldo a las protecciones, la cual deberá contar con una réplica de las lógicas de las acciones de disparo por protecciones mecánicas de la unidad, para lo cual se deberán implementar, en el controlador de central, las secuencias de paro por acción de las protecciones descritas en el punto anterior. Cuando se genere un disparo por alguna de las anteriores acciones de protección, se deberá tener una indicación en el controlador de central, con lo cual se dará inicio a la secuencia de paro por protecciones correspondiente, implementada en el Controlador, generando orden directa sobre los equipos requeridos, dependiendo del tipo de paro (disparo interruptor de unidad, apertura interruptor de campo, cierre válvula de emergencia del regulador de velocidad, cierre válvula esférica). La lógica de paro de emergencia deberá lleva a la unidad hasta el estado 0 “Unidad Parada” 5.2.4

Monitoreo de temperaturas de la unidad

El Controlador de unidad será responsable de la función de monitorear el estado de las temperaturas de los diferentes elementos y/o equipos que componen la unidad de generación y generar las alarmas o disparos correspondientes, según sea requerido. Esta deberá recibir la información las diferentes sondas de temperatura instaladas en losfunción devanados delpermitir generador, cojinete de empujedesde y cojinetes guía superior e inferior del generador, agua de refrigeración y aceite. En la siguiente tabla se presenta un resumen de las medidas de temperatura a monitorear en la unidad, mediante sensores tipo RTD, sus ajustes de alarma y disparo y la función de protección que deben realizar. Se deberá definir en el Controlador dos límites para cada medida de temperatura: • Primer límite (H1), definido como “Límite de alarma”. Una señal que exceda este límite generará una señal de alarma. • Segundo límite (H2), definido como “Límite de disparo”. Una señal que exceda este límite generará también una señal de alarma y adicionalmente generará: o Contactos de salida digital que servirán como señal de disparo para activar las acciones de protección correspondiente. Control, Mando y Comunicación


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o Inicio de las secuencias de paro por protecciones implementadas en el Controlador de Unidad, como respaldo a las acciones de protección. Los disparos por temperatura actúan sobre las siguientes acciones de protección: •

Velocidad sin carga, alta temperatura devanados del generador.

• Paro parcial, alta temperatura devanados del transformador (la función de monitoreo y protección de temperatura de transformador se ejecuta en el controlador de transformador). •

Paro Rápido, alta temperatura cojinetes de empuje, superior e inferior.

Adicionalmente las medidas de temperatura permitirán monitorear su comportamiento en el tiempo mediante curvas de tendencias que serán implementadas en las estaciones de operación, con información tanto de tiempo real, como histórica. 5.2.5

Supervisión de velocidad de la unidad

Al controlador de unidad se deberá llevar la señal de medida de la velocidad de unidad, para efectos de monitoreo de su comportamiento y presentación en los despliegues respectivos. Desde el controlador de unidad se deben supervisar los switches de velocidad de la unidad. Estos serán utilizados por las secuencias de arranque y paro, como enclavamientos y como señales de confirmación para continuación de las secuencias. Adicionalmente se debe contar con una lógica de supervisión que permita chequear las indicaciones de los switches de velocidad contra el valor de la medida análoga de velocidad. En caso de encontrase alguna discrepancia se deberá generar una alarma por falla en “Medida de velocidad”. 5.2.6

Interruptor de conexión de generador

Se deberá disponer en el controlador de central de una función que permita la supervisión del estado del Interruptor de unidad, esto implica: •

Alarmas por fallas en el interruptor

•

Mando apertura interruptor desde las secuencias de paro norma, rápido y de emergencia

5.2.7

Supervisión otros equipos asociados al generador

Adicionalmente a lo mencionado anteriormente, se deberá implementar en el controlador de unidad la funcionalidad requerida para el monitoreo, supervisión y control de los siguientes equipos o sistemas: •

Sincronizador automático



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•

Sistema de refrigeración

•

Frenos mecánicos del generador

•

Cojinetes empuje y guías superior e inferior

•

Sistema de lubricación

•

Regulador de velocidad que a su ver supervisara y controlara el Sistema oleohidráulico

•

Válvula esférica o de mariposa

•

Servicios auxiliares eléctricos de la unidad

•

Regulación de tensión que a su vez supervisara el sistema de excitación

5.3

Control de generación de la planta

El controlador de central también tendrá una rutina de programación encargada del control de generación de la planta, en cual será responsable por el control conjunto de potencia activa y reactiva de las unidades de generación y dispondrá de funciones adicionales que optimicen la operación como plan diario de generación y despacho económico de carga. Para el control de generación de cada una de las unidades de generación de la Central se tendrán los siguientes modos de operación, los cuales serán habilitados desde los niveles 3,4 y 5.: • Control Individual, las consignas de potencia activa y reactiva se asignan en forma individual a cada unidad de generación. • Control Conjunto, las consignas de potencia activa y reactiva se asignan para toda la planta, sin incluir las que estén fuera de operación, y la función de control conjunto se encarga de distribuir la potencia (activa y/o reactiva) en forma individual a cada unidad de generación, que se encuentran en este modo de operación (descontando la potencia de las unidades que están en individual). a.

Funciones básicas

Las siguientes son las funciones propuestas para esta rutina: •

Control individual de potencia activa para cada unidad

•

Control individual de potencia reactiva para cada unidad

•

Plan diario de generación



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•

Iniciación de arranque o paro de las unidades de acuerdo con los requerimientos de generación de la planta

Control individual de potencia activa para cada unidad

Esta función deberá controlar en forma individual la potencia activa de la unidad que se encuentre seleccionada bajo modo de control individual, de acuerdo con el valor de consigna de MW requerido bien sea por el operador directamente. Una vez seleccionado el valor de consigna de MW, el controlador de generación deberá dar las órdenes respectivas de subir/bajar potencia activa (MW) al regulador de velocidad de la unidad correspondiente y luego de alcanzar el valor de potencia activa deseado, se deberá mantener la generación de la unidad en dicho valor de referencia. Los valores de consigna de MW predeterminados para cada unidad deberán estar entre unos límites mínimos y máximos previamente establecidos para que estos puedan ser aceptados por la función de control de generación. Estos valores límites deberán ser variables por programación. Control individual de potencia reactiva para cada unidad

Esta función deberá controlar en forma individual la potencia reactiva de la unidad que se encuentre seleccionada bajo modo de control individual, de acuerdo con el valor de consigna de Mvar requerido bien sea directamente desde el controlador de generación. Esta función es similar a la función de control individual de potencia activa para cada unidad descrita anteriormente. Plan diario de generación

Esta función deberá permitir establecer un plan diario de generación para las unidades en control individual o en control conjunto, de acuerdo con la programación previamente establecida por el COES y deberá interactuar con las funciones de control conjunto. Arranque o paro de las unidades de acuerdo con los requerimientos de generación de la planta.

Esta función deberá generar una alarma cuando se requiera ejecutar el arranque o paro de las unidades de acuerdo con los requerimientos de generación de la planta, manteniendo un número óptimo de unidades en operación de manera que se garantice la mejor eficiencia posible de la planta.

5.4

Control de servicios auxiliares

Este sistema está conformado por los diferentes equipos que componen los servicios auxiliares eléctricos y mecánicos de la casa de máquinas. •

Adquisición, verificación y procesamiento de la información proveniente de los sistemas a controlar y/o supervisar.



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•

Supervisión y monitoreo de las tensiones de las barras de servicios auxiliares.

•

Procesamiento de los comandos de control y transmisión a los actuadores correspondientes.

•

Comunicación con la red de datos del SCG de la Central

•

Manejo del panel local de operación.

Los principales sistemas que hacen parte de los servicios auxiliares eléctricos y mecánicos de la central y su controlador respectivo son: •

Servicios auxiliares de 480 VAC.

•

Servicios auxiliares de 208 VAC /120 VAC.

•

Servicios auxiliares de corriente continua de 125 V cc.

•

Servicios auxiliares de corriente continua de 48 V cc.

•

Cargadores de baterías

•

Grupo Electrógeno de Emergencia

•

Sistema de detección, alarma y extinción de incendio

•

Sistema de bombeo de agua de drenaje y desagüe

•

Planta tratamiento agua

5.5

Controlador de Presa

En la presa de compensación o de captación, se tendrá un Controlador que se comunique con el sistema central a través del protocolo de comunicación ModBus responsable por la adquisición de la información de los equipos existentes en este sitio: •

Estado de las compuertas de Captación

•

Sistema de servicios auxiliares.

•

Medidas de nivel de embalse.

•

Medidas de Caudal de entrada al túnel

El controlador se ubicara en “shelter” en el área de la presa y tendrá las siguientes funciones: •

Adquisición de la información de los equipos anteriormente descritos



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• Mando remoto de cierre de las compuertas de captación, por orden desde los operadores de la central. Esta función debe, por el riesgo operativo, disponer de un código de seguridad, adicional a la doble verificación que se debe tener para otros tipos de órdenes dadas desde las estaciones de operación. •

Permitir modos de operación Manual, Remoto y Automático consignados en las pantallas de las

estaciones de operación. Para consignar el modo de operación de este controlador, se deben establecer diferentes niveles de seguridad que permitan esta consignación sólo a personal autorizado. • En el modo de operación manual solo se podrá realizar la apertura o cierre de la compuerta desde la presa. • En el modo de operación remoto se podrá realizar el mando remoto de apertura y cierre de la compuerta de descarga de fondo, por orden de los operadores de la central. Por el riesgo operativo que representa, esta función debe disponer de un código de seguridad, adicional a la doble verificación que se debe tener para otros tipos de órdenes dadas desde las estaciones de operación. •

Es controlador no tendrá modo automático, solo emitirá alarmas en los siguientes casos:

5.6

•

Nivel Muy Alto

•

Nivel Alto

•

Nivel Bajo

•

Nivel Muy Bajo

•

Falla de Compuerta

•

Falla de alimentación.

Sistema de Video Vigilancia

Se instalaran cámaras IP como apoyo a la operación y a la seguridad física, no será necesario que el video sea transmitido en tiempo real y retrasos (latencia) de 2 a 3 segundos será permitida. Se instalaran cámaras en los siguientes Sitios:



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Sitio

Central I

Central II

Central III

X

X

X

Patio de Llaves (General)

X

X

X

Cuarto de Maquinas

X

X

X

Drenaje de Agua

X

Presa

de

captación/compensación

X

Cuarto de Válvulas (Salida del túnel, inicio de la tubería)



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Automatizacion de Centrales Hidraulicas

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