MÓDULO DE CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN · Nacional de Control de Energía (CENACE),...

MÉXICO

MÓDULO DE CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN

ESPECIFICACIÓN CFE G0100-01

MARZO 2006

MÓDULO DE CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-01

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C O N T E N I D O

1 OBJETIVO __________________________________________________________________________________ 1

2 CAMPO DE APLICACIÓN ______________________________________________________________________ 1

3 NORMAS QUE APLICAN_______________________________________________________________________ 1

4 DEFINICIONES_______________________________________________________________________________ 2

4.1 Control Automático de Generación (CAG) ________________________________________________________ 2

4.2 Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) _________________________________________________ 2

4.3 Módulo de Control Automático de Generación (MCAG) _____________________________________________ 2

4.4 Sistema de Control Distribuido (SCD)____________________________________________________________ 2

4.5 Control Coordinado___________________________________________________________________________ 2

4.6 Límites de Operación para el CAG ______________________________________________________________ 2

4.7 Punto de Ajuste (“Set Point”) __________________________________________________________________ 2

5 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES________________________________________________ 2

5.1 Alcance del Suministro________________________________________________________________________ 2

5.2 Características Generales _____________________________________________________________________ 4

5.3 Ensambles y Subensambles ___________________________________________________________________ 4

5.4 Gabinetes ___________________________________________________________________________________ 5

5.5 Características Funcionales____________________________________________________________________ 5

6 CONDICIONES DE OPERACIÓN _______________________________________________________________ 10

6.1 Condiciones Ambientales ____________________________________________________________________ 10

6.2 Nivel de Ruido ______________________________________________________________________________ 11

6.3 Interferencias Transitorias ____________________________________________________________________ 11

7 CONDICIONES DE DESARROLLO SUSTENTABLE ________________________________________________ 11

8 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL ____________________________________________________ 11

9 CONTROL DE CALIDAD ______________________________________________________________________ 11

9.1 Inspección y Pruebas de Aceptación en Fábrica__________________________________________________ 11

9.2 Inspección Visual del Suministro ______________________________________________________________ 12

9.3 Verificación de Alcance del Suministro _________________________________________________________ 13

9.4 Pruebas Funcionales ________________________________________________________________________ 13


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9.5 Pruebas de Prototipo ________________________________________________________________________ 13

9.6 Puesta en Servicio___________________________________________________________________________ 14

9.7 Notificación y Documentación de las Pruebas ___________________________________________________ 14

10 MARCADO _________________________________________________________________________________ 15

11 EMPAQUE Y EMBARQUE_____________________________________________________________________ 15

12 INFORMACIÓN TÉCNICA _____________________________________________________________________ 15

12.1 Con la Propuesta____________________________________________________________________________ 15

12.2 Después de la Puesta en Servicio ______________________________________________________________ 15

12.3 Reuniones de Ingeniería______________________________________________________________________ 16

12.4 Garantía y Asistencia Posterior________________________________________________________________ 16

12.5 Capacitación y Transferencia Tecnológica ______________________________________________________ 16

13 BIBLIOGRAFÍA______________________________________________________________________________ 17

FIGURA 1 Diagrama Conceptual ______________________________________________________________________ 4


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1 OBJETIVO Definir las características mínimas que debe de cumplir el módulo de control automático de generación (MCAG) para modificar la generación de una unidad generadora o de un grupo de unidades de una central, para satisfacer los requerimientos del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), directamente o a través del equipo de control supervisorio de las centrales generadoras, asegurando en todo momento la operación confiable de las unidades de generación, dentro de los límites de operación permitidos.

2 CAMPO DE APLICACIÓN Estos dispositivos deben ser aplicables para su instalación en todas las centrales generadoras, tanto de CFE como de productores externos de energía, en las que se requiera complementar la funcionalidad del control automático de generación por medios externos al sistema de control propio de la unidad, para su participación en la regulación secundaria en el ámbito del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). 3 NORMAS QUE APLICAN Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y de Protección al Ambiente en materia de Residuos Peligroso (1998). Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos (oct-2003). NOM-052-SEMARNAT-1993; Que Establece las Características de los Residuos Peligrosos, el Listado de los Mismos y los Límites que Hacen a un Residuo Peligroso por su Toxicidad al Ambiente. NOM-053-SEMARNAT-1993; Que Establece el Procedimiento para Llevar a Cabo la Prueba de Extracción para Determinar los Constituyentes que Hacen a un Residuo Peligroso por su Toxicidad al Ambiente. NOM-081-SEMARNAT-1994; Que Establece los Límites Máximos Permisibles de Emisión de Ruido de las Fuentes Fijas y su Método de Medición. NMX-J-235/1-ANCE-2000; Envolventes - Envolventes (Gabinetes) para Uso en Equipo Eléctrico - parte 1. Requerimientos Generales - Especificaciones y Métodos de Prueba. NMX-J-235/2-ANCE-2000; Envolventes - Envolventes (Gabinetes) para Uso en Equipo Eléctrico -parte 2. Requerimientos Específicos - Especificaciones y Métodos de Prueba. IEC 60068-2-1-1990; Environmental Testing - Part 2: Tests. Tests A: Cold. IEC 60068-2-2-1974; Environmental Testing - Part 2: Tests. Tests B: Dry Heat. IEC 60068-2-30-2005; Environmental Testing - Part 2-30: Tests - Test Db: Damp Heat, Cyclic (12 h + 12 h Cycle). IEC 61000-4-2-2001; Electromagnetic Compatibility (EMC)- Part 4-2: Testing and Measurement Techniques - Electrostatic Discharge Immunity Test. IEC 61000-4-3-2002; Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-3: Testing and Measurement Techniques - Radiated, Radio-Frequency, Electromagnetic Field Immunity Test. IEC 61000-4-4-2004; Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-4: Testing and Measurement Rechniques - Electrical Fast Transient/Burst Immunity Test. IEC 61000-4-11-2004; Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-11: Testing and Measurement Techniques - Voltage Dips, Short Interruptions and Voltage Variations Immunity Tests. IEC 61000-4-12-2001; Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-12: Testing and Measurement Techniques - Oscillatory Waves Immunity Test. NRF-001-CFE-2000; Empaque, Embalaje, Embarque, Transporte, Descarga, Recepción y Almacenamiento de Bienes Muebles Adquiridos por CFE. NRF-002-CFE-2000; Manuales Técnicos. NOTA: En caso de que los documentos anteriores sean revisados o modificados debe tomarse en cuenta la edición en vigor o la última edición en el momento de la propuesta, salvo que la CFE indique otra cosa.


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4 DEFINICIONES 4.1 Control Automático de Generación (CAG) Movimiento remoto de carga activa de un generador, en base a un algoritmo inteligente de control, para el apoyo en tiempo real del despacho que realizan las áreas de control de energía. 4.2 Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) Organismo de CFE responsable de la operación, estabilidad, control y despacho de energía en el sistema eléctrico nacional. 4.3 Módulo de Control Automático de Generación (MCAG) Equipo o interfaz entre la UTR y el sistema de control de unidad que complementa la funcionalidad del control automático de generación, a nivel unidad generadora o central. 4.4 Sistema de Control Distribuido (SCD) Sistema de control no centralizado utilizado en centrales generadoras para controlar, supervisar y proteger los diferentes procesos de la planta. 4.5 Control Coordinado Modo de control utilizado en centrales generadoras para integrar los controles automáticos de caldera, turbina y generador, para lograr una mejor eficiencia del proceso. 4.6 Límites de Operación para el CAG Intervalo de potencia activa disponible de un generador para operar con el control automático de generación. Fuera de ellos el controlador se desconectará. Estos son previamente convenidos para cada unidad entre CENACE y la central generadora. 4.7 Punto de Ajuste (“Set Point”) Valor de referencia fijado al MCAG, en base al cual se realizan los movimientos de carga de la unidad generadora.

5 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES 5.1 Alcance del Suministro El Modulo de Control Automático de Generación debe estar conformado por los subensambles de “hardware” o “software” que incluyan las interfaces de entrada/salida analógicas y digitales, puertos, lógica o módulos de procesamiento, control, regulación y protección, interfaz de operación y configuración, transductores y conmutadores, para cumplir con la funcionalidad indicada en la figura 1 según sean requeridas de acuerdo al caso específico de aplicación. Lo indicado en esta especificación es en forma descriptiva, pero no limitativa. 5.1.1 Suministros incluidos 5.1.1.1 Interfaz de entrada

a) Interfaz de señales de entradas digitales, provenientes de la UTR, SSR, SICLE o estación maestra, según se defina en Características Particulares. (Señales subir/bajar).

b) Interfaz de entradas digitales para bloqueos del MCAG por condiciones de operación, disparo de Unidad y disparo externo.

c) Interfaz de entradas analógicas.

d) Transductor para MW de la Unidad, en el caso que se requiera.


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e) Interfaz de señales de salida digital para la UTR, SSR, SICLE o estación maestra, según se defina en Características Particulares.

f) Interfaz de salidas analógicas para la UTR.

g) Puertos RS-232, RS-485, “ethernet”, entre otros con protocolo configurable, según se defina en Características Particulares.

h) Se debe suministrar interfaz de comunicación analógica (MODEM), en el caso que aplique, definido en Características Particulares.

5.1.1.2 Interfaz de procesamiento

a) Unidad de control lógico, regulación y protección programable. 5.1.1.3 Interfaz de operación y configuración

a) Pantalla, “Display” alfanumérico o “Touchscreen”.

b) Teclado tipo membrana, PC o “Touchscreen”.

c) “Software” de configuración y/o programación.

d) Cable de fibra óptica, accesorios de conexión y montaje, para la interconexión con la interfaz de procesamiento. 5.1.1.4 Interfaz de salida

a) Interfaz para el control del gobernador de la unidad o unidades generadoras.

b) Puertos RS-232, RS-485, “ethernet” entre otros, con protocolo configurable compatible con el control de turbina, según se defina en Características Particulares.

5.1.1.5 Varios

a) Capacitación. b) Supervisión de montaje y puesta en servicio.

c) Partes de repuesto.

d) Información técnica requerida.

En la figura 1, se muestra el diagrama conceptual utilizado en esta especificación para definir las funciones del módulo de control automático de generación, las interfaces con el control supervisorio, el operario, y la unidad o planta. En el diagrama conceptual solo se muestran gráficamente las funciones que debe cumplir el sistema, y se acepta cualquier combinación de “Hardware” o “Software”, subsistemas o subensambles que cumplan funcionalmente con estos conceptos, ya sean agrupados o por separado. La interfaz de operación y configuración, debe estar ubicada dentro de las instalaciones del cuarto de control. Es posible que algunas de las funciones ilustradas se encuentren ya implementadas en los controles de la unidad o planta, en cuyo caso se detallará en las Características Particulares, la manera como debe realizarse la interfaz y cuales opciones deben implementarse.


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INTERFAZ DE ENTRADA

INTERFAZ DE

PROCESAMIENTO INTERFAZ DE

SALIDA

INTERFASE DE OPERACIÓN Y

CONFIGURACIÓN

UTR, SSR,

SICLE, E. MAESTRA,

ENTRE OTROS

INTERFAZ DE OPERACIÓN Y

CONFIGURACIÓN

FIBRAÓPTICA

CONTROL DE TURBINA

O CONTROL

DEL GOBERNADOR

CUARTO DE CONTROL

FIGURA 1 - Diagrama conceptual 5.2 Características Generales El controlador automático de generación debe estar conformado por lo descrito en el apartado de alcance de suministro, de acuerdo a las funciones indicadas en la figura 1. Los gabinetes, equipo y sus accesorios y materiales deben de ser resistentes a la propagación de incendios, además la operación de todos los componentes debe de ser continua y en forma adecuada de acuerdo a las condiciones de operación indicadas en él capítulo 6. El equipo debe ser capaz de cumplir las características de operación para interactuar con el control del gobernador que se especifique en Características Particulares. La alimentación de todos los equipos que integran el MCAG debe ser mediante fuentes universales redundantes de acuerdo a los requerimientos descritos en Características Particulares, incluyendo puntos de prueba y señalización frontal del estado de cada una de las tensiones. 5.3 Ensambles y Subensambles El módulo de control automático de generación, debe ser implementado en una canasta o “rack” de 482,6 mm, la cual debe ser robusta y estar provista de ranuras o guías con indicaciones alfanuméricas de la posición exacta en la que se alojan las tarjetas o submódulos que las componen. A excepción de la interfaz de operación y configuración, la cual se debe implementar de acuerdo a lo indicado en Características Particulares. Los ensambles y subensambles que conforman el MCAG, deben ser totalmente modulares con el propósito de hacer más fácil y segura su interconexión con los demás elementos del modulo, así como para intercambiarlos en el caso de presentar falla, y permitir su expansión o crecimiento. Todos los subensambles o tarjetas que componen el sistema deben ser fácilmente desmontables, por lo que deben contar con botadores que permitan removerse de su lugar manualmente. Las tarjetas de un mismo tipo deben ser intercambiables. Para fines de maniobras de mantenimiento se debe permitir la extracción de tarjetas en forma directa sin necesidad de remover cable alguno.


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5.4 Gabinetes Dependiendo de los requerimientos de cada central en Características Particulares se definirá la necesidad de gabinetes para alojar los componentes del MCAG. Estos deben de apegarse a la norma NMX-J-235/1-ANCE, para el caso en que sean ubicados en interiores; y a la norma NMX-J-235/2-ANCE, si lo están en el exterior. 5.5 Características Funcionales El concepto del MCAG es la interfaz entre el centro de control de área (estación maestra, SICLE, SSR, UTR) y el gobernador de velocidad o control de turbina de la unidad generadora, que complementa la funcionalidad de control automático de generación. 5.5.1 Interfaz de entrada En este concepto se agrupan todas las funciones de adquisición, recepción y envío de las señales digitales y analógicas de/hacia la UTR, SSR, SICLE o directamente a la estación maestra del CENACE, y que son el mínimo necesario para la operación del programa del control automático de generación en la estación maestra y de las funciones del controlador local. Estas señales son:

a) Indicaciones digitales:

- salida de controlador CAG bloqueada, - controlador CAG disparado, - controlador CAG en modo automático, - controlador CAG en modo local, - controlador CAG modo manual, - controlador CAG modo remoto, - límite máximo excedido, - límite mínimo excedido, - límite de banda máximo de la razón de cambio excedido, - límite de banda mínimo de la razón de cambio excedido, - ancho de pulso de entrada excedido, - ancho de pulso de salida excedido, - falla de fuentes de alimentación.

b) Recepción de señales de control digitales o analógicas:

- subir/bajar por medio de contactos secos,

- punto de ajuste por medio de una señal analógica.

c) Mediciones locales y remotas analógicas.

- MW de la unidad,

- límite máximo de MW,


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- límite mínimo de MW,

- medición del límite máximo de la razón de cambio de generación,

- medición de la razón de cambio de generación efectiva. NOTA: Esta lista esta indicada de modo enunciativo pero no limitativo. Estas señales pueden ser cableadas o bien por protocolo a través de puerto serial, “módem” o red. 5.5.1.1 Para el caso de que dichas señales sean cableadas 5.5.1.1.1 Salida para indicaciones digitales a UTR, SSR o SICLE Serán de contacto seco tipo A o tipo B por medio de relevador y se debe de disponer de señalización visual por cada una de las salidas. 5.5.1.1.2 Entrada para señales subir/bajar provenientes de UTR, SSR o SICLE La UTR, SSR o SICLE proporcionará los pulsos de Subir/Bajar Generación con una amplitud en el intervalo de 0,1 s a 1,5 s para subir y de 0,1 s a 1,5 s para bajar, por medio de contactos secos, por lo que el proveedor acondicionara estas señales. Se debe de disponer de señalización visual para la recepción de pulsos por cada una de las entradas. 5.5.1.1.3 Entradas de campo para señales digitales de disparo y bloqueos Las señales proporcionadas por CFE para las acciones de disparo y bloqueo deben ser de tipo contacto seco, por lo que el proveedor debe acondicionar estas señales dependiendo de la tecnología aplicable. Se debe disponer de señalización visual para el estado de cada una de estas entradas. 5.5.1.1.4 Señales de salida analógicas hacia la UTR El proveedor debe suministrar las mediciones de MW para los límites de control y MW de operación, así como para el límite de la razón de cambio definida y disponer de mediciones analógicas adicionales de 0 mA a 1 mA o 4 mA a 20 mA, según se defina en Características Particulares, para ser utilizadas como variables del MCAG. 5.5.1.1.5 Entrada para punto de ajuste (señal analógica) La UTR, SSR o SICLE proporciona el valor de punto de ajuste de generación enviado por el centro de control, mediante una señal analógica de 0 mA a 1 mA, 4 mA a 20 mA o 0 V a 10 V, según se defina en Características Particulares. Deben utilizarse resistencias de exactitud del orden de 0,1 % para el manejo de las señales y no utilizar potenciómetros o algún otro dispositivo de ajuste. La conexión e interfaz eléctrica con las entradas analógicas debe ser en modo diferencial, de tal manera que no exista conexión común entre cada una de la entradas. 5.5.1.2 Para el caso de que se utilicen puertos seriales de comunicación Se requiere al menos dos puertos de comunicación configurables RS-232 o RS-485 con las siguientes características:

a) Protocolo de comunicación SCADA configurable, ya sea DNP, Modbus, entre otros, tipo esclavo o DPA, de acuerdo a las Características Particulares.

b) Debe ser posible configurar todas las señales en la base de datos para los protocolos seleccionados.

La asignación de protocolos para los puertos, debe ser posible con sólo cambiar la programación sin realizar cambios de “hardware”.


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5.5.1.3 Para el caso de que se utilicen puertos “ethernet” de comunicación Se requiere al menos un puerto o tarjeta “ethernet”, UTP o FO de acuerdo a Características Particulares.

a) Velocidad de 100 Mbps.

b) Protocolo de comunicación DNP sobre Udp, Modbus sobre “ethernet”, DNP sobre TCP/IP, o algún otro especificado en Características Particulares. Todos éstos deben operar en modo DPA o esclavo.

c) Debe ser posible configurar todas las señales en la base de datos para los protocolos seleccionados.

5.5.2 Interfaz de procesamiento En este concepto se agrupa la lógica de las funciones de control de la generación, de protección y bloqueo, configuración, ajuste y supervisión. 5.5.2.1 Operación Para el control se definen dos modos de operación:

a) Local: Se debe poder aumentar o disminuir la carga de la unidad de acuerdo a la razón de cambio de operación normal comprometida hasta alcanzar los límites máximo y mínimo de generación, previamente ajustados por el operador de la central y se activará a demanda del operador por medio de la interfaz de operación.

b) Remoto: Recibe las señales de subir/bajar o punto de ajuste desde el área de control a través de la UTR, SSR, SICLE o

estación maestra, donde se determina por medio de algoritmos la razón de cambio y el movimiento de generación, dentro de sus límites máximo y mínimo, mientras permanezca dentro del límite de la banda de razón de cambio definida.

5.5.2.2 Bloqueos Para las siguientes situaciones, debe inhibirse la salida de control hacia la unidad o planta, generando la señalización correspondiente:

a) Para el caso de que sobrepase el límite máximo establecido. Quedando disponible para una demanda de disminución de generación.

b) Para el caso de que sobrepase el límite mínimo establecido. Quedando disponible para una demanda de aumento de

generación.

c) Para el caso de sobrepaso de los límites de la banda de razón de cambio. 5.5.2.3 Disparos En este modo la interfaz de procesamiento dejara de operar colocándose en estado permanente de bloqueo siendo necesario tomar una acción de restablecimiento para operación normal, las causas para la condición de disparo serán:

a) Pulsos de entrada o salida que excedan el límite ajustado.

b) Valor de punto de ajuste arriba/debajo de límite máximo/mínimo fijado.

c) Ajustes de máximo y mínimo de generación excedidos en modo de operación local.

d) Disparos externos como límites de frecuencia, condiciones de disparo del sistema de gobierno, entre otros. La interfaz de procesamiento debe realizar la vigilancia de límites máximos y mínimos de acuerdo a los MW generados, así como la supervisión de la razón de cambio, para funcionar bajo los modos de operación arriba indicados. Debe existir la opción de desconectar la acción del controlador sobre la unidad para los modos de operación local y remoto, quedando el control del variador de carga (65P) disponible para el ajuste del operador desde el tablero, señalizando este estado como deshabilitado o desconectado.


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En la operación de los modos local y remoto la operación del variador de carga (65P), desde el tablero, debe quedar bloqueada y solamente esta disponible para el control del MCAG, señalizando este estado como habilitado o conectado. 5.5.2.4 Acondicionamiento de pulsos o de punto de ajuste El MCAG debe contar con las herramientas necesarias para la conversión de los pulsos de subir/bajar generación, recibidos del CENACE, en un tren de pulsos configurables en cuanto al ancho y el número de pulsos de salida hacia el sistema de gobierno de velocidad, para asegurar la limitación de la razón de cambio de generación establecida en caso de que así este descrito en Características Particulares. Esta configuración debe poder efectuarse con el MCAG en línea. El MCAG debe contar con las herramientas necesarias para el acondicionamiento o conversión del punto de ajuste que recibe del CENACE a la opción requerida por el sistema de gobierno a ser utilizado en conjunto con el MCAG, de acuerdo a lo especificado en Características Particulares. 5.5.3 Interfaz de operación y configuración En este concepto se agrupan las funciones de despliegue de información, para establecer los límites de operación de la unidad, activar la condición de operación, así como la visualización de alarmas y bloqueos. Se deben realizar los comandos para operación local, ajustes y configuración del sistema. Se debe de contar con dos diferentes niveles de seguridad para el acceso a la funcionalidad del MCAG, con sus respectivas contraseñas:

a) Operador, atributos restringidos solo a la operación del MCAG.

b) Administrador, atributos de operación y configuración total del sistema. Esta interfaz debe contener los siguientes elementos:

a) Pantalla, “Display” Alfanumérico, o “Touch Screen”, para mostrar la siguiente información en uno o más desplegados seleccionables o navegables:

- ajuste de razón de cambio (MW/min), - modos de operación,

⋅ CAG bloqueado,

⋅ CAG disparado,

⋅ CAG en modo automático,

⋅ CAG en modo local,

⋅ CAG en modo manual,

⋅ CAG en modo remoto.

- límite máximo excedido,

- límite mínimo excedido,

- límite de banda máximo de la razón de cambio excedido,

- límite de banda mínimo de la razón de cambio excedido,

- ancho de pulso de entrada excedido,

- ancho de pulso de salida excedido,


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- falla de fuentes de alimentación,

- bloqueo externo subir carga,

- bloqueo externo bajar carga,

- así como toda la información necesaria para la operación correcta del control.

b) Teclado tipo membrana, PC o “Touch Screen”, para ingresar comandos, ajustes y parámetros tales como los siguientes:

- selección de modo: local /remoto, automático/manual,

- disparo o desconexión del control por parte del operador,

- comando subir carga local,

- comando bajar carga local,

- establecimiento de límite superior de generación,

- establecimiento de límite inferior de generación,

- configuración de parámetros para el acondicionamiento de ancho de pulso y de punto de ajuste (administrador),

- configuración de protocolos en su caso, restringido a administrador del sistema,

- parámetros de comunicación con UTR, SSR, SICLE, estación maestra y sistema de control distribuido, esto definido en Características Particulares (administrador),

- configuración de las bases de datos (Administrador),

- restablecimiento del sistema,

- definición de los parámetros requeridos para configurar y operar el control de acuerdo a las Características

Particulares (administrador). 5.5.4 Interfaz de salida En este concepto se agrupan los medios por los cuales la acción de control se entrega a la unidad generadora o planta, de acuerdo a las siguientes opciones. 5.5.4.1 Controlador operando directamente sobre el gobernador de la unidad En este caso las salidas del control se conectarán por medio de salidas digitales opto-aisladas de potencia, a través de “switch” estático de c.d., con las siguientes características. Capacidad de Conmutación: Potencia: 125 V c.d. (150 V max); 10 A @ 50 % ciclo de trabajo. 250 V c.d. (300 V max); 5 A @ 100 % ciclo de trabajo. Tiempo de encendido Máximo 1 min a 10 A. Circuito con fusible a 12 A. Los circuitos de salida deben tener protección contra cargas inductivas.


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Deben considerarse la capacidad de manejar motores de c.d., en las configuraciones siguientes de acuerdo a las Características Particulares:

Configuración Contactos Aplicación 2 “Switch” tipo A Positivo común 1 Motor c.d. motor serie campo dividido, con negativo a la armadura.

2 “Switch” tipo A Negativo común 1 Motor c.d. serie, campo dividido, con positivo a la armadura

1 “Switch” tipo C 2 Motor con devanado “Shunt”, armadura reversible Debe considerarse un circuito de supervisión y protección o bloqueo contra pulsos largos de salida. No debe responder a salidas del controlador que implique comandos simultáneos subir / bajar, ni comandos con una separación menor a 25 ms. Debe contar con indicación visual para los pulsos del controlador y los de salida al motor, así como indicación de falla, tanto para la interfaz de operación como localmente. Debe bloquear cualquier salida hacia el motor del gobernador en caso de que se apague el controlador. 5.5.4.2 Operando digitalmente sobre el sistema de control distribuido (SCD) de la unidad a través de puerto serie Para el caso en que el MCAG se integre directamente al sistema de control distribuido de la planta debe contar con al menos dos puertos de comunicación configurables RS-232 o RS-485 con las siguientes características:

a) Protocolo de comunicación SCADA configurable, ya sea DNP, “Modbus”, o algún otro especificado en Características Particulares. Esto en modo maestro o DCA, de acuerdo a las Características Particulares.

b) Debe ser posible configurar todas las señales en la base de datos para los protocolos seleccionados.

La asignación de protocolos, debe ser posible con sólo cambiar la programación sin realizar cambios de “hardware”. 5.5.4.3 Operando digitalmente sobre el sistema de control distribuido (SCD) de la unidad a través de puerto “ethernet” Se requiere al menos un puerto o tarjeta “ethernet”, UTP o FO de acuerdo a Características Particulares.

a) Velocidad de 100 Mbps.

b) Protocolo de comunicación DNP sobre Udp, Modbus sobre “ethernet”, DNP sobre TCP/IP, o algún otro especificado en Características Particulares. Todos estos en modo DCA o maestro.

c) Debe ser posible configurar todas las señales en la base de datos para los protocolos seleccionados.

5.5.4.4 Operando sobre el sistema de control por medio de señales analógicas o digitales Para este caso se deben definir las características de las señales analógicas y digitales requeridas, de acuerdo a los intervalos definidos en las Características Particulares.

6 CONDICIONES DE OPERACIÓN 6.1 Condiciones Ambientales El equipo así como la interfaz de operación debe ser diseñados para operar a una temperatura ambiente entre 0 °C y 55 °C, y humedad relativa del 10 % al 95 %, sin condensación. Todo el equipo debe de estar diseñado para operar en un ambiente corrosivo.


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6.2 Nivel de Ruido Deben considerarse los límites máximos permisibles de ruido emitido por fuentes fijas de 65 dB a 68 dB, tal y como se establecen en la NOM-081-SEMARNAT. 6.3 Interferencias Transitorias El módulo de control automático de generación y sus partes, se deben diseñar y proteger contra interferencias eléctricas y transitorias de alta frecuencia, provocado por el cableado de c.a., c.d., contactos de alarma que se encuentren en el equipo, así como por la radiación de señales de radio frecuencia, con amplitudes hasta de 2,5 kV y frecuencias comprendidas entre 50 kHz y 2 000 kHz, con duración de hasta 4 s. Igualmente debe de soportar la radio frecuencia que producen radios portátiles (5 W, 450 MHz, y 15 W, 50 MHz), operados a 250 mm de los componentes de este equipo.

7 CONDICIONES DE DESARROLLO SUSTENTABLE Sí derivado de las actividades relacionadas con esta especificación en proceso de construcción u Operación, por la adquisición y/o instalación de estos equipos en edificaciones de CFE, se presentara algún posible impacto al ambiente en el agua, el aire, el suelo, el subsuelo, por residuos, o cualquier otra forma de impacto, se debe asegurar de cumplir con las normas NOM-081-SEMARNAT; NOM-052-SEMARNAT; NOM-053-SEMARNAT, con Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y de Protección al Ambiente en materia de Residuos Peligroso y con la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos, y de ser necesario ponerse en contacto con la Gerencia de Protección Ambiental para tomar las acciones pertinentes.

8 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL No aplica.

9 CONTROL DE CALIDAD Los sistemas requeridos son de aplicación para centrales eléctricas que requieren características operativas con base en una referencia de tiempo real, condiciones de exigencias estrictas bajo demandas de alta confiabilidad y continuidad de servicio durante las 24 horas del día, los 365 días del año. Toda la fabricación de los sistemas debe integrarse con base en componentes y diseño de programación de alto control de calidad, tipo industrial con disponibilidad máxima. 9.1 Inspección y Pruebas de Aceptación en Fábrica CFE representada por el LAPEM o persona física o moral que designe, tendrá en todo momento el derecho de inspeccionar y probar los bienes a fin de verificar su conformidad con las especificaciones del contrato de las bases de licitación. Si los bienes inspeccionados o probados no se ajustan a las especificaciones indicadas en las bases, CFE debe rechazarlos y el proveedor debe, sin cargo alguno para este organismo, reemplazarlos o modificarlos en la medida necesaria para cumplir con las especificaciones. El proveedor debe proporcionar el personal y equipo necesario para la realización de las pruebas en fábrica, así como las instalaciones y áreas de pruebas adecuadas y seguras. Los equipos de medición y pruebas que intervengan en el escenario de pruebas deben tener calibración vigente. El sistema debe ser probado en fábrica a la plena capacidad especificada. Ningún equipo debe ser transportado antes de haberse sometido a la inspección y a las pruebas de aceptación en fábrica, así como contar con la aprobación emitida por CFE. Cualquier ajuste, modificación y/o corrección, ya sea de equipo o de los programas, durante las pruebas en fábrica, deben considerarse como una falla de diseño y es motivo de rechazo del sistema. Lo mismo se aplica a una falla en la documentación del sistema.


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El personal de CFE debe participar en:

a) La aprobación del protocolo de pruebas de aceptación en fábrica preparado por el fabricante y de los programas de cada prueba.

b) El desarrollo de las pruebas.

Previo a las pruebas de aceptación en fábrica, el proveedor debe realizar pruebas de rutina al 100 % de los equipos a suministrar, asimismo presentar la evidencia de haber realizado:

a) Verificación de las características de fuentes de alimentación.

b) Pruebas de compatibilidad electromagnética, de acuerdo a norma IEC 61000-4.

c) Mapeo de todas las variables, de acuerdo a la base de datos y perfil descrito en Características Particulares.

d) Verificación operativa de los protocolos de comunicación utilizados.

e) Verificación de publicación de datos en la red LAN, en caso de que aplique.

Para realizar la inspección y pruebas de aceptación en fábrica el proveedor debe presentar la siguiente documentación:

a) Información completa del proyecto (planos aprobados, minutas de ingeniería, modificaciones al contrato).

b) Manuales técnicos personalizados y terminados.

c) Evidencia de los resultados de las pruebas de rutina. El protocolo de pruebas de aceptación en fábrica presentado por el proveedor debe incluir las pruebas listadas en el cuerpo de esta especificación y/o Características Particulares de acuerdo al alcance del suministro del contrato, mismas que deben ser atestiguadas y sancionadas por CFE, quien aceptará o rechazará el suministro. 9.2 Inspección Visual del Suministro

a) Características de construcción.

b) Arreglos y distribución.

c) Arquitectura aprobada.

d) Cantidades, marcas y modelos.

e) Acabados y pintura.

f) Tornillería.

g) Placa de identificación de datos.

- identificación del equipo,

- nombre del proveedor,

- modelo.

- número de serie.

- tensión de alimentación.

h) Aterrizamiento de todas las partes metálicas.

i) Verificación de conexiones internas.


CFE G0100-01 13 de 17

060303

j) Verificación del marcado de EPROM’s con el nombre y versión del protocolo de comunicaciones y “software” instalado, cuando aplique.

k) Verificación de instalación de interruptores y puentes.

l) Acabados de circuitos impresos.

9.3 Verificación de Alcance de Suministro La verificación del alcance del suministro, debe tener que constatar que se haya entregado a la CFE los componentes aplicables mencionados en el inciso 5.1 de esta especificación, de acuerdo a lo definido en Características Particulares. 9.4 Pruebas Funcionales

a) Protocolos de comunicaciones de acuerdo a la arquitectura.

b) Verificación de puertos en RS-232 y RS-485, “ethernet”.

c) Verificación de transductores.

d) Conectividad en red LAN, donde aplique.

e) Verificación de la integración de la base de datos.

f) Prueba del “software” de configuración.

g) Verificación de “firmware”, licencias y perfiles de los protocolos de comunicación.

h) Verificación de bloqueos y disparos, así como el restablecimiento de los mismos.

i) Seguridad del sistema.

j) Verificación de interfaz de operación y de las aplicaciones desarrolladas.

k) Interfaz del “software” de configuración.

l) Verificación de mediciones.

m) Pruebas de alarmas.

n) Verificar que durante el proceso de configuración, al interrumpirse la comunicación no se afecte la operación del equipo.

o) Verificar el correcto funcionamiento de las salidas y entradas digitales y analógicas.

p) Verificar recepción de pulsos de entrada y acondicionamiento de pulsos de salida.

q) Verificación de los modos de operación descritos en esta especificación.

r) Operación de los límites y razones de cambio de carga.

s) Verificación de la funcionalidad de la interfaz con el sistema de gobierno de la unidad generadora. 9.5 Pruebas de Prototipo La CFE, a través de la Gerencia de LAPEM, debe verificar y/o sancionar las pruebas de prototipo realizadas a los equipos en los propios laboratorios del fabricante con atestiguamiento y sanción del LAPEM o en laboratorios acreditados por la entidad acreditadora del país de origen, las cuales deben tener como base el procedimiento vigente establecido por el LAPEM.


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Prueba Normas y/o especificaciones Nivel de severidad requerido

1 Temperatura

IEC 60068-2-1 (baja)

IEC 60068-2-2 (alta)

-10 °C 16 h

55 °C 16 h

Am

bien

tale

s

2 Temperatura y humedad IEC 60068-2-30 -10 °C a +55 °C con 95 % de HR

3 Onda oscilatoria amortiguada IEC 61000-4-12 1 MHz < f < 1,5 MHz

2,5kV < KV < 3,0 Kv de cresta de primer ciclo

4 Transitorios rápidos IEC 61000-4-4 ± 4 kV a ± 5 Kv

5/50 ns

5 Inmunidad a campos electromagnéticos radiados IEC 61000-4-3 10 V/m; (80 a 1 000) Mhz AM 80 %, 400 Hz

6 Interrupciones y caídas de tensión IEC 61000-4-11

Interrupciones 95 % / 5 s

Caídas 30 % / 10 ms

60 % / 100 ms

Com

patib

ilida

d el

ectro

mag

nétic

a

7 Descargas electrostáticas IEC 61000-4-2 Nivel 4

± 8 kV al contacto ± 15 kV al aire

8 Manual técnico NRF-002-CFE

Doc

umen

taci

ón

9 Indices estadísticos de confiabilidad, MTBF, MTTR, MTBR.

Especificación del fabricante

Pruebas funcionales y paramétricas de prototipo. La verificación funcional y de parámetros debe realizarse conforme a lo establecido en esta especificación y a las Características Particulares que se indiquen en el contrato. 9.6 Puesta en Servicio El desarrollo de las pruebas de puesta en servicio realizadas por el proveedor y supervisadas por personal de CFE debe incluir lo siguiente: Pruebas funcionales indicadas en esta especificación y el protocolo de pruebas, previamente aprobado por CFE. 9.7 Notificación y Documentación de las Pruebas Al término de las pruebas se debe presentar el reporte con todas las condiciones, características y resultados obtenidos incluyendo lo siguiente:

a) Identificación del equipo sometido a pruebas.

b) Relación de equipo de prueba utilizado.

c) Descripción de la prueba.


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d) Resumen de resultados incluyendo descripción de los eventos y fallas.

e) Descripción de todas las intervenciones, correcciones, modificaciones y preparaciones llevadas a cabo en los equipos.

10 MARCADO Los elementos que componen el MCAG, deben incluir su placa de identificación donde se muestre: número de serie, modelo y marca, así como en los casos que aplique, las características eléctricas (consumo de amperes entre otros).

11 EMPAQUE Y EMBARQUE El acondicionamiento para empaque y embarque debe cumplir con lo indicado en la norma de referencia NRF-001-CFE.

12 INFORMACIÓN TÉCNICA 12.1 Con la Propuesta

a) Carta donde se compromete, independientemente de la localización de las instalaciones y con un tiempo de respuesta máximo de 72 h, a la atención de todo requerimiento de la Comisión (asistencia de servicio y asesoría) ante un evento de urgencia y/o ante la presencia de fallas que pongan en riesgo la operación continua de los sistemas.

b) Catálogos descriptivos de acuerdo a especificaciones y características técnicas, planos de dimensiones generales y

diagramas eléctricos de acuerdo a la norma de referencia NRF-002-CFE. 12.2 Después de la Puesta en Servicio El proveedor se obliga a suministrar a la CFE con cada sistema un juego de tres manuales personalizados de operación y servicio de acuerdo a la norma de referencia NRF-002-CFE, y que incluyan los siguientes tópicos:

a) Especificaciones del equipo.

b) Diagramas de conexiones internas y externas con identificación de accesorios.

c) Método de instalación incluyendo plantillas dimensionales.

d) Instalación.

e) Instrucciones de operación.

f) Procedimiento de verificación de fallas.

g) Teoría de operación.

h) Ajustes.

i) Servicio.

- cuadros de fallas,

- diagramas esquemáticos y eléctricos,

- localización de componentes,

- equipo de prueba recomendado.

j) Lista de partes y sus equivalentes.

k) Lista de ilustraciones.


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l) Lista de tablas de configuración.

m) Recomendaciones de mantenimiento.

n) Recomendaciones de manejo y almacenamiento.

o) Protocolo de pruebas en fábrica. 12.3 Reuniones de Ingeniería Se debe llevar acabo mínimo una junta de aclaraciones con visita al sitio previa a la presentación de la propuesta. Una vez asignado el contrato a un proveedor o proveedores en particular, se debe celebrar una reunión de ingeniería bajo las siguientes bases generales:

a) Todos los gastos relacionados con el personal de proveedor tales como: transportación, alimentación, hospedaje, documentación y útiles necesarios para la realización de la reunión, deben ser cubiertos por el mismo. La reunión se efectuará en las oficinas o instalaciones relacionadas con el proyecto.

b) Los objetivos principales de la reunión deben incluir, como mínimo, los siguientes puntos:

- establecimiento de la agenda de trabajo de común acuerdo,

- revisión del alcance del suministro, incluyendo la factibilidad de un aumento o reducción de equipos, componentes,

programación, y/o servicios para satisfacer necesidades de CFE,

- aclaraciones a detalles del suministro, características técnicas y de servicios,

- entrega al proveedor de información detallada complementaria del proyecto (diagramas, planos, puntos de la base de datos, comunicaciones, entre otros).

c) Es necesario que la reunión se efectúe de manera inmediata una vez entregado el correspondiente pedido, en un plazo

no mayor a 30 días, bajo responsabilidad del proveedor.

d) El proveedor presentará una propuesta programática del tiempo de ejecución de las diferentes actividades del proyecto. 12.4 Garantía y Asistencia Posterior El proveedor debe garantizar los equipos y la programación, contra cualquier defecto de diseño y manufactura por un periodo mínimo de 18 meses posterior a la aceptación final del equipo en sitio. Así mismo debe dar la correspondiente asistencia técnica sin cargo alguno para la CFE, en un tiempo no mayor a 72 horas los 365 días, para resolver cualquier falla sobre equipo o programación. 12.5 Capacitaciòn y Transferencia Tecnológica El proveedor debe incluir un curso de capacitación, el material y equipo necesario el cual debe ser impartido en instalaciones de CFE después de la puesta en servicio de los equipos, dirigido a personal técnico con duración mínima de 40 horas, en el cual necesariamente se deben abarcar el alcance y temas listados a continuación:

a) Descripción de los componentes de equipo y programación.

b) Operación del sistema.

c) Interconectividad y enlaces de red.

d) Configuración local y remota.

e) Mecanismos de seguridad.


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f) Mantenimiento y servicio.

g) Documentación por persona, simulación y práctica. Debido al rápido avance tecnológico que viene experimentando la informática en la actualidad, se requiere mantener versiones actualizadas de las aplicaciones que conformen la funcionalidad del sistema, para lo cual el proveedor debe proporcionar el soporte necesario para la actualización de estos. Invariablemente, se debe considerar las licencias de uso correspondientes. El temario detallado para el curso debe ser enviado por el proveedor a CFE antes de ser impartido para su revisión y aprobación.

13 BIBLIOGRAFÍA No aplica.

COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD CARACTERÍSTICAS PARTICULARES PARA: MÓDULO DE CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN

Correspondiente a la especificación CFE G0100-01

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CARACTERÍSTICAS PARTICULARES

1. Interfaz de señales de entradas digitales, provenientes de la UTR, SSR, SICLE o estación maestra (señales subir/bajar) (5.1.1.1 a)

Número Señal Origen (UTR, SSR...) Intervalo Entrada

2. Interfaz de señales de salida digital para la UTR, SSR, SICLE o estación maestra. (5.1.1.1 e)

Número Señal Destino (UTR, SSR...) Intervalo Salida

3. Puertos RS-232, RS-485, “ethernet”, entre otros con protocolo configurable, (5.1.1.1 g) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________

CPE

-446 4. Suministrar interfaz de comunicación analógica (MODEM), en el caso que aplique. (5.1.1.1 h)

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

5. Puertos RS-232, RS-485, “ethernet” entre otros con protocolo configurable compatible con el control de turbina (5.1.1.4 b)

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

6. Modo de realizar la interfaz de operación y configuración y cuales opciones deben implementarse.

(5.1.1.5) (5.3) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________ 7. El equipo debe ser capaz de cumplir las características de operación para interactuar con el control del

gobernador que se especifique. (5.2) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________



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8. La alimentación de todos los equipos que integran el MCAG debe ser mediante fuentes universales

redundantes de acuerdo a los requerimientos, incluyendo puntos de prueba y señalización frontal del estado de cada una de las tensiones. (5.2)

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

9. ¿Es necesario el uso de gabinetes para alojar los componentes del MCAG? (5.4) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________ 10. La altura y numero de gabinetes para agrupar los controladores automáticos de generación

dependiendo del numero de Unidades y de UTR´s debiéndose considerar como mínimo gabinetes para alojar dos sistemas de control automático de generación (5.4b)

Unidad UTR

11. El proveedor debe suministrar las mediciones de MW para los límites de control y MW de operación, así

como para el límite de la razón de cambio definida y disponer de mediciones analógicas adicionales de 0 mA a 1 mA o 4 mA a 20 mA, para ser utilizadas como variables del MCAG. (5.5.1.1.4)

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

CPE

-446 12. La UTR, SSR o SICLE proporcionará el valor de punto de ajuste de generación enviado por el centro de

control, mediante una señal analógica de 0 mA a 1 mA, 4 mA a 20 mA o 0 mA a 10 V. (5.5.1.1.5) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________ 13. Protocolo de comunicación SCADA configurable, ya sea DNP, Modbus, entre otros, tipo esclavo o DPA

(5.5.1.2 a) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________ 14. Se requiere al menos un puerto o tarjeta “ethernet”, UTP o FO (5.5.1.3) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________ 15. Protocolo de comunicación DNP sobre Udp, Modbus sobre ethernet, DNP sobre TCP/IP, o algún otro.

Todos estos deben operar en modo DPA o esclavo(5.5.1.3 b) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________



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16. El MCAG debe contar con las herramientas necesarias para la conversión de los pulsos de Subir/Bajar

generación, recibidos del CENACE, en un tren de pulsos configurables en cuanto al ancho y el número de pulsos de salida hacia el sistema de gobierno de velocidad, para asegurar la limitación de la razón de cambio de generación establecida en caso de que así este descrito en Características Particulares. Esta configuración podrá efectuarse con el MCAG en línea. (5.5.2.4)

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

17. El MCAG debe contar con las herramientas necesarias para el acondicionamiento o conversión del

punto de ajuste que recibe del CENACE a la opción requerida por el sistema de gobierno a ser utilizado en conjunto con el MCAG(5.5.2.4)

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

18. Parámetros de comunicación con UTR, SSR, SICLE, estación maestra y sistema de control distribuido,

(administrador) (5.5.3 b 9) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________ 19. Definición de los parámetros requeridos para configurar y operar el control de acuerdo a las

Características Particulares (administrador) (5.5.3, inciso b guión 12). ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________

CPE

-446 20. Deben considerarse la capacidad de manejar motores de c. d., en las configuraciones mostradas en

(5.5.4.1) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________ 21. Protocolo de comunicación SCADA configurable, ya sea DNP, Modbus, o algún otro especificado en

Caracterìsticas Particulares. Esto en modo maestro o DCA, de acuerdo a las Características Particulares. (5.5.4.2)

_____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

22. Se requiere al menos un puerto o tarjeta “ethernet”, UTP o FO(5.5.4.3) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________ 23. Protocolo de comunicación DNP sobre UDP, “Modbus” sobre “ethernet”, DNP sobre TCP/IP, o algún otro

especificado en Características Particulares. Todos estos en modo DCA o maestro. (5.5.4.3.b) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________



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24. Para este caso se definirán las características de las señales analógicas y digitales requeridas, de

acuerdo a los intervalos definidos (5.5.4.4) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________ 25. Mapeo de todas las variables, de acuerdo a la base de datos y perfil descrito en Características

Particulares. (10.1 c) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________ 26. El protocolo de pruebas de aceptación en fábrica presentado por el proveedor debe incluir las pruebas

listadas el cuerpo de esta especificación y/o Características Particulares de acuerdo al alcance del suministro del contrato (9.1 protocolo de pruebas)

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

27. La verificación del alcance del suministro, debe tener que constatar que se haya entregado a la CFE los

componentes aplicables mencionados en el inciso 5.1 de esta especificación (9.3) ___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________

CPE

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MÓDULO DE CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN · Nacional de Control de Energía (CENACE),...

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