Configuración en implementación de Medidor para Automatización

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
CONFIGURACIÓN E IMPLEMENTACIÓN DE MEDIDOR PARA
AUTOMATIZACIÓN DE UNIDAD DE GENERACIÓN
Por:
RAÚL MANUEL RUEL YLLANES
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista
Sartenejas, abril de 2009
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
CONFIGURACIÓN E IMPLEMENTACIÓN DE MEDIDOR PARA
AUTOMATIZACIÓN DE UNIDAD DE GENERACIÓN
Por:
RAÚL MANUEL RUEL YLLANES
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista
Sartenejas, abril de 2009
CONFIGURACIÓN E IMPLEMENTACIÓN DE MEDIDOR PARA
AUTOMATIZACIÓN DE UNIDAD DE GENERACIÓN
Por
Raúl Manuel Ruel Yllanes
RESUMEN
El siguiente trabajo consistió en el estudio, simulación y configuración de las
conexiones y protocolos de comunicación del medidor de energía ION 7550 a ser
implementado en la central hidroeléctrica Simón Bolívar. Se hizo un análisis del sistema
de control a implementar, haciendo mayor enfoque en el protocolo de comunicaciones
Modbus y en las señales de interés a transmitir al PLC AC 800M, las cuales son utilizadas
en lógicas de arranque y parada de la unidad número ocho. Para la configuración del
protocolo se procedió al estudio del funcionamiento de los equipos y se realizaron pruebas
a los mismos del mapa Modbus con el apoyo del software Modscan. Se revisaron los
diagramas lógicos de control del grupo de máquinas 7, 8, 9 y 10, se esquematizaron y se
puntualizaron las actividades que están involucradas en las lógicas de arranque y parada
programadas en el PLC AC800M. De igual manera se verificó en que lógicas actúan las
señales medidas por el ION 7550 y qué función cumplen. Finalmente se procedió a realizar
la conexión entre el ION 7550 y el PLC AC800M con sus respectivas pruebas para
garantizar una exitosa comunicación y un correcto funcionamiento del sistema de control.
iv
AGRADECIMIENTOS
En primer lugar quiero agradecer a mi familia, por haberme apoyado siempre a lo
largo de mis estudios, en especial a Cristina Ruel, que me ayudó muchísimo en este escrito.
A todos mis compañeros de Proyecto Guri, Frayne Álvarez, Javier Bello, Eddie
Escobar, Jesús Gil, Miguel Shorochov, Oliver di Pillo y María Rosillon, por su apoyo en
todo momento y por la ayuda y orientación que me dieron.
Igualmente quiero agradecer Ismaldo Zerpa, por su ayuda y consejos durante la
realización de este libro.
v
ÍNDICE GENERAL
RESUMEN…………………………………………………………………...……………..iv
AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………………..v
ÍNDICE GENERAL………………………………………………………………………..vi
ÍNDICE DE TABLAS……………………………………………………………………....x
ÍNDICE DE FIGURAS……………………………………………………………………..xi
INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………..1
1.
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA………………………………………………...2
1.1.
ABB………………………………………………………………………………….2
1.2.
PROYECTO GURI…………………………………………………………………4
1.2.1. Generalidades sobre el sistema de control…………………………………………..4
1.2.2. Sistema de control distribuido (dcs)…………………………………………………4
1.2.3. Filosofía de control de la planta……………………………………………………..5
1.2.4. Ruta de control………………………………………………………………………5
1.2.5. El controlador AC800M……………………………………………………………6
1.2.6. Campo E/S: módulos E/S S800 y transmisores inteligentes………………………...6
1.2.7. Protocolos y medios de soporte……………………………………………………...6
1.2.8. Comunicación a través de la red de control…………………………………………7
1.2.9. Comunicación a través de la red E/S....……………………………………………7
1.2.10. Sistemas de protección………………………………………………………………7
vi
2.
OBJETIVOS………………………………………………………………………....9
2.1.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA……………………………………………9
2.2.
OBJETIVOS GENERALES………………………………………………………...9
2.3.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS………………………………………………………10
2.4.
ALCANCE DEL PROYECTO…………………………………………………….10
3.
DESCRIPCIÓN
GENERAL
DE
PROCESO
DE
GENERACIÓN
HIDROELÉCTRICA………………………………………………………………11
3.1.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA………………………………………………….11
3.2.
FUNCIONAMIENTO Y COMPONENTES BÁSICOS DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA………………………………………………………………12
3.3.
TIPOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS…………………………………12
3.4.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA SIMÓN BOLÍVAR EN GURI………………...15
3.4.1. Ejecución de la obra……………………………………………………………..…15
4.
CONTROL
Y
AUTOMATIZACIÓN
EN
CENTRALES
HIDROELÉCTRICAS............................................................................................. 18
4.1.
REGULACIÓN…………………………………………………………………….18
4.2.
PRINCIPALES ELEMENTOS DE CONTROL…………………………………...18
4.2.1. Para control de la turbina…………………………………………………………...19
4.2.2. Para control del generador………………………………………………………….19
4.2.3. Para control de la turbina y del generador………………………………………….19
4.3.
PROTECCIONES………………………………………………………………….20
4.4.
EQUIPOS AUXILIARES………………………………………………………….21
4.5.
AUTOMATIZACIÓN……………………………………………………………...22
5.
NUEVAS TECNOLOGÍAS IMPLEMENTADAS PARA AUTOMATIZACIÓN
DE PLANTAS HIDROELÉCTRICAS…………………………………………….24
5.1.
ION 7550…………………………………………………………………………...24
5.1.1. Descripción general………………………………………………………………...24
vii
5.1.2. Aplicaciones………………………………………………………………………..25
5.1.3. Funciones…………………………………………………………………………...26
5.1.4. Software…………………………………………………………………………….27
5.1.5. Comunicaciones……………………………………………………………………28
5.2.
PLC AC800M………………………………………………………………………29
5.2.1. Descripción general………………………………………………………………...29
5.2.2. Hardware…………………………………………………………………………...30
5.2.3. Conectividad………………………………………………………………………..31
6.
COMUNICACIÓNES……………………………………………………………...33
6.1.
PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN…………………………………………..33
6.2.
PROTOCOLO MODBUS………………………………………………………….33
6.3.
DIRECCIONES MODBUS………………………………………………………..36
6.4.
232………………………………………………………………………………….37
6.5.
485………………………………………………………………………………….38
6.5.1. Bus de 2 hilos RS485………………………………………………………………39
6.5.2. Bus de 4 hilos RS485………………………………………………………………40
7.
DESCRIPCIÓN DE SECUENCIAS……………………………………………….41
7.1.
SECUENCIAS DE ARRANQUE Y PARADA…………………………………...41
7.1.1. Estados estables…………………………………………………………………….41
7.1.2. Definición de un estado estable…………………………………………………….42
7.1.3. Secuencia de arranque……………………………………………………………...44
7.1.4. Secuencia de parada………………………………………………………………..44
7.1.5. Lógicas de las secuencias de arranque y parada……………………………………45
7.1.6. Interacción entre los bloques de función……………………….…………………..46
viii
7.2.
DESCRIPCIÓN DE LAS VARIABLES CONTROLADAS………………………47
8.
DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA IONPLC…………………………………………………………………………………49
8.1.
ESQUEMA DE CONEXIONES ION-PLC………………………………………..49
8.2.
CONFIGURACIÓN DEL MAPA MODBUS DEL ION…………………………..50
8.3.
CONFIGURACIÓN ION EN PROTOCOLO MODBUS SLAVE………………..53
9.
FUNCION QUE CUMPLEN LAS VARIABLES MEDIDAS POR EL ION EN
LAS LOGICAS…………………………………………………………………….54
10.
PRUEBAS REALIZADAS AL SISTEMA PLC-ION……………………………..56
10.1. COMPROBACIÓN DEL MAPA MODBUS……………………………………...56
10.2. COMPROBACIÓN DE COMUNICACIONES ENTRE EL PLC Y EL ION…….59
CONCLUSIONES…………………………………………………………………………63
BIBLIOGRAFIA…………………………………………………………………………...64
ANEXOS…………………………………………………………………………………...66
ANEXO A: DATOS DE INTERÉS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA SIMÓN
BOLÍVAR…………………………………………………………………………..……...66
ANEXO B: PROTOCOLO MODBUS…………………………………………………….69
ANEXO C: SECUENCIAS………………………………………………………………..70
ANEXO D: BLOQUES DE FUNCIÓN DEL PLC………………………………………..76
ANEXOS E: EQUIPOS Y MONTAJES…………………………………………………..77
ix
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 6.1. Rangos de direcciones Modbus y de dispositivos………………………………37
Tabla 6.2. Pines de un conector RS-232…………………………………………………...38
Tabla 7.1. Condición de los estados estables………………………………………………42
Tabla 7.2. Lógicas de las secuencias……………………………………………………….46
Tabla 7.3. Mediciones del ION en las lógicas……………………………………………..48
Tabla 8.1. Parámetros del mapa Modbus…………………………………………………..53
Tabla 8.2. Configuración del puerto COM2 del ION……………………………………...54
x
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 3.1. Funcionamiento de una central hidroeléctrica…………………………………13
Figura 4.1. Esquema general de un sistema de automatización de una Central
Hidroeléctrica………………………………………………………………………………23
Figura 5.1 Panel frontal del ION 7550……………………………………………………..25
Figura 5.2. Arquitectura del PLC AC800M………………………………………………..30
Figura 6.1. Trama genérica del mensaje según el código empleado……………………….34
Figura 6.2. Configuración de pines de un conector RS-232 versión 9 pines………………38
Figura 6.3. Bus de 2 hilos RS-485…………………………………………………………39
Figura 6.4. Bus de 4 hilos RS485…………………………………………………………..40
Figura 7.1. Estados estables………………………………………………………………..42
Figura 7.2. Diagrama de estado de secuencia de arranque automática…………………….44
Figura 7.3. Diagrama de estado de secuencia de parada automática………………………45
Figura 7.4. Diagrama de bloque de secuencias…………………………………………….47
Figura 8.1. Esquema de conexión entre el ION y el PLC………………………………….49
Figura 8.2. Menú de ingreso al mapa Modbus……………………………………………..51
Figura 8.3. Pantalla de configuración de registros de mapa Modbus……………………...51
Figura 8.4. Pantalla de configuración de un registro Modbus……………………………..52
Figura 8.5. Comunicación del ION en protocolo Modbus Slave…………………………..54
Figura 10.1 Pantalla inicial Modscan………………………………………………………57
Figura 10.2. Pantalla de configuración de lectura de registros en el Modscan…………….57
Figura 10.3. Pantalla de configuración de conectividad del Modscan……………………..58
xi
Figura 10.4. Registros del ION leídos desde el Modscan………………………………….58
Figura 10.5. Conexión de pruebas ION-PLC………………………………………………59
Figura 10.6. Pantalla de configuración de registros………………………………………..60
Figura 10.7. Pantalla de edición de registro………………………………………………..61
Figura 10.8. Bloque de funciones del ION………………………………………………...62
xii
1
INTRODUCCIÓN
El proyecto de modernización que está realizando la C.V.G. Electrificación del Caroní
C.A. (EDELCA), comprende diversos trabajos que ampliarán y perfeccionarán tecnológica y
funcionalmente la central hidroeléctrica Simón Bolívar durante los próximos 30 años. Una de las
mejoras es la completa revisión mecánica de las unidades de generación, que ya están ejecutando
diferentes proveedores de turbinas y contratistas del campo mecánico. La modernización del
sistema de control, protección e instrumentación está siendo realizada por ABB de acuerdo con
un contrato aparte. Además de prolongar la vida útil de la central, el proyecto aumentará la
disponibilidad de las instalaciones hasta más del 90% e incrementará la eficiencia de las unidades
de generación. En cualquier caso, el principal objetivo del proyecto de modernización es
mantener la producción continua de electricidad limpia y fiable.
Dentro de este proyecto la modernización del sistema de control tiene como uno
de los objetivos más importantes la automatización de las secuencias de control de arranque y
parada de las unidades de generación, para lo cual se ha trabajado con equipos de la más alta
tecnología de la plataforma industrial ABB y otros proveedores, como lo son el controlador PLC
AC800M y el medidor ION7550.
Para la adecuada implementación de este sistema se han llevado a cabo una serie de
estudios y pruebas tanto a planos de ingeniería como a equipos y protocolos de comunicación,
entre las cuales se encuentran la definición de canales de comunicación, análisis de lógicas
programadas en el controlador y verificación de enlace entre equipos.
Debido a la criticidad que tiene el proceso de arranque y parada de las unidades de
generación por la cantidad de variables involucradas y lo complejo del sistema de control de una
central hidroeléctrica de las dimensiones de Guri, es necesario realizar las pruebas planteadas en
este trabajo de pasantía.
CAPÍTULO 1
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
1.1.
ABB
Asea Brown Boveri (ABB) es una Corporación Multinacional con alrededor de 1.300
compañías en más de 100 países y un total de aproximadamente de más de 160.000 empleados a
nivel mundial. Su casa matriz está ubicada en Zurich, Suiza.
ABB se instaló en Venezuela hace 48 años, para marcar la pauta en el liderazgo de la
generación, transmisión, distribución e industrialización de la energía eléctrica del país. Teniendo
una trayectoria hasta entonces de:
-
1956 Es registrada SVECA (Sociedad Venezolana de Electrificación C.A.) en Caracas.
-
1957 Es registrada en Venezuela Brown Boveri de Venezuela S.A.
-
1958 Es registrada en Venezuela SADE (Suramericana de Electrificación S.A.)
-
1973 Es registrada en Venezuela ASEA
-
1988 Se fusionan ASEA y Brown Boveri para formar ABB (Asea Brown Boveri S.A.)
-
1989 Se fusionan SVECA y SADE
-
1991 Es cambiado el nombre comercial de SVECA SADE por el de ABB SVECA SADE
-
1995 Son fusionadas ASEA Brown Boveri y ABB SVECA SADE en una sola empresa
ABB S.A.
-
1998 Se fusionan ELSAG Bailey de Venezuela C.A. y ABB S.A
Su oficina principal está situada en Caracas y posee oficinas regionales en Cagua,
Maracaibo, Puerto Ordaz, Puerto la Cruz, El Tigre y Maturín. Posee además dos plantas:
-
La planta de fabricación de estructuras metálicas para torres de transmisión, ubicada en
San Francisco de Yare, estado Miranda.
3
-
La planta de fabricación de tableros de control, protección, medición y celdas de baja y
media tensión, ubicada en Cagua, estado Aragua.
Sus ventas anuales superan los 100 millones de dólares. Cuenta con el apoyo técnico y
profesional de un gran número de trabajadores fijos a nivel nacional y de trabajadores temporales
en obras en ejecución tanto en Venezuela como en el exterior.
El grupo ABB desarrolla, produce, vende y presta servicios a sistemas y productos para las
áreas de potencia, automatización, control ambiental, transporte y otros mercados. Más del 50%
de las operaciones del grupo son en plantas de generación, Transmisión de electricidad en alto
voltaje y distribución en media y baja tensión. Ofreciendo una amplia gama de productos y
servicios:
-
Estructuras metálicas galvanizadas para torres de transmisión de energía eléctrica.
-
Montaje de líneas de transmisión.
-
Tableros de distribución y control de media tensión.
-
Sistemas de protecciones.
-
Subestaciones eléctricas.
-
Sistemas de automatización e instrumentación.
-
Servicios Full y Field Service, reparación de motoreductores turbocargadores, drive, entre
otros.
-
Productos
estándar
relacionados
con
generación,
transmisión,
distribución
e
industrialización de energía eléctrica.
Otros de los mercados en los que el grupo ABB participa son, transporte masivo en trenes
de alta velocidad, trenes de transporte urbano, locomotoras, control ambiental con enfoque a
mejorar la calidad del aire tanto en interiores como en exteriores, procesos de automatización,
robótica instrumentación, líneas de transmisión, turbocargadores, ciertas aplicaciones en
telecomunicaciones y por último servicios financieros al mismo grupo y a terceros en el área de
financiamiento, operaciones de tesorería y arrendamiento.
Asea Brown Boveri en Venezuela centra sus actividades en el suministro de productos y
sistemas relacionados con la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica,
4
ejecutando así contratos de obras de gran envergadura del tipo “Llave en mano” para la industria
de la electrificación (líneas de transmisión y subestaciones). En el sector industrial, suministra
productos y sistemas de electrificación, accionamientos, automatización y control ambiental y, a
través, de ABB Lummus Global, Inc., otra empresa del grupo ABB, proporciona soluciones de
ingeniería de procesos a la industria petroquímica.
1.2.
PROYECTO GURI
La construcción de la presa de Guri se inició en 1963. La primera central eléctrica, con
diez unidades de generación y una capacidad total instalada de 2.065 MW, empezó a funcionar
comercialmente en 1978. En 1985 se construyó una segunda central para alojar otras diez
unidades de generación de 730 MW cada una. Con ello la capacidad total de la planta se elevó a
10.000 MW, haciendo de Guri la segunda central hidroeléctrica del mundo por su capacidad de
producción eléctrica. La instalación tiene tres subestaciones de alta tensión que operan a 800 kV,
400 kV y 230 kV, todas ellas con configuración de interruptor y medio. La central suministra al
mercado eléctrico venezolano 12.900 GWh de energía, indispensable para satisfacer la creciente
demanda del sector.
1.2.1. Generalidades sobre el sistema de control
El sistema de control distribuido (DCS) diseñado por ABB para la planta integrará los tres
primeros niveles del sistema de control jerárquico ya existente. El primer nivel contiene los
dispositivos de campo (transmisores inteligentes y estaciones remotas E/S [entrada/ salida]) que
comunican con el siguiente nivel de control por una red Profibus. El segundo nivel contiene el
sistema de control de unidades (UCS, Unit Control System), que se basará en el controlador
AC800M de la plataforma IndustrialIT de ABB. Este nivel soporta todas las secuencias de
control automático para el funcionamiento de las unidades de generación. El siguiente nivel del
sistema de control comprende las consolas de operador para cada unidad, que estarán situadas en
las salas de control disponibles en cada central eléctrica.
1.2.2. Sistema de control distribuido (DCS)
El sistema de control distribuido comprende las consolas del Portal de Generación
Eléctrica de ABB en el nivel de operador, los controladores Industrial IT AC800M de ABB en el
nivel de proceso y los módulos E/S S800 de ABB, además de transmisores inteligentes, en el
nivel de campo. En el nivel de operador, éstos pueden controlar y supervisar la planta
5
hidroeléctrica usando las funciones del pupitre de control, el panel principal de control (MCS) y
UCS. El estado del proceso se presenta en monitores en color, en forma de visualizaciones del
proceso, objetos y curvas, alarmas y listas de mensajes. En el nivel de campo, los datos de
entrada de campo y las salidas de proceso son gestionados por los módulos E/S S800 de ABB,
que están agrupados en estaciones E/S remotas y repartidas en la planta, o en agrupaciones de E/S
local situados en el mismo recinto que el controlador. Además de los módulos E/S S800 hay
transmisores inteligentes repartidos por toda la planta.
1.2.3. Filosofía de control de la planta
La estación opera desde el sistema de control centralizado existente (Master SCADA
Station) en la Central 2, desde las salas de control de la Central 1 y de la Central 2 y desde los
sistemas UCS. Se dispone de transferencia por control local/remoto entre el sistema UCS, la sala
de control y la estación Master SCADA. Dentro del sistema DCS, la planta se controla en el nivel
de unidad. Un operador en el UCS de la Unidad 1, por ejemplo, tiene acceso a las funciones
gráficas, E/S y de control de dicha unidad. Todas las unidades operan del mismo modo. El
sistema DCS no realiza control en el nivel de planta. Este control lo realiza la estación Master
SCADA, que se encuentra en un nivel de control superior al sistema DCS. El sistema de la
estación Master SCADA existente se comunica con DCS a través de una interfaz. Los módulos
E/S y los transmisores inteligentes están distribuidos por toda la planta; los dispositivos E/S están
situados junto al equipo o equipos que se están controlando y supervisando.
1.2.4. Ruta de control
El control del operador puede hacerse en varios puntos de la planta. Por consiguiente es
importante gestionar el punto de control e impedir el uso de un dispositivo desde dos puntos
diferentes al mismo tiempo. El control del operador se puede realizar en los siguientes puntos de
la Central 1:
-
La sala de control: pupitre de distribución (BB) y panel de control principal (MCS).
-
Unidades 1 – 10 de sistemas UCS en la central. En la Central 1 existen 10 sistemas
UCS. En cada uno de estos sistemas se pueden controlar individualmente todas las
unidades. Las funciones de control y supervisión comprenden el arranque/parada de la
unidad y la supervisión y avisos de la misma.
6
-
Servicios auxiliares de 4,16 KV en la planta.
-
Sistema de bomba de sumidero y desagüe PH1, en la planta.
-
Servicios auxiliares de 440 V (sólo control local)
-
Servicios de control de planta (sólo control local)
-
Aliviadero: Canales 1, 2 y 3.
-
Sistema de bomba de sumidero y desagüe de la presa.
-
El control de operador se puede realizar en los siguientes puntos de la Central 2:
-
La sala de control: pupitre de distribución (BB) y panel MÍMICO (MIMIC).
-
Unidades 11 – 20 de sistemas UCS en la central. En la Central 2 existen 10 sistemas
UCS. En cada uno de estos sistemas se pueden controlar individualmente todas las
unidades. Las funciones de control y supervisión comprenden el arranque/parada de la
unidad y la supervisión y avisos de la unidad.
-
Sistema de bomba de sumidero y desagüe PH2, en la planta.
-
Servicios auxiliares de 4,16 KV
1.2.5. El controlador AC800M
AC800M aplica la tecnología de controladores más moderna de ABB. Los controladores
están construidos como módulos montados sobre carriles con dos puertos Ethernet integrados.
Comprenden CPU, módulos de comunicación, módulos de fuentes de alimentación y varios
accesorios. Los controladores se dispondrán en configuración redundante.
1.2.6. Campo E/S: módulos E/S S800 y transmisores inteligentes
Los módulos E/S S800 y los módulos FCI (interfaz de comunicación Fieldbus) se
combinan para formar estaciones E/S o agrupaciones E/S. Se considera como estación E/S una
entrada/salida conectada al controlador con Profibus-DP1). Una entrada/salida conectada al
controlador con ModuleBus está considerada como agrupación E/S. Se instalarán transmisores e
instrumentos inteligentes en toda la planta.
1.2.7. Protocolos y medios de soporte
El controlador utiliza los protocolos de comunicación y medios de soporte siguientes:
-
Comunicación a través de la red de control (LAN).
-
Comunicación vía Modulebus.
7
-
Comunicación vía Profibus DP.
-
Comunicación vía Profibus PA
1.2.8. Comunicación a través de la red de Control
La red de control está estructurada como un anillo con líneas paralelas independientes.
Por consiguiente, si se produce una avería en la línea A, la comunicación continuará por la línea
B, y si ambas líneas A y B se averían, entonces la estructura de anillo cambiará a una estructura
de bus.
1.2.9. Comunicación a través de la red E/S
La red E/S conecta todos los dispositivos E/S de la planta con el controlador. Hay 3 tipos
de protocolos de comunicación utilizados para la red E/S:
-
ModuleBus, para comunicar directamente con los grupos E/S locales por cables de
fibra óptica de plástico. ModuleBus soporta la funcionalidad SOE.
-
Profibus DP, para comunicar directamente con las estaciones E/S remotas e
indirectamente con los transmisores inteligentes.
-
Profibus PA, para alimentar los dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs) y
transferir información desde el IED.
1.2.10. Sistemas de protección
El grupo Power Systems de ABB Suiza ofrece un sistema redundante de protección de
generadores y transformadores para la planta modernizada. En la Central 1, 14 sistemas
numéricos REG216 protegerán 3 unidades de 230 MW y 4 unidades de 360 MW, mientras que
14 IEDs REC316*4 de tipo numérico protegerán las 7 correspondientes líneas cortas de
transmisión a 400kV desde la subestación de interconexión y los transformadores elevadores de
la Central 1. El sistema de protección de los servicios auxiliares de tensión media de toda la
central será sustituido por los más modernos relés. ABB Suiza está también contratada para
modernizar los 20 sincronizadores automáticos y 20 dispositivos de control de sincronismo en la
8
subestación de 230/400/800 kV de la central hidroeléctrica, así como para instalar un sistema
completamente nuevo de registro de perturbaciones para las 20 unidades de generadores.
CAPÍTULO 2
OBJETIVOS
2.1.
Planteamiento del problema
El proceso de arranque y parada de una unidad de generación consiste en llevar a la
unidad desde velocidad cero hasta generación y viceversa, a través de una serie de pasos
intermedios. El sistema de control en estudio tiene la finalidad de velar paso a paso que este
objetivo sea cumplido de manera automática y eficiente.
La implementación de este sistema surge de la necesidad modernizar, ampliar y perfeccionar
tecnológicamente la central hidroeléctrica Simón Bolívar (Guri), debido a su gran importancia ya
que es responsable de la generación de más del 60% de toda la energía eléctrica consumida en
Venezuela.
Al ser automatizado el proceso se consigue reducir costos de operación y mantenimiento,
aumentar la seguridad de los equipos y optimizar el aprovechamiento energético de la instalación.
Además se prolongará la vida útil de la central por lo menos unos 30 años más, aumentará la
disponibilidad de las instalaciones un 90% y se incrementará la eficiencia de las unidades de
generación, logrando de esta manera mantener una producción continua de electricidad limpia y
fiable.
2.2.
Objetivos Generales
Configurar las conexiones y los protocolos de comunicación para la implementación del
medidor de energía ION 7550 requerido en la modernización del sistema de control de la central
hidroeléctrica Simón Bolívar.
10
2.3.
Objetivos específicos
-
Estudio del protocolo de comunicaciones Modbus y las especificaciones necesarias para
establecer un canal de comunicaciones entre el medidor ION 7550 y el controlador PLC
AC800M.
-
Estudio de las secuencias lógicas programadas en el PLC AC800M.
-
Analizar el papel que desempeñan las mediciones del ION 7550 en las secuencias lógicas
de arranque y parada de la unidad 8.
-
Realizar pruebas para verificar la correcta implementación del canal de comunicaciones
entre el ION7550 y el PLC AC800M.
-
Familiarización con el proyecto, con los equipos y con el nuevo sistema de control a
implementar.
2.4.
Alcance del proyecto
Se espera con esta pasantía probar una parte de la ingeniería del Proyecto Guri que aún no
ha sido implementada, anticipando posibles errores a nivel de lógicas o nivel eléctrico con el fin
evitar inconvenientes o retrasos a un proyecto con una agenda muy estricta.
CAPÍTULO 3
DESCRIPCIÓN GENERAL DE PROCESO DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA
3.1.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA
Una central hidroeléctrica es aquella que utiliza energía hidráulica para la generación de
energía eléctrica. Son el resultado actual de la evolución de los antiguos molinos que
aprovechaban la corriente de los ríos para mover una rueda.
En general estas centrales aprovechan la energía potencial que posee la masa de agua de
un cauce natural en virtud de un desnivel, también conocido como salto geodésico. El agua en su
caída entre dos niveles del cauce se hace pasar por una turbina hidráulica la cual trasmite la
energía a un alternador en cual la convierte en energía eléctrica.
La energía hidráulica es puesta a disposición por la naturaleza gracias al Ciclo
hidrológico, el cual es monitorizado por la energía solar, comenzando por la evaporación de
diversas masas de agua y culminando con la precipitación. Los cauces de agua presentan dos
formas fácilmente aprovechables de energía:
-
La energía potencial gravitatoria, la cual se obtiene en virtud de un salto geodésico y puede
superar los 3.000 J/Kg para más de 300 m de desnivel.
-
La energía cinética, la cual es despreciable en comparación con la potencial, ya que en los
ríos en general el fluido no supera velocidades de 5 m/s.
Las formas más frecuentemente utilizadas para explotar esta energía es desviando el cauce
de agua. El principio fundamental de esta forma de aprovechamiento hidráulico de los ríos se
basa en el hecho de que la velocidad del flujo de estos es básicamente constante a lo largo de su
cauce, el cual siempre es cuesta abajo. Este hecho revela que la energía potencial no es
íntegramente convertida en cinética como sucede en el caso de una masa en caída libre, la cual se
12
acelera, sino que ésta es invertida en las llamadas pérdidas, es decir, la energía potencial se
"pierde" en vencer las fuerzas de fricción con el suelo, en el trasporte de partículas, en formar
remolinos, etc. Entonces esta energía potencial podría ser aprovechada si se pueden evitar las
llamadas pérdidas y hacer pasar al agua a través de una turbina. El conjunto de obras que
permiten el aprovechamiento ya descrito reciben el nombre de central hidroeléctrica.
Las dos características principales de una central hidroeléctrica, desde el punto de vista de su
capacidad de generación de electricidad son:
- La potencia, que es función del desnivel existente entre el nivel medio del embalse y el
nivel medio de las aguas debajo de la central, y del caudal máximo turbinable, además de
las características de la turbina y del generador.
- La energía garantizada, en un lapso de tiempo determinado, generalmente un año, que está
en función del volumen útil del embalse, y de la potencia instalada.
La potencia de una central puede variar desde unos pocos MW (megavatios), como en el
caso de las minicentrales hidroeléctricas, hasta 14.000 MW como en Paraguay y Brasil donde se
encuentra la segunda mayor central hidroeléctrica del mundo, la Itaipú que tiene 20 turbinas de
700 MW cada una. La mayor central hidroeléctrica es la Presa de las Tres Gargantas, en China,
con una potencia de 22.500 MW.
3.2.
FUNCIONAMIENTO Y COMPONENTES BÁSICOS DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA:
En la Figura 4.1 se representa de manera general cómo funciona una central
hidroeléctrica.
13
Figura 3.1. Funcionamiento de una central hidroeléctrica.
Las partes que componen una central hidroeléctrica son las siguientes:
-
Presa: la mayoría de las centrales hidroeléctricas dependen de una presa que frena el agua,
creando un gran embalse.
-
Entrada de agua: al ser abiertas las puertas de control la gravedad empuja el agua a través
de una tubería forzada, conduciéndola hacia la turbina. El agua acumula presión a medida
que pasa a través de esta tubería.
-
Turbina: el agua golpea y hace girar las palas de la turbina, que está unida a un generador
ubicado por encima a través de un eje. El tipo de turbina más común usado en centrales
hidroeléctricas es la turbina francis. Una turbina puede pesar tanto como 172 toneladas y
girar a una velocidad de 90 rpm.
-
Generador: se encarga de transformar la energía cinética de rotación de la turbina en
energía eléctrica. Esta energía eléctrica tiene una diferencia de potencial media y una
intensidad alta.
-
Transformador: es el equipo que se encarga de aumentar la tensión y disminuir la
intensidad de corriente eléctrica. De esta forma se pierde menos energía en su transporte.
-
Líneas de Alta Tensión: son los elementos por los que se transporta la energía eléctrica
producida en la central hasta la red general de distribución eléctrica.
14
3.3.
TIPOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
a) Según su concepción arquitectónica:
-
Centrales al aire libre, al pie de la presa, o relativamente alejadas de esta, y conectadas por
medio de una tubería en presión.
-
Centrales en caverna, generalmente conectadas al embalse por medio de túneles, tuberías
en presión, o por la combinación de ambas.
b) Según su régimen de flujo:
-
Centrales a filo de agua servida: También denominadas centrales de agua fluyente o de
pasada, utilizan parte del flujo de un río para generar energía eléctrica. Operan en forma
continua porque no tienen capacidad para almacenar agua, no disponen de embalse.
Turbinan el agua disponible en el momento, limitadamente a la capacidad instalada. En
estos casos las turbinas pueden ser de eje vertical, cuando el río tiene una pendiente fuerte
u horizontal cuando la pendiente del río es baja.
-
Centrales de embalse: Es el tipo más frecuente de central hidroeléctrica. Utilizan un
embalse para reservar agua e ir graduando el agua que pasa por la turbina. Es posible
generar energía durante todo el año si se dispone de reservas suficientes. Requieren una
inversión mayor.
-
Centrales de acumulación por bombeo: Se trata de un tipo de central que solo genera
energía en horas punta y la consume en horas valle (noches y fines de semana), mediante
un grupo electromecánico de bombeo y generación. Justifican su existencia para hacer
frente a variaciones de demanda energética en horas determinadas.
c) Otros tipos de centrales hidroeléctricas
-
Centrales mareomotrices: Utilizan el flujo y reflujo de las mareas. Pueden ser ventajosas
en zonas costeras donde la amplitud de la marea es amplia, y las condiciones
15
morfológicas de la costa permiten la construcción de una presa que corta la entrada y
salida de la marea en una bahía. Se genera energía tanto en el momento del llenado como
en el momento del vaciado de la bahía.
-
Centrales mareomotrices sumergidas: Utilizan la energía de las corrientes submarinas. En
2002, en Gran Bretaña se implementó la primera de estas centrales a nivel experimental.
3.4.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA SIMÓN BOLÍVAR EN GURI
En el Cañón de Necuima, 100 kilómetros aguas arriba de la desembocadura del río Caroní
en el Orinoco, se levanta imponente la estructura de la Central Hidroeléctrica Simón Bolívar en
Guri, con 10 millones de kilovatios en sus dos casas de máquinas.
En relación al embalse, Guri se encuentra en octavo lugar entre los diez de mayor
volumen de agua represada.
La generación de esta planta supera los 50.000 GWh al año, capaces de abastecer un
consumo equivalente cercano a los 300.000 barriles diarios de petróleo, lo cual ha permitido
cumplir con la política de sustitución de termoelectricidad por hidroelectricidad dictada por el
Ejecutivo Nacional, con la finalidad de ahorrar combustibles líquidos que puedan ser utilizados
para su exportación o su conservación con otros fines.
3.4.1. Ejecución de la Obra
El desarrollo de Guri responde no solamente al acelerado crecimiento de la demanda
energética del país, sino también a la necesidad de afirmar la capacidad que se había instalado en
Macagua, cuya generación dependía de las temporadas de verano e invierno.
La ejecución de esta obra en su primera fase comienza en 1963 y finaliza en 1978, con
una capacidad de 2.065 Megavatios en 10 unidades, con el embalse a la cota máxima de 215
metros sobre el nivel del mar.
La etapa final de la Central Hidroeléctrica Simón Bolívar en Guri, concluida en 1986,
consistió en la realización de los trabajos siguientes:
16
-
Realzamiento de la presa de gravedad y aliviadero hasta la cota 272 metros sobre el nivel
del mar.
-
Construcción de dos presas de gravedad a ambas márgenes del río.
-
Construcción de una segunda casa de máquinas que alberga 10 unidades generadoras, de
730 MW cada una, al pie de una presa de gravedad situada en la margen derecha del río.
-
Excavación de un segundo canal de descarga.
-
Construcción de dos presas de tierra y enrocamiento a ambas márgenes del río.
-
Construcción de los diques de cierre.
Es importante señalar que, tanto CVG EDELCA como las empresas contratistas y de
ingeniería venezolana, aumentaron progresivamente su aporte en el proyecto y la construcción de
la obra. Así fue como la ingeniería del proyecto pasó de un alto nivel de dependencia extranjera
en su primera etapa, a un mayoritario nivel de ejecución de EDELCA, con participación de un
significativo grupo de ingenieros y asesores venezolanos incorporados al proyecto.
En cuanto a la construcción, también se lograron importantes progresos. Las obras
iniciales correspondientes a la Primera Etapa de la Central Hidroeléctrica Simón Bolívar en Guri
fueron realizadas por un consorcio extranjero con mano de obra venezolana auxiliado por un
contingente de mano de obra calificada foránea. La ampliación de la casa de máquinas de la
primera etapa estuvo a cargo de un consorcio venezolano. Las obras del proyecto Guri Etapa
Final pasaron de una participación del 30% de los contratistas venezolanos a un 60% de
participación después del período de administración directa de las obras, mayo 1980 – noviembre
1981, cubierto por CVG EDELCA, mientras que la mano de obra en esta etapa fue totalmente
nacional. Gracias a la energía económica y confiable suministrada por Macagua y Guri, ha sido
posible el desarrollo y expansión industrial de Guayana. En los anexos A.1 y A.2 se observan
algunos datos significativos de la central hidroeléctrica.
CAPÍTULO 4
CONTROL Y AUTOMATIZACIÓN EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
En todo aprovechamiento hidroeléctrico, es necesaria la instalación de diversos
mecanismos que regulen y controlen el buen funcionamiento de la central, así como dispositivos
de protección, tanto de la central como de la línea, ante los posibles fallos que puedan producirse.
4.1.
REGULACIÓN
Cuando se produce una variación de carga en la turbina, es decir, cuando se modifica el
par resistente que actúa sobre la misma, según se trate de aumento o disminución de dicho par, la
turbina reducirá o aumentará el número de revoluciones con que estuviese en funcionamiento
antes de producirse la variación de carga. Es necesario por consiguiente, adaptar el par motor al
resistente, y esto se lleva a cabo regulando convenientemente la entrada de agua, para que
aumentando o disminuyendo el caudal (puesto que la altura del salto no se habrá modificado), se
disponga en cada momento de la potencia requerida y con ello se obtendrá, salvo ligera variación,
el número de revoluciones de funcionamiento normal de la turbina. En una palabra, la misión del
regulador automático consiste en conseguir el equilibrio, en todo momento, de los trabajos motor
y resistente para mantener sensiblemente igual y con todas las cargas el número de revoluciones
de la turbina que conviene a su funcionamiento.
En las centrales pequeñas y en servicios poco importantes, es posible efectuar esta
regulación manualmente; pero cuando se trata de instalaciones expuestas a variaciones de carga
de consideración, se precisa recurrir a la regulación automática.
4.2.
PRINCIPALES ELEMENTOS DE CONTROL
Los principales bucles de control y sistemas de supervisión y mando en una central
hidroeléctrica son:
19
4.2.1. Para control de la turbina:
-
Regulador de velocidad, para centrales con grupos síncronos.
-
Reguladores de nivel para centrales con grupos asíncronos conectados a la red.
-
Regulador de potencia generada, para centrales en red instalada.
-
Regulador de caudal turbinado.
4.2.2. Para control del generador:
-
Regulador de tensión para grupos síncronos.
-
Equipo de sincronización, en caso de grupos síncronos funcionando conectados a la
red.
-
Batería de condensadores y relé taquimétrico, en caso de grupos asíncronos
funcionando conectados a la red.
4.2.3. Para control de la turbina y del generador:
La instrumentalización necesaria para realizar este cometido, depende del tipo de generador
utilizado, y del funcionamiento previsto. Se pueden considerar los siguientes casos:
a. Central con generador síncrono funcionando conectado a la red.
El control de la turbina no necesita un regulador de velocidad, puesto que la
frecuencia está mantenida por la red, sin embargo es muy conveniente su instalación.
El mando del distribuidor se realiza por medio de un servo-oleohidráulico, y las
órdenes de apertura y cierre proceden del regulador de nivel.
El control del generador es una regulación del factor de potencia, ya que al estar
conectado a la red, está fija la tensión, y la variación de la excitación modifica la
potencia reactiva suministrada por el grupo.
El equipo automático de sincronización estará provisto de ajuste de velocidad y
tensión del grupo, por medio de un relé de sincronismo.
b. Central con generador síncrono funcionando aislado.
20
El control de la turbina debe asegurar el mantenimiento de la frecuencia de la red
en cualquier condición de carga, necesitando por tanto un sistema de regulación de
velocidad y de potencia.
El control del generador, necesita un regulador de tensión que actúe sobre la
excitación del alternador, a fin de mantener la tensión dentro de los límites admisibles.
c. Central con generador asíncrono funcionando conectada a la red.
El control de la turbina no necesita un regulador de velocidad, puesto que la
frecuencia está mantenida por la red. El mando del distribuidor se realiza por medio
de un servo-oleohidráulico, y las órdenes de apertura y cierre proceden del regulador
de nivel.
El control del generador se consigue mediante una batería de condensadores
estáticos controlados de forma continua por medio de tiristores.
Para la conexión del grupo a la red, deberá llevar un detector de velocidad que
proporcione una señal cuando el grupo llegue a la velocidad de sincronismo, para ello
se utiliza un relé taquimétrico que puede ser mecánico o eléctrico.
4.3.
PROTECCIONES
Las protecciones para los diferentes sistemas actúan cuando se produce un hecho anormal en
el funcionamiento y pueden producir una alarma, la parada de algún grupo o la parada total de la
central, dependiendo de cual sea el hecho acaecido.
Los principales hechos que pueden hacer actuar las protecciones y deben ser controlados son
los siguientes:
a. Protecciones mecánicas.
-
Embalamiento de turbina y generador.
21
-
Temperatura de eje y cojinetes.
-
Nivel y circulación del fluido de refrigeración.
-
Nivel mínimo hidráulico.
-
Temperatura de aceite del multiplicador de velocidad.
-
Desconexión de la bomba del aceite de regulación.
b. Protecciones eléctricas del generador y transformador.
-
Intensidad máxima,
-
Retorno de potencia (máxima admitida 5% de la nominal).
-
Calentamiento del generador y/o del transformador.
-
Derivación en el estator.
-
Producción de gases en el transformador.
-
Nivel de tensión (entre el 85 y el 100% de la tensión nominal).
-
Nivel de frecuencia (entre 47.5 y 51 Hz.)
c. Protecciones de la línea de media tensión.
4.4.
-
Derivación de una fase a tierra.
-
Cortocircuito o inversión de fases.
-
Sobre intensidad.
EQUIPOS AUXILIARES.
En una central hidroeléctrica, aparte de los equipos principales anteriormente descritos,
deben existir una serie de equipos auxiliares necesarios para el correcto funcionamiento de las
instalaciones. El consumo eléctrico de estos equipos auxiliares oscila alrededor del 2% de la
producción de la central.
Los equipos más comunes a controlar, que se pueden considerar como auxiliares dentro de la
central, son:
-
Ventilación.
-
Alumbrado normal y de emergencia.
22
-
Equipo de corriente continua empleado para alimentar las bobinas de desconexión del
disyuntor y otras bobinas de relés y conectores.
-
Bombas para el drenaje de posibles fugas o achique en caso de inundación.
-
Batería de condensadores, en caso de que exista grupo asíncrono, para mejorar el factor
de potencia.
-
Puente grúa, aunque en algunos casos puede ser suficiente una grúa portátil durante el
montaje y operaciones de mantenimiento.
Red de tierra, para limitar la tensión con respecto al terreno.
-
Limpia rejas.
-
Protección contra incendios.
-
Agua de refrigeración.
4.5.
-
AUTOMATIZACIÓN.
La automatización de una central tiene como objetivos: reducir los costos de operación y
mantenimiento, aumentar la seguridad de los equipos y optimizar el aprovechamiento energético
de la instalación.
El grado de automatización depende de varios factores, principalmente de: la ubicación de
la central, el tipo de central, posibilidades de regulación, costo de personal y presupuesto.
Para una central ubicada cerca de un núcleo de población, con un acceso fácil y bajo costo
de personal, una automatización mínima a base de relés convencionales sería suficiente; mientras
que para una central aislada con un difícil acceso, altos costos de personal, se justificaría una
instalación más completa para el sistema de automatización y telemando.
La automatización puede ser total, es decir, arranque, regulación y parada, o simplemente
de parada y alarma, cuando actúa alguna de las protecciones de la central. Hay diversos equipos
mecánicos, como son limpia rejas y compuertas, cuyo funcionamiento también puede
automatizarse.
La
tecnología
empleada
puede
ser
convencional,
es
decir,
mediante
relés
electromecánicos o estáticos o con técnicas informáticas basadas en microprocesadores con sus
23
correspondientes programaciones que gestionarán todas las funciones de la central. En la Figura
4.1 se observa un esquema general de automatización de una central hidroeléctrica.
Figura 4.1. Esquema general de un sistema de automatización de una Central Hidroeléctrica
CAPITULO 5
NUEVAS TECNOLOGÍAS IMPLEMENTADAS PARA AUTOMATIZACIÓN DE
PLANTAS HIDROELÉCTRICAS
5.1.
ION 7550
5.1.1. Descripción general.
Los medidores ION 7550 son utilizados en puntos clave de distribución y cargas
sensitivas, ofrecen una funcionalidad inigualable que incluye análisis avanzados de la calidad de
energía aunados con la precisión de facturación, opciones múltiples de comunicación,
compatibilidad con la web y capacidades de control. Los medidores incluyen una extensa
selección de pantallas de datos pre-configurados y medidas que se pueden utilizar
inmediatamente como predeterminadas o pueden adaptarse a necesidades específicas. Para una
solución de administración de energía empresarial, los medidores pueden integrarse con el
software ION EEM, ION Enterprise®, o bien otro software de administración de energía y
sistemas SCADA a través de canales múltiples de comunicación y protocolos. La tecnología
patentada ION también permite personalizar las funciones de medición y análisis en su estación
de trabajo sin necesidad de conexiones.
Se puede usar el medidor ION 7550 como un dispositivo independiente, pero sus extensas
capacidades se logran llevar a cabo cuando se usa el software ION como parte del sistema de
manejo de energía de una empresa (enterprise energy management (EEM) system). Los sistemas
de manejo de energía de una empresa dan a los suplidores de energía, proveedores de servicio y a
los consumidores de energía industriales y comerciales las herramientas para conocer todos los
desafíos y oportunidades de un nuevo desarrollo energético. Los sistemas de manejo de energía
de una empresa usan información y control en tiempo real para direccionar un ancho rango de
requisitos en toda la cadena de entrega de energía y a través de toda la empresa. Estos sistemas
ofrecen una solución integrada para manejar nuevas estructuras de facturación, generación
25
distribuida, compra de energía, control de costo de energía, eficiencia operacional y calidad y
confiabilidad de energía. Las aplicaciones que incluye el medidor típicamente requieren equipo
adicional. Herramientas de software de demostraciones y análisis son casi siempre utilizados para
manejar, interpretar y distribuir la data medida o registrada por el medidor. Típicamente hay una
variedad de herramientas usadas y la mayoría de estas herramientas están conectadas usando
diferentes protocolos y estándares de comunicación. En muchos casos, el medidor debe también
proveer capacidades de control y compartición de data del nivel del equipo. El medidor se puede
adaptar a muchas situaciones. Comunicaciones avanzadas permiten a la data ser compartida
simultáneamente a través de múltiples redes, dispositivos de entrada/salida permiten monitoreo y
capacidades de control y una variedad de herramientas de muestreo y análisis para manejar tu
sistema de energía. En la figura 5.1 se muestra una imagen del panel frontal del equipo.
Figura 5.1 Panel frontal del ION 7550
5.1.2. Aplicaciones
-
Análisis de los Disturbios
Rangos de entradas únicas y dinámicas mantienen la precisión de facturación al
rango de medidas regulares mientras captura simultáneamente una gran escala de
disturbios, lo que otros medidores pueden omitir. Descubre las fuentes de eventos de
calidad de energía y armónicas.
26
-
Asignación de Costos y Facturación
Determina los centros de coste, identifica las oportunidades de control de la
demanda y revisa las pautas de consumo de energía.
-
Control de la Demanda y del Factor de Potencia
Evita penalizaciones mediante la separación automatizada de la carga, los planes
de programación, la reducción de los picos y el control de los bancos de condensadores.
-
Estudios sobre la Carga y Optimización del Circuito
Determina la capacidad de su red eléctrica y opera siempre con una eficiencia
pico. Analiza las tendencias de carga.
-
Monitoreo y Control del Equipo
Mejora el rendimiento de los procesos y alarga la vida de los equipos. Extensas E/S
análogas y digitales permiten el monitoreo y control del sistema.
-
Mantenimiento Preventivo
Posee alarmas que advierten de problemas pendientes. Registra los eventos y las
alarmas de todos los estados críticos.
-
Medición Integrada de Compañías Públicas
Acumula, gradúa y registra lecturas de agua, aire, gas, electricidad y vapor de
medidores conectados o transductores y envía la información a sistemas centrales de
control.
5.1.3. Funciones
a. Mediciones
-
Excede la Clase 0.2 de precisión de facturación
-
Voltaje de 3 fases Instantáneo, corriente, frecuencia y factor de poder
-
Energía: bidireccional, absoluta y neta, tiempo de uso, pérdida de compensación
-
Demanda: Sliding window (bloque rotatorio), prevista, y térmica
-
Armónicas: distorsión armónica individual y total hasta la armónica 63 (511 en software)
27
-
Detección de transitorios: 17us a 60 Hz (20us a 50 Hz) y almacenamiento de sag/swell
b. Comunicaciones Compatibles con Internet
-
WebMeter, MeterM@il® permite la distribución de información medida y alarmas por
medio de Internet
-
Módem integrado opcional con ModemGate permite acceso por medio de módem para
otros 31 dispositivos
-
Opción puerto Ethernet Base10-T ó Base 10 –FL con EtherGate le permite transferencia
de datos directa desde Ethernet a puerto RS-485
-
Dos puertos RS-485, uno conmutable a RS-232
-
Un puerto óptico de panel frontal ANSI Tipo 2
-
Soporte para los protocolos Modbus RTU/TCP y DNP 3.0
-
Soporte para Modbus Master
c. Almacenamiento de Datos en Memoria Interna
-
Carga programada o derivada de eventos
-
Secuencia de eventos, mínimas / máximas, formas de onda, fallos y cargas de transitorios
d. Setpoints para el Control y las Alarmas
-
Setpoint en cualquier parámetro o condición
-
Funcionamiento de 1 segundo o medio ciclo
e. Entradas y Salidas
-
El formato estándar incluye 8 entradas digitales, 3 salidas de regulador Forma C
(electromecánica) para funciones de control, y 4 salidas digitales Forma A (estado sólido)
para funciones de pulsos
-
También disponible con 8 entradas digitales adicionales, 4 salidas análogas, y/ó 4
entradas análogas
5.1.4. Software
-
Software ION Setup™
28
El medidor puede ser enriquecidos con el software gratuito ION Setup para Windows,
un asistente de fácil configuración y solución de software que despliega información en
tiempo real desde sus dispositivos de monitoreo de energía y provee capacidades de
configuración de dispositivos.
-
Modbus Master
Los medidores pueden leer y escribir datos en los dispositivos esclavos Modbus a
través de un puerto serial designado. Esta potente función permite a los medidores
recolectar datos de dispositivos Modbus, procesarlos y después entregar la información
condensada en diferentes formas.
La habilidad de lectura del Modbus Master le permite adquirir datos de medidores de
bajo costo cercanos, datos que pueden ser almacenados en la memoria interna,
presentados en despliegues gráficos o monitoreados usando setpoints internos.
La habilidad de escritura del Modbus Master le permite realizar funciones como
controlar puntos de E/S remotos, reconfigurar setpoints o parámetros de configuración en
PLC (Controladores lógicos programables) y simplemente intercambiar datos con otros
sistemas de información.
5.1.5. Comunicaciones
a.
Puerto RS-232/RS-485
-
Seleccionables entre RS-232 y RS-485 • Protocolos: ION, DNP 3.0, Modbus RTU, GPS,
EtherGate, ModemGate o Modbus Master
b.
Velocidad en baudios: 300bps a 115,200bps.
Puerto RS-485
-
Protocolos: ION, DNP 3.0, Modbus RTU, GPS, EtherGate, ModemGate, o Modbus
Master
c.
Velocidad en baudios: 300bps a 57,600bps
Puerto de Datos Infrarrojos:
-
Puerto Óptico ANSI Tipo 2 puede descargar información en tiempo real a una
computadora personal portátil
29
-
Protocolos: ION, Modbus RTU, DNP 3.0
-
Velocidad en baudios: 1200 bps hasta 19,200 bps.
d.
Entradas / Salidas Digitales
-
8 entradas digitales pueden monitorear el estado o contar los pulsos desde un contacto
seco "libre de voltios" externo
-
4 puertos de salidas de estado sólido y 3 relés internos pueden ser controlados
automáticamente por medio de setpoints internos o manualmente vía un puerto de
comunicaciones.
e.
Entradas / Salidas Análogas
Cualquier medidor puede ser equipado con una tarjeta opcional de E/S análoga:
5.2
-
8 Entradas digitales
-
4 entradas análogas aceptando 0 a 1mA ó 0 a 20mA (escalable desde 4 a 20mA)
-
4 salidas análogas aceptando -1 a 1mA ó 0 a 20mA (escalable desde 4 a 20mA)
-
4 entradas análogas aceptando 0 a 20mA y 4 salidas análogas aceptando 0 a 20mA
-
4 entradas análogas aceptando 0 a 1mA y 4 salidas análogas aceptando -1 a 1mA
PLC AC800M
5.2.1. Descripción general
Es un controlador industrial modular, eficiente energéticamente y escalable que pertenece
a la familia AC 800 de ABB. Es configurado y programado con Control Builder M, una
aplicación integrada completamente a Windows XP. El controlador es muy capaz y bien
adaptado a una gran variedad de aplicaciones. De la lógica básica al control regulativo avanzado
o cualquier combinación entre estos dos. De sólo un puñado de puntos de E/S a miles de ellos,
instalado localmente o remotamente. Es comunicativo también apoyando el IEE 802.3 (Ethernet),
la BASE PROFIBUS-DP/DP-V1, Fieldbus H1 y varios protocolos R 232C. La unidad se monta
en un riel DIN y se entrelaza directamente con el sistema de ABB S800 E/S, eléctricamente, vía
fibra-óptica y por PROFIBUS-DP/DP-V1.
Gracias a esta modularidad y escalabilidad, AC 800M es una proposición posible para una gran
variedad de aplicaciones industriales de control, pequeño o grande, la lógica o los lazos,
centralizado o distribuido. La redundancia está disponible en varios niveles críticos, es decir, las
30
redes de control, módulos de procesador, fuentes de poder, y entradas/salidas de proceso. Con lo
anterior, el controlador ofrece maneras poderosas de mejorar la disponibilidad en aplicaciones
críticas. Una característica, común a todos módulos de AC 800M, es el bajo consumo de energía,
que elimina el problema de refrigeración y facilita una instalación compacta. En la inmensa
mayoría de casos, los controladores AC 800M pueden ser instalados sitios cerrados sin
ventiladores, filtros de aire o arreglos semejantes, con lo cual varios factores potenciales de
problema son eliminados aumentado la confiabilidad del controlador. En la Figura 5.2 se observa
la arquitectura del controlador.
Figura 5.2. Arquitectura del PLC AC800M.
5.2.2. Hardware
El AC 800M consiste en módulos para ser instalado en rieles DIN. Cada módulo consiste
en una unidad separable y una base que son enroscados juntos. La base lleva todas las conexiones
"externas", hacia/desde el módulo, por ejemplo tanto fuentes de poder como proceso y señales de
comunicación. El corazón del controlador es el módulo del procesador central y su base. El
módulo está equipado con batería de respaldo RAM para proteger contra fallos del suministro
eléctrico durante un mes. Si es requerido un tiempo de reserva más largo, puede ser instalado un
módulo de batería externa de reserva. Pueden ser conectados en una configuración redundante
dos módulos del procesador con un tiempo máximo de cambio de 10 ms en caso de problema.
31
5.2.3. Conectividad
El módulo del procesador está equipado con dos, puertos IEEE802.3 (Ethernet) por lo que
puede ser a una Red de Control, a un sistema de control supervisorio, y/o a la herramienta de
programación del Control Builder M. También es equipado con dos puertos R 232C que ofrecen
una manera alternativa de conectar al Control Builder y la capacidad de conectar a sistemas de
supervisión y subsistemas de control dedicados por varios protocolos conocidos. También los
protocolos definidos por el usuario pueden ser desarrollados y utilizados. Por último, el módulo
del procesador tiene un puerto para el ModuleBus Óptico de ABB, ofreciendo una conexión
rentable e inmune al ruido para sistemas de E/S, unidades de velocidad variable, etc.
CAPÍTULO 6
COMUNICACIONES
6.1.
PROTOCOLOS DE COMUNICACIONES
A nivel de electrónica los protocolos de comunicación son una serie de reglas que
permiten la transferencia e intercambio de datos a través de un canal de comunicaciones entre los
distintos dispositivos que conforman una red. Al ser usados en sistemas de comunicación con un
amplio impacto, suelen convertirse en estándares debido a que el intercambio de información es
un factor fundamental en numerosos sistemas.
Según la aplicación existen diversos tipos de protocolos, algunos basados en la
transferencia de archivos o hipertexto en una red, y otros basados en la arquitectura
maestro/esclavo como es el protocolo Modbus, que se ha convertido en un estándar en la
industria y es el que goza de mayor disponibilidad para la conexión de dispositivos electrónicos
industriales.
6.2.
PROTOCOLO MODBUS
Modbus es un protocolo serial (RS-232 ó RS 485) basado en arquitectura maestro/esclavo
ó cliente/servidor, con acceso al medio controlado por el maestro. El número máximo de
estaciones previsto es de 63 esclavos más una estación maestra.
La comunicación es asíncrona y las velocidades de transmisión previstas van desde los 75
baudios a 19.200 baudios. La máxima distancia entre estaciones depende del nivel físico,
pudiendo alcanzar hasta 1.200 m sin repetidores.
34
Los intercambios de mensajes pueden ser de dos tipos:
a) Intercambios punto a punto, que comportan siempre dos mensajes: una demanda del
maestro y una respuesta del esclavo (puede ser simplemente un reconocimiento).
b) Mensajes difundidos. Estos consisten en una comunicación unidireccional del maestro a
todos los esclavos. Este tipo de mensajes no tiene respuesta por parte de los esclavos y se
suelen emplear para mandar datos comunes de configuración, reinicio, etc.
La codificación de datos dentro de la trama puede hacerse en modo ASCII o puramente
binario, según el estándar RTU (Remote Transmission Unit). En cualquiera de los dos casos, cada
mensaje obedece a una trama que contiene cuatro campos principales, según se muestra en la
Figura 6.1. La única diferencia estriba en que la trama ASCII incluye un carácter de
encabezamiento (3AH) y los caracteres CR y LF al final del mensaje.
Figura 6.1. Trama genérica del mensaje según el código empleado.
Con independencia de estos pequeños detalles, a continuación se da una breve descripción
de cada uno de los campos del mensaje:
35
a) Número de esclavo (1 byte):
Permite direccionar un máximo de 63 esclavos con direcciones que van del 01H hasta
3FH. El número 00H se reserva para los mensajes difundidos.
b) Código de operación o función (1 byte):
Cada función permite transmitir datos u órdenes al esclavo. Existen dos tipos básicos de
órdenes:
-
Órdenes de lectura/escritura de datos en los registros o en la memoria del esclavo.
-
Órdenes de control del esclavo y el propio sistema de comunicaciones
(Arranque/Parada, carga y descarga de programas, verificación de contadores de
intercambio, etc.)
c) Campo de subfunciones/datos (n bytes):
Este campo suele contener, en primer lugar, los parámetros necesarios para ejecutar
la función indicada por el byte anterior. Estos parámetros podrán ser códigos de subfunciones en
el caso de órdenes de control (función 00H) o direcciones del primer bit o byte, número de bits o
palabras a leer o escribir, valor del bit o palabra en caso de escritura, etc.
En el anexo B.1 muestra la lista de funciones disponibles en el protocolo Modbus con sus
correspondientes códigos de operación.
d) Palabra de control de errores (2 bytes):
36
En código ASCII, esta palabra es simplemente la suma de comprobación del mensaje en
módulo 16 expresado en ASCII. En el caso de codificación RTU el CRC se calcula con una
fórmula polinómica.
6.3.
DIRECCIONES MODBUS
La primera información en cada mensaje Modbus es la dirección del receptor. Este
parámetro contiene un byte de información. En Modbus/ASCII este es codificado con dos
caracteres hexadecimales, en Modbus/RTU es usado un byte. Las direcciones válidas están en el
rango de 0-247. Los valores 1-247 son asignados a equipos Modbus individuales y 0 es usado
como dirección emisora. Los mensajes enviados a la última dirección serán aceptados por todos
esclavos. Un esclavo siempre responde a un mensaje Modbus. Al responderlo utiliza la misma
dirección que el maestro en la petición. De esta manera el maestro puede ver que el dispositivo
responde realmente a la petición.
Dentro de un dispositivo Modbus, los registros sostenidos, las entradas y salidas son
asignados a un número entre 1 y 10.000. Se puede esperar que las mismas direcciones sean
usadas en los mensajes Modbus para leer o poner valores. Desafortunadamente este no es el caso.
En los mensajes Modbus las direcciones son usadas con un valor entre 0 y 9.999. Si se quiere leer
el valor de la salida 18 por ejemplo, se tiene que especificar el valor 17 en el mensaje Modbus de
pregunta. En la Tabla 6.1 se muestran los rangos de direcciones para las entradas, salidas, y
registro sostenido y la manera que la dirección en el mensaje Modbus es calculada dada la
dirección de la señal en el dispositivo esclavo.
37
Tabla 6.1. Rangos de direcciones Modbus y de dispositivos
Dirección del dispositivo
6.4.
Dirección Modbus
Descripción
1….10000
dirección-1
Salidas
10001….20000
dirección-10001
Entradas
40001….50000
dirección-40001
Registros sostenidos
RS-232
RS-232 es una interfaz que designa una norma para el intercambio serie de datos binarios
entre un equipo terminal de datos y un equipo de comunicación de datos ó entre dos equipos
terminales de datos. El RS-232 consiste en un conector tipo DB-25 (de 25 pines), aunque es
normal encontrar la versión de 9 pines (DE-9), más barato e incluso más extendido para cierto
tipo de periféricos (como el ratón serie del PC).
La interfaz RS-232 está diseñada para distancias cortas, de hasta 18 metros según la
norma, y para velocidades de comunicación bajas, de no más de 20 Kilobytes/segundo. A pesar
de ello, muchas veces se utiliza a mayores velocidades con un resultado aceptable. La interfaz
puede trabajar en comunicación asíncrona o síncrona y tipos de canal simplex, semidúplex o
dúplex. En un canal simplex los datos siempre viajarán en una dirección, por ejemplo desde DCE
a DTE. En un canal semiduplex, los datos pueden viajar en una u otra dirección, pero sólo
durante un determinado periodo de tiempo; luego la línea debe ser conmutada antes que los datos
puedan viajar en la otra dirección. En un canal dúplex, los datos pueden viajar en ambos sentidos
simultáneamente.
En la Figura 6.2 y en la Tabla 6.2 vemos la configuración de pines de un conector RS-232
versión 9 pines.
38
Figura 6.2. Configuración de pines de un conector RS-232 versión 9 pines
Tabla 6.2. Pines de un conector RS-232
Pin
6.5.
Señal
1
Detecta datos del portador
2
Datos recibidos
3
Datos transmitidos
4
Terminal de datos listo
5
Común
6
Conjunto de datos listo
7
Requerimiento de envio
8
Claro para enviar
9
Indicador anillo
RS-485
La interfaz RS485 ha sido desarrollada para la transmisión en serie de datos de alta
velocidad a grandes distancias y encuentra creciente aplicación en el sector industrial. Está
concebida como sistema Bus bidireccional con hasta 32 participantes. El Bus RS485 puede
instalarse tanto como sistema de 2 hilos o de 4 hilos.
Dado que varios transmisores trabajan en una línea común, tiene que garantizarse con un
protocolo que en todo momento esté activo como máximo un transmisor de datos. La norma ISO
39
8482 estandariza además adicionalmente la topología de cableado con una longitud máxima de
500 metros.
6.5.1. Bus de 2 hilos RS485
El Bus de 2 hilos RS485 se compone según la Figura 6.3.
Figura 6.3. Bus de 2 hilos RS-485
Los participantes se conectan a este cable a través de una línea adaptadora de máx. 5
metros de largo. La ventaja de la técnica de 2 hilos reside esencialmente en la capacidad
multimaster, en donde cualquier participante puede cambiar datos en principio con cualquier otro.
El Bus de 2 hilos es básicamente apto sólo semidúplex. Es decir puesto que sólo hay a
disposición una vía de transmisión, siempre puede enviar datos un solo participante. Sólo después
de finalizar el envío, pueden responder otros participantes. La aplicación más conocida basada en
la técnica de 2 hilos es el PROFIBUS.
40
6.5.2. Bus de 4 hilos RS485
La técnica de 4 hilos usada sólo puede ser usada por aplicaciones Maestro/Esclavo. El bus
de 4 hilos se compone según se muestra en la Figura 7.4
Figura 6.4. Bus de 4 hilos RS485
Conforme a la figura se cablea aquí la salida de datos del Maestro a las entradas de datos
de todos los Servidores. Las salidas de datos de los Servidores están concebidas conjuntamente
en la entrada de datos del Maestro.
CAPITULO 7
DESCRIPCIÓN DE SECUENCIAS
A partir de los análisis realizados a los procesos de la unidad de generación número ocho
de la central hidroeléctrica se pudo definir el esquema de funcionamiento de las secuencias de
arranque y parada programadas en el controlador. En este capítulo se procederá a explicar este
proceso y cuales son las variables a controlar.
7.1.
SECUENCIAS DE ARRANQUE Y PARADA
Las secuencias de arranque y parada de la unidad de generación están divididas en cinco
estados estables, los cuales requieren cumplir unos requisitos que los definen. Para realizar la
transición de un estado a otro se tienen que llevar a cabo una serie de actividades que a su vez
necesitan cumplir una serie de permisivos. A continuación se explica este proceso con detalle.
7.1.1. Estados estables.
Después de un exhaustivo análisis de los diagramas lógicos de control del grupo de
máquinas 7, 8, 9 y 10, se logró esquematizar en diagramas y puntualizar las actividades que están
involucradas en las lógicas de arranque y parada programadas en el PLC AC800M. De manera
general la función de las secuencias de arranque y parada es transferir a la unidad
automáticamente entre cinco estados estables definidos. Ver Tabla 7.1 y Figura 7.1.
42
Tabla 7.1. Condición de los estados estables.
Número Estado Condición
0 Parada Cero velocidad, Auxiliares parados
1 Auxiliares Arrancados Cero velocidad, Auxiliares arrancados
2 Velocidad sin Carga Velocidad = 100% de velocidad nominal 3 Excitación Excitación ON, AVR ON 4 Generación Sincronizado, > Carga Mínima
Figura 7.1. Estados estables
7.1.2. Definición de un estado estable.
Para declarar un estado estable en particular, las señales que lee el PLC AC800M deben
cumplir ciertas condiciones específicas, como se presenta a continuación:
a) Estado Estable 0. Parada
-
Interruptor del circuito de la unidad = ABIERTO
-
Fin de movimiento de la unidad = ACTIVADO
-
Relé 4UA de las unidades auxiliares = APAGADO
-
Bomba de agua de refrigeración = DETENIDA
-
Bomba OLP (oil lift pump) = DETENIDA
-
Sistema de enfriamiento de transformador = DETENIDO
-
Cierre de paletas = BLOQUEADO
43
b) Estado Estable 1. Auxiliares Arrancados
-
Auxiliares de la unidad = ENCENDIDO
-
Flujo de agua de enfriamiento de excitación = NORMAL
-
Apagado parcial
-
Apagado incompleto
-
Bomba de agua de enfriamiento = ACTIVADA
-
Flujo de agua de enfriamiento del cojinete guía superior y cojinete guía inferior del
generador = NORMAL
-
Flujo de agua de enfriamiento del cojinete guía de la turbina = NORMAL
-
Flujo de agua de enfriamiento de sello axial de la turbina = NORMAL
-
Flujo de agua de los ventiladores de la unidad = NORMAL
-
Flujo de agua de enfriamiento total de la unidad = NORMAL
-
Sistema de enfriamiento del transformador = ACTIVADO
-
Fin de movimiento de la unidad = ACTIVADO
c) Estado Estable 2. Velocidad sin Carga
-
Velocidad de la unidad en 100% de la velocidad nominal.
-
Interruptor del circuito de campo de la excitatriz = ABIERTO
d) Estado Estable 3. Excitación
-
Interruptor del circuito de campo de la excitatriz = CERRADO
-
Regulador automático de voltaje = CONECTADO
-
Voltaje de la unidad mayor de 90% de su valor nominal.
-
Interruptor del circuito de la unidad = ABIERTO
e) Estado Estable 4. Generación
-
Interruptor del circuito de la unidad = CERRADO
-
Límite de paletas mayor a 80%
-
Potencia activa de la unidad mayor a 60 MW
44
7.1.3. Secuencia de arranque
Para una mejor comprensión de cómo funcionan las lógicas de secuencia de arranque
automático se procedió a hacer un diagrama de estado. Ver Figura 7.2.
Figura 7.2. Diagrama de estado de secuencia de arranque automática
Cada estado de transición lleva a cabo una serie de actividades para llevar la unidad de un
estado estable a otro estado estable inmediatamente superior, o en caso de que no se cumplan
todos los requisitos se aborta la transición y se vuelve al estado estable original. El listado con las
actividades que se realizan en cada estado de transición de la secuencia de arranque se muestra en
el anexo C.1.
7.1.4. Secuencia de parada
De igual manera que se hizo con las secuencias de arranque se procedió a realizar un
diagrama de estado de las secuencias de parada automática. Ver Figura 7.3.
45
Figura 7.3. Diagrama de estado de secuencia de parada automática
Igualmente se tiene una serie de estados de transición que se encargan de llevar a la
unidad de un estado estable a un estado estable inmediatamente inferior, o abortan la transición si
no se cumplen los requisitos y se vuelve al estado estable original. El listado con las actividades
que se realizan en cada estado de transición de la secuencia de parada se muestra en el anexo C.2.
7.1.5. Lógicas de las secuencias de arranque y parada.
Cada uno de los estados de transición previamente vistos representan una lógica
programada en el PLC. Son en total ocho las lógicas provistas para lograr transferir la unidad
entre uno y otro estado estable, tal como se muestra en la Tabla 7.2.
Tabla 7.2. Lógicas de las secuencias
46
Nombre de la lógica
Estado de transición
Seq_U_1
Parada a Auxiliares Arrancados
Seq_U_2
Auxiliares Arrancados a Velocidad sin Carga
Seq_U_3
Velocidad sin Carga a Excitación
Seq_U_4
Excitación a Generación
Seq_D_1
Generación a Excitación
Seq_D_2
Excitación a Velocidad sin Carga
Seq_D_3
Velocidad sin Carga a Auxiliares Arrancados
Seq_D_4
Auxiliares Arrancados a Parada
Estas lógicas requieren actuar en determinado orden basado en el estado estable en el que se
encuentre la unidad y el estado al que se desea ir. El orden de estas lógicas se muestra en el anexo
C.3.
7.1.6. Interacción entre los bloques de función
Desde el punto de vista de diagrama de bloques se trabaja según se observa en la Figura
7.4. Se tiene un bloque de Selección de Secuencia el cual evalúa todas sus señales de entrada,
determina en qué estado estable se encuentra la unidad y según sea el estado requerido de la
secuencia este bloque decide que lógica debe llamar. Esta lógica corresponde a cualquiera de las
Seq_U_X o Seq_D_X y se representa con el bloque Secuencia Principal, que analiza si se
cumplen una serie de permisivos para poder actuar y ordena la acción de empezar comandos.
Los comandos son lógicas internas dentro de cada secuencia principal y reciben el nombre
de módulos de control, los cuales son representados en el diagrama con los bloques comando de
secuencia, encargados de realizar una serie de actividades y en consecuencia de estas recibir
respuestas. El bloque Secuencia Principal analiza si los comandos fueron completados
satisfactoriamente y envía una señal de secuencia completa al bloque Selección de Secuencia,
que a su vez ordena comenzar la siguiente secuencia si es necesario.
47
Figura 7.4. Diagrama de bloque de secuencias.
7.2.
DESCRIPCIÓN DE LAS VARIABLES CONTROLADAS
Debido a la complejidad del proceso de arranque y parada automático de una unidad de
generación, la cantidad de señales que recibe el PLC AC800M es bastante grande, por lo que
cabe destacar que las señales que aporta el ION 7550 representa una pequeña parte.
Para determinar exactamente en qué estados del proceso intervienen las medidas del ION
7550 se procedió a revisar uno por uno los planos de descripción funcional de cada una de las
secuencias lógicas. Ver Tabla 7.3.
48
Tabla 7.3. Mediciones del ION en las lógicas
TAG NAME
Descripción
Secuencia Lógica
Módulo de control
U08GEN_11VA_ES
Voltaje Generador Fase A
Seq_U_3
PH1_UN08.GEN
U08GEN_11VB_ES
Voltaje Generador Fase B
Seq_U_3
PH1_UN08.GEN
U08GEN_11VC_ES
Voltaje Generador Fase C
Seq_U_3
PH1_UN08.GEN
U08GEN_11VA_ES
Voltaje Generador Fase A
Seq_D_2
PH1_UN08.GEN
U08GEN_11VB_ES
Voltaje Generador Fase B
Seq_D_2
PH1_UN08.GEN
U08GEN_11VC_ES
Voltaje Generador Fase C
Seq_D_2
PH1_UN08.GEN
U08GEN_11CA_ES
Corriente Generador Fase A
Seq_D_1
PH1_UN08.GEN
U08GEN_11CB_ES
Corriente Generador Fase B
Seq_D_1
PH1_UN08.GEN
U08GEN_11CC_ES
Corriente Generador Fase C
Seq_D_1
PH1_UN08.GEN
U08GEN_11MW_ES
Potencia Activa
Seq_Select
---
U08GEN_11MW_ES
Potencia Activa
Seq_D_1
PH1_UN08.GOV
U08GEN_11MW_ES
Potencia Activa
Seq_U_4
PH1_UN08.GEN
U08GEN_11VAR_ES
Potencia Reactiva
Seq_D_1
PH1_UN08.EXC
Estas son las medidas tomadas por el ION, las cuales son leídas y procesadas por el PLC
en cada una de las secuencias lógicas que le correspondan, donde juegan un papel importante
para fijar estados estables o tomar decisiones determinantes en actividades de transición entre
estados. Las funciones de control que sobre estas medidas se realizan serán explicadas con detalle
en el capítulo 9.
CAPÍTULO 8
DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA ION-PLC
8.1.
ESQUEMA DE CONEXIONES ION-PLC
El esquema de conexión entre el ION y el PLC se puede representar de forma
simplificada, sin tomar en cuenta los tableros UCS y los tableros TCD, donde se encuentran
ubicados los mismos respectivamente, como se muestra en la figura 8.1.
Figura 8.1. Esquema de conexión entre el ION y el PLC
Partiendo del ION 7550 con un cable serial 485 hacia un convertidor Moxa TCC100/100I, el cual cambia la señal 485 en 232 y luego del Moxa TCC-100/100I a través de
un conector DB9 macho con un cable serial 232 para llegar al módulo de entrada/salida
CI853 con un conector RJ-45. Este módulo está conectado al PLC y a otros módulos con
sus propios conectores, ya que pertenecen a la misma familia de equipos de ABB. Los
50
módulos de entrada/salida y el PLC están conectados a otros equipos idénticos a
ellos por redundancia del sistema.
Para poder realizar las simulaciones y las pruebas se hicieron los cables con sus
respectivas configuraciones, según se explicó en el capítulo número 7.
8.2.
CONFIGURACIÓN DEL MAPA MODBUS DEL ION
Para lograr una efectiva comunicación entre el ION y el PLC debe configurarse un
mapa Modbus en el ION, el cual asigne direcciones a los registros, con su respectivo
formato y escala para poder ser leídos por el PLC.
Los registros configurados son las mediciones que van a ser usadas para la
automatización de las secuencias de arranque y parada de la unidad y para el monitoreo de
los voltajes y corrientes del transformador. Para que el PLC pueda leer los registros del
mapa Modbus del ION éste debe estar configurado como esclavo (Modbus RTU).
La configuración de este mapa de registros Modbus se hace mediante el software
ION Setup. Para esto, primero se configura el puerto de comunicaciones COM1 del ION en
protocolo ION, que es el protocolo usado por el software, con una rata de baudios de 19200
y se conecta al computador por medio de un cable 232. Se realiza la ejecución del programa
y se ingresa en el menú Setup Assistant y a continuación se elige 3rd Party Protocols de la
carpeta Communications. En este nivel se encuentran tres pestañas y en la identificada
como Modbus Slave aparece el mapa de registros Modbus predeterminado de fábrica
(Figura 8.2).
51
Figura 8.2. Menú de ingreso al mapa Modbus.
Al seleccionar la opción Edit del menú, se ingresa en este mapa en el que aparece
una ventana con los registros y sus respectivas configuraciones de formato, dirección y
escala (Figura 8.3).
Figura 8.3. Pantalla de configuración de registros de mapa Modbus.
52
Para esta aplicación se asignaron las direcciones de registros desde el 40150 hasta
el 40169 a las mediciones de interés ( Ia,Ib,Ic,Vln a,Vln b,Vln c, kW tot, Kva. Tot, Freq, I
TRX prim A, I TRX prim B, I TRX prim C, VOLT A TRX ALTA, VOLT B TRX ALTA,
VOLT C TRX ALTA), editando los registros que están usando las direcciones requeridas,
reemplazando la medición predeterminada de fábrica por la medición de interés
correspondiente, configurando su formato y escala según lo requerido (Figura 8.4).
Figura 8.4. Pantalla de configuración de un registro Modbus.
Una vez configurados todos estos parámetros se tiene un mapa Modbus definido,
con las características que se presentan en la Tabla 8.1.
53
Tabla 8.1. Parámetros del mapa Modbus
Base de Datos
ABB
IDX
TAG NAME
ION Setup
TAG DESCRIPTION
Registro
Escala
Formato
PLC
Variable en el
controlador
4563
U08GEN_11CA_ES
CORRIENTE GENERADOR FASE A
40150
1
Unsigned 16 bit
vI_11CA
4564
U08GEN_11CB_ES
CORRIENTE GENERADOR FASE B
40151
1
Unsigned 16 bit
vI_11CB
4565
U08GEN_11CC_ES
CORRIENTE GENERADOR FASE C
40152
1
Unsigned 16 bit
vI_11CC
40153
1
Unsigned 16 bit
vI_11VA1
40154
1
Unsigned 16 bit
vI_11VA2
40155
1
Unsigned 16 bit
vI_11VB1
40156
1
Unsigned 16 bit
vI_11VB2
40157
1
Unsigned 16 bit
vI_11VC1
1
Unsigned 16 bit
vI_11VC2
4572
U08GEN_11VA_ES
VOLTAJE GENERADOR FASE A
4574
U08GEN_11VB_ES
VOLTAJE GENERADOR FASE B
4575
U08GEN_11VC_ES
VOLTAJE GENERADOR FASE C
40158
40159
1
Unsigned 16 bit
vI_11KW1
4571
U08GEN_11MW_ES
POTENCIA ACTIVA
40160
1
Unsigned 16 bit
vI_11KW2
40161
1
Unsigned 16 bit
vI_11VAR1
4573
U08GEN_11VAR_ES POTENCIA REACTIVA
40162
1
Unsigned 16 bit
vI_11VAR2
4569
U08GEN_11F_ES
40163
1
Unsigned 16 bit
vI_11F
40164
1
Unsigned 16 bit
vI_TCPCA
40165
1
Unsigned 16 bit
vI_TCPCB
40166
1
Unsigned 16 bit
vI_TCPCC
40167
1
Unsigned 16 bit
vI_TVVA
40168
1
Unsigned 16 bit
vI_TVVB
40169
1
Unsigned 16 bit
vI_TVVC
4675
4676
4677
12257
12258
12259
8.3.
FRECUENCIA SISTEMA
CORRIENTE TRX PRIMARIA FASE
U08TRA_TCPCA_ES A
CORRIENTE TRX PRIMARIA FASE
U08TRA_TCPCB_ES B
CORRIENTE TRX PRIMARIA FASE
U08TRA_TCPCC_ES C
VOLTAJE FASE A TRX LADO DE
U08TRA_TVVA_ES ALTA
VOLTAJE FASE B TRX LADO DE
U08TRA_TVVA_ES ALTA
VOLTAJE FASE C TRX LADO DE
U08TRA_TVVC_ES ALTA
CONFIGURACIÓN ION EN PROTOCOLO MODBUS SLAVE
Para que el Controlador pueda acceder en tiempo real a la información suministrada
por el medidor, se requiere que este opere en protocolo Modbus Slave. De este modo la
data tomada en el ION es enviada a un módulo Modbus esclavo el cual se encarga de
asignarle a cada medida la dirección que le corresponda según el mapa Modbus
previamente configurado, y así el controlador trabajando en protocolo Modbus Master,
puede leer y entender esta data para iniciar acciones de control o simplemente para hacer
monitoreo. Ver figura 8.5.
54
Figura 8.5. Comunicación del ION en protocolo Modbus Slave
Todos los puertos del medidor están configurados para trabajar en protocolo ION de
manera predeterminada. El puerto de interés en este caso es el puerto COM2, el cual se
configuró en protocolo Modbus RTU y se le ajustó una serie de parámetros que se muestran
en la Tabla 8.2, los cuales tienen que coincidir con los parámetros requeridos por el
controlador, para lograr así una comunicación exitosa.
Tabla 8.2. Configuración del puerto COM2 del ION
PROTOCOL
Modbus
RTU
BAUD RATE
19200
TRAN DELAY
0,001
UNIT ID
SERIAL PORT
1
8N1
CAPÍTULO 9
FUNCION QUE CUMPLEN LAS VARIABLES MEDIDAS POR EL ION EN LAS
LOGICAS
En la tabla 7.3 se muestran la medidas tomadas por el ION que van a actuar de manera
importante en las lógicas programadas del PLC. Como se ha dicho anteriormente estas medidas
van a intervenir en acciones puntuales del proceso de arranque y parada de la unidad para llevar
a cabo actividades de transición y para determinar estados estables.
La descripción de la función que cumplen las medidas en las lógicas es bastante sencilla,
ya que básicamente es chequear rangos de valores, rangos de valores en tiempos determinados,
igualdad de valores y balances de voltaje.
Las mediciones de voltaje de las tres fases son usadas para la secuencia lógica Seq_U_3
(Velocidad sin Carga a Excitación) donde el módulo de control se encarga de verificar que en ese
momento el voltaje del generador sea mayor al 90% del valor nominal. También se usan estas
mediciones en esta secuencia para verificar que el balance de voltaje se encuentre en el rango 10% a 10%.
Por otro lado las medidas de voltaje son utilizadas en la secuencia Seq_D_2 (Auxiliares
Arrancados a Velocidad sin Carga) donde igualmente se verifica que el balance de voltaje se
encuentre en el rango -10% a 10%. Si se viola alguna de estas condiciones se considera como una
falla y el módulo de control respectivo envía una señal llamada Step_Trouble al bloque de
funciones Seq_Select que aborta la secuencia.
Las mediciones de corriente de las tres fases son usadas en la secuencia lógica Seq_D_1
(Generación a Excitación) donde el módulo de control se encarga de supervisar que las corrientes
por las fases A, B y C sean iguales y menor o igual a 305 A. De no ser así se considera como una
55
falla y se envía una señal Step_Trouble al bloque de funciones Seq_Select que aborta la
secuencia.
Las mediciones de potencia activa son usadas en la secuencia Seq_D_1 (Generación a
Excitación) donde el módulo de control se encarga de verificar que la potencia activa sea menor o
igual a 20 MW en un tiempo menor o igual a 120 segundos. También se usan en la secuencia
Seq_U_4 (Excitación a Generación) donde se verifica que la potencia sea mayor o igual a
60MW. Por último la potencia activa se utiliza en la lógica Seq_Select donde se chequea que el
valor sea mayor o igual a 60 MW para determinar que la unidad está en estado estable 4
(Generación). Si alguna de estas dos condiciones no se cumple se considera como una falla y el
módulo de control envía una señal Step_Trouble al bloque de funciones Seq_Select que aborta la
secuencia.
La potencia reactiva es usada en la secuencia Seq_D_1 (Generación a Excitación), donde
el módulo de control chequea que la los valores medidos estén comprendidos entre -10 MVAR
y 10 MVAR en un tiempo menor o igual a 120 segundos. Al igual que en las demás secuencias si
esto no se cumple se genera una señal Step_Trouble que aborta la secuencia.
Por otro lado tenemos que todas las mediciones nombradas anteriormente son enviadas a
través de estas lógicas a pantallas ubicadas en cuartos de control, para que el personal de
EDELCA pueda realizar monitoreo, supervisión y toma de decisiones respecto a las mismas.
CAPITULO 10
PRUEBAS REALIZADAS AL SISTEMA PLC-ION
10.1. COMPROBACIÓN DEL MAPA MODBUS
Una vez configurado el ION se procedió a comprobar el correcto funcionamiento del
mapa de registros usando el software Modscan.
Para esto primero se configura el protocolo de comunicaciones del puerto COM1 del ION
en protocolo Modbus RTU, ya que es el protocolo con el que trabaja el software Modscan y se
realiza la conexión al computador a través del cable serial 232. Se inicia el programa y aparece la
pantalla en la cual se indican los parámetros siguientes (Figuras 10.1 y 10.2):
-
En MODBUS Point Type: el tipo de registro HOLDING REGISTER,
-
En Address: 0150 (dirección donde se inician los registros)
-
En Length: 20 (número de registros que van a ser mostrados en pantalla)
57
Figura 10.1 Pantalla inicial Modscan
Figura 10.2. Pantalla de configuración de lectura de registros en el Modscan.
A continuación en la opción connect del menú connection, aparece una pantalla de
detalles de conexión donde se especifican los parámetros requeridos como el puerto de la
computadora que se va a usar, la rata de baudios, el ancho de palabra, la paridad y el bit de parada
(Figura 10.3).
58
Figura 10.3. Pantalla de configuración de conectividad del Modscan
Los parámetros anteriores deben coincidir con la configuración del ION para una
conexión exitosa. Una vez aceptada esta, se muestra la pantalla con los veinte registros a partir
del 40150 con sus respectivos valores, y se verifica que esos valores coincidan con los
configurados en el mapa modbus del ION (Figura 10.4)
Figura 10.4. Registros del ION leídos desde el Modscan.
59
Los resultados obtenidos en esta prueba fueron satisfactorios, todos los registros de
voltajes, corrientes, frecuencias, potencia activa y potencia reactiva se vieron reflejados en las
direcciones previamente configuradas.
10.2. COMPROBACIÓN DE COMUNICACIONES ENTRE EL PLC Y EL ION
En la Figura 10.5 se puede observar el esquema de conexión para llevar a cabo las
pruebas de comunicación entre el PLC AC800M y el ION 7550.
Figura 10.5. Conexión de pruebas ION-PLC
El esquema de conexiones es el mismo al explicado en la Figura 8.1 de la configuración
ION-PLC, sólo que ahora se conectan a un concentrador cada PLC y un laptop, todos a través de
cable rj45 y protocolo Ethernet. La función del concentrador es servir como enlace entre el laptop
y el PLC para que ambos equipos trabajen en la misma red y puedan compartir información.
60
Para probar los registros de corrientes y de potencia activa y reactiva, se optó por
configurar la salida de los registros de cada uno de estos parámetros para que reflejen el valor de
la medida de voltaje de una de las fases multiplicado por una constante. Esto se hizo a modo de
mandar una señal de prueba y porque es sencillo conectar el equipo a una toma de 120 Voltios. A
fin de cuentas en este procedimiento lo que importa es chequear la comunicación correcta entre
los equipos ION 7550 y el PLC AC800M.
Para arreglar los registros de corriente y potencias se tuvo que configurar el ION a través
del software ION Setup. Al abrir el programa, se accede a configuraciones avanzadas, donde van
a aparecer todos los módulos configurables del equipo, luego se procede a acceder al módulo de
aritmética, que es donde se pueden manipular las salidas de los registros y se ingresa a la medida
que se quiere modificar. Ver figura 10.6.
Figura 10.6. Pantalla de configuración de registros
61
En la pestaña inputs (entradas) se elige en la librería del equipo qué valor se quiere ver en
la dirección de ese registro, en este caso al registro de corriente de la fase a (Ia) se le asignó como
valor de entrada el voltaje línea neutro de la fase a (Vlna).
Posteriormente en la pestaña Setup registers se especifica si se va a realizar una operación
matemática con el valor de entrada asignado al registro. Ver figura 10.7.
Figura 10.7. Pantalla de edición de registro.
En la ventana de fórmula se ingresa la operación que se desee hacer con el valor de
entrada. Este procedimiento se realizó de igual manera para cada una de las medidas de corrientes
y potencias a fin de mandar una señal de prueba en sus registros. Para esta prueba se configuró el
valor de los registros de las corrientes y potencias igual al voltaje línea neutro de la fase a
multiplicado por 2.
Una vez hechas estas configuraciones y las conexiones de la figura 10.5, se ejecutó en el
laptop el programa Compact Control Builder, para realizar el monitoreo de las señales que llegan
al PLC. En el programa aparecen una serie de librerías con todas las lógicas, módulos de control
y bloque de función de cada una de las unidades de generación de la planta y se ingresa a la
carpeta correspondiente a los bloques de función de la unidad 8. Ver anexo C.1.
62
En dicha carpeta se tienen todos los bloques de función involucrados en las lógicas
de secuencia de la unidad número 8, se procede a ingresar al bloque ION que es donde se
observan todas las señales leídas del mismo y se obtuvieron las siguientes mediciones que se
muestran en la figura Ver Figura 10.7.
Figura 10.7. Bloque de funciones del ION
Se observa que los valores leídos por el PLC son los esperados, los registros
correspondientes a las corrientes de las fases a, b, c y las potencias activa y reactiva tienen el
doble del valor del voltaje línea neutro de la fase a, tal como fue programado.
Esta prueba fue repetida para los voltajes de las fases b y c, realizando el mismo
procedimiento con los registros de las corrientes y las potencias, obteniendo también resultados
satisfactorios.
63
CONCLUSIONES
A partir del estudio y simulación del sistema de comunicaciones para la automatización
de las lógicas de arranque y parada de la unidad de generación número ocho se logró determinar
que la ingeniería desarrollada por ABB funciona adecuadamente en cuanto a la comunicación
del medidor ION 7550 con el PLC AC800M, con lo cual se garantiza el control de la unidad para
la puesta en funcionamiento de estos equipos según lo establecido en el cronograma del proyecto.
La metodología utilizada en estas pruebas será realizada de igual forma en las unidades
restantes de manera de determinar el correcto funcionamiento los equipos que serán instalados.
El uso de nuevas tecnologías aumenta el grado de confiabilidad en la central
hidroeléctrica Simón Bolívar dada la importancia estratégica que esta tiene para el país. En este
sentido equipos como el PLC AC800M y el ION 7550 son unas herramientas poderosas, de altas
capacidades de procesamiento, versátiles y precisas, indispensables en procesos de esta
envergadura.
64
BIBLIOGRAFÍA
Bello, Javier. “Obtención automatizada de características de distancia en el formato
requerido por inyectores de prueba”. Informe final de pasantía. Caracas, Venezuela. 2005.
Colmenares, Eduardo. “Presa de Guri. Modernización del sistema de control,
protección e instrumentación de la central hidroeléctrica de Guri”. Revista AB, no. 3
(2006):32-36.
Schneider Electric Power Monitoring and Control. PowerLogic® ION7550/ION7650
Energy & Power Quality Meter User Guide. Canada, diciembre 2007.
Schneider Electric Power Monitoring and Control. ION 7550/7650 Datasheet. Canada,
octubre 2004.
Schneider Electric Power Monitoring and Control. PowerLogic® ION Setup Meter
Configuration Tool User Guide. Canada, diciembre 2007.
Schneider Electric Power Monitoring and Control. Upgrading PowerLogic® ION®
Device Firmware Technical Note. Canada, mayo 2007.
ABB Automation Technology Products. AC 800M with Compact Control Builder Data
Sheet. Suiza, noviembre 2007.
ABB Automation Technology Products. IndustrialIT System 800xA AC 800M Control
and I/O Overview. Suiza, octubre 2005.
Gonzalez José. “Diseño de un sistema inteligente usando sistemas de gestión digitales
y analógicos para el hotel Aeropuerto Internacional de Maiquetía”. Informe final de pasantía.
Caracas, Venezuela. 2005.
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s/central_hidroelectrica.swf. Revisión: Abril 2009.
Hydroelectric Generation Systems. http://www.tdr.cesca.es/TESIS_UPC/A
VAILABLE/TDX-0904101-163649//00index.pdf. Revisión: Marzo 2009.
65
Centrales Hidroeléctricas. http://www.uca.edu.sv/facultad/clases/ing/m20001 8
/doc1.pdf. Revisión: Febrero 2009.
Protocolos industriales. http://www.alumnos.usm.cl/~ignacio.morande/descar
gas/PROTOCOLOS_INDUSTRIALES.pdf. Revisión: Diciembre 2008.
Arroyo José. Centrales Hidroeléctricas. Universidad de Castilla La Mancha. 2001.
Jimenez Manuel. Comunicaciones Industriales. Universidad Politécnica de Cartagena.
2003.
66
ANEXOS
ANEXO A: DATOS DE INTERÉS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
SIMÓN BOLÍVAR
Tabla A.1. Datos significativos de la Central Hidroeléctrica Simón Bolívar
Cuenca y embalse
Longitud Total del río Caroní
700 Km
Caudal promedio del río Caroní
4800 m3/seg
Área de la Cuenca
95.000 Km2
Área del embalse a elevación 271 msnm
3.919 Km2
Volumen de agua embalsada
111.104 X 106 m3
Niveles de operación de embalse
Máximo
271,6 msnm
Normal
271,00 msnm
Mínimo
240,00 msnm
Principales Volúmenes de Obra
Volumen Total de Concreto
8.030.940 m3
Cantidad de cemento utilizado
1.498.589 T
Excavación total de tierra y roca
35.517.078 m3
Relleno total de tierra y roca
77.787.303 m3
Armadura de refuerzo “cabilla”
109.649.705 Kg
Presas de concreto
Elevación de la Cresta
272 msnm
Altura Máxima desde la Fundación
162 m
Ancho de los monolitos
23 y 28 m
Longitud Total
1.304 m
67
Tabla A.2. Datos técnicos de la Central Hidroeléctrica Simón Bolívar
Casa de máquinas
1
2
10
10
23 m
28 m
263,5 m
398,3 m
3.006 MW
7.300 MW
120-128,6 rpm
112,5 rpm
185-230-360 MVA
700 MVA
Factor de Sobrecarga
1,15
1,15
Factor de Potencia
0,95
0,95
1
2
70 m
150 m
1.497,5 m
2.800 m
Número de unidades generadoras
Ancho de cada módulo
Longitud Total
Potencia Máxima Instalada a 271 msnm
Velocidad de Operación Unidades
Capacidad de los generadores
Canales de Descarga
Ancho de cada módulo
Longitud Total
Aliviadero
Número de Canales
Ancho de cada módulo
Elevación de las crestas de ojiva
3
183,76 m
250,20 msnm
9 radiales con
Compuertas
muñones de anclaje
postensado
15,24 m de ancho X
Dimensiones
22,26 m de alto
Capacidad Normal Embalse a 271 msnm
27.800 m3/seg
Capacidad sobre carga máxima. Embalse a 271,6 msnm
29.000 m3/seg
68
Tabla A.3 Características de los Generadores de Casa de Máquinas 1 Guri (Unidades 4-10)
ITEM DATOS GENERADORES GENERADORES 4‐6 GENERADORES 7‐10 1 CONTRATO 2 MARCA TOKYO SHIBAURA ELECTRIC CO., CANADIAN GENERAL ELECTRIC LTD MITSUBISHI CORPORATION 3 4 5 6 7 TIPO FORMA RPM MVA FP AISLAMIENTO ESTATOR AISLAMIENTO ROTOR SERVICIO VOLTAJE CORRIENTE FASES POLOS FRECUENCIA VOLTAJE EXC CORRIENTE EXC XD [PU] No Saturada X'D [PU] No Saturada X''D [PU X0 [PU] X2 (PU) FABRICADO EN NORMA 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 TKS RCU 120 230 MVA 0,95 ATI W 128,6 360 MVA 0,95 B B B CONTINUO 18 KV 7,377 KA 3 60 60 HZ 440 1470 0,80 0,185 0,140 0,08 0,16 JAPON ANSI C.50.12 (1965) B CONTINUO 18 KV 11,547 KA 3 56 60 HZ 460 1356 1,09 0,30 0,19 0,11 0,22 CANADA ANSI C.50.12 ‐1965 69
ANEXO B: PROTOCOLO MODBUS
Tabla B.1. Funciones básicas y códigos de operación del protocolo Modbus
Función
Código
Tarea
0
00h
Control de estaciones esclavas
1
01h
Lectura de n bits de salida o internos
2
02h
Lectura de n bits de entradas
3
03h
Lectura de n palabras de salidas o internos
4
04h
Lectura de n palabras de entradas
5
05h
Escritura de un bit
6
06h
Escritura de una palabra
7
07h
Lectura rápida de 8 bits
8
08h
Control de contadores de diagnósticos número 1 a 8
9
09h
No utilizado
10
0Ah
No utilizado
11
0Bh
Control del contador de diagnósticos número 9
12
0Ch
No utilizado
13
0Dh
No utilizado
14
0Eh
No utilizado
15
0Fh
Escritura de n bits
16
10h
Escritura de n palabras
70
ANEXO C: SECUENCIAS
Listado C.1 Actividades de transición de la secuencia de arranque
a) Actividades de transición del paso 1
-
Arrancar auxiliares de la unidad.
-
Chequear auxiliares de la unidad funcionando.
-
Chequear reposición paro parcial.
-
Chequear reposición paro completo.
-
Chequear enclavamiento de paletas liberado.
-
Chequear bomba OLP en avance funcionando.
-
Chequear bomba CWP en avance funcionando.
-
Chequear motor de ventilador CF en avance funcionando.
-
Chequear sistema de enfriamiento del transformador fases A, B y C conectado.
-
Chequear normal flujo de agua enfriamiento cojinete guía superior del generador.
-
Chequear normal flujo de agua enfriamiento cojinete guía inferior del generador.
-
Chequear normal flujo de agua de enfriamiento del cojinete guía de la turbina.
-
Chequear normal flujo de agua de enfriamiento del sello eje principal de la turbina.
-
Chequear normal flujo de agua de enfriamiento de excitación.
-
Chequear normal flujo de agua de enfriamiento de barra fases aisladas.
-
Chequear normal flujo de agua de enfriadores de aire del generador.
-
Chequear normal flujo de agua de enfriamiento total para la unidad
-
Chequear normal flujo de agua de enfriamiento sello y cojinete guía de la turbina.
-
Chequear normal presión de aceite de las bombas OLP.
-
Chequear normal flujo de aceite de las bombas OLP.
-
Chequear normal flujo de aceite de las bombas GBOCP (enfriamiento cojinetes externos
del generador)
-
Auxiliares de la unidad falla al arrancar en x segundos.
-
Paro completo falla al reponer en x segundos.
-
Paro parcial falla al reponer en x segundos.
-
Falla al liberar enclavamiento de paletas en x segundos.
-
Bomba OLP en avance falla al arrancar en x segundos.
-
Bomba CWP en avance falla al arrancar en x segundos.
-
Bomba GBOCP en avance falla al arrancar en x segundos.
71
-
Motor de ventilador CF en avance falla al arrancar en x segundos.
-
Sistema de enfriamiento del transformador fase A falla al conectar
-
Sistema de enfriamiento del transformador fase B falla al conectar
-
Sistema de enfriamiento del transformador fase C falla al conectar
-
Bajo flujo de agua de enfriamiento de cojinete guía superior del generador en x segundos.
-
Bajo flujo de agua de enfriamiento de cojinete guía inferior del generador en x segundos.
-
Bajo flujo de agua de enfriamiento de cojinete guía de la turbina en x segundos.
-
Bajo flujo de agua de enfriamiento de sello de eje principal de la turbina en x segundos.
-
Bajo flujo de agua de enfriamiento de excitación en x segundos.
-
Bajo flujo de agua de enfriamiento de barras de fase aislada en x segundos.
-
Bajo flujo de agua en enfriadores de aire del generador en x segundos.
-
Bajo flujo de agua de enfriamiento total para la unidad en x segundos.
-
Bajo flujo de agua de enfriamiento de sello i cojinete guía de turbina en x segundos.
-
Baja presión en bombas OLP en x segundos.
-
Bajo fluido de aceite en bombas OLP en x segundos.
-
Bajo flujo de aceite en bombas GBOCP en x segundos.
b) Actividades de transición del paso 2
‐
Subir límite de paletas a posición SNL
‐
Chequear límite de paletas está en posición SNL
‐
Chequear posición de paletas está en posición SNL
‐
Chequear velocidad de la unidad ≥ 0%
‐
Chequear velocidad de la unidad ≥ 90%
‐
Chequear bomba OLP 1 y 2 no está funcionando
‐
Chequear velocidad de la unidad ≥ 100%
‐
Límite de paletas falla al abrir a posición SNL en X segundos
‐
Posición de paletas directrices falla al abrir a posición SNL en X segundos
‐
Falla en arranque de turbina en X segundos
‐
Falla en alcanzar 100% velocidad nominal en X segundos
72
c) Actividades de transición del paso 3
‐
Conectar excitación
‐
Chequear excitación conectada
‐
Bajar/Subir balance de voltaje ≥ -10% y ≤ 10%
‐
Chequear balance de voltaje ≥- 10% y ≤ 10%
‐
Conectar RAV
‐
Chequear RAV conectado
‐
Chequear voltaje del generador ≥ 90%
‐
Falla al conectar excitación en X segundos
‐
Falla al ajustar balance del voltaje a ≥ -10% y ≤ 10%
‐
Falla al conectar RAV en 10 segundos
‐
Voltaje del generador ≥ 90% falla al activado en X segundos
d) Actividades de transición del paso 4
‐
Chequear posición de selector de sincronización está en posición CMII
‐
Arrancar sincronización de la unidad
‐
Chequear sincronización de la unidad en progreso
‐
Chequear interruptor del generador (barra o línea) cerrado
‐
Subir potencia activa a ≥ 60 MW
‐
Chequear potencia activa ≥ 60 MW
‐
Selector de sincronización no está en posición CMII
‐
Sincronización de la unidad falla al arrancar en X segundos
‐
Interruptor del generador (barra o línea) falla al cerrar en X segundos
‐
Potencia activa de la unidad falla al subir a ≥ 60 MW en X segundos
Listado C.2 Actividades de transición de la secuencia de parada.
a) Actividades de transición del paso 0
‐
Parar auxiliares de la unidad
‐
Chequear auxiliares de la unidad están parados
‐
Chequear bomba número 1 y 2 de agua de enfriamiento no está funcionando
‐
Chequear bomba OLP número 1 y 2 no está funcionando
73
‐
Chequear bomba de enfriamiento del cojinete de empuje 1 y 2 no está funcionando
‐
Chequear motor ventilador CF 1 y 2 no está funcionando
‐
Chequear sistema de enfriamiento del Transformador Fases A, B y C no está conectado
‐
Chequear frenos de aire no está aplicado
‐
Auxiliares de la unidad falla al parar en 30 segundos (Tiempo ajustable).
‐
Bomba número 1 y 2 de agua enfriamiento falla al parar en 60 segundos (Tiempo
ajustable).
‐
Bomba OLP número 1 y 2 falla al parar en 60 segundos (Tiempo ajustable)
‐
Bomba GBOCP 1 y 2 falla al parar en 60 segundos (Tiempo ajustable)
‐
Motor ventilador CF 1 y 2 falla al parar en 60 segundos (Tiempo ajustable)
‐
Sistema de enfriamiento del Transformador Fases A, B y C falla al parar en 60 segundos
(Tiempo ajustable)
‐
Frenos de aire falla al liberar en 60 segundos.
b) Actividades de transición del paso 1
‐
Bajar límite de paletas a la posición 0%
‐
Chequear límite de paletas está en posición 0%
‐
Chequear posición de paletas directrices está cerrado
‐
Chequear velocidad de la unidad
‐
Arrancar bomba OLP cuando velocidad de la unidad ≤ 90 %
‐
Enclavar actuador del gobernador
‐
Chequear actuador del gobernador está en enclavamiento
‐
Chequear velocidad de la unidad
‐
Activar frenos de aire de la unidad cuando velocidad de la unidad está ≤ 25 %
‐
Chequear frenos de aire está aplicados
‐
Chequear velocidad de la unidad
‐
Chequear unidad está en posición fin de movimiento
‐
Límite de paletas falla al bajar a posición 0% en 60 segundos (Tiempo ajustable)
‐
Posición de paletas directrices falla al cerrado en 60 segundos (Tiempo ajustable)
‐
Velocidad de la unidad falla al ajustar a ≤ 90 % en 120 segundos (Tiempo ajustable)
‐
Bomba OLP falla al arrancar en 30 segundos (Tiempo Ajustable)
‐
Actuador del gobernador falla al enclavamiento en 60 segundos (Tiempo ajustable)
74
‐
Velocidad de la unidad falla al ajustar a ≤ 25 % en 120 segundos (Tiempo ajustable)
‐
Frenos de aire falla al aplicar en 30 segundos (Tiempo ajustable)
‐
Unidad fin de movimiento falla al activar en 120 segundos
c) Actividades de transición del paso 2
‐
Bajar/Subir balance de voltaje ≥ -10 % y ≤ 10 %
‐
Chequear balance de voltaje ≥ -10 % y ≤ 10 %
‐
Desconectar RAV
‐
Chequear RAV desconectado
‐
Desconectar excitación
‐
Chequear excitación está desconecta
‐
Voltaje de balance falla a ajustar a ≥ -10 % y ≤ 10 % en 60 segundos (Tiempo ajustable)
‐
RAV falla al desconectado en 60 segundos (Tiempo Ajustable)
‐
Excitación falla al desconectada en 60 segundos (Tiempo ajustable)
d) Actividades de transición del paso 3
‐
Bajar potencia activa y potencia reactiva.
‐
Chequear potencia activa (≤ 20 MW) y potencia reactiva (≥ -10 MVAR y ≤ 10 MVAR).
‐
Abrir interruptor del generador.
‐
Chequear interruptor del generador está abierto.
‐
Chequear corriente por fases A, B y C ≤ 305 A
‐
Bajar límite de paletas a posición SNL
‐
Chequear límite de paletas y paletas directrices están en posición SNL
‐
Potencia activa falla a bajar a ≤ 20 MW en 120 segundos (Tiempo ajustable)
‐
Potencia reactiva falla a ajustar a ≥ -10 MVAR y ≤ 10 MVAR en 120 segundos (Tiempo
ajustable)
‐
Interruptor del generador falla a abrir en 20 segundos (Tiempo ajustable)
‐
Corriente por fases A, B y C no igual y ≥ 305 A cuando interruptor del generador abierto
‐
Límite de paletas o paletas directrices falla al ajustar a posición SNL en 30 segundos
(Tiempo ajustable)
75
Tabla C.3. Orden de las secuencias de arranque y parada
ESTADO ESTABLE
ESTADO DESEADO
Secuencia
ORDEN DE SECUENCIA
U_1 U_2 U_3 U_4 D_1 D_2 D_3 D_4
Parada
Auxiliares Arrancados
X
Parada
Velocidad sin carga
X
X
Parada
Excitación
X
X
X
Parada
Generación
X
X
X
Auxiliares Arrancados
Parada
Auxiliares Arrancados
Velocidad sin carga
X
Auxiliares Arrancados
Excitación
X
X
Auxiliares Arrancados
Generación
X
X
Velocidad sin Carga
Parada
X
Velocidad sin Carga
Auxiliares Arrancados
X
Velocidad sin Carga
Excitación
X
Velocidad sin Carga
Generación
X
Excitación
Parada
X
X
Excitación
Auxiliares Arrancados
X
X
Excitación
Velocidad sin carga
X
Excitación
Generación
Generación
Parada
X
X
X
Generación
Auxiliares Arrancados
X
X
X
Generación
Velocidad sin carga
X
X
Generación
Excitación
X
X
X
X
X
X
X
X
X
76
ANEXO D: BLOQUES DE FUNCIÓN DEL PLC
Figura C.1. Librería de bloques de función de la unidad 8 en el PLC
77
ANEXOS E: EQUIPOS Y MONTAJES
Figura D.1. Pantalla de datos ION 7550
Figura D.2. Montaje de prueba de comunicaciones
78
Figura D.3 Vista trasera equipo ION 7550
Figura D.4 Conector RS-485
79
Figura D.5 Tablero de control
Figura D.6 Concentrador Moxa
80
Figura D.7. PLC AC800M conectado a módulos de control.
Figura D.8. Convertidor Moxa TCC 100/100I
81
Figura D.9. Pantalla de datos ION