Centro Nacional de Control de Energía

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARA LA ADQUISICIÓN REMOTA DE DATOS DE LA PLANTA GEOTÉRMICA PAILAS II

UEN CENCERandall Salazar – Jorge Sancho – Enrique Gamboa / UEN CENCE

26/2/2014

1. Introducción

En este documento se encuentran las especificaciones técnicas que se

deben incluir en el cartel de licitación de la planta geotérmica Las Pailas II,

relacionadas con el enlace de telecontrol para la transmisión de datos en tiempo

real con el SCADA/EMS del Centro Nacional de Control de Energía. Esta

especificación incluye la adquisición de los datos de la unidad generadora y de sus

equipos de transformación y de transmisión asociados.

Los equipos necesarios para realizar la función de adquisición de datos en

tiempo real son: una unidad terminal remota y un convertidor de protocolos.

2. Especificaciones técnicas

Las especificaciones técnicas se encuentran a continuación.

2.1 Arquitectura del sistema de adquisición de datos en tiempo real.

La adquisición de datos se realizará por medio de una combinación de

señales eléctricas alambradas y de señales digitales adquiridas por medio de

protocolos de comunicación desde la red de campo de la planta, según se muestra

esquemáticamente en el siguiente diagrama.

1

Centro Nacional de Control de Energía

Diagrama 1. Arquitectura del sistema de adquisición de datos para el enlace de

telecontrol con el CENCE.

El convertidor de protocolos se conectará a la red de campo de la planta

para adquirir las señales de alarmas del generador, del transformador elevador y

de la celda del transformador de servicio propio. Dicho convertidor adquirirá los

datos utilizando el protocolo de comunicación IEC 60870-5-104 o el protocolo DNP

3.0.

La unidad terminal remota recibirá los datos recolectados por el convertidor

de protocolos utilizando el protocolo de comunicación IEC 60870-5-101, recibirá

también señales alambradas (entradas y salidas analógicas y digitales) y

transmitirá todo el conjunto de datos al SCADA/EMS del CENCE por medio del

protocolo IEC 60870-5-101 esclavo.

2

Centro Nacional de Control de Energía

2.2 Señales y comandos de control.

Las siguientes señales deben ser alambradas a la unidad terminal remota:

(a) Señales del secundario de los transformadores de instrumento de la unidad

generadora (provenientes de devanados de medición).

Corriente (tres fases).

Voltaje (tres fases y neutro).

(b) Entradas analógicas correspondientes a mediciones de la unidad generadora.

Corriente de excitación.

Voltaje de excitación.

(c) Salidas analógicas hacia la unidad generadora.

Consigna de voltaje terminal.

(d) Salidas digitales para la unidad generadora.

Pulsos para subir/bajar voltaje terminal.

(e) Señales del secundario de los transformadores de instrumento del

transformador de servicio propio TSP.

Corriente (tres fases).

Voltaje (tres fases y neutro).

(f) Señales del secundario de los transformadores de corriente del transformador

elevador.

Corriente (tres fases).

Voltaje (tres fases y neutro).

3

Centro Nacional de Control de Energía

(g) Indicación de posición del interruptor de máquina 52G.

(h) Indicación de posición del interruptor del transformador de servicio propio

52TSP.

(i) Indicación de posición de la seccionadora del lado de alta tensión del

transformador elevador.

En lo que respecta a los comandos de control, se aclara que el CENCE

enviará remotamente consignas de voltaje al regulador de voltaje (AVR) del

generador. Estas pueden ser procesadas por el AVR como consignas analógicas,

o como pulsos subir/bajar. Cualquiera de las dos modalidades es aceptada. El

CENCE no enviará consignas remotas de potencia al generador.

Las siguientes señales serán adquiridas desde la red de campo de la

planta, usando protocolos de comunicación:

(a) Alarmas e indicaciones de la unidad generadora.

Disparo de protección diferencial de generador (87G).

Disparo de protección de sobrecorriente (51).

Disparo de protección de sobretensión (59).

Disparo de protección de bajo voltaje (27).

Disparo protección de falla a tierra rotor (64F).

Disparo de protección de falla a tierra estator (64S).

Disparo de protección de impedancia (21).

Disparo de protección de desbalance de carga (46).

Disparo de protección de potencia inversa (32).

Disparo de protección de pérdida de excitación (40).

Disparo de protección de sobreflujo (24).

Disparo de protección de baja frecuencia (81U).

Disparo de protección de sobre frecuencia (81O).

4

Centro Nacional de Control de Energía

Disparo por falla del interruptor 50BF.

Disparo por altas vibraciones.

Supervisión del canal de disparo.

Alarma de falla del regulador de voltaje.

Limitador de mínima corriente de campo activo.

Limitador de máxima corriente de campo activo.

Limitador voltios/hertz activo.

Indicación local/remoto para el control del voltaje terminal del

generador.

Indicación local/remoto control de voltaje terminal en el TCU.

Indicación manual/automático del AVR.

Estado del PSS (ON/OFF).

(b) Alarmas del transformador elevador.

Prevención (alarma) de protección Buchholz.

Prevención nivel de aceite (alto / bajo).

Prevención alta temperatura de aceite.

Prevención alta temperatura de devanados.

Disparo de protecciones propias.

Disparo de protección diferencial (87T).

Disparo de protección de sobrecorriente instantánea (50T).

Disparo de protección de sobrecorriente con retardo (51T).

(c) Alarmas generales.

Falla de alimentación 125 VDC.

Falla a tierra de corriente directa.

Disparo de térmico de corriente directa.

Disparo de térmico de corriente alterna.

5

Centro Nacional de Control de Energía

2.3 Especificaciones de la unidad terminal remota (UTR)

El proveedor debe suministrar una unidad terminal remota, marca ABB,

modelo RTU560D, con las siguientes características y equipamiento:

(a) Ensamblada y alambrada en un gabinete de 800x800x2200 mm: con regletas,

rieles, protecciones (disyuntores térmicos) y cableado y conexiones entre

componentes internos. Para el alambrado de las corrientes secundarias se

utilizarán bornes seccionables. Todos los componentes deben estar rotulados.

(b) Con capacidad para recibir alimentación redundante de 125 VDC, tanto para el

subrack de comunicaciones como para todos los módulos de entrada/salida.

(c) Con capacidad de comunicación redundante hacia los dispositivos de

entrada/salida: capacidad de cablear y configurar los módulos CMU05 como

maestro/esclavo.

(d) Un rack tipo RTU para montaje de tarjetas de entrada/salida: modelo 560 SFR

02 R0001.

(e) Cuatro módulos de procesamiento y de comunicaciones: modelo 560 CMU 05

R0001. Los protocolos de comunicación esclavos deben ser como mínimo el IEC

60870-5-101, IEC 60870-5-104, DNP3.0 serial y DNP3.0 sobre TCP/IP. Los

protocolos de comunicación maestros deben ser como mínimo el IEC 60870-5-

101, IEC 60870-5-104, DNP3.0 serial y DNP3.0 sobre TCP/IP, MODBUS RTU

(serial y sobre TCP/IP).

(f) Una memoria del tipo flash con licencia PLC: PLC Archives License 750DP.

6

Centro Nacional de Control de Energía

(g) Tres memorias del tipo flash con licencia básica: Basic License 750DP.

(h) Dos fuentes de alimentación para el rack: modelo 560 PSU 02 R0001.

(i) Tres fuentes de alimentación para los módulos de entrada/salida y medidores

de variables eléctricas: modelo 560 PSU 40 R0001.

(j) Tres módulos medidores de variables eléctricas: modelo 560 CVD 11 (de 1 A y

100/120 VAC).

(k) Un módulo de salidas analógicas para instalación en rack: modelo 23AA20.

(l) Dos módulos de entradas analógicas para instalación en rack: modelo 23AE23.

(m) Un módulo de salidas digitales para instalación en riel DIN: modelo 23BA40

R0011.

(n) Dos módulos de entradas digitales para instalación en riel DIN: modelo 23BE40

R0011.

(o) Documentación en formato digital sobre la configuración empleada, manuales y

planos de alambrado y módulos internos.

2.4 Especificaciones del convertidor de protocolos (gateway)

El proveedor debe suministrar un convertidor de protocolos marca ASE,

modelo SPT4-NET, con las siguientes especificaciones:

(a) Una fuente de alimentación de 24 a 160 VDC y de 110/120 VAC.

7

Centro Nacional de Control de Energía

(b) Licencias para los protocolos: Modbus ASCII/RTU/TCP, IEC 60870-5-101/104,

DNP3.0 TCP/Serial, todos para configuraciones maestro/esclavo.

(c) Cuatro puertos seriales RS232C/RS485.

(d) Un puerto Ethernet 10/100 BaseT utilizando la interfase física RJ45.

(e) Programa de configuración para Windows 7.

El convertidor de protocolos SPT4-NET se debe configurar para adquirir las

señales de alarmas e indicaciones de la central de generación y del transformador

elevador desde la red de campo de la planta usando el protocolo de comunicación

IEC 60870-5-104 o el DNP3.0 sobre TCP/IP. El SPT4-NET se configurará como

esclavo de la RTU560D, usando un canal serial y el protocolo IEC 60870-5-101.

2.5 Pruebas en fábrica y pruebas de puesta en servicio

El proveedor debe suministrar la UTR con el equipamiento completo, con

los alambrados internos y externos, tanto de señales como de alimentación.

Igualmente debe suministrar el convertidor de protocolos y brindar la alimentación

de corriente directa al mismo.

Se realizarán pruebas en fábrica a la unidad terminal remota para

comprobar que el equipamiento esté completo y para comprobar el funcionamiento

integrado de la UTR y de sus componentes. Para ello se utilizará una

configuración del equipo que será suministrado por el ICE (configuración de

puertos utilizados, dispositivos esclavos, conversión de protocolos, señales de

entrada y salida, entre otros).

8

Centro Nacional de Control de Energía

Durante las pruebas de puesta en servicio, el proveedor será el responsable

de generar cada una de las señales indicadas en la sección 2.2, para que el ICE

se encargue de comprobar las mismas. Como se indicó previamente al ICE le

corresponde la configuración de la unidad terminal remota.

9