SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 FEBRERO 2013 MÉXICO SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 CONTENIDO 1 OBJETIVO _________________________________________________________________________________ 1 2 CAMPO DE APLICACIÓN _____________________________________________________________________ 1 3 NORMAS QUE APLICAN ______________________________________________________________________ 1 4 DEFINICIONES ______________________________________________________________________________ 3 4.1 Generales __________________________________________________________________________________ 3 4.2 Sistemas de Excitación_______________________________________________________________________ 5 4.3 Protección de Generación y Transformadores ___________________________________________________ 7 5 SIMBOLOS Y ABREVIATURAS ________________________________________________________________ 8 5.1 Generales __________________________________________________________________________________ 8 5.2 Sistemas de Control _________________________________________________________________________ 8 5.3 Regulador de Velocidad ______________________________________________________________________ 8 5.4 Sistemas de Excitación_______________________________________________________________________ 9 5.5 Protecciones ______________________________________________________________________________ 10 6 CARACTERISTICAS Y CONDICIONES GENERALES ______________________________________________ 10 6.1 Arquitectura del Sistema de Control ___________________________________________________________ 10 6.2 Sistemas de Control y Visualización ___________________________________________________________ 11 6.3 Regulador de Velocidad _____________________________________________________________________ 70 6.4 Sistemas de Excitación______________________________________________________________________ 97 6.5 Protecciones del Generador y Transformador de Unidad ________________________________________ 106 6.6 Información Requerida _____________________________________________________________________ 128 7 CONDICIONES DE OPERACIÓN _____________________________________________________________ 134 7.1 Condiciones Ambientales___________________________________________________________________ 134 7.2 Diseño por Sismo _________________________________________________________________________ 135 7.3 Altitud de Operación _______________________________________________________________________ 135 8 CONDICIONES DE DESARROLLO SUSTENTABLE ______________________________________________ 135 9 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL __________________________________________________ 135 10 CONTROL DE CALIDAD ____________________________________________________________________ 135 10.1 Pruebas Tecnológicas _____________________________________________________________________ 135 10.2 Pruebas de Aceptación de Fábrica ___________________________________________________________ 136 10.3 Pruebas de Puesta en Servicio ______________________________________________________________ 136 11 MARCADO _______________________________________________________________________________ 137 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 12 ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 EMPAQUE, EMBALAJE, EMBARQUE, TRANSPORTACIÓN, DESCARGA, RECEPCIÓN, ALMACENAJE Y MANEJO _______________________________________________________________________________ 138 13 BIBLIOGRAFIA ____________________________________________________________________________ 138 13.1 General __________________________________________________________________________________ 138 13.2 Sistemas de control _______________________________________________________________________ 138 13.3 Regulador de Velocidad ____________________________________________________________________ 138 13.4 Sistema de Excitación con Excitación Rotativa _________________________________________________ 139 13.5 Protecciones del Generador y Transformador de Unidad ________________________________________ 139 14 CARACTERISTICAS PARTICULARES _________________________________________________________ 140 APENDICE A CARACTERISTICAS GENERALES Y PARTICULARES _________________________________ 141 APENDICE B ALCANCE DEL SUMINISTRO______________________________________________________ 146 APENDICE C INFORMACIÓN TÉCNICA REQUERIDA _____________________________________________ 154 APENDICE D ESPECIFICACIÓN DE BIENES Y SERVICIOS GENERALES Y/O ADICIONALES ____________ 179 APENDICE E ESPECIFICACIÓN PARA EL ARCHIVO DE TRANSFERENCIA SIMO-SIGOB _______________ 180 TABLA 1 Control e información de datos transmitidos del generador al sistema de control _______________ 29 TABLA 2 Control e información de datos transmitidos por la unidad de control hacia el generador _________ 30 TABLA 3 Operación de los servicios energía, aire y agua del generador ________________________________ 30 TABLA 4 Control y el estado de los datos transmitidos por el sistema de excitación al sistema de control ___ 31 TABLA 5 Control y el estado de los datos transmitidos desde el sistema de control al sistema de excitación 32 TABLA 6 Control y el estado de los datos transmitidos desde los equipos terminales del generador al sistemas de control____________________________________________________________________ 34 TABLA 7 Señales transmitidas del sistema de control hacia el interruptor del generador _________________ 34 TABLA 8 Señales transmitidas del interruptor del generador al sistema de control _______________________ 35 TABLA 9 Control y estado de los datos transmitidos desde el transformador al sistema de control _________ 35 TABLA 10 Control y estado de los datos transmitidos de la turbina al sistema de control __________________ 36 TABLA 11 Control y estado de datos transmitidos del sistema de control a la turbina _____________________ 36 TABLA 12 Control y estado de datos transmitidos del regulador de velocidad al sistema de control _________ 37 TABLA 13 Control y estado de datos transmitidos del sistema de control al regulador de velocidad _________ 41 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 TABLA 14 Monitoreo de medición continúa _________________________________________________________ 47 TABLA 15 Entradas que deben de iniciar una Secuencia de Paro Normal ________________________________ 47 TABLA 16 Entradas que deben de iniciar una Secuencia de Paro Rápido ________________________________ 48 TABLA 17 Entradas que deben de iniciar una Secuencia de Paro de Emergencia _________________________ 48 TABLA 18 Verificación de condiciones iníciales de arranque __________________________________________ 54 TABLA 19 Entradas a verificar para completar el arranque de auxiliares en la secuencia ___________________ 57 TABLA 20 Entradas que deben de iniciar una Secuencia de Paro de Emergencia _________________________ 61 TABLA 21 Entradas que deben de iniciar una Secuencia de Paro Rápido ________________________________ 64 TABLA 22 Entradas que deben de iniciar una Secuencia de Paro Normal ________________________________ 66 TABLA 23 Lista típica de entrada y salidas de alarmas que pueden especificase para incorporarse al sistema de regulación para permitir la interfaz con el operador y con otros sistemas de planta. Referencia (normativas IEEE Std 125-2007) ________________________________________________ 92 TABLA 24 Documentación de la propuesta técnica _________________________________________________ 133 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 1 de 184 1 OBJETIVO Establecer las características técnicas, funcionales y operativas así como los requerimientos que debe reunir el sistema de control, sistema de excitación con excitatriz rotativa, regulador de velocidad, protección y medición de generadores de Centrales Hidroeléctricas. 2 CAMPO DE APLICACIÓN Aplica para la adquisición de sistema de control, sistema de excitación con excitatriz rotativa, regulador de velocidad, protección y medición para unidades de generación hidroeléctrica, nuevas y/o proyectos de modernización de Comisión Federal de Electricidad (CFE), con capacidades menores o iguales a 10.5 MW. 3 NORMAS QUE APLICAN 130220 NOM-001- SEDE-2005 Instalaciones Eléctricas (Utilización). NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medidas. NOM-011-STPS-2001 Condiciones de Seguridad e Higiene en los Centros de Trabajo Donde se Genera Ruido. NOM-122-STPS-1996 Relativa a las Condiciones de Seguridad e Higiene para el Funcionamiento de los Recipientes Sujetos a Presión y Generadores de Vapor o Calderas que Operen en los Centros de Trabajo. NMX-J-075/1-ANCE-1994 Aparatos Eléctricos-Máquinas Rotatorias-parte 1: Motores de Inducción de Corriente Alterna del Tipo Rotor en Cortocircuito en Potencias de 0.062 kW a 373 kW Especificaciones. NMX-J-075-3-ANCE Productos Eléctricos - Métodos de Prueba para Motores de Inducción de Corriente Alterna del Tipo de Rotor en Cortocircuito, en Potencias desde 0.062 kW. NMX-J-235/1-ANCE-2008 Envolventes - Envolventes (gabinetes) para uso en Equipo Eléctrico - Parte 1 Requerimientos Generales-Especificaciones y Métodos de Prueba. NMX-J-235-2-ANCE-2008 Envolventes – Envolventes (Gabinetes) para Uso en Equipo Eléctrico – Parte 2 Requerimientos Específicos –Especificaciones y Métodos de Prueba. NMX-J-300-ANCE-2004 Conductores - Cables Control con Aislamiento Termoplástico o Termo fijo, para tensiones de 600V y 1 000V y temperaturas de operación máximas En el Conductor de 75°C y 90°C - Especificaciones. NMX-J-438-ANCE-2003 Conductores –Cables con Aislamiento de Policloruro de Vinilo 75°C y 90°C para Alumbrado de Tableros – Especificaciones. NMX-J-492-ANCE-2003 Cables Monoconductores de Energía para Baja Tensión, no Propagadores de Incendio, de Baja Emisión de Humos y sin Contenido de Halógenos 600V 90°C - Especificaciones. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 2 de 184 130220 NMX-J-501-ANCE-2005 Sistemas de Control de Centrales Generadoras – Sistemas de Excitación Estáticos Controlados por Tiristores para Generador Síncrono – Especificaciones y Métodos de prueba. NMX-J-502-1-ANCE-2005 Sistemas de Control de Centrales Generadoras-Parte1: Guía para Especificar Sistemas de Control de Turbinas Hidráulica. NMX-J-502-2-ANCE -2006 Sistemas de Control de Centrales Generadoras Parte 2 Métodos de Prueba para los Sistemas de Control de Turbinas Hidráulicas. IEC 60068-2-1-2007 Environmental Testing – Part 2: Tests – Tests A: Cold. IEC 60068-2-2-2007 Environmental Testing – Part 2: Tests – Tests B: Dry heat. IEC 60068-2-6-2007 Environmental Testing – Part 2: Tests – Test Fc: Vibration (sinusoidal). IEC 60068-2-30-2005 Environmental Testing – Part 2: Tests. Test Db and Guidance: Damp Head, Cyclic (12 +12 – hour cycle). IEC 60068-2-78-2001 Environmental Testing –40°C, 93% relative humidity, 4 days IEC 60308-2005 International code for testing of speed governing systems for hydraulic turbines. IEC 60255-5-2000 Electrical Relays – Part 5: Insulation Coordination for Measuring Relays and Protection Equipment – Requirements and Tests. IEC-61000-4-2-2008 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-2: Testing and Measurement Techniques - Electrostatic Discharge Immunity Test. IEC-61000-4-3-2010 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-3: Testing and Measurement Techniques - Radiated, Radio-Frequency, Electromagnetic Field Immunity. IEC-61000-4-4-2011 Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 4: Testing and Measurement Techniques - Section 4: Electrical Fast Transient/burst Immunity Test. Basic EMC. (Antes IEC801-4). IEC 61000-4-05-2005 Electromagnetic Compatibility (EMC) – Surge immunity 2kV line to line, 4kV line to ground IEC 61000-4-6-2006 Electromagnetic Compatibility (EMC) – Conducted RF Immunity, 10Vrms. IEC-61000-4-11-2004 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-11: Testing and Measurement Techniques – Voltage Dips, Short Interruptions and Voltage Variations Inmunity Tests. IEC-61000-4-12-2006 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-12: Testing and Measurement Techniques – Ring Wave Inmunity Test Maintenance Result Date. IEC 61131-3-2003 Programmable Controllers part 3 Programming Languages. IEC 61362 (1998-03) Guide to specification of hydraulic turbine control systems. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 3 de 184 NOTA: NRF-001-CFE-2007 Empaque, Embalaje, Embarque, Transporte, Descarga, Recepción y Almacenamiento de Bienes Muebles Adquiridos por CFE. NRF-002-CFE-2009 Manuales Técnicos. CFE D2100-18-2004 Aceites Lubricantes para Turbinas. CFE D8500-01-2007 Selección y Aplicación de Recubrimientos Anticorrosivos. CFE D8500-02-2007 Recubrimientos Anticorrosivos. CFE D8500-22-2011 Recubrimientos Anticorrosivos y Pinturas para Centrales Hidroeléctricas. CFE E0000-25-2011 Conductores con Aislamiento y Cubierta Termofijos Libres de Halógenos, para Instalaciones hasta 600V 90°C. CFE E0000-26-2009 Cables de Control con Aislamiento Termofijo Libre de Halógenos para 90°C. CFE GR94X-99-2001 Relevadores Auxiliares. CFE G0000-44-1992 Traductores de Protocolo para Sistemas de Control Supervisorio y Adquisición de Datos. CFE L0000-12-1986 Tensiones de C.A. Empleadas en Centrales Generadoras. CFE-L0000-15-1992 Código de Colores para Centrales Hidroeléctricas. CFE L0000-36-2005 Consideraciones económicas en la supervisión del montaje, pruebas y puesta en servicio. CFE MPSR0-01-1998 Pruebas de comportamiento del sistema de control de excitación del alternador Centrales Eléctricas. CFE XF000-05-1999 Recipientes a Presión y Atmosféricos no Sujetos a Fuego Directo. En caso de que los documentos anteriores sean revisados o modificados, debe tomarse en cuenta la edición en vigor en la fecha de la convocatoria de la licitación, salvo que la CFE indique otra cosa. 4 DEFINICIONES 4.1 Generales 4.1.1 Sistemas de Control 4.1.1.1 PLC de control de unidad Controlador lógico programable donde se programa la lógica de control, secuencias de arranque. Paro y protecciones de proceso de generación de una unidad de generación. 4.1.1.2 Sistema de control automatización y adquisición de datos. Conjunto de equipos que realizan la función de adquirir información, para monitoreo, control y protección de un proceso de generación de una unidad de generación. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 4 de 184 4.1.1.3 Unidad terminal remota para telecontrol. Equipo o Función programada en un PLC que permite enlazar un equipo maestro con un esclavo para telecontrolar un proceso de generación de una unidad de generación. 4.1.1.4 Interfaz hombre máquina del operador. Sistema de visualización donde se presenta una aplicación de operación y control del proceso de generación de una unidad de generación. 4.1.2 Regulador de velocidad. Además de las indicadas en las normas NMX-J-502/1-ANCE y NMX-J-502/2-ANCE, se establecen las siguientes definiciones para dar claridad a la presente especificación: 4.1.2.1 Sistema de control de la turbina. Se refiere al conjunto de equipos y dispositivos que se encargan del control de la velocidad de la turbina. Incluye, en forma general, a los dispositivos de medición de las señales a controlar, el controlador, los servo-posicionadores, los equipos de suministro de energía hidráulica, los dispositivos de medición de retroalimentación de las variables y todos los equipos y dispositivos requeridos para las interconexiones. 4.1.2.2 Controlador lógico programable. Se refiere al equipo electrónico que recibe las señales de retroalimentación de las variables, las procesa, las compara con las consignas establecidas y desarrolla señales eléctricas para lograr el control de las variables. Se utiliza el término en forma genérica para la parte electrónica de control del sistema de regulación de velocidad. Se le denomina a veces como “regulador electrónico” o “regulador de velocidad. 4.1.2.3 Servo-Posicionador electro-hidráulico. Se refiere al equipo que recibe las señales eléctricas del controlador y desarrolla sus propias señales, tanto eléctricas como hidráulicas, para lograr el posicionamiento de los servomotores de los medios de control de las turbinas y dar las retroalimentaciones necesarias. Incluye las servoválvula, servomotores piloto válvulas distribuidoras y los dispositivos de medición y retroalimentación de las variables al controlador. Los medios de control de la turbina pueden ser, de acuerdo al tipo de turbina: el distribuidor, alabes, agujas, válvulas, compuertas, deflectores u otros dispositivos. En algunos casos a este equipo se le denomina “convertidor” dada su función de convertir las señales eléctricas a señales hidráulicas o “actuador”. 4.1.2.4 Ajuste de referencia de velocidad/carga Es el dispositivo por medio del cual la referencia del sistema de control puede ser ajustada para cambiar la velocidad o la carga de la turbina mientras que la turbina está en operación. 4.1.2.5 Banda muerta de velocidad (Hz). Es el intervalo entre dos valores de velocidad de la turbina dentro de la cual no hay acción reguladora. La señal de mando se supone constante. 4.1.2.6 Intervalo de sincronización (Hz). Es el intervalo de velocidad dentro del cual el generador puede ser sincronizado. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 5 de 184 4.1.2.7 Limitador de posición del servomotor (Limitador de Carga). Es el dispositivo responsable de evitar que el servomotor de control de la turbina sobrepase una posición de apertura más allá del valor de limitación. 4.1.2.8 Sistema de control de frecuencia/carga Combinación de dispositivos y mecanismos que detectan la desviación de velocidad y la convierten en la desviación principal de la carrera (desplazamiento) del servomotor en forma característica. Este sistema incluye los elementos sensores de velocidad, controlador, el actuador, el sistema de suministro de presión hidráulica y el servomotor. 4.2 Sistema de Excitación 4.2.1 Canal automático Lazo de control asociado con la regulación de tensión en terminales del generador. 4.2.2 Canal manual Lazo de control asociado con la regulación de la corriente de campo. 4.2.3 Circuito de descarga Arreglo o circuito conformado por dispositivos que permiten descargar en las terminales del devanado de campo del excitador del generador, durante la secuencia de desexcitación. 4.2.4 Circuito de excitación inicial Circuito conformado por los dispositivos que permiten la iniciación de la excitación del generador a través de fuentes externas de alimentación. 4.2.5 Corriente de campo nominal ( ) Corriente en el devanado de campo requerida por el generador para operar a velocidad, tensión, corriente y factor de potencia nominal. 4.2.6 Etapa de potencia Es el equipo que suministra la corriente de campo del excitador para la excitación de la máquina síncrona (generador). La cual se compone por: el transformador de excitación, banco de rectificación y cables de c.d. y c.a. 4.2.7 Generador con carga Condición operativa del generador cuando está conectado a un sistema eléctrico de potencia y está entregando potencia activa y/o reactiva a la red eléctrica. 4.2.8 Generador en vacío Condición operativa del generador cuando está operando con tensión nominal en terminales de generador y se encuentra desconectado del sistema eléctrico de potencia, rodando a velocidad nominal. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 6 de 184 4.2.9 Interruptor de C.A. Es el equipo que tiene la función de conexión y desconexión entre el secundario del transformador de excitación y la etapa de potencia del sistema de excitación. 4.2.10 Panel de alarmas y señalización Es el dispositivo que contiene la señalización e indicación del estado operativo del sistema de excitación. 4.2.11 Protecciones Son los dispositivos que detectan en el sistema de excitación la presencia de condiciones anormales, operación incorrecta y/o fallas e inician secuencias de conmutación de canal de regulación, desconexión y/o alarma. 4.2.12 Valor por unidad (pu) Valor por unidad correspondiente a valores nominales, para tensión de campo valor correspondiente a corriente de campo valor correspondiente a 4.2.13 y para . Registro de eventos La UCE debe contener capacidad para registro de eventos con etiquetado de hora y fecha para almacenar cambios de estado lógico de entradas y salidas, cambios operativos del sistema y avisos de alerta. 4.2.14 Registro de transitorios Función de almacenamiento con etiquetado de fecha y hora de formas de onda de señales analógicas internas y externas del sistema de excitación. 4.2.15 Regulador de corriente de campo Es un sistema de control automático cuya función es la de mantener la corriente en el devanado de campo del generador a un valor definido por un elemento de referencia. 4.2.16 Regulador de tensión en terminales del generador Es un sistema de control automático cuya función es la de mantener la tensión en las terminales del generador a un valor definido por un elemento de referencia. 4.2.17 Sistema de excitación Sistema que incluye componentes de control y potencia cuya función es la de proporcionar la corriente de campo requerida por el generador para mantener la tensión en sus terminales bajo cualquier condición de operación dentro de la característica de capacidad del generador, el subsistema de control debe operar bajo el modo de operación de regulación de tensión y regulación de corriente de campo además debe contener funciones de protección, control lógico, comunicación, monitoreo y registro. 4.2.18 Tensión de campo nominal Tensión en terminales del devanado de campo requerida para producir la corriente de campo nominal con la temperatura en el devanado de campo estabilizada a carga nominal del generador a la temperatura máxima permisible del medio refrigerante del generador. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 7 de 184 4.2.19 Tensiones de techo ( ) Son los valores absolutos máximos en pu de la tensión de campo en c.d. positiva o negativa que el sistema de excitación puede suministrar en sus terminales bajo condiciones de generador en vacío. 4.2.20 Transformador de excitación Transformador cuya función es la de proporcionar energía a la etapa de potencia y sistemas auxiliares del sistema de excitación. 4.3 Protecciones del Generador y Transformadores 4.3.1 Valor por unidad (pu) Valor por unidad correspondiente a valores nominales. 4.3.2 Registro de eventos Los equipos de protecciones deben contener capacidad para registro de eventos con etiquetado de hora y fecha para almacenar cambios de estado lógico de entradas y salidas, cambios operativos del sistema y avisos de alerta. 4.3.3 Registro de transitorios Función de almacenamiento con etiquetado de fecha y hora de formas de onda de señales analógicas internas y externas del sistema de excitación. 4.3.4 FPGA Es un dispositivo semiconductor que contiene bloques de lógica cuya interconexión y funcionalidad puede ser configurada 'in situ' mediante un lenguaje de descripción especializado. La lógica programable puede reproducir desde funciones tan sencillas como las llevadas a cabo por una puerta lógica o un sistema combinacional hasta complejos sistemas en un chip. Tienen la característica de ser reprogramables. 4.3.5 PMU Unidad de medición fasorial, es un dispositivo que mide los fasores eléctricos en un sistema de potencia. La sincronización de tiempo permite mediciones sincronizadas de múltiples puntos remotos en la red eléctrica. Se considera la medición de PMU´s como la más importante medición remota de la red eléctrica en un futuro próximo. 4.3.6 GPS (Global PositioningSystem: sistema de posicionamiento global) o NAVSTAR-GPS Sistema global de navegación por satélite (GNSS) que permite determinar en todo el mundo la posición de un objeto, una persona o un vehículo con una precisión hasta de centímetros (si se utiliza GPS diferencial), aunque lo habitual son unos pocos metros de precisión. El sistema fue desarrollado, instalado y actualmente operado por el Departamento de Defensa de los Estados Unidos. Además, utilizando esta tecnología se consigue sincronizar en tiempo a los equipos de control, protección y medición con una exactitud extrema, similar a la de los relojes atómicos que llevan a bordo cada uno de los satélites. Este medio de sincronización en tiempo es indispensable para el funcionamiento de los equipos PMU´s. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 8 de 184 5 SIMBOLOS Y ABREVIATURAS 5.1 5.2 5.3 130220 Generales CFE Comisión Federal de Electricidad. V Voltaje o tensión. I Corriente. c.a. Corriente alterna. c.d. Corriente directa. TCP/IP Protocolo de Control de Transmisión/Protocolo de Internet. IHM Interfaz Hombre Máquina del operador. Sistema de Control CPU Unidad de Procesamiento Central. PLC Controlador Lógico Programable. SCAAD Sistema de Control Automatización y Adquisición de Datos. RAM Random Access Memory (memoria de acceso aleatorio). UTR Unidad Terminal Remota para Telecontrol. RTD Resistance Temperature Detector (Detector de temperatura por resistencia). LAN Local Área Network (Red de Área Local). DTI Diagramas de tubería e instrumentación. Regulador de Velocidad Hz Unidad de frecuencia Hertz. TP Transformador de potencial. RPM Revolución por minuto. HPSS Sistema de suministro de potencia hidráulica. PID Proporcional integral y derivativo. PI Proporcional e integral. PD Proporcional derivativo. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 9 de 184 5.4 KP Ganancia proporcional. TN Tiempo de acción integral. TD Tiempo de acción derivativa. Bp Estatismo Permanente FIFO First in – first out MW Megawatt. kW Kilowatt. PCC Plan de control de calidad. LAPEM Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales. Sistema de Excitación AA Sistema de enfriamiento por ventilación natural. c.a. Corriente alterna. c.d. Corriente directa. DNP Protocolo de red distribuido, acrónimo del inglés Distributed Network Protocolo. Frecuencia nominal. 130220 LCD Pantalla de cristal liquida. LED Diodo emisor de luz. IHM Interfaz Hombre Maquina. MODBUS Protocolo de comunicación. pu Por unidad. RTC Relación de transformación de corriente. RTP Relación de transformación de potencial. TCP/IP Protocolo de Control de Transmisión (TCP) y Protocolo de Ethernet (IP). TC Transformador de corriente. TP Transformador de potencial. UCE Unidad de control de excitación. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 10 de 184 V c.a. Tensión de corriente alterna. V c.d. Tensión de corriente directa. Tensión en el devanado de campo. Tensión del generador. Tensión nominal. G(s) 5.5 Función de transferencia. Protecciones FPGA Field Programmable Gate Array (Arreglo de compuertas lógicas programables en campo). PMU Phasor Measurement Unit (Unidad de Medición de Fasor) GPS Global Positioning System: (Sistema de Posicionamiento Global) 6 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES 6.1 Arquitectura del Sistema de Control Se debe cumplir con la arquitectura del sistema de control y automatización mostrada en la siguiente figura 6.1, en la que gráficamente se define la estructura de las relaciones de los componentes principales del sistema de control que incluye la interfaz de operación, hardware de entrada y salida, software de programación, redes de comunicación, controladores lógicos, IHM, equipos de protección, sistema de regulación de tensión, sistema de regulación de velocidad, medición, control de nivel superior e Intranet de CFE. Figura 6.1 “ Arquitectura del sistema de control protección y medición” 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 11 de 184 6.2 Sistema de Control y Visualización 6.2.1 PLC del sistema de control El control de cada unidad debe estar implementado en un PLC en el cual se programen las funciones de control, automatismos, algoritmo de regulación de velocidad, protección de proceso, manejo de alarmas y secuencias en base a la adquisición de datos de las entradas y salidas del tipo analógico y digital, además de la información proveniente de equipos de protección eléctrica, control remoto y medición mediante enlaces de comunicación. El PLC propuesto deben cumplir las siguientes características técnicas en cada uno de los componentes que a continuación se establecen: 6.2.1.1 6.2.1.2 6.2.1.3 6.2.1.4 130220 CPU a) Memoria de al menos 8 MB (Integrada o Externa enchufable en ranura del CPU). b) Tiempo de ejecución para operaciones de bits máximo 10 µA c) Contadores de acuerdo a la norma IEC 61107. d) Programación local por puerto de comunicación y puertos de comunicación adicionales. e) Capacidad de programación y configuración vía Ethernet TCP/IP. f) Reloj de tiempo real integrado. g) Slot para Memory Card Flash. h) Temperatura de operación de 0°C a +60°C. i) Humedad relativa 95% a 25°C. j) Capacidad de pasar a un estado seguro predeterminado (falla segura), las señales digitales de salida y las señales analógicas de salida, cuando por alguna causa se interrumpa su operación. Fuente de alimentación a) Integrada al PLC (módulo de montaje en slot del rack del PLC o montaje en riel DIN). b) Voltaje de alimentación a 24V c.d. Rack a) Montaje en pared o gabinete. b) Bastidor central (rack de montaje) para integrar el PLC a través del (backplane) bus con conectores enchufables (plug-in connectors). c) Bus activo que permita el cambio de hardware I/O energizado (HotSwap). Tarjetas de entradas digitales a) 16 Entradas b) Voltaje de entrada 24V Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 12 de 184 6.2.1.5 6.2.1.6 6.2.1.7 130220 c) Intervalo de temperatura de operación 0ºC – 60ºC d) Alimentación de sensores en grupos de máximo 8 canales a prueba de corto circuito con diagnostico (LED y mensaje al controlador) e) Aislamiento óptico. Tarjetas de salidas digitales a) Voltaje de salida 24V a 500mA. b) Intervalo de temperatura de operación 0ºC – 60ºC. c) Protección de canal a corto circuito. d) Frecuencia de salida con carga de resistencia 60 Hz. e) Conexión paralela para incrementar corriente de salida. f) Indicación de falla por canal con LED. g) Valor de substitución parametrizable en caso de falla de comunicación. Tarjetas de entradas analógicas V/I a) Cantidad de entradas: 4 u 8. b) Medición de intensidad: 0/4…20mA. c) Margen de entrada: 0mA a 20mA, - 20mA a + 20mA y 4mA a 20mA. d) Medición de tensión 8 canales. e) Margen de entrada: 1V a 5V, -10V a 10V,-5V a 5V. f) Intervalo de temperatura de operación: 0ºC a 60ºC. g) Error linear sobre el intervalo de entrada: ± 0.03%. h) Repetibilidad sobre el Intervalo de entrada: ± 0.01%. i) Conexión 2 hilos / 4 hilos. j) Resolución: 12 bits mas signo. k) Tiempo de adquisición de 10ms. Tarjetas de entradas analógicas de RTD a) Cantidad de entradas: 8. b) Termorresistencias Pt 100, Ni100. c) Resistencias 150 Ω, 300 Ω, 600 Ω. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 13 de 184 6.2.1.8 6.2.1.9 6.2.1.10 130220 d) Error básico : RTD +/- 0.5ºC ; Resistencia ± 0.05% e) Error de temperatura : ± 0.005%/K f) Error linear sobre el intervalo de entrada : ± 0.02% g) Repetibilidad sobre el intervalo de entrada : ± 0.01% h) Conexión 2 hilos / 3 hilos / 4 hilos i) Resolución : 15 bits mas signo j) Tiempo de escaneó por todo el modulo : >200ms Tarjeta de salidas analógicas V/I a) 8 salidas b) Resolución : 12 bits mas signo c) Tensión 0/1…5/10V ; ± 10V d) Corriente 0/4…20mA; ± 20mA e) Salida cada 10ms Tarjeta de comunicación Ethernet a) Contenida en el Rack del PLC (Podrá formar parte del CPU del PLC) b) Standard Ethernet para IEEE 802.3 c) Tipo de transporte Transmisión / Recepción, TCP/IP d) Velocidad de transmisión de 10/100Mbps. e) Conexión RJ45 (100 base TX). f) Permite la programación del CPU a través de la red LAN o WAN. g) Temperatura de operación de 0°C a + 60°C. h) Humedad relativa 95% a 25°C Tarjeta de comunicación serial a) Tarjeta de Inserción en un slot del rack del PLC o en la tarjeta del CPU del PLC b) Con interfaz RS232 c) Velocidad mínima de 76.8 kbps Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 14 de 184 6.2.2 HM del sistema de c ontrol La IHM debe tener la funcionalidad de cliente y servidor en sí mismo, y comunicarse con el PLC de control de unidad por medio de red de comunicación Ethernet, siendo el medio de operación y visualización del proceso de la unidad, a través de gráficos estáticos y dinámicos. La IHM propuesta debe cumplir las características técnicas que a continuación se establecen: 6.2.2.1 a) Tipo panel PC b) Monitor LED 43.18cm. c) Tipo pantalla Táctil (TouchScreen). d) Montaje en panel (Incluir accesorios de montaje en panel). e) Alimentación 18V c.d. – 32V c.d. f) Temperatura de trabajo 0°C – 60 C. g) Velocidad del procesador 2GhzDuo. h) Memoria RAM de 4GB. i) Capacidad del disco duro 400GB (Interno o externo). j) Tarjeta de Red integrada Ethernet 10/100/1000 Base- T x2. k) Sistema Operativo de Microsoft actual (Puede ser embebido). l) Tarjeta de gráficos con resolución mínima de 1 280 x 1 024 pixeles. o Software del sistema de control El software de sistema de control debe permitir la programación de las funciones de control en el PLC de control de unidad y la programación de las interfaces gráficas de monitoreo y operación en la IHM. El software propuesto debe cumplir las características técnicas en cada uno de los componentes que a continuación se establecen. 6.2.2.1.1 Software de programación para el PLC a) b) 130220 Rev Incluir los lenguajes del estándar 61-131-3: - Diagramas de bloques funcionales (CFC) - Lenguaje estructurado (ST) - Lista de instrucciones (IL) - Programación de secuencias graficas (SFC) Incluir Bloques de funciones mínimas: - Controlador PID - Logarítmicas SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 15 de 184 6.2.2.1.2 - Raíz cuadrada - Trigonométricas - Aritméticas de punto flotante - Funciones de interrupción - Funciones de diagnóstico - Funciones de reloj - Funciones de comunicación. Software de programación y runtime para el IHM El software de programación de la IHM debe permitir el desarrollo y la visualización de la aplicación que permita el monitoreo y operación del sistema de control de unidad. La aplicación desarrollada por este software debe tener las siguientes funciones: 6.2.3 a) Visualización y operación del proceso mediante ventanas de gráficos dinámicos asignados a señales de proceso obtenidas del PLC de control de unidad. b) Manejo de alarmas. c) Manejo de tendencias. d) Gráficas. e) Manejo de registros históricos de alarmas y tendencias. f) Manejo de reportes. g) Interfaces estándar en SQL o OPC. h) Aplicación como servidor y cliente en la misma PC panel de la IHM. i) Correr bajo sistemas operativos comerciales actuales. j) Servidor web. Equipo de programación, mantenimiento y diagnóstico El equipo de programación, mantenimiento y diagnóstico del sistema de control debe incluir el software para el PLC, IHM, regulador de tensión, relevadores de protección digital y multimedidores de energía. El equipo de programación propuesto debe cumplir las características técnicas que a continuación se establecen: 130220 a) Tipo Laptop. b) Sistema operativo de Microsoft versión profesional (no servidor) actual al momento de la publicación del procedimiento de adquisición. c) Velocidad al menos 2GHz. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 16 de 184 6.2.4 6.2.5 d) Monitor de al menos de 38.10cm. e) Memoria RAM al menos 4GB. f) Disco duro con capacidad de al menos 400GB. g) Unidad integrada de Reproductor de DVD`s. h) Incluya batería extra (deben ser dos baterías). i) Tarjeta integrada Bluetooth. j) Tarjeta integrada inalámbrica WiFi. k) Tarjeta integrada de Red Ethernet. l) Puertos USB. m) Puerto HDMI. n) Cámara integrada. Fuente de alimentación unive rsal (CD o CA)/CD a) Voltaje nominal de salida 24V c.d. b) Voltaje de entrada (100 – 240)V c.a. y (90 – 300)V c.d. c) Capacidad de conexión en paralelo. d) Tipo “Switcheada”. e) Capacidad 20 A. f) Indicación de falla. g) Indicación de alimentación. h) Montaje en Riel DIN. i) Contacto seco para indicación de falla con capacidad de 125V c.d. j) Terminales removibles tipo tornillo. Red LAN Ethernet La red de comunicaciones debe basarse en la configuración de la arquitectura de control indicada en la sección 6.1 de esta especificación, considerando el suministro de Switch`s, cable UTP, conectores RJ45 Ethernet para implementar la red LAN Ethernet de control en topología estrella para la comunicación de PLC, IHM, UTR, y demás equipos. La Red Ethernet propuesta debe cumplir las siguientes características técnicas en cada uno de los componentes que a continuación se establecen: 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 17 de 184 6.2.5.1 6.2.5.2 6.2.5.3 130220 Switch Ethernet a) Industrial b) 24 Puertos c) Montaje en RAIL DIN d) Temperatura de operación 0ºC – 60ºC e) Alimentación de 12-45V c.d. f) 24 puertos RJ45 10/100 Mbps g) 2 contactos para diagnósticos h) Soporte de VLAN’s (Redes Virtuales) bajo el estándar IEEE802.1Q. i) LEDs para alimentación, estado de puertos y comunicación j) Inmunidad en contra ruido electromagnético. Cable Ethernet a) Industrial Ethernet. b) Categoría 5. c) Blindaje para la eliminación del efecto de inducción electromagnética. d) Temperatura de -40°C a +70 C. e) 2 Pares trenzados (4 hilos). f) Calibre 0.324mm g) Libre de halógenos. h) Forro del cable en color verde i) 4 colores diferentes de los 4 hilos para conexión rápida. o 2 Conectores RJ45 a) Diseño para uso industrial. b) Caja metálica robusta, ausencia de piezas perdibles. c) Para conexión rápida de 4 Hilos. d) Alta compatibilidad electromagnética y derivación de perturbaciones. e) Compatible con el estándar EN 50173 (RJ45)/ISO IEC 11801. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 18 de 184 f) 6.2.6 Salida de cable a 180°C (recto). Tablero de control a) Dimensiones 2 000mm (altura) X 800mm (ancho) X 800mm (profundo) b) NEMA 4 c) Dos tapas laterales de acero laminado con recubrimiento anticorrosivo. d) Acabado con pintura electrostática. e) Puerta frontal con visibilidad al interior (acrílico o cristal). f) Puerta trasera de acero laminado con recubrimiento anticorrosivo. g) Marco abatible con rack vertical de montaje de 48.26cm de ancho al centro. h) Tapa superior incorpora cortes para ventiladores. i) Unidad de ventilación 127V para montaje en tapa superior. j) Rejilla para filtro de polvo, montado en la parte inferior de la puerta trasera. k) Paquete de filtros para polvo. l) Base de 10cm color negro. m) Con anclaje al piso. n) Dos tomas de corriente con supresor de picos de voltaje, con 6 tomas de corriente cada uno para rack. o) Barra de cobre para tierra de montaje horizontal en la parte inferior trasera del tablero que incluya accesorios de instalación. p) Lámpara de 127V c.a. con foco ahorrador. q) Switch de apagado de lámpara y encendido del ventilador cuando el tablero sea cerrado. r) Incluir tornillería, bisagras y los accesorios necesarios para el montaje completo del propio tablero. 6.2.7 Materiales y accesorios de montaje. 6.2.7.1 Clemas (características generales) 130220 a) Todas las clemas para cualquiera que sea su función eléctrica, es para montaje en riel DIN b) Función eléctrica (Portafusibles, desconectadoras, bloque de distribución, puesta a tierra, conductor neutro, seccionable de prueba o medición, de potencia, diodo, aislante) c) Calibre del conductor (3.307-0.519)mm d) Calibre del cable (5.260-0.823)mm Rev 2 2 SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 19 de 184 6.2.7.2 6.2.7.3 6.2.7.4 6.2.7.5 130220 e) Clasificación de voltaje (500V) f) Clasificación de corriente g) Niveles ( 1, 2 o 3 niveles) h) Tamaño terminal i) Tipo de conexión (tornillo) j) Entradas (de acuerdo a la necesidad) k) Salidas (de acuerdo a la necesidad) l) Montaje (Riel DIN) m) Color gris Clemacontactor a) Voltaje 24V c.d. b) Corriente máxima 4A c.d c) Número de polos 4 d) Configuración N/O Clemaportafusible a) 24V b) Corriente mayor a 6A c) 3 polos Clema con diodo para redundancia a) Voltaje de entrada nominal 24V b) Corriente nominal 40A c) Calibre de conexión (13.30-0.519)mm 2 Clema tierra a) Voltaje de entrada nominal 24V b) Corriente nominal 40A c) Calibre de conexión (13.30-0.519)mm Rev 2 SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 20 de 184 6.2.7.6 6.2.7.7 6.2.7.8 6.2.7.9 6.2.7.10 130220 Accesorios de clema s a) Topes b) Portaetiquetas c) Etiquetas d) Placas final e) Interconexión de “n” polos f) Alveolos de prueba Rieles de montaje a) Riel DIN b) Perforado Canaleta plástica ranurada a) Con precortes que permiten seccionar la canaleta a la longitud deseada. b) Accesorios de fijación a puerta y a riel. c) Lengüetas que se desprenden al pie o a la base de la canaleta. d) Posibilidad de sujetar los cables con collarín en la zona de refuerzo de la base. e) Franjas de zona de rotulación. f) Color gris. Interruptor termomagnético a) Corriente 16A b) Voltaje 48V c) No. de polos 2 Relevador de control a) Tipo clema b) Voltaje 24V c.d. c) Sellado d) Capacidad de Corriente del contacto 15A e) Para montaje en riel DIN Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 21 de 184 6.2.7.11 6.2.7.12 6.2.7.13 6.2.7.14 130220 f) Con LED indicador g) Número de polos 2 Interruptores desconectadores a) Para Mando Directo, a Distancia oToggle b) 25-630A, 690V c) Barreta regulable d) Contactos auxiliares e) Portafusibles f) En gabinete g) Con fusibles h) Interruptores de pedal Tomas y clavijas a) 16, 32, 63, 125A b) 100-130V, 220-250V, 440-460V, 50-60 Hz c) Intervalo de Temperatura -25ºC a 80ºC d) Resistente a los impactos y corrosión, resistente a petróleo, aceite y a la mayoría de ácidos y alcalinos. e) IP44, IP67 Toma corrientes a) Montaje en pared, riel din, empotrado b) 15A, 125V c.a. c) Color: negro, gris, azul d) IP20 Selector con llave a) Posición de extracción de llave (izquierda y derecha) b) Ángulo de conmutación 60°C c) Construcción del elemento frontal (plástico) Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 22 de 184 6.2.7.15 6.2.7.16 6.2.8 Ventilador a) 115V, 50/60 Hz b) 20 W Lámpara de LED a) 5W b) Color blanco Instrumentación La instrumentación propuesta para medir las variables abajo listadas, debe cumplir las características técnicas que a continuación se establecen: 6.2.8.1 Temperatura 1. Metal de chumacera por cada chumacera. 2. Aceite por chumacera por cada chumacera. 3. Aceite de regulación. 4. Aceite del transformador. 5. Devanados del transformador. Características técnicas: 130220 a) Sensor RTD b) Pt-100 c) Clase A d) 4 hilos e) Funda del sensor en acero inoxidable f) Termopozo de acero inoxidable g) Cabeza en aluminio con grado de protección IP67 h) Aislamiento de cable PTFE i) Longitud de XX mm y un Diámetro de YY mm (XX y YY serán definido en la tabla de suministros) j) Intervalo de medición -50°C a 400ºC k) Extensión de cables 4 000 mm l) Conexión a proceso roscada 12.7 mm(½ )NPT en acero inoxidable 316L Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 23 de 184 m) Incluye accesorio de ajuste de inserción en acero inoxidable de 19.05mm (3/4 pulg) NPT n) Sección transversal de cable ≤ 0.382mm 6. Devanado fase A del generador 7. Devanado fase B del generador 8. Devanado fase C del generador 2 Características técnicas: 9. a) Sensor RTD para Devanados de Estator del Generador b) Pt 100, Platinum (0.00392 TCR), 100 Ω ±0.5% at 0°C c) Límite de temperatura Clase F: 155 C (311 F). d) Material del cuerpo: Resina Epóxica (EpoxyGlass). e) Ancho del cuerpo: 12mm. f) Longitud del cuerpo: 152mm. g) Espesor del cuerpo: 2mm h) 4 hilos i) Sección transversal de cable ≤ 0.382mm j) Aislamiento de cable PTFE k) Rigidez dieléctrica: 3 200Vrms a 60 Hz, probado entre los cables y la superficie plana externa del cuerpo del RTD por 1s a 5s. l) Longitud de los cables 1 000mm. o o 2 Aire de enfriamiento de generador Características técnicas: 130220 a) Carcasa fabricada en aluminio b) Grado de protección a intemperie IP67 c) RTD soportados: PT100, 4 hilos d) Exactitud: 0.25°C. para PT100 e) Unidades de calibración: °C f) Estabilidad a largo plazo: ±0,1°C/año g) Temperatura Límite Ambiente: -20°C a 80°C Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 24 de 184 6.2.8.2 h) SENSOR RTD PT100 CLASE A de acuerdo con IEC 60751 con conexión 4 hilos i) Conexión al proceso: Temperatura del aire ambiental j) Montaje en pared. Nivel 1. Aceite por cada chumacera. 2. Aceite de regulación Tanque Aire Aceite. 3. Aceite de regulación Tanque de depósito. 4. Nivel de aceite del transformador. Características técnicas: a) Transmisor de nivel compacto b) Señal de salida, 4mA a 20mA. c) 2 hilos. d) Display. e) Principio de medición pieza resistiva. f) Conexión a proceso rosca 38.1 mm (1 ½ pulgada) NPT. g) Intervalo 0cm a 100cm. h) Exactitud 0.1% de E.C. i) Carcasa fabricada en aluminio j) Grado de protección IP66. 5. Agua en tanque (Presa) 6. Agua en desfogue. Características técnicas: 130220 a) Transmisor de nivel por principio ultrasónico en una sola pieza. b) Alcance de medición mínimo: 0...12m. en fluidos. c) Salida de 4mA a 20mA. d) Alimentación de 24V c.d. e) Resolución: 6mm o menor f) Angulo máximo de cobertura del transductor ultrasónico: 6ºC a 10°C. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 25 de 184 6.2.8.3 1. g) Exactitud: ±0,25% sobre lectura o mejor. h) Unidades de calibración: m. i) Temperatura Límite Proceso: -20°C a 80°C. j) Temperatura Límite Ambiente: -20°C a 80°C. k) Carcasa fabricada en Aluminio, grado de protección a intemperie IP68. l) Pantalla de indicación local m) Para la configuración local de unidades de medición de nivel, ajuste de intervalo y acceso a diagnostico podrá ser con botones, teclado o configurador (que debe incluirse). n) Función de supresión de eco. Presión Aceite de regulación tanque aire aceite. Características técnicas: 130220 a) Transmisor de presión manométrica digital tipo modular con display. b) Sensor tipo celda capacitiva o pieza resistiva fabricada en cerámica o metálica. c) Transmisor, 4mA a 20mA. d) 2 hilos. e) Alimentación 24V c.d. f) Valor Nominal ajustado: 0 a 400 bar. g) Unidades de calibración: bar. h) Escalabilidad: 100:1 i) Exactitud: +/- 0,075% del Span ajustado. j) Estabilidad a largo plazo: +/-0,05% de URL/año (de Limite de Rango Superior por año). k) Temperatura límite proceso: -40°C a +100°C. l) Temperatura límite ambiente: -40°C a +80°C. m) Carcasa en aluminio, protección IP66/IP67 o mayor, (NEMA 6P) o mayor. n) Pantalla de indicación alfanumérica: valor medido, unidades. o) Configuración local sin necesidad de unidad de programación adicional, por medio de teclado o botones: cambio de unidades (bar, Kg/Cm2, kPa) y otros ajustes. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 26 de 184 p) Aprobado para su uso en zonas seguras. q) Conexión a proceso rosca ANSI 1/2 MNPT, material AISI 316L. 2. Agua antes de válvula de admisión. 3. Agua después de válvula de admisión. 4. Aire o Aceite de Frenos. 5. Agua de enfriamiento. Características técnicas: 130220 a) Transmisor de presión manométrica digital tipo modular con display. b) Sensor tipo celda capacitiva o pieza resistiva fabricada en cerámica o metálica. c) Transmisor, 4mA a 20mA. d) 2 hilos. e) Alimentación 24V c.d. f) Valor nominal ajustado: 0 a 40 bar. g) Máxima sobrepresión: 60 bar. h) Unidades de calibración: bar. i) Escalabilidad: 100:1 j) Exactitud: +/- 0,075% del Span ajustado. k) Estabilidad a largo plazo: +/-0,05% de URL/año (de Limite de Rango Superior por año). l) Temperatura Límite Proceso: -40°C a +100°C. m) Temperatura límite ambiente: -40°C a +80°C. n) Carcasa en aluminio, protección IP66/IP67 o mayor, (NEMA 6P) o mayor. o) Pantalla de indicación alfanumérica: valor medido, unidades. p) Configuración local sin necesidad de unidad de programación adicional, por medio de teclado o botones: cambio de unidades (bar, Kg/Cm2, kPa) y otros ajustes. q) Aprobado para su uso en zonas seguras. r) Conexión a proceso rosca ANSI 1/2 MNPT, material AISI 316L. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 27 de 184 6.2.8.4 1. Detector de flujo Agua de enfriamiento. Características técnicas: a) “Switch ON-OFF”. b) Ajuste de activación. 6.2.8.5 Detector de proximidad inductivo 1. Válvulas 2. Frenos Características técnicas: a) Sensor inductivo b) 2 hilos. 6.2.8.6 Cable para instrumentación de 4 hilos Características técnicas: a) Malla metálica trenzada. b) 4 hilos. c) Aislamiento 600V. d) Libre de halógenos. e) Baja emisión de humo. 6.2.8.7 Cable para instrumentación de 2 hilos Características técnicas: a) Malla metálica trenzada. b) 2 hilos. c) Aislamiento 600V. d) Libre de halógenos. e) Baja emisión de humo. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 28 de 184 6.2.9 Características funcionales del sistema de control 6.2.9.1 Sistema de control La implementación del sistema de control debe permitir básicamente 4 funciones: 6.2.9.1.1 a) Obtención de información de proceso. b) Control de proceso. c) Protección y supervisión de proceso. d) Monitoreo de proceso. Obtención de información de proceso Para obtener la información de proceso de la unidad generadora y sistemas auxiliares, se debe programar en el PLC de control de unidad las configuraciones y funciones mínimas que se detallan a continuación: 6.2.9.1.1.1Configuración de hardware del PLC a) Entradas digitales b) Salidas digitales c) Entradas analógicas d) Salidas analógicas e) Comunicación serial f) Comunicación por Red Ethernet g) Reloj del CPU 6.2.9.1.1.2Programación de base de datos (Lista de símbolos) de señales de proceso a) Entradas digitales b) Salidas digitales c) Entradas analógicas d) Salidas analógicas e) Indicaciones de sistema de excitación (Vía comunicación) f) Mediciones de sistema de excitación (Vía comunicación) g) Indicaciones de protecciones (Vía comunicación) h) Mediciones de protecciones (Vía comunicación) i) 130220 Mediciones del multimedidor de energía (vía comunicación) Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 29 de 184 j) Indicaciones UTR (Vía Comunicación) k) Controles UTR (Vía Comunicación) l) Mediciones UTR (Vía Comunicación) m) Set Point´s UTR (Vía Comunicación) A continuación se lista la base de datos de las señales básicas de proceso. Tabla1.- Control e información de datos transmitidos del generador al sistema de control. Señal Descripción Tipo 26GS Temperatura devanado del generador T,A,P 38THT Temperatura de metal de la chumacera de carga T,A,P Temperatura de metal de la chumacera guía Temperatura de aceite chumacera 38GT 38QB T,A,P T,A,P 26AO Temperatura de aire de salida enfriador T,A 26AI Temperatura de aire de entrada enfriador T,A 26GF Temperatura campo del generador T,A,P 71QBH Nivel alto chumacera A de aceite Nivel bajo de aceite chumacera Detección de contaminación de agua en chumacera Indicador de posición de freno neumático. 71QBL 38QW 33AB 33CW o 80CW Posición de válvula de enfriamiento. A A C,I C,I Notas Sensores de temperatura (típicamente 3 RTD´s) integrados a los devanados del generador. El más caliente RTD´s debe ser conectado al rele de disparo por temperatura 49G. Los orificios en los segmentos para los sensores de temperatura deberán ser iguales para poder intercambiar los sensores o poner nuevos de refaccionamiento. Los sensores de temperatura se suministran para montarse en todos los segmentos. Sensores de temperatura por cada depósito de aceite de las chumaceras. Sensores de temperatura (la cantidad depende del número de enfriadores y el nivel de cobertura deseado). Sensores de temperatura (la cantidad depende del número de enfriadores y el nivel de cobertura deseado). Sistema de monitoreo de temperatura para monitorear continuamente la temperatura del campo. Un sensor por cada depósito de aceite frecuentemente es equipado con un indicador de lectura visual. Un sensor por cada depósito de aceite frecuentemente es equipado con un indicador de lectura visual. Un sensor por cada depósito por separado, para la detección de acumulación o contaminación de agua en el aceite. Seguro de arranque indica que todos los frenos están fuera de la pista de frenado. Los contactos de posición, presión o flujo, confirman que el agua de enfriamiento esta lista para los enfriadores. Nota: Tipo: C=Control; P= Protección de disparo; A= anuncio o evento; T= Temperatura monitoreo; I=indicación (análoga, digital, señal de estado lámpara). 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 30 de 184 Tabla 2.- Control e información de datos transmitidos por la unidad de sistema de control hacia el generador. Señal 2THS 20CWS 1GL 1SH Descripción Comando de arranque-paro de alta presión en bomba de aceite chumacera de carga. Comando de arranque-paro en el sistema de agua de refrigeración. Comando de arranque-paro del sistema de aceite lubricante del generador Encendido y apagado de calentadores de unidad. Tipo Notas C Arranque de la bomba antes del arranque de la unidad. La confirmación de arranque de la bomba a través de 63QTH. C Abrir válvula o arrancar la bomba principal para arrancar la unidad. Confirmación de flujo de agua vía 33 W o 80 CW. C Habilitar la lubricación del generador arranque de la unidad. C Apagar cuando la unidad este conectada. es prioridad para el Nota: Tipo: C=Control; P= protección de disparo Tabla 3.- Operación de los servicios energía, aire y agua del generador. Descripción Tipo Notas Fuente de alimentación para los circuitos de control. CD Para sistemas interrumpibles como el control de aire de enfriamiento, sistema contra incendio. Suministro de aire para los gatos de frenado del rotor A La válvula de control deberá estar colocada en el área gobernador Fuente de alimentación para los calentadores del generador CA Térmicamente controlada, para reducir la condensación en los devanados del generador cuando se encuentre fuera de servicio. Suministro de agua para los enfriadores del generador y enfriadores de aceite de la chumacera Ag --- Fuente de alimentación para el sistema contra incendio CO2 CD --- Nota: Tipo: CA= corriente alterna; CD= corriente directa; A= aire; Ag= Agua 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 31 de 184 Tabla 4.- Control y el estado de los datos transmitidos por el sistema de excitación al sistema de control. Señal 51ET 49GF If Vf 64F Descripción Protección de transformador de excitación o-c Protección de sobrecarga de campo por temperatura. Indicación de corriente de campo Indicación de voltaje de campo Falla a tierra del campo 27FF Falla en la fuente principal de excitación inicial. 41-a, b 31-a, b Posición de interruptor campo Posición de interruptor excitación inicial. 48E 27PS 26ET-1 58-1 58-2 Secuencia de inicial incompleta de de excitación Falla en fuente de alimentación CD. Sobre temperatura transformador de excitación. Nivel 1 Falla del rectificador. Nivel 1 Falla del rectificador. Nivel 2 Tipo Dispositivo originario del excitador Notas P C-2 Ajustado a las características térmicas del devanado de campo PoA C-2 o C-3 --- I C-3 --- I C-7 --- PoA C-8 A C-9 --El suministro de esta alarma asume dos fuentes siempre de V c.d. y V c.a. Debe de usarse la fuente de c.a. de preferencia, para reducir al mínimo la posibilidad de que exista retroalimentación de voltaje en las baterías si el diodo de bloqueo falla. Transferencia automática de fuente alterna en caso de fallo de la fuente preferida. C, I C-12 I C-9 P, A C-13 P or A C-15 A C-1 A P C-16 C-16 Configurarse para funcionar después del tiempo normal requerido por la fuente de excitación para crear tensión en los terminales de nivel suficiente, para la compuerta de excitación para comenzar. Disparo o alarma dependiendo del nivel de la fuente de alimentación redundante. Falla de fusible de tiristor** Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 32 de 184 …Continuación Dispositivo originario del excitador Notas I C-1 Detectores de temperatura. Cantidad variable en función del número de arrollamientos secundarios y si el transformador es de 3 fases o 3 x 1 fase. I C-4 I C-5 C C-4 Bloque en la secuencia de inicio. Indicación de falta de coincidencia entre la salida del regulador automático de tensión y el punto de tensión ajustado manual I C-11 Para garantizar la transferencia sin perturbaciones de AUTO a MANUAL y de MANUAL a AUTO. Temperatura de campo I Señal Descripción 26RTD Indicador de temperatura del transformador de excitación Regulador de voltaje manual con indicador de posición Auto ajuste de tensión con indicación de posición. Regulador de tensión punto de ajuste en la posición predeterminada 70V 90V MANAUTO balance Tipo Temperatura de campo calculada. Nota: Tipo: C= control; P= protección disparo; A= anuncio, evento; T= temperatura monitoreo; I= indicación (análoga, digital, estado de señal). Tabla5.- Control y el estado de los datos transmitidos desde el sistema de control al sistema de excitación. Señal 41(disparos de protección) 41 (disparos de control) 41 cerrado 1E Descripción Disparo del interruptor de campo por protección del generador Disparo del interruptor de campo de por control manual y secuencia lógica de apagado de unidad. Cierre del interruptor de campo por control manual y secuencia lógica de arranque de unidad. Encender excitador Tipo Dispositivo originario del excitador Notas P C-12 No puede utilizar un interruptor de campo, se inicia el apagado de excitación. C C-12 C C-12 C C-9, C-13 Cerrar contacto para iniciar excitación al 95% de velocidad durante el arranque automático o manual. Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 33 de 184 …Continuación Señal 1E 83VT 43VM 43VA AVR runback logic MVR runback logic 70V aumentar 70V inferior 90V aumentar 90V inferior 52G-a Posición del distribuidor Descripción Apagar excitador. Supervisión del voltaje potencial del transformador Cierre de interruptor para cambiar el excitador a control manual de voltaje. Cierre de interruptor para cambiar el excitador a control automático de voltaje Ajustar el regulador automático de voltaje (AVR) para establecer una posición predeterminada para el arranque de la unidad. Ajustar el regulador manual de voltaje (MVR) para establecer una posición predeterminada para el arranque de la unidad Ajuste manual de elevación de voltaje Ajuste manual de disminución de voltaje Ajuste automático de elevación de voltaje Ajuste automático de disminución de voltaje Contacto auxiliar del interruptor del generador Señal analógica que representa la posición del distribuidor. Tipo Dispositivo originario del excitador Notas C C-13 La transferencia de excitación de control automático de tensión para el control manual. C C-13 C C-13 C C-13 C C-4 C C-5 C C-4 C C-4 C C-5 C C-5 C C-10, C-13 Control de des-excitación, desactiva el sistema estabilizador de línea C C-10 Se utiliza para desarrollar potencia de entrada a la aceleración PSS si es necesario. Nota: Tipo: C= control; P= protección disparo; A= anuncio, evento; T= temperatura monitoreo; I= indicación (análoga, digital, estado de señal). 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 34 de 184 Tabla 6.- Control y el estado de los datos transmitidos desde los equipos terminales del generador al sistema de control. Señal Descripción Tipo A F V Señal de corriente para la retransmisión y medición Señal de voltaje para la retransmisión y medición Indicador de corriente Indicador de frecuencia Indicador de corriente W-VAR Medición AVR CT VT Dispositivos originarios CT VT I I I CT VT VT I, A CT y VT Señal de voltaje para el AVR C VT N Detección de velocidad del regulador de velocidad. C VT XDCR Alimentación transductor C CT y VT del Notas Señales análogas para su indicación y/o su registro. Señal analógica del VT Puede ser usado en lugar o adicionalmente la detección de velocidad del eje de forma directa por el regulador de velocidad. Alimentación eléctrica al sistema del regulador de velocidad. Nota: Tipo: C= control; P= protección disparo; A= anuncio, evento; T= temperatura monitoreo; I= indicación (análoga, digital, estado de señal). Tabla 7.- Señales transmitidas del sistema de control hacia el interruptor del generador. Señal 4 1XJ 12G 25 33 38GB 38TB 43XJ 49T 63T 71K 80TBQ 38G 43S Descripción Relés maestros de control de unidad Contacto del interruptor de control, disparo –cierre Sobre velocidad del generador Equipos de sincronización contacto de posición del gobernador Temperatura chumacera del generador Temperatura de chumacera de la turbina Contacto del interruptor de prueba Sobre temperatura del transformador Sobre presión del transformador Bajo nivel de aceite en el transformador Aceite de chumacera turbina Temperatura en los devanados del generador Contacto del selector de sincronización de unidad Nota: Tipo: C=control; P= Disparo de protección 130220 Rev Tipo C Notas Apagado normal C P C C Contacto permisivo P P C P P P P P C Contacto permisivo SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 35 de 184 Tabla 8. – Señales transmitidas del interruptor del generador al sistema de control. Señal 52a, b 27CB 61 63a 63A Descripción Interruptor abierto-cerrado Pérdida de potencia de CD del interruptor del generador Falla de polo del interruptor del generador Contacto de presión de gas o aire del interruptor Baja presión de aire o gas en el interruptor del generador Tipo C,I Notas A P,A Disparo para aislar interruptor C Contacto permisivo P,A Disparo de bloqueo Nota: Tipo: C= control; P= protección disparo; A= anuncio, evento; T= temperatura monitoreo; I= indicación (análoga, digital, estado de señal). Tabla 9. - Control y estado de los datos transmitidos desde el transformador al sistema de control. Señal CT 71G 63G 63Q 63T Descripción Señal actual para el Relé y mediciones Detección de acumulación de gas Dispositivo de presión de gas Presión súbita en el dispositivo de alivio del tanque principal Contacto de sobre presión del tanque principal Tipo A, P, I A A, P Dispositivos originarios Notas CT Tanque del transformador Tanque del transformador Registro de evento (opcional) Registro de evento A, P Tanque del transformador Contacto de reset manual .Registro de evento A, P Tanque del transformador Interruptor de disparo del generador 49-1W 49-2W Temperatura en los devanados del transformador, dispositivos térmicos por cada devanado del transformador A, T, P Devanados del transformador 26Q Indicador de temperatura superior de aceite A, T Tanque del transformador 71QC Indicador de nivel de tanque conservador de aceite. A Tanque del transformador Detectores de temperatura integrados por separado en cada devanado del transformador para un primer nivel de control de medición. Los RTD´s están colocados en cada devanado en caso de una carga desbalanceada. Indicador de temperatura tipo cara en el transformador. Indicador primario, disparo opcional. Disparo de nivel secundario. Indicador tipo cara de máximo y mínimo nivel. Disparo opcional. Nota: Tipo: C= control; P= protección disparo; A= anuncio, evento; T= temperatura monitoreo; I= indicación (análoga, digital, estado de señal). 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 36 de 184 Tabla 10.- Control y estado de los datos transmitidos de la turbina al sistema de control. Señal 38TG 38QTG 71QTGH 71QTGL 80WB Descripción Temperatura de metal de chumacera guía turbina Temperatura de aceite chumacera guía turbina Nivel de aceite alto chumacera guía turbina Nivel de aceite bajo chumacera guía turbina Flujo bajo de agua de enfriamiento de chumacera Tipo T, A, P, I T, A, P, I A A A, P 80WS Bajo flujo en el sello de agua del eje A, P 80WTS Bajo flujo de agua en el sello de la turbina A, P 63AMS SCWP DTWP 48TG Mantenimiento al sello de aire del eje de la turbina aplicado Presión de agua en el espiral Presión de vacío en el tubo de agua de aspiración Falla del sistema de lubricación de la turbina Posición de aguja del distribuidor Notas Detectores de temperatura. Provistos para montar sensores en todos los segmentos Detectores de temperatura en el depósito de aceite de la chumacera Sensores en los depósitos de aceite de la chumacera, con indicador visual directo. Sensores en los depósitos de aceite de la chumacera, con indicador visual directo. Falla de bombeo, tubería obstruida o rota Disparo condicional durante la operación del condensador o el arranque de la bomba. También podría ser requerida por la operación de la turbina Disparo condicional durante la operación del condensador o el arranque de la bomba. También podría ser requerida por la operación de la turbina Contacto bloquea el arranque de la unidad, inicia el apagado cuando el sello es aplicado A, P I I A Alarma si el ciclo de lubricación no se completa C Retroalimentación del sistema del distribuidor Retroalimentación del sistema del distribuidor (turbinas de alabes ajustables) Retroalimentación del sistema del distribuidor (turbinas Pelton únicamente). Posición de alabe C Posición del deflector C Nota: Tipo: C= control; P= protección disparo; A= anuncio, evento; T= temperatura monitoreo; I= indicación (análoga, digital, estado de señal). Tabla 11.- Control y estado de datos transmitidos del sistema de control a la turbina. Señal 1GS 1TL Descripción Arranque-paro sistema de lubricación de turbina Sistema de lubricación de aceite arranque-paro Nota: Tipo: C=control 130220 Rev Tipo C C Notas Habilitar el sistema de lubricación cuando la unidad este rodando permite como prioridad la lubricación de la turbina al rodar SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 37 de 184 Tabla 12. - Control y estado de datos transmitidos del regulador de velocidad al sistema de control. Señal N 12-X 13-X 14-X Descripción Indicador velocidad Tipo de Sobre velocidad, velocidad de sincronismo y contactos de baja velocidad I Dispositivo originario del distribuidor H-2 C, P, I Notas Métodos para el desarrollo de la señal de velocidad incluyendo las siguientes: - Efecto Hall, sensores ópticos o magnéticos operando en conjunción con las ruedas dentadas o otros dispositivos conectados directamente al eje del generador (señal de velocidad del generador). - Generadores de imanes permanentes (GIP) acoplados al eje del generador. La frecuencia de los generadores de imanes permanentes y el voltaje son proporcionales a la velocidad de la unidad. - TP´s conectados a la salida del generador. Deberían ser capases de operar a voltajes residuales bajos en ausencia del campo de excitación. Interruptores de velocidad puede ser accionada mecánicamente por medio de un acoplamiento positivo a los elementos de rotación de la unidad de generador de turbina o pueden ser accionados eléctricamente mediante la comparación de la señal de velocidad de una señal de referencia. Perdida de la señal de velocidad puede iniciar una acción de control (tal como un actuador) o el apagado total de la unidad. La acción de control sobre la detección de movimiento del eje después de la parada puede incluir cualquiera o todos los siguientes: - Impulso del generador teniendo HP en la bomba de aceite de de la chumacera de carga. - Soltar frenos. - Arranque de unidad - Disparo en el tubo de admisión o en el tubo de aspiración - Alarma - Arranque de bomba de aceite chumacera guía turbina Contactos de límite ajustables pueden ser usados para preposicionar la velocidad de referencia para arrancar y sincronizar la unidad. Los contactos de fin de carrera deben ser usados para indicar de forma local o fuera de las estaciones de control. 65SF Falla de señal de velocidad A, C, P H-2 39C Operación de detección de deslizamiento A, C H-2 C, I H-3 I H-3 Normalmente se utiliza un potenciómetro o un sistema sincronizado a la unidad. H-4 Contactos de límite ajustables pueden ser usados para preposicionar la potencia de referencia para arrancar la unidad y preferentemente para transferir del modo generador a modo condensador síncrono. Los interruptores de fin de carrera pueden ser usados para la iluminación de lámparas a interruptores automáticos o a botoneras. 15FMLS N(ref) 65PMLS Contactos límite velocidad motor referencia. Indicación referencia velocidad de de de de de de Energía de referencia de los contactos de limite C, I Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 38 de 184 …Continuación Señal P(ref) 65GLLS GL 33GL 63QAL o 33AL 65SS 65SNL WG Descripción Indicación energía referencia de de Contactos de limite de posición del distribuidor Indicador de limite de posición de distribuidor Contacto de coincidencia de limite de distribuidor Indicación aplicación bloqueo actuador de de de Contactos auxiliares de completo apagado (arranque – paro) Contactos auxiliares de apagado parcial (velocidad sin carga) Indicación de posición de distribuidor Tipo Dispositivo originario del distribuidor I H-4 C, I, P H-9 I H-9 A H-9 C, P, I H-10 C, I H-12 C, I H-12 C, I H-13 Notas Señales electrónicas usadas para indicar el nivel de referencia Contactos de límite ajustables pueden ser usados para establecer el límite de distribuidor en varios controles automáticos y secuencias de protección. Los contactos también pueden ser usados para la indicación del fin de carrera de forma local. Normalmente se utiliza un potenciómetro o un sistema sincronizado a la unidad Opera cuando el distribuidor está abierto por arriba de su límite. Anuncia “regulador de velocidad bloqueado” o “compuerta bloqueada”. También se utiliza para bloquear la acción de elevar la velocidad o potencia de referencia. El bloqueo de actuador puede ser por las siguientes fallas del regulador de velocidad: - Falla de alimentación - Falla eléctrica - Filtro de aceite conectado - Perdida de señal de velocidad - Extracción de tarjeta de circuito - Perdida de MW del transductor - Normalmente el control y las protecciones relacionadas con 63QAL o 33AL. - Disparo de sobre -velocidad de la unidad mientras el actuador está bloqueado - Esquemas de control que permiten a la unidad ser controlado remotamente por medio de los interruptores de límite de distribuidor. Prevé confirmación de operación de 65SS Prevé confirmación de operación de 65SNL. Usado para cerrar en control remoto y proporciona una indicación a distancia. Continúa... 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 39 de 184 …Continuación Señal 33WG 71QP 63Q 63AR 71QS 26QS Descripción Contactos posición distribuidor de del Contactos de nivel del sistema hidráulico de presión del regulador de velocidad Contactos del sistema hidráulico de presión del regulador de velocidad Operación de válvula de alivio de aire del sistema hidráulico del regulador de velocidad Contactos de nivel del tanque recolector hidráulico del regulador de velocidad Alta temperatura en el tanque recolector de aceite del regulador de velocidad Dispositivo originario del distribuidor Notas C, P, I H-1 Normalmente usados para el control e indicación de los contactos de posición del distribuidor: - Aplicación de frenos del generador (se aplican los frenos a baja velocidad cuando el distribuidor esta a 0%) - Transferencia a condensador síncrono ( admitir depresión de aire en el tubo de aspiración conforme el distribuidor cierra) - Seguro del distribuidor (se aplica cuando el distribuidor esta al 0%) - Dispara el interruptor del generador conforme el distribuidor pasa a posición de velocidad sin carga (arranque – paro, protección de apagado sin sobre velocidad). - Detección de parada incompleta - Detección de unidad rodando - Inicia el tiempo de retardo para detener auxiliares - Rehabilitar los relés de arranque para proporcionar el rearranque después de una perdida momentánea de energía. - Actuador de bloqueo. A, P H-14 Alarmas por altos, bajos y extremadamente bajos niveles. Apagar por niveles extremadamente altos. Admisión de aire por niveles altos. A, P H-14 Control de bombas, alarmas por alta, baja y extremadamente baja presión. Apagado por extremadamente baja presión. A H-14 Alarmas por el funcionamiento de la válvula de aire. A, P H-14 Alarmas por alto, bajo y extremadamente bajo nivel. Apagado por extremadamente bajo nivel. A H-14 Indicativo de acción excesiva del regulador de velocidad Tipo Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 40 de 184 …Continuación Señal 6Q 27PS 63AB 63ABS 33WGL 65WGLF 65M-LS 63QPV BAL Descripción Retraso en la operación de la bomba del sistema hidráulico del regulador de velocidad Falla en la alimentación del regulador de velocidad Aplicación de los frenos de aire del generador Baja presión de aire en los frenos neumáticos del generador Seguro automático del distribuidor activado – desactivado Falla en el seguro automático del distribuidor Indicador de control manual Obstrucción en el filtro de la válvula piloto Indicador balance en regulador velocidad de el de Tipo Destino al regulador de velocidad Notas A H-14 Indicativo de acción excesiva del regulador de velocidad o falla en la bomba. A, C, P H-8 Fallas en alimentación c.a. o c.d. en la fuente regulada de c.d. Pude ser resultado de la aplicación del seguro del actuador o el apagado de la unidad dependiendo del nivel de redundancia de la alimentación eléctrica. C, I H-16 Indicativo y seguro de arranque – paro A H-16 Alarma nivel de presión de aire para los frenos no aceptable. C, I H-15 Indica el estado del seguro del distribuidor (aplica cuando el distribuidor esta al 0%) A H-15 Indica que el seguro de cierre del distribuidor no está totalmente aplicado. I H-11 Prevé una señal remota a la estación de control cuando el distribuidor se encuentra en estado normal. A H-17 Alarma obstrucción del filtro de la válvula piloto. H-6 Para distribuidores eléctricos, indicación de voltaje de entrada al transductor hidráulico. Indicación de grado de error entre posición deseada del servomotor computarizada y la posición real del servomotor, para efectuar la transferencia sin perturbaciones de bloqueo del actuador al regulador de velocidad. I Nota: Tipo: C= control; P= protección disparo; A= anuncio, evento; T= temperatura monitoreo; I= indicación (análoga, digital, estado de señal). 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 41 de 184 Tabla 13.- Control y estado de datos transmitidos del sistema de control al regulador de velocidad. Señal Descripción Tipo Destino al regulador de velocidad 39 Permite detección de deslizamiento C H-2 15FR, 15FL Comandos subir – bajar velocidad de referencia C H-3 65PR, 65PL Comandos subir – bajar potencia de referencia C H-4 65GLR, 65GLL Comando subir – bajar limite del distribuidor C H-9 Bloqueo actuador encendido apagado C H-10 65AL del – Notas Permite la detección de deslizamiento en el rotor después del tiempo ajustado a la aplicación de los frenos en el apagado de la unidad. Si también se suministra la potencia de referencia, el aumento y decremento de velocidad es operable solo en estado desconectado o en el modo de control de asignación de velocidad. Algunas instalaciones podrían poner señales análogas o digitales de referencia preferentes a comandos de subir – bajar. Algunas instalaciones podrían poner señales análogas o digitales de referencia preferentes a comandos de subir – bajar. La función primaria del límite del distribuidor es limitar la máxima apertura del distribuidor durante su operación controlada para prevenir la sobre carga de la unidad. Otros sistemas de control y protecciones son las siguientes: - Posición del distribuidor al 0% para permitir el inicio controlado de apertura de los alabes una vez energizado la función de arranque – paro 65SS - Aumento del limite Permite la aplicación del seguro del actuador o el restablecimiento por cualquier operador de forma remota del regulador de velocidad Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 42 de 184 …Continuación Señal Descripción Tipo Destino al regulador de velocidad 3SS Comando encendido – apagado del arranque – paro de la función 65SS C, P H-12 3SNL Comando encendido – apagado de él apagado parcial (velocidad sin carga) C, P H-12 Notas Normalmente la función de arranque-paro de 65SS opera de la siguiente manera: -Energizar para permitir al distribuidor abrir y cerrar bajo el control del regulador de velocidad, interruptores de límite o control manual es decir, “energizar para el arranque”. -Desenergizar para iniciar el cierre completo del distribuidor a intervalo máximo y bloquear la subsecuencia de apertura, es decir, “Desenergizar para el paro”. En algunas aplicaciones, 65SS puede ser des-energizado para no permitir el arranque este método no puede ser a prueba de fallos por perdida de voltaje de control. Normalmente las funciones que bloquearían el arranque y/o iniciar el paro son las siguientes: -Operación de protecciones de la unidad ( incluye todas las fallas eléctricas y mecánicas detectadas para iniciar el apagado de la unidad) -Operador inicia el pagado. -Falla en la chumacera de empuje del generador alta presión de aceite o falla en la bomba de aceite no pude lograr la presión suficiente -Mantenimiento en el sello del eje de la turbina bajo nivel de agua - Bloqueo en los frenos del generador o presión de aire bloqueado o ambos. - Toma de la compuerta no está completamente abierta - Agua de enfriamiento del generador y de la chumacera turbina no disponible. - Bloqueo en el distribuidor no liberado. La función de apagado normal 65SNL (si se usa), que es normalmente usada para limitar la apertura del distribuidor, o regresarlo a la posición de velocidad sin carga. Si se usa un relé o válvula es decir: -Energizar cuando el interruptor de la unidad cierre para permitir que el generador adquiera carga. - Desenergizar cuando los interruptores automáticos de la unidad disparen para restaurar la unidad a una velocidad deseada; provista por la retroalimentación del regulador de velocidad. -Desenergizar para quitar carga a la unidad por la operación de ciertas protecciones (tales como, calentamiento en el transformador). Continúa.. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 43 de 184 …Continuación Señal Descripción Tipo Destino al regulador de velocidad V, I Voltaje y corriente del generador C H-5 52 Unidad conectada C H-7 3AB Comando encendido – apagado de los frenos de aire del generador C H-16 Notas Entradas al transductor de potencia (para el regulador de velocidad se utilizan retroalimentaciones de energía en lugar de retroalimentación de la compuerta). Contacto auxiliar del interruptor automático del generador. Usado para intercambiar ganancia de línea o fuera de línea en compensación con los circuitos PID y cambiar entre referencias de velocidad y de potencia. Los frenos de aire son aplicados de forma automática en el apagado si el distribuidor se encuentra cerrado y la velocidad esta dentro de los niveles permitidos de aplicación de frenos. Nota: Tipo: C= control; P= protección disparo; A= anuncio, evento; T= temperatura monitoreo; I= indicación (análoga, digital, estado de señal). 6.2.9.1.1.3 Información de los esquemas de protecciones, medición y sincronización al sistema de visualización. Se requiere comunicar por protocolo todas las funciones de protecciones de los relés digitales de generador, transformador y protección de sobrecorriente al sistema de visualización (IHM). En caso de las protecciones de niveles múltiples, ejemplo 40G1, 40G2, etc. deben quedar agrupadas, indicando simplemente “operó protección 40”. Se requiere implementar cuadros de alarmas virtuales, con botones de reconocimiento y borrado, las alarmas no reconocidas deben de encender y apagar de manera intermitente y una vez reconocidas quedan encendidas hasta que sean borradas únicamente cuando la alarma haya desaparecido en campo. Las señales de estado de interruptores se toman por comunicaciones de los relés de protecciones digitales. Las señales analógicas principales de los generadores (Potencia activa, potencia reactiva, tensión en terminales, frecuencia) se toman por comunicaciones de los medidores de energía multifunción. Las señales analógicas específicas de protecciones son: 130220 a) Voltaje de neutro del generador de tercera armónica b) Corriente de secuencia negativa de generador c) Corriente de secuencia negativa de transformador d) Resistencia a tierra del rotor del generador e) Magnitud del voltaje de generador para sincronización f) Ángulo del voltaje de generador para sincronización g) Magnitud del voltaje del sistema para sincronización h) Ángulo del voltaje del sistema para sincronización Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 44 de 184 6.2.9.1.1.3.1 Las señales binarias del sincronizador del generador son: a) Sincronización en proceso b) Alarma tiempo de sincronización excedido c) Ventana de aceptación del sincronizador excedido d) Salida del sincronizador 6.1.9.1.1.3.2 Los comandos binarios para sincronización del generador son: a) Arranque de sincronizador b) Paro de sincronizador Se debe implementar una ménsula de sincronización virtual en la pantalla del sistema de visualización, mostrando los siguientes componentes: 6.2.9.1.1.3.3 Sincroscopio virtual Medidor de diferencia en voltaje de sincronización compensado en su relación de transformación Leds de intensidad variable que muestre de manera proporcional el fasor diferencial de sincronización. Al concluir el proceso de sincronización, el sincronizador digital enviará por protocolo los datos congelados resultante este proceso, el cual será almacenado por el sistema de visualización. Balance de energía Los medidores multifunción envían la información por protocolo de los kilowatthora y kilocarhora de la hora anterior, de acuerdo a la configuración particular de la central, según la configuración particular de la central, cuyas reglas de nomenclatura se especifican en MED.7001. El PLC de control deben grabar esta información en un área de almacenamiento temporal con duración de 7 días, independientemente el sistema deben almacenar esta información en su base de datos. El sistema de visualización debe tener la capacidad de crear un archivo de texto plano con las lecturas de 24 h, la información podrá obtenerse de la memoria temporal del PLC de control o de la base de datos del sistema. El archivo texto debe cumplir con formato y reglas establecidas en el documento “SIMO: Balance de energía”. Este archivo debe estar disponible para su envío por correo o descarga a cualquier computadora. 6.2.9.1.1.4Programación de m edición discreta. Cada señal obtenida de la información de proceso, las cuales son mediciones discretas, provenientes de entradas digitales del PLC de control de unidad o a través de enlaces de comunicación con los equipos de regulación de tensión, medición y protecciones, debe ser acondicionada para su procesamiento lógico. El procesamiento entradas digitales debe considerar la conectividad hacia el IHM. El monitoreo de las entradas digitales debe ser a través de 3 medios: 130220 a) Pantallas con gráficos dinámicos de dispositivos de control de proceso o indicaciones asignadas a las entradas digitales en la IHM. b) Pantalla de eventos en línea en IHM. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 45 de 184 c) Acceso al registro histórico de eventos en IHM o base de datos. 6.2.9.1.1.5Programación de m edición continúa. Cada señal obtenida de la información de proceso, las cuales son mediciones continúas, provenientes de entradas analógicas del PLC de control de unidad o a través de enlaces de comunicación con los equipos de regulación de tensión, medición y protecciones, deben ser acondicionada a unidades reales de ingeniería. El procesamiento las mediciones continúas deben considerar la conectividad hacia el IHM. El monitoreo de las mediciones continúas deben ser a través de 2 medios: 6.2.9.1.2 a) Pantallas con gráficos dinámicos de mediciones de variables de control de proceso o indicaciones asignadas a las entradas analógicas en la IHM. b) Pantalla de tendencias en línea en IHM. c) Acceso al registro histórico de cada tendencia de medición continúa en IHM o base de datos. Control de proceso Para el control de cada unidad, se debe programar en su correspondiente PLC las configuraciones y funciones mínimas que se detallan a continuación: 6.2.9.1.2.1 Programación de lógica de control de proceso Se debe programar el control en los dos modos: - Control automático Para acciones automatizadas de operación, control y protección como son: Los controles de intermitencia de lazo cerrado, las secuencias de arranque, paro normal y paro de emergencia. - Control manual: Para acciones de operación manual de los diferentes sistemas o elementos finales de control, en caso de secuencias de arranque y paro incompletas, operación de subir, bajar potencia activa y reactiva, paro de emergencia manual, además de maniobras aisladas para mantenimiento. Los modos de control automático y manual antes descritos deben aplicarse en los elementos finales de control que integren los sistemas. Listados a continuación: 130220 a) Sistema de admisión b) Sistema de agua de enfriamiento c) Sistema de frenos d) Sistema de válvula de alivio e) Sistema de lubricación f) Sistema de regulación (parte hidráulica) Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 46 de 184 6.2.9.1.3 g) Sistema de regulación de velocidad (parte electrónica) h) Sistema de excitación i) Sincronización Protección y supervisión del proceso 6.2.9.1.3.1 Alarmas Cada señal obtenida de la información de proceso, ya sea de mediciones continúas, discretas o a través de comunicaciones, deben ser evaluada y en el caso de que represente una disfunción o problema debe ser anunciada en la IHM, para que el operador pueda realizar una acción preventiva o correctiva que evite que la unidad deje de generar. El procesamiento de las alarmas deben programarse utilizando comparadores con histéresis, “Latch´s” tipo “Set/Reset” y “Timer” tipo “OnDelay” configurable, además de conectividad prevista hacia el IHM. El anunciamiento de la alarma debe ser a través de 4 medios: a) Listado de eventos y alarmas en IHM. b) Pantalla gráfica con cuadros de alarmas virtuales en IHM. c) Alarma general visible en parte superior de tablero de control de unidad. d) Alarma audible general en tablero de control de unidad. La supervisión de proceso debe también incluir el monitoreo del estado del equipo tanto como sus límites operativos para asegurar que su condición sea normal. 6.2.9.1.3.2 Disparos Cada señal obtenida de la información de proceso, ya sea de mediciones continúas, discretas o a través de comunicaciones, debe ser evaluada y en el caso de que represente una disfunción o problema grave debe ser anunciada en la IHM, y automáticamente iniciar una secuencia de paro de emergencia discriminando los tipos mecánico o eléctrico, para que la unidad deje de generar y pare de manera segura. El procesamiento de los disparos debe programarse utilizando comparadores con histéresis, “Latch´s” tipo “Set/Reset” y“Timer” tipo “OnDelay” configurable, además de conectividad prevista hacia el IHM. El anunciamiento del disparo debe ser a través de 4 medios: a) Listado de eventos y alarmas en IHM. b) Pantalla gráfica con cuadros de alarmas virtuales en IHM. c) Alarma general visible en parte superior de tablero de control de unidad. d) Alarma audible general en tablero de control de unidad. Se debe programar la lógica de disparo mecánico y eléctrico incluyendo Latch de bloqueo que evite cumplir las condiciones de la secuencia de arranque. Además de causar el inicio automático de las secuencias de paro normal, rápido y de emergencia. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 47 de 184 En el caso de señales de medición continúa se debe monitorear y evaluar los valores de límites operativos y en caso de sobre pasarlos se debe generar una señal de alarma o disparo y las acciones de control que permitan la operación de la unidad en forma segura. Tabla 14.- Monitoreo de medición continúa. Valor monitoreado Muy bajo Bajo Alto Muy alto Acción de control Disparo Alarma Alarma Disparo Las señales básicas de alarma de proceso fueron listadas en la sección de obtención de información de proceso de esta especificación. Tabla 15.- Entradas que deben de iniciar una Secuencia de Paro Normal. Entrada Nivel aceite tanque acumulador del regulador velocidad Nivel de aceite tanque de depósito válvula de admisión de la tubería de presión Estado Tipo 2 Origen Bajo P GV Bajo P OT “ifused” Flujo agua de enfriamiento Bajo P OT Abortar secuencia de arranque Accionado P SB Comando de paro normal Accionado C SB 1 Notas Nota: 1 TR= Transformador; GN= Generador; TB= Turbina; GV= Regulador de Velocidad; EX= Sistema de Excitación; SB= Sistema de Control; OT= Otro. 2 C= Control, P= Protección; T= Temperatura. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 48 de 184 Tabla 16.- Entradas que deben de iniciar una Secuencia de Paro Rápido. 2 Entrada Estado Tipo Temperatura metal chumacera guía Turbina Alta P, T TB Temperatura Generador Alta P, T GN Temperatura en metal de la chumacera guía Generador Alta P, T GN Temperatura en sello de flecha Alta P, T TB Temperatura en sello de laberintos Alta P, T TB “Switch” de Sobrevelocidad Cerrado P GV Alta P OT Muy Alto P GV Presión aceite regulador de velocidad Bajo P GV Flujo agua de enfriamiento sello de flecha Bajo P TB metal Vibración de unidad Nivel aceite tanque velocidad chumacera presión carga regulador Origen 1 Notas Solo en el caso de sobre temperatura en metales de chumaceras, se debe de programar en el PLC del sistema de control una lógica que asegure que una salida digital se active, la cual energizará un relevador de control, cuyo contacto normalmente abierto debe ser cableado directamente al Relé de bloqueo sostenido 86M para activarlo. Nota: 1 TR= Transformador; GN= Generador; TB= Turbina; GV= Regulador de Velocidad; EX= Sistema de Excitación; SB= Sistema de Control; OT= Otro. 2 P= Protección; T= Temperatura. Tabla 17.- Entradas que deben de iniciar una Secuencia de Paro de Emergencia. Entrada Relés diferenciales activados Relés de sobre corriente activados Disturbio eléctrico detectado Sobre velocidad de turbina detectado Botón de emergencia accionado Falla de PLC Accionado Tipo P P P P C C 2 1 Origen GN, TR y OT GN y TR System OT SB SB Notas Se debe de programar en el PLC del sistema de control una lógica que asegure que una salida digital esté siempre activa, la cual mantendrá energizado un relevador de control, cuyo contacto normalmente cerrado debe ser cableado directamente al Relé de bloqueo sostenido 86M para activarlo. Nota: 1 TR= Transformador; GN= Generador; TB= Turbina; GV= Regulador de Velocidad; EX= Sistema de Excitación; SB= Sistema de Control; OT= Otro. 2 C= Control; P= Protección. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 49 de 184 6.2.9.1.4 Monitoreo y operación del proceso Se debe de programar en la IHM, la aplicación que en combinación con el PLC de control, permita monitorear y operar el proceso, a través de las secuencias de arranque y paro y los comandos manuales de subir y bajar potencia activa y reactiva, además de la posibilidad de control automático y manual de todos los sistema auxiliares que integran el sistema de control de unidad. En la siguiente figura se muestra una IHM típica de un sistema de control. Figura 6.2.1.- IHM típica de un sistema de control. Para el control de la unidad y el proceso completo de la misma, se debe de programar en la IHM la aplicación gráfica para el monitoreo y operación que incluya las actividades que se detallan a continuación: 6.2.9.1.4.1 Configuración de hardware de la IHM a) Comunicación por Red Ethernet b) Reloj del IHM 6.2.9.1.4.2 Programación de base de dat os (Lista de símbolos) en IHM . 130220 a) Entradas digitales. b) Salidas digitales. c) Entradas analógicas. d) Salidas analógicas. e) Indicaciones de AVR (Vía comunicación). f) Mediciones de AVR (Vía comunicación). g) Indicaciones de protecciones (Vía comunicación). h) Mediciones de protecciones (Vía comunicación). Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 50 de 184 i) Mediciones del multimedidor de energía (vía comunicación). j) Indicaciones UTR (Vía Comunicación). k) Controles UTR (Vía Comunicación). l) Mediciones UTR (Vía Comunicación). m) Set Point´s UTR (Vía Comunicación). 6.2.9.1.4.3 Programación de pantallas gráficas IHM a) Pantalla general de unidad. b) Sistema de admisión, agua de enfriamiento, frenos y válvula de alivio. c) Sistema de regulación (HPU), lubricación. d) Sistema de regulación de velocidad. e) Sistema de excitación. f) Sincronización. g) Diagrama unifilar. 6.2.9.1.4.4 Programación de pantallas de protección en IHM. a) Pantalla gráfica de cuadros de alarmas y disparos. b) Pantalla de listado de eventos, alarmas y disparos. c) Pantalla gráfica donde se muestre dinámicamente la lógica de disparo mecánico. d) Pantalla gráfica donde se muestre dinámicamente la lógica de disparo eléctrico. 6.2.9.1.4.5 Programación de funciones de monitore o y registro de m edición continúa en IHM Se debe configurar el registro de eventos y tendencias en archivos históricos que sean administrados por software de bases de datos, que permitan el acceso en línea en la misma IHM y acceso por bases de datos estándar de Microsoft. Los archivos históricos tanto de mediciones como de eventos discretos deben de tener la capacidad de almacenar al menos una semana de registros con una frecuencia de muestreo de al menos un segundo. 6.2.9.1.4.6Programación de pantallas gráficas para monitor eo y operación de secuencias e IHM Se debe diseñar e implementar pantallas donde sea posible el monitoreo y operación de las secuencias abajo indicadas. 130220 a) Secuencia de arranque. b) Secuencia de paro normal y de emergencia. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 51 de 184 En las secuencias se deben presentar: Inicio, pasos, transiciones y fin, en los cuales será posible en todo momento en que la secuencia esté activa, observar la condición operativa o proceso en el que se encuentra la unidad, además de los tiempos de ejecución de cada paso y tiempos restantes para completar pasos en la secuencia. 6.2.9.1.4.7Programación de pantallas gráficas de monitore o de enlaces de comunicación en IHM Se debe de diseñar y programar una o más pantallas con gráficos donde dinámicamente sea posible observar la condición o estado de los enlaces de comunicación del PLC de unidad con los equipos y o sistemas listados a continuación: 6.2.10 a) Sistema de excitación. b) Relevadores de protecciones. c) Equipos de medición de energía. d) Unidad terminal remota (UTR) e) PLC de servicios comunes y/o subestación. Control de secuencias La programación debe realizarse en el PLC del sistema de control de la unidad para que permita seleccionar el modo de funcionamiento y un medio para arrancar y parar la unidad generadora. El sistema de control debe permitir diversos grados de intervención del operador, desde un comando que hace todo en automático o la operación manual paso a paso. El sistema de control debe seguir una cierta secuencia de eventos durante el arranque y el paro. De la información obtenida del proceso y la lógica de control implementada deben activarse salidas de control hacia los sistemas principales de la unidad generadora, para hacer funcionar los equipos auxiliares que permitan rodar a velocidad nominal, para después excitar, sincronizar y tomar carga. Las anomalías detectadas de la misma información obtenida del proceso deben evitar que la unidad generadora siga funcionando o limitar el uso extendido de ella, si ya está en línea. El control de secuencias debe ser dividido en cuatro partes: a) Supervisión de condiciones iníciales de arranque b) Arranque de equipos auxiliares c) Rodar unidad, excitar, sincronizar y tomar carga d) Paro de unidad Los elementos que deben contener las secuencias son: 130220 a) Inicio b) Paso c) Transición d) Fin Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 52 de 184 Inicio En el inicio se debe verificar las condiciones previas obligatorias que deben ser cumplidas para poder iniciar la secuencia de arranque de unidad de manera segura. Pasos Cada paso debe activar comandos de control a sistemas o elementos finales de control necesarios para adecuar el proceso al objetivo propio de la secuencia ya sea de arranque o de paro. Transición Se verificará que los comandos de control a sistemas o elementos finales de control necesarios para adecuar el proceso hayan sido cumplidos, basándose en la información obtenida del proceso, el cumplimiento de cada paso debe ser permisivo para continuar con el paso siguiente. Fin Una vez cumplidos todos los pasos, se debe desactivar la secuencia, para pasar a un estado de espera de comandos de operación o activación automática por protecciones de proceso. Las secuencias que se deben programar en el PLC de control de unidad son: a) Secuencia de arranque. b) Secuencia de arranque negro. c) Secuencia de cambio generador – condensador d) Secuencia de cambio condensador – generador e) Secuencias de paro normal. f) Secuencia de paro rápido. g) Secuencia de paro de emergencia. Cada paso debe ser verificado en la transición de la secuencia, para que el siguiente paso pueda ser activado, lo anterior permitirá al operador saber la condición o proceso mientras la secuencia continúe activa, pudiendo interactuar de manera manual en el caso de fallas de retroavisos o condiciones no previstas en algún paso en específico. 6.2.10.1 Secuencia de arranque 6.2.10.1.1 Chequeo de condiciones iníciales de arranque En el inicio de la secuencia de arranque, el sistema de control debe verificar que los niveles y presiones del regulador de velocidad y la turbina estén normales y que los interruptores, válvulas y otros dispositivos tengan la posición o estado correcto. Todas las señales que representan las condiciones iníciales normales deben de ser programadas usando una compuerta AND de múltiples entradas. Cuando la compuerta AND tenga su salida en “ON,” significará que las condiciones iníciales han sido verificadas y se tendrá el permisivo para continuar la secuencia de arranque. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 53 de 184 En el PLC del sistema de control se debe programar la lógica de verificación de las condiciones previas de arranque, de acuerdo a lo mostrado en la figura siguiente: Figura 6.2.2.- Lógica de verificación de las condiciones previas de arranque 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 54 de 184 Las señales básicas que deben ser utilizadas en la lógica de verificación de condiciones iníciales previas al arranque se indican en las siguientes dos tablas: Tabla 18.- Verificación de condiciones iníciales de arranque Entradas Posición de arranque Tipo Originada de Generador / Condensador C Ctrl de unidad Regulador de velocidad C Regvel Auto C Regvel Auto C Ctrl de unidad Auto C Regvel Interruptor de sistema de lubricación Auto C Turbina Interruptor de control de agua de enfriamiento Auto C Otros Generador / Condensador C Ctrl de unidad Auto C Generador Auto C Turbina Interruptor de maquina Disparado C Otros interruptor de excitación inicial Disparado C Excitador si se usa Interruptor de campo Disparado C Excitador si se usa Válvula de purga de turbina Cerrado C Turbina Válvula de dren de estopero cerrado C Turbina Modo interruptor Interruptor de control del regulador Interruptor de control de frenos Interruptor de baja presión aguas abajo Interruptor de control de bomba de aceite del regulador Interruptor de control de fase inversa Interruptor de control de bomba de aceite de chumacera de carga Interruptor de control de bomba chumacera turbina Notas Unidades reversibles únicamente Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 55 de 184 …Continuación Entradas Anillo de desgaste de válvula de enfriamiento Posición de arranque Tipo Originada de Liberado C Ctrl. de unidad Cerrado C Otros Válvula de agua de sello de eje turbina Abierto C Otros Nivel de aceite de chumacera guía turbina Normal C,P Turbina Nivel del depósito de aceite del regulador de velocidad Normal C,P Regvel Presión del depósito de aceite del regulador de velocidad Normal C,P Regvel Nivel de aceite de chumacera de carga Normal C,P Regvel Presión de aceite del regulador de velocidad Normal C,P Regvel Baja presión de aire aguas abajo Normal C Otros Presión de frenos de aire Normal C,P Regvel Secuencia de disparo del excitador Normal C Excitador Relevadores de bloqueo Reset P Ctrl de unidad Normal 100% abierto OK para el generador Conectado al ajuste del regulador de velocidad y al voltaje ajustado del excitador C,P C C Otros Otros Otros C Ctrl de unidad Control de protección de voltaje Posición de compuerta Niveles del deposito Señales de salida sincronización automática Nota: C = Control, P = Protección 130220 Rev de Notas Unidad específica, debe ser parte de la secuencia de arranque de auxiliares Unidades reversibles si el excitador toca sobre un lado de la maquina del interruptor de fase inversa. SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 56 de 184 6.2.10.1.2 Arranque de equipos auxiliares Después de que la verificación de condiciones iníciales está completa, los sistemas auxiliares de la unidad pueden ser activados. Se debe programar individualmente en cada paso de la secuencia, la activación de cada uno de los sistemas que a continuación se indican: a) Arrancar bombas de regulación b) Arrancar bombas de lubricación c) Abrir válvula de sistema de agua de enfriamiento. d) Abrir válvula de admisión. La figura siguiente muestra la lógica de un Paso donde se comandan las acciones de control, seguidas de la verificación del cumplimiento de las acciones de control en la Transición de la Secuencia: Figura 6.2.3.- Lógica de un paso y una transición. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 57 de 184 Tabla 19.- Entradas a verificar para completar el arranque de auxiliares en la secuencia. Entradas Posición de arranque Tipo Originada de Generador / Condensador C Ctrl de unidad si se usa Arranque turbina C Regvel 100% C Regvel Pre- arranque C Excitador Pre- arranque C Excitador Normal C generador Flujo de agua de enfriamiento Normal C Otros Válvula de cierre tubería de admisión 100% abierto C Otros Flujo de aceite chumacera guía Normal C Otros Liberados C Otros Modo interruptor Limite de distribuidor Regulador de velocidad Regulador manual de velocidad Regulador automático de velocidad Presión de aceite chumacera de carga Frenos Notas Nota: C= Control 6.2.10.1.3 Rodar, excitar, sincronizar y tomar carga de unidad Después de que los pasos de la secuencia de arranque han puesto en servicio los equipos o sistemas auxiliares, deben continuar los pasos para el rodado de la unidad. En donde se asegurará en cada paso que ocurra lo siguiente: a) Liberar bloqueo del distribuidor. b) Energizar la válvula “shutdown” del regulador de velocidad. c) Orden de arranque del regulador de velocidad. d) Activar el sistema de excitación si la velocidad es mayor a 95%. e) Activar el sincronizadorautomático. f) Una vez cerrado el interruptor de máquina sube a carga mínima para concluir la secuencia de arranque. Los pasos de la secuencia de arranque para el rodado de la unidad deben de programarse en base a la lógica indicada en la figura siguiente: 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 58 de 184 Figura 6.2.4.- Lógica de secuencia de arranque en el proceso de rodado de unidad. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 59 de 184 Se debe programar la secuencia de arranque, de acuerdo a la estructura indicada en la figura siguiente: Figura 6.2.5.- Secuencia de Arranque. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 60 de 184 6.2.10.2 Secuencias de paro El sistema de control de unidad debe de proveer tres tipos de paro de unidad: a) Paro de emergencia. b) Paro rápido. c) Paro normal. 6.2.10.2.1 Paro de emergencia El paro de emergencia debe ser el medio más rápido de desconexión de la unidad. La activación de una señal de disparo por protección o la activación del botón de disparo por emergencia de forma manual por parte del operador debe de causar las siguientes acciones: a) Disparar interruptor de máquina. b) Desactivar sistema de excitación. c) Energizar relevadores de bloqueo sostenido (86M, 86G1 y 86G2) d) Desenergizar válvula de “shutdown” del regulador de velocidad para cerrar el distribuidor. e) Parar regulador de velocidad. f) Bloquearsecuencia de arranque. g) Arrancar las bombas de lubricación. h) Aplicar frenos cuando la velocidad de la turbina sea menor del 30%, hasta que la unidad pare totalmente. i) Parar los sistemas auxiliares. Para la programación de la secuencia de paro de emergencia debe ser como se muestra en la siguiente figura, atendiendo la lista de entradas indicada en la tabla siguiente: 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 61 de 184 Figura 6.2.6.- Programación de la secuencia de paro. Figura 6.2.7.- Lógica de secuencia de paro de emergencia. Tabla 20.- Entradas que deben de iniciar una Secuencia de Paro de Emergencia. Entrada Relés diferenciales activados Relés de sobre corriente activados Disturbio eléctrico detectado Sobre velocidad de turbina detectado Botón de emergencia accionado Falla de PLC Accionado Tipo P P P P C C 2 1 Origen GN, TR y OT GN y TR “System” OT SB SB Notas Se debe de programar en el PLC del sistema de control una lógica que asegure que una salida digital esté siempre activa, la cual mantendrá energizado un relevador de control, cuyo contacto normalmente cerrado debe ser cableado directamente al Relé de Bloqueo Sostenido 86M para activarlo. Nota: 1 TR= Transformador; GN= Generador; TB= Turbina; GV= Regulador de Velocidad; EX= Sistema de Excitación; SB= Sistema de Control; OT= Otro. 2 C= Control; P= Protección. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 62 de 184 6.2.10.2.2 Paro rápido El paro rápido es iniciado generalmente por problemas mecánicos tales como bajo nivel de aceite a presión del regulador de velocidad, alta temperatura en chumaceras. Un relé de bloqueo será accionado por estas condiciones. El disparo rápido es similar al paro por emergencia en donde se desenergiza la válvula de “shutdown” para forzar el cierre inmediato del distribuidor, sin embargo el interruptor de unidad no debe ser abierto sino hasta que la posición del distribuidor sea menor a la posición de velocidad sin carga o potencia activa en cero MW, con la finalidad de que se evite la sobrevelocidad de la turbina. Posteriormente se deben realizar las siguientes acciones: a) Desactivar el sistema de excitación previa confirmación de 52G abierto. b) Parar el regulador de velocidad. c) Cerrar limitador de apertura del distribuidor a 0%. d) Bloquearsecuencia de arranque. e) Arrancar las bombas de lubricación. f) Aplicar frenos cuando la velocidad de la turbina sea menor del 30%, hasta que la unidad pare totalmente. g) Parar los sistemas auxiliares. Figura 6.2.8.- Programación de la secuencia de paro rápido. Esta secuencia debe ser programada de acuerdo a la figura anteriormente indicada y debe ser aplicada también cuando se presenten condiciones anormales de índole mecánico como son niveles, presiones y flujos, a menos que la naturaleza de estas anormalidades sea crítica. Para la programación de la secuencia de paro rápido debe ser como se muestra en la siguiente figura, atendiendo la lista de entradas indicada en la tabla siguiente: 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 63 de 184 Figura 6.2.9.- Lógica de secuencia de paro rápido. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 64 de 184 Tabla 21.- Entradas que deben de iniciar una Secuencia de Paro Rápido. Entrada 2 Estado Tipo Alta P, T TB Alta P, T GN Alta P, T GN Alta P, T TB Temperatura en Sello de laberintos Alta P, T TB Switch de Sobrevelocidad Cerrado P GV Alta P OT Muy Alto P GV Presión aceite regulador de velocidad Bajo P GV Flujo agua de enfriamiento sello de flecha Bajo P TB Temperatura Turbina metal Temperatura Generador metal chumacera chumacera guía carga Temperatura en metal de la chumacera guía Generador Temperatura en Sello de flecha Vibración de unidad Nivel aceite tanque velocidad presión regulador Origen 1 Notas Solo en el caso de sobre temperatura en metales de chumaceras, se debe de programar en el PLC del sistema de control una lógica que asegure que una salida digital se active, la cual energizará un relevador de control, cuyo contacto normalmente abierto debe ser cableado directamente al Relé de bloqueo sostenido 86M para activarlo. Nota: 1 TR= Transformador; GN= Generador; TB= Turbina; GV= Regulador de Velocidad; EX= Sistema de Excitación; SB= Sistema de Control; OT= Otro. 2 P= Protección; T= Temperatura. 6.2.10.2.3 Paro normal El paro normal debe ser iniciado mediante un comando manual del operador o cuando se presenten problemas mecánicos no graves. El interruptor de máquina debe ser abierto hasta que el distribuidor cierre a la posición de velocidad sin carga o la potencia activa sea cero MW. La secuencia de paro normal, una vez iniciada, es la misma que la secuencia de paro rápido. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 65 de 184 La activación de un comando manual de paro de forma manual por parte del operador debe de causar las siguientes acciones: a) Bajar carga activa b) Abrir de interruptor de máquina. c) Desactivar del sistema de excitación. d) Desenergizar válvula de “shutdown” del regulador de velocidad para cerrar el distribuidor. e) Parar el regulador de velocidad. f) Arrancar las bombas de lubricación. g) Aplicar frenos cuando la velocidad de la turbina sea menor del 30%, hasta que la unidad pare totalmente. h) Parar los sistemas auxiliares. Para la programación de la secuencia de paro de normal debe ser como se muestra en la siguiente figura, atendiendo la lista de entradas indicada en la tabla siguiente: Figura 6.2.10.- Programación de secuencia de paro normal. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 66 de 184 Figura 6.2.11.- Lógica de secuencia de paro normal. Tabla 22.- Entradas que deben de iniciar una Secuencia de Paro Normal. 2 Origen 1 Entrada Nivel aceite tanque acumulador del regulador velocidad Nivel de aceite tanque de depósito válvula de admisión de la tubería de presión Estado Tipo Bajo P GV Bajo P OT ifused Flujo agua de enfriamiento Bajo P OT Abortar secuencia de arranque Accionado P SB Comando de paro normal Accionado C SB Notas Nota: 1 TR= Transformador; GN= Generador; TB= Turbina; GV= Regulador de Velocidad; EX= Sistema de Excitación; SB= Sistema de Control; OT= Otro. 2 C= Control, P= Protección; T= Temperatura. Se debe programar la secuencia de paro normal y problemas mecánicos, de acuerdo a la estructura indicada en la figura siguiente: 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 67 de 184 Figura 6.2.12.- Típica secuencia de paro normal y secuencia de paro por disparo mecánico. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 68 de 184 6.2.11 Enlaces de comunicación Se debe programar, en el PLC de control de unidad, los enlaces de comunicación con los equipos o sistemas que se listan a continuación: a) Regulador de tensión. b) Protección. c) Medición. d) Unidad Terminal Remota (UTR) e) PLC de Servicios Comunes y/o Subestación. Los enlaces de comunicación debe ser a través de Red Ethernet o enlaces punto a punto. Con protocolos TCP/IP oModbuso DNP 3, los cuales podrán ser del tipo serial o TCP/IP preferentemente. Los enlaces de comunicación deben ser configurados y programados individualmente por equipo o sistema para obtener la base de datos que permita el monitoreo, control, protección y medición. Las señales para adquirir y enviar por comunicación a cada equipo se indican en la sección de la programación de base de datos (lista de símbolos) de señales de proceso. 6.2.12 Servicios del sistema de control Los servicios del sistema de control se listan a continuación: 6.2.12.1 a) Desarrollo de ingeniería b) Montaje, ensamblado y conexión interna c) Instalación y montaje d) Supervisión de instalación e) Puesta en servicio f) Supervisión de puesta en servicio g) Capacitación Servicio de desarrollo de ingeniería Se debe realizar el desarrollo de ingeniería en la cual se cumpla con lo especificado en los puntos 6.1 y 6.2 de la presente especificación. 6.2.12.2 Servicio de montaje, ensamblado y conexión interna Se debe realizar el montaje de todos equipos en los tableros realizando el cableado interno entre todos los sistemas cumpliendo con lo indicado en el punto 6 de la presente especificación. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 69 de 184 6.2.12.3 Servicio de instalación y montaje Se debe realizar la instalación de los tableros que integran todos los equipos y sistemas cumpliendo con lo indicado en el punto 6 de la presente especificación. 6.2.12.4 Servicio de supervisión de Insta lación y montaje Se debe realizar supervisión de la instalación de los tableros que integran todos los equipos y sistemas cumpliendo con lo indicado en el punto 6 de la presente especificación. 6.2.12.5 Servicio de puesta en servicio Se debe realizar la puesta en servicio de todos los equipos y sistemas cumpliendo con lo indicado en el punto 6 de la presente especificación. 6.2.12.6 Servicio de supervisión de puesta en s ervicio Se debe realizar la supervisión de puesta en servicio de todos los equipos y sistemas cumpliendo con lo especificado en la presente especificación. 6.2.12.7 Servicio de capacitación De acuerdo a lo indicado en el apéndice B alcance del suministro, se debe incluir como parte del suministro el servicio de capacitación, presentando la oferta técnica y económica correspondiente. La capacitación debe incluir cursos para entrenamiento sobre instalación, puesta en servicio, operación y mantenimiento. Considerando al menos los siguientes temas: a) El funcionamiento y mantenimiento en conjunto del sistema de control b) La filosofía del sistema de control, funcionamiento, ajustes, pruebas, diagnóstico y estructura del sistema de control. c) Los componentes físicos que constituyen al sistema de control: controlador (PLC). Transductores, actuadores, fuentes de alimentación, protecciones, entre otros. d) La programación, parametrización y configuración del sistema de control. e) Su operación arranque, paro, sincronización, control de carga y estatismo desde el sistema de control. f) Secuencias de arranque y paro. g) Modos de control automático y manual de los elementos finales de control. h) Mantenimiento del sistema de control tanto el “software” como el “hardware”, red de comunicaciones y protocolos empleados en la comunicación. La duración del proceso de capacitación debe ser de 40 h, en sitio, para un máximo de 10 personas, en un evento, impartiendo aspecto teórico y práctico. Los cursos de capacitación deben ser impartidos en idioma español o con traducción simultánea al español. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 70 de 184 El proveedor debe entregar a cada participante un manual de capacitación con toda la documentación técnica necesaria. Para la realización del curso de capacitación, CFE acordará la fecha de inicio, hasta con 15 días naturales de anticipación dentro del periodo de entrega especificado. 6.2.13 Alcance del suministro El alcance del suministro a que se refiere la presente especificación se indica en el Apéndice B Alcance del Suministro de este documento. 6.2.14 Información técnica requerida El cuestionario técnico a que se refiere la presente especificación se indica en el Apéndice C cuestionario técnico de este documento. 6.2.15 Garantías El proveedor debe cubrir las garantías siguientes: 6.3 a) Garantizar la corrección de cualquier mal funcionamiento en los equipos originado por fallas de diseño y/o deterioro de componentes durante el primer año de operación o dos años a partir de la entrega de los equipos. b) Garantizar el suministro de refaccionamiento cuando menos en 10 años a partir de la fecha de entrega de los equipos. Regulador de Velocidad Los equipos suministrados deben garantizar el funcionamiento óptimo del sistema controlado y del propio regulador, y deben ser diseñados, fabricados y probados conforme a las normas NMX-J-502/1-ANCE y NMX-J-502/2-ANCE. Todas las instalaciones eléctricas, fuerza, control y supervisión, tanto en corriente alterna como en directa deben satisfacer los requerimientos indicados en la norma NMX-001-SEDE. El suministro del presente regulador de velocidad, contempla todos los componentes electrónicos, los cuales serán instalados dentro de un gabinete auto soportado NEMA 4, sobre la puerta del gabinete se instalará una IHM táctil, con botón de emergencia, también debe de considerar, elementos sensores de velocidad, de posición, válvula de gobierno para el control hidráulico, la fabricación del gabinete del sistema de suministro de potencia hidráulica (HPSS) e instrumentación de la misma y todas las partes especificadas y accesorios requeridos para el control de velocidad y generación de la potencia de la unidad generadora. 6.3.1 Regulador de velocidad (algoritmos) El regulador de velocidad solicitado está integrado por lo siguiente: Controlador Lógico Programable (PLC): Con capacidad de recibir señales de los módulos de entradas digitales y analógicas que vienen del campo y efectuar el procesamiento de las señales mediante secuencias de operación y monitoreo, verificación de alarmas, estados y generar señales (digitales o analógicas), de salida a elementos finales de control. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 71 de 184 El PLC debe tener integrada una rutina de autodiagnóstico, que nos permita verificar las tarjetas de entrada y salida. El direccionamiento de los componentes de los módulos, debe ser seleccionable mediante software y no dependiente de su posición en el bastidor (rack). La programación de los algoritmos de regulación en el PLC, del tipo proporcional, integral y derivativo para el control de la regulación de velocidad y del tipo proporcional e integral para la regulación de apertura, regulación de potencia y posicionamiento, todo esto se realizará por medio de un software de programación, que sea capaz de manejar diagrama de escaleras, diagrama de bloques lógicos, lista de instrucciones y funcionales. (Norma IEC 61131-3 Programable Controllerspart 3 Programming Languajes). Con la capacidad de operar los servomotores de la turbina de manera que la respuesta de la velocidad en eventos transitorios sea aceptable, en tiempo y forma, tener características de operación estables y exactas, de gran sensibilidad y pronta respuesta, de acuerdo a lo establecido en el procedimiento CFE-LAPEM k3322106 y en esta especificación. Regulador de Velocidad con Controlador lógico programable (PLC) Interfaz PT Sincronizador Automático Interfaz MW MPU o Sensor Proximidad Señal de Interfaz Control electrohidráulica EDS PT Entrada E P TG PT INT. 52 G Red Eléctrica Dren GENERADOR Retro posición Sistema de aceite presurizado y auxiliares Frenos Frenos Válvula de paso servo TURBINA Válvula principal Figura 6.3.1 Diagrama de interconexión del regulador de velocidad. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 72 de 184 Transductor De velocidad Estatismo Variador de velocidad Variador de Carga Controlador De velocidad Actuador Servomotor Turbina Generador Transductor de potencia Figura 6.3.2.- Diagrama de bloques simplificado del sistema de control de velocidad – potencia. 6.3.2 Descripción funcional del sistema de regulación 6.3.2.1 Lógica de operación Los distintos modos de operación ya sea regulación de velocidad, regulación de apertura, regulación de potencia o de posicionamiento debe de ser supervisados, según la selección realizada, para comprobar su operatividad y en caso de avería, se elegirá otro modo de funcionamiento, o en su defecto la máquina tendrá que ser parada. El arranque debe de permitir llevar la unidad hasta la velocidad nominal, limitando la apertura para rodado en vacío o en su defecto parar automáticamente la máquina. Una vez sincronizada la máquina, la limitación de apertura se fijara en el punto máximo. El paro debe de llevar la limitación de apertura al valor actual de la posición del distribuidor y subsecuentemente llevar la posición del limitador a su valor mínimo con la velocidad de variación ajustada previamente. En caso de rechazos de carga o paro, los ajustadores de valores de consignas se deben de situar en las mismas condiciones que tenían en el arranque, con objeto de poder sincronizar de nuevo en cualquier momento el valor de consigna de velocidad = 100% y limitación de apertura igual a la apertura de arranque. El regulador en su unidad central de proceso debe de disponer de un autocontrol que verifique constantemente las tensiones de alimentación y el desarrollo del programa (watchdog). Disparo por falla en regulador de velocidad: 130220 a) Falla de CPU b) Falla de fuentes de alimentación c) Falla de todas las señales de velocidad d) Falla de transductor de posición del servomotor del anillo distribuidor Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 73 de 184 e) Falla de transductor de posición de las agujas o deflector f) Temperatura de aceite críticamente alto g) Nivel de aceite críticamente bajo en resumidero h) Presión de aceite críticamente baja i) Nivel de aceite críticamente alto en tanque acumulador j) Nivel de aceite críticamente bajo en tanque acumulador k) Sobrevelocidad l) Protecciones eléctricas o mecánicas externas al sistema de regulación Para la medición de velocidad deben de contar con dos entradas y estas deben estar monitoreadas en forma continúa. La primera entrada será proveniente de una rueda dentada instalada directamente en la flecha de la turbina, la cual debe de ser censada por dos pick-ups (convertida a señal de velocidad por un transductor), la segunda entrada se toma de la frecuencia del generador (TP´s conectados a un transductor de frecuencia a velocidad), esta última señal se emplea predeterminadamente para el control del regulador, si esta señal falla automáticamente se toma la señal de la rueda dentada para el control del regulador, pero si ambas señales fallan, inmediatamente se deben de llevar al regulador a una secuencia de paro rápido. Seleccionar modo principal (1) Activa modo principal principal Activa Modo manual Selección modo manual (1) Activo modo fuera de línea Selección fuera de línea (2) Activa modo en línea Selección modo generador (1) Activa modo condensador (1) Selección por operador (2) Lógica determinada por el estado del interruptor Figura 6.3.3 Lógica de operación del sistema de regulación. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 74 de 184 6.3.2.2 Modo regulador de velocidad En base a la diferencia entre el valor de consigna de velocidad y el valor real de la frecuencia, el regulador de velocidad debe de calcular el valor de consigna para la posición del servomotor del distribuidor y este debe de ser concebido como regulador PID de estructura paralela. El estatismo permanente bp determina la influencia que ejercen las modificaciones de frecuencia sobre la salida del regulador. Así mismo el regulador de velocidad debe de contar con un ajuste de consigna de velocidad el cual debe de ser ajustable entre 95% y 105% de la velocidad nominal. Después de la sincronización, el valor de consigna de velocidad debe de quedar automáticamente fijado en 100%. Figura 6.3.4.- Regulador de velocidad con estatismo permanente. Las ganancias proporcional, integral y derivativa, deben ser ajustables en forma digital dentro de los siguientes intervalos: 6.3.2.3 a) Ganancia proporcional de 0s a 20s. b) Ganancia derivativa de 0s a 5s. c) Ganancia integral de 0s a 10 x s. d) Estatismo permanente de 0% a 10%. e) Estatismo temporal debe ser ajustable desde 0% hasta 150%. f) La constante de tiempo del decaimiento del dispositivo de amortiguamiento debe ser ajustable de 0s a 30s. Modo regulador de potencia En base a la diferencia entre el valor de consigna de potencia y el valor real de la potencia de la unidad, el regulador de potencia debe de calcular el valor de consigna para la posición del servomotor del distribuidor. Este debe de estar diseñado como regulador PI de estructura paralela. El valor de consigna de potencia será ajustable entre 0% y 100% de la potencia nominal de la unidad. Este modo de funcionamiento sólo podrá elegirse si la máquina está conectada a la red, en caso de ocurrir una falla en la señal de potencia automáticamente cambiara a regulación de apertura. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 75 de 184 En el resto de los modos, el valor de consigna de apertura generado debe de seguir al de la potencia activa, a fin de permitir en cualquier momento una conmutación sin cambios. En caso de desviaciones de la frecuencia nominal, la contribución a la estabilización de la frecuencia está determinada por el estatismo de frecuencia /potencia, el cual debe de ser agregado a la consigna de potencia. Figura 6.3.5.- Regulador de velocidad y regulador de carga velocidad. 6.3.2.4 Modo regulación de apertura El valor de consigna de apertura debe de ser ajustable entre -5% y 105% de la apertura total del distribuidor o agujas. Este modo de funcionamiento solo podrá elegirse si la máquina está conectada a la red. En el resto de los modos de funcionamiento, el valor de consigna de apertura debe de seguir al de apertura real del distribuidor, a fin de permitir en cualquier momento una conmutación sin cambios. Debe ser posible modificar el valor de consigna de apertura. En caso de desviaciones de frecuencia del valor nominal, la contribución a la estabilización de la frecuencia estará determinada por el estatismo de frecuencia /apertura. Figura 6.3.6.- Regulador de velocidad con control de apertura. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 76 de 184 6.3.2.5 Modo posicionamiento El posicionamiento del servomotor del distribuidor se debe de llevar a cabo a través de un regulador PD. La salida del circuito del posicionamiento está dirigida a una servoválvula. El circuito de posicionamiento debe de ser supervisado ininterrumpidamente y, en caso de producirse un fallo, aparecer la señal de falla de posición. Figura 6.3.7.- Diagrama a bloques del control de posición. 6.3.2.6 Control servomotor de turbina El programa del regulador debe controlar la posición a un valor adecuado para establecer la posición del servomotor principal de la turbina, en general es el elemento que mueve y controla los mecanismos de la turbina, en respuesta a la acción del gobernador y son designadas como: a) “Gate” servomotor b) “Blade” servomotor c) Deflector servomotor d) “Needle” servomotor Control de agujas y deflectores, (caso Pelton) Control aplicable para turbinas de impulso. El programa del regulador debe controlar la posición de las agujas y los deflectores, de acuerdo a los requerimientos de esta especificación. La diferencia de posición entre cualquiera de dos agujas o entre cualquiera de dos deflectores, debe ser menor que el 1% de la escala total, sobre el intervalo completo de operación. En condiciones normales, las agujas controlan el flujo de agua a la turbina y las agujas de las tuberas en servicio deben operar simultáneamente, excepto cuando el número de agujas en servicio es variable. La operación del deflector debe ser coordinada con la operación de las agujas, en forma tal que, en un incremento de velocidad, una porción de cada chorro sea desviada rápidamente hasta que las agujas hayan cerrado lo suficiente, para permitir pasar el agua necesaria para mantener la velocidad y la potencia, con los deflectores fuera del chorro. Los deflectores deben desviar el chorro, cuando un súbito cambio de potencia sea más rápido que la que puede controlar las agujas. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 77 de 184 La desviación de potencia en el incremento o decremento de carga por cambio del número de agujas (adición o sustracción) debe ser menor del 1% de la potencia nominal. Figura 6.3.8.- Diagrama a bloques del control para turbina Pelton. 6.3.3 Funciones del panel de operación (Interfaz Humano Maquina-IHM) Consiste de una pantalla táctil para visualización de proceso que sirve como monitoreo e interfaz con el operador. Esta interfaz debe de considerar las pantallas necesarias para el control de turbina como mínimo las siguientes: 6.3.3.1 Pantalla de control de potencia Esta pantalla representa de manera detallada el diagrama a bloques del regulador de potencia y debe de ser posible ajustar la consigna de potencia, además de poder modificar parámetros Kp y Tn del regulador de potencia y estatismo de frecuencia-potencia, también debe de presentar los campos para las mediciones de potencia, consigna y activación de pruebas como escalones de frecuencia. 6.3.3.2 Pantalla de control por apertura Esta pantalla representa de manera detallada el diagrama a bloques del regulador de apertura. En este debe de ser posible ajustar la consigna de apertura, estatismo de frecuencia-apertura, también debe de presentar los campos para las mediciones de apertura, consigna. 6.3.3.3 Pantalla de control de velocidad Esta pantalla representa de manera detallada el diagrama a bloques del regulador de velocidad y debe de permitir modificar consignas y parámetros Kp, Tn y Td, tanto para operación en vacío como en red aislada, también debe de presentar los campos para las mediciones de velocidad, consigna y activación de pruebas como escalones de frecuencia. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 78 de 184 6.3.3.4 Pantalla de posicionamiento Pantalla diseñada para ajustar libremente los parámetros del regulador Kp y Td, además de tener la posibilidad de accionar en forma manual el posicionamiento del distribuidor o agujas. Con objeto de realizar pruebas, el servomotor puede ser también posicionado en forma manual a través del panel de control. 6.3.3.5 Pantalla de límite de apertura Esta pantalla representa de manera detallada el diagrama a bloques del limitador de apertura y debe de permitir modificar consignas de limitación de potencia y visualizar los campos para las mediciones del limitador de potencia. 6.3.3.6 Pantalla de calibración de retroalimentaciones Esta pantalla es requerida para la puesta en servicio. En ella debe de ser posible calibrar los sensores de retroalimentación de la posición del servomotor y la válvula distribuidora principal. 6.3.3.7 Pantalla de funciones especiales Esta pantalla debe estar enfocada principalmente para puesta en servicio, en ella se realizaran los ajustes de gradientes de consignas externas como Megawatts, apertura, definición de límite de velocidad, activación de la prueba de sobrevelocidad y pruebas de escalón. 6.3.3.8 Pantalla de tendencias En esta pantalla se desplegara las tendencias históricas de las variables más importantes del regulador de turbina, las cuales deben de ser seleccionables. 6.3.3.9 Pantalla de mediciones Pantalla diseñada para los valores análogos más importantes de la máquina y podrán ser representadas en barras o en otra forma que permita una apreciación más clara. 6.3.3.10 Pantalla de alarmas En esta pantalla se debe de tener un listado de las señales de alarma, con colores diferentes, alarma (amarillo), advertencia (marrón) y disparos (rojo). También con la descripción, el estado, el tiempo del acontecimiento, el tiempo de reconocimiento y el tiempo en que se desactivó, del tipo FIFO (first in – firstout). 6.3.3.11 Pantalla de eventos Pantalla en la cual se debe de desplegar el listado de evento cronológicos de las entradas listadas en su evento y color correspondiente con su identificador asociado, con un texto largo, el estado y tiempo que ocurrió, del tipo FIFO (first in – firstout). Los colores propuestos para su despliegue son: 130220 a) Azul: Evento normal activo b) Amarillo: Alarma activa c) Rojo: Disparo activo d) Azul claro: Alarma o disparo reconocido Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 79 de 184 6.3.4 e) Verde: Evento normal desactivado, alarma o disparo normalizado f) Gris claro: Eventos internos del software de interfaz de operador Componentes del regulador de v elocidad Las características que se describen son generales, quedando mejor descritas en el Apéndice A Características Particulares de esta especificación. 6.3.4.1 Componentes electrónicos. 6.3.4.1.1 Unidad central de proceso (CPU) Con capacidad de coordinar todos los servicios del sistema, manejo en tiempo real con resolución de 10ms, sincronización por comunicación vía serial, LAN o pulso de minuto, almacenamiento firmware y parámetros en una flash card, funciones de control de lazo cerrado/abierto para la ejecución de programas de usuario de acuerdo aIEC 61131-3. 6.3.4.1.2 6.3.4.1.3 130220 Fuente de alimentación del controlador a) Voltaje nominal de salida 24V c.d. b) Voltaje de entrada (100 – 240)V c.a. y (90 – 300)V c.d. c) Capacidad de conexión en paralelo. d) Tipo “Switcheada”. e) Capacidad 20A. f) Indicación de falla. g) Indicación de alimentación. h) Montaje en Riel DIN. i) Contacto seco para indicación de Falla con capacidad de 125V c.d. j) Terminales removibles tipo tornillo. Fuentes de alimentación del tablero del regulador de velocidad a) Voltaje nominal de salida 24V c.d. b) Voltaje de entrada (100 – 240)V c.a. y (90 – 300)V c.d. c) Capacidad de conexión en paralelo. d) Tipo Switcheada. e) Capacidad 20A. f) Indicación de falla. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 80 de 184 6.3.4.1.4 6.3.4.1.5 6.3.4.1.6 130220 g) Indicación de alimentación. h) Montaje en riel DIN. i) Contacto seco para indicación de falla con capacidad de 125V c.d. j) Terminales removibles tipo tornillo. Tarjetas de entradas digitales a) 16 Entradas b) Voltaje de entrada 24V c) Intervalo de temperatura de operación 0ºC – 60ºC d) Alimentación de sensores en grupos de máximo 8 canales a prueba de corto circuito con diagnostico (LED y mensaje al controlador) e) Aislamiento óptico. Tarjetas de salidas digitales a) Voltaje de salida 24V a 500mA. b) Intervalo de temperatura de operación 0ºC – 60ºC. c) Protección de canal a corto circuito. d) Frecuencia de salida con carga de resistencia 60 Hz. e) Conexión paralela para incrementar corriente de salida. f) Indicación de falla por canal con LED. g) Valor de substitución parametrizable en caso de falla de comunicación. Tarjetas de entradas analógicas V/I a) Cantidad de entradas : 4 u 8 b) Medición de intensidad 0/4…20mA. c) Margen de entrada 0 a 20mA, - 20mA a + 20mA y 4mA a 20mA d) Medición de tensión 8 canales e) Margen de entrada 1V a 5V, -10V a 10V,-5V a 5V. f) Intervalo de temperatura de operación : 0ºC a 60°C g) Error linear sobre el intervalo de entrada : ± 0.03% h) Repetibilidad sobre el intervalo de entrada : ± 0.01% Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 81 de 184 6.3.4.1.7 6.3.4.1.8 i) Conexión 2 hilos / 4 hilos j) Resolución : 12 bits mas signo k) Tiempo de adquisición de 10ms. Tarjeta de salidas analógicas V/I a) 8 salidas b) Resolución : 12 bits mas signo c) Tensión 0/1…5/10V ; ± 10V d) Corriente 0/4…20mA; ± 20mA e) Salida cada 10ms Sensores de velocidad Con base y conectores del tipo diferencial de efecto Hall con capacidad de censado arriba de 25.000 pulsos/s y tiempo de respuesta menor a 20 µA y intervalo de temperatura de -40°C – 125°C y salida en onda cuadrada en todo el intervalo de velocidad de 10Vpp y alimentación de 18V c.d. - 48V c.d. 6.3.4.1.9 Módulo medición de periodo de duración/conteo de pulsos 4 Entradas de pulso (2 grupos de 2 cada uno), galvánicamente aislado por opto acopladores, con intervalo de entrada de voltaje pasivo de 5V c.d. y 24V c.d. y señal activa de medición de duración de periodo para adquisición de velocidad, para frecuencias 1.2 KHz –12 KHz y conteo de pulsos para detección permanente, para frecuencias de 0 Hz a 12 KHz, con exactitud de 0.1% 6.3.4.1.10 Aislador de señal para medición de velocidad de turbina Utilizando el voltaje de generador, aislado galvánicamente con salida de señal compatible con TTL, alimentación de 19V c.d.-90V c.d. voltaje de entrada de 0.5Vrms a 250Vrms y intervalo de frecuencia de 0 Hz a 150 Hz, temperatura de operación -10°C a 55°C y protegido electromagnéticamente. 6.3.4.1.11 Dispositivo de protección de sobrevelocidad eléctrico de velocidad El dispositivo de protección de sobre velocidad eléctrica debe cumplir las características técnicas que a continuación se establecen: 130220 a) Diseño compacto b) Dimensiones máximas: 150mm (ancho) x 150mm (alto) x 150mm (profundo) c) Montaje en riel de 35mm de acuerdo a lo descrito en la ficha bibliográfica [10], de esta especificación d) Circuito sensor de velocidad tipo inductivo. e) Medir la velocidad de rotación de la flecha de turbina. f) 4 contactos de relés programables. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 82 de 184 g) Ajuste de alarmas programables individualmente h) Histéresis configurable de cada alarma. i) Resolución ± 1 digito. j) Exactitud ± 0,005% de ajuste. k) Display de 5 dígitos de la medición en unidades de ingeniería. l) Punto flotante configurable para display. m) Contactos de relés para 250V c.d.1A. n) Salida analógica de la medición de velocidad: ñ) - 4 mA – 20mA. - Aislada de la fuente de alimentación. - 500Ω máxima carga. - Resolución a 12 bits. - Exactitud ± 0.005%. Entrada de señal de medición: - Mínima 6.6V. - Máxima 200V. - 100Ω de impedancia. - Intervalo de frecuencia 0 KHz a 100 KHz. o) Fuente de alimentación 12V. p) Grado de protección del molde encapsulado IP 40 q) Temperatura de operación 0°C a +45 C. o 6.3.4.1.12 Transductor de potencia activa 130220 a) Para medición de potencia activa y reactiva b) Unipolar o bipolar en los cuatro cuadrantes c) 60 Hz d) Intervalo de voltaje de 100V –690V e) Intervalo de corriente de 1A –6A Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 83 de 184 f) Factor de calibración de 0.75 a 1.3 con potencia activa y de 0.5 a 1.0 con potencia reactiva g) Salida en corriente de 0mA-20mA, de 4mA-20mA h) Tensión de alimentación de 85-230V c.d./c.a 6.3.4.1.13 Transductor de posición con base a) Conector y cable integrado con desplazamiento lineal para la retroalimentación del distribuidor b) Salida de 0mA-20mA, 4mA-20mA c) Resolución <0.2µA d) Intervalo de medida de acuerdo al desplazamiento del servomotor. 6.3.4.1.14 Transductor de posición inductivo a) Retroalimentación de posición de la válvula distribuidora b) Soporte y cable c) Señal proporcional a la distancia d) Características técnicas similares a intervalo de censado 5mm e) Salida de 0-10V (0.5mm-5.5mm), 4-20mA (0.5mm- 5.5mm), resolución 0.32mA/mm f) Frecuencia máxima 1.5 kHz, temperatura de -10°C a + 60°C 6.3.4.1.15 Transmisor de presión de 0-400 bar Características técnicas: 130220 a) Transmisor de presión manométrica digital tipo modular con display. b) Sensor tipo celda capacitiva o pieza resistiva fabricada en cerámica o metálica. c) Transmisor, 4mA a 20mA. d) 2 hilos. e) Alimentación 24V c.d. f) Valor Nominal ajustado: 0 a 400 bar. g) Unidades de calibración: bar. h) Escalabilidad: 100:1 i) Exactitud: +/- 0,075% del Span ajustado. j) Estabilidad a largo plazo: +/-0,05% de URL/año (de Limite de Rango Superior por año). Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 84 de 184 k) Temperatura Límite Proceso: -40°C a +100°C. l) Temperatura Límite Ambiente: -40°C a +80°C. m) Carcasa en Aluminio, protección IP66/IP67 o mayor, (NEMA 6P) o mayor. n) Pantalla de indicación alfanumérica: valor medido, unidades. o) Configuración local sin necesidad de unidad de programación adicional, por medio de teclado o botones: cambio de unidades (bar, Kg/Cm2, kPa) y otros ajustes. p) Aprobado para su uso en zonas seguras. q) Conexión a proceso rosca ANSI 1/2 MNPT, material AISI 316L. 6.3.4.1.16 Pantalla táctil a) Tipo panel PC b) Monitor 43.18cm c) Tipo pantalla táctil (TouchScreen). d) Montaje en panel (Incluir accesorios de montaje en panel). e) Alimentación 18V c.d. – 32V c.d. f) Temperatura de trabajo 0°C – 60 C. g) Velocidad del procesador 2 GhzDuo. h) Memoria RAM mínimo de 4GB. i) Capacidad del disco duro 400GB (Interno o externo). j) Tarjeta de Red integrada Ethernet 10/100/1000 Base- T x2. k) Sistema Operativo de Microsoft actual (Puede ser embebido). l) Tarjeta de gráficos con resolución mínima de 1 280 x 1 024 pixeles. o 6.3.4.1.17 Relevadores auxiliares con bobina de 24V c.d Contactos de 1.5A 6.3.4.2 130220 Equipo de programación, mantenimiento y diagnóstico . a) Tipo Laptop. b) Sistema operativo de Microsoft versión profesional (no servidor) actual al momento de la publicación del procedimiento de adquisición. c) Velocidad mínima de 2GHz. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 85 de 184 d) Monitor de al menos 38.10cm. e) Memoria RAM mínimo de 4GB. f) Disco duro con capacidad mínima 400GB. g) Unidad integrada de Reproductor de DVD`s. h) Incluya batería extra (deben ser dos baterías). i) Tarjeta integrada Bluetooth. j) Tarjeta integrada Inalámbrica WiFi. k) Tarjeta integrada de Red Ethernet. l) Puertos USB. Debe de incluir 1 Licencia software general de la aplicación e ingeniería del regulador de velocidad. 6.3.4.3 Componentes hidráulicos 6.3.4.3.1 Servoválvula 6.3.4.3.2 130220 a) Para el control del distribuidor b) Mando directo con control de sentido y magnitud de caudal c) Adecuada para la regulación de posición y velocidad d) Accionamiento mediante solenoides de regulación e) Retroalimentación eléctrica de operación f) Alta sensibilidad de respuesta g) Baja histéresis h) Electrónica de mando integrada i) Señal de entrada de control de 4mA-20mA+- 10V j) Montaje sobre placa. Filtro a) El fabricante o proveedor debe indicar el grado de limpieza según ISO 4406-1999 (o versión vigente) que el sistema o sus componentes requieren b) Se debe suministrar un sistema de filtrado de aceite que garantice el grado de limpieza indicado y una capacidad β de por lo menos 75 c) El filtro debe ser tipo dúplex y que permita su mantenimiento o la sustitución de cartuchos de filtrado con el sistema en operación Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 86 de 184 d) 6.3.4.3.3 Debe integrar detector de presión diferencial para identificar la condición de filtro sucio. Válvula direccional de emergencia (Shut Down) Válvula accionada hidráulicamente la cual actuará en caso de cualquier falla enviando la unidad a un paro de emergencia, en condiciones normales de operación el equipo está energizado y cuando el solenoide se desenergiza inmediatamente cambiará su posición por la acción del resorte permitiendo un cierre rápido, también en caso de haber una falla en el suministro de energía, el equipo actuará asegurando la integridad del equipo. 6.3.4.3.4 Válvula de protección por baja presión Válvula pilotada hidráulicamente, ajustable, cuya función será, en coordinación con los demás componentes hidráulicos del sistema, llevar a cierre el distribuidor o deflectores de agujas cuando ocurra una eventual pérdida de presión del sistema hidráulico. El ajuste para la operación de esta válvula será cuando se tenga en el sistema una presión 10% inferior al valor de presión mínima establecida para el sistema. 6.3.4.3.5 Válvula de sobrepresión Válvula de sobrepresión para protección de los componentes del sistema hidráulico ante eventuales incrementos de la presión interna, esta válvula debe tener capacidad para desfogar cualquier excedente en el suministro de aceite. La ubicación física de esta válvula en el circuito hidráulico debe ser tal que proteja todo el sistema, debe ser ajustable y calibrarse de tal manera que se cumpla lo establecido en la norma oficial mexicana NOM-020-STPS-2002 o la versión que se encuentre vigente en el momento de la adquisición. 6.3.4.3.6 Sistema de enfriamiento de aceite Enfriador agua-aceite diseñado para que garantice según las características del agua del lugar, que el aceite de trabajo propuesto no eleve su temperatura por encima del valor indicado por el fabricante del sistema. 6.3.4.3.7 Dispositivo mecánico-hidráulico de protección de sobre velocidad Dispositivo de protección (válvula direccional actuada por pulsador mecánico y contrapeso con acción centrifuga) cuya función será en coordinación con los demás componentes hidráulicos, llevar a cierre el distribuidor o los deflectores de agujas cuando el eje de la turbina alcance el valor de sobre velocidad, debe operar en un intervalo de entre 105% y 160% del valor de velocidad nominal, ser ajustable en este intervalo y restablecerse en forma manual. Cuando este dispositivo opere debe señalizar esta condición por lo que se debe considerar un “Switch” de posición. Este dispositivo debe operar sobre los elementos hidráulicos sin depender de alimentación eléctrica alguna. 6.3.4.3.8 Sistema de bombeo de aceite Bombas de desplazamiento positivo, para la presión requerida por el sistema hidráulico, autocebantes, accionadas por acoplamiento directo, por motores de corriente alterna y/o directa cuya capacidad de desplazamiento volumétrico combinado mínimo será el valor que arroje el cálculo del 25% del volumen de todos los servomotores de que conste el sistema entre el tiempo de cierre. Tanto la tensión de alimentación de los motores como el número de bombas que se suministraran de corriente alterna y de directa se establece en las características particulares del proyecto. Cuando se solicite más de una bomba todas ellas serán de idénticas características y capacidad. El diseño de la succión de estas bombas debe garantizar que no se succionara aire. Cuando se indique más de una bomba las conexiones de salida deben conectarse de tal forma que sea posible que el sistema opere si se retira una de ellas para mantenimiento o que funcionen en paralelo en forma simultánea, por lo que deben considerarse las válvulas y conectores necesarios. Debe instalarse una válvula de seguridad con capacidad para manejar el gasto total de la o las bombas, ajustable y que opere cuando en la descarga se haya rebasado en un 10% la presión máxima de trabajo. Las bombas deben montarse en el recipiente colector o reservorio. Si el par del motor no permite el arranque de las bombas bajo carga se debe considerar en el diseño e instalar una válvula que permita el arranque en vacío. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 87 de 184 Debe ser considerado y suministrado los tableros de control con arrancadores y protecciones necesarias para los motores. Si las dimensiones de las bombas lo permite esta podrán montarse sobre el recipiente colector o reservorio. 6.3.4.3.9 Acumulador de presión Recipiente acumulador de presión con capacidad de 3 veces el volumen de la suma de los servomotores del sistema si se trata de una turbina Francis y 4.5 veces el volumen de todos los servomotores tratándose de una turbina Kaplan o Pelton (a este volumen incluir el volumen del servomotor de cierre de la válvula principal y/o el de la válvula de alivio de la carcasa espiral si estos son alimentados por el regulador de velocidad ) y una caída de presión que no exceda la diferencia entre la presión nominal y la mínima del sistema. El acumulador debe ser del tipo pre cargado con membrana, vejiga o resorte interno para evitar la pérdida de aire o del gas de precarga. Al tratarse de un recipiente sujeto a presión deben diseñarse según los criterios de diseño establecidos en el punto 4.1 “General.- los recipientes a presión y atmosféricos deben diseñarse de acuerdo con el código ASME Sec. VIII DIVISION I” de la especificación CFE XF000-05, debe además tener una placa de identificación, donde se asiente como mínimo la información indicada en el punto 5.7 “Placa de datos” de la especificación CFE XF000-05. El proveedor debe entregar la documentación siguiente: a) Certificado de fabricación donde se indique como mínimo; Las presiones de trabajo, de prueba y máxima, la temperatura máxima y mínima de diseño y operación, la capacidad volumétrica, el fluido a manejar, las especificaciones de los materiales de las paredes sujetas a presión (designación y esfuerzo a la tensión). b) Las memorias de cálculo. c) Los dibujos o planos de los equipos, que al menos contengan: - Cortes principales del equipo - Detalles relevantes (ubicación de boquillas, por ejemplo) - Acotaciones básicas (espesores, diámetros, longitudes, entre otras) - Arreglo básico del sistema de soporte. En el diseño de este componente se deben considerar la sismicidad del lugar en que será instalado y cumplir lo indicado en la versión que sea vigente en el momento de la adquisición, del capítulo “Diseño por Sismo” del “Manual de Diseño de Obras Civiles de CFE”. Para el diseño de los apéndices y anclajes debe también cumplir lo indicado en este manual. 6.3.4.3.10 Recipiente colector o reservorio Recipiente colector con una capacidad de por lo menos el 110% del volumen de aceite empleado por el sistema, fabricado según los criterios de diseño establecidos en el punto 4.1 “General.- los recipientes a presión y atmosféricos deben diseñarse de acuerdo con el código ASME Sec. VIII DIVISION I” de la especificación CFE XF000-05. Debe contar con; 130220 a) Un filtro interno desmontable para separar la zona de descarga de la zona de succión de las bombas (la malla del filtro deben ser de acuerdo con el valor de limpieza requerido por los componentes del sistema hidráulico). b) Por lo menos un registro de dimensión suficiente que permita su limpieza y mantenimiento. c) El fondo del recipiente ligeramente inclinado para que la humedad se acumule en la parte más baja. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 88 de 184 d) Una válvula ubicada en la parte más baja del fondo que permita purgar la humedad acumulada y descargar la totalidad del volumen. e) Un par de conectores tipo hembra de ø1” NPT ubicados en la tapa superior que permitan la posibilidad de conectar un sistema de filtrado o centrifugado, por lo que uno de estos conectores debe descargar internamente en la zona de succión de las bombas y el otro debe permitir succionar el aceite en la zona de retorno del aceite del sistema. f) Instrumentación necesaria para la señalización y protección de nivel de aceite (alto y bajo nivel) y de temperatura del aceite (alarma y disparo por alta temperatura). g) Una ventila para mantener el interior del recipiente a presión atmosférica con protección necesaria para evitar la entrada de polvo y humedad. h) En el diseño de la cimentación y paredes de este recipiente se debe tomar en cuenta y cumplir lo indicado en la versión que sea vigente en el momento de la adquisición, del capítulo “Diseño por Sismo” del “Manual de Diseño de Obras Civiles de CFE”. 6.3.4.3.11 Válvula distribuidora Válvula de distribución con la capacidad de manejo de flujos de aceite tal, que garantice que se obtendrán los tiempos esperados de apertura-cierre del mecanismo de regulación con mínimas perdidas internas. Tratándose de unelemento amplificador cuando por las características propias de los componentes del regulador tales como; dimensiones de los servomotores o actuadores hidráulicos, presión de operación, etc. la función de esta válvula la pueda desempeñar el transductor electrohidráulico se preferirá esta opción y por lo tanto no debe suministrarse. Debecontar con elementos de restricción de flujo que permitan ajustar la velocidad de cierre del servomotor en ambas direcciones en el tiempo establecido para el regulador, de tal forma que no se puedan alcanzar tiempos de cierre menores aun cuando se presenten fallas en cualquier componente del sistema. 6.3.4.3.12 Servomotor o actuador hidráulico Si forma parte del alcance, se debe suministrar el servomotor (es) o actuador (es) hidráulico para el accionamiento del mecanismo de cierre de las paletas reguladores si se trata de turbinas Francis, paletas reguladoras y alabes de turbina, si se trata de turbina Kaplan, agujas y deflector para el caso de turbina Pélton. Este componente debe tener capacidad suficiente para efectuar, en los tiempos especificados o determinados por el proveedor, el cierre de las paletas, alabes de turbina, agujas y deflector desde la posición totalmente abiertas hasta la posición totalmente cerradas, en la peor condición esperada considerando el golpe de ariete, la velocidad de desboque y máxima caída neta esperada en el embalse. Para seguridad durante el mantenimiento al sistema o la turbina se debe considerar un sistema manual de bloqueo o aseguramiento del mecanismo en posición abierta y cerrada. 6.3.5 Requisitos de Fabricación El regulador debe cumplir con lo indicado a continuación: Cuando se requieran dos o más unidades del mismo proveedor, todos los componentes deben cumplir con el requisito de intercambiabilidad. Las características del sistema de control son: Componentes electrónicos de estado sólido de grado industrial, utilizando equipo basado en microprocesadores, para operar continuamente y en forma adecuada en condiciones ambientales de – 10ºC a 55ºC y humedad relativa de 10% a 95% sin condensación. Se establece como base, para el diseño del regulador de velocidad, un sistema digital electrohidráulico, distribuido funcional y físicamente, a menos que se indique otra cosa en las Características Particulares. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 89 de 184 Medición simple, para los circuitos que solo sean de supervisión. Medición de velocidad con redundancia para las funciones de control y protección. Todas las señales de entrada y salida deben ser opto acopladas y las salidas deben tener relevadores de interposición. Para propósitos de mantenimiento, debe permitir operar manualmente los elementos finales de control, cuando el sistema automático está fuera de servicio. El sistema de control a suministrar, debe ser un desarrollo instalado aprobado en operación normal, en turbinas de capacidad similar, cuando menos durante un año y ser compatible con sistemas abiertos. Todas las tarjetas electrónicas deben ser fabricadas aplicando protección anticorrosiva para condiciones severas. Las señales de entrada y salida de cada bloque funcional dentro de la parte electrónica del regulador de velocidad, deben ser alambradas a una clavija de prueba, accesible desde el frente del gabinete, para facilitar la medición del circuito. Estos puntos de prueba deben estar eléctricamente aislados, para evitar que el aterrizaje de una clavija de prueba cause cambios en la salida del circuito que se prueba. Las señales que se deben proporcionar como mínimo son: a) Velocidad de la turbina. b) Posición de álabes, agujas y deflector, rodete, según aplique. c) Presión de aceite de control. d) Presión de tubería. e) Potencia eléctrica MW. Estas señales deben ser acondicionadas para obtener la medición de 4mA– 20mA. El proveedor del regulador debe coordinarse, en todas las especificaciones y pruebas, con los proveedores de la turbina y del generador, para obtener una apropiada regulación de la velocidad y de la carga. El diseño y arreglo de los componentes hidráulicos suministrados tales como; servoválvula, válvula direccional de emergencia, válvula de protección por baja presión, válvula de sobrepresión y válvula distribuidora, siempre que las dimensiones lo permitan debe ser tipo bloque (manifold). Las tuberías de interconexión así como los demás componentes deben estar adecuadamente soportadas para evitar afectaciones por vibraciones, sismos o desplazamientos por efectos de golpe de ariete así como dilatación térmica. Las válvulas electroválvulas deben contar con la opción de activarse manualmente. Todos los componentes del sistema hidráulico a excepción del conjunto reservorio-bombas y el (los) servomotor (es) deben ubicarse en un gabinete de un solo ensamble, autosoportado, hermético a polvo y goteo, en este gabinete las partes que soporten masas deben ser libres de ondulaciones u otras deformaciones, la puerta de acceso debe abrir un ángulo de por lo menos 1 500, el frente y los laterales deben ser desmontables para permitir el acceso de los diferentes componentes para sustitución o mantenimiento. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 90 de 184 Cuando el alcance del suministro considere los componentes principales del sistema hidráulico tales como servomotores y válvula distribuidora, la estanqueidad del sistema debe ser tal que estando el regulador operando en posición fija (unidad con carga fija), el periodo de tiempo entre intervenciones del sistema de bombeo no sea menor de 45 min. Tratándose del suministro de una unidad generadora completamente nueva, para el establecimiento de los tiempos de cierre del sistema de regulación, el proveedor del regulador de velocidad debe establecer estos tiempos para lo cual debe efectuar los estudios de golpe de ariete en la tubería de presión (nueva o existente) y de momento de inercia en el conjunto rotativo y asegurarse que no se alcanzaran valores de sobrepresión en la tubería ni sobre velocidad en el conjunto rotativo por arriba de sus valores permitidos que pudieran poner en riesgo su operación segura. Si se trata del suministro parcial de componentes del regulador de velocidad, el proveedor debe asegurarse que con el elemento de control de flujo propuesto se pueden obtener los tiempos de apertura-cierre del equipo original o el indicado en las características particulares. Cuando según el alcance no se trate del suministro completo de los componentes hidráulicos del regulador de velocidad y solo se indiquen algunas de sus partes o componentes que se adaptaran al equipo ya existente, el proveedor debe considerar todas las conexiones, accesorios y adaptaciones que sean necesarios para que el equipo suministrado y el original funcionen apropiadamente. 6.3.6 Operación del regulador de v elocidad 6.3.6.1 Altitud de operación Este valor se indica en las Caracteristicas Particulares 6.3.6.2 Temperatura ambiente El regulador de velocidad debe estar diseñado para operar en forma confiable a la temperatura ambiente máxima. La temperatura ambiente máxima, media anual, mínima, de bulbo húmedo y de bulbo seco, se indican en las Características Particulares. 6.3.6.3 Humedad relativa El regulador de velocidad debe estar diseñado para operar con la humedad relativa indicada en las Características Particulares. 6.3.6.4 Agua de enfriamiento El licitante debe informar, en su propuesta, acerca de los requerimientos de agua para enfriar a cada uno de los equipos que suministra, lo cual debe ser transmitido al proveedor del sistema de agua de enfriamiento de la central. Corresponde a este último, al proveedor del regulador y a la CFE, determinar el punto físico o sea la ubicación de la brida a la que el proveedor del regulador le corresponde conectarse a dicho sistema. 6.3.6.5 Sobrevelocidad La sobrevelocidad de la unidad no debe exceder el valor indicado en las Características Particulares. 6.3.6.6 Sobrepresión La sobrepresión en la tubería a presión, no debe exceder el valor indicado en las Características Particulares. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 91 de 184 6.3.6.7 Operación en pico El proveedor debe considerar que la central hidroeléctrica, es una central de pico, por lo que las unidades pueden estar sujetas a paros y arranques diarios. 6.3.6.8 Operación en paralelo El regulador de velocidad debe diseñarse para que las unidades puedan operar en paralelo, en modos frecuencia y apertura. 6.3.6.9 Operación en red aislada El regulador de velocidad debe diseñarse para que la unidad pueda ser operada en la red aislada. 6.3.6.10 Operación como condensador síncrono En caso de requerirse la operación de la unidad, como condensador síncrono, el número de unidades que requieran cumplir con esta condición, se indicará en las Características Particulares. 6.3.6.11 Arranque negro El regulador de velocidad debe diseñarse para que la unidad pueda arrancar sin ninguna fuente externa de alimentación de corriente alterna y para conectar la unidad a bus muerto. 6.3.7 Servicios del regulador de velocidad Los servicios del regulador de velocidad se listan a continuación: 6.3.7.1 a) Desarrollo de ingeniería b) Montaje, ensamblado y conexión interna c) Instalación d) Supervisión de instalación e) Puesta en servicio f) Supervisión de puesta en servicio g) Capacitación Servicio de desarrollo de ingeniería Se debe realizar el desarrollo de ingeniería en la cual se cumpla con lo especificado en los puntos 6.1 y 6.3 de la presente especificación. Se debe diseñar la implementación de la funcionalidad descrita en la tabla siguiente: 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 92 de 184 Tabla 23.- Lista típica de entrada y salidas de alarmas que pueden especificarse para incorporarse al sistema de regulación para permitir la interfaz con el operador y con otros sistemas de planta. Referencia (normativas IEEE Std 125-2007). Descripción Control Analógica Presencia de aire aplicado X Sumidero nivel de aceite X Sumidero aceite temperatura de Estado Alarma o paro Comentarios X Presión HPSS X Nivel de aceite acumulador X Velocidad X Presión comprimida X Boceto presión de tubería X Grupo Turbina-generador operando como condensador X Zona de cavitación X Después de transcurrir varias horas en operación la turbina Para unidades generador - turbina con capacidad condensador sincrónico. Transcurrir hrs en modo condensador. Tiempo transcurrido con la turbina operando en cavitación. Normalmente una zona predefinida (o varias zonas) de apertura de puerta. Estado del regulador, a partir de, sincronización, on-line, detener, etc. Estado gobernador start/run X Ganancias del Governor X Fuera de línea, en línea a la red y aislada X X Característica opcional. X X Característica opcional. X X X X X X X X Cierre rápido on/off Control de nivel de embalse de encendido/apagado Secuencionamiento de agujas on/off Modo de residuos de agua on/off Modo Generador / Condensador Modo Droop Seguro del servo aplicado / liberado Solenoide de paro On/off Gobernador auto/manual Frenos manualmente o mecanimcamente aplicados Bomba arrancada / parada Característica impulso. Característica impulso. opcional para turbinas de opcional para turbinas de Retroalimentación de servoposicionador o flujo. potencia, X X X X X X X Para cada una de las bombas Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 93 de 184 …Continuación Control Analógica Estado Descripción Alarma o paro Comentario Bomba positiva / negativa X X Para cada una de las bombas Bomba auto/manual Referencia de potencia, posición o flujo en el límite superior Referencia de potencia, posición o flujo en el límite inferior Referencia de velocidad en el límite superior Referencia de velocidad en el límite inferior Posición de potencia o flujo en el límite bajo Referencia de velocidad en valor nominal Velocidad sin carga Estado del interruptor en estado abierto / cerrado X X Para cada una de las bombas Contacto de coincidencia actuador limitador Paro de turbina Falla del seguro del servo al aplicarlo Atraso de la bomba del HPSS en el arranque HPSS Baja presión HPSS “lowpressure” Nivel bajo acumulador HPSS Alto nivel acumulador HPSS Filtro tapado HPSS Nivel bajo sumidero HPSS Temperatura alta en aceite HPSS Baja presión aire interruptor Deslizarse Operación falla aire HPSS Falla señal de velocidad Falla transductor de potencia Pérdida del control de potencia Cierre de compuerta X X X X X X X X Indicación que tiene el mismo servo para alcanzar el límite de compuerta (turbina de reacción), o servo de las agujas (turbina de impulso) X X X X X X X X X X X X X X X X Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 94 de 184 …Continuación Control Analógica Estado Descripción Alarma o paro Comentario Sobre velocidad X X Para cada una de las bombas Tiempo “WatchDog” Supervisión del relé de Control de puerta Restablecimiento del relé control de compuerta Supervisión del relé shutdown de compuerta Restablecimiento del relé supervisor de control de la paleta Supervisión del relé de control de paro por paleta X X Para cada una de las bombas 6.3.7.2 X X X X X Servicio de montaje, ensamblado y conexión interna El servicio de supervisión de montaje, para cada regulador de velocidad, consiste en realizar las siguientes actividades: 130220 a) Identificación y desconexión de cableado del regulador existente. b) Desmontaje del Regulador de Velocidad mecánico actual (Desmontaje de tuberías, Desmontaje de motobombas, Desmontaje de acumulador). c) Acondicionamiento de la base para el montaje del nuevo regulador de velocidad. d) Maniobras de colocación en el sitio de montaje del nuevo regulador de velocidad. e) Anclaje y fijado del nuevo regulador de velocidad. f) Instalación de unidad hidráulica de presión. g) Instalación de acumulador. h) Instalación del servomotor y acoplamiento servomotor. i) Instalación de dispositivo de sobrevelocidad mecánico, rueda dentada y sensores de velocidad, instalación de soportes. j) Instalación de la retroalimentación del distribuidor k) Instalación de “tubing” l) Llenado de aceite m) Carga de Nitrógeno (Donde aplique) n) Pruebas parciales y purga de aire o) Conexión de cables de control y de alimentaciones de c.a. y c.d., reapriete de terminales Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 95 de 184 6.3.7.3 p) Determinación de ruta e instalación de “tubing” q) Detallado y pintura de las piezas modificadas/adaptadas por estos trabajos r) Limpieza del área. Supervisión de instalación y montaje El servicio de supervisión de montaje, para cada regulador de velocidad, consiste en supervisar las siguientes actividades: 6.3.7.4 a) Identificación y desconexión de cableado del regulador existente. b) Desmontaje del regulador de velocidad mecánico actual (Desmontaje de tuberías, Desmontaje de motobombas, Desmontaje de acumulador). c) Acondicionamiento de la base para el montaje del nuevo regulador de velocidad. d) Maniobras de colocación en el sitio de montaje del nuevo regulador de velocidad. e) Anclaje y fijado del nuevo regulador de velocidad. f) Instalación de unidad hidráulica de presión. g) Instalación de acumulador. h) Instalación del servomotor y acoplamiento servomotor. i) Instalación de dispositivo de sobrevelocidad mecánico, rueda dentada y sensores de velocidad, instalación de soportes. j) Instalación de la retroalimentación del distribuidor. k) Instalación de “tubing”. l) Llenado de aceite. m) Carga de Nitrógeno (donde aplique). n) Pruebas parciales y purga de aire. o) Conexión de cables de control y de alimentaciones de c.a. y c.d., reapriete de terminales. p) Determinación de ruta e instalación de “tubing”. q) Detallado y pintura de las piezas modificadas/adaptadas por estos trabajos. r) Limpieza del área. Servicio de puesta en servicio El servicio de puesta en servicio, para cada regulador de velocidad, consiste en desarrollar las siguientes actividades: a) 130220 Rev Prueba de todas las señales de campo involucradas y calibración de las mismas. SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 96 de 184 b) Pruebas en seco de apertura cierre de servomotor, arranque con simulación de velocidad. c) Pruebas arranque y paro con agua, sintonización PID en vacio. d) Sincronización y pruebas con carga. e) Rechazos de carga. Nota: Las pruebas de puesta en servicio se harán en base al protocolo de pruebas CFE-LAPEM k3322106 (Procedimiento para pruebas a Sistemas de Regulación de Velocidad tipo electrohidráulico para Unidades Generadoras de Centrales Hidroeléctricas). 6.3.7.5 Servicio de supervisión de puesta en servicio El servicio de supervisión de puesta en servicio, para cada regulador de velocidad, consiste en supervisar las siguientes actividades: a) Prueba de todas las señales de campo involucradas y calibración de las mismas. b) Pruebas en seco de apertura cierre de servomotor, arranque con simulación de velocidad. c) Pruebas arranque y paro con agua, sintonización PID en vacio. d) Sincronización y pruebas con carga. e) Rechazos de carga. Nota: Las pruebas de puesta en servicio se harán en base al protocolo de pruebas CFE-LAPEM k3322106 (Procedimiento para pruebas a Sistemas de Regulación de Velocidad tipo electrohidráulico para Unidades Generadoras de Centrales Hidroeléctricas). 6.3.7.6 Servicio de capacitación De acuerdo a lo indicado en el Apéndice B alcance del suministro, se debe incluir como parte del suministro el servicio de capacitación, presentando la oferta técnica y económica correspondiente. La capacitación debe incluir cursos para entrenamiento sobre instalación, puesta en servicio, operación y mantenimiento. Considerando al menos los siguientes temas: 130220 a) El funcionamiento y mantenimiento en conjunto de los equipos mecánicos e hidráulicos del regulador de velocidad. b) La filosofía del sistema de control, funcionamiento, ajustes, pruebas, diagnóstico y estructura del regulador de velocidad. c) Los componentes físicos que constituyen al sistema de control: controlador (PLC). Transductores, actuadores, fuentes de alimentación, protecciones, entre otros. d) La programación, parametrización y configuración del regulador de velocidad. e) Su operación arranque, paro, sincronización, control de carga y estatismo del regulador de velocidad. f) Mantenimiento del regulador de velocidad tanto el “software” como el “hardware”, red de comunicaciones y protocolos empleados en la comunicación. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 97 de 184 La duración del proceso de capacitación debe ser de 40 h, en sitio, para un máximo de 10 personas, en un evento, impartiendo aspecto teórico y práctico. Los cursos de capacitación deben ser impartidos en idioma español o con traducción simultánea al español. El proveedor debe entregar a cada participante un manual de capacitación con toda la documentación técnica necesaria. Para la realización del curso de capacitación, CFE acordará la fecha de inicio, hasta con 15 días naturales de anticipación dentro del periodo de entrega especificado. 6.3.8 Alcance del suministro El alcance del suministro a que se refiere la presente especificación se indica en el Apéndice B Alcance del Suministro de este documento. 6.3.9 Información técnica requerida El cuestionario técnico a que se refiere la presente especificación se indica en el Apéndice C cuestionario técnico de este documento. 6.3.10 Garantías El proveedor debe cubrir las garantías siguientes: a) Garantizar la corrección de cualquier mal funcionamiento en los equipos originado por fallas de diseño y/o deterioro de componentes durante el primer año de operación o dos años a partir de la entrega de los equipos. b) Garantizar el suministro de refaccionamiento cuando menos en 10 años a partir de la fecha de entrega de los equipos. 6.4 Sistema de Excitación Las unidades de medida a utilizar deben ser las contenidas en la norma NOM-008-SCFI-2002. El sistema de excitación mostrado en el esquema de la figura 1, debe ser capaz de controlar el campo de la excitatriz del generador síncrono por medio de un dispositivo de control basado en un microprocesador el cual debe contener las funciones de regulación, limitación, protección, control lógico, registro de eventos y registro de transitorios. Figura 6.4.1 – Diagrama esquemático del sistema de excitación. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 98 de 184 Los componentes y funciones descritos a continuación cubren la funcionalidad básica requerida para un sistema de excitación con excitatriz rotativa para un generador síncrono, de acuerdo al Apéndice B Alcance del Suministro indicadas en el anexo B. A continuación se indican las características y condiciones generales de los componentes que debe integrar el sistema de excitación. 6.4.1 Unidad de control de excitación (UCE) La UCE debe cumplir las siguientes características: 6.4.1.1 a) Diseño compacto. b) Dimensiones máximas 200mm (fondo) x 260mm (ancho) x 350mm (alto) c) Montaje en panel. d) IHM de acceso frontal. e) La UCE debe contener las funciones de control requeridas para el sistema de excitación, las cuales se muestran a continuación: Canal automático: Regulación de tensión en terminales de generador. La UCE debe contener un modo de operación para regulación de tensión de campo, el cual opera tomando como referencia la señal generada por el dispositivo de referencia manual 90D, que es el punto de consigna para la regulación automática de la tensión en función de la tensión real del generador. Se requiere un precisión de regulación de al menos ± 0.25 % del . Este modo de operación debe contener una lógica adecuada para que cuando la unidad opere en automático y se presente una apertura del interruptor de máquina, la referencia de tensión se ajuste automáticamente al valor correspondiente a la tensión nominal en vacío. 6.4.1.2 Canal manual: Regulación de corriente de campo La UCE debe contener un modo de operación para regulación de corriente de campo, el cual opera tomando como referencia la señal generada por el dispositivo de referencia manual 70D. Es el punto de consigna para la regulación automática de la corriente de campo del generador. Este modo de operación debe contener una lógica adecuada para que cuando la unidad opere en manual y se presente una apertura del interruptor de máquina, la referencia de corriente se ajuste automáticamente al valor de corriente correspondiente a la tensión nominal en vacío. 6.4.1.3 Arranque progresivo con rampa de ajust e Arranque progresivo con rampa de ajuste programada por nivel y tiempo, para los módulos de control de canal automático y manual. 6.4.1.4 Ajuste de consigna Ajuste de consigna predefinido para cada canal. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 99 de 184 6.4.1.5 Seguidor automático La unidad de control de excitación (UCE) debe contar con un seguidor automático de las señales de control entre los canales de regulación para que en caso de transferencia del canal automático al canal manual o viceversa, la tensión del generador no presente variaciones. En caso de transferencia por falla debe producirse una señal de alarma en el panel de control. 6.4.1.6 Compensador de reactivos Debe ser ajustable para compensar cualquier valor entre ±12% de la reactancia síncrona del generador. 6.4.1.7 Limitación de mínima excitación En la región de subexcitación debe limitar el punto de operación del generador, debe permitir su ajuste para limitar la potencia reactiva de la unidad según el intervalo permitido por la curva de capacidad del generador. 6.4.1.8 Limitación Volts/Hertz Debe operar corrigiendo la tensión en terminales del generador para evitar que la relación por sobreexcitación del generador y los transformadores principal y de servicios. 6.4.1.9 entre a la zona de daño Limitación de máxima corriente de campo En la región de sobreexcitación debe prevenir el sobrecalentamiento del devanado del rotor de acuerdo al intervalo de operación permitido por la curva característica de capacidad del generador. 6.4.1.10 Lógica de control Debe tener la lógica de programación necesaria que permita la operación del sistema de excitación, como son: arranque, paro, protecciones, alarmas, preajustes, restablecimiento, comandos de subir/bajar, conmutación de canales auto/manual, local/remoto. La operación antes descrita debe programarse para poderse efectuarse a través de entradas digitales, interfaz hombre maquina y vía comunicación. 6.4.1.11 Protecciones del generador El sistema de excitación debe contar con protecciones que supervisen su accionamiento, para detectar condiciones que alcancen los puntos de operación máximos permisibles y lo protejan en caso de fallas, generando señales de disparo y alarma. 6.4.1.11.1 Sobretensión del campo del excitador Esta protección debe suprimir cualquier transitorio de sobretensión en la excitatriz rotativa producido por condiciones internas o externas que induzcan elevaciones detensión en el devanado de campo. 6.4.1.11.2 Sobrecorriente del campo del excitador Esta protección debe operar cuando por alguna razón la corriente de campo d e l e x c i t a d o r sobre pasa los límites permitidosy ésta no puede ser controlada por los dispositivos propios de los canales automático y manual. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 100 de 184 6.4.1.11.3 Pérdida de retroalimentación Protege para que en caso de falla en el circuito de retroalimentación de voltaje se realice la transferencia al canal de regulación de corriente de campo. 6.4.1.11.4 Protecciones por pérdida de fuentes de alimentación Esta protección debe operar dentro de la lógica de falla total en la UCE y mandar disparo de unidad. 6.4.1.12 Interfaz Hombre Maquina (IHM) La UCE del sistema de excitación debe tener en la parte frontal una interfaz hombre maquina que incluya botones para control, indicadores LED de estado y pantalla LCD para indicación de estado operativo, alarmas, medición, operación y configuración. 6.4.1.12.1 Medición Medición de parámetros del sistema de excitación y unidad generadora la cual debe desplegarse en la Interfaz Hombre Maquina, conteniendo como mínimo: a) Tensión en el devanado de campo del excitador. b) Corriente en el devanado de campo del excitador. c) Tensión en terminales de generador. d) Corriente de generador. e) Frecuencia del generador. f) Potencia activa del generador. g) Potencia reactiva del generador. 6.4.1.12.2 Estados de operación Debe contar como mínimo con las siguientes indicaciones: 6.4.1.13 a) Indicación canal de regulación en operación. b) Alarmas de los sistemas de control. Registro de eventos El registrador de secuencia de eventos debe tener la capacidad de reconstruir el tiempo exacto de un acontecimiento o de un disturbio, almacenar con fecha y hora los cambios de estado lógico de entrada y salida, los cambios de funcionamiento del sistema y las condiciones de alarma. Permitiendo analizar la cadena de acontecimientos con la información exacta con respecto a la secuencia en la cual ocurrieron. 6.4.1.14 Registro de transitorios El registro de eventos debe ser capaz de almacenar datos al momento de algún evento programable, generar un registro almacenado en la memoria para su análisis correspondiente. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 101 de 184 El registro debe incluir cuando menos lo siguiente: 6.4.1.15 a) Voltaje del generador. b) Corriente del generador. c) Frecuencia. d) Potencia. e) Factor de potencia. f) Tensión del campo del excitador. g) Corriente de campo del excitador. Entradas digitales La UCE debe contemplar las siguientes entradas digitales: - Mando de subir/bajar referencia del canal automático (90D) Debe contar con una señal de referencia en un intervalo continúo de la tensión nominal del generador entre el 90% y 110% en operación en vacío, en operación con carga debe permitir operar en toda la curva de capacidad delgenerador. El accionamiento del 90D debe serde forma local en la IHM de la unidad de control de excitación y de manera remota a través de contacto seco y por comunicación. El 90D debe de ser del tipo estático, no se aceptan dispositivos motorizados. - Mando de subir/bajar referencia del canal manual (70D) Debe contar con una señal de referencia en un intervalo continuo de la tensión nominal del generador entre el 90% y 110% en operación en vacío y con carga debe permitir operar en toda la curva de capacidad del generador. Permitiendo el control de la corriente de campo del excitador de 0% a 100%. El accionamiento del 70D debe ser de forma local en la IHM de la unidad de control de excitación y de manera remota a través de contacto seco y por comunicación.El 70D debe de ser del tipo estático, no se aceptan dispositivos motorizados. 130220 a) Mando de transferencia a canal manual. b) Mando de transferencia a canal automático. c) Mando de Restablecimiento de alarmas. d) Mando de Arranque de UCE. e) Mando de Paro de UCE. f) Activación de PRESET. g) Posición de Interruptor de Unidad 52G. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 102 de 184 6.4.1.16 Salidas digitales (Señalización, alarmas y d isparos) Los contactos de salida deben soportar al menos 0.2A c.d. a 12V c.d. Debe contemplar 7 salidas digitales de acuerdo a lo siguiente: 6.4.1.17 6.4.1.18 a) Estado de la UCE arranque/paro. b) “Watch Dog” de UCE. c) Indicación de canal automático - manual en servicio. d) Operación limitadores V/Hz, mínima y máxima excitación. e) Operación del limitador de mínima excitación. f) Operación del limitador de máxima excitación. g) Operación de disparo por falla del sistema de excitación. Entradas analógicas a) Tensión monofásica del bus. b) Tensión monofásica o trifásica del generador. c) Corriente de campo d) Tensión de campo e) Corriente monofásica del generador. Puertos de comunicación Debe contar con al menos dos puertos de comunicación: 6.4.1.19 a) Puerto de comunicación para conexión del equipo portátil para configuración, diagnóstico, mantenimiento, pruebas del sistema de excitación, extracción y análisis de registros de transitorios, por medio de un puerto RS232 o Ethernet, con protocolo de comunicación propietario. b) Puerto de comunicación para conexión de la UCE al sistema de control de unidad, por medio de un puerto RS485 o Ethernet, con protocolo de comunicación MODBUS o DNP3.0, con opción serial o TCP/IP. Fuentes de alimentación Debe incluir dos entradas de alimentación externas para la fuente de alimentación de la UCE, las cuales se alimentaran por la red de servicios auxiliares en 120V c.a.nominal (90-130)V c.a.y del banco de baterías de 125V c.d.nominal (90150)V c.d. o de acuerdo a las características particulares para la instalación, Apéndice A, inciso A.2. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 103 de 184 6.4.2 Etapa de potencia 6.4.2.1 Circuito de excitación inicial El circuito de excitación inicial debe contener todos los componentes necesarios para llevar la tensión del generador desde cero hasta la tensión requerida para iniciar la operación de la etapa de potencia bajo el control del regulador de tensión o del regulador de corriente de campo. El suministro de energía para la excitación inicial será a través por la red de servicios auxiliares en 120V c.a. nominal (90-130)V c.a.y/o del banco de baterías de 125V c.d. nominal (90-150)V c.a. La implementación de este circuito puede ser interno en la UCE o de manera externa. 6.4.2.2 Circuito de descarga Este circuito debe contener los componentes necesarios para proveer un medio de disipación para la energía total almacenada en el campo del excitador durante la secuencia de desexcitación por paro de emergencia o la energía remanente durante un paro normal. 6.4.2.3 Cables de potencia de c.a. El cableado necesario para la interconexión entre el generador, transformador de excitación y UCE debe cumplir con la norma CFE E0000-25. Las dimensiones son especificadas en las Características Particulares. 6.4.2.4 Cables de potencia de c.d. El cableado necesario para la interconexión entre la UCE y el campo del excitador debe cumplir con la norma CFE E0000-25. Las dimensiones son especificadas en las Características Particulares. 6.4.2.5 Transformador de excitación El transformador de excitación debe ser trifásico, tipo seco encapsulado en resina, aislamiento tipo H, enfriamiento AA, con la capacidad necesaria para suministrar la potencia máxima requerida por el excitador. Debe contemplarse la interconexión del primario a la tensión en terminales del generador en tres fases y la tensión del secundario debe ser de acuerdo a las características del excitador. Debe incluir gabinete para el alojamiento del mismo. 6.4.2.6 Interruptor de c.a. El sistema de excitación debe contemplar un interruptor electromagnético de c.a. montado sobre riel DIN, conectado al secundario del transformador de excitación permitiendo la alimentación a la UCE, debe montarse en el gabinete del propio transformador. La capacidad debe ser de acuerdo a las características del sistema de excitación suministrado, su apertura y cierre debe ser controlado por el sistema de excitación. 6.4.3 Software de configuración y m antenimiento Software de aplicación, configuración, diagnóstico, mantenimiento, pruebas del sistema de excitación, extracción y análisis de registros de transitorios. Se debe suministrar las aplicaciones necesarias para cubrir todas las funciones disponibles en el sistema de excitación. Debe ser capaz de efectuar las siguientes acciones: a) 130220 Rev Rutinas de configuración SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 104 de 184 6.4.4 b) Rutinas de diagnóstico c) Rutinas de mantenimiento d) Pruebas del sistema de excitación e) Extracción yanálisis de registros de transitorios f) Función de exportación de registros y reportes Gabinete La UCE se contempla instalar en gabinete del sistema de control. El gabinete del transformador de excitación debe ser: NEMA 1, autosoportado, rígido, diseñado para instalación interior, entradas para los cables de potencia, una base para montaje. El gabinete debe interconectarse a la red de tierras en un solo punto. Deben tener su acabado exterior e interior tropicalizado, con el recubrimiento adecuado y seleccionado de acuerdo con la especificación CFED8500-22. 6.4.5 Alambrado, conductores y tablillas terminales Las tablillas terminales de la totalidad de señales de entradas/salidas digitales y analógicas así como alimentación, conexión a transformadores de instrumentos, conexiones al transformador de excitación y al campo del excitador, deben estar contenidas en la propia UCE. Las tablillas terminales deben estar debidamente identificadas y sertropicalizados para operar eficientemente en ambientes húmedos y/o corrosivos. Los conductores empleados para el alambrado de la UCE deben cumplir con las características indicadas en la norma NMX-J-438 y en las especificaciones CFEE0000-25 y E0000-26, deben estar protegidos contra filos y bordes de los gabinetes. 6.4.6 Servicios del sistema de excitación Los servicios del sistema de control se listan a continuación: 130220 a) Desarrollo de ingeniería b) Montaje, ensamblado y conexión interna c) Instalación y montaje d) Supervisión de instalación e) Puesta en Servicio f) Supervisión de Puesta en Servicio g) Capacitación. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 105 de 184 6.4.6.1 Servicio de desarrollo de ingeniería Se debe realizar el desarrollo de ingeniería en la cual se cumpla con lo especificado en los puntos 6.1, 6.2 y 6.4 de la presente especificación. 6.4.6.2 Servicio de montaje, ensamblado y conexión interna Se debe realizar el montaje del sistema de excitación en los tableros realizando el cableado interno y comunicación entre todos los sistemas cumpliendo con lo indicado en el punto 6.1, 6.2 y 6.4 de la presente especificación. 6.4.6.3 Servicio de instalación y montaje Se debe contemplar como parte del suministro el servicio de instalación y montaje, debiendo presentar oferta técnica y económicamente conforme lo establecido en la especificación CFE L0000-36. 6.4.6.4 Servicio de supervisión de Instalación y montaje Se debe contemplar como parte del suministro el servicio de supervisión de instalación y montaje, debiendo presentar oferta técnica y económicamente conforme lo establecido en la especificación CFE L0000-36. 6.4.6.5 Servicio de puesta en servicio Se debe contemplar como parte del suministro del servicio de puesta en servicio, debiendo presentar oferta técnica y económicamente conforme lo establecido en la especificación CFE L0000-36. 6.4.6.6 Servicio de supervisión de puesta en s ervicio Se debe contemplar como parte del suministro del servicio de supervisión de puesta en servicio, debiendo presentar oferta técnica y económicamente conforme lo establecido en la especificación CFE L0000-36. 6.4.6.7 Servicios de capacitación. Se debe incluir como parte del suministro el servicio de capacitación, presentando la oferta técnica y económica correspondiente. La capacitación debe incluir cursos para entrenamiento sobre instalación, puesta en servicio, operación y mantenimiento. Considerando al menos los siguientes temas: a) Operación del software de configuración prueba y diagnóstico de las unidades de control de excitación. b) Operación del software de configuración y diagnóstico de los registradores de transitorios y fallas. c) Arquitectura y componentes de hardware en el sistema de excitación. d) Cálculo de ajustes y configuración de funciones de regulación, compensación, limitación protección y lógica, operación y mantenimiento del sistema de excitación. La duración del proceso de capacitación debe ser de 40 h, en sitio, para un máximo de 10 personas, en un evento, impartiendo aspecto teórico y práctico. Los cursos de capacitación deben ser impartidos en idioma español o con traducción simultánea al español. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 106 de 184 El proveedor debe entregar a cada participante un manual de capacitación con toda la documentación técnica necesaria. Para la realización del curso de capacitación, CFE acordó la fecha de inicio, hasta con 15 días naturales de anticipación dentro del periodo de entrega especificado. 6.4.7 Alcance del suministro El alcance del suministro a que se refiere la presente especificación se indica en el Apéndice B Alcance del Suministro de este documento. 6.4.8 Información técnica requerida El cuestionario técnico a que se refiere la presente especificación se indica en el Apéndice C cuestionario técnico de este documento. 6.4.9 Garantías El proveedor debe cubrir las garantías siguientes: 6.5 a) Garantizar la corrección de cualquier mal funcionamiento en los equipos originado por fallas de diseño y/o deterioro de componentes durante el primer año de operación o dos años a partir de la entrega de los equipos. b) Garantizar el suministro de refaccionamiento cuando menos en 10 años a partir de la fecha de entrega de los equipos. Protecciones del generador y transformador de unidad. Figura 6.5.1.- Diagrama unifilar de protección, control y medición para unidades hidroeléctricas de 10.5 MW y menores. 6.5.1 Características generales de cada módulo electrónico de protección Los equipos de protección multifunción para generadores, para transformadores de unidades generadoras y sincronizadores automáticos serán con tecnología digital. El hardware para procesamiento crítico será en base a FPGA. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 107 de 184 Las funciones de protección y los esquemas de comunicación con protocolos podrán suministrarse con diferentes módulos. El mínimo número de módulos son dos piezas, una para la protección multifunción de generador con sincronizador automático integrado y otra para la protección multifunción de transformador de unidad. Debe cumplir con las características de entradas y salidas a campo, así como los puertos de comunicaciones indicadas en la presente especificación. 6.5.1.1 Características generales de entradas y salidas a campo Entradas para transformadores de corriente de capacidad nominal de 5A de c.a. y con una capacidad térmica a 1s de 500A de c.a. Entradas trifásicas para los potenciales a una capacidad nominal de 120V c.a.a capacidad térmica a 1s de 600V c.a. Para entradas trifásicas, deben contar con la posibilidad de configurarse para una medición a dos o tres elementos. Frecuencia nominal de 60 Hz. Fuente de voltaje nominal de 130V c.d., intervalo mínimo de 85V c.d.e intervalo máximo 275V c.d. Los contactos de entrada serán de capacidad 125V c.d.nominales (ó 250V c.d.según lo especifique el usuario). Los contactos de salida serán de capacidad al cierre, de acuerdo a lo descrito en la ficha bibliográfica [29], de esta especificacióntiempo de cierre menor o igual a 8ms. 6.5.1.2 Características generales de los puertos de comunicación Puertos de comunicación mínimos por cada módulo electrónico de protección: 6.5.1.3 a) 2 Puertos seriales RS232 b) 1 Puerto Ethernet 10/100 Base T c) 1 Puerto Serial Fibra óptica multimodo con conector ST d) 1 Puerto IRIG-B demodulado apropiado a la aplicación de sincrofasores, de acuerdo con lo descrito en la ficha bibliográfica [33], de esta especificación. Protocolos de comunicación Protocolo propietario en todos los puertos. Se debe entregar la documentación técnica del protocolo propietario. Deben incluirse todas las funciones que son posibles con el software propietario. CFE puede firmar convenios de confidencialidad de ser necesario. Protocolo “Modbus” en puertos serial y “Modbus” TCP en puertos “Ethernet”. Protocolo DNP3.0 en puertos serial y DNP3.0 TCP en puertos Ethernet (DNP 3.0 debe compatible con las estaciones maestras de las áreas de control del CENACE de CFE). Protocolo IEC61850. Protocolo propietario serial de seguridad para conectar módulos remotos de protecciones. Protocolo de Sincrofasores de acuerdo a lo descrito en la ficha bibliográfica [33] de esta especificación, en puertos seriales y “Ethernet.” 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 108 de 184 6.5.1.4 Funciones de autodiagnóstico. El equipo debe realizar de manera continúa sus funciones de autodiagnóstico y “watchdog”. En caso de falla interna debe cerrarse el contacto de alarma de falla interna. El contacto de alarma será programable por el usuario. 6.5.1.5 Funciones de monitoreo y registro para diagnóstico del equipo primario. Función de monitoreo de desgaste de interruptor, utilizado para tomar decisiones de diagnóstico. Captura de registros oscilográficos con capacidad de 32 muestras por ciclo sin filtrar. El relevador podrá almacenar hasta 4 registros oscilográficos de 180 ciclos de duración. El usuario podrá configurar el valor de prefalla, así como la duración del registro, con el fin de almacenar un mayor número de éstos. Captura de eventos binarios secuenciales, hasta 96 señales, incluyendo las variables binarias internas de protecciones y de señales externas. Hasta 1 000 eventos (mínimo). Función de sincrofasores, cumpliendoy de acuerdo a lo descrito en la ficha bibliográfica [33] de esta especificación. El relevador permitirá mapear a los PMU´s el voltaje del generador de secuencia positiva, de la entrada de sincronización, corriente de secuencia positiva del generador y cuatro señales analógicas configuradas por el usuario. Función de diagnóstico de sincronización, donde debe mostrar el proceso de sincronización, el comportamiento de las señales de voltaje y frecuencia del generador y el sistema, así como las señales binarias relacionadas, como el interruptor de unidad. Las señales de esta función de diagnóstico deben estar en protocolo propietario en tiempo real para ser visualizadas en el software propietario y /o un software de visualización desarrollado por el Usuario. 6.5.1.6 Software de configuración y de aplicaciones. Se debe incluir el software propietario del equipo, con licencia institucional para CFE, con funciones para configurar, monitorear y controlar el equipo. El software propietario debe incluir la función de sincroscopio virtual, visible en una computadora personal. 6.5.2 Funciones de Protección para el Generador Debe contar con dos juegos de conexión trifásica para transformadores de corriente y una entrada monofásica dedicada a la función de sobre corriente de Neutro, ambos de capacidad nominal de 5A de c.a. y con una capacidad térmica a 1s de 500A de c.a. Debe contar con entradas trifásicas para los potenciales del generador a una capacidad nominal de 120V c.a., a capacidad térmica a 1s de 600V c.a. Debe contar con la posibilidad de configurarse para una medición a dos o tres elementos. Debe contar con las siguientes funciones de protección, según nomenclatura de acuerdo a lo descrito en la ficha bibliográfica [28] de esta especificación. 6.5.2.1 (21) Protección de distancia para g enerador. El relé digital contará con dos zonas de operación tipo mho con la función de compensación del ángulo del Transformador principal de unidad, así como compensación por la carga. El intervalo será de alcance será de 0 Ω a 10 Ω. El intervalo de desplazamiento (offset) será de -100 Ω a +100 Ω 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 109 de 184 La exactitud de estado estable será de +/- 5%, +/- 0.1 Ω Retardo de tiempo definido será de 0s a 400s. Corriente de supervisión mínima de 0.5A. Intervalo del ángulo de máximo par de 90°C a 45°C en pasos de 1°C. 6.5.2.2 (59) Protección de sobrevoltaje Intervalo de ajuste de 2V a 170V para conexión fase a neutro o su equivalente a conexión fase a fase multiplicado por raíz (3). La exactitud de estado estable será de +/- 5% de ajuste, +/- 2V. Retardo de tiempo ajustable de 0s a 120s en paso de 0.01s. Exactitud del retardo de tiempo será de +/- 1%, +/- 1 ciclos. 6.5.2.3 130220 (24) Protección de sobre excitación de g enerador a) Función 24 de tiempo definido. b) Intervalo de ajuste del arranque de 100% a 200%. c) Exactitud del valor de arranque será de +/- 1% del ajuste, con tiempo de 0.25ms @ 60 Hz. d) Intervalo del ajuste de tiempo: 0.04s a 400s. e) Exactitud del ajuste de tiempo: +/- 0.1% +/- 4.2ms a 60 Hz. f) Intervalodel ajuste de tiempo de reseteo: 0.0s a 400s. g) Función 24 de tiempo inverso. h) Intervalo de ajuste del arranque de 100% a 200%. i) Exactitud del valor de arranque será de +/- 1% del ajuste. j) Tipos de curva con intervalos de tap a 0.5, 1 ó 2. k) Exactitud del ajuste de tiempo: +/- 4% +/- 25ms a 60 Hz. l) Intervalo del ajuste de tiempo de restablecimiento: 0.04s a 400s. m) Elemento de tiempo con característica compuesta. n) Combinación de tiempo definitivo especificaciones de tiempo inverso. o) Elemento de curva definible por el usuario. p) Intervalo del valor de arranque de 100% al 200%. Exactitud para estado estable de: ±1% of ajuste, con tiempo de 0.25ms @ 60 Hz. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 110 de 184 q) 6.5.2.4 Tiempo de restablecimiento de 0s a 400s. (87) Protección diferencial de g enerador Intervalo de ajuste de la unidad diferencial sin restricción de 1 a 20 veces el múltiplo de tap. Intervalo de ajuste de la unidad diferencial con restricción de 0.1 a 1 veces el múltiplo de tap. Exactitud de arranque de +/-5%, +/- 0.1A. 6.5.2.5 (87G, 87N) Protección diferencia de tierra restringida y de neutro Intervalo de 0.25 A a 15.00A en pasos de 0.01A. Curva de tiempo inverso ANSI o equivalente incluida. 6.5.2.6 6.5.2.7 6.5.2.8 130220 (32,32FL) Protección de sobrepotenciay de bajo nivel hacia adelante a) Elemento de tiempo definido y de tiempo inverso. b) Sobrepotencia bidireccional. c) Intervalo de ajuste de potencia de 1 W a 6 500 W secundario en pasos de 0.1 W. d) Exactitud en ajuste de potencia de +/- 5%. e) Intervalo de tiempo ajustable de 0s a 240s. f) Exactitud del ajuste de tiempo +/- 0.5s, +/- 0.25 ciclos. (51V) Protección de sobrevoltajecon restricción y/o control de voltaje a) Función opcional a la función 21, seleccionable por el usuario. b) Corriente de arranque de 2A a 16A. c) Exactitud ±5%, ±0.10A. d) Intervalo de la palanca (Dial) de 0.50 a 15.00 en pasos de 0.01. e) Exactitud del tiempo ±4%, ±1.5 ciclos para corrientes entre 2 y and 20 veces los múltiplos de la corriente de arranque. f) Restricción lineal de corriente entre 0.125 y 1 pu de voltaje nominal. (40) Protección contra pérdida de campo a) Dos zonas de operación. b) Intervalo de offset de 0 Ω a 50 Ω c) Diámetro de 0.1 Ω a 100 Ω d) Exactitud: ± 0.1 Ω, ±5% de (offset + diámetro). Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 111 de 184 6.5.2.9 (46) Protección de secuencia negativa de g enerador. Curvas de tiempo definido y de tiempo inverso de corriente negativa. Corriente de arranque de 2% al 100 % del valor nominal del generador. Intervalo de 1A a 10A secundarios. 6.5.2.10 6.5.2.11 a) Exactitud de ±0.025A, ±3%. b) Tiempo de arranque de 50ms a una frecuencia de 60 Hz. c) Intervalo de tiempo definido de 0.02s a 999s a una exactitud de: ±0.1%, ±4.2ms a 60 Hz. d) Palanca del Elemento de tiempo inverso (K) con Intervalo de 1s a 100s con un tiempo de “reset” fijo de 240s. e) Exactitud del elemento de tiempo inverso de ±4%, ±50ms at 60 Hz for | I2 | arriba de 1.05 múltiplos de la corriente de arranque. (50BF) Protección de falla de interruptor a) Debe contar con lógica flexible. b) Incluye lógica, de acuerdo a lo descrito en la ficha bibliográfica [34] de esta especificación. c) Temporizador de 0s a 2s. (51N) Protección de sobrecorriente de n eutro Intervalo de la corriente de arranque de 0.5A a 16A secundarios en pasos de 0.01A. Exactitud de ±5% del ajuste y ±0.02 por corriente nominal secundaria en estado estable. Curvas US, IEC, intervalo de palanca (Dial) de 0.5A a 15A con intervalo de 0.01A secundarios para curvas US. Intervalo de 0.05A a 1.00A con intervalo de 0.01A para curvas IEC. Exactitud de: ±1.5 ciclos, ±4% entre 2 y 30 múltiplos de la corriente de arranque, dentro del intervalo nominal de corriente. 6.5.2.12 (64G) Protección de falla estator de g enerador como función de sobrevoltaje de neutro y/o de bajo voltaje de tercera armónica. El principio de operación será una combinación de protecciones: 130220 a) Protección sintonizada a frecuencia fundamental a un intervalo de 0.1Va 150V, exactitud a estado estable de ±5%, ±0.1V. El tiempo de detección del voltaje de arranque es de 1.5 ciclos. Ajuste de tiempo definido entre 0s y 400s a una exactitud ±0.1%, ± 0.25 ciclos. b) Protección sintonizada a 3 veces la frecuencia fundamental. Tipo diferencial o del tipo de bajo voltaje de tercera armónica en neutro de generador. Ajuste de 0.1V a 20V. Exactitud de estado estable de ±5%, ±0.1V. Medición diferencial en el intervalo de 0 a 5 (relación entre entrada y salida). Tiempo de arranque (diferencia de tercera armónica) de 3 ciclos. Ajuste de tiempo definido entre 0s y 400s. Exactitud entre ±0.1%, ±0.25 ciclos. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 112 de 184 6.5.2.13 (81) Protección de baja frecuencia Intervalo de ajuste entre 15 Hz y 70 Hz, exactitud ±0.01 Hz (V1 >60V), tiempo de restablecimiento <4 ciclos. Retardo de tiempo entre 0s y 240s, en pasos de 0.01s. Exactitud de ±0.5% ±0.25 ciclos. 6.5.2.14 (81R) Razón de cambio de frecuencia Razón de cambio de frecuencia con un intervalo de 0.1 Hz a 15 Hz*s, exactitud de: ±100mHz/s, ±3.33% del ajuste de arranque. Ajuste de tendencias: Incremental, decremental y absoluta. Tiempos de arranque y restablecimiento con un intervalo de 0.1 Hz a 60 Hz entre 0s y 60s en incrementos de 0.1s. Con una supervisión de voltaje de secuencia positiva con un intervalo de 12.5V a 300V en incrementos de 0.1V. 6.5.2.15 (49R) Protección contra sobre temperatura de estator con modelo matemático. Ajuste de 30% a 250% de corriente máxima nominal de carga. Corriente máxima nominal de carga en un intervalo de 0.2 a 2 veces la corriente nominal del relevador (5A). Función de alarma de 50% al 99% de capacidad térmica usada, intervalo de tiempo definido de 1 min a 1 000 min, con una exactitud de arranque de ±5% + 25ms de múltiplos de “pickup”. 6.5.2.16 (60FL) Detección de falla fusible en potenciales de generador. El relevador debe contar con una función de pérdida de potencial basado en presencia de secuencia negativa de en potenciales y ausencia de corriente de secuencia negativa. 6.5.2.17 (78) Protección contra condición de fuera de paso de g enerador Ajuste hacia adelante entre 0.1 Ω y 100 Ω, alcance hacia atrás de 0.1 Ω a 100 Ω. En caso de usar una sola unidad permisiva direccionales (Blinders) con alcance del lado derecho e izquierdo de 0.1 Ω a 50 Ω. En caso de usar doble permisivos (Blinders) los externos tendrá un intervalo de 0.2 Ω a 100 Ω y los internos tendrán un intervalo entre 0.1 Ω a 50 Ω. La exactitud de impedancia de estado estable: ±0.1 Ω, ±5% del diámetro. Supervisión de corriente de secuencia positiva con intervalo de 0.25A a 30A y un tiempo de arranque de 3 ciclos. Tiempo definido de ajuste con intervalo de 0.0s a 1.00s en pasos de 0.01s. Tiempo sostenido de disparo entre 0s y 5.00s en pasos de 0.01s. Los temporizadores de tiempo definido contarán con una exactitud de ±0.1%, ±½ de ciclo. 6.5.2.18 (50/27) Protección contra energización inadvertida de generador El relevador debe contar con una lógica de protección contra la energización inadvertida del generador. El temporizador de habilitación y deshabilitación de la función estarán en el intervalo de 0s a 100s. El detector de carga estará en el intervalo ajustable entre 0.25A a 96A secundarios. Debe contemplar la lógica propuesta en la referencia, de acuerdo a lo descrito en la ficha bibliográfica [34] de esta especificación. 6.5.2.19 (64F) Módulo externo para prote cción de falla a tierra del rotor del g enerador. Comunicable a puerto RS232 óptico monomodo con conexión ST del equipo principal de protección multifunción de generador. Intervalo de medición y protección de 0.5 kΩ a 200 kΩ en pasos de 0.1 kΩ. Exactitud al arranque de la protección de ±5% ±500 Ω para VF (Voltaje de campo): 48 ± VF ± 825V c.d. y exactitud al arranque de la protección de ±5% ±20 kΩ para VF (Voltaje de campo): 825 < VF ± 1 500V c.d. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 113 de 184 Tiempo de arranque de la protección 2 si la frecuencia de inyección se selecciona a 1 Hz y 8s si la frecuencia de inyección se selecciona a 0.25 Hz. Función de tiempo definido se selecciona a 0.25 Hz, la función de tiempo definido está en el orden de 0.0s a 99s. La exactitud de la función de tiempo definido es: ±0.5% ±5ms. 6.5.3 Protección de transformador de unidad g eneradora. Contará dos entradas trifásicas aisladas y una entrada monofásica adicional de corriente para transformador de corriente a 5 A secundarios y un juego trifásico de potenciales a 120V c.a.secundarios. Debe contar con las siguientes funciones de protección, según nomenclatura de la referencia, de acuerdo a lo descrito en la ficha bibliográfica [28] de esta especificación. 6.5.3.1 (50) Protección de sobrecorriente instantánea a su vez tendrá funciones “50” de fase, residual calculada, de neutro medida directamente y de corriente negativa. Con un intervalo de ajustes de 0.5A a 96A secundarios en pasos de 0.01A. 6.5.3.2 (51) Protección de sobrecorriente de tiempo invers a. A su vez tendrá funciones “51” de fase, residual y de corriente negativa. Intervalo de ajuste entre 0.5A a 16A en pasos de 0.01A. Exactitud de: ±5% de ajustes y ±0.02 • (Corriente nominal) Amperes secundarios. Ajuste de palancas para curvas tipo US con un intervalo de 0.5 a 15 en pasos de 0.01 e IEC con un intervalo de 0.05 a 1.00 en pasos de 0.01. Exactitud de ±1.5 ciclos, ±4% entre 2 y 30 veces el múltiplo de la corriente de arranque (pickup), dentro del intervalo nominal de corriente. 6.5.3.3 (87) Protección diferencial de corriente. Con un intervalo de ajuste de la unidad diferencial sin restricción de 1 a 20 veces el múltiplo de tap. Intervalo de ajuste de la unidad diferencial con restricción de 0.1 a 1 veces el múltiplo de tap. Exactitud de arranque de +/-5%, +/- 0.1A. La unidad de restricción también contará con función de bloqueo y de restricción de armónicas, seleccionables por el usuario. El tiempo de arranque para la unidad sin restricción será de 1 ciclo como valor típico y 1.9 ciclos como valor máximo. El tiempo de arranque para la unidad con bloqueo de armónicos será de 1.6 ciclo como valor típico y 2.2 ciclos como valor máximo. El tiempo de arranque para la unidad con restricción de armónicos será de 2.72 ciclos como valor típico y 2.86 ciclos como valor máximo. La protección diferencial con restricción será del tipo doble pendiente porcentaje diferencial, la restricción de corriente de los devanados 1 y 2 provoca que el pickup de operación de esta función aumente en una forma lineal con la característica de doble pendiente, con el fin de dar mas seguridad a la operación del relé. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 114 de 184 6.5.3.4 (50BF) Protección de falla de interruptor Debe contar con lógica flexible, incluye lógica de acuerdo a referencia, de acuerdo a lo descrito en la ficha bibliográfica [34] de esta especificación. Sección 4.7, temporizador de 0s a 2s. 6.5.3.5 (51N) Protección de sobrecorriente de n eutro Intervalo de la corriente de arranque de 0.5A a 16A secundarios en pasos de 0.01A. Exactitud de ±5% del ajuste y ±0.02 por corriente nominal secundaria en estado estable. Curvas US, IEC, intervalo de palanca (Dial) de 0.5A a 15A con intervalo de 0.01A secundarios para curvas US. Intervalo de 0.05A a 1.00A con intervalo de 0.01A para curvas IEC. Exactitud de: ±1.5 ciclos, ±4% entre 2 and 30 múltiplos de la corriente de arranque, dentro del intervalo nominal de corriente. 6.5.3.6 (27) Protección de bajo voltaje Intervalo de ajustes entres 12.5V a 300V secundarios. Exactitud ±1% del ajuste y ±0.5V. Tiempo de arranque y de restablecimiento (pick up/dropout) :<1.5 cycle. Retardo de tiempo ajustable entre 0s a 120s en pasos de 0.1s. Exactitud de: ±0.25 ciclos, ±0.5%. 6.5.3.7 (59) Protección de alto voltaje Intervalo de ajuste de 12.5V a 300 V. La exactitud de estado estable será de +/- 1% de ajuste, +/- 0.5V. Retardo de tiempo ajustable de 0s a 120s en paso de 0.1s. Exactitud del retardo de tiempo será de +/- 0.5%, +/-0.25 ciclos. 6.5.3.8 (32) Protección direccional de potencia. Elemento de tiempo definido e instantáneo. Sobrepotencia bidireccional (+W, -W, +VAR, -VAR). Intervalo de ajuste de potencia de 1 a 6 500VA´s secundario en pasos de 0.1VA. Exactitud en ajuste de potencia de +/- 5% a VARsó WATTS “puros”y ±0.10A • (voltaje línea a línea secundario). Intervalo de tiempo ajustable de 0s a 240s. Exactitud del ajuste de tiempo +/- 0.5 %, +/- 0.25 ciclos. 6.5.3.9 (60) Pérdida de potencial El relevador debe contar con una función de pérdida de potencial basado en presencia de secuencia negativa de en potenciales y ausencia de corriente de secuencia negativa. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 115 de 184 6.5.3.10 (81) Protección de sobre y baja frecuencia Intervalo de ajuste entre 20 Hz y 70 Hz, exactitud ±0.1 Hz, tiempo de restablecimiento <4 ciclos. Retardo de tiempo entre 0s y 240s, en pasos de 0.1s, Exactitud de ±0.5% ±0.25 ciclos. 6.5.3.11 (24) Protección de sobreexcitación (Volts por Hertz) a) Función 24 de tiempo definido. b) Intervalo de ajuste del arranque de 100% a 200%. c) Exactitud del valor de arranque será de +/- 1% del ajuste, con tiempo de 0.25ms @ 60 Hz. d) Intervalo del ajuste de tiempo: 0.04s a 400s. e) Exactitud del ajuste de tiempo: +/- 0.1% +/- 4.2ms a 60 Hz. f) Intervalo del ajuste de tiempo de reseteo: 0.0s a 400s. g) Función 24 de tiempo inverso. h) Intervalo de ajuste del arranque de 100% a 200%. i) Exactitud del valor de arranque será de +/- 1% del ajuste. j) Tipos de curva con intervalos de tap a 0.5,1 ó 2. k) Exactitud del ajuste de tiempo: +/- 4% +/- 25ms a 60 Hz. l) Intervalo del ajuste de tiempo de restablecimiento: 0.04s a 400s. m) Elemento de tiempo con característica compuesta. n) Combinación de tiempo definitivo especificaciones de tiempo inverso. o) Elemento de curva definible por el usuario. p) Intervalo del valor de arranque de 100% al 200%. Exactitud para estado estable de: ±1% of ajuste, con tiempo de 0.25ms @ 60Hz. q) Tiempo de restablecimiento de 0s a 400s. Protección de falla a tierra con restricción.- Es una técnica para proveer aumento de sensitividad para fallas a tierra en transformadores de unidad conectados en estrella. Requiere el uso una entrada adicional para el transformador de neutro del transformador. 6.5.4 Medidor de energía multifunción . a) Medidor multifunción clase de exactitud 0.2. Medidor electrónico multifunción clase 2, capacidad 5 (20) A, 3 fases, 4 hilos, 3, 2½, 2 elementos, 120V a 480V, conexión en estrella o delta que debe de al menos cumplir con las siguientes funciones: 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 116 de 184 b) General: Clase de exactitud de 0.2%. Tipo tablero extraíble, suministrado con tablilla de prueba interna al medidor adicionalmente se solicita dos peinetas maestra dentro del alcance de una licitación, que facilite las pruebas en sitio. La tablilla de pruebas debe estar diseñada de tal manera que evite riesgos para el personal en la apertura de los circuitos de corriente y al aislar las señales de potencial. El medidor debe estar basado en microprocesador de 32 bits con procesador digital de señales (DSP). Debe permitir proporcionar los valores de energía en formato de 32 bits tanto en memoria masiva como a través de los diferentes protocolos de comunicación. Programable por software para operar tanto en circuitos 3F-3H-2E delta como en circuitos 3F-4H-3E estrella. El medidor debe tener la capacidad de aceptar la sincronía de tiempo por DNP3.0 y de tal manera que cualquiera que sea el modo de sincronía, la estampa de tiempo sea la misma por DNP3.0, “display” y software propietario. Batería de respaldo para el reloj y memoria masiva con vida útil mínima de 10 años y capacidad mínima para 30 días continúas o 365 días acumulables. Compatible con computadora personal. Con memoria no volátil para almacenar los datos de programación, configuración y en su caso de tarifas horarias. Programables para que cada fin de mes y estación realicen un restablecimiento de demanda, reteniendo en memoria las lecturas que se seleccionen (congelamiento de lecturas), para su acceso tanto en pantalla, como mediante el software propietario. El medidor también debe permitir este congelamiento para cualquier parámetro y periodo de tiempo (hora anterior, mes anterior, etc.). Los valores de congelamiento se deben de poder enviar en cualquiera de los protocolos solicitados con el medidor. Tarifa horaria programable por un mínimo de 20 años. El ”firmware” debe residir en memoria flash, para actualizaciones inmediatas requeridas. Constante de energía (ke) programable. Capacidad para colocar el medidor en modo de prueba, ya sea por software o hardware indicando que está operando en este modo. El medidor debe de contar con protección de clave de acceso para realizar cambios tanto desde la pantalla del medidor como del software propietario, con 4 niveles de acceso programable y con hasta 9 usuarios definidos por el administrador. Debe de contar con un dispositivo físico en el medidor que previene cambios a los parámetros de facturación sin que sea activado dicho dispositivo. Esto aunque el usuario cuente con las claves de acceso vía software. Pantalla para que mediante un dispositivo muestre en forma cíclica la información del modo normal, modo alterno, modo de prueba y modo de configuración. Integración de energías y demandas en valores primarios o secundarios, mostrándolos en Mega, kilo o Unidades. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 117 de 184 c) Calidad de la energia: Detección automática de “Sags/Swells” con intervalo de detección desde 1 ciclo (16ms) hasta 180s, debe grabar magnitud, duración, fecha y hora de ocurrencia del evento, programación de umbrales de al menos 1% al 15% del valor actual y duración mínima de 1ms a 3 600ms de las fases involucradas para su posterior registro y análisis en curva de tolerancia de voltaje CBEMA/ITIC. Análisis de armónicas desde la fundamental hasta la 31ava armónica en tiempo real de las entradas de voltaje y corriente, debe grabar el %THDV, THDI, programación de umbrales de al menos 1% al 15% del valor actual y duración mínima de 1ms a 3 600ms de las fases involucradas. Velocidad de muestreo debe de permitir un muestreo de forma continúa y simultánea a una relación máxima de 256 muestras por ciclo, en los canales de entrada de potencial y de corrientes para detección de disturbios. Registro de la secuencia de eventos debe tener la capacidad para registrar por lo menos 200 eventos ocurridos tanto en el sistema eléctrico bajo monitoreo como en el medidor (interrupciones de energía indicando fecha y hora de ocurrencia, fase involucrada, magnitud y duración), con resolución mínima de 1ms sin que se sature la memoria. d) Registro de datos: Debe contar con funciones de registro y almacenamiento simultáneo de registros históricos y registro de valores Mínimos / Máximos de acuerdo con los siguientes requerimientos: Grabadoras de perfil de carga deben ser seleccionables por cada usuario y deben permitir ajustar los intervalos de tiempo de grabación de forma independiente para cada grabadora, de acuerdo a las necesidades del usuario; capacidad de configurar hasta 50 grabadoras con 16 parámetros cada una seleccionable por el usuario. Memoria masiva no depender de batería no volátil, contar con capacidad mínima de por lo menos 10Mb, para almacenamiento simultáneo de eventos, registros históricos y registro de valores Mínimos / Máximos. Los 10Mb deben de estar completamente disponibles para grabación de datos y no una memoria compartida para configuración de otras funciones del medidor. Registro de variables en DNP3.0: El medidor debe de tener la capacidad de enviar el protocolo DNP3.0 un mínimo de 100 variables, de estas al menos 70 variables deben de ser las mismas que se graban en los perfiles disponibles, con el fin de disponer de la misma información de DNP3.0 que el medidor graba internamente en su memoria. Esta información debe actualizarse y estar disponible para su adquisición en DNP3.0 por cada periodo de integración de la variable medida. Es decir, si el medidor esta grabando en uno de sus canales Vprom cada 5min, entonces en DNP3.0 debe de estar disponible el valor de Vprom cinco minutal anterior con su respectiva estampa de tiempo por el periodo de 5 min antes que se actualice al nuevo valor. e) Entradas/Salidas digitales: Debe contar con 3 salidas digitales, tipo A f) Comunicaciones: El medidor multifunción debe contar con puertos de comunicación independientes y de uso simultáneo, sin que se comprometa el desempeño de cualquiera de ellos por fallas en los otros puertos, Estos puertos serán utilizados para programación y extracción de datos en forma periódica o continúa. Los puertos incluidos deben ser los siguientes: Un puerto configurable como RS232 o RS485. Un puerto Ethernet IEEE 802.3 10BaseT a 10 mB. Un puerto RS-232, en la parte frontal para programación y configuración. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 118 de 184 Un puerto IRIG-B. Reloj calendario programable en base a la frecuencia de la línea o al cristal de cuarzo. El medidor debe permitir ser sincronizado en fecha y hora por cualquiera de estos puertos y aceptar sincronización por protocolo DNP 3.0 o propietario. g) Protocolos: El medidor debe soportar los siguientes protocolos y estos debe ser completamente configurables para definir cualquier mapa de variables instantáneas o contadores de energía que el área requiera actualmente y en aplicaciones futuras: Puerto Serial, los protocolos disponibles son DNP3.0 nivel 2, (DNP 3.0 debe compatible con las estaciones maestras de las áreas de control del CENACE de CFE). MODBUS RTU esclavo y propietario del fabricante. Puerto Ethernet, los protocolos disponibles para el puerto Ethernet son MODBUS TCP, DNP3.0 nivel 2 (DNP 3.0 debe compatible con las estaciones maestras de las áreas de control del CENACE de CFE), sobre TCP y el propietario del fabricante. Debe ser posible que mínimo 9 usuarios se comuniquen vía el puerto Ethernet en forma simultánea y en protocolos diferentes. h) Medición eléctrica: Valores instantáneos por fase y totales de voltajes, corrientes, potencias activa, reactiva y aparente, factor de potencia, frecuencia, desbalance de corrientes y voltajes. Energías bidireccionales y de cuatro cuadrantes para kWh' kVARh, KVAh y cualquier parámetro instantáneo medido. Compensación de pérdidas integradas y separadas. Demandas roladas de cualquier parámetro medido; El medidor debe de contar con protección de clave de acceso para realizar cambios tanto desde la pantalla del medidor como del software propietario. También debe de contar con un dispositivo físico en el medidor que previene cambios en el parámetro de facturación sin que sea activado dicho dispositivo. Esto aunque el usuario cuente con las claves de acceso vía software. Debe contar con dispositivo de establecimiento de demanda. Tarifa horaria programable de 20 años. DISPLAY: Alfanumérico de 2 líneas y 16 caracteres cada línea, con fondo iluminado para fácil visualización que permita ver menús, los cuales deben ser programables por el usuario en tipo de parámetros formato de visualización. i) Alimentación de medidor: El medidor debe ser alimentado de una fuente de alimentación externa para los siguientes intervalos (120V, -20% a, 250V +10% V c.a./V c.d.). 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 119 de 184 j) Software como parte del equipo de medición: Suministro de licencia para uso institucional en Comisión Federal de Electricidad sin límite de copias y operar en ambiente Windows XP o superior en español. k) Reportes de: Eventos de calidad de la energía en resumen o detallados. Resumen para comprobación de integraciones. Vaciado de pulsos en forma cronológica de uno o varios parámetros. Vaciado de demandas en forma cronológica de uno o varios parámetros. Vaciado de energías en forma cronológicas de uno o varios parámetros Rutina para la validación de la integración de datos. Análisis de kVAs en forma cronológica y tabulada, en forma diaria, semanal, mensual y anual. Demandas coincidentes. Para diseño del usuario, considerando datos actuales y formulas básicas (sumas, restas, funciones trigonométricas, etc.). l) Graficas de: Comportamiento del perfil de carga diario, semanal, mensual y anual de uno o de varios parámetros. Análisis de duración de carga. Análisis de días típicos (Lunes a Viernes, fin de semana, sábado y domingo). Análisis de kVAs. Análisis de “Sags” y “Swells” de magnitud contra duración en un periodo (día, semana, mes, etc.). Análisis de espectro entre períodos específicos para contenido de armónicas en las fases A, B y C de voltaje y corriente hasta la 15ava. armónica en grafica X-Y e histograma. X-Y o histograma de perfil de voltaje entre períodos específicos. m) Requerimientos: Exportación e importación de datos actuales e históricos a otro sistema similar. Exportación de datos de perfil de carga para facturación a formato hoja de cálculo, con selección de formato de fecha y hora. Exportación de datos de perfil de carga para calidad de la energía a formato hoja de cálculo, con selección de formato de fecha y hora. Automatización de recopilación de datos en forma calendarizada. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 120 de 184 Automatización de tareas básicas. Edición de horario respetando datos integrados. Sistema de seguridad mínimo dos niveles para condicionar programación, lectura y acceso al medidor. El medidor multifunción y todas las características indicadas deben estar contenidas en una sola unidad o caja, con el fin de minimizar el espacio a utilizar para su instalación dentro de tos tableros de control y para minimizar los puntos de falla del sistema. Se debe proporcionar software de configuración con licencia institucional para CFE. Se debe proporcionar software con licencia institucional para CFE que sea capaz de interrogar todas las funcionalidades del equipo ofertado que soporte la interrogación simultánea de al menos 200 medidores. El equipo debe cumplir con lo establecido en la especificación CFE G0000-48 versión 2010. Exceptuando lo siguiente: 6.5.5 a) Todo los conceptos relacionados a subarmónicos e interarmónicos. b) Cálculo de”Flicker”. c) Se permite compatibilidad electromagnética según IEC 6205-11: 2003. d) No se requiere protocolo IEC61850 para este equipo. e) El cálculo de desbalance de tensiones será según NEMA. f) El cálculo de pérdidas de transformación y de pérdidas por transmisión serán consideras en un solo algoritmo (no se requiere separar los conceptos). g) Frecuencia de cálculo de calidad de la energía será entre 55 Hz y 65 Hz. h) La clasificación de los tipos de eventos de calidad de la energía pueden adaptarse a la guía CFE L0000-70 con software externo, el medidor debe proporcionar la información básica. Relevador digital de sobrecorriente. a) Descripción técnica Debe cumplir con las especificaciones de soporte de transitorio en relevadores de protección de acuerdo a lo descrito en la ficha bibliográfica [29] de esta especificación, con las siguientes funciones de protección disponibles: 130220 Rev - Función 50/50N Sobrecorriente Instantánea Baja de fase y neutro. - Función 50/50N Sobrecorriente Instantánea Alta de fase y neutro. - Función 51/51N Sobrecorriente Temporizada de fase y neutro. - Función 46DT/46IT Secuencia Negativa. - Función 27 Bajo voltaje. - Función 59 Sobre voltaje. SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 121 de 184 b) - Función 59N/64 Sobre voltaje neutro. - Función 47 Desbalance de voltaje. - Función 81 Frecuencia. - Función 60FL Pérdida de fusible. - Autodiagnóstico del voltaje auxiliar. Registro de Eventos El relevador permite registrar y guardar hasta 3 000 eventos relacionados con la protección, cambios en la programación, estados de las entradas – salidas digitales, arranque - operación de las funciones de protección, automatismos, estadísticas, etc. En cada evento se guardan los valores RMS de las señales de V y I asociados al mismo. c) Registro de Fallas y oscilografía El relevador permite el registro y captura de las formas de onda de las señales de V y I asociadas a las fallas o a arranques seleccionados. Se puede programar el número de muestras por ciclo (hasta 128), número de ciclos a guardar (hasta 3 000) y número de ciclos de prefalla (1 a 20). Permite el registro de las últimas 32 fallas con la siguiente información: d) - Fecha de arranque, disparo, extinción y duración de la falla, - Valores de V y I de cada fase, neutro, durante la prefalla, el disparo y sus valores límite (max o mín), - Causa del disparo, - Funciones que se activaron, - Grupo activo, - Direccionalidad de la falla. Mediciones Clase de exactitud: 0.5%. 256 muestras por ciclo. El relevador permite el registro y medición de los siguientes parámetros; 130220 Rev - Valores instantáneos de If e In, - Valores instantáneos de Vf y de Vn, - V auxiliar y V de batería, - Potencia activa, reactiva, aparente por fases y trifásica, - Energía activa recibida y entregada, SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 122 de 184 e) - Energía reactiva en los cuatro cuadrantes, - Factor de potencia por fase y trifásico, - Frecuencia y secuencia de fases, - Display LCD 20 x 4 con contraste ajustable. Sincronización de reloj interno Sincronización de reloj interno a través de señal de sincronía de tiempo a través de conector BNC con formato IRIG – B; entrada demodulada; nivel de entrada TTL; aislamiento 500V. f) Conexiones eléctricas Las terminales de conexión externas del relevador son de tornillo para desarmador plano o de estrella y pueden recibir directamente cable estañado o terminal de compresión del tipo abierta o cerrada y la conexión entre la parte externa e interna cumplen con la norma NMX-J-438. g) Características de las entradas analógicas de corriente Se dispone de 4 entradas de corriente (3 para las fases y la 4ª para el neutro) h) - I nominal: 5A, - I continua: 100A, - I corta duración: 250A, - “Burden”: menor a 0.1A @ 5A. Características de las entradas analógicas de tensión Se dispone de 4 entradas de corriente (3 para las fases y la 4ª para el neutro o voltaje de sincronía) i) - Tensión de operación nominal: 120V c.a. - Frecuencia nominal: 60 Hz - Sobretensión permanente: 230V c.a. - “Burden”: menor a 0,01VA. Número de entradas y salidas Canales analógicos: 4 de voltaje y 4 de corriente. 15 salidas digitales para disparo o alarmas y 20 entradas digitales con un intervalo de detección de 90V c.d. a 280V c.d. Fuente de alimentación de 90V c.d. a 280V c.d. Pantalla LCD con indicación de lo programado; restricción para modificar ajustes y configuración. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 123 de 184 j) Software de programación Incluido el programa de aplicación con licencia ilimitada. k) Puertos de comunicación El relevador cuenta con 4 puertos de comunicación: l) - Fontal: RS – 232, - Posterior: RS – 232, - RS – 485, - Ethernet. Protocolos de Comunicación El equipo cuenta con los siguientes protocolos de comunicación: - Puerto frontal y posterior; Propietario (Incluir la documentación técnica) DNP 3.0 nivel 2 esclavo, (DNP 3.0 debe compatible con las estaciones maestras de las áreas de control del de CFE) “Modbus” RTU. - CENACE “Ethernet”: DNP 3.0 TCP/IP (DNP 3.0 debe compatible con las estaciones maestras de las áreas de control del CENACE de CFE) UDP/IP “Modbus” TCP/IP 6.5.6 Sincronizador automático para unidad g eneradora Con la función de sincronizador automático para generador, el equipo debe emitir los comandos para el control de velocidad y de voltaje del generador y producir una señal de cierre al interruptor de unidad cuando las condiciones de sincronismo se cumplan en un tiempo en avance configurable por el usuario, el cual dependerá del tiempo de cierre del interruptor de unidad. Debe contar con entrada independiente del voltaje del sistema eléctrico para la función de sincronizador automático a una capacidad nominal de 120V c.a. a capacidad térmica a 1s de 600V c.a. Temporizador de sincronismo de frecuencia entre 5s y 3 600s en incrementos de 1s. Relación de ajuste de frecuencia entre 0.01 Hz y 10 Hz x s en incrementos de 0.01 Hz, ajustes independientes del intervalo de pulsos de frecuencia máximos y mínimos entre 0.1s y 60s en incrementos de 0.01s. En caso de presentarse una situación de espera en condición indeseable de sincronización, el relevador contará con una función de pulso para sacar al generador de esta condición (Kick pulse) con un intervalo entre 1s y 120s, en incrementos de un segundo, con ajuste de pulsos máximos y mínimo entre 0.02s y 2.0s en incremento de 0.01s. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 124 de 184 El temporizador de voltaje sincronizado estará en el intervalo de 5s a 3 600s en incrementos de 1s, razón de ajuste de voltaje en el intervalo de 0.01V a 30V*s, en incrementos de 0.01s. Con un intervalo de intervalo del pulso de control de voltaje en el intervalo de 1s a 120s en pasos de 1s. El pulso de control de voltaje tendrá ajustes de tiempo máximos y mínimos en el intervalo de 0.1s a 60 s en incrementos de 0.01s. La exactitud de los temporizadores es de ±0.5%, ±¼ ciclos. 6.5.7 Receptor GPS Descripción técnica Receptor GPS para sincronía de tiempo. Intervalo de tiempo de -30°C a 70°C. Display LED para indicación de la estampa de tiempo. Fuente de poder: de 18V c.d.a 300V c.d., 85 – 264V c.a. Debe cumplir con las especificaciones de soporte de transitorio en relevadores de protección de acuerdo a lo descrito en la ficha bibliográfica [29], de esta especificación. Exactitud promedio +/- 100ns (+/- 500ns pico). Debe incluir leds de indicación del receptor sincronizado y habilitado. Salidas: Una salida IRIG-B modulada 6 salidas independientes IRIG-B demoduladas. Las salidas IRIG-B podrán configurarse para sincronizar tiempo UTC u horario local, siendo el horario de verano totalmente programable por el usuario. Puerto serial para configuración y sincronización vía RS232C. Salida de fibra óptica multimodo con conectores ST. Contacto de alarma NC indicando falla del equipo pérdida de satélites. Debe incluir los siguientes accesorios: 1 Antena de alta Ganancia. 22m de cable para antena tipo RG-6 de bajas pérdidas. 100m cable RG-58 de bajas pérdidas. 1 protector de sobretensiones transitorias de conexión coaxial. 6.5.8 Lógica de control digital y analógico. Para cada equipo de protecciones multifunción de generador y de transformador de unidad se contarán con lógica flexible de control, la cual incluye 32 variables de enclavamiento, 32 temporizadores (0s – 3 000s), 32 contadores y 32 variables matemáticas analógicas. Los equipos contarán con operadores booleanos AND, OR, NOT, paréntesis ( ) para asignar la precedencia. También contará con funciones binarias de “flanco de subida” y “flanco de bajada” que asignan un “1” lógico en la presencia o ausencia de la señal binaria de referencia. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 125 de 184 Para las variables matemáticas, los equipos contarán con operadores de suma, resta, multiplicación y división, de comparación (mayor, menor, igual, combinado, desigualdad). Los equipos contarán con lógica pre programada para detección de posición de interruptor, lógicas de cierre y de disparo de interruptores (con y sin enclavamiento). 6.5.9 Lectura de variables analógicas (medición) Los equipos contarán con medición analógica local, en sus pantallas de LCD locales y por protocolo, de las señales analógicas de medición, como son voltajes, corrientes, potencia activa, potencia reactiva, variables de secuencia, deslizamiento para el autosincronizador, resistencia de falla para la función de 64F, valores de armónicos, frecuencia, etc. 6.5.10 Servicios de protecciones Los servicios de protecciones se listan a continuación: 6.5.10.1 a) Desarrollo de ingeniería, b) Montaje, ensamblado y conexión interna, c) Instalación y montaje, d) Supervisión de Instalación y montaje, e) Puesta en servicio, f) Supervisión de puesta en servicio, g) Capacitación. Servicio de desarrollo de ingeniería Se debe realizar el desarrollo de ingeniería en la cual se cumpla con lo especificado en los puntos 6.1, 6.2 y 6.5 de la presente especificación. Se debe de desarrollar adicionalmente lo siguiente: Cálculo de ajustes de protecciones y sincronización. Los cálculos de ajustes de las protecciones de generador y transformador deben realizarse, de acuerdo a lo descrito en la ficha bibliográfica [34] de esta especificación, y a los límites de exactitud especificados por el fabricante. Configuración de medidores multifunción Los medidores de energía multifunción deben ser configurados de acuerdo a los datos de los generadores y cumplir con el apéndice F. Circuitos de disparo Se debe diseñar la implementación de tres circuitos de disparo duplicados (redundantes), los cuales serán de la siguiente manera: a) 130220 Rev Disparo de emergencia con relés auxiliares de bloqueo sostenido y reposición manual (ANSI 86), SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 126 de 184 b) Disparo libre sin bloqueo, sobre interruptor de unidad e interruptor de campo (ANSI 94), c) Disparo sobre interruptor de unidad exclusivamente para completar la secuencia de paro rápido de Unidad. Protecciones de respaldo local por falla de interruptor Se debe diseñar la implementación de un esquema de protección de falla de interruptor, utilizando los relés digitales multifunción descritos en este documento, basados, y de acuerdo a lo descrito en la ficha bibliográfica [35] de esta especificación. Señales del control eléctrico de protecciones al sistema de visualización. Se debe incluir la alarma de “falla de protección” para cada relé de protecciones y equipo de sincronización. Para cada circuito eléctrico de control (86-1, 86-2, 94-1, 94-2, circuitos de cierre, circuitos de disparo) debe conectar un relé auxiliar normalmente energizado a la alimentación de corriente directa, el cual enviará una alarma al sistema de visualización, en caso de pérdida de alimentación. Las fuentes de alimentación de cada relevador de protecciones digitales, medidor o equipo de sincronización deben estaralimentado en el tablero de montaje por un interruptor termomagnético, tipo DIN, con una capacidad del doble del consumo máximo del equipo. No se permite que un solo interruptor alimente a varios equipos. 6.5.10.2 Servicio de montaje, ensamblado y conexión interna Se debe realizar el montaje de todos equipos en los tableros realizando el cableado interno entre todos los sistemas cumpliendo con lo especificado en el punto 6.1, 6.2 y 6.5 en la presente especificación. 6.5.10.3 Servicio de Instalación y montaje Se debe realizar la instalación y montaje de los tableros que integran todos los equipos y sistemas cumpliendo con lo indicado en el punto 6.1, 6.2 y 6.5 de la presente especificación. 6.5.10.4 Servicio de supervisión de instalación y montaje Se debe realizar supervisión de la instalación y montaje de los tableros que integran todos los equipos y sistemas cumpliendo con lo indicado en el punto 6.1, 6.2 y 6.5 de la presente especificación. 6.5.10.5 Servicio de puesta en servicio Se debe realizar la puesta en servicio de todos los equipos y sistemas cumpliendo con lo indicado en el punto 6.1, 6.2 y 6.5 de la presente especificación. 6.5.10.6 Servicio de supervisión de puesta en s ervicio Se debe realizar la supervisión la puesta en servicio de todos los equipos y sistemas cumpliendo con lo indicado en el punto 6.1, 6.2 y 6.5 de la presente especificación. 6.5.10.7 Servicio de capacitación De acuerdo a lo indicado en el Apéndice B Alcance del Suministro, se debe incluir como parte del suministro el servicio de capacitación, presentando la oferta técnica y económica correspondiente. La capacitación debe incluir cursos para entrenamiento sobre instalación, puesta en servicio, operación y mantenimiento. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 127 de 184 Considerando al menos los siguientes temas: a) El funcionamiento y mantenimiento en conjunto del sistema de control b) La filosofía del sistema de control, funcionamiento, ajustes, pruebas, diagnóstico y estructura del sistema de control. c) Los componentes físicos que constituyen al sistema de control: controlador (PLC). Transductores, actuadores, fuentes de alimentación, protecciones, entre otros. d) La programación, parametrización y configuración del sistema de control. e) Su operación arranque, paro, sincronización, control de carga y estatismo desde el sistema de control. f) Secuencias de arranque y paro. g) Modos de control automático y manual de los elementos finales de control. h) Mantenimiento del sistema de control tanto el “software” como el “hardware”, red de comunicaciones y protocolos empleados en la comunicación. La duración del proceso de capacitación debe ser de 40 h, en sitio, para un máximo de 10 personas, en un evento, impartiendo aspecto teórico y práctico. Los cursos de capacitación deben ser impartidos en idioma español o con traducción simultánea al español. El proveedor debe entregar a cada participante un manual de capacitación con toda la documentación técnica necesaria. Para la realización del curso de capacitación, CFE acordará la fecha de inicio, hasta con 15 días naturales de anticipación dentro del periodo de entrega especificado. 6.5.11 Alcance del suministro El alcance del suministro a que se refiere la presente especificación se indica en el Apéndice B Alcance del Suministro de este documento. 6.5.12 Información técnica requerida El cuestionario técnico a que se refiere la presente especificación se indicaen el Apéndice C cuestionario técnico de este documento. 6.5.13 Garantías El proveedor debe cubrir las garantías siguientes: 130220 a) Garantizar la corrección de cualquier mal funcionamiento en los equipos originado por fallas de diseño y/o deterioro de componentes durante cinco años a partir de la entrega de los equipos. b) Garantizar el suministro de refaccionamiento cuando menos en 15 años a partir de la fecha de entrega de los equipos. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 128 de 184 6.6 Información Requerida 6.6.1 Información general La CFE describe en las Características Particulares del grupo generador– transformador de excitación, información en la que el proveedor debe basarse para determinar el diseño y dimensionamiento del sistema a proponer. La propuesta técnica debe formular se de tal manera que se suministre la información necesaria a fin de permitir que el personal técnico a cargo de la evaluación pueda de forma rápida y eficaz identificarla capacidad, funcionalidad y calidad declarada por los licitantes sobre los equipos ofrecidos por lo que es necesario que la documentación que contenga la propuesta técnica cumplan con las siguientes características: 6.6.2 a) La propuesta técnica debe cubrir todos los conceptos de alcance de suministro y funcionalidad indicados en esta especificación. b) Se requiere que la información contenida en la propuesta técnica este en idioma español, se aceptará documentación en inglés como referencias técnicas para los casos en que sea necesario respaldar el contenido de la documentación en español. c) Es indispensable que la información que contenga la propuesta técnica sea presentada foliada con numeración apartir de la primera página iniciando con el número 1. d) El proveedor debe presentar los cuestionarios técnicos solicitados en la presente especificación, será causa de descalificación el no presentar la información requerida. Información requerida del sistema de control a) Plano de la arquitectura del sistema de control. b) Diagramas de ensamble. c) Diagramas de circuito. d) Diagramas de tubería e instrumentación (DTI). e) Diagramas de flujo de las secuencias de arranque y paro normal, rápido y de emergencia. f) Lógica de disparos. g) Lista de equipos. h) Programación del PLC. i) Programación de IHM. j) Base de datos de señales. k) Manuales de operación, instalación y mantenimiento de equipos. l) Manual de operación del sistema de control. Los planos y diagramas deben ser entregados impresos y en archivo electrónico en formato de AUTOCAD y PDF, en idioma español. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 129 de 184 La programación del PLC e IHM, así como la base de datos de señales, debe ser entregada impresa y en archivo electrónico fuente del software utilizado para su desarrollo. Los manuales de operación, instalación y mantenimiento de los equipos suministrados para el sistema de control deben ser entregados impresos y en formato electrónico PDF en idioma español. El manual de operación del sistema de control debe ser entregado impreso y en electrónico en formato Word de Microsoft Office y PDF versión más reciente, en idioma español. 6.6.3 Información requerida del regulador de velocidad 6.6.3.1 Información técnica requerida con la propuesta técnica Lo contenido en las normas y especificaciones tienen por objeto servir de base para la evaluación de las propuestas. En caso de que existan desviaciones menores al respecto, se deben indicar claramente los conceptos, valores y tolerancias, ya que se requiere la aprobación de la CFE. 6.6.3.2 130220 a) Resumen de características técnicas, Tabla 1, de esta especificación, proporcionando todos los datos que se piden. b) Resumen de características técnicas normativas, Tabla 2, de esta especificación, proporcionando los datos que se piden. c) Planos preliminares mostrando arreglo y dimensiones generales del regulador de velocidad. d) Masas aproximadas de los equipos. e) Descripción de sistemas, incluyendo: - Descripción de la lógica de cada circuito de control y las funciones de sus componentes, - Descripción de las características del equipo de control, a saber, tablilla lógica, suministro de energía e interconexiones. f) Lista de equipo. g) Lista completa de verificación y un programa para la secuencia de verificación, que deba efectuarse antes de poner en operación el equipo. h) Programa completo, (incluyendo la secuencia) para la sintonización del equipo, en el cual se definan los pasos que deben seguirse y las condiciones de planta y niveles de carga requeridos. i) Lista preliminar de ajustes, basada en la experiencia y/o en simulaciones. Información requerida después de formalizar el contrato a) El proveedor se obliga a enviar a la cuatro (4) copias en papel Bond, así como dos (2) copias digitalizadas (cada juego de información en un CD o DVD) de los siguientes planos cada vez que sean enviados para su revisión, modificados y/o aprobados. b) Planos del arreglo del equipo completo, con dimensiones y masas de la central oleo dinámica y auxiliares, los cuales deben de mostrar claramente las interacciones entre el sistema de control y otros sistemas periféricos, la interconexión y operación interna del sistema. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 130 de 184 130220 c) Diagramas funcionales (de bloques) para cada sistema de control, en los que se presente la operación funcional de cada circuito y cada componente de éstos, sin necesidad de recurrir a otros planos e instructivos. d) El proveedor debe proporcionar una lista de cables, en la que se incluya el número de conductores y la sección transversal de los mismos, para las conexiones no suministradas por él. Esta lista debe incluir todos los arreglos especiales, blindaje e instalación que deben efectuarse para asegurar la operación adecuada del equipo. e) El proveedor debe suministrar una lista adicional para todos los cables prefabricados proporcionados por él. Esta lista debe incluir un número de identificación, la localización de los puntos iníciales y finales, una descripción del servicio y la longitud de los cables. f) El proveedor debe suministrar una lista de todos los “conduits” suministrados por él. Esta lista debe incluir un número de identificación, diámetro, la localización de los puntos de origen, destino y el material del “conduit”. g) Diagramas de alambrado y de interconexión. h) Todo el alambrado que vaya a ser instalado en campo debe ser mostrado claramente en diagramas de interconexión (de entradas y salidas). Estos planos deben tener espacio suficiente para permitir la adición de los números de cable asignados por CFE. i) Programas de suministros, instalación, utilización de mano de obra, pruebas y puesta en servicio representados en gráficas de “Gantt” y diagramas de ruta critica. j) Libros de documentación de puesta en marcha que incluya procedimientos y registros de pruebas. k) Gama de ajustes eléctricos, mecánicos y de control. l) Datos suplementarios. m) Libro de documentación de la puesta en servicio. n) Los ingenieros de campo del proveedor deben integrar un libro con la documentación de la puesta en servicio, el cual debe ser entregado a la CFE, al término del arranque y antes de que el personal del proveedor abandone el sitio. o) Sin que esto sea limitativo, el libro de documentación de la puesta en servicio debe contener la siguiente información: Rev - Una relación, en orden numérico, de todos los diagramas lógicos y de alambrado, utilizando hojas separadas para cada serie. La lista debe incluir el número de gabinete asociado con la serie y la fecha de la última revisión. - Una relación de toda la instrumentación, que incluya: número de identificación de la CFE, localización, interruptor de energía, número de gabinete, número de diagrama de alambrado, hojas de datos de calibración del instrumento, función del instrumento y hojas de datos de válvulas. - Una relación de todas las señales de entrada y salida. - Una sección en la que se describa cualquier procedimiento especial de calibración o información específica a la puesta en servicio. SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 131 de 184 - Datos de proceso, incluyendo hojas de datos relativas a la operación de la planta y resultados de pruebas especiales. p) Lista de ductos para cableado. q) Instrucciones de instalación y montaje. r) Lista de las herramientas especiales proporcionadas por el proveedor. s) Lista de herramientas prestadas por el proveedor para el montaje. t) Lista de las partes de repuesto suministradas y adicionalmente de las requeridas durante los primeros cuatro años de operación. u) Manuales de instrucciones: Los manuales de instrucciones deben satisfacer lo establecido en la norma de referencia NRF-002-CFE y deben contener, sin que esto sea limitativo, la siguiente información: Instrucciones de operación, todos los planos del sistema, descripciones del sistema y ajustes específicos de calibración e instructivos de mantenimiento para cada componente y/o ensamble, que deben encuadernarse de modo que sea posible remover o agregar documentos sin destruir la encuadernación. Los manuales deben listar el número de identificación del proveedor, la marca y número de modelo para cada componente estándar, incluyendo circuitos integrados, transistores, capacitores, relevadores y fuentes de energía. Además de los manuales encuadernados mencionados anteriormente, cada partida del equipo montado en campo, debe ser empacada con una copia de su instructivo estándar. Este instructivo debe mostrar las dimensiones de contorno, el montaje y requisitos de acceso al lugar de la instalación, desempaque e instalación. Los manuales encuadernados deben incluir, una lista de cada tarjeta de circuito impreso o cualquier otra componente que se deba conectar, con una relación de las acciones especificadas, que debe efectuar el personal de mantenimiento, antes de remover esa tarjeta o componente, para evitar disturbios en la operación de la unidad o daños al equipo. 1. Certificados de prueba indicados en estas especificaciones. 2. Diagramas electrónicos e información necesaria con la identificación de componentes de las tarjetas electrónicas del sistema. 3. Resultado de las pruebas obtenidas en el modelo matemático, así como el mismo para utilizarse en estudios de simulación en computadora digital. 4. Planos aprobados (del arreglo general del componente o equipo que será sometido a la supervisión de la calidad por parte de la CFE). 5. Descripción del regulador de velocidad, incluyendo funciones de transferencia con sus ajustes finales, diagramas de bloques. 6. Curva característica de los detectores de frecuencia del convertidor de retroalimentación. 7. Lista de instrumentos incluyendo: a) 130220 Rev Número de identificación del proveedor. SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 132 de 184 b) Número de identificación de CFE (este número debe ser proporcionado posteriormente y el proveedor debe dejar una columna en blanco para este fin). Los números que la CFE proporcione, deben ser los que se marquen físicamente al instrumento y además debe aparecer en los planos del proveedor. c) Servicio(s) d) Intervalo de la escala o de calibración del instrumento e) Marca y número del modelo f) cantidad suministrada g) Referencia de interconexión h) Referencia a hoja de datos u otro documento, en el que aparezcan las especificaciones generales del instrumento, i) Localización del instrumento. 8. Hojas de datos de instrumentos, incluyendo: 9. a) La información contenida en las hojas de datos debe incluir todos los datos de diseño de los instrumentos, incluyendo marca y número de modelo. b) Número de identificación de la CFE, materiales de construcción, intervalo de señales de entrada y salida, suministro de energía, exactitud, repetibilidad, sensitividad, tipo de cubierta y donde sea aplicable: material de elementos, tipo de compensación y especificación nominal de presión (“pressure rating”). Lista de puntos de ajuste de toda la instrumentación que tenga la función de control y protección. 10. Programa de puesta en servicio y sintonización del equipo. 6.6.4 Información requerida del sistema de excitación 6.6.4.1 Propuesta técnica La propuesta técnica debe contener la documentación de la tabla siguiente. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 133 de 184 Tabla 24.- Documentación de la propuesta técnica Documentación de la propuesta técnica Índice de la información Listado de componentes incluidos en el suministro agrupados por función Características técnicas de cada componente Dibujos de distribución de los componentes del sistema de excitación Diagrama funcional detallado del sistema con referencia de componentes asociados Descripción detallada del sistema Función de transferencia completa y detallada del sistema de excitación con intervalos de ajustes Manuales de montaje, operación, mantenimiento y diagnóstico de fallas Dibujos dimensionales de gabinetes Documentación técnica del fabricante de la UCE que acredite el cumplimiento de las normas solicitadas Declaración del licitante que los bienes propuestos cumplen las normas solicitadas. Cuestionario técnico 6.6.4.2 Información requerida después de la asignación del contrato El proveedor debe suministrar en idioma español la siguiente información al momento de entrega de los bienes: a) Manuales de montaje, operación, mantenimiento y diagnóstico de fallas actualizado. b) Función de transferencia completa, detallada y actualizada del sistema de excitación con intervalos de ajustes. Lo anterior en tres juegos de manera impresa y en formato electrónico. 6.6.4.3 Información requerida al concluir las pruebas de puesta en servicio La información referente a manuales, diagramas, instructivos, entre otros, debe ser entregada en ejemplares impresos en tres juegos, en idioma español. Esta información adicionalmente debe ser entregada conun respaldo almacenado en un disco compacto, el formato de los archivos que contienen el respaldo de esta documentación debe ser de uso libre y debe permitir su impresión. Estainformación debe contener al menos: 130220 a) Procedimiento de montaje y desmontaje de cada componente. b) Descripción de funcionamiento del sistema. c) Características técnicas de todos los elementos del sistema (intervalos de operación, curvas características, datos, entre otros). d) Procedimiento de ajuste. Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 134 de 184 e) Procedimientos de operación. f) Procedimiento de mantenimiento. g) Procedimiento de solución de fallas. h) Dibujos de distribución de equipos. i) Esquemáticos del sistema. j) Funcionesde transferencia. k) Diagramas lógicos. l) Diagramas de alambrado e interconexión. m) Resultado de pruebas de puesta en servicio. Las modificaciones aplicadas durante el proceso de montaje y puesta en servicio deben ser integradas en una revisión final de esta documentación al final de los trabajos. 6.6.4.4 Información requerida de las p rotecciones del generador y transform ador de unidad. La documentación que se entrega con el equipo es la siguiente: 6.6.5 a) Manuales técnicos en inglés y/o español para los equipos. b) Manuales técnicos en inglés y/o español para el software. c) Información para el mapeo de variables binarias y analógicas de los protocolos de comunicación. d) Documentación técnica del protocolo propietario, incluyendo las funciones necesarias para obtener los registros secuenciales y registros oscilográficos. CFE podrá firmar acuerdos de confidencialidad de la información. Alcance de suministro El alcance del suministro a que se refiere la presente especificación se indica en el Apéndice B anexo a este documento. 6.6.6 Información técnica requerida El licitante debe proporcionara la CFE los datos que se solicitan en el apéndice C. 7 CONDICIONES DE OPERACIÓN 7.1 Condiciones Ambientales: Los sistemas y equipos electrónicos deben ser capaces de operar a una temperatura de entre -10°C y 55ºC y humedad relativa hasta el 95% sin condensación. Para todos los equipos de protecciones debe ser capaces de operar desde -30°C a +75°C. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 135 de 184 Todo el equipo electrónico debe contar con protección contra ambientes agresivos tipo “Conformal Coating”, según recomienda, de acuerdo a lo descrito en la ficha bibliográfica [32] de esta especificación, para efectos severos (G3X) que se presentan comúnmente en Centrales Hidroeléctricas. 7.2 Diseño por Sismo Los sistemas deben diseñarse para soportar sin riesgo las características sísmicas del lugar que se indican en las Características Particulares. 7.3 Altitud de Operación: Todos los sistemas y equipos especificados en la presente deberán funcionar adecuadamente en la altitud que se indica en la sección de Características Particulares. 8 CONDICIONES DE DESARROLLO SUSTENTABLE Es política de la CFE, la protección al ambiente, por lo que en todas las actividades que desarrolla, evita o reduce, en la medida de lo posible, los impactos que de ellas resulten, y dentro de las funciones de la Gerencia de Protección Ambiental, está la de asesorar y supervisar las acciones de protección ambiental, encaminadas a evitar o minimizar los impactos negativos al ambiente, que puedan causar sus instalaciones, por lo que todas las actividades que generen residuos peligrosos, no peligrosos y aguas residuales, deben cumplir con la legislación ambiental vigente. 9 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Para cualquier actividad dentro de las instalaciones de CFE el proveedor debe coordinarse con el personal de la CFE para el cumplimiento de la normativa nacional e internacional aplicable, relacionada con la seguridad. 10 CONTROL DE CALIDAD La CFE representada por el LAPEM o personal física o moral que la misma CFE designe, debe tener en todo momento elderecho de inspeccionar y probar los bienes a fin de verificar su conformidad con las especificaciones del contrato y de las bases de licitación. Si los bienes inspeccionados o probados no se ajustan a las especificaciones indicadas en las bases, CFE puede rechazarlos y el proveedor debe, sin cargo para este organismo, reemplazarlos o modificarlos en la medida necesaria para cumplir con las especificaciones. 10.1 Pruebas Tecnológicas El proveedor puede evidenciar el cumplimiento con las pruebas tecnológicas mediante reportes de las pruebas emitidas por laboratorios acreditados, atestiguados por una tercera parte reconocida, atestiguamiento y sanción de pruebas por personal de LAPEM, auditoria de proceso en fábrica por parte de LAPEM o una combinación de lo anterior. Los relevadores de protección para el generador, transformador y el relevador digital de sobrecorriente, indicados en el inciso 6.5.2, 6.5.3 y 6.5.5 correspondientemente, deben de cumplir con las pruebas del 1 a la 9 de la Tabla 42, “Pruebas de prototipo mínimas”, del inciso 10.2 “Pruebas prototipo”, de la especificación G0000-81 “Relevadores de Protección”. Los medidores de energía multifunción deben de cumplir con las pruebas prototipo indicadas en el inciso 10.1 “Pruebas prototipo” y las indicadas en la Tabla 15 “Parámetros”, de la especificación G0000-48 “Medidores Multifunción para sistemas eléctricos”. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 136 de 184 10.2 Pruebas de Aceptación en Fábrica Para fines de aceptación de los bienes debe realizarse la evaluación funcional y de parámetros de acuerdo a lo establecido en esta especificación. Debido a que en fábrica no se puede evidenciar el cumplimiento funcional completo de los sistemas o equipos en campo, se otorga una aceptación condicionada al cumplimiento de las pruebas en campo. El alcance de la aceptación condicionada es solamente para realizar la liberación del embarque por parte del proveedor. 10.3 Pruebas en Puesta en Servicio 10.3.1 Arquitectura del sistema de control. No aplica. 10.3.2 Sistema de control. Son las pruebas descritas en la sección de servicios de puesta en servicio del punto 6.2 de la presente especificación. 10.3.3 Regulador de velocidad. Son las pruebas descritas en la sección de servicios de puesta en servicio del punto 6.3 de la presente especificación. Pruebas de comportamiento Las pruebas de comportamiento del regulador de velocidad deben ser realizadas por personal de CFE – LAPEM, aplicando el procedimiento de prueba LAPEM – CFE K3322106 referente a la norma NMX-J-502-2-ANCE con la participación del proveedor quien debe realizar todas las operaciones requeridas en el sistema de excitación. La evaluación de las pruebas tiene como finalidad verificar que el regulador de velocidad cumpla con los índices establecidos en el procedimiento de prueba mencionado. En caso contrario el proveedor debe llevar a cabo las acciones necesarias y repetir las pruebas hasta que se cumpla con dichos índices. La CFE debe proporcionar los equipos y el personal necesario para operar los equipos durante el registro de las pruebas. Basándose en los resultados de las pruebas de puesta en servicio y comportamiento, la CFE debe emitir el documento de aceptación del regulador de velocidad. 10.3.4 Sistema de excitación. Pruebas de puesta en servicio Son las pruebas que el proveedor debe llevar a cabo a todo el sistema de excitación tal que le permita verificar el funcionamiento adecuado en condiciones de operación real y deben ser realizadas por el proveedor con la presencia de personal de CFE, para ello el proveedor debe entregar con 15 días naturales de anticipación el protocolo de pruebas a desarrollar. El calendario de actividades para la puesta en servicio de los equipos es propuesto por la CFE y cualquier cambio debe ser acordado por escrito entre el proveedor y la CFE. Previo a las pruebas de puesta en servicio, el proveedor debe realizar una verificación en sitio de las condiciones de montaje, pruebas preliminares, aplicación de ajustes y configuración del sistema de excitación en las fechas indicadas en el programa de puesta en servicio. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 137 de 184 Pruebas de comportamiento Las pruebas de comportamiento del sistema de excitación deben ser realizadas por personal de CFE – LAPEM, aplicando el procedimiento de prueba LAPEM - K3322101 referente a la norma NMX-J-501-ANCE con la participación del proveedor quien debe realizar todas las operaciones requeridas en el sistema de excitación. La evaluación de las pruebas tiene como finalidad verificar que el sistema de excitación cumpla con los índices establecidos en el procedimiento de prueba mencionado. En caso contrario el proveedor debe llevar a cabo las acciones necesarias y repetir las pruebas hasta que se cumpla con dichos índices. La CFE debe proporcionar los equipos y el personal necesario para operar los equipos durante el registro de las pruebas. Basándose en los resultados de las pruebas de puesta en servicio y comportamiento, la CFE debe emitir el documento de aceptación del sistema de excitación. 10.3.5 Protecciones del generador y transformador de unidad . Son las pruebas que el proveedor debe llevar a cabo a los equipos de protecciones, tal que le permita verificar el funcionamiento adecuado en condiciones de operación real y deben ser realizadas por el proveedor con la presencia de personal de CFE, para ello debe entregar con 15 días naturales de anticipación el protocolo de pruebas a desarrollar. El calendario de actividades para la puesta en servicio de los equipos es propuesto por la CFE y cualquier cambio debe ser acordado por escrito entre el proveedor y la CFE. Las pruebas incluyen las comunicaciones por protocolos a los sistemas de control de nivel superior. Previo a las pruebas de puesta en servicio, el proveedor debe realizar una verificación en sitio de las condiciones de montaje, pruebas preliminares, aplicación de ajustes y configuración del sistema de excitación en las fechas indicadas en el programa de puesta en servicio. Las pruebas de comisionamiento consisten en la verificación de pruebas de inyección y de corto circuito controlados, sin riesgos a los Generadores y/o Transformadores. Previa a la toma de carga, debe comprobarse la correcta funcionalidad de la función de autosincronizador con el cierre simulado del interruptor de potencia, verificando el correcto faseo del mismo. Posteriormente se permitirá el cierre con la función de Autosincronizador para conectar el Generador al Sistema Eléctrico. Con el generador en operación, se debe comprobar las mediciones de los equipos, así como sus comunicaciones a los equipos de nivel superior. Basándose en los resultados de las pruebas de campo (puesta en servicio y comportamiento), la CFE debe emitir el documento de aceptación del sistema de excitación. 11 MARCADO Los sistemas o equipos deben contar con una placa de datos que indique como mínimo: 130220 a) Fabricante b) Modelo (Clave con codificación de características del equipo) c) Fecha de fabricación d) Número de serie Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 138 de 184 12 e) Número de contrato f) Número de referencia de documentación técnica EMPAQUE, EMBALAJE, ALMACENAJE Y MANEJO EMBARQUE, TRANSPORTACIÓN, DESCARGA, RECEPCIÓN, El acondicionamiento para empaque y embarque debe cumplir con la norma NRF-001-CFE 13 BIBLIOGRAFÍA 13.1 General Ley Federal sobre Metrología y Normalización. Reglamento a la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público. Reglamento de la Ley de Adquisiciones y Servicios del Sector Público. 13.2 Sistemas de Control [1] IEEE1010-2006 Guía para el Control de Centrales Hidroeléctricas (IEEE Guide for Control of Hydroelectric Power Plants). [2] IEEE1020-1988 Guía para el Control de pequeñas Centrales Hidroeléctricas (Guide for Control of Small Hydroelectric Power Plants). [3] IEEE 1249-1996 Guía para el control y automatización de centrales de generación hidroeléctrica basada en computadoras (Guide for Computer-Based Control for Hydroelectric Power Plant Automation). [4] IEEE Std 802b – 2004 Estándares sobre Redes de Computadoras. (IEEE Standard for Local and Metropolitan Area Networks: Overview and Architecture). [5] IEC-61131-3 -2001 Controladores Programables. Parte 3. Lenguajes de Programación) Programmable Controllers. Part.3 Programmable Languages. [6] L0000-51 - 2011 Procedimiento General para la Elaboración, Revisión o Cancelación de Documentos Normalizados. 13.3 Regulador de Velocidad [7] IEEE Std 1010TM - 2006 Guide for Control of Hydroelectric Power Plants [8] IEEE Std 1147TM – 2005 Guide for the Rehabilitation of Hydroelectric Power Plant. [9] IEEE Std 1207TM – 2004 Guide for the Application of Turbine Governing Systems for Hydroelectric Generating Units. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 139 de 184 [10] DIN 50022 13.4 Sistema de Excitación con Excitación Rotativa. [11] ANSI C37.1-1994; Standard Definition, Specification, and Analysis of Systems Used for Supervisor y Control, Data Acquisition, and Automatic Control. [12] ANSIC37.23-1987; Guide for Metal-Enclosed Bus and Calculating Losses in IsolatedPhase Bus. [13] ANSI C57.12.00-2000; Standard General Requirementsfor Liquid–Immer sed Distribution, Power, and Regulating Transformers. [14] ANSI C57.12.01-1998; Standard General Requirements for Dry – Type Distribution and Power Transformers Including Those with Solid Cast and/or Resin Encapsulated Windings. [15] ANSI-C57-110-1986; Recommended Practice for Establishing Transformer Capability when Supplying Nonsinusoidal Load Currents. [16] ANSI C84.1-1989; Electric Power Systems and Equipment–Voltage Ratings (60 Hertz). [17] IEEE C37.20-1987; Metal-Enclosed Power Switchgear. [18] IEEEC37.90.1-1989; Standard Surge Withstand Capability (SWC) Testfor Protective Relaysand Relay Systems. [19] IEEE C37.90.2-1998; Standard for Withstand Capability of Relay Systems to Radiated Electromagnetic Interference from Transceivers. [20] IEEE 421.1-1986; Standard Definitions Machines. [21] IEEE421.2-1990; Guide for Identification, Testing and Evaluation of the Dynamic Performance of Excitation Control Systems. [22] IEEE802.2-1994 Logical Link Control. [23] IEEE802.3-1996 Carrier Sense Multiple Access with Collision Detection < (CSMA/CD) Access Method and Physical Layer. [24] IEEE802.4-1990 Token- Passing BusAccess Method and Physical Layer Specifications. [25] SS 436-15-03-1986 Electronic Equipment for Industry and TradeI mmunity to Conducted Electromagnetic Interference Enviromental Classification and Test. [26] ISA S71.04-1985: “Envairomental conditions for process measurements and control systems: airborne contaminants”. 13.5 Protecciones del Generador y Transformador de Unidad. [27] ANSI C37.1-1994 130220 Rev Metallic and other inorganic coatings - Simultaneous thickness and electrode potential determination of individual layers in multilayer nickel deposits (STEP Test). for Excitations Systemsfor Synchronous Standard Definition, Specification, and Analysis of Systems Used for Supervisory Control, Data Acquisition, and Automatic Control. SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 140 de 184 [28] IEEE C37.2-2008 Standard Electrical Power System Acronyms and Contact Designations [29] IEEE C37.90-1989 IEEE Standard for Relays and Relay Systems Associated with Electric Power Apparatus [30] IEEE C37.90.1-2002 Standard Surge With stand Capability (SWC) Test for Protective Relays and Relay Systems. [31] IEEE C-37.90.2-1998 Standard for Withstand Capability of Relay Systems to Radiated Electromagnetic Interference from Transceivers. [32] ISA S71.04-1985: “Environmental conditions for process measurements and control systems: airborne contaminants”. [33] IEEE C37.118-2005 Standard for Synchrophasors for Power Systems [34] IEEE C37.102-2006 Guide for AC Generator Protection Active Standard. [35] IEEE C37.119 Breaker Failure Protection of Power Circuit Breakers Working. [36] ANSI/ASME Std PTC29-2005 Speed-Governing Systems for Hydraulic Turbine-Generator Units. 14 Device Function Numbers, CARACTERÍSTICAS PARTICULARES Las Características Particulares a que se refiere la presente especificación se indican en el Apéndice A anexo a este documento. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 141 de 184 APÉNDICE A CARACTERÍSTICAS GENERALES Y PARTICULARES (Obligatorio) Los anexos de este apéndice deben ser llenados por el usuario para definir las Características Generales y Particulares del los sistemas descritos en el capítulo 6 con la finalidad de que el licitante dimensione y oferte lo requerido por Comisión Federal de Electricidad. A.1-Características Generales CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL PROYECTO kW Capacidad de cada unidad ________________________ Central Hidroeléctrica _______________________________ Unidades a modernizar ___________________________________________________ Ubicación DATOS GEOGRÁFICOS Altitud (msnm) Longitud (grados) Latitud (grados) Vías de comunicación (breve descripción): 130220 Rev Zona climática Presión barométrica (kPa) Coeficiente sísmico SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 142 de 184 Corriente directa Corriente alterna Alimentación de auxiliares de la central V c.d. V c.a. DATOS GENERALES DEL GENERADOR Y EXCITADOR. DATOS DEL GENERADOR Tipo de generador (Polos lisos o polos salientes). P nominal [kW] Q nominal [kVAR] S nominal [kVA] Factor de potencia Numero de Polos Velocidad de la turbina [RPM] Tensión nominal [V] Corriente nominal [A] Tensión de excitación nominal del Generador [V] Corriente de excitación nominal del Generador [A] Tensión de excitación en vacío del Generador [V] Corriente de Excitación en vacío del Generador [A] DATOS DEL EXCITADOR Potencia Nominal [kW] Tensión Nominal [V] Corriente Nominal [A] Resistencia Excitador [Ω] Velocidad [RPM] Corriente de Excitación [A] Tensión de Excitación [V] IMPEDANCIAS Y CONSTANTES DE TIEMPO DEL GENERADOR T'do [s] T"do [s] T'qo [s] T"qo [s] Xd [pu] Xq [pu] X'd [pu] no saturadas X'q [pu] X"d [pu] no saturadas X"q [pu] XI [pu] CURVAS CARACTERÍSTICAS Curva de capacidad de generador (anexar) Curva de saturación del generador (anexar) Curva de corto circuito del generador (anexar) 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 143 de 184 DATOS GENERALES TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO DE GENERADOR TRANSFORMADORES DE POTENCIAL Tipode arreglo de TP’s Tensión nominal primaria [V] Tensión nominal secundaria[V] Relación de transformación (RTP) TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Corriente nominal primaria [A] Corriente nominal secundaria[A] Relación de transformación (RTC) A.2- Características Particulares del Sistema de Control y Visualización En caso de que el proyecto de modernización del sistema de control y visualización específico de la central o unidad a modernizar necesiten, indicarse las características particulares que consideren importantes, en esta sección deben ser incluidos. Descripción 130220 Rev Cantidad Unidad SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 144 de 184 A.3.- Características Particulares del Regulador de V elocidad En caso de que el proyecto de modernización del regulador de velocidad específico de la central o unidad a modernizar necesiten, indicarse las características particulares que consideren importantes, en esta sección deben ser incluidos. Descripción Cantidad Unidad Tabla A-1 Características técnicas Descripción Volumen total de todos los servomotores que alimentará el sistema de regulación Numero de motobombas alimentadas por corriente alterna requeridas Numero de motobombas alimentadas por corriente directa requeridas Tipo de turbina Tiempo mínimo para operar los servomotores de control de la turbina Tensión de alimentación de corriente alterna Mínima Nominal Máxima Tensión de alimentación de corriente directa Mínima Nominal Máxima Protocolo de comunicación Tiempo efectivo del regulador Tiempo efectivo de cierre del regulador Tiempo efectivo de apertura del regulador Tiempo efectivo de cierre de los álabes del rodete o servomotor de agujas Condiciones ambientales: Altitud de operación Cantidad Unidad m 3 PZ PZ s V c.a V c.a V c.a V c.d. V c.d. V c.d. S S S M Aceleración horizontal máxima Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 145 de 184 …Continuación Descripción Temperatura ambiente máxima Temperatura media anual Temperatura mínima anual Temperatura de bulbo húmedo Temperatura de bulbo seco Humedad relativa Condiciones de agua de enfriamiento: Presión máxima de agua de enfriamiento Presión mínima de agua de enfriamiento Temperatura máxima de agua de enfriamiento Temperatura mínima de agua de enfriamiento Sobrevelocidad Sobrepresión Cantidad y número de unidades a operar como condensador síncrono: Filosofía de control Cantidad de señales: Entradas digitales Entradas analógicas Potencia de la turbina Potencia máxima Potencia de diseño Potencia mínima Caídas netas: Caída máxima neta Velocidad nominal: Sumergencia: Tipo Valor de la sumergencia Momento de inercia (GD2): Generador Turbina Total Tipo y dimensiones de pozo de oscilación: Tiempo de inercia de la columna de agua (incluyendo tubería a presión, carcasa, espiral y tubo de aspiración) Capacidad de la válvula de alivio bajo caída máxima neta Número de plano(s) de arreglo general mostrando Localización sugerida para el regulador de velocidad: 130220 Rev Cantidad Unidad °C °C °C °C °C % kPa kPa °C °C % kPa (%) Distribuido/centralizado kW kW kW kW m m/s Positiva / negativa m t.m2 t.m2 t.m2 s SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 146 de 184 DATOS DIVERSOS A.4-Características del Sistema de Excitación CARACTERÍSTICAS PARTICULARES PARA LA INSTALACIÓN Tensiones disponibles para el sistema de excitación Tensión [V c.a.] o [V c.d.] Tensión primaria nominal del transformador de excitación (Terminales de generador) [V] Sistema de excitación inicial [V c.d.] Alimentación de UCE Fuente de Corriente Alterna [V c.a.] 120V c.a. nominal (90-130V c.a.) Alimentación de UCE Fuente de Corriente Directa [V c.d.] 125V c.d. nominal (90-150V c.d.) Conexión de componentes de potencia Distancia [m]/ Tipo de Montaje Distancia [m] del punto de conexión del generador al transformador de excitación y tipo de montaje (conduit, trinchera o charola abierta). Distancia [m] del transformador de excitación a la UCE y tipo de montaje (conduit trinchera o charola abierta). Distancia [m] de la UCE al campo del excitador y tipo de montaje (conduito charola abierta). A.5 Características Particulares de las protecciones del generador y transformador 1.- Tensión nominal de entradas binarias___ 125V c.d. ___ 250 V c.d. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 147 de 184 APÉNDICE B ALCANCE DEL SUMINISTRO (Informativa) B.1.- Alcance del Suministro General En caso de requerirse equipos o sistemas generales o adicionales a los contemplados en este documento, se debe incluir la especificación de los mismos, así como los servicios que apliquen, en el Anexo D de esta especificación. Incluir Bienes Si No Bienes (Ver lista detallada de suministro B.1.1) Cumpliendo con lo especificado en el apéndice D. Refacciones (Ver lista detallada de refacciones B.1.2) Cumpliendo con lo especificado en el apéndice D. Incluir Servicios Si Apéndice D.- Desarrollo de ingeniería Apéndice D.- Armado de tableros y montaje de equipos Apéndice D.- Instalación Apéndice D.- Instalación y montaje Apéndice D.- Supervisión de instalación y montaje Apéndice D.- Puesta en Servicio Apéndice D.- Capacitación B.1.1.-Lista detallada del suministro General En caso de requerir algún suministro general incluir aquí la lista detallada de suministro. B.1.2.- Lista detallada de Refacciones General En caso de requerir algún refaccionamiento general incluir aquí la lista detallada de suministro. 130220 Rev No SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 148 de 184 B.2.- Alcance del Suministro del Sistema de Control Incluir Bienes Si No Bienes (Ver lista detallada de suministro B.2.1) Refacciones (Ver lista detallada de refacciones B.2.2) Incluir Servicios Si Punto 6.2 Desarrollo de ingeniería Punto 6.2 Armado de tableros y montaje de equipos Punto 6.2 Instalación Punto 6.2 Instalación y montaje Punto 6.2 Supervisión de instalación y montaje Punto 6.2 Puesta en Servicio Punto 6.2 Capacitación 130220 Rev No SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 149 de 184 B.2.1.-Lista detallada del suministro del Sistema de Control 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 150 de 184 B.2.2.- Lista detallada de Refacciones del Sistema de Control En caso de que el proyecto de modernización del sistema de control específico de la central o unidad a modernizar necesiten refacciones que consideren importantes, en esta sección deben ser incluidos. Descripción 130220 Rev Cantidad Unidad SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 151 de 184 B.3.- Alcance de Suministro del Regulador de Velocidad Incluir Bienes Si No Bienes (Ver lista detallada de suministro B.3.1) Refacciones (Ver lista detallada de refacciones B.3.2) Incluir Servicios Si No Punto 6.3 Desarrollo de ingeniería Punto 6.3 Armado de tableros y montaje de equipos Punto 6.3 Instalación Punto 6.3 Instalación y montaje Punto 6.3 Supervisión de instalación y montaje Punto 6.3 Puesta en Servicio Punto 6.3 Capacitación B.3.1.-Lista detallada del suministro del Regulador de Velocidad No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Descripción de materiales Gabinete cableado Unidad central de proceso CPU Tarjeta flash Interfaz de comunicación Interfaz de comunicación serial USB con cable Fuente de alimentación CPU Módulos de 16 entradas digitales Módulos de 16 salidas digitales Módulo de 4 entradas analógicas Módulo de 4 salidas analógicas Sensores de velocidad Módulo medición de velocidad Aislador de señal transformador de potencia TP Dispositivo de protección de sobrevelocidad eléctrico velocidad Transductor de potencia activa Transductor de posición servo con base Transductor de posición válvula distribuidora inductivo Servo-válvula Cantidad de Unidad PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 152 de 184 …Continuación No. 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 Descripción de materiales Filtro Transmisor de presión Pantalla táctil Fuentes de alimentación regulador de velocidad Switch Ethernet de 5 puertos Interruptores termomagnético Acondicionadores de señal Botón paro de emergencia Relevadores auxiliares con bobina Cable libre de halógeno Rueda dentada Dispositivo mecánico hidráulico de protección de sobre-velocidad Válvula de emergencia (shut-down) Cables de campo y materiales para montaje Tubería y accesorios para el montaje Equipo de programación, mantenimiento y diagnostico. Válvula de protección por baja presión Válvula de sobrepresión Sistema de enfriamiento de aceite Unidad de potencia hidráulica completa Suministro de aceite para control Acumulador de presión Válvula distribuidora Servomotor o actuador hidráulico Cantidad Unidad PZ PZ PZ PZ PZ Lote Lote PZ PZ m PZ PZ PZ Lote Lote PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ PZ B.3.2.- Lista detallada de Refacciones del Regulador de Velocidad El licitante debe suministrara la CFE las refacciones listadas a continuación en el caso de que así se indique en el alcance del suministro: 130220 1. Una fuente de alimentación de corriente directa 2. Una tarjeta de entradas analógicas 3. Una tarjeta de salidas analógicas 4. Una tarjeta de entradas digitales 5. Una tarjeta de salidas digitales 6. Una tarjeta de CPU 7. Un porta módulos electrónicos 8. Un transductor de posición para el servomotor 9. Un transductor de posición para la válvula distribuidora 10. Un transductor de potencia eléctrica 11. Una válvula de cada uno de los tipos suministrados Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 153 de 184 12. Una servoválvula de cada uno de los tipos suministrados 13. Una electroválvula de cada uno de los tipos suministrados 14. Un sensor de velocidad de la turbina B.4.- Alcance del Suministro del Sistema de Excitación Incluir Bienes Si No Bienes (Ver lista detallada de suministro B.4.1) Refacciones (Ver lista detallada de refacciones B.4.2) Servicios Incluir Si No Punto 6.4 Desarrollo de ingeniería Punto 6.4 Armado de tableros y montaje de equipos Punto 6.4 Instalación Punto 6.4 Instalación y montaje Punto 6.4 Supervisión de instalación y montaje Punto 6.4 Puesta en Servicio Punto 6.4 Capacitación B.4.1.-Lista detallada del suministro del Sistema de excitación Componentes Unidad de Control de Excitación (UCE). Módulo de potencia Transformador de excitación e Interruptor de c.a. en gabinete. Circuito de excitación inicial. Circuito de descarga. Cable del generador al transformador de excitación. Cable de la UCE al campo del excitador. Software de Configuración y Mantenimiento. Manuales de montaje, operación, mantenimiento y diagnóstico de fallas. 130220 Rev Incluir (SI/NO) SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 154 de 184 B.4.2.-Lista detallada de refacciones del sistema de excitación Refacciones Unidad de Control de Excitación (UCE) Modulo de potencia Transformador de Excitación. Incluir (SI/NO) B.5.- Alcance del Suministro de Protecciones Incluir Bienes Si No Bienes (Ver lista detallada de suministro B.5.1) Refacciones (Ver lista detallada de refacciones B.5.2) Incluir Servicios Si No Punto 6.5 Desarrollo de ingeniería Punto 6.5 Armado de tableros y montaje de equipos Punto 6.5 Instalación Punto 6.5 Instalación y montaje Punto 6.5 Supervisión de instalación y montaje Punto 6.5 Puesta en Servicio Punto 6.5 Capacitación B.5.1.-Lista detallada del suministro de protecciones ITEM DESCRIPCIÓN DE MATERIALES CANTIDAD UNIDAD 1 Relevador digital de protección de generador 1 PZ 2 Relevador digital de protección de transformador 1 PZ 3 Sincronizador digital para Generador (en caso de no estar autocontenido en un Relé digital) 25SA. 1 PZ 4 Relevador verificador de sincronismo 25C 1 PZ 1 PZ 3 PZ Receptor GPS con antena de alta ganancia, 22 m de cable para antena tipo RG-6 de bajas pérdidas, 100 m cable RG-58 de bajas pérdidas, protector de sobretensiones transitorias de conexión coaxial. Medidor multifunción de energía y variables eléctricas tipo tablero extraíble con bloque de prueba integrado. 5 6 Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 155 de 184 …Continuación ITEM DESCRIPCIÓN DE MATERIALES Bloques de prueba necesarios para los relevadores digitales de protección de generador, transformador. Licencia de software para programación de relés de protecciones y medidores de energía. 7 8 CANTIDAD UNIDAD 4 PZ 4 PZ CANTIDAD UNIDAD B.5.2.- Lista detallada de refacciones de p rotecciones ITEM DESCRIPCIÓN DE REFACCIONES 1 Relevador digital de protección de generador PZ 2 Relevador digital de protección de transformador PZ 3 Sincronizador digital para generador (en caso de no estar autocontenido en un Relé digital) 25SA. PZ 4 Relevador verificador de sincronismo 25C PZ Receptor GPS con antena de alta ganancia, 22 m de cable para antena tipo RG-6 de bajas pérdidas, 100 m cable RG-58 de bajas pérdidas, protector de sobretensiones transitorias de conexión coaxial. Medidor multifunción de energía y variables eléctricas tipo tablero extraíble con bloque de prueba integrado. Bloques de prueba necesarios para los relevadores digitales de protección de generador, transformador. 5 6 7 130220 Rev PZ PZ PZ SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 156 de 184 APÉNDICE C INFORMACIÓN TÉCNICA REQUERIDA (Informativa) Información técnica forma parte de la información requerida y debe ser presentado como parte de la propuesta técnica, el contenido de este cuestionario está formulado con el objeto de que los proveedores suministren la información necesaria a fin de permitir que el personal técnico a cargo de la evaluación pueda de forma rápida y eficaz identificar la capacidad, funcionalidad y calidad declarada por los licitantes sobre los equipos ofrecidos. Es indispensable que para cada respuesta de este cuestionario se indique en la columna indicada el número de folio correspondiente a la ubicación de la información que en la documentación técnica acredite su declaración, los cuestionarios técnicos que no cumplan con lo anterior deben ser considerados como incompletos y será causa de descalificación. C.1 Información Técnica CUESTIONARIO TÉCNICO GENERAL DE CUMPLIMIENTO DE ESPECIFICACIONES Especificación Punto 1 2 3 4 4.1. 4.1.1 4.1.1.1 4.1.1.2 4.1.1.3 4.1.1.4 4.1.2 4.1.2.1 4.1.2.2 4.1.2.3 4.1.2.4 4.1.2.5 4.1.2.6 4.1.2.7 4.1.2.8 4.2 4.2.1 Concepto OBJETIVO CAMPOS DE APLICACIÓN NORMAS QUE APLICAN DEFINICIONES Generales Sistema de control PLC de control de unidad Sistema de control automatización y adquisición de datos Unidad terminal remota para telecontrol Interfaz hombre maquina del operador Regulador de Velocidad Sistema de control de turbina Controlador lógico programable Servo-Posicionador Electro-Hidráulico Ajuste de referencia de velocidad/carga Banda muera de velocidad (hz) Intervalo de sincronización Limitador de posición de servomotor (Limitador de Carga) Sistema de control de frecuencia/carga Sistema de Excitación Canal Automático Declaración de cumplimiento No.´s Folios donde se acredita el cumplimiento en la propuesta técnica. SI NO Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 157 de 184 …Continuación CUESTIONARIO TÉCNICO GENERAL DE CUMPLIMIENTO DE ESPECIFICACIONES Especificación Punto Concepto 4.2.2 4.2.3 4.2.4 4.2.5 4.2.6 4.2.7 4.2.8 4.2.9 4.2.10 4.2.11 4.2.12 4.2.13 4.2.14 4.2.15 Declaración de cumplimiento SI NO No.´s Folios donde se acredita el cumplimiento en la propuesta técnica. Canal Manual Circuito de Descarga Circuito de Excitación Inicial Corriente de Campo Nominal Etapa de Potencia Generador de Carga Generador de Vacio Interruptor de c.a. Panel de Alarmas y Señalización Protecciones Valor por unidad (pu) Registro de Eventos Registro de Transitorios Regulador de Corriente de Campo Regulador de Tensión en Terminales del Generador Sistema de Excitación Tensión de Campo Nominal Tensión de Techo Transformador de Excitación Protecciones de Generador y Transformadores Valor por unidad (pu) Registro de Eventos Registro de Transitorios FPGA PUM GPS (Global PositioningSystem: sistema de posicionamiento global) o NAVSTAR-GPA 4.2.16 4.2.17 4.2.18 4.2.19 4.2.20 4.3 4.3.1 4.3.2 4.3.3 4.3.4 4.3.5 4.3.6 Continúa.. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 158 de 184 …Continuación CUESTIONARIO TÉCNICO GENERAL DE CUMPLIMIENTO DE ESPECIFICACIONES Especificación Punto 5 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 6 6.1. 6.2. 6.2.1. 6.2.1.1 6.2.1.2 6.2.1.3 6.2.1.4 6.2.1.5 6.2.1.6 6.2.1.7 6.2.1.8 6.2.1.9 6.2.1.10 6.2.2 6.2.2.1 6.2.2.1.1 Declaración de cumplimiento SI NO No.´s Folios donde se acredita el cumplimiento en la propuesta técnica. Concepto SIMBOLOS Y ABREVIATURA GENERALES Sistema de Control Regulador de Velocidad Sistema de Excitación Protecciones CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES Arquitectura del Sistema de Control Sistema de Control y Visualización PLC del Sistema de Control CPU Fuente de alimentación Rak Tarjetas de entradas digitales Tarjetas de salidas digitales Tarjetas de entradas analógicas V/I Tarjetas de entradas analógicas de RTD Tarjeta de salidas analógicas V/I Tarjeta de comunicación Ethernet Tarjeta de comunicación serial HM del Sistema de Control Software de sistema de control Software de programación para el PLC Software de programación y runtime para el IHM Equipo de Programación, Mantenimiento y Diagnóstico Fuente de Alimentación Universal (CD o CA)/CD 6.2.2.1.2 6.2.3. 6.2.4. Continúa.. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 159 de 184 …Continuación CUESTIONARIO TÉCNICO GENERAL DE CUMPLIMIENTO DE ESPECIFICACIONES Especificación Punto 6.2.5. 6.2.5.1 6.2.5.2 6.2.5.3 6.2.6. 6.2.7. 6.2.7.1 6.2.7.2 6.2.7.3 6.2.7.4 6.2.7.5 6.2.7.6 6.2.7.7 6.2.7.8 6.2.7.9 6.2.7.10 6.2.7.11 6.2.7.12 6.2.7.13 6.2.7.14 6.2.7.15 6.2.7.16 6.2.8. 6.2.8.1 6.2.8.2 6.2.8.3 6.2.8.4 6.2.8.5 6.2.8.6 6.2.8.7 6.2.9. 6.2.9.1 6.2.9.1.1 6.2.9.1.1.1.1 6.2.9.1.1.1.2 6.2.9.1.1.3 Concepto Red LAN Ethernet Switch Ethernet Cable Ethernet Conectores RJ45 Tablero de Control Materiales y Accesorios de Montaje. Clemas (características generales) Clemacontactor Clemaportafusible Clema con diodo para redundancia Clema tierra Accesorios de clemas Rieles de montaje Canaleta plástica ranurada Interruptor termomagnético Revelador de control Interruptores desconectadores Tomas y clavijas Tomas corrientes Selector de llave Ventilador Lámpara de LED Instrumentación Temperatura Nivel Presión Detector de flujo Detector de proximidad inductivo Cable para instrumentación de 4 hilos Cable para instrumentación de 2 hilos Características Funcionales del Sistema de Control Sistema de control Obtención de información de proceso Configuración de hardware del PLC Programación de base de datos (Lista de símbolos) de señales de proceso Información de los esquemas de protecciones, medición y sincronización al sistema de visualización Declaración de cumplimiento SI NO No.´s Folios donde se acredita el cumplimiento en la propuesta técnica. Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 160 de 184 …Continuación CUESTIONARIO TÉCNICO GENERAL DE CUMPLIMIENTO DE ESPECIFICACIONES Especificación Punto Concepto Las señales binarias del sincronizador del generador Los comandos binarios para sincronización del generador Sincroscopio virtual Programación de medición discreta Programación de medición continua Control de proceso Programación de lógica de proceso Protección y supervisión de proceso Alarmas Disparos Configuración de hardware de la IHM Programación De base de datos (lista de símbolos) en IHM Programación de pantallas gráficas IHM Programación de pantallas de protección en IHM Programación de funciones de monitoreo y registro de medición continua e IHM Programación de pantallas graficas para monitoreo y operación de secuencias e IHM Programación de pantallas gráficas de monitoreo de enlaces de comunicación en IHM Control de Secuencia Secuencia de arranque Chequeo de condiciones iníciales de arranque Arranque de equipo auxiliares Rodar, excitar, sincronizar y tomar carga de unidad Secuencia de paro Paro de emergencia Paro rápido Paro normal Enlaces de Comunicación Servicios del Sistema de Control Servicio de desarrollo de ingeniería Servicio de montaje, ensamblado y conexión interna Servicio de instalación y montaje 6.2.9.1.1.3.1 6.2.9.1.1.3.2 6.2.9.1.1.3.3 6.2.9.1.1.4 6.2.9.1.1.5 6.2.9.1.2 6.2.9.1.2.1 6.2.9.1.3 6.2.9.1.3.1 6.2.9.1.3.2 6.2.9.1.4 6.2.9.1.4.1 6.2.9.1.4.2 6.2.9.1.4.3 6.2.9.1.4.4 6.2.9.1.4.5 6.2.9.1.4.6 6.2.10 6.2.10.1 6.2.10.1.1 6.2.10.1.2 6.2.10.1.3 6.2.10.2 6.2.10.2.1 6.2.10.2.2 6.2.10.2.3 6.2.11 6.2.12 6.2.12.1 6.2.12.2 6.2.12.3 Declaración de cumplimiento SI NO No.´s Folios donde se acredita el cumplimiento en la propuesta técnica. Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 161 de 184 …Continuación CUESTIONARIO TÉCNICO GENERAL DE CUMPLIMIENTO DE ESPECIFICACIONES Especificación Punto Concepto Servicio de supervisión de instalación y montaje Servicio de puesta en servicio Servicio de supervisión de puesta en servicio Servicio de capacitación Alcance del Suministro Información Técnica Requerida Garantías Regulador de Velocidad Regulador de Velocidad (Algoritmos). Descripción Funcional del Sistema de Regulación Lógica de operación Modo regulador de velocidad Modo regulador de potencia Modo regulación de apertura Modo posicionamiento Control servomotor de turbina Funciones del Panel de Operación (Interfaz Humano Maquina-IHM) Pantalla de control de potencia Pantalla de control por apertura Pantalla de control de velocidad Pantalla de posicionamiento Pantalla de limite de apertura Pantalla de calibración de retroalimentaciones Pantalla de funciones especiales Pantalla de tendencias Pantalla de mediciones Pantalla de alarmas Pantalla de eventos Componentes del Regulador de Velocidad Componentes electrónicos. Unidad central de proceso (CPU) Fuente de alimentación del controlador Fuentes de alimentación del tablero del regulador de velocidad 6.2.12.4 6.2.12.5 6.2.12.6 6.2.12.7 6.2.13 6.2.14 6.2.15. 6.3. 6.3.1. 6.3.2. 6.3.2.1. 6.3.2.2. 6.3.2.3. 6.3.2.4. 6.3.2.5. 6.3.2.6. 6.3.3. 6.3.3.1. 6.3.3.2. 6.3.3.3. 6.3.3.4. 6.3.3.5. 6.3.3.6. 6.3.3.7. 6.3.3.8. 6.3.3.9. 6.3.3.10. 6.3.3.11. 6.3.4. 6.3.4.1. 6.3.4.1.1. 6.3.4.1.2. 6.3.4.1.3. Declaración de cumplimiento SI NO No.´s Folios donde se acredita el cumplimiento en la propuesta técnica. Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 162 de 184 …Continuación CUESTIONARIO TÉCNICO GENERAL DE CUMPLIMIENTO DE ESPECIFICACIONES Especificación Punto 6.3.4.1.4 6.3.4.1.5 6.3.4.1.6 6.3.4.1.7 6.3.4.1.8 Concepto Tarjetas de entradas digitales Tarjetas de salida digitales Tarjetas de entradas analógicas V/I Tarjetas de salida analógicas V/I Sensores de velocidad Modulo de medición de periodo de duración/conteo de pulsos Aislador de señal para medición de velocidad de turbina Dispositivo de protección de sobrevelocidad eléctrico de velocidad Transductor de potencia activa Transductor de posición con base Transductor de posición inductivo Transmisor de presión de 0-400 bar Pantalla táctil Reveladores auxiliares con bobina de 24 V c.d. Equipo de programación, mantenimiento y diagnostico Componentes hidráulicos Servoválvula Filtro Válvula direccional de emergencia ( Shut Down) Válvula de protección de baja presión Válvula de sobrepresión Sistema de enfriamiento de aceite Dispositivo mecánico-hidráulico de protección de sobre velocidad Sistema de bombeo de aceite Acumulador de presión Recipiente colector o reservorio Válvula distribuidora Servomotor o actuador hidráulico Requisitos de Fabricación Operación de Regulador de Velocidad Altitud de operación Temperatura ambiente Humedad relativa Agua de enfriamiento Sobrevelocidad 6.3.4.1.9 6.3.4.1.10 6.3.4.1.11 6.3.4.1.12 6.3.4.1.13 6.3.4.1.14 6.3.4.1.15 6.3.4.1.16 6.3.4.1.17 6.3.4.2 6.3.4.3 6.3.4.3.1 6.3.4.3.2 6.3.4.3.3 6.3.4.4.4 6.3.4.3.5 6.3.4.3.6 6.3.4.3.7 6.3.4.3.8 6.3.4.3.9 6.3.4.3.10 6.3.4.3.11 6.3.4.3.12 6.3.5 6.3.6 6.3.6.1 6.3.6.2 6.3.6.3 6.3.6.4 6.3.6.5 Declaración de cumplimiento SI NO No.´s Folios donde se acredita el cumplimiento en la propuesta técnica. Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 163 de 184 …Continuamos CUESTIONARIO TÉCNICO GENERAL DE CUMPLIMIENTO DE ESPECIFICACIONES Especificación Punto 6.3.6.6 6.3.6.7 6.3.6.8 6.3.6.9 6.3.6.10 6.3.6.11 6.3.7 6.3.7.1 Concepto Sobrepresión Operación pico Operación en paralelo Operación de red aislada Operación como condensador síncrono Arranque negro Servicio de Regulador de Velocidad Servicio de desarrollo de ingeniería Servicio de montaje, ensamblado y conexión interna Supervisión de instalación y montaje Servicio de puesta en servicio Servicio de supervisión de puesta en servicio Servicio de Capacitación Alcance del Suministro Información Técnica Requerida Garantías Sistema de Excitación Unidad de Control de Excitación 8 (UCE) Canal automático: Regulación de tensión en terminales de generador Canal Manual: Regulación de corriente de campo Arranque progresivo con rampa de ajuste Ajuste de consigna Seguidor automático Compensador de reactivos Limitación de mínima excitación Limitación Volts/Hertz Limitación de máxima corriente de campo Lógica de control Protecciones del generador Sobretensión del campo del excitador Sobrecorriente del campo del excitador Pérdida de retroalimentación Protecciones por pérdida de fuentes de alimentación Interfaz hombre maquina ( IHM) Medición 6.3.7.2 6.3.7.3 6.3.7.4 6.3.7.5 6.3.7.6 6.3.8 6.3.9 6.3.10 6.4 6.4.1 6.4.1.1 6.4.1.2 6.4.1.3 6.4.1.4 6.4.1.5 6.4.1.6 6.4.1.7 6.4.1.8 6.4.1.9 6.4.1.10 6.4.1.11 6.4.1.11.1 6.4.1.11.2 6.4.1.11.3 6.4.1.11.4 6.4.1.12 6.4.1.12.1 Declaración de cumplimiento SI NO No.´s Folios donde se acredita el cumplimiento en la propuesta técnica. Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 164 de 184 …Continuación CUESTIONARIO TÉCNICO GENERAL DE CUMPLIMIENTO DE ESPECIFICACIONES Especificación Punto 6.4.1.12.2 6.4.1.13 6.4.1.14 6.4.1.15 Concepto Estados de operación Registro de eventos Registro de Transitorios Entradas digitales Salidas digitales (Señalización, alarmas y disparos Entradas analógicas. Puertos de comunicación. Fuentes de alimentación. Etapa de Potencia. Circuito de excitación inicial. Circuito de descarga. Cables de potencia de c.a. Cables de potencia de c.d. Transformador de excitación. Interruptor de c.a. Software de Configuración y Mantenimiento. Gabinete. Alambrado, Conductores y Tablillas Terminales. Servicios del Sistema de Excitación Servicio de desarrollo de ingeniería Servicio de montaje, ensamblado y conexión interna Servicio de instalación y montaje Servicio de supervisión de instalación y montaje Servicio de puesta en servicio Servicio de supervisión de puesta en servicio Servicio de capacitación Alcance de Suministro Información Técnica Requerida Garantías Protecciones del generador y transformador de unidad Características Generales de cada modulo Electrónico de Protección Características generales de entradas y salidas a campo Características generales de los puertos de comunicación Protocolos de comunicación 6.4.1.16 6.4.1.17. 6.4.1.18. 6.4.1.19. 6.4.2. 6.4.2.1. 6.4.2.2. 6.4.2.3. 6.4.2.4. 6.4.2.5. 6.4.2.6. 6.4.3. 6.4.4. 6.4.5. 6.4.6. 6.4.6.1 6.4.6.2 6.4.6.3 6.4.6.4 6.4.6.5 6.4.6.6 6.4.6.7 6.4.7 6.4.8 6.4.9 6.5 6.5.1 6.5.1.1 6.5.1.2 6.5.1.3 Declaración de cumplimiento SI NO No.´s Folios donde se acredita el cumplimiento en la propuesta técnica. Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 165 de 184 …Continuación CUESTIONARIO TÉCNICO GENERAL DE CUMPLIMIENTO DE ESPECIFICACIONES Especificación Punto 6.5.1.4 6.5.1.5 6.5.1.6 6.5.2 6.5.2.1 6.5.2.2 6.5.2.3 6.5.2.4 6.5.2.5 6.2.5.6 6.2.5.7 6.2.5.8 6.2.5.9 6.5.2.10 6.5.2.11 6.5.2.12 6.5.2.13 6.5.2.14 6.5.2.15 6.5.2.16 6.5.2.17 6.5.2.18 6.5.2.19 6.5.3 Concepto Funciones de autodiagnóstico Funciones de monitoreo y registro para diagnostico del equipo primario Software de configuración y de aplicaciones Funciones de Protección para el Generador (21) Protección de distancia para generador (59) Protección de sobrevoltaje (24) Protección de sobre excitación de generador (87) Protección diferencial de generador (87G, 87N) Protección diferencia de tierra restringida y de neutro (32, 32FL) Protección sobrepotencia y de bajo nivel hacia adelante (51V) Protección de sobrevoltaje con restricción y/o control de voltaje (40) Protección contra perdida de campo (46) Protección de secuencia negativa de generador (50BF) Protección de falla de interruptor (51N) Protección de sobrecorriente de neutro (64G) Protección de falla estator de generador como función de sobrevoltaje de neutro y/o de bajo voltaje de tercera armónica (81) Protección de baja frecuencia (81R) Razón de cambio de frecuencia (49R) Protección contra sobre temperatura de estator con modelo matemático (60FL) Detención detalla fusible en potenciales de generador (78) Protección contra condición de fuera de paso de generador (50/27) Protección contra energización inadvertida de generador (64F) Módulo externo para protección de falla a tierra del rotor del generador Protección de Transformador de Unidad Generadora Declaración de cumplimiento SI NO No.´s Folios donde se acredita el cumplimiento en la propuesta técnica. Continúa... 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 166 de 184 …Continuación CUESTIONARIO TÉCNICO GENERAL DE CUMPLIMIENTO DE ESPECIFICACIONES Especificación Punto 6.5.3.3 6.5.3.4 6.5.3.5 6.5.3.6 Concepto (87) Protección diferencial del corriente (50BF) Protección de falla de interruptores (51N) Protección de sobrecorriente de neutro (27) Protección de bajo voltaje (50) Protección de sobrecorriente instantánea a su vez tendrá funciones “50” de fase, residual calculada, de neutro medida directamente y de corriente negativa (51) Protección de sobrecorriente de tiempo inversa. A su vez tendrá funciones “51” de fase, residual y de corriente negativa (59) Protección de alto voltaje (32) Protección direccional de potencia (60) Pérdida de potencial (81) Protección de sobre y baja frecuencia (24) Protección de sobre excitación (Volts por Hertz Medidor de Energía Multifunción Revelador Digital de Sobrecorriente Sincronizador Automático para Unidad Generadora Receptor GPS Lógica de control digital y analógica Lectura de variables analógicas (Medición) Servicio de Protecciones Servicio de desarrollo de ingeniería Servicio de montaje, ensamblado y conexión interna Servicio de instalación y montaje Servicio de supervisión de instalación y montaje Servicio de puesta en servicio Servicio de supervisión de puesta en servicio Servicio de capacitación Alcance Suministro Información Técnica Requerida Garantías 6.5.3.1 6.5.3.2 6.5.3.7 6.5.3.8 6.5.3.9 6.5.3.10 6.5.3.11 6.5.4 6.5.5 6.5.6 6.5.7 6.5.8 6.5.9 6.5.10 6.5.10.1 6.5.10.2 6.5.10.3 6.5.10.4 6.5.10.5 6.5.10.6 6.5.10.7 6.5.11 6.5.12 6.5.13 Declaración de cumplimiento SI NO No.´s Folios donde se acredita el cumplimiento en la propuesta técnica. Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 167 de 184 …Continuación CUESTIONARIO TÉCNICO GENERAL DE CUMPLIMIENTO DE ESPECIFICACIONES Especificación Punto Declaración de cumplimiento SI NO No.´s Folios donde se acredita el cumplimiento en la propuesta técnica. Concepto Información requerida después de formalizar el contrato Información Requerida del Sistema de Excitación Propuesta técnica Información requerida después de la asignación del contrato Información requerida al concluir las pruebas de puesta en servicio INFORMACIÓN REQUERIDA Información General Información Requerida de Sistema de Control Información Requerida del Regulador de Velocidad Información técnica requerida con la propuesta técnica Información requerida de las protecciones del generador y transformador de unidad ALCANCE SUMINISTRO INFORMACIÓN TÉCNICA REQUERIDA CONDICIONES DE OPERACIÓN Condiciones Ambientales Diseño por Sismo Altitud de Operación CONDICIONES DE DESARROLLO SUSTENTABLE CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL CONTROL DE CALIDAD Pruebas Tecnológica Pruebas de Aceptación en Fabrica Pruebas de Puesta en Servicio Arquitectura del Sistema de Control Sistema de Control Regulador de Velocidad Sistema de Excitación Protecciones del Generador y Transformador de Unidad 6.6.3.2 6.6.4 6.6.4.1 6.6.4.2 6.6.4.3 6.6 6.6.1 6.6.2 6.6.3 6.6.3.1 6.6.4.4 6.6.5 6.6.6 7 7.1 7.2 7.3 8 9 10 10.1 10.2 10.3 10.3.1 10.3.2 10.3.3 10.3.4 10.3.5 Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 168 de 184 …Continuación Especificación Punto Declaración de cumplimiento SI NO No.´s Folios donde se acredita el cumplimiento en la propuesta técnica. Concepto MARCADO EMPAQUE, EMBALAJE, EMBARQUE, TRANSPORTACIÓN, DESCARGA, RECEPCIÓN, ALMAENAJE Y MANEJO BIBLIOGRAFÍA General Sistemas de Control Regulador de Velocidad Sistema de Excitación con Excitación Rotativa Protección del Generador y Transformador de Unidad CARACTERISTICAS PARTICULARES APÉNDICE A CARACTERISTICAS GENERALES Y PARTICULARES A.1 Características Generales A.2 Características Particulares del Sistema de Control y Visualización A.3 Características Particulares del Regulador de velocidad A.4 Características del Sistema de Excitación A.5 Características Particulares de las Protecciones del Generador y Transformador APÉDICE B ALCANCE DEL SUMINISTRO B.1 Alcance del Suministro General B.1.1 Lista detallada del suministro general B.1.2 Lista detallada de Refacciones General B.2 Alcance del Suministro del Sistema de Control B.2.1 Lista detallada del suministro del sistema de control B.2.2 Lista detalla de Refacciones del Sistema de Control B.3 Alcance de Suministro del Regulador de Velocidad B.3.1 Lista detallada del suministro del Regulador de Velocidad B.3.2 Lista detallada de Refacciones de Regulador de Velocidad B.4 Alcance del Suministro del Sistema de Excitación 11 12 13 13.1 13.2 13.3 13.4 13.5 14 Continúa… 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 169 de 184 Continuación… CUESTIONARIO TÉCNICO GENERAL DE CUMPLIMIENTO DE ESPECIFICACIONES Especificación Punto 130220 Concepto B.4.1 Lista detallada del suministro del Sistema de excitación B.4.2 Lista detallada de refacciones del sistema de excitación B.5 Alcance del Suministro de Protecciones B.5.1 Lista detallada del suministro de protecciones B.5.2 Lista detallada de refacciones de protecciones APÉNDICE C INFORMACIÓN TÉCNICA REQUERIDA C.1 Información Técnica C.2 Información Técnica del Sistema de Control C.3 Información Técnica del Regulador de Velocidad C.4 Información Técnica del Sistema de Excitación C.4.1 Datos Generales C.4.2 Características del sistema de excitación C.4.3 Esta de potencia C.4.3.1 Convertidor de salida de corriente de campo de la excitatriz C.4.3.2 Información Técnica de las Protecciones APÉDICE D ESPECIFICACIÓN DE BIENES Y SERVICIOS GENRALES Y/O ADICIONALES D.1 Especificación de los bienes generales y/o adicionales D.2 Lista detallada de bienes generales y/o adicionales a suministrar D.3 Especificación de los servicios generales y/o adicionales D.4 Lista detallada de los servicios generales y/o adicionales a suministrar APÉNDICE E ESPECIFICACIÓN PARA EL ARCHIVO DE TRANSPARENCIA SISMOSIGOB Rev Declaración de cumplimiento SI NO No.´s Folios donde se acredita el cumplimiento en la propuesta técnica. SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 170 de 184 C.2 Información Se incluye en el cuestionario general. C.3 Información El cuestionario debe llenarse totalmente en idioma español y se debe aplicar la norma NOM-008-SCFI (Sistema General de Unidades de Medida), para asegurar un entendimiento uniforme de los datos presentados, así como para facilitar la evaluación y comparación de las propuestas. 1. ¿Su propuesta incluye todo lo solicitado en el capítulo 6.0 de esta especificación? Si _____ No_____ Indicar lo que no se incluye: _________________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________________ ______________________________________ 2. ¿El controlador propuesto es por medio de un controlador lógico programable tipo proporcional, integral y derivativo? Si _____ No _____ 3. Describir el funcionamiento de las protecciones propuestas: _________________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________________ _____________________ 4. ¿Las señales analógicas de salida del regulador son de 4mA a 20mA? Si _____ No _____ ¿Incluye contactos extra para alarma y protección? Si _____ No _____ 5. ¿Incluye los controles de carga? Si _____ No _____ Anotar lo que no incluye _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ 6. ¿Se incluyen los elementos de conexión con el autómata principal de la Unidad? Si ____ No ____ 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 171 de 184 7. ¿El actuador electrohidráulico incluye lo solicitado en la especificación? Indicar lo que no se incluye Si _____ No _____ 8. ¿Se cumple con lo solicitado para el gabinete del actuador? Si ____ No _____ ¿Se presenta otra propuesta? Describir _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ 9. ¿Se cumple con lo solicitado para la válvula distribuidora? Si _____ No _____ ¿Se presenta otra propuesta? Describir _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ 10. ¿Se suministran los filtros dobles de aceite con drenes y venteos? Si _____ No _____ Indicar características de la malla ¿Se incluye el dispositivo diferencial con señal de “filtro sucio”? Si _____ No _____ 11. Indicar valor de la presión diferencial de operación kPa _______________ 12. ¿Se incluye válvula de solenoide para arranque y paro? Si _____ No _____ Describir el funcionamiento y el tipo de supervisión _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ ¿Cumple con lo requerido en la especificación? Si _____ No _____ 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 172 de 184 13. ¿Los gabinetes para módulos electrónicos cumplen con lo solicitado en la especificación? Si _____ No _____ 14. ¿Se incluye la fuente de alimentación? Si _____ No _____ Indicar su capacidad de la fuente 15. ¿Se incluyen los puertos de comunicación? Si _____ No _____ 16. ¿Los protocolos son compatibles con los equipos de la central? Si _____ No _____ 17. ¿Se incluyen las alarmas solicitadas? Si _____ No _____ 18. Describir la protección por sobrevelocidad propuesta _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ Describir la operación de los interruptores de velocidad _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ 19. ¿Se incluye el equipo portátil y programas para diagnóstico, pruebas, simulación, mantenimiento y configuración? Si _____ No _____ 20. ¿Se incluye el aceite necesario para el primer llenado del regulador? Si _____ No _____ Indicar sus características principales _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ 21. ¿Incluye los materiales de interconexión con otros equipos? Si _____ No _____ 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 173 de 184 22. ¿Se incluyen las bombas para aceite? Si _____ No _____ Describir sus características _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ 23. Describir características del tanque colector _________________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________________ ______________________________________ 24. Describir características del tanque a presión _________________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________________ ______________________________________ 25. ¿Se incluyen las tuberías y accesorios necesarios para la interconexión con los equipos? Si _____ No _____ 26. ¿Compresores de aire propuestos? Cantidad _____________ PZs. Marca _____________ Capacidad _____________ m3/s ¿Cumple con lo requerido en la especificación? Si _____ No _____ 27. Describir tanque para aire a presión propuesto _________________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________________ ______________________________________ 28. Cantidad y características de los motores eléctricos _________________ PZs. 29. ¿Los recubrimientos anticorrosivos, pinturas y acabados cumplen con las especificaciones de la CFE? Si _____ No _____ 30. ¿El empaque, el embarque, el transporte y el almacenamiento, se hacen de acuerdo a la norma NRF-001CFE? Si _____ No _____ 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 174 de 184 31. ¿Los cables suministrados cumplen con las especificaciones y normas indicas en la especificación? Si _____ No _____ 32. ¿Incluye indicación local y remota de la posición del limitador y de la apertura de los álabes distribuidores? Si _____ No _____ 33. Para turbina tipo Kaplan, describa el control de álabes ajustables del rodete. _________________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________________ ______________________________________ 34. Para turbina tipo Kaplan, describa el controlador para programar la posición óptima de los alabes del rodete. _________________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________________ ______________________________________ 35. Para turbina tipo Kaplan, describa el funcionamiento de la solenoide de seguridad de los álabes del rodete y de los interbloqueos correspondientes. _________________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________________ ______________________________________ 36. Para turbina tipo Pelton, describa el control para la posición de las agujas y deflectores. _________________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________________ ______________________________________ 37. Describir las características de los interruptores de control y protección propuestos. _________________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________________ ______________________________________ 38. Describir el equipo de medición de velocidad. _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ 39. Describir el sensor de velocidad de respaldo. _________________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________________ ______________________________________ 40. ¿Incluye control manual de la posición de los álabes directrices de la turbina? Si _____ No ____ 41. ¿Incluye equipo electrónico para efectuar el cambio a manual, con la turbina funcionando? Si _____ No ____ 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 175 de 184 42. Para turbinas tipo Francis y Kaplan, ¿tiempo de recorrido en ambos sentidos de los servomotores? Apertura Cierre _______ s _______ s 43. Para turbinas Pelton, ¿se suministra dispositivo para control manual de la posición de las agujas? Si _____ No _____ 44. ¿Tiempos de recorrido, ambos sentidos del servomotor, por medio de control manual? Apertura Cierre ______ s ______ s 45. ¿Tiempo de apertura de las toberas? _____ s 46. Indicar el valor de índice de estabilidad de velocidad propuesto ________________________________________________________________________ 47. Indicar el valor de índice de estabilidad de potencia propuesto ________________________________________________________________________ 48. ¿Se cumple lo concerniente a rechazo de carga descrito en el inciso 6.3.2? Si _____No_____ 49. Indicar el intervalo del estatismo permanente ________________________________________________________________________ 50. Indica valor de banda muerta de velocidad ________________________________________________________________________ 51. Para turbina tipo Kaplan, indicar valor de banda muerta del control de álabes ________________________________________________________________________ 52. Indicar valor de tiempo muerto del Regulador ________________________________________________________________________ 53. Indicar el intervalo de sincronización ________________________________________________________________________ 54. Indicar el intervalo de ajuste de la carrera del variador de velocidad 65 F s ________________________________________________________________________ 55. Indicar el intervalo de ajuste de la carrera del variador de potencia 65 P s _________________________________________________________________________ 56. Cumple con lo estipulado referente al control manual del regulador de velocidad Si ____ No ___ 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 176 de 184 57. Indicar tiempo efectivo de cierre del regulador ______ s 58. Indicar tiempo efectivo de apertura del regulador ______ s 59. Indicar tiempo efectivo de cierre de los álabes del rodete o servomotor de aguja ______s 60. Indicar tiempo efectivo de apertura de los álabes del rodete o servomotor de aguja ______s 61. Indicar el valor de la constante de tiempo de decaimiento del dispositivo de amortiguamiento _____________ 62. 71 Indicar el valor del intervalo de ajuste del estatismo tempora _____________ 63. Indica el valor del intervalo de ajuste de la ganancia proporcional _____________ 64. Indicar el valor del intervalo de ajuste de la ganancia integral _____________ 65. Indica el valor del intervalo de ajuste de la ganancia derivativa _____________ 66. Indique el tiempo de ciclo de ejecución del programa _____s 67. Describa el circuito de vigilancia del tipo “perro de guardia” _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ 68. Intervalo de la señal de comando hacia el transductor electrohidráulico _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ 69. Valor máximo de velocidad permitido por el regulador ______________ 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 177 de 184 70. ¿El regulador permite a la unidad generadora operar en paralelo? Si _____ No ____ 71. ¿El regulador permite a la unidad generadora operar en red aislada? Si _____ No _____ 72. Si son dos o más reguladores, ¿sus componentes son intercambiables? Si ____ No _____ 73. ¿Las componentes electrónicas resisten temperaturas de -10°C a 55°C y humedad relativa de 10% a 95%? Si ____ No ____ 74. ¿Las señales de entrada y salida son optoacopladas? Si _____ No _____ 75. ¿Las tarjetas electrónicas tienen protección anticorrosiva? Si ____ No _____ 76. Indicar las señales que se proporcionan además de las indicadas en la especificación (velocidad, posición de álabes, agujas y deflector) _________________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________________ ______________________________________ 77. ¿La medición obtenida es de 4mA a 20mA? Si ____ No _____ 78. Indicar la cantidad de entradas digitales salidas ______________ 79. Indicar la cantidad de salidas digitales salidas ______________ 80. Indicar la cantidad de entradas analógicas salidas ______________ 81. Indicar la cantidad de salidas analógicas salidas ______________ 82. ¿Incluye "interfaz" para control del variador de velocidad? Si ____ No ____ 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 178 de 184 83. Indicar la cantidad de salidas digitales, el variador de potencia y ellimitador de carga. _____________ Salidas 84. ¿Cumple con lo establecido en el capítulo de control de calidad de esta especificación? Si _____ No ____ 85. ¿El licitante entrega con su propuesta técnica su plan de control de calidad y su programa de fabricación? Si ____ No _____ 86. ¿El licitante entrega programa de pruebas de acuerdo a lo solicitado en el capítulo de control de calidad de esta especificación? Si ____ No _____ 87. ¿El licitante suministra las partes de repuesto solicitadas? Si ____ No _____ 88. ¿El licitante entrega con su propuesta técnica la información requerida? Si ____ No _____ 89. ¿El licitante entrega programa de capacitación? Si ____ No _____ 90. ¿El licitante se compromete a cumplir con los tiempos de entrega de laInformación y del equipo requeridos por la CFE? Si ____ No _____ 91. ¿El licitante acepta cumplir con las garantías de calidad solicitada? Si ____ No _____ 92. Intervalo de la señal de comando hacia el transductor electrohidráulico _______________ DATOS DE DISEÑO Requerimientos de agua de enfriamiento para cada regulador: Gasto Presión Temperatura entrada Temperatura de salida 130220 Rev ______ ______ ______ ______ °C °C m3/s kPa SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 179 de 184 C.4 Cuestionario técnico del Sistema de Excitación C.4.1 Datos generales Concepto Respuesta No. Folio donde se localiza el dato en documentación técnica. Respuesta No. Folio donde se localiza el dato en documentación técnica. Intervalo de temperatura de operación [°C] Intervalo de humedad relativa de operación. Temperatura máx. que soporta el cableado [°C] Los equipos Electrónicos cuentan con protección contra ambientes agresivos tipo “ConformalCoating”, según recomienda especificación ISA S71.04-1985 para efectos severos (G3X). Cumplimiento De Normas Declaración del licitante que los bienes propuestos cumplen las normas indicadas en el apartado 3.1. Dimensiones de la UCE. C.4.2 Características del sistema de ex citación Concepto Tensión nominal [V c.d.] Corriente nominal [A c.d.] Potencia nominal [kW] Potencia máxima en operación continua [kW] Máxima corriente de campo de excitatriz, operación continua [A c.d.] Potencia máxima en operación transitoria [kW] Máxima corriente de campo de la excitatriz en operación transitoria [A c.d.] Intervalo de tiempo que puede mantener la potencia máxima en condición transitoria. Tensión de techo positivo [pu de tensión de campo]. Tensión de techo negativo [pu de tensión de campo]. Valor de precisión de regulación del canal automático de la UCE. La tecnología ofrecida ha sido probada en otras centrales por un tiempo no menor de un año (En caso de contestar SI, anexar lista). Intervalo del control de la referencia de los canales de regulación de tensión en terminales de generador. Intervalo del control de la referencia de los canales de regulación de corriente de campo. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 180 de 184 C.4.3 Etapa de potencia C.4.3.1 Convertidor de salida de corriente de campo de la excitatriz Concepto Respuesta No. Folio donde se localiza el dato en documentación técnica. Respuesta No. Folio donde se localiza el dato en documentación técnica. Cantidad [m] y tipo de Cable de potencia de c.a. del generador al transformador de excitación. Cantidad [m] y tipo de Cable de potencia de c.a. del transformador de excitación a la UCE. Cantidad [m] y tipo de cable de c.d. de la UCE al excitador principal. C.4.3.2 Transformador de excitación Concepto Tipo seco encapsulado en resina. Capacidad nominal [ kVA ] Tensión en el primario [ kV ] Tensión en el secundario [ V ] Tipo de aislamiento. Tipo de Enfriamiento. C.5 Información Se incluye en el cuestionario general. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 181 de 184 APÉDICE D ESPECIFICACIÓN DE BIENES Y SERVICIOS GENRALES Y/O ADICIONALES D.1 Especificación de los bienes generales y/o adicionales D.2 Lista detallada de bienes generales y/o adicionales a suministrar D.3 Especificación de los servicios generales y/o adicionales D.4 Lista detallada de los servicios generales y/o adicionales a suministrar 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 182 de 184 APÉNDICE E ESPECIFICACIÓN PARA EL ARCHIVO DE TRANSFERENCIA SIMO-SIGOB El programa generará los archivos de transferencia. Los archivos son del tipo texto ANSI- ASCII, constará de una serie de datos de ancho definido: Los archivos se formarán con filas que representan la identificación de la variable de medición y 24 lecturas de energía. El nombre de la variable de energía lo forman 14 caracteres (Ver anexo 1). A continuación siguen 24 lecturas horarias, formadas por números enteros, con un máximo de 16 caracteres, cargadas a la derecha y sin ceros que lo antecedan. La aplicación debe contar con una aplicación para un mapeo de las variables de los medidores de energía multifunción hacia la variable de medición del archivo de transferencia de mediciones en el Sistema de Control y Visualización. En los archivos “cortados”, las lecturas faltantes estarán representadas por “-1”, indicando que dicha lectura está ausente. Los nombres de los archivos se formarán con siete caracteres: los tres caracteres de las abreviaturas de las plantas, según la nomenclatura del CENACE, los dos caracteres siguientes es el mes y los siguientes dos caracteres es el día. La extensión es “.dat”. FUNCIONES ADICIONALES El programa creará una base de datos para poder almacenar la información contenida en los archivos de transferencia por planta. Se incluirá el día y año como información (en los archivos de transferencia no se puede tener información del año). El usuario puede realizar consultas de esta base de datos. Después de generar los archivos de transferencia, se podrá seleccionar otros archivos de transferencia de la misma fecha (obtenidos por otro medio) y realizar una comparación. Generando un archivo con la misma estructura del de transferencia pero con valores de diferencias, o a selección del usuario se presenta un estudio estadístico: diferencia máxima, error promedio etc. IDENTIFICACIÓN DE LA VARIABLE DE MEDICIÓN La variable de medición es un código ASCII de 14 caracteres formado por 5 subclaves. SUBCLAVE #1, 1 CARÁCTER, CLAVE DEL TIPO DE INSTALACIÓN. C = Central S = Subestación L = Línea de Transmisión SUBCLAVE #2, 3 CARACTERES, CLAVE DEL ÁREA DE CONTROL. CEL= Área de Control Central. CNOR= Área de Control Noroeste SUBCLAVE #3, 3 CARACTERES, CLAVE DE LA INSTALACIÓN SEGÚN EL CENACE. 130220 Rev SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 183 de 184 Ejemplo: NVL=Novillo OVI= Oviáchic MRI=Mocúzari HTS=Huites EFU=El Fuerte BRT=Bacurato HYA= Humaya SLA=Sanalona CMR=Comedero SUBCLAVE 4, 5 CARACTERES, CIRCUITO DONDE SE ENCUENTRA EL MEDIDOR. 00001: Unidad 1 o circuito 1 00002: Unidad 2 o circuito 2 SUBCLAVE #5, 2 CARACTERES, CLAVE DE LOCALIZACIÓN DEL MEDIDOR 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Medidor a la salida del generador eléctrico. Medidor a la entrada del transformador principal. Medidor a la salida del transformador principal. Medidor a la sal. del Transformador principal que recibe de varias unidades. Medidor a la entrada del transformador de excitación. Medidor a la salida del transformador de excitación. Medidor a la entrada del transformador de servicios propios No 1 Medidor a la salida del transformador de servicios propios No 1 Medidor a la entrada del transformador de servicios propios No 2 Medidor a la salida del transformador de servicios propios No 2 Medidor en devanado “X” a la sal del trans. de servicios propios No 1 Medidor en devanado “Y” a la sal del trans. de servicios propios No 1 Medidor a la entrada del transformador de arranque Medidor a la salida del transformador de arranque Medidor en devanado “X” a la salida del transformador de arranque Medidor en devanado “Y” a la salida del transformador de arranque Medidor a la entrada del transformador auxiliar Medidor a la salida del transformador auxiliar Medidor en devanado “X” a la salida del transformador auxiliar Medidor en devanado “Y” a la salida del transformador auxiliar Medidor a la entrada del trans. de consumo ener. como cond. síncrono Medidor a la salida del trans. de consumo ener. como cond. síncrono Medidor de energía react. como condensador síncrono entrando Medidor de energía react. como condensador síncrono saliendo Medidor en línea No 1 de alta tensión en Central. 130220 Rev Epu EeTP EsTP EsTP EcATE EcATE EcATSP EcATSP EcATSP EcATSP EcATSP EcATSP EcATAR EcATAR EcATAR EcATAR EcATA EcATA EcATA EcATA EaCS EaCS ErCCSE ErCCSS EE B B A A A B A B A B B B A B B B A B B B A B A Continua… SISTEMA DE CONTROL LÓGICO Y ANALÓGICO, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA UNIDADES GENERADORAS IGUALES O MENORES A 10.5 MW DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ESPECIFICACIÓN CFE G0100-15 184 de 184 Continuación 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 Medidor en línea No 2 de alta tensión en Central. Medidor en línea No 3 de alta tensión en Central. Medidor de energía recibida de circ. externo de distribución No 1 Medidor de energía recibida de circ. externo de transmisión No 1 Medidor de energía entregada, circuito interno a otro proceso No 1 Medidor de energía recibida de distribución, uso ext. Central No 1 Medidor de energía recibida de distribución, uso ext. Central No 2 Medidor de energía recibida de distribución, uso ext. Central No 3 Medidor de energía recibida de circuito externo de distribución No 2 Medidor de energía recibida de circuito externo de distribución No 3 Medidor de energía recibida de circuito externo de transmisión No 2 Medidor de energía recibida de circuito externo de transmisión No 3 Medidor de energía entregada circuito interno a otro proceso No 2 Medidor de energía entregada circuito interno a otro proceso No 3 Medidor en línea No 4 de alta tensión de Central Medidor en línea No 5 de alta tensión de Central Medidor en línea No 6 de alta tensión de Central Medidor en línea No 7 de alta tensión de Central Medidor en línea No 8 de alta tensión de Central Medidor en línea No 9 de alta tensión de Central Medidor energía recibida No. 1 de Central Medidor energía recibida No. 2 de Central Medidor energía recibida No. 3 de Central Medidor energía recibida No. 4 de Central Medidor energía recibida No. 5 de Central Medidor energía recibida No. 6 de Central Medidor energía recibida No. 7 de Central Medidor energía recibida No. 8 de Central Medidor energía recibida No. 9 de Central Medidor energía recibida en el transformador principal 130220 Rev EE EE EcRDT2 EcRTT2 EaGTD3 EcRDSD EcRDSD EcRDSD EcRDT2 EcRDT2 EcRTT2 EcRTT2 EaGTD3 EaGTD3 EE EE EE EE EE EE ER ER ER ER ER ER ER ER ER ErTP A A B B B A A A A A A A A A A A A A A A -