ESTUDIAR PARA PREVER Y PREVER PARA ACTUAR
Secretaría de Educación Pública
Instituto Tecnológico de Colima
“MODERNIZACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL
DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
VALENTÍN GÓMEZ FARÍAS”
INDICE
Introducción 1
CAPITULO 1. Antecedentes generales 3
1.1 Antecedentes 3
1.1.1 Generales 4
1.1.1.1 CFE y la electricidad en México 4
1.1.2 De la empresa 7
1.1.2.1 Historia de la Central Hidroeléctrica Valentín Gómez Farías 8
1.2 Marco de referencia 10
1.2.1 Nombre oficial de la empresa 10
1.2.2 Ubicación 10
1.2.3 Croquis 10
1.3 Justificación del proyecto 11
1.4 Objetivo general 13
1.4.1 Objetivos específicos 13
1.5 Alcances y limitaciones 13
1.5.1 Alcances 13
1.5.2 Limitaciones 15
CAPÍTULO 2. Descripción general de la empresa 16
2.1 Características generales de la empresa 17
2.1.1 Tipos de servicios que se prestan 18
2.1.2 Estructura organizacional 18
2.1.3 Descripción del proceso 19
2.1.3.1 Características técnicas 20
2.2 Caracterización del área de trabajo 32
2.2.1 Función del departamento donde se realiza la residencia 32
CAPITULO 3: Marco teórico 33
3.1.1 Tipos de generación de energía eléctrica 35 3.2 Sistema SCAAD a instalarse en la Central Hidroeléctrica
Valentín Gómez Farías 48
3.2.1 SCAAD (Sistema de control, automatización y adquisición de
datos) 48
CAPITULO 4: Procedimiento y descripción de las actividades realizadas 58
4.1 Descripción de las actividades realizadas 59
4.1 Cronograma de actividades de la modernización del sistema de
control de la Central Hidroeléctrica Valentín Gómez Farías 60
4.1.2 Realización de bitácora diaria de avances del proyecto de
modernización del sistema de control de la C.H. VGF 61
4.2 Supervisión y apoyo en las actividades relativas a la
Instrumentación 63
4.3 Verificación del correcto funcionamiento de los instrumentos
del SCAAD, así como inspección y corrección de errores en la
instalación de tubería, cableado e instrumentos
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CAPITULO 5: Resultados 73
5.1 Resultados obtenidos 74
5.2 Bitácora diaria de avances del proyecto de modernización del
Sistema de Control de la C.H. VGF 74
5.3 Supervisión y apoyo en las actividades relativas a la
Instrumentación 79
5.4 Verificación del correcto funcionamiento de los instrumentos
del SCAAD, así como inspección y corrección de errores en la
instalación de tubería, cableado e instrumentos
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Conclusión 81
Conclusión de los objetivos específicos 81
Conclusión del objetivo general 84
Definiciones 85
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Introducción.
El siguiente trabajo se presenta para lograr obtener el título de Ingeniero Industrial, a través de la opción X de titulación Memoria de Residencia Profesional, que es una de las opciones con las que cuenta el Instituto Tecnológico de Colima para la obtención del título profesional.
La realización de cualquier proyecto basa en gran medida su éxito a una buena planeación de este, ya que si no se prevén las cosas que pueden suceder en la ejecución de las actividades correspondientes al proyecto, es muy posible que no se logre cumplir con los objetivos propuestos. Asimismo existe otra actividad que es muy necesaria en la realización de cualquier actividad que esté relacionada con el desarrollo de un proyecto, y es la coordinación de los grupos de trabajo, así como sus labores a desarrollar.
El propósito principal de la realización de la residencia es apoyar en la coordinación de las actividades a realizar en la Modernización del Sistema de Control de la Central Hidroeléctrica Valentín Gómez Farías de la Comisión Federal de Electricidad, así como documentar el avance de estas y verificar su correcta ejecución.
Con la coordinación de las actividades a realizar por parte de los grupos de trabajo se logra tener un mayor entendimiento de lo que se pretende hacer y por ende una correcta ejecución de las labores.
Por otra parte, con la documentación de los avances del proyecto es posible tener una perspectiva general del progreso de éste, lo cual permite ayudar en la toma de decisiones, tales como adquisición de materiales, contratación de personal en el caso de que se tenga un plazo determinado para terminar y el proyecto este retrasado.
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no sin antes realizar una reseña general de los antecedentes de la empresa Comisión Federal de Electricidad y su importancia en México.
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1.1 Antecedentes.
1.1.1 Generales.
Se denomina energía eléctrica a la forma de energía que resulta de la existencia de una diferencia de potencial entre dos puntos, lo que permite establecer una corriente eléctrica entre ambos para obtener trabajo. La energía eléctrica puede transformarse en muchas otras formas de energía, tales como la energía luminosa o luz, la energía mecánica y la energía térmica.
Su uso es una de las bases de la tecnología utilizada por el ser humano en la actualidad.
La generación de energía eléctrica se lleva a cabo mediante técnicas muy diferentes. Las que suministran las mayores cantidades y potencias de electricidad aprovechan un movimiento rotatorio para generar corriente continua en un dinamo o corriente alterna en un alternador. El movimiento rotatorio resulta a su vez de una fuente de energía mecánica directa, como puede ser la corriente de un salto de agua, la producida por el viento, o a través de un ciclo termodinámico. En este último caso se calienta un fluido, al que se hace recorrer un circuito en el que mueve un motor o una turbina. El calor de este proceso se obtiene mediante la quema de combustibles fósiles, reacciones nucleares y otros procesos.
La generación de energía eléctrica es una actividad humana básica, ya que está directamente relacionada con los requerimientos actuales del hombre.
1.1.1.1 CFE y la electricidad en México.
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Algunas compañías internacionales con gran capacidad vinieron a crear filiales.
A inicios del siglo XX México contaba con una capacidad de 31 MW, propiedad de empresas privadas y para 1910 ya eran 50 MW.
En ese periodo se dió el primer esfuerzo para ordenar la industria eléctrica con la creación de la Comisión Nacional para el Fomento y Control de la Industria de Generación y Fuerza.
En 1937 México tenía 18.3 millones de habitantes, de los cuales únicamente siete millones contaban con electricidad, proporcionada con serias dificultades por tres empresas privadas. Para dar respuesta a esa situación que no permitía el desarrollo del país, el gobierno federal creó, el 14 de agosto de 1937, la Comisión Federal de Electricidad (CFE), que tendría por objeto organizar y dirigir un sistema nacional de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, basado en principios técnicos y económicos, sin propósitos de lucro y con la finalidad de obtener con un costo mínimo, el mayor rendimiento posible en beneficio de los intereses generales.
La CFE comenzó a construir plantas generadoras y ampliar las redes de transmisión y distribución, las compañías privadas dejaron de invertir y CFE se vio obligada a generar energía para que éstas la distribuyeran en sus redes, mediante la reventa.
Hacia 1960 la CFE aportaba ya el 54% de los 2,308 MW de capacidad instalada.
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cuales operaban con serias deficiencias por la falta de inversión y los problemas laborales.
En esa década la inversión pública se destinó en más de 50% a obras de infraestructura. Se construyeron importantes centros generadores y se instalaron otras plantas generadoras alcanzando, en 1971, una capacidad instalada de 7,874 MW.
Al finalizar esa década se superó el reto de sostener el ritmo de crecimiento al instalarse, entre 1970 y 1980, centrales generadoras que dieron una capacidad instalada de 17,360 MW.
Cabe mencionar que en los inicios de la industria eléctrica mexicana operaban varios sistemas aislados, con características técnicas diferentes, llegando a coexistir casi 30 voltajes de distribución, siete de alta tensión para líneas de transmisión y dos frecuencias eléctricas de 50 y 60 hertz.
Esta situación dificultaba el suministro de electricidad, por lo que CFE definió y unificó los criterios técnicos y económicos del Sistema Eléctrico Nacional, normalizando los voltajes de operación, con la finalidad de estandarizar los equipos, reducir sus costos y los tiempos de fabricación, almacenaje e inventariado. Posteriormente se unificaron las frecuencias a 60 hertz y CFE integró los sistemas de transmisión en el Sistema Interconectado Nacional.
A inicios del año 2000 se tenía ya una capacidad instalada de generación de 35,385 MW, cobertura del servicio eléctrico del 94.70% a nivel nacional, una red de transmisión y distribución de 614,653 kms, lo que equivale a más de 15 vueltas completas a la Tierra y más de 18.6 millones de usuarios, incorporando casi un millón cada año.
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aprovechando las mejores tecnologías para brindar el servicio aún en zonas remotas y comunidades dispersas.
CFE es reconocida como una de las mayores empresas eléctricas del mundo, y aún mantiene integrados todos los procesos del servicio eléctrico.
1.1.2 De la empresa.
La Comisión Federal de Electricidad es una empresa del gobierno mexicano que genera, transmite, distribuye y comercializa energía eléctrica para cerca de 27.1 millones de clientes, lo que representa a casi 80 millones de habitantes, e incorpora anualmente más de un millón de clientes nuevos.
La infraestructura para generar la energía eléctrica está compuesta por 177 centrales generadoras, con una capacidad instalada de 50,238 megawatts (MW).
El 22.81% de la capacidad instalada corresponde a 21 centrales construidas con capital privado por los Productores Independientes de Energía (PIE).
En la CFE se produce la energía eléctrica utilizando diferentes tecnologías y diferentes fuentes de energético primario. Tiene centrales termoeléctricas, hidroeléctricas, carboeléctricas, geotérmicas, eoloetérmicas y una nucleoeléctrica.
Para conducir la electricidad desde las centrales de generación hasta el domicilio de cada uno de sus clientes, la CFE tiene más de 777 mil kilómetros de líneas de transmisión y de distribución. El suministro de energía eléctrica llega a cerca de 188 mil localidades (184,163 rurales y 3,325 urbanas) y el 96.68% de la población utiliza la electricidad.
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será la tecnología de mayor aplicación en el futuro para aquellas comunidades que aún no cuentan con electricidad.
En cuanto al volumen de ventas totales, 77.3% lo constituyen las ventas directas al público; 22.4% se suministraban a la extinta empresa Luz y Fuerza del Centro, y el 0.4% restante se exporta.
Si bien el sector doméstico agrupa 88.15% de los clientes, sus ventas representan 27.95% del total de ventas al público. Una situación inversa ocurre en el sector industrial, donde menos de 1% de los clientes representa más de la mitad de las ventas.
La CFE es también la entidad del gobierno federal encargada de la planeación del sistema eléctrico nacional, la cual es plasmada en el Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE), que describe la evolución del mercado eléctrico, así como la expansión de la capacidad de generación y transmisión para satisfacer la demanda en los próximos diez años, y se actualiza anualmente.
El compromiso de la empresa es ofrecer servicios de excelencia, garantizando altos índices de calidad en todos sus procesos, al nivel de las mejores empresas eléctricas del mundo.
CFE es un organismo público descentralizado, con personalidad jurídica y patrimonio propio.
1.1.2.1 Historia de la Central Hidroeléctrica Valentín Gómez Farías
“Agua prieta”.
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La ciudad de Guadalajara, capital del estado de Jalisco y cuna del preclaro nacionalista, ha tenido una evolución acelerada en las dos últimas décadas. El crecimiento poblacional y el gran desarrollo industrial, éstas dos características le imprimen un alto rango de exigencia en materia de suministro de agua potable y de energía eléctrica.
Del agua que se consume, esta ciudad desecha un alto porcentaje en forma de aguas residuales, que no han tenido hasta ahora, utilidad alguna.
Le toca a la CFE ser la pionera en un proceso antes no abordado en nuestro país. El transformar en energía eléctrica, que es un factor esencial, lo que hasta hace poco tiempo representaba un mero desecho, las aguas negras de la zona metropolitana que son saneadas directamente en la captación.
Esta Central que desempeñará una función vital para impulsar el progreso de la región de Occidente de México, producirá electricidad por medio de dos unidades generadoras de 125 MV A cada una, con una capacidad instalada de 250 MV A.
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1.2 Marco de referencia.
1.2.1 Nombre oficial de la empresa.
La realización del presente proyecto se llevara a cabo en la Central Hidroeléctrica Valentín Gómez Farías, que forma parte de la Subgerencia Regional de Generación Hidroeléctrica Balsas Santiago, a su vez esta depende de la Gerencia Regional de Occidente de la Comisión Federal de Electricidad
1.2.2 Ubicación.
Las oficinas de la central se encuentran en el domicilio calle Malinali S/N Col. Meza Colorada Poniente, Zapopan, Jalisco, México C. P. 45204
1.2.3 Croquis.
En la figura 1.2.1 se señala la ubicación de las oficinas técnico-administrativas, la casa de máquinas y el tanque regulador de la C.H.VGF.
Figura 1.2.1 Ubicación de la Central Hidroeléctrica (Casa de Máquinas, Tanque Regulador
y Oficinas Técnico-Administrativas).
Oficinas Técnico-Administrativas C.H. VGF
Casa de Máquinas C.H. VGF
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1.3 Justificación del proyecto.
La creciente demanda de energéticos, en particular el relacionado con el sector eléctrico, es uno de los temas más importantes en la actualidad de nuestro país. La escasez de recursos con los que cuenta el país para la construcción de las nuevas centrales generadoras que satisfagan dicha demanda; la necesidad de mantener un suministro confiable e ininterrumpido; la participación de la iniciativa privada como inversionista en el sector; el compromiso de llevar la energía requerida a los sectores más necesitados, son algunas de las cuestiones que deberán ser resueltas a corto y mediano plazo.
En la C. H. Valentín Gómez Farías se tiene la conciencia de esta problemática y de que el crecimiento económico y el desarrollo del país dependen en gran medida del suministro eléctrico. Asimismo se sabe de la necesidad de preservar y mantener en óptimo estado de funcionamiento los equipos y sistemas que forman parte del proceso de generación de energía eléctrica, esto mediante una correcta planeación del mantenimiento de los mismos.
La C.F.E. en 1992 inició el proceso de modernización de los sistemas de control de las secuencias de arranque y paro, basadas en relevadores electromecánicos por la falta de refaccionamiento y la excesiva cantidad de cableado que el diseño original exigió en su momento.
Con ese cambio se incrementó considerablemente la confiabilidad de las unidades generadoras, al mejorar de manera significativa el monitoreo en tiempo real sus condiciones operativas.
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los casos a la falta de refaccionamiento y a excesiva cantidad de cableado que el diseño original exigía en su momento
Lo anterior repercute en costos de mantenimiento, incremento en el porcentaje de fallas disminución de la confiabilidad, problemática en la adquisición de partes de repuesto; lo cual afecta directamente la generación continua, segura y eficiente de energía eléctrica, y se expone a daños que pueden disminuir la vida útil de los equipos principales. Todas estas situaciones están directamente relacionadas con el quehacer del ingeniero industrial, ya que este siempre procura que los sistemas de producción sean lo mas eficientes y productivos posibles, así mismo que los costos de estos sean los mínimos.
La tecnología de hoy en día, utilizada en los actuales sistemas de control, permite aumentar considerablemente los grados de confiabilidad de las unidades, así como el aumentar y/o mejorar los niveles de automatización; el manejo y despliegue de la información hacia el operador.
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1.4 Objetivo general.
Coordinar las actividades en la modernización del sistema de control en la Central Hidroeléctrica Valentín Gómez Farías.
1.4.1 Objetivos específicos.
Organizar a los grupos de trabajo que llevarán a cabo las actividades referentes al proyecto de la modernización del sistema de control.
Evitar fallas en la instalación de instrumentos.
Tener una visión del avance diario del proyecto.
1.5 Alcances y limitaciones.
1.5.1 Alcances.
La instalación del nuevo sistema de control SCAD se realizara por parte de la Superintendencia Regional de Instrumentación y Control de la Subgerencia Regional de Generación Hidroeléctrica Balsas-Santiago, con el apoyo del departamento eléctrico de la Central Hidroeléctrica Valentín Gómez Farías.
Dicho sistema se implementara a los siguientes elementos de la central:
- Generador unidad 1
- Generador unidad 2
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Ubicación del equipo de control con base al esquema que se muestra a
continuación donde se muestra la ubicación del equipo actual y como
quedara el nuevo (Figura 1.5.1 y 1.5.2).
Figura 1.5.1 Distribución actual de tableros de la sala de control C.H. Valentín Gómez Farías.
Figura 1.5.2 Distribución nueva acordada de tableros de la sala de control C.H. Valentín Gómez Farías.
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1.5.2 Limitaciones.
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CAPÍTULO 2: Descripción general de
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2.1 Características generales de la empresa.
La planta lleva por nombre oficial Central Hidroeléctrica Valentín Gómez Farías y se conoce comúnmente como “Agua Prieta”. Esta central pertenece al sistema eléctrico de la empresa paraestatal Comisión Federal de Electricidad (CFE), las oficinas se encuentran ubicadas en calle Malinali S/N Colonia Meza Colorada Poniente en la ciudad de Zapopan, Jalisco, México; C.P. 45204.
Esta central cuenta con dos turbogeneradores de electricidad los cuales tienen una capacidad instalada de 120 MW cada uno, lo que en total nos da 240 MW de potencia de la central.
La planta fue puesta en operación en el año de 1992 por el entonces Presidente de México Carlos Salinas de Gortari.
A continuación se presentan algunos datos técnicos de la central: Tipo y marca de turbina
Pelton eje vertical,Sulze Escher Wiss, Alemania
Marca del generador
Toshiba, Japón
Nivel de automatización existente
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2.1.1 Tipos de servicios que se prestan.
Generación, transformación, distribución y comercialización de energía eléctrica en toda la República Mexicana.
Cada uno de estos servicios se brinda de acuerdo a una distribución de subgerencias dentro de cada región.
2.1.2 Estructura organizacional.
La organización de los puestos jerárquicos en la Central Hidroeléctrica Valentín Gómez Farías se da como se muestra en el organigrama de la figura 2.1.2.1.
Figura 2.1.2.1 Organigrama de la C.H. Valentín Gómez Farías. SUPERINTENDENTE GENERAL
Ing. José Luis González Yepes
1C
SECRETARIA
1C
JEFE DEPARTAMENTO QUÍMICO Y REPRESENTANTE DE LA
SUPERINTENDENCIA 1C JEFE DEPARTAMENTO ELECTRICO, CAPACITACION 1C JEFE DEPARTAMENTO MECANICO 1C JEFE DEPARTAMENTO CIVIL 1C JEFE DEPARTAMENTO OPERACION 1C ADMINISTRADOR GENERAL 1C TÉCNICO SUPERIOR 2B
1 TÉCNICO SUPERIOR 2 TECNICO 4 AYTE. TÉCNICO
7B
1 TÉCNICO SUPERIOR 3 TECNICO 5 AYTE. TÉCNICO
9B SUPERVISOR TÉCNICO II 1C SUPERVISOR TÉCNICO II SEGURIDAD E HIGIENE 1C SUPERVISOR TÉCNICO II
1C TECNICO
SUPERIOR
INFORMATICA 1B
4 OPERADOR CENTRAL II 4 AUXILIAR OPERACIÓN II 8 AYTE. OPERACIÓN II 8 AUX. SERV. OPERACIÓN 3 AUX. SERVICIOS I
27B
1 JEFE ALMACEN 2 AUX. ADMINISTRATIVO 3 OFICINISTA 2 AUX. SERV. CHOFER 2 AUX. SERVICIOS I 1 AUX. SERVICIOS I 11B JEFE OFICINA 2C
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2.1.3 Descripción del proceso.
El proyecto en lo particular, de la Central Hidroeléctrica Valentín Gómez Farías se lleva a cabo mediante la utilización, por primera vez en el país, de las aguas residuales de la zona metropolitana de la ciudad, mismas que son descargadas actualmente, al río Santiago.
Las aguas residuales son captadas aguas arriba de la confluencia del río San Juan de Dios y el arroyo Atemajac, en el cruce con el periférico. Conducidas por gravedad a través de 6.1 km por medio de conductos cerrados construidos en zanjas y túneles hasta descargar en un vaso artificial ubicado en las cercanías del poblado El Tempizque, en donde se regularizan para ser extraídas diariamente. Esto en un tiempo promedio de generación de 5 horas, del tanque a la casa de máquinas, el agua pasa por una conducción forzada de diámetro variable y una longitud de 1.7 km para aprovechar un desnivel de 522.5 m.
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Figura 2.1.3.1 Casa de máquinas.
2.1.3.1 Características técnicas.
2.1.3.1.1 Captaciones.
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Figura 2.1.3.2 Rejillas en captaciones.
El gasto medio anual considerado para la primera etapa de construcción en el río San Juan de Dios, es de 8.76 m3/s. El cual una vez captado, es conducido por un conducto rectangular de concreto de 3.00 x 3.00 m y una longitud de 85 m hasta descargar en el área de la captación del arroyo Atemajac, cuyo gasto medio anual es de 11.39 m3/s.
En la siguiente tabla (figura 2.1.3.3) muestra información de la hidrología urbana.
Tabla 2.1.3.3 Hidrología urbana
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2.1.3.1.2 Conducción.
A partir de la captación Atemajac, las aguas se transportan en conductos cerrados con una longitud del orden de 6 km. Esta conducción se compone de tres túneles de sección tipo herradura y longitudes de 1850, 130 Y 1 350 m; dos sifones invertidos de 3.80 m de diámetro, con longitudes de 1008 Y 560 m por los que se lleva el fluido a un tanque artificial donde es regulado para extraerse diariamente, en un tiempo aproximado de 5 horas.
Conducción por gravedad.
En las tablas 2.1.3.4 y 2.1.3.5 se muestra información detallada de las zanjas y el túnel por el cual es conducida el agua desde captaciones hasta el tanque regulador.
Sección circular: diámetro interior (zanja túnel) 5.00 m Relación máxima de llenado 81.00 % Longitud de zanja 654.57 m Longitud de túnel 3,132.42 m Tabla 2.1.3.4 Zanjas y túnel.
A continuación se muestran los datos técnicos del sifón (figura 2.1.3.5). Sección circular: diámetro interior 3.80 m
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2.1.3.1.3 Tanque regulador.
El tanque regulador forma un embalse artificial, el cual está constituido de materiales arcillosos y respaldos de enrocamiento, y rezaga en la parte excavada del piso y muros perimetrales. Finalmente, está recubierto con una membrana de polietileno clorosulfanado (HYPALON) para garantizar la capacidad de estancamiento. El Tanque Regulador tiene una capacidad, en su primera etapa, de construcción de 1,270,000 m3. (Figura 2.1.3.6)
Figura 2.1.3.6.- Tanque regulador
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aguas negras. A continuación se muestra información de la capacidad del tanque regulador.
Tanque de regulación diaria.
Capacidad útil 1,286,000 m3 Capacidad de azolves 160,700 m3 Capacidad total 1,446,700 m3 Corona de muro 1,471 msnm
Namo 1,470 msnm
Namino 1,458 msnm Piso del tanque 1,456 msnm Tabla 2.1.3.7 Tanque de regulación diaria.
2.1.3.1.4 Conducción a presión.
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Figura 2.1.3.8 Conducto
En la tabla 2.1.3.9 se muestra información técnica de la tubería a presión. Número de conductos 1
Pendiente 8.0%
Longitud 890 m
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2.1.3.1.5 Casa de máquinas.
Esta construcción se localiza en la margen izquierda del río San Juan de Dios, es de tipo exterior con 20 m de ancho, 76.50 m de largo y 31 m de altura. (Figura 2.1.3.10).
En esta se alojan los dos grupos turbogeneradores y sus equipos auxiliares. Después de ser turbinada el agua se reintegra, desde este punto, al río Santiago.
Figura 2.1.3.10 Casa de máquinas.
2.1.3.1.6 Turbinas.
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distribución, inyectores, rodete. Cuenta con un equipo para operar a contra presión.
La siguiente tabla nos señala los datos técnicos de la casa de maquinas de la Central Hidroeléctrica VFG. (Figura 2.1.3.11)
Número de unidades 2 Tipo Pelton con chiflones 6
Gasto de diseño por unidad 27.3 m3/s Carga neta de diseño 510.0 m Potencia nominal 120.0 MW Velocidad de rotación 300.0 rpm Elevación del eje distribuidor 946.5 msnm Tabla 2.1.3.11 Datos técnicos de casa de máquinas.
2.1.3.1.7 Generación
La Central contará con una capacidad total de 500 MVA repartida en cuatro unidades de 125 MVA nominales y 24 polos, cada una. En la primera etapa operan dos unidades, es decir se tienen 250 MVA con un factor de planta de 0.21, éstas se interconectarán mediante un bus de fase aislada de 16.5 kV Y 5000 Amperes a los transformadores principales, cada uno de los cuales tiene una potencia trifásica de 85/113/140 MVA. Esto eleva la tensión de generación de 16.5 kV a 230 kV, con objeto de entregarla al Sistema Eléctrico de Occidente.
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Capacidad nominal por unidad 125 MVA Número de polos 24 Factor de potencia 0.95 Tensión entre fases 16.50 kV Tabla 2.1.3.12 Datos de las máquinas.
A continuación se muestra información de la potencia y generación de la central hidroeléctrica. (Tabla 2.1.3.13)
Número de unidades 2
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En la siguiente tabla se muestra los datos de los transformadores (tabla 2.1.3.14). Número
Tipo Trifásico
Capacidad 85/113/140 MVA Relación de transformación 16.5/230 kV Tabla 2.1.3.14 Datos de los transformadores.
2.1.3.1.8 Control de la central.
El control de la central nos permite desarrollar diferentes grados de control, protección y automatización, logrando, a la vez, ejecutar jerárquicamente, las funciones relativas a: arranque y paro de las unidades -en forma ordenada-, manteniéndola estable y segura, durante las variaciones de carga y, bajo las condiciones de falla.
Con el propósito de cumplir adecuadamente con lo anterior, se establece la misma estructura en cada uno de los sistemas que la componen. Principalmente, se definen tres niveles de control, para el mejor manejo de la misma: local manual, local automático y automático remoto. Los dos primeros se realizan en la central, mientras que para el control remoto se ha instalado una estación maestra en la Subestación Guadalajara-Norte, localizada a tres kilómetros de distancia desde donde se tiene control sobre las unidades y los servicios, por medio de las UTR's (Unidades Terminales Remotas) y el equipo de control programable, autómatas de unidades y de servicios auxiliares.
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adecuados en los extremos de estos enlaces. Arreglos similares se emplean en las comunicaciones hacia el tanque regulador y captaciones (San Juan de Dios y Atemajac).
2.1.3.1.9 Sistema Eléctrico.
El Sistema Eléctrico Nacional está constituido por áreas interconectadas mediante líneas de transmisión, las cuales enlazan por una parte, las centrales generadoras y por otra, a las Subestaciones de los centros de consumo.
La energía generada por la Central Hidroeléctrica se interconecta al Sistema Eléctrico de Occidente, y transmitirá, a través de líneas de doble circuito a 230 kV. Esta interconexión se efectúa en la Subestación Guadalajara-Norte, que se construyó a tres kilómetros, al oriente de ésta Central.
a) Líneas de transmisión.
La electricidad generada por la Central Hidroeléctrica se integrará al Sistema Occidental, por medio de dos líneas de transmisión de 230 kV, que se interconectan con la Subestación Guadalajara-Norte.
b) Subestación elevadora
Esta se encuentra en una plataforma en la parte posterior de la Casa de Máquinas, es del tipo convencional y en ella se localizan, principalmente, los Transformadores, Interruptores, Cuchillas desconectadoras, Apartarrayos, etc., con los cuales se eleva la tensión de generación de 16 kV a la tensión de transmisión de 230 kV, entregándola de esta forma, al Sistema Nacional.
c) Servicios auxiliares
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En corriente directa cuenta con tres bancos de baterías de 250 VCD y 2 de 48 VCD, que proporcionan energía en caso de emergencia. Los tableros blindados de 480 V, distribuyen ésta a los sistemas de aire acondicionado, de ventilación y de achique, a los cargadores de baterías, compresores y al alumbrado general de la Central.
2.1.3.1.10 Esquema de una central hidroeléctrica.
El funcionamiento de una central hidroeléctrica se muestra en la siguiente figura 2.3.1.15.
El agua es captada en un vaso o embalse de ahí se conduce por tubería a presión y por gravedad a la casa de maquinas, el agua que llega hace girar a unas turbinas, que al hacerlo hacen funcionar un generador de electricidad.
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2.2 Caracterización del área de trabajo.
Dentro de la central se está asignado al departamento eléctrico, pero dentro del proyecto se está trabajando en coordinación con la Superintendencia Regional de Instrumentación y Control de la Subgerencia Regional de Generación Hidroeléctrica Balsas-Santiago.
2.2.1 Función del departamento donde se realiza la residencia.
El departamento eléctrico tiene la función de atender todas las situaciones y problemática dentro de la central en sus diferentes elementos: captaciones, tanque regulador, subestación y casa de maquinas y que sean de tipo eléctrico y principalmente relacionadas con el buen funcionamiento del generador.
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3.1 Marco teórico.
3.1.1 Tipos de generación de energía eléctrica.
La generación de energía eléctrica requerida por la población, la industria, la agricultura, y los servicios, se realiza con diferentes tipos de centrales, dependiendo de la generación de que se trate, ya sea termoeléctrica, hidroeléctrica, turbogas, geotérmica, nuclear, carboeléctrica y eoloeléctrica.
3.1.1.1 Geotermoeléctrica.
CFE se ha preocupado en el desarrollo de fuentes de energía para generar electricidad, además de los combustibles fósiles, grandes centrales hidroeléctricas y centrales nucleares. Teniendo en cuenta la ubicación geográfica y geológica de México, los otros más accesibles de las fuentes de energía son la energía geotérmica y eólica impulsada por poder.
México tiene un gran historial en el uso de la energía geotérmica, con el fin de generar electricidad, que se inicia en los años 50 cuando la primera planta eléctrica geotérmica se instaló en el continente americano. La capacidad de energía eléctrica geotérmica es de 964.50 mega watts (MW), la generación de 3.03% de los 177.795 GWh producidos al 30 de septiembre de 2008. El campo geotérmico de Cerro Prieto, es el segundo más grande del mundo, produce 46,37% de la electricidad distribuida en Baja California, este sistema es, aparte de la Dirección Nacional del Sistema Eléctrico.
La energía geotérmica.
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existen condiciones geológicas favorables para su recolección. Este tipo de capa es ligada al fenómeno volcánico y terremoto, a causa de la profundidad y de movimientos pasando continuamente entre los límites de las placas litosféricas en las que la porción sólida más externa de la Tierra se divide. Una capa típica de la energía geotérmica se compone de una fuente de salud, un acuífero y la llamada capa sello. La salud suele ser una fuente de cámara magmática en proceso de enfriamiento. El acuífero es cualquier formación litológica permeable suficiente para alojar agua meteórica asomando desde la superficie o desde otros acuíferos. La capa sello es otra formación, o parte de ella, con menor permeabilidad, su función es impedir que el total de los fluidos geotérmicos se dispersan en la superficie.
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Descripción del proceso de una planta geotérmica.
Por medio de pozos específicamente perforados, las aguas subterráneas, que poseen una gran cantidad de energía térmica almacenada, se extraen a la superficie transformándose en vapor, que se utiliza para generar energía eléctrica. Este tipo de planta opera con los mismos principios que los de una termoeléctrica como vapor, con excepción de la producción de vapor, que en este caso se extrae del subsuelo. El vapor de agua obtenido de la mezcla se envía a un separador; el secado de vapor va a la turbina de energía cinética que se transforma en energía mecánica y esta a su vez, en electricidad en el generador.
Esquema de una planta geotérmica
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Existen unidades de 5 MW en la que el vapor, una vez que trabajó en la turbina, se libera directamente a la atmósfera. En unidades de 20, 37.5 y 110MW, el vapor es enviado a un sistema de condensación; agua condensada, junto con la proveniente del separador, se reinyecta en el metro o descargadas a través de un tubo de evaporación.
3.1.1.2 Termoeléctrica.
En el proceso termoeléctrico existe una clasificación de tipos de generación, según la tecnología utilizada para hacer girar los generadores eléctricos:
• Vapor: Con vapor de agua se produce el movimiento de una turbina acoplada al
generador eléctrico.
• Turbogas: Con los gases de combustión se produce el movimiento de una
turbina acoplada al generador eléctrico.
• Combustión Interna: Con un motor de combustión interna se produce el
movimiento del generador eléctrico.
• Ciclo Combinado: Combinación de las tecnologías de turbogas y vapor. Constan
de una o más unidades turbogas y una de vapor, cada turbina acoplada a su respectivo generador eléctrico.
Otra clasificación de las centrales termoeléctricas corresponde al combustible primario para la producción de vapor:
• Vapor (combustóleo, gas natural y diesel). • Carboeléctrica (carbón).
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Descripción del proceso de las centrales termoeléctricas tipo vapor.
Una central termoeléctrica de tipo vapor es una instalación industrial en la que la energía química del combustible se transforma en energía calorífica para producir vapor, éste se conduce a la turbina, donde su energía cinética se convierte en energía mecánica, la que se transmite al generador para producir energía eléctrica.
Secuencia de transformaciones de energía
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a) Centrales termoeléctricas tipo vapor
Estas centrales utilizan el poder calorífico de combustibles derivados del petróleo (combustóleo, diesel y gas natural), para calentar agua y producir vapor con temperaturas del orden de los 520°C y presiones entre 120 y 170 kg/cm², para impulsar las turbinas que giran a 3600 r.p.m. (revoluciones por minuto).
Esquema de una central termoeléctrica tipo vapor
Figura 3.1.4 Descripción del funcionamiento de una central termoeléctrica tipo vapor.
b) Descripción del proceso de plantas de turbogas
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a la producción de energía eléctrica. Los gases de la combustión, se descargan directamente a la atmósfera después de trabajar en la turbina.
Esquema de una planta de turbogas
Figura 3.1.5 Descripción del funcionamiento de una planta geotérmica.
Estas unidades utilizan el gas natural o diesel como combustible. Desde el punto de vista operativo, el breve tiempo de arranque y la variación a la inconsistencia de la demanda, la turbina de gas satisface cargas de suministro y capacidad del sistema eléctrico.
c) Descripción del proceso de carboeléctricas
41 Esquema de una planta carboeléctrica
Figura 3.1.6 Descripción del funcionamiento de una planta carboeléctrica.
d) Descripción del proceso en instalaciones de ciclo combinado
Plantas de ciclo combinado constará de dos tipos diferentes de unidades generadoras: turbogas y vapor. Una vez que la generación de energía eléctrica de ciclo se termina en las unidades turbogas, la alta temperatura de gases de escape se utiliza para calentar agua para producir vapor, que se utiliza para generar energía eléctrica adicional.
42 Esquema de una planta de ciclo combinado
Figura 3.1.7 Descripción del funcionamiento de una planta de ciclo combinado.
El plan general de una planta de ciclo combinado se puede organizar de acuerdo a las diferentes posibilidades. El número de unidades turbogas por unidad de vapor varía de 1-1 a 4-1.
Hay tres variables de vapor para la fase de diseño: 1. Sin quemar combustible adicional
2. Con la quema de combustible adicional para el control de calor
3. Con la quema de combustible adicional para aumentar el calor y la presión de vapor
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de tiempo y la planta inicia operaciones de inmediato y posteriormente, la construcción de la unidad de vapor puede ser terminado, y completar así el ciclo combinado.
e) Descripción del proceso en las plantas de combustión interna
Las plantas de combustión interna están equipadas con motores de combustión interna en la que aprovechan la expansión de gas de combustión para obtener energía mecánica, que luego se transforma en energía eléctrica en el generador.
Esquema de una planta de combustión interna
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3.1.1.3 La única central nucleoeléctrica del país.
Dispone de 370 hectáreas localizadas sobre la costa del Golfo de México, en el km 42.5 de la carretera federal Cd. Cardel-Nautla, municipio de Alto Lucero; a 60 km al noreste de la ciudad de Xalapa, a 70 km del puerto de Veracruz y a 290 km al noreste del Distrito Federal.
La central consta de dos unidades, cada una con capacidad de 682.44 megavatios, equipadas con reactores del tipo agua hirviente y contenciones de ciclo directo. El sistema nuclear de suministro de vapor fue adquirido a General Electric y el Turbogenerador a Mitsubishi Heavy Industries.
En las centrales nucleares el calor se obtiene a partir de la fisión del uranio, no se genera combustión, por analogía con las centrales convencionales se le denomina combustible nuclear. Como combustible se utiliza Uranio, como moderador y refrigerante agua.
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3.1.1.4 Eoloeléctrica.
Descripción del proceso de las centrales eólicas
Este tipo de central convierte la energía del viento en electricidad mediante una aeroturbina que hace girar un generador. Es decir, aprovecha un flujo dinámico de duración cambiante y con desplazamiento horizontal, de donde resulta que la cantidad de energía obtenida es proporcional al cubo de la velocidad del viento.
Esquema de una central eólica
Figura 3.1.1.10 Descripción del funcionamiento de una central eólica
46 Desarrollo de la energía eólica en México
Además de la geotermia, la única fuente de energía alterna susceptible de desarrollarse en zonas de corrientes de viento a precios competitivos en gran escala, es la energía eólica.
Central eólica de La Venta, Oaxaca
La Central de La Venta se localiza en el sitio del mismo nombre, a unos 30 kilómetros al noreste de Juchitán, Oaxaca. Fue la primera planta eólica integrada a la red en América Latina. Con una capacidad instalada de 84.875 megavatios, consta de 105 aerogeneradores, ya que a partir de enero de 2007 entraron en operación comercial 98 nuevas unidades generadoras.
Central eólica de Guerrero Negro, Baja California Sur
Se ubica en las afueras de Guerrero Negro, Baja California Sur, dentro de la Zona de Reserva de la Biósfera de El Vizcaíno. Tiene una capacidad de 0.600 megavatios y se integra por un solo aerogenerador.
3.1.1.5 Hidroeléctricas.
Las centrales hidroeléctricas utilizan la energía potencial del agua como fuente primaria para generar electricidad. Estas plantas se localizan en sitios en donde existe una diferencia de altura entre la central eléctrica y el suministro de agua. De esta forma, la energía potencial del agua se convierte en energía cinética que es utilizada para impulsar el rodete de la turbina y hacerla girar para producir energía mecánica. Acoplado a la flecha de la turbina se encuentra el generador, que finalmente convierte la energía mecánica en eléctrica.
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Las centrales hidroeléctricas se pueden clasificar de acuerdo con dos diferentes criterios fundamentales:
1. Por su tipo de embalse.
2. Por la altura de la caída del agua.
Esquema de una central hidroeléctrica
El funcionamiento de una central hidroeléctrica se muestra en la siguiente figura 3.1.11.
El agua es captada en un vaso o embalse de ahí se conduce por tubería a presión y por gravedad a la casa de maquinas, el agua que llega hace girar a unas turbinas, que al hacerlo hacen funcionar un generador de electricidad.
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3.2 Sistema SCAAD a instalarse en la Central Hidroeléctrica
Valentín Gómez Farías.
3.2.1 SCAAD (Sistema de control, automatización y adquisición de
datos).
Es una aplicación de software especialmente diseñada para funcionar sobre ordenadores (computadoras) en el control de producción, proporcionando comunicación con los dispositivos de campo (controladores autónomos) y controlando el proceso de forma automática desde la pantalla del ordenador.
También provee de toda la información que se genera en el proceso productivo a diversos usuarios, tanto del mismo nivel como de otros usuarios supervisores dentro de la empresa (supervisión, control calidad, control de producción, almacenamiento de datos, etc.).
La realimentación, también denominada retroalimentación o feedback es, en una organización, el proceso de compartir observaciones, preocupaciones y sugerencias, con la intención de recabar información, a nivel individual o colectivo, para mejorar o modificar diversos aspectos del funcionamiento de una organización. La realimentación tiene que ser bidireccional de modo que la mejora continua sea posible, en el escalafón jerárquico, de arriba para abajo y de abajo para arriba.
En teoría de la cibernética y de control, la realimentación es un proceso por el que una cierta proporción de la señal de salida de un sistema se redirige de nuevo a la entrada. Esto es de uso frecuente para controlar el comportamiento dinámico del sistema. Los ejemplos de la realimentación se pueden encontrar en la mayoría de los sistemas complejos, tales como ingeniería, arquitectura, economía, y biología.
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La aplicación del sistema SCADA en áreas industriales pueden ser para:
Monitorizar procesos químicos, físicos o de transporte en sistemas de suministro de agua, para controlar la generación y distribución de energía eléctrica, de gas o en oleoductos y otros procesos de distribución.
Gestión de la producción (facilita la programación de la fabricación).
Mantenimiento (proporciona magnitudes de interés tales para evaluar y determinar modos de fallo, MTBF, índices de Fiabilidad, entre otros).
Control de calidad (proporciona de manera automatizada los datos necesarios para calcular índices de estabilidad de la producción CP y CPk, tolerancias, índice de piezas NOK/OK, etc.
Administración (actualmente pueden enlazarse estos datos del SCADA con un servidor ERP (Enterprise resource planning o sistema de planificación de recursos empresariales), e integrarse como un módulo más).
Tratamiento histórico de información (mediante su incorporación en bases de datos).
Definiciones del Sistema
Supervisión: acto de observar el trabajo o tareas de otro (individuo o máquina)
que puede no conocer el tema en profundidad, supervisar no significa el control sobre el otro, sino el guiarlo en un contexto de trabajo, profesional o personal, es decir con fines correctivos y/o de modificación.
Automática: ciencia tecnológica que busca la incorporación de elementos de
ejecución autónoma que emulan el comportamiento humano o incluso superior. Principales familias: autómatas, robots, controles de movimiento, adquisición de datos, visión artificial, etc.
PLC: Programmable logic controller, controlador lógico programable.
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Un sistema SCADA incluye un hardware de señal de entrada y salida, controladores, interfaz hombre-máquina (HMI), redes, comunicaciones, base de datos y software.
El término SCADA usualmente se refiere a un sistema central que monitoriza y controla un sitio completo o una parte de un sitio que nos interesa controlar (el control puede ser sobre máquinas en general, depósitos, bombas, etc.) o finalmente un sistema que se extiende sobre una gran distancia (kilómetros / millas). La mayor parte del control del sitio es en realidad realizada automáticamente por una unidad terminal remota (UTR), por un controlador lógico programable (PLC) y más actualmente por un controlador automático programable (PAC). Las funciones de control del servidor están casi siempre restringidas a reajustes básicos del sitio o capacidades de nivel de supervisión. Por ejemplo un PLC puede controlar el flujo de agua fría a través de un proceso, pero un sistema SCADA puede permitirle a un operador cambiar el punto de consigna (set point) de control para el flujo, y permitirá grabar y mostrar cualquier condición de alarma como la pérdida de un flujo o una alta temperatura. La realimentación del lazo de control es cerrada a través del RTU o el PLC; el sistema SCADA monitoriza el desempeño general de dicho lazo. El sistema SCADA también puede mostrar gráficas con históricos, tablas con alarmas y eventos, permisos y accesos de los usuarios.
Necesidades de la supervisión de procesos:
- Limitaciones de la visualización de los sistemas de adquisición y control. - Control software. Cierre de lazo del control.
51 Interfaz humano-máquina
Una interfaz Hombre - Máquina o HMI ("Human Machine Interface") es el aparato que presenta los datos a un operador (humano) y a través del cual éste controla el proceso.
Los sistemas HMI podemos pensarlos como una "ventana de un proceso". Esta ventana puede estar en dispositivos especiales como paneles de operador o en un ordenador. Los sistemas HMI en ordenadores se los conoce también como software HMI o de monitorización y control de supervisión. Las señales del proceso son conducidas al HMI por medio de dispositivos como tarjetas de entrada/salida en el ordenador, PLC's (Controladores lógicos programables), PACs (Controlador de automatización programable), RTU (Unidades remotas de I/O) o DRIVER's (Variadores de velocidad de motores). Todos estos dispositivos deben tener una comunicación que entienda el HMI.
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ofrecen compatibilidad incorporada con la mayoría de PLCs, incluyendo la entrada al mercado de ingenieros mecánicos, eléctricos y técnicos para configurar estas interfaces por sí mismos, sin la necesidad de un programa hecho a medida escrito por un desarrollador de software.
SCADA es popular debido a esta compatibilidad y seguridad. Ésta se usa desde aplicaciones pequeñas, como controladores de temperatura en un espacio, hasta aplicaciones muy grandes como el control de plantas nucleares.
Soluciones de Hardware
La solución de SCADA a menudo tiene componentes de sistemas de control distribuido, DCS (Distribuited control system). El uso de RTUs o PLCs o últimamente PACs sin involucrar computadoras maestras está aumentando, los cuales son autónomos ejecutando procesos de lógica simple. Frecuentemente se usa un lenguaje de programación funcional para crear programas que corran en estos RTUs y PLCs, siempre siguiendo los estándares de la norma IEC 61131-3. La complejidad y la naturaleza de este tipo de programación hace que los programadores necesiten cierta especialización y conocimiento sobre los actuadores que van a programar. Aunque la programación de estos elementos es ligeramente distinta a la programación tradicional, también se usan lenguajes que establecen procedimientos, como pueden ser FORTRAN, C o Ada95. Esto les permite a los ingenieros de sistemas SCADA implementar programas para ser ejecutados en RTUs o un PLCs.
Componentes del sistema
Los tres componentes de un sistema SCADA son:
1. Múltiples unidades de terminal remota (también conocida como UTR, RTU o estaciones externas).
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3. Infraestructura de comunicación.
Unidad de terminal remota (UTR)
La UTR se conecta al equipo físicamente y lee los datos de estado como los estados abierto/cerrado desde una válvula o un interruptor, lee las medidas como presión, flujo, voltaje o corriente. Por el equipo el UTR puede enviar señales que pueden controlarlo: abrirlo, cerrarlo, intercambiar la válvula o configurar la velocidad de la bomba, ponerla en marcha, pararla.
La UTR puede leer el estado de los datos digitales o medidas de datos analógicos y envía comandos digitales de salida o puntos de ajuste analógicos. Una de las partes más importantes de la implementación de SCADA son las alarmas. Una alarma es un punto de estado digital que tiene cada valor NORMAL o ALARMA. La alarma se puede crear en cada paso que los requerimientos lo necesiten. Un ejemplo de una alarma es la luz de "tanque de combustible vacío" del automóvil. El operador de SCADA pone atención a la parte del sistema que lo requiera, por la alarma. Pueden enviarse por correo electrónico o mensajes de texto con la activación de una alarma, alertando al administrador o incluso al operador de SCADA.
Estación maestra
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El sistema SCADA usualmente presenta la información al personal operativo de manera gráfica, en forma de un diagrama de representación. Esto significa que el operador puede ver un esquema que representa la planta que está siendo controlada. Por ejemplo un dibujo de una bomba conectada a la tubería puede mostrar al operador cuanto fluido está siendo bombeado desde la bomba a través de la tubería en un momento dado o bien el nivel de líquido de un tanque o si la válvula está abierta o cerrada. Los diagramas de representación pueden consistir en gráficos de líneas y símbolos esquemáticos para representar los elementos del proceso, o pueden consistir en fotografías digitales de los equipos sobre los cuales se animan las secuencias.
Los bloques software de un SCADA (módulos), permiten actividades de adquisición, supervisión y control.
Características
• Configuración: permite definir el entorno de trabajo del SCADA, adaptándolo a la aplicación particular que se desea desarrollar.
• Interfaz gráfica del operador: proporciona al operador las funciones de control y supervisión de la planta. El proceso se representa mediante sinópticos gráficos almacenados en el ordenador de proceso y generados desde el editor incorporado en el SCADA o importados desde otra aplicación durante la configuración del paquete.
• Módulo de proceso: ejecuta las acciones de mando preprogramadas a partir de los valores actuales de variables leídas.
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• Comunicaciones: transferencia de información entre la planta y la arquitectura hardware que soporta el SCADA, y también entre ésta y el resto de elementos informáticos de gestión.
El paquete HMI para el sistema SCADA típicamente incluye un programa de dibujo con el cual los operadores o el personal de mantenimiento del sistema pueden cambiar la apariencia de la interfaz. Estas representaciones pueden ser tan simples como unas luces de tráfico en pantalla, las cuales representan el estado actual de un campo en el tráfico actual, o tan complejas como una pantalla de multiproyector representando posiciones de todos los elevadores en un rascacielos o todos los trenes de una vía férrea. Plataformas abiertas como GNU/Linux que no eran ampliamente usados inicialmente, se usan debido al ambiente de desarrollo altamente dinámico y porque un cliente que tiene la capacidad de acomodarse en el campo del hardware y mecanismos a ser controlados que usualmente se venden UNIX o con licencias OpenVMS. Hoy todos los grandes sistemas son usados en los servidores de la estación maestra así como en las estaciones de trabajo HMI.
Filosofía Operacional
En vez de confiar en la intervención del operador o en la automatización de la estación maestra los RTU pueden ahora ser requeridos para operar ellos mismos, realizando su propio control sobre todo por temas de seguridad. El software de la estación maestra requiere hacer más análisis de datos antes de ser presentados a los operadores, incluyendo análisis históricos y análisis asociados con los requerimientos de la industria particular. Los requerimientos de seguridad están siendo aplicados en los sistemas como un todo e incluso el software de la estación maestra debe implementar los estándares más fuertes de seguridad en ciertos mercados.
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de herir las personas. El hardware del sistema SCADA es generalmente lo suficientemente robusto para resistir condiciones de temperatura, humedad, vibración y voltajes extremos pero en estas instalaciones es común aumentar la fiabilidad mediante hardware redundante y varios canales de comunicación. Una parte que falla puede ser fácilmente identificada y su funcionalidad puede ser automáticamente desarrollada por un hardware de backup. Una parte que falle puede ser reemplazada sin interrumpir el proceso. La confianza en cada sistema puede ser calculado estadísticamente y este estado es el significado de tiempo medio entre fallos, el cual es una variable que acumula tiempos entre fallas. El resultado calculado significa que el tiempo medio entre fallos de sistemas de alta fiabilidad puede ser de siglos.
Infraestructura y métodos de comunicación
Los sistemas SCADA tienen tradicionalmente una combinación de radios y señales directas seriales o conexiones de módem para conocer los requerimientos de comunicaciones, incluso Ethernet e IP sobre SONET (fibra óptica) es también frecuentemente usada en sitios muy grandes como ferrocarriles y estaciones de energía eléctrica. Es más, los métodos de conexión entre sistemas pueden incluso que sea a través de comunicación wireless (por ejemplo si queremos enviar la señal a una PDA, a un teléfono móvil,...) y así no tener que emplear cables.
Para que la instalación de un SCADA sea perfectamente aprovechada, debe de cumplir varios objetivos:
1. Deben ser sistemas de arquitectura abierta (capaces de adaptarse según las necesidades de la empresa).
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3. Deben ser programas sencillos de instalar, sin excesivas exigencias de hardware. También tienen que ser de utilización fácil.
Aplicaciones SCADA
Para desarrollar un sistema SCADA es necesario un IDE en el cual diseñar, entre otras cosas:
• El aspecto que va a tener el SCADA
• Las funciones y eventos que debe ejecutar cuando se interactúa con su interfaz HMI
• Las operaciones y cálculos que debe realizar con los datos adquiridos
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CAPITULO 4: Procedimiento y
descripción de las actividades
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4.1 Descripción de las actividades realizadas.
Antes de realizar cualquier actividad relativa al proyecto de la modernización, lo primero que se hizo fue una reunión para plantear el alcance del proyecto, así como las responsabilidades de cada uno de los elementos integrantes del proyecto. De igual manera se dio a conocer los requerimientos en cuanto a materiales y recursos humanos.
Por último pero no menos importante se dio a conocer que la unidad con la que se empezaría la modernización sería la máquina 2 durante un periodo de un mes a partir del día 24 de Febrero al 24 de Marzo, quedando pendiente establecer el periodo para parar la unidad 1 y poder llevar a cabo las actividades de la modernización del sistema de control; lo cual se definió posteriormente siendo a partir del día 5 de Abril al 5 de Mayo. Con esto se aprovecharían los días anteriores a las fechas mencionadas para realizar actividades previas y poder avanzar en algunas actividades, tales como Instalación de instrumentos, de tubería, tendido de cable, colocación de UTR`s, retiro de tableros de la sala de control, entre otras.
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4.1.1 Cronograma de actividades de la modernización del sistema
de control de la Central Hidroeléctrica Valentín Gómez Farías.
En el siguiente grafico se muestran las actividades principales a realizar en la modernización del sistema de control de la Central Hidroeléctrica VGF (figura 4.1).
Figura 4.1 Cronograma de Actividades de la modernización del sistema de control de la C.H. VFG.
Mes Semana Actividades a realizar Actividades previas
Retiro de tableros remotos u1 y u2 Retiro de cableado
Retiro de gabinetes sala de control Retiro de CCM's de u1 y u2
Instalacion unidad 2
Instalacion de hardware y software para SCAAD Instalacion de tableros remotos
Instalacion de tubería para red DP/PA Instalacion de instrumentos PA Tendido de cable de la red DP/PA u1 Instalacion de gabinetes en la sala de control Instalacion de CCM u1
Instalacion Sistema de Visualizacion u1 y u2
Puesta en servicio
Veruficacion de correcto funcionamiento de instrumentos
Correccion de fallas en instrumentos Pruebas con el nuevo sistema SCAAD Puesta en servicio
Instalacion unidad 1
Instalacion de hardware y software para SCAAD Instalacion de tableros remotos
Instalacion de tubería para red DP/PA Instalacion de instrumentos PA Tendido de cable de la red DP/PA u1 Instalacion de gabinetes en la sala de control Instalacion de CCM u1
Puesta en servicio
Verificacion de correcto funcionamiento de instrumentos
Correccion de fallas en instrumentos Pruebas con el nuevo sistema SCAAD Puesta en servicio
Instalacion servicios comunes
Instalacion de taberos remotos servicios comunes Instalacion de instrumentos PA
Puesta en servicio
1 2 3 4
Enero Febrero Marzo Abril Mayo
1 2 3 4
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4.1.2 Realización de bitácora diaria de avances del proyecto de
modernización del sistema de control de la Central Hidroeléctrica
Valentín Gómez Farías.
La realización de la bitácora se llevó a cabo día a día, esto con el objetivo de tener una visión general del avance del proyecto y evaluar si se iba trabajando en el tiempo programado. En este reporte se describieron cada una de las actividades realizadas en los diferentes grupos de trabajo del proyecto de modernización. Principalmente se incluyeron y de manera destacada las actividades de instrumentación y control, así como las de cableado de señales y protecciones.
El reporte se empezó a hacer desde el día 12 de Enero, que es cuando se llevo a cabo la reunión para definir el alcance del proyecto, ya que ese día empezaron algunas actividades.
Entre las actividades que se incluyeron en las bitácoras se incluyen: - Retiro de gabinetes de la sala de control.
- Retiro de CCM´s de las dos máquinas.
- Instalación de tubería y cableado nuevo de la red DP de unidades 1 y 2, así como de servicios comunes.
- Instalación de instrumentos para el nuevo sistema de control SCAAD. - Programación del software del nuevo sistema de control.
- Armado e instalación de los nuevos gabinetes.
- Instalación de tableros remotos para las unidades 1 y 2. - Puesta en servicio de las unidades 1 y 2.
- Verificación del correcto funcionamiento de los instrumentos del SCAAD. - Instalación de los CCM’s de las dos maquinas.
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Cada actividad que se realizó se documento describiendo dicha actividad y el porcentaje de avance de esta. En la figura 4.1.2 podemos observar algunos ejemplos de los reportes elaborados.
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4.2 Supervisión y apoyo en las actividades relativas a la
instrumentación.
Durante el transcurso del proyecto se apoyó en la coordinación de grupos de trabajo para supervisar la correcta instalación de tubería, cableado e instrumentos del SCAAD, así mismo se colaboró en la configuración de instrumentos y elaboración de esquemas de las redes de comunicación del SCAAD.
Actividades supervisadas.
1. Instalación de tubería para el cableado de la red de comunicación DP y PA de las unidades 1 y 2.
2. Instalación del cable para la red de comunicación de la red DP/PA de las unidades 1 y 2.
3. Fijación, instalación y conexión de los instrumentos de medición del nuevo sistema de control de la Central Hidroeléctrica Valentín Gómez Farías. 4. Colocación, instalación y alimentación de los tableros remotos de las
unidades 1 y 2.
5. Instalación de soportes para la tubería de la red DP/PA e Instrumentos del sistema SCAD.
Configuración de equipos y elaboración de esquemas.
1. Configuración de los equipos de comunicación PA para su lectura en el software del SCAD.
Esta actividad consistió en lo siguiente:
a) Indicar la dirección de campo de cada instrumento para que pudiera ser visualizado en el PLC del SCAAD.
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Primero se definió la instalación de 3 tableros remotos (UTR’s) para cada unidad.
Todos los instrumentos de comunicación PA se distribuyeron en los tableros remotos para recoger sus lecturas.
A su vez, cada tablero se dividió en nodos en los que se incluían las lecturas de instrumentos de acuerdo al sistema en el que estaban instalados. (Figura 4.2)
Tablero remoto Nodo Numero de
instrumentos
Variables a medir
Numeración de dirección de campo
Excitación Excitación 4 Temperatura 5-8
Generador
Radiadores 18 Temperatura 5-22
Chumacera
combinada 9
Temperatura
Nivel
5-13
Turbina
Regulación 20
Nivel
Temperatura
Presión
Flujo
5-24
Lubricación 16
Nivel
Temperatura
Presión
Flujo
5-20
Válvula esférica 12
Nivel
Temperatura
Presión
Posición
5-16
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2. Elaboración de esquemas y diagramas de la red DP/PA de las unidades 1 y 2, así como de servicios comunes. (Figura 4.3)
En esta última se elaboró un esquema en cual se muestra de manera gráfica la forma en que los diferentes instrumentos están conectados a los tableros Remotos (UTR’s), como se comunican estos entre si y hacia el PLC de unidad.
De igual manera se muestra la comunicación de los diferentes componentes que incluyen el sistema de servicios comunes con el PLC del mismo. Tales como compresores, unidad diesel de emergencia, torres de enfriamiento, entre otros.
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Figura 4.3 Esquema de la red DP/PA de unidad 1, unidad 2 y servicios comunes.
