FILOSOFÍA DE FILOSOFÍA DE FILOSOFÍA DE FILOSOFÍA DE FILOSOFÍA DE FILOSOFÍA DE FILOSOFÍA DE FILOSOFÍA DE AUTOMATIZACIÓN DE CENTRAL AUTOMATIZACIÓN DE CENTRAL AUTOMATIZACIÓN DE CENTRAL
AUTOMATIZACIÓN DE CENTRAL AUTOMATIZACIÓN DE CENTRAL AUTOMATIZACIÓN DE CENTRAL
AUTOMATIZACIÓN DE CENTRALES HIDRÁU
AUTOMATIZACIÓN DE CENTRALES HIDRÁU ES HIDRÁU ES HIDRÁU ES HIDRÁU ES HIDRÁU ES HIDRÁULICAS ES HIDRÁULICAS LICAS LICAS LICAS LICAS LICAS LICAS
Setiembre 2010
1.
1. IntrIntroducoducción ... ción ... 1-21-2
1.1
1.1 ObjeObjetivos tivos ... ... ... ... ... ... 1-21-2 1.2
1.2 OrganOrganizaciización ón del Idel Infonforme rme ... ... ... ... 1-2... 1-2
2.
2. RequRequererimienimientos tos BásicBásicos os de de DiseDiseño ño ... ... 2-32-3
2.1
2.1 RequeRequerimirimientos regulatoentos regulatorios ....rios .... ... ... ... ... 2-3... 2-3 2.2
2.2 RequeRequerimirimientos operativentos operativos ...os ... ... ... ... 2-3... 2-3 2.3
2.3 RequeRequerimirimientos tecnológientos tecnológicos cos ... ... ... ... 2-3... 2-3 2.4
2.4 Requerimientos respecto a las comunicaciones y Requerimientos respecto a las comunicaciones y seguridad de la información ...seguridad de la información ... ... . 2-42-4
3.
3. SuministrSuministros de los Sistemaos de los Sistemas de Automatizs de Automatización de las Centración de las Centrales ...ales ... 3-5.. 3-5
3.1
3.1 EquipEquipos del os del sissistema de control por tema de control por centracentral ...l ... ... ... 3-5... 3-5 3.2
3.2 ContControladroladores remotoores remotos ...s ... ... ... ... ... 3-7... 3-7 3.3
3.3 Software ... 2Software ... 2 3.4
3.4 SCADA de Planta e Interfaces Hombre Maquina de Controladores ... 3SCADA de Planta e Interfaces Hombre Maquina de Controladores ... 3 3.5
3.5 CompComponentonentes es principrincipalepales s de de contrcontroladoroladores es y y RTUs ...RTUs ... ... 4... 4
4.
4. Equipos a Equipos a supersupervisar por los visar por los Sistemas de Automatización de las Sistemas de Automatización de las CentralCentrales es ... .. 66
4.1
4.1 Equipos a supervisar por el sistema de control en las Unidades de Generación Equipos a supervisar por el sistema de control en las Unidades de Generación ... . 66
4.1.1
4.1.1 Generador ... 6Generador ... 6 4.1.2
4.1.2 Regulador oleohidRegulador oleohidráulico y control de ráulico y control de válvula válvula ... 11.... 11 4.1.3
4.1.3 Control de vControl de válvula esférica ...álvula esférica ... 11... 11 4.1.4
4.1.4 Regulador electróniRegulador electrónico de velocidad ...co de velocidad ... 12... 12 4.1.5
4.1.5 Interruptor de unidInterruptor de unidad ad ... 13... 13 4.1.6
4.1.6 SistemSistema de Exa de Excitación y Regulador de Tensión citación y Regulador de Tensión ... 13.... 13 4.1.7
4.1.7 SistemSistemas de Pras de Protecciones otecciones ... 14... 14 4.1.8
4.1.8 SistemSistema a de Medidas Eléctricas de Medidas Eléctricas ... 14.... 14 4.1.9
4.1.9 Sincronización AutomSincronización Automática ática ... 15... 15 4.1.10
4.1.10 Servicios auxiliServicios auxiliares eléctricos de la unidad ...ares eléctricos de la unidad ... 15.... 15 4.1.11
4.1.11 Servicios propios de unidad Servicios propios de unidad ... 15... 15 4.1.12
4.1.12 SistemSistema a de Monitoreo de de Monitoreo de VibracioneVibraciones s ... 15... 15 4.1.13
4.1.13 SistemSistema a de Contraincendios de Contraincendios ... 15... 15
4.2
4.2 Equipos a supervisar por el Equipos a supervisar por el sistema de control en sistema de control en Transformadores de Potencia Transformadores de Potencia ... 15. 15 4.3
4.3 Equipos a supervisar por el sistema de control en Sistema de Servicios Auxiliares yEquipos a supervisar por el sistema de control en Sistema de Servicios Auxiliares y Gene
Generalerales de la Central ...s de la Central ... ... ... .... 17.... 17
4.3.1
4.3.1 Distribución de AC y SDistribución de AC y Servicioervicios s Auxiliares de Unidad Auxiliares de Unidad ... 17... 17 4.3.2
4.3.2 TransformTransformadores de adores de Servicios Auxiliares Servicios Auxiliares ... 17... 17 4.3.3
4.3.3 Servicios AuxiliServicios Auxiliares de 125 Vcc ...ares de 125 Vcc ... 18... 18 4.3.4
4.3.4 Servicios AuxiliServicios Auxiliares de 48 Vcc ...ares de 48 Vcc ... 18.... 18 4.3.5
1.
1. IntrIntroducoducción ... ción ... 1-21-2
1.1
1.1 ObjeObjetivos tivos ... ... ... ... ... ... 1-21-2 1.2
1.2 OrganOrganizaciización ón del Idel Infonforme rme ... ... ... ... 1-2... 1-2
2.
2. RequRequererimienimientos tos BásicBásicos os de de DiseDiseño ño ... ... 2-32-3
2.1
2.1 RequeRequerimirimientos regulatoentos regulatorios ....rios .... ... ... ... ... 2-3... 2-3 2.2
2.2 RequeRequerimirimientos operativentos operativos ...os ... ... ... ... 2-3... 2-3 2.3
2.3 RequeRequerimirimientos tecnológientos tecnológicos cos ... ... ... ... 2-3... 2-3 2.4
2.4 Requerimientos respecto a las comunicaciones y Requerimientos respecto a las comunicaciones y seguridad de la información ...seguridad de la información ... ... . 2-42-4
3.
3. SuministrSuministros de los Sistemaos de los Sistemas de Automatizs de Automatización de las Centración de las Centrales ...ales ... 3-5.. 3-5
3.1
3.1 EquipEquipos del os del sissistema de control por tema de control por centracentral ...l ... ... ... 3-5... 3-5 3.2
3.2 ContControladroladores remotoores remotos ...s ... ... ... ... ... 3-7... 3-7 3.3
3.3 Software ... 2Software ... 2 3.4
3.4 SCADA de Planta e Interfaces Hombre Maquina de Controladores ... 3SCADA de Planta e Interfaces Hombre Maquina de Controladores ... 3 3.5
3.5 CompComponentonentes es principrincipalepales s de de contrcontroladoroladores es y y RTUs ...RTUs ... ... 4... 4
4.
4. Equipos a Equipos a supersupervisar por los visar por los Sistemas de Automatización de las Sistemas de Automatización de las CentralCentrales es ... .. 66
4.1
4.1 Equipos a supervisar por el sistema de control en las Unidades de Generación Equipos a supervisar por el sistema de control en las Unidades de Generación ... . 66
4.1.1
4.1.1 Generador ... 6Generador ... 6 4.1.2
4.1.2 Regulador oleohidRegulador oleohidráulico y control de ráulico y control de válvula válvula ... 11.... 11 4.1.3
4.1.3 Control de vControl de válvula esférica ...álvula esférica ... 11... 11 4.1.4
4.1.4 Regulador electróniRegulador electrónico de velocidad ...co de velocidad ... 12... 12 4.1.5
4.1.5 Interruptor de unidInterruptor de unidad ad ... 13... 13 4.1.6
4.1.6 SistemSistema de Exa de Excitación y Regulador de Tensión citación y Regulador de Tensión ... 13.... 13 4.1.7
4.1.7 SistemSistemas de Pras de Protecciones otecciones ... 14... 14 4.1.8
4.1.8 SistemSistema a de Medidas Eléctricas de Medidas Eléctricas ... 14.... 14 4.1.9
4.1.9 Sincronización AutomSincronización Automática ática ... 15... 15 4.1.10
4.1.10 Servicios auxiliServicios auxiliares eléctricos de la unidad ...ares eléctricos de la unidad ... 15.... 15 4.1.11
4.1.11 Servicios propios de unidad Servicios propios de unidad ... 15... 15 4.1.12
4.1.12 SistemSistema a de Monitoreo de de Monitoreo de VibracioneVibraciones s ... 15... 15 4.1.13
4.1.13 SistemSistema a de Contraincendios de Contraincendios ... 15... 15
4.2
4.2 Equipos a supervisar por el Equipos a supervisar por el sistema de control en sistema de control en Transformadores de Potencia Transformadores de Potencia ... 15. 15 4.3
4.3 Equipos a supervisar por el sistema de control en Sistema de Servicios Auxiliares yEquipos a supervisar por el sistema de control en Sistema de Servicios Auxiliares y Gene
Generalerales de la Central ...s de la Central ... ... ... .... 17.... 17
4.3.1
4.3.1 Distribución de AC y SDistribución de AC y Servicioervicios s Auxiliares de Unidad Auxiliares de Unidad ... 17... 17 4.3.2
4.3.2 TransformTransformadores de adores de Servicios Auxiliares Servicios Auxiliares ... 17... 17 4.3.3
4.3.3 Servicios AuxiliServicios Auxiliares de 125 Vcc ...ares de 125 Vcc ... 18... 18 4.3.4
4.3.4 Servicios AuxiliServicios Auxiliares de 48 Vcc ...ares de 48 Vcc ... 18.... 18 4.3.5
4.3.5 SistemSistema de UPS a de UPS ... 19... 19 4.3.6
4.3.6 Grupo electrógeno de emergencia Grupo electrógeno de emergencia ... 19... 19
4.4
4.4 Equipos a supervisar por el sistema de control en Subsistema Subestación. ... 20Equipos a supervisar por el sistema de control en Subsistema Subestación. ... 20 4.5
4.5 Equipos a supervisar por el sistema de control en Subsistema de Captación, ControladorEquipos a supervisar por el sistema de control en Subsistema de Captación, Controlador de Pre
de Presa sa ... ... ... ... ... 21... 21
4.5.1
4.5.1 Captación ... 21Captación ... 21
5.
5. FuncionaFuncionalidad de los Sistemas de Automatizalidad de los Sistemas de Automatización de ción de las Centralas Centrales ...les ... . 2222
5.1
5.1 FunciFunciones comunes a ones comunes a los controlalos controladoredores s ... ... ... ... 2323
5.1.1
5.1.1 AdquisiAdquisición de datos y ción de datos y asignación de comandos. asignación de comandos. ... 23... 23 5.1.2
5.1.2 Interfaz Humano MáquinInterfaz Humano Máquina - Panel local de operación ...a - Panel local de operación ... 25... 25 5.1.3
5.1.4
5.1.4 ComunicComunicación con la ación con la red de área red de área local local ... 26... 26 5.1.5
5.1.5 Autochequeo y AutodiagnóstiAutochequeo y Autodiagnóstico ...co ... 26.... 26 5.1.6
5.1.6 Buffer de Datos ... 27Buffer de Datos ... 27 5.1.7
5.1.7 Sincronización de tiempo... 28Sincronización de tiempo... 28 5.1.8
5.1.8 Rondas de operadoRondas de operador r ... 28... 28
5.2
5.2 ContControl de unidaderol de unidades de s de genegeneración ...ración ... ... ... 29... 29
5.2.1
5.2.1 Modos de control de las unidades de generación ...Modos de control de las unidades de generación ... 29... 29 5.2.2
5.2.2 Secuencias automáticSecuencias automáticas de aas de arranque y paro rranque y paro ... 30... 30 5.2.3
5.2.3 Supervisión de las protecSupervisión de las protecciones ...ciones ... 35... 35 5.2.4
5.2.4 Monitoreo de temMonitoreo de temperaturas de la unidad...peraturas de la unidad... 35... 35 5.2.5
5.2.5 Supervisión de veloSupervisión de velocidad de la unidad ...cidad de la unidad ... 36... 36 5.2.6
5.2.6 Interruptor de conexión de Interruptor de conexión de generador generador ... 36... 36 5.2.7
5.2.7 Supervisión otros equipos asociados al generador ...Supervisión otros equipos asociados al generador ... 36... 36
5.3
5.3 ContControl de rol de generageneración de ción de la planta la planta ... ... ... .... 37.... 37 5.4
5.4 ContControl rol de servicios auxilide servicios auxiliares ares ... ... ... ... 38... 38 5.5
5.5 ContControladrolador de or de Presa Presa ... ... ... ... 39... 39 5.6
5.6 SistemSistema de Video Vigilana de Video Vigilancia...cia... ... ... ... 40... 40
1.
1.
Introducción
Introducción
1.1
1.1
Objetivos
Objetivos
El presente Informe que corresponde al desarrollo de la
El presente Informe que corresponde al desarrollo de la Ingeniería Básica para la automatización de lasIngeniería Básica para la automatización de las centrales hidroeléctricas. En este informe se describirán las funciones y partes
centrales hidroeléctricas. En este informe se describirán las funciones y partes principales del Sistemprincipales del Sistema dea de Control de Generación en adelante SCG.
Control de Generación en adelante SCG.
1.2
1.2
Organización del Informe
Organización del Informe
El presente informe está organizado de la siguiente forma: El presente informe está organizado de la siguiente forma:
Sección 1 – IntroducciónSección 1 – Introducción, esta sección del documento, esta sección del documento
Sección 2 – Requerimientos Básicos de DSección 2 – Requerimientos Básicos de D iseñoiseño Sección 3 – S
2.
2.
Requerimientos Básicos de
Requerimientos Básicos de Diseño
Diseño
2.1
2.1
Requerimientos regulatorios
Requerimientos regulatorios
El cumplimiento de los requerimientos regulatorios de la normatividad peruana, establecidos en las 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 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
en cuenta como principal criterios para los sistemas de automatización de centrales hidráuliautomatización de centrales hidráulicas.cas.
2.2
2.2
Requerimientos operativos
Requerimientos operativos
La ingeniería básica y las especificaciones técnicas tendrán en cuenta los siguientes requerimientos, 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 que están relacionados con los aspectos de disponibilidad, confiabilidad, mantenibilidad y otros relacionados con los sistemas de automatización de las centrales hidroeléctricas.
relacionados con los sistemas de automatización de las centrales hidroeléctricas. a.
a. Los sistemas de automatización de las centrales hidroeléctricas dispondrán de una arquitecturaLos sistemas de automatización de las centrales hidroeléctricas dispondrán de una arquitectura jerárquica de supervisión y c
jerárquica de supervisión y control, contando con cuatro (4) ontrol, contando con cuatro (4) niveles debidamente estructurados.niveles debidamente estructurados. b.
b. El control y la supervisión de los equipos de generación y auxiliares de la casa de máquinas,El control y la supervisión de los equipos de generación y auxiliares de la casa de máquinas, incluyen
incluyendo los do los equipos de captación, se equipos de captación, se realizarealizará desde el rá desde el sistema SCADA de sistema SCADA de xxxx xxxx localizalocalizado endo en las oficinas de la ciudad de Lima. Igualmente aplica para los equipos correspondientes a los las oficinas de la ciudad de Lima. Igualmente aplica para los equipos correspondientes a los servicios auxiliares de cc y ca, planta diesel, UPS.
servicios auxiliares de cc y ca, planta diesel, UPS. c.
c. Los equipos del patio de llaves asociados a cada una de las centrales y que permiten la conexiónLos 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 de esta al sistema de transmisión, harán parte del sistema de automatización de la central (interruptor(es), transform
(interruptor(es), transformador(es) de pador(es) de potencia, seccionador(es) y equipos de otencia, seccionador(es) y equipos de medida).medida). d.
d. Las estaciones de operación localizadas en las centrales servirán como respaldo a la operación deLas estaciones de operación localizadas en las centrales servirán como respaldo a la operación de los equipos de la
los equipos de la centracentral desde l desde el Centro de Control el Centro de Control en Limen Lima; por lo cual se a; por lo cual se deberán dejar todasdeberán dejar todas las previsiones necesarias para la selección de modo de operación entre estos niveles.
las previsiones necesarias para la selección de modo de operación entre estos niveles. e.
e. Para la comunicación con el Centro de Control de en la ciudad de Lima, se implementará unaPara la comunicación con el Centro de Control de en la ciudad de Lima, se implementará una comunicación sobre Ethernet, utilizando el protocolo IEC
comunicación sobre Ethernet, utilizando el protocolo IEC 60870-5-10460870-5-104..
2.3
2.3
Requerimientos tecnológicos
Requerimientos tecnológicos
a.
a. Se utilizarán plataformas de software y hardware abiertas, redes de área local y protocolos deSe 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 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 fácilmente modificable, expandible y mantenible por el personal de xxxx, con la máxima independenci
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
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 para realizar las funciones especificadas en estos pliegos; para ser
montados en gabinetes nuevos, con puertos y accesorios necesarios para conectarse a la 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.
• 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
• 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.
Control, Mando y Comunicación 3-1 Septiembre 2010
Ilustración 1 - Arquitectura del SC
3.3
Software
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 deberá suministrar con su propuesta una lista detallada de la cantidad y tipo de los equipos a suministrar de acuerdo con su configuración adoptada para el SCG.
3.4
SCADA de Planta e Interfaces Hombre Maquina de
Controladores
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.
Ethernet Switch
Plant SCADA Plant Historic
Server Main Link Firewall Backup Link IEC 104 To SN Power SCADA Data logger Plant Controller HMI Aux Controller HMI
3.5
Componentes principales de controladores y RTUs
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).
F u e n t e d e P o d e r C P U C o m m u n i c a t i o n C a r d C o m m u n i c a t i o n C a r d B u s C a r d F u e n t e d e P o d e r B u s C a r d D I ( 1 2 5 V D C ) D O ( R e l a y ) A I ( 4 - 2 0 m A ) A I ( R T D , T C ) A O ( 4 - 2 0 m A ) S P A R E S P A R E S P A R E F u e n t e d e P o d e r C P U E t h e r n e t P o r t s S P A R E S P A R E S e r i a l P o r t s D I ( 1 2 5 V D C ) D O ( R e l a y )
• 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.
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,
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) RTD’s (PT 100) instalada en los cojinetes de empuje del generador, para
producir alarma, indicación, registro y para producir disparo e indicación de disparo. 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.
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.
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.
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:
o Compresor de servicios generales encendido
o Compresor de servicios generales apagado
o Presión del tanque acumulador de aire- señal 4-20 mA
4.1.1.7 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.
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.
• 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 pa ro
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.
• 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.
• 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.
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.
• 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.
4.3
Equipos a supervisar por el sistema de control en Sistema de
Servicios Auxiliares y Generales de la Central
Ilustración 5 - Controlador de S ervicios 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 operación de los diferentes equipos tanto en forma local como remota y optimizar el desempeño de los mismos, facilitando y apoyando las labores del personal de operación y mantenimiento 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.
o Carga
o Factor de Potencia
4.3.3 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
• 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
o Alarma de Sobrecarga
o Alarma de presión de aceite
o Alarma de Sobre Velocidad
o Alarma de Bajo y Sobre voltaje
o Alarma Bajo y Sobre frecuencia
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 desde donde se alimentan las cargas externas a la casa de máquinas tales como torres de captación, almenara, campamento, edificio 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:
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
• 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:
• 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
Funciones comunes a los controladores
5.1.1 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:
• 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 Descripción Fase Trifásica
A B C
Energía Energía generada (consumida) Si Si Si Si
Demanda máxima Si Si Si Si
Tensión Tensión fase - neutro (kV) Si Si Si
Tensión fase - fase (kV) Si Si Si
Corriente Corriente de fase (A) Si Si Si
Potencia Potencia activa (MW) Si Si Si Si
Potencia reactiva (Mvar) Si Si Si Si
Potencia aparente (MVA) Si Si Si Si
Factor de potencia Si Si Si Si
Frecuencia Frecuencia del sistema 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.).
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 para operación de los equipos (arranque/paro, abrir/cerrar,
conectar/desconectar).
• 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:
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 pr ocesamiento, memorias, direcciones, interfaces con los equipos periféricos, comunicaciones, módulos de entrada y salida, alimentaciones y en general
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:
• Medios para monitorear los programas de aplicación del usuario, tal como watchdog por tiempo,
etc.
• 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.
5.1.7 Sincronización de tiempo
Ilustración 8 - Distribución de t iempo
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.
L A N L A N
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.
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:
