Sistema de Control Automatización y Adquisición de Datos · 2016-10-24 · SISTEMA DE CONTROL,...

MÉXICO

SISTEMA DE CONTROL, AUTOMATIZACIÓN Y ADQUISICIÓN DE DATOS (SCAAD) PARA CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

ESPECIFICACIÓN U0000-24

AGOSTO 2016

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Texto escrito a máquina

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ESPECIFICACIÓN CFE U0000-24

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CONTENIDO

1 OBJETIVO _________________________________________________________________________ 1

2 CAMPO DE APLICACIÓN _____________________________________________________________ 1

3 NORMAS QUE APLICAN _____________________________________________________________ 1

4 DEFINICIONES Y ABREVIATURAS _____________________________________________________ 2

4.1 AQC_______________________________________________________________________________ 2

4.2 Arquitectura ________________________________________________________________________ 2

4.3 Autómata __________________________________________________________________________ 2

4.4 BPE _______________________________________________________________________________ 2

4.5 Cable UTP _________________________________________________________________________ 2

4.6 Calibración en campo ________________________________________________________________ 2

4.7 Capacitación _______________________________________________________________________ 2

4.8 CENACE ___________________________________________________________________________ 3

4.9 CII ________________________________________________________________________________ 3

4.10 CAG_______________________________________________________________________________ 3

4.11 DAC _______________________________________________________________________________ 3

4.12 DAG_______________________________________________________________________________ 3

4.13 DEI´s ______________________________________________________________________________ 3

4.14 DSP _______________________________________________________________________________ 3

4.15 Elementos de Protección y Alarmas ____________________________________________________ 3

4.16 Firewall o corta-fuegos _______________________________________________________________ 3

4.17 Garantía de Disponibilidad ____________________________________________________________ 4

4.18 Hub o nodo inteligente _______________________________________________________________ 4

4.19 IHM o HMI __________________________________________________________________________ 4

4.20 Ingeniería Básica y de Detalle del SCAAD _______________________________________________ 4

4.21 Instalación en sitio __________________________________________________________________ 4

4.22 Integración _________________________________________________________________________ 4

4.23 Integración de Señales y Equipo externo del proceso al SCAAD ____________________________ 4

4.24 Interfaces de E/S con el Proceso _______________________________________________________ 5

4.25 Interfaz Hombre Máquina (HMI) ________________________________________________________ 5

4.26 KKS _______________________________________________________________________________ 5

4.27 LED _______________________________________________________________________________ 5



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4.28 MCAD _____________________________________________________________________________ 5

4.29 Mensajes GOOSE ___________________________________________________________________ 5

4.30 MES _______________________________________________________________________________ 5

4.31 MM________________________________________________________________________________ 5

4.32 Monitoreo y Control de Equipos Paquete________________________________________________ 6

4.33 MTBF______________________________________________________________________________ 6

4.34 MTTF ______________________________________________________________________________ 6

4.35 MTTR______________________________________________________________________________ 6

4.36 PAF y PAS _________________________________________________________________________ 6

4.37 PANALARM ________________________________________________________________________ 6

4.38 PLC _______________________________________________________________________________ 6

4.39 Protecciones de Proceso _____________________________________________________________ 6

4.40 Red LAN ___________________________________________________________________________ 6

4.41 Registro Histórico ___________________________________________________________________ 6

4.42 RM ________________________________________________________________________________ 7

4.43 GPS de Sincronización de Tiempo _____________________________________________________ 7

4.44 RDD _______________________________________________________________________________ 7

4.45 Router _____________________________________________________________________________ 7

4.46 SAS _______________________________________________________________________________ 7

4.47 SCAAD ____________________________________________________________________________ 7

4.48 SEN _______________________________________________________________________________ 7

4.49 Señales de Proceso _________________________________________________________________ 7

4.50 Servidor ___________________________________________________________________________ 7

4.51 SNTP ______________________________________________________________________________ 7

4.52 LAN Switch ________________________________________________________________________ 7

4.53 Topología de red ____________________________________________________________________ 8

4.54 Tropicalizado _______________________________________________________________________ 8

4.55 UPC o CPU _________________________________________________________________________ 8

4.56 UTR _______________________________________________________________________________ 8

4.57 Valor sustituto ______________________________________________________________________ 8

5 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES ______________________________________ 8

5.1 Disponibilidad ______________________________________________________________________ 9

5.2 Requerimientos generales ___________________________________________________________ 14



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5.3 Sistema de automatización __________________________________________________________ 18

5.4 Enlaces a Nivel Superior ____________________________________________________________ 36

5.5 Redes LAN ________________________________________________________________________ 37

5.6 Medios de Transmisión _____________________________________________________________ 37

5.7 Consola de operación _______________________________________________________________ 38

5.8 Requerimientos eléctricos ___________________________________________________________ 71

5.9 Soporte técnico ____________________________________________________________________ 72

5.10 Partes de repuesto y herramientas especiales __________________________________________ 73

6 CONDICIONES DE OPERACIÓN ______________________________________________________ 74

6.1 Exigencias ambientales _____________________________________________________________ 74

6.2 Tableros __________________________________________________________________________ 75

6.3 Consola de Control _________________________________________________________________ 80

7 CONDICIONES DE PROTECCIÓN AMBIENTAL __________________________________________ 81

8 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL ___________________________________________ 81

9 MARCADO, EMPAQUE Y EMBALAJE, EMBARQUE, TRANSPORTACIÓN DESCARGA, RECEPCIÓN,

ALMACENAJE, MANEJO ____________________________________________________________ 81

10 CONTROL DE CALIDAD _____________________________________________________________ 82

10.1 Pruebas de Aceptación en Fábrica ____________________________________________________ 82

11 INFORMACIÓN TÉCNICA ____________________________________________________________ 83

11.1 Información Incluida en la Convocatoria _______________________________________________ 83

11.2 Información Requerida en la que se indica en la convocatoria _____________________________ 83

11.3 Después de la formalización del contrato ______________________________________________ 83

12 BIBLIOGRAFÍA ____________________________________________________________________ 85

APÉNDICE A _________________________________________________________________________________ 87

APÉNDICE B _________________________________________________________________________________ 89



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1 OBJETIVO Esta especificación establece las características técnicas de diseño, de operación, y de control de calidad que debe cumplir el Sistema de Control Automatización y Adquisición de Datos para centrales de generación hidroeléctricas que adquiere la Comisión Federal de Electricidad (CFE). 2 CAMPO DE APLICACIÓN Esta especificación aplica a todas las áreas de la CFE que adquieran Sistemas de Control Automatización y Adquisición de Datos para centrales de generación hidroeléctrica, como parte de un conjunto de equipos en proyectos tipo “Llave en mano” (Proyectos Integrales), la cual se integrará al anexo técnico de las bases de licitación. 3 NORMAS QUE APLICAN Los instrumentos, controles, dispositivos, tableros, componentes electrónicos, cableado, cajas terminales y accesorios cubiertos por esta especificación, deben cumplir con las normas, recomendaciones y especificaciones que a continuación se indican:

NMX-J-438-ANCE-2003 Productos Eléctricos - Cables con Aislamiento de Policloruro de

Vinilo 75°C y 90°C para Alambrado de Tableros - Especificaciones IEC 60793-2-50:2012 Optical fibres – Part 2-50: Product Specifications-Sectional

Specification For Class B Single-Mode.

IEC 61158-2014 Digital Data Communications For Measurement And Control – Fieldbus For Use In Industrial Control Systems.

IEC 61850-2013 Communication Networks And Systems For Power Utility

Automation (Todas Partes). ITU-T G.650.1 (07/2010) Definitions And Test Methods For Linear, Deterministic Attributes

Of Single-Mode Fibre And Cable. ITU-T G.650.2 (07/2007) Definitions And Test Methods For Statistical And Non-Linear

Related Attributes Of Single-Mode Fibre And Cable. ITU-T G.652 (11/2009) Characteristics Of A Single-Mode Optical Fibre And Cable CFE 00200-02-1995 Diagramas Unifilares de Arreglos Para Subestaciones.

CFE 54000-48-2003 Tablillas de Conexiones

CFE D8500-01-2015 Selección y Aplicación de Recubrimientos Anticorrosivos CFE D8500-02-2015 Recubrimientos Anticorrosivos CFE GAHRO-24-1995 Registrador de Eventos Secuenciales para Centrales y

Subestaciones Eléctricas. CFE GAHR0-89-2015 Registradores Digitales de Disturbio para Sistemas Eléctricos CFE G0000-48-2010 Medidores Multifunción para Sistemas Eléctricos.



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CFE G0000-81-2008 Características Técnicas para los Relevadores de Protección. CFE G0000-98-2015 Concentrador de Información de Instalación (CII) del SIME. CFE G0100-11-2011 LAN Switch capa 3 para Subestaciones Eléctricas CFE G0100-12-2011 Equipo para Seguridad de Redes en Subestaciones Eléctricas CFE G0100-25-2015 LAN Switch Capa 2 para Subestaciones Eléctricas CFE L0000-15-2012 Colores Normalizados CFE U0000-11-1991 Pruebas para Evaluar el Comportamiento del Equipo Electrónico en

Condiciones de Operación CFE V6700-62-2015 Tableros de Protección, Control, Medición, Supervisión y Registro

para Unidades Generadoras y Subestaciones Eléctrica

NOTA: En caso de que los documentos anteriores sean revisados o modificados deben utilizarse la edición vigente en el

momento de la publicación de la convocatoria, salvo que la CFE indique otra cosa.

4 DEFINICIONES Y ABREVIATURAS

4.1 AQC

Así quedo construido. Se menciona el término para la documentación definitiva de como quedo construido. 4.2 Arquitectura

Este concepto especifica el tipo, cantidad y distribución de los componentes del sistema. 4.3 Autómata

Tablero con número de secciones necesarias, que aloja equipos eléctricos, electrónicos y de computo programables, que tiene la función de efectuar el control y secuencias de operación y supervisión automáticas específicas. 4.4 BPE

Bueno para ejecución, se menciona el término cuando la documentación está aprobada para su ejecución. 4.5 Cable UTP

Cable par trenzado no blindado, unshielded twisted pair (por sus siglas en inglés). 4.6 Calibración en campo

Acción a realizar posterior a su instalación, de aquellos equipos de instrumentación de las señales de proceso, utilizando calibrador de procesos de campo, se deben considerar señales de presión, temperatura, nivel, flujo y lazo. 4.7 Capacitación



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Se refiere a los cursos requerid.-os para que el personal de operación, mantenimiento y diseño de CFE, para adquirir las habilidades y conocimientos necesarios, para realizar el diseño, configuración, operación y mantenimiento del SCAAD y de sus equipos auxiliares, así como también la capacidad para realizar aplicaciones específicas que se deben definir a lo largo del desarrollo del proyecto. 4.8 CENACE

Centro nacional de control de energía, organismo público descentralizado, cuya función es ejercer el control operativo del sistema eléctrico nacional, la operación del mercado eléctrico mayorista y garantizar imparcialidad en el acceso a la red nacional de transmisión y a las redes generales de distribución. 4.9 CII

Concentrador de información de instalación con el sistema integral de medición (sime). Adquiere los parámetros eléctricos de los medidores multifunción. 4.10 CAG

Control automático de generación. Sistema que de manera automática ajusta los requerimientos de generación de un área de Control, manteniendo sus intercambios programados y la frecuencia del Sistema a un valor establecido. 4.11 DAC

Disparo automático por carga. Se usan entre otras cosas, debido a una condición de sobrecarga en los elementos de transmisión, pérdida de sincronismo en las unidades generadoras, baja frecuencia o, en general cuando hay una violación de algún parámetro en la red de transmisión. 4.12 DAG

Disparo automático por generación. Desconexión de generación en forma automática cuando por pérdida de un vínculo o desconexión imprevista de carga se produce un desbalance de energía que obliga a reducir el número de unidades de generación. 4.13 DEI´s

Dispositivos Electrónicos Inteligentes. Dispositivo que contiene uno o más procesadores con la capacidad de recibir y/o enviar información de o a una fuente externa.

4.14 DSP

Procesador digital de señales, digital signal processor (por sus siglas en inglés). Sistema basado en un procesador o microprocesador que posee un conjunto de instrucciones, hardware y software optimizados para aplicaciones que requieran operaciones numéricas a muy alta velocidad.

4.15 Elementos de Protección y Alarmas

Se refiere al equipo o elementos, que permiten obtener información del estado que guarda el proceso en situaciones anormales de operación, y acciones que deben ser tomadas sobre el proceso. Todas estas señales deben ser interpretadas por las interfaces de entradas y salidas.

4.16 Firewall o corta-fuegos

https://es.wikipedia.org/wiki/Microprocesador

https://es.wikipedia.org/wiki/Conjunto_de_instrucciones

https://es.wikipedia.org/wiki/Hardware

https://es.wikipedia.org/wiki/Software



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Dispositivo de seguridad configurado para permitir, limitar, cifrar, descifrar, el tráfico entre los diferentes ámbitos sobre la base de un conjunto de normas y otros criterios, diseñado para bloquear el acceso no autorizado.

4.17 Garantía de Disponibilidad

Se refiere a la responsabilidad del proveedor para:

a) Mantener en operación total el SCAAD ofertado sin degradación de la calidad de su función y servicio.

b) Garantizar una disponibilidad del 99.999 % del hardware y software suministrado, aplicando

metodologías para medir la confiabilidad de los sistemas con base al registro histórico de MTBF, MTTR y MTTF, así como de la aplicación de programas de mantenimiento preventivo, predictivo y correctivo, para cada componente del sistema durante el periodo de garantía que inicia al momento de la instalación del equipo en sitio.

4.18 Hub o nodo inteligente

Concentradores de cableado en estrella integrados por microprocesadores, memoria y protocolos, características que lo convierten en un nodo inteligente en la red capaz de controlar y diagnosticar, incluso por monitoreo remoto.

4.19 IHM o HMI

Interfaz hombre máquina o human machine interface (por sus siglas en inglés). Se refiere al equipo y programas de software que permiten al usuario comunicarse con los demás componentes del sistema, para su configuración inicial, así como presentar, manipular y procesar la información requerida en el sistema para la operación y monitoreo del proceso y la comunicación a un nivel superior de red (wan) con otros sistemas de cómputo.

4.20 Ingeniería Básica y de Detalle del SCAAD

Se refiere al desarrollo y la elaboración de la Ingeniería Básica y de Detalle que se requiere para especificar, adquirir, instalar e integrar el SCAAD.

4.21 Instalación en sitio

Se refiere al proceso de colocación, interconexión y pruebas de continuidad eléctrica de todos los elementos, tanto en hardware como en software, que constituyen el SCAAD, incluyendo programas operativos y de control.

Se considerará 100 % instalado, cuando CFE apruebe el 100 % de las pruebas operacionales en sitio (PAS) que se deben realizar al SCAAD, a todos los subsistemas, a los PLC´s y a la instrumentación, de manera integral.

4.22 Integración

Se refiere al momento en que ya se han efectuado todas las pruebas de las interconexiones de comunicación entre los diferentes equipos y/o sistemas así como las secuencias de operación de cada uno, de tal manera que funciona como un sistema nuevo.

4.23 Integración de Señales y Equipo externo del proceso al S

4.24 CAAD



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Se refiere a la responsabilidad del proveedor para integrar al SCAAD las señales provenientes de equipos externos (de análisis y paquete), PLC´s e instrumentos, por citar algunos.

4.25 Interfaces de E/S con el Proceso

Se refiere al equipo y programas de software que permiten:

a) Recibir señales analógicas, discretas y protocolizadas, para acondicionarlas y enviarlas para su procesamiento a los módulos de control y/o adquisición de datos así como a la red de comunicación (LAN).

b) Acondicionar las señales procesadas por los módulos de control para enviarlas, en forma

analógica al elemento final de control o en forma digital hacia elementos de control secuencial.

4.26 Interfaz Hombre Máquina (HMI)

Se refiere al equipo y programas de software que permiten al usuario comunicarse con los demás componentes del sistema, para su configuración inicial, así como presentar, manipular y procesar la información requerida en el sistema para la operación y monitoreo del proceso y la comunicación a un nivel superior de red (WAN) con otros sistemas de cómputo.

4.27 KKS

Sistema de Identificación de Estaciones de Energía, por sus siglas en alemán Kraftwerk-Kennzeichen-System. Sirve

para identificar las plantas, secciones de plantas y elementos del equipo en cualquier tipo de estación de energía,

utilizado por todas las disciplinas de ingeniería para la planificación, la concesión de licencias, construcción,

operación y mantenimiento.

4.28 LED

Diodo emisor de luz, light-emitting diode, (por sus siglas en ingles).

4.29 MCAD

Módulos de Control y Adquisición de Datos. Dispositivos que permiten el intercambio de señales entre los DEI´s de la

subestación y el servidor SCAAD para el control y supervisión desde cualquier nivel de operación.

4.30 Mensajes GOOSE

Mensajes de eventos de subestación genéricos orientados a objetos, generic object-oriented substation vents (por sus siglas en inglés). Mecanismo utilizado para distribuir información de estado. Se publican como mensajes de multidifusión sin estar dirigidos a ningún receptor en particular. 4.31 MES

Módulos de entrada y salida. Dispositivos que funcionan de manera individual a diferencia de los convertidores de fibra óptica (cufo), los meses reciben y envían señales desde el nivel proceso y envían o reciben señales directamente al nivel bahía o nivel subestación. 4.32 MM

Medidor Multifunción. Dispositivo para medir la energía eléctrica, con la capacidad de medir dos o más parámetros eléctricos en forma integrada e instantánea.



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4.33 Monitoreo y Control de Equipos Paquete

Se refiere al equipo y programas de software que permiten realizar el monitoreo y control de todos los equipos que se deben suministrar con su propio upc como son: sistema de excitación, protecciones, obra de toma, regulador de velocidad, regulador de tensión, medidores multifunción, sistema contra incendio, unidad auxiliar de combustión interna, sistema de desagüe, entre otros, los cuales tendrán comunicación con el del SCAAD. 4.34 MTBF

Tiempo promedio entre Fallas, por sus siglas en inglés Mean Time Between Failures. Método de tiempo para medir la confiabilidad de los sistemas. 4.35 MTTF

Tiempo promedio para Falla, por sus siglas en inglés Mean Time To Failures. Método de tiempo para medir la confiabilidad de los sistemas. 4.36 MTTR

Tiempo promedio para Reparaciones, por sus siglas en inglés Middle Time To Repair. Método de tiempo para medir la confiabilidad de los sistemas. 4.37 PAF y PAS

Se refiere a las pruebas de aceptación que se deben realizar a los sistemas, tanto en fábrica (PAF) como en sitio (PAS). 4.38 PANALARM

El modo de operación “PANALARM”, se refiere a la visualización de pantallas de alarma en los HMI. 4.39 PLC

Controlador Lógico Programable, por sus siglas en inglés Programmable Logic Controller. Computadora utilizada para automatizar procesos electromecánicos.

4.40 Protecciones de Proceso

Protección que evita que una variable de proceso salga de su límite operativo e interrumpe el proceso de producción

de generación de energía basado en la comparación de un punto de ajuste contra una medición, de la variable física

del proceso, generada por un instrumento de medición.

4.41 Red LAN

Red que emplea LAN Switch y cable UTP o fibra óptica, para interconectar dos a más equipos entre sí, con la finalidad de intercambiar información.

4.42 Registro Histórico

Se refiere al equipo y programas de software que permiten al SCAAD, registrar en una base de datos la información de la historia del proceso; así como los eventos extraordinarios que ocurran en la central.

https://es.wikipedia.org/wiki/Computadora

https://es.wikipedia.org/wiki/Electromec%C3%A1nica



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4.43 RM

Relevador multifunción. Equipos para realizar diversas funciones de protección, control, medición y comunicaciones.

4.44 GPS de Sincronización de Tiempo

Se refiere al instrumento que permite la medición de tiempo de manera satelital y la sincronización de todos los controladores y dispositivos que estructuran la plataforma del SCAAD para que estos cuenten con el mismo estado de tiempo, con un tiempo máximo de desfasamiento de 1 milisegundo.

4.45 RDD

Registradores Digitales de Disturbios. Dispositivo que graba y registra las señales analógicas (corrientes y tensiones eléctricas secundarias), así como las señales digitales relacionadas con la operación de alguna protección, la operación de equipos de teleprotección o la operación de interruptores.

4.46 Router

Dispositivo de hardware usado para la interconexión de redes informáticas, permitiendo asegurar el direccionamiento de paquetes de datos entre ellas o determinar la mejor ruta que deban de tomar.

4.47 SAS

Sistemas de automatización de subestaciones basados en la norma iec-61850.

4.48 SCAAD

Sistema de Control, Automatización y Adquisición de Datos.

4.49 SEN

Sistema Eléctrico Nacional, punto de conexión eléctrica donde se conecta la unidad generadora para la entrega de la energía eléctrica generada. 4.50 Señales de Proceso

Son señales que originan la operación de una protección y el paro de la unidad generadora 4.51 Servidor

Equipo informático o de control de alto desempeño, que forma parte de una red, efectúa el manejo de la base de datos y provee servicios a subsistemas o componentes subordinados de la central. 4.52 SNTP

Protocolo de sincronización de tiempo, por sus siglas en inglés simple network time protocol, esta red emplea el mismo medio que la red para adquisición de datos. 4.53 LAN Switch

Dispositivos de enlace de datos que, al igual que los puentes, permiten que múltiples segmentos físicos de la red LAN se interconecten para formar una sola red de mayor tamaño, además administran el tráfico de la red.



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4.54 Topología de red

Arreglo físico o lógico en el cual los dispositivos o nodos de una red se interconectan entre sí sobre un medio de comunicación. 4.55 Tropicalizado

Protección que evita la exposición directa de los circuitos impresos (pistas, conexiones y puntos de soldadura) al medio ambiente prevaleciente en las áreas de proceso. 4.56 UPC o CPU Unidad de procesamiento central o central processing unit (por sus siglas en inglés). Cerebro de la computadora, interpreta las instrucciones de un programa informático mediante la realización de las operaciones básicas aritméticas, lógicas y de entrada/salida del sistema. 4.57 UTR

Unidad Terminal Remota. Dispositivo que se encarga de adquirir la información del punto supervisado los descifra en un formato y transmite los datos de nuevo a una Unidad Terminal Maestra (MTU). 4.58 Valor sustituto

Valor de sustitución validado en caso de falla (en ausencia de una medición real), realizando una acción que lleve a la operación segura del equipo o sistema y puede originar o no el paro de una unidad generadora, dependiendo de la importancia de la misma en el proceso o si se cuenta con una señal redundante. 5 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES Todos los componentes del sistema ofertado deben estar desarrollados con tecnología de punta, con base en la norma IEC-61850 e IEC-61158, probada en operación en procesos iguales o similares de generación de energía eléctrica mediante Centrales Hidroeléctricas, a fin de que cumplan con las características de funcionamiento, dichos componentes deben basarse en el uso de microprocesadores. El diseño debe establecer un concepto que interrelacione e integre todos los componentes de control para que operen como un solo sistema, cumpliendo con los siguientes requisitos:

a) El sistema de control debe incorporar las tecnologías actuales de los sistemas de control

industriales más modernos y haber sido aplicados exitosamente en centrales hidroeléctricas.

b) La arquitectura del SCAAD, debe satisfacer las estrategias de control y los requerimientos de seguridad de la central hidroeléctrica con la característica de sus componentes funcionalmente distribuidos.

c) Identificación de Señales. Todas las nomenclaturas de las señales internas y externas de los

diagramas de control y tableros deben ser homologadas de acuerdo a la referencia [5] del capítulo 12 de esta especificación.

d) Utilizar tecnología basada en controles y procesos funcional y físicamente distribuidos con

controladores lógicos programables (PLC’s), con módulos separados, de entradas digitales, salidas digitales, entradas analógicas, salidas analógicas y módulos de entrada salida remotos, todos con características de diseño tipo industrial.

https://es.wikipedia.org/wiki/Conjunto_de_instrucciones

https://es.wikipedia.org/wiki/Programa_inform%C3%A1tico



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e) El diseño de los equipos y dispositivos, debe considerar que son para suministrarse en racks, de

48.26 cm (19 in), únicamente los que serán ubicados en la sala de control, son con diseños para instalarse sobre mesas que deben ser parte del suministro.

f) Debe tener la capacidad para soportar futuras expansiones y/o modificaciones (arquitectura

abierta). En cuanto a software se debe considerar el manejo de información suficiente para el sistema actual y expansiones futuras (aproximadamente 10 000 puntos).

g) La Central Hidroeléctrica debe diseñarse 100 % automatizada (central desatendida). h) Capacidad para conectarse y comunicarse de forma directa con diferentes dispositivos inteligentes

tales como: Multimedidores de variables eléctricas, relevadores de protección multifunción, sistemas de registro de disturbios, así como con toda la gama de instrumentación digital industrial.

i) Permitir la operación de las unidades en forma automática y manual paso a paso desde consola

de operación local. j) Capacidad para mantener la sincronía de todos los PLC’s, con un receptor GPS que proporcione

el protocolo SNTP que garantice la sincronización cada 10 milisegundos. k) Redundancia de los equipos de control. l) Las señales de disparo para interruptores de unidad, interruptor de campo, interruptor de servicios

auxiliares, cierre de compuerta de obra de toma, y válvula de paro 65S de turbina, se debe implementar en forma redundante, como señal digital por los enlaces de fibra óptica y con cable físico.

m) Representación uniforme de las condiciones del proceso, estado de los equipos y perturbaciones. n) Los buses de datos y los enlaces de fibra óptica redundantes, dentro de la planta y hacia

subestación se debe instalar en diferentes trayectorias. o) Mantener la central durante todas las variaciones de carga, incluso en las ocasiones de falla, en

forma estable y segura tomando en consideración la interrelación de todos los componentes de la central misma.

p) El arranque y paro de las unidades debe ser en forma ordenada, así como la generación de

energía eléctrica debe ser de manera segura y económica. q) El fabricante del SCAAD y el diseñador de cada uno de los equipos o sistemas que intervienen en

el SCAAD, debe definir los valores de sustitución de acuerdo al sistema y variables de que se trate (temperatura, presión, flujo, velocidad, variables eléctricas de voltaje, corriente, frecuencia, por citar algunos), para la operación segura, de la unidad (paro normal, disparo, por citar algunos).

5.1 Disponibilidad

El cálculo de la disponibilidad depende del grado de redundancia que se tenga en los diferentes niveles de la arquitectura del sistema, por lo que todas las interfaces que se tengan con otros sistemas deben de garantizar una disponibilidad de al menos 99.999 %, resultando una disponibilidad para todo el sistema de 99.999 %.

Los factores a considerar, para garantizar la disponibilidad al 99.999 % del SCAAD, serán como mínimo los siguientes:



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a) Redundancia

Para garantizar la disponibilidad al 99.999 % del SCAAD ofertado (las 24 horas del día los 365 días del año), se requiere que todos aquellos módulos y/o componentes que repercuten en una operación eficiente y segura, sean redundantes. El proveedor debe cumplir, como mínimo, con los siguientes aspectos:

- Considerar redundancia 1:1 en los siguientes puntos:

. Control y adquisición de datos del SCAAD.

. Interfaces de comunicación de los componentes del SCAAD (módulos de interfaz

independientes entre componentes).

. Canal (medio físico) de comunicaciones entre los diferentes componentes del SCAAD.

. Fuentes de alimentación.

- A cualquier falla de un dispositivo con redundancia, la transferencia hacia el otro dispositivo

debe ser automática, inmediata y sin discontinuidad en el control del proceso, (Hot-StandBy), debiéndose alertar al operador a través de la interfaz con el usuario, desplegando aviso de alarma en pantalla, registrándose el evento de manera impresa y de forma electrónica en archivo de registro histórico.

- Una vez reparada la condición de falla que provocó la transferencia, el sistema debe permitir

regresar a las condiciones normales de operación del SCAAD incluida la redundancia. Los controladores lógicos programables deben de transferir la operación del controlador primario al redundante sin interrupción, en no más de 5 milisegundos.

- En el evento de cualquier falla de algún componente del SCAAD, los componentes restantes no deben sufrir ninguna alteración o degradación en la calidad de su funcionalidad, operación y estado físico.

- La redundancia en los controladores debe cubrir las siguientes características:

. La redundancia entre los controladores debe ser del tipo “Respaldo en Caliente” (Hot-

StandBy) es decir los dos controladores deben de leer los valores de campo pero solamente el controlador principal debe de controlar las salidas. El sistema debe contar con un módulo de sincronía de alta velocidad independiente de las redes de comunicación y de diseño específico para esta función, entre los dos controladores que realicen las funciones de actualización de variables, sincronía de salidas y diagnósticos, no se permiten redundancias realizadas solamente por software.

. La redundancia debe contar con la función de “Re-Educación” esto es, al insertar un nuevo controlador, el controlador activo por medio de la tarjeta de sincronización debe transferir el programa al nuevo controlador sin necesidad de un software externo y equipos externos.

. Las tarjetas de comunicación a la red LAN de computadoras y a los módulos de

entradas y salidas debe reconocer automáticamente al controlador al realizarse la transferencia.



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. El sistema debe de contar con redundancia en CPU’s, fuentes de poder y red de

Comunicaciones Ethernet. . El chasis de los controladores redundantes deben ser eléctricamente aislado.

- El software de redundancia deben ser de diseño específico para esta función y de diseño

estándar por el fabricante del equipo de control.

b) Autodiagnóstico

El SCAAD debe tener rutinas para que en forma automática verifique la operación correcta y confiable, así como el estado de todos los componentes que lo integran. El sistema debe considerar, como mínimo, los siguientes aspectos:

- Tener los medios para detectar en tiempo real cualquier condición anormal o de falla de algunos de sus componentes e indicarla en pantalla, a través de desplegados de autodiagnóstico dedicados a esta función.

- Estos desplegados de autodiagnóstico deben proporcionar la información referente al estado de operación y funcionalidad de:

. Todos los componentes de la red de comunicaciones.

. Los módulos y/o tarjetas de todos y cada uno de los componentes que integran el

SCAAD.

. Los periféricos del SCAAD.

- Estos desplegados de autodiagnóstico deben generarse por cualquiera de las siguientes condiciones:

. En caso de condición anormal o falla de cualquier componente que integre al sistema,

la red de comunicaciones y los periféricos.

. En cualquier momento a solicitud del usuario para verificar el estado del sistema.

- Estas rutinas de autodiagnóstico deben realizar las siguientes funciones como mínimo:

. Monitoreo continuo de la operación y estado de cada componente que integra al sistema, la red de comunicaciones y los dispositivos periféricos.

. Generar condiciones de alarma para el operador en caso de cambios en la operación y estado de cada componente que integra al sistema, la red de comunicaciones y los dispositivos periféricos.

. Generar reportes de estos cambios, tanto en impresora como almacenarlos en el

registro histórico.

. Permitir que el operador obtenga en pantalla, desplegados que indiquen el estado de los componentes que integran al sistema, la red de comunicaciones y los periféricos, desde un nivel general hasta un nivel de unidad o tarjeta electrónica.



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- Un reporte de fallas y el registro histórico debe contener como mínimo la siguiente información: . Fecha y hora en que se genera la condición de falla.

. Identificación del módulo, unidad o componente del sistema con falla.

. Código de error generado.

. Texto o mensaje del diagnóstico de la falla.

. Prioridad de la condición de falla.

c) Alarmas

El sistema debe tener capacidad para la indicación de alarmas, tanto del proceso como del propio sistema. El sistema debe considerar, como mínimo, los siguientes aspectos:

- Todas las alarmas generadas deben ser con presentación en pantalla y señal audible para

distancias de 5 m a 10 m, programable. - Se debe tener la capacidad de configurar mensajes de alarmas por el usuario para

condiciones específicas; así como también, la facilidad para configuraciones lógicas de reconocimiento de alarmas del proceso.

- Todas las alarmas de proceso, así como las generadas en el sistema, deben ser impresas y

almacenadas en el registro histórico con la información solicitada en el siguiente punto. - Un desplegado de alarmas debe como mínimo proporcionar la siguiente información:

. Fecha y hora en que se generó la condición de alarma.

. Tipo de alarma generada.

. Identificación de la variable del proceso.

. Mensaje de la alarma.

. Valor de la variable de proceso, medida en el instante que generó la condición de alarma.

. Fecha y hora en que fue reconocida por el operador y cuando se restableció la

condición normal.

- El sistema debe tener capacidad para configurar hasta tres niveles o tonos de sonido distintos, para diferenciar alarmas por prioridad dada por el usuario.

- El sistema debe tener la funcionalidad de que en caso que una alarma ocurra, ésta pueda

ser reconocida y atendida por cualquier estación de operación, que esté en la red, sin necesidad de efectuar la operación en cada una de ellas.

d) Seguridad en el Software



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El SCAAD debe contar con la protección requerida, para evitar el acceso a los diferentes niveles de programación por personal no autorizado, así como con la total seguridad en la operación y funcionalidad del software.

El proveedor debe considerar, como mínimo, los siguientes aspectos:

- La consola de operación debe ser equipada con palabras de acceso (password), para prevenir que personal no autorizado entre al sistema.

- El sistema ofertado debe contar con rutinas de verificación de errores en la transmisión y

recepción de datos, detectando el tipo de error y reportándolo en pantalla, en la impresora y en el registro histórico. Estas rutinas deben corregir automáticamente los errores detectados en la comunicación.

- El proveedor es responsable de la distribución adecuada de cargas de trabajo para el mejor

desempeño (performance) de cada dispositivo que forma parte del SCAAD, garantizando con esto que la operación de los programas (software) cargados en el sistema no interrumpa sus secuencias y provoquen que algún componente del SCAAD salga de operación o afecte la operación de otro.

- El proveedor es responsable de la distribución adecuada de cargas a nivel de transferencia

de datos a través de la red LAN, para evitar picos que saturen los canales de comunicación y evitar que se bloquee el sistema.

- A cualquier falla del suministro eléctrico, se debe contar con una herramienta de software

para el mantenimiento de archivos dañados durante una interrupción eléctrica para garantizar un reinicio completo y consistente.

e) Alimentación Eléctrica El SCAAD debe contar con la protección requerida, para evitar que una falla en la energía eléctrica ponga en riesgo la seguridad en la operación y funcionalidad del sistema.

El proveedor debe considerar, como mínimo, los siguientes aspectos:

- El SCAAD debe ser alimentado en su totalidad por fuentes redundantes, - Cada dispositivo del SCAAD debe tener detección de falla en las fuentes de alimentación. - La alimentación para todos los equipos de la sala de control será por medio de inversores

que permita operar el sistema de acuerdo a la capacidad que se establezca del banco de baterías, en caso de falla o interrupción en el suministro de energía eléctrica, alimentado con CA y CD.

f) Reemplazo El SCAAD debe contar con la protección requerida, para permitir el cambio de los componentes que integren al sistema. El proveedor debe considerar, como mínimo, los siguientes aspectos:



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- Se debe permitir la adición o remoción de todos los componentes de las diferentes partes que forman el sistema, en línea, sin eliminar la energía del mismo y sin detrimento de la operatividad del proceso, garantizando una disponibilidad del 99.999 %.

- En caso de reemplazo de algún componente o por falla de energía eléctrica, el SCAAD debe

contar con el soporte para recargar los algoritmos correspondientes en forma automática garantizando una disponibilidad del 99.999 %.

Con relación a la forma y dimensiones de los componentes que integran los sistemas SCAAD, el proveedor tiene la libertad de proponer lo que considere conveniente de acuerdo a sus diseños y equipos, considerando las áreas en donde serán instalados.

5.2 Requerimientos generales

Incluye el diseño, fabricación, suministro de materiales y accesorios que constituyen el SCAAD; incluyendo los recubrimientos anticorrosivos, pintura, empaque, preparación para embarque, embarque y transporte al sitio de todos los equipos y materiales, montaje y supervisión del montaje, pruebas, puesta en servicio y supervisión de la puesta en servicio. El plano “ARQUITECTURA GENERAL DEL SCAAD”, muestra esquemáticamente el equipamiento mínimo del Sistema de Control Automatización y Adquisición de Datos, el cual debe ser complementado en el desarrollo de la ingeniería de detalle con todos los dispositivos y equipos necesarios que garanticen el buen funcionamiento del sistema, considerando que los equipos deben ser de acuerdo a tecnología de punta. De forma no limitativa se precisan algunos de los siguientes equipos, subsistemas y software:

a) Estaciones de trabajo o CCL (Centro de Control Local). b) Estaciones de Ingeniería o CI (Consola de Ingeniería). c) Servidores del SCAAD. d) Pantalla gigante. e) Autómatas. f) Inversores de VCD a VCA. g) Reloj de sincronización de tiempo. h) Simulador del SCAAD.

i) Suministro del Software del sistema, incluyendo licencias de uso de software, licencias de

desarrollo de interfaces y lógicas programadas. j) Consolas, muebles, tableros y accesorios mecánicos y eléctricos, por citar algunos.

El sistema debe cumplir con la funcionalidad integral y la disponibilidad del hardware, y software de todos los elementos que integran parte del SCAAD, para controlar la operación continua de la Central Hidroeléctrica. Si el SCAAD suministrado llegase a presentar una falla eventual, debe contar con un sistema de diagnóstico, que permita localizar con rapidez y certeza el módulo, tarjeta y/o accesorios a reemplazar, así como contar con el sistema de respaldo para garantizar la operación del SCAAD.



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Los siguientes equipos no son suministro del SCAAD, pero el proveedor del SCAAD debe de garantizar que las señales sean enviadas al SCAAD, el medio y equipo de interconexión serán suministro del proveedor del Sistema Unificado de Comunicaciones.

a) Sistema de análisis de vibraciones y entrehierro de los generadores y sistema de análisis de

descargas parciales. (suministro del proveedor del generador).

b) Sistema de monitoreo de gases en transformadores de potencia. (suministro del proveedor del transformador de potencia).

c) Controlador del sistema contra incendio (suministro del proveedor del sistema contra incendio). d) Registradores digitales de disturbio (rd). (suministro del proveedor del sistema de protecciones).

e) Sistema centralizado para el análisis de disturbios. (suministro del proveedor del sistema de

protecciones).

f) Medidores multifunción. (suministro del proveedor del sistema de protecciones), concentrador de información de instalación (cii). (suministro del proveedor del sistema de Protecciones), Gateways. (Suministro del proveedor del Sistema de Protecciones).

g) MCAD y Relevadores. (Suministro del proveedor del Sistema de Protecciones).

h) Firewall, lan switches, hubs, cable de fibra óptica, distribuidores de fibra óptica, cable UTP y todos

los equipos y medios necesarios para la interconexión del sistema SCAAD. (suministro del proveedor del sistema de comunicaciones unificadas).

5.2.1 Requerimientos del sistema El sistema requiere de forma descriptiva más no limitativa al menos lo siguiente:

a) Ingeniería básica y de detalle del sistema SCAAD.

b) Suministro del software y hardware del sistema, incluyendo licencias de uso de software, consolas,

muebles, tableros, accesorios mecánicos y eléctricos. c) Integración del sistema SCAAD con todos los equipos y sistemas que forman parte del sistema de

generación eléctrica y de los auxiliares que requieran control y/o supervisión. d) Operación funcional y verificación del sistema. e) Especificación de la configuración del SCAAD, configuración de gráficos y reportes. f) Desarrollo de la configuración y gráficos (dinámicos y estáticos). g) Pruebas de aceptación en fábrica (PAF), incluyendo personal, equipo y manual de pruebas. h) Empaque y embarque al sitio de instalación. i) Pruebas de aceptación en sitio (PAS). j) Instalación e integración del sistema.



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k) Cables de interconexión y conectores así como también cables y conectores necesarios para las interfaces con otros equipos y para interconexión con elementos de campo y otros sistemas en la sala de control.

l) El suministro de todos los cables de fibra óptica y dispositivos necesarios para la interconexión

entre todos los equipos que forman parte de los sistemas de control, automatización y adquisición de datos (SCAAD).

m) Hardware, software, licencias de software y configuración para las interfaces entre el SCAAD y

controladores lógicos programables, sistema centralizado para análisis de disturbios, concentrador de información de instalación, sistema de sincronización de tiempo y sistema de red de comunicaciones.

n) Capacitación para el personal de diseños, operación y mantenimiento de cfe. o) Puesta en marcha. p) Soporte técnico. q) Ingeniería “AQC”. r) Partes de repuestos y herramientas especiales. s) Información y documentación BPE y AQC.

5.2.2 Requerimientos del Diseño (ingeniería de aplicación) El proveedor del SCAAD debe desarrollar toda la ingeniería de diseño detallada, necesaria para integrar todos los equipos, componentes y sistemas amparados por esta especificación, así como de la ingeniería de integración de todos los sistemas a suministrar, necesarios para cumplir con las funciones requeridas en la presente especificación, de acuerdo a lo mostrado en la arquitectura general del SCAAD. El proveedor del SCAAD debe:

a) Definir, diseñar y establecer los alcances en mutuo acuerdo con los proveedores de equipos

principales la información completa y necesaria para la ejecución del diseño y la coordinación de los suministros necesarios para su total integración al SCAAD.

b) Elaborar y entregar los diagramas de:

- Unifilares general y de servicios generales. - Trifilares de la central.

- Diagramas elementales de control eléctrico, hidráulico, servicios auxiliares, por citar algunos.

c) Elaborar los siguientes documentos:

- Lista de elementos finales de instrumentación y control (solenoides, motores, válvulas de

control, por citar algunos.). - Arreglo de instrumentos en tableros. - Definición de variables analógicas y binarias del proceso, que entran al autómata.



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- Lista de la base de datos completa del SCAAD, incluyendo su direccionamiento, aclarando

cual es la capacidad utilizada del sistema y cuáles son las señales de reservas de entradas y salidas digitales, analógicas, set point, por citar algunos.

- Configuración, previa entrega por parte de los fabricantes de los equipos principales y

auxiliares, de los valores de alarma y disparo, además de definir los valores de sustitución de todas las variables analogías que integran el SCAAD.

d) Realizar, las siguientes actividades:

- Instalación de equipo en tableros. - Instalación definitiva de los tableros. - Diseño e instalación de la red de tierras de la sala de control. - Elaboración de registros y listas de elementos de medición. - Elaboración de listas de entradas al sistema de adquisición de datos. - Elaboración de cédula de cableado, en listas de correlación para alambrado de entradas,

incluyendo número de identificación, dirección del hardware y terminal de conexión. - Elaboración de los diagramas de flujo del proceso, incluyendo la información analógica y

binaria. - Elaboración de diagramas de alambrado y determinación de listas de cables de toda la

central hidroeléctrica. - Diseño detallado de diagramas lógicos de control. - Elaboración de manual de instrucciones de montaje, puesta en servicio del equipo y

mantenimiento. El proveedor del SCAAD debe elaborar la emisión inicial, revisiones sucesivas y final, "Así Quedo Construido" de todos los arreglos, dibujos, esquemas, circuitos, diagramas, lista e información en general que se requiera para el diseño, construcción, puesta en servicio y operación de los componentes de SCAAD, así como la interrelación con los tableros y equipos primarios de la Central, los cuales se presentan desde la preparación inicial hasta la final para aprobación de CFE. Independientemente del alcance de suministro formulado en esta especificación, el proveedor debe considerar en su análisis, el volumen de los suministros efectivamente necesarios para el correcto funcionamiento de los sistemas. El análisis de los sistemas debe mostrar que tanto el hardware como el software, están en condiciones de cumplir perfectamente las tareas encomendadas a los componentes de SCAAD.

5.2.3 Protecciones de proceso

Para cada una de las protecciones de proceso, se debe entregar la información siguiente:

a) Listado total de protecciones de proceso. b) Listado de punto de ajuste en alarma y disparo de cada protección de proceso.



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c) Diagrama lógico de cada protección de proceso. d) Diagrama de circuito del esquema de protecciones de proceso. e) Informe de confirmación metrológica vigente de cada instrumento asociado a cada protección de

proceso. f) Información técnica de los instrumentos de medición correspondiente a cada protección de

proceso. g) Diagrama de tubería e instrumentación identificando todos los componentes asociados a cada

protección de proceso. h) Listado de procedimientos para pruebas de protecciones de proceso. i) Procedimientos de pruebas de cada una de las protecciones de proceso. j) Registro de prueba de verificación de la funcionalidad correcta de cada protección de proceso. k) Documento de filosofía de operación donde se indiquen las acciones que el personal de operación

y mantenimiento deben realizar cuando se alcancen los niveles de alarma y disparo de cada protección de proceso.

5.3 Sistema de automatización

La automatización de la Central se debe efectuar con autómatas, uno por cada unidad principal y uno por el sistema de servicios auxiliares, así como un sistema de automatización de subestaciones (SAS) para la Subestación, estos deben realizar las funciones descritas en la sección 5.3.2, y cada uno debe incluir básicamente lo siguiente: 5.3.1 Lo citado a continuación debe de cumplir con lo indicado en la Arquitectura General del SCAAD.

a) Autómatas de Unidad

- Secuenciador (Controlador lógico programable PLC, de acuerdo a las características generales de esta especificación).

- Canastas y/o Racks necesarios para alojar las tarjetas del PLC. - Módulos de entrada digital. - Módulos de entrada analógica. - Módulos de salida digital. - Módulos de salida analógica. - Módulos de entrada / salida remotos. - Equipos y dispositivos para implementar la comunicación con fibra óptica con los buses de

datos, bus de campo y con los módulos de entrada/salida remotos. - Registro de eventos.



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- Registro de temperaturas. - Sincronización automática. - Visualización de alarmas.

b) Autómata de Servicios Auxiliares

- Secuenciador (Controlador Lógico Programable, PLC, de acuerdo a las características

generales de esta especificación). - Canastas y/o Racks necesarios para alojar las tarjetas del PLC. - Módulos de entrada digital. - Módulos de entrada analógica.

- Módulos de salida digital.

- Módulos de salida analógica. - Módulos de entrada / salida remotos. - Equipos y dispositivos para implementar la comunicación con fibra óptica con los buses de

datos, bus de campo y módulos de entrada/salida remotos. - Registro de eventos. - Visualización de alarmas.

c) SAS (Sistema de Automatización de Subestaciones)

- Servidor redundante. - LAN Switch. - MCAD (Módulos de control y adquisición de datos). - MES (Módulos de entrada y salida). - RDD (Registradores digitales de disturbios). - Registro de eventos. - Inversor de c.d./c.a. - Sincronización de tiempo con el SCAAD.

- MM (Medidores multifunción).

d) Otros componentes

Cada autómata además de lo antes indicado debe contar con todo el equipo eléctrico y electrónico necesario, como son:



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- Tarjetas de procesamiento de entrada-salida.

- Fuentes de alimentación redundantes.

- Relevadores de interposición.

- Procesadores de comunicación.

- Módulos de Interconexiones.

- Tableros de distribución con interruptores termomagnéticos, barras conductoras, relevadores de protección (baja tensión 27 y falla tierra 64) indicadores de medición, transductores y bloqueos.

- Transductores, puertos de salida y entrada, enlaces.

- Tableros según se requiera con: fuentes de alimentación, racks, tablillas, conectores y

cables.

- Sistema de aire acondicionado por tablero, adosados a tablero, siempre y cuando el cuarto donde se alojen no cuente con aire acondicionado.

e) Software

- Programas residentes (básicos). - Programas de aplicación.

- Programas de autodiagnóstico.

Todos los programas deben ser entregados, cargados y probados en la PC portátil entregada con este sistema, en presencia del personal de operación de la CFE, con el fin de asegurar el acceso a todos los equipos instalados.

5.3.2 Funciones

Los autómatas son unidades de control programable y de adquisición de información localizados lo más próximo a cada unidad generadora, cada autómata debe considerar la filosofía del control distribuido, para lo cual debe recibir y enviar información a través de enlaces con PLC’s y módulos de entrada / salida remotos, mediante la aplicación de los estándares IEC 61850 e IEC-61158. El proveedor del SCAAD debe de coordinarse con los proveedores de todos los equipos suministrados que interactúan con el SCAAD, y ser el responsable de dicha coordinación, con el fin de asegurar que se suministren todos los dispositivos necesarios como módulos de entrada/salida, relevadores de interposición, transductores por citar algunos, que posibiliten el envío señales de control hacia el autómata, así como la recepción de señales de indicación (digitales y analógicas) provenientes de los equipos de campo.


Deben realizar el control automático total de la unidad generadora, adquiriendo la información a través de los enlaces antes mencionados haciendo uso de las secuencias programables, que deben incluir la sincronización de la unidad al SEN bajo las secuencias siguientes:

- Arranque como generador.



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- Paro normal como generador.

- Paro mecánico como generador.

- Paro eléctrico como generador.

- Paro de emergencia como generador.

Se debe considerar un botón físico para paro de emergencia de la unidad en el tablero local de cada unidad, en la sala de control, en el tablero del sistema de excitación de cada unidad, en el tablero del regulador de velocidad de cada unidad y en el tablero de control de la obra de toma de cada unidad. Este disparo debe ser alambrado y por medio de software, probado durante la puesta en servicio.


Debe realizar el control programable de las secuencias (de acuerdo al anexo 1) para efectuar la transferencia de servicios auxiliares y mantener continuidad de servicio en la alimentación de CA en la Central, a partir de las fuentes de alimentación disponibles, lo anterior incluye los sistemas de 0.480 y 13.8 kV a menos que se indiquen otras tensiones en las Características Particulares. Así mismo, debe llevar a cabo la adquisición de datos de todos los sistemas y equipos indicados en el numeral 5.3.4 inciso b), a efecto de que el sistema SCAAD pueda llevar a cabo las funciones de supervisión y control previstas desde las consolas de trabajo. Todas las protecciones y sincronización de las unidades generadoras y de servicio auxiliares se deben conectar por medio de LAN switches al anillo de FO, cada switch debe de ir instalado en su propio tablero.

c) SAS (Sistema de Automatización de Subestaciones)

Debe supervisar las maniobras manuales o efectuar las secuencias de operación programables de la Subestación, como se elija desde las estaciones de operación. Las secuencias programables deben optimizar la operación de la subestación, considerando todas las alternativas de conexión seguras de las líneas de transmisión que permite el esquema. Además, como una programación específica el SAS tiene que desarrollar las funciones de control automático de generación (CAG),disparo automático por generación (DAG) y disparo automático por carga (DAC), de acuerdo a la información que proporcione el área de control que se debe indicar durante la etapa de diseño y puesta en servicio. Con lo anterior se debe cumplir con lo indicado en la norma IEC-61850 parte 3 y 5 y según lo indicado en la Arquitectura General del SCAAD. Los servidores del SAS, serán los encargados de adquirir los datos de la subestación, de acuerdo a lo mostrado en la Arquitectura General del SCAAD. La obtención de los datos, mediciones, estados y alarmas, así como los comandos, salida de control, se debe de realizar a través de la red LAN, con los Servidores, en los cuales se tiene integrada la base de datos en tiempo real, con todos los DEI´s del Sistema.

5.3.3 Desarrollo de Secuencias del SCAAD

Las secuencias deben considerar todas las situaciones que puedan provocar riesgos, por lo cual deben incluirse todos los bloqueos y permisivos correspondientes en su operación.



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Todas las secuencias deben ser controladas a solicitud del operador y en cualquier paso de las mismas, transferir el control al modo paso a paso y viceversa. Las secuencias deben optimizarse al máximo, de tal manera que para ejecutar una de ellas, se logre ejecutando el mínimo de operaciones (apertura - cierre) de los diferentes dispositivos. En todas las secuencias debe considerarse que en ningún caso los interruptores deben cerrar bajo condiciones de falla eléctrica en la red que energiza. El usuario debe poder cambiar las secuencias implementadas en los autómatas así como lo que sea posible o conveniente de protección y control por medio de las 2 estaciones de ingeniería, la de escritorio y la portátil, desde la Sala de Control, localmente en el autómata o desde cualquier punto de la LAN. Los autómatas y el SAS, además de ejecutar las secuencias programadas, deben estar previstos para aceptar mandos desde la consola de operación y desde un nivel superior, así como para realizar la adquisición de todas las señales analógicas y digitales y transmitirlas hacia la consola de operación y hacia el control supervisorio de nivel superior y el monitoreo y control desde cualquier parte de la red IEC-61850, como se muestra en el Arquitectura General del SCAAD. Deben tener una total y absoluta independencia funcional, de manera que la falla de un autómata no afecta la operación de otro.

La programación de los autómatas y el SAS debe estar formada por un programa residente y un programa de aplicación. El primero debe realizar las funciones de autodiagnóstico y la ejecución de las secuencias y el segundo tiene como función almacenar los datos que definen cada uno de los pasos y lógicas de las secuencias. El equipo de los autómatas y el SAS debe ser susceptible de cambiar su programa por instrucciones dadas a través del equipo de programación sin necesidad de cambios de alambrado, así como debe ser posible contar con una función desde la estación de ingeniería, donde sea posible observar el comportamiento de un cambio lógico previo a su transferencia al equipo, así como se debe contar con una función de “deshacer” de manera que el o los último(s) cambio(s) pueda ser eliminado de la programación. Cualquier secuencia debe quedar definida por un algoritmo universal y por un conjunto de parámetros agrupados en una tabla que proporciona los datos para cada paso de la secuencia.

a) Los estados de funcionamiento son - Operación (en cuyo caso el equipo debe realizar las secuencias programadas). - Prueba (modo en el cual se debe poder verificar una secuencia sin necesidad de

desconectar puntos en las salidas). b) Los autómatas deben contar con lo siguiente

- Todas las salidas deben tener señalización visual (LED) individual.

- El sistema debe disponer de medios para monitorear una secuencia.

- El equipo debe tener medios para inhibir todas y cada una de las salidas.

- Todas las alarmas se deben reconocer y reponer a control remoto.

- Deben tener medios para prueba de indicaciones luminosas sin interferir el funcionamiento.

Así mismo el SAS debe contar con lo mencionado en la norma IEC 61850 partes 1, 3 y 5.



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En la oferta el proveedor debe incluir un diagrama de bloques, así como una explicación amplia de la forma en que realiza una secuencia con referencia al algoritmo básico que utilice. Igualmente debe incluir un diagrama de bloques del equipo para programar y simular. La precisión de los temporizadores debe tomar en cuenta la velocidad de conmutación de los relevadores por lo que el error conjunto debe ser tomado en cuenta para todo el rango de temperaturas. Toda la programación debe tener comentarios, nombres en español, simbólicos y deben estar identificadas las variables de entradas y salidas para los esquemas de alambrado y diagramas descriptivos y funcionales que se entreguen en los documentos BPE y AQC. 5.3.4 Configuración de los Autómatas y el SAS La configuración de los autómatas y el SAS debe ser tal que contenga por lo menos, los elementos mostrado en la Arquitectura General del SCAAD, más lo que el suministrador considere necesario para la ejecución de las funciones descritas, lo cual no debe de ocasionar un costo adicional para CFE. Los secuenciadores de cada autómata deben contar con dos unidades de procesamiento central (UPC redundantes), con memoria FLASH para el software no variable. La redundancia en las unidades centrales de procesamiento debe ser tal que el autómata aún con la falla de una UPC o cualquier dispositivo de estos que falle, no debe limitar las operaciones de las secuencias programadas.


Todas las señales externas a los autómatas de unidad requeridas por el secuenciador para la ejecución de sus secuencias, serán adquiridas en forma redundante Hot-StandBy al través de puertos de comunicación, interconectados mediante un medio de comunicación (fibra óptica, cable), con los PLC’s de los equipos que controlará el autómata de unidad, los cuales se indican en las Características Particulares y en la arquitectura general del SCAAD, como son: - Sistema de excitación.

- Regulador de velocidad de turbina.

- Compuerta cilíndrica.

- Compuertas de obra de toma.

Para lo anterior el proveedor del SCAAD debe asegurarse que los proveedores de los sistemas antes mencionados, proporcionen doble puerto serial de comunicación para cumplir con este criterio de redundancia. Por medio de Bus redundante de campo, la adquisición de las señales de los módulos de entrada/salida remotos, los cuales se indican en las Características Particulares y en la arquitectura general del SCAAD, como son:

- Mediciones de la turbina hidráulica

- Mediciones del transformador de potencia

- Mediciones del generador



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- Bus de fase aislada

- Agua de enfriamiento

La comunicación desde los autómatas de unidad hacia los PLC’s y hacia los módulos de entradas y salidas remotos mencionados debe realizarse mediante el protocolo de comunicación IEC 61850. El secuenciador se interconectará con los equipos que se indican a continuación, tomando de éstos las señales que requiera para sus secuencias de operación y/o proporcionando aquellas señales que le sean requeridas.

- Registrador de eventos.

- Registrador de temperaturas.

- Sincronización automática.

Los Registradores Digitales de Disturbios se deben instalar en tableros independientes, los cuales deben enviar los eventos al Sistema centralizado de análisis de disturbios, por medio de la red de estrella extendida como se observa en la Arquitectura General del SCAAD. Así mismo los medidores de medición multifunción envían las señales al concentrador de información de instalación, los cuales se deben conectar a la red de estrella extendida del sistema de comunicaciones como se observa en la arquitectura general del SCAAD. La UPC del autómata debe de tomar las variables de todos los multimedidores solo con el fin de indicación, y no deben ser utilizadas en las secuencias programadas. Para dichas secuencias, deben ser tomadas de un transductor dedicado del sistema de excitación o del regulador de velocidad.


El autómata de servicios auxiliares, se interconecta por medio de fibra óptica a través de puertos de comunicación redundante con los PLC’s los cuales se indican en las Características Particulares y en la arquitectura general del SCAAD, de sistemas como: - Sistema de desagüe y achique.

- Presa cambio de régimen (PCR).

- Planta de emergencia diésel.

- Compuertas del vertedor.

Para lo anterior el proveedor del SCAAD debe asegurarse que los proveedores de los sistemas antes mencionados, proporcionen doble puerto de comunicación para cumplir con este criterio de redundancia. Por medio de Bus redundante de campo, la adquisición de las señales de los módulos de entrada/salida remotos, tal y como se muestra en la Configuración General del SCAAD, de equipos como:

- Interruptores electromagnéticos, de servicios generales y alumbrado



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- Sistema de ventilación

- Tablero aislado en gas SF6

- Nivel del desfogue y del embalse

La comunicación desde el autómata de Servicio Auxiliares hacia los PLC’s y hacia los módulos de entradas y salidas remotos mencionados debe realizarse mediante el protocolo de comunicación IEC 61850. En el caso del tablero aislado en gas SF6 para media tensión debe considerarse un bus que interconecte los puertos de comunicación de los relevadores multifuncionales de sobrecorriente (RM), con el PLC del autómata, a efecto de obtener toda la información de dichos relevadores.

c) SAS (Sistemas de Automatización de Subestaciones)

En el caso de la subestación debe de cumplir con las características mencionadas en la norma IEC 61850 parte 3 según corresponda con lo mostrado en la arquitectura general del SCAAD, y adicionalmente con lo siguiente: - Gateway (Servidor SCAAD) redundante.

- Registradores de disturbios.

- Equipos para seguridad de redes.

Para la modificación de parámetros, desde cualquier punto de la intranet, se debe de poder acceder a todos equipos que se mencionan en los incisos a, b y c indicados en este numeral 5.3.5 Así mismo todas las comunicaciones hacia los PLC´s de campo deben ser redundantes Hot-StandBy

5.3.4.1 Relevadores de Protección

Dispositivos esenciales para el sistema de protecciones, encargado de convertir las señales de entrada procedentes del elemento eléctrico primario, medir los parámetros y en caso de falla, enviar la señal de disparo al elemento accionado, por lo que en general funcionan para la supervisión, control y protección. Los relevadores deben contar con la cantidad suficiente de entradas y salidas digitales, así como salidas de disparo para la supervisión, control y protección. Los relevadores de protección, se deben instalar en los tableros de protección, control y medición. 5.3.4.2 Gateway Este dispositivo, también se le conoce como Servidor SCAAD, se debe contar con dos Servidor SCAAD para operar en las siguientes configuraciones:

a) Hacia los centros de control, en configuración redundante activo – en espera.

b) Hacia los DEI´s, IHM y otros dispositivos dentro de la subestación, en configuración redundante activo – activo o activo – en espera.

El Gateway debe contar con un servidor WEB, que permita:



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a) Mostrar un diagrama unifilar de la subestación. b) Supervisar estados, alarmas y mediciones en el sistema. c) Realizar la función de Control Local a Nivel Subestación, solo cuando se solicite en la

Documentación Técnica El Gateway debe soportar las siguientes características:

a) Debe incluir en uno de los puertos físicos Ethernet protocolo DNP3 sobre TCP/IP en configuración maestro/esclavo.

b) No debe requerir ventiladores para enfriamiento ni usar dispositivos de almacenamiento con partes

móviles. c) Memoria no volátil (Flash Memory) para el soporte del sistema operativo, configuración y

aplicaciones, no debe estar basado en dispositivos de almacenamiento con partes móviles (disco duro giratorio).

d) Vigía (watch-dog), mediante un contacto normalmente cerrado. Con el equipo energizado,

encendido y sin fallas internas, este contacto debe permanecer abierto. e) Señalización del estado de operación a través de indicadores luminosos (normal, falla y StandBy

como mínimo). f) Debe contar con un puerto USB para transferencia de datos como mínimo y/o configuración. g) Debe contar con puerto SNTP, para sincronización de tiempo. h) Debe permitir su instalación en Rack de 482.60 mm. i) Contacto seco para alarma de falla interna (watchdog) programable.

5.3.4.3 Protección a nivel bahía EL disparo de los interruptores se realiza mediante módulos de entradas y salidas, de acuerdo a lo indicado en la especificación de CFE G0100-19. 5.3.4.4 Controladores de Bahía Este dispositivo, también se le conoce como MCAD. Los controlares de bahía, se deben instalar en los tableros a píe de cada interruptor que comprenda la subestación. Debe realizar por lo menos las siguientes funciones:

a) Control local a nivel bahía

b) Supervisión de estados, alarmas y medición a nivel bahía

Número de MCAD requeridos, se debe emplear un módulo por cada interruptor, independientemente del equipo primario conectado al alimentador (línea, banco de transformación, reactor, entre otros).



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Entradas de Corriente y Potencial, con el fin de contar con la función de adquisición de la medición, el MCAD debe contar con lo siguiente:

a) Entradas de corriente y potencial, que cumplan con lo establecido en la especificación CFE G0000-81.

b) Clase 0.2 para la medición en tensión y corriente.

5.3.4.5 Control Local a Nivel Bahía

El control se lleva a cabo mediante módulos de control y adquisición de datos (MCAD).

Para ejecutar esta función el controlador de bahía debe:

a) Proporcionar una interfaz hombre-máquina

b) Recibir comandos de control desde el nivel subestación

c) Ejecutar comandos de control hacia/desde el nivel proceso

- Interfaz Hombre-Máquina.

La Interfaz Hombre-Máquina debe ser ejecutada por una pantalla de cristal líquido tipo LED, que sea ensamblada y probada de fábrica.

- Pantallas del IHM

Se deben contar con por lo menos las siguientes pantallas:

. Diagrama unifilar

. Estado de alarmas en el tablero donde está instalado el controlador de bahía

. Opcionalmente, valores medidos

. Hasta un máximo de 10 pantallas a definir durante la puesta en servicio

- Diagrama Unifilar.

La pantalla de diagrama unifilar debe mostrar una representación gráfica de la bahía asociada. Se deben emplear símbolos indicados en la Especificación CFE 00200-02. Se debe diferenciar gráficamente el estado abierto del estado cerrado de los interruptores y cuchillas.

- Recepción de comandos de control desde el Nivel Subestación Los comandos de control deben ser recibidos desde el Nivel Subestación mediante el protocolo IEC 61850-MMS. Se deben emplear los nodos lógicos definidos en la norma IEC 61850 parte 7-4, para controlar los equipos primarios u otros elementos, empleando por lo menos los siguientes Modelos de Control (Ctl Models):

. Operación directa (Direct Operate).



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. Seleccionar antes de operar (SBO) con seguridad normal

- Registro de Origen de los Comandos de Control.

Se debe emplear el atributo tipo Originator de los atributos objeto-controlables, como el tipo DPC, para indicar el origen del comando de control. Los valores a tomar por el atributo or Cat, del atributo tipo Originator, deben interpretarse conforme a la norma IEC 61850 parte 7-3.

- Ejecución de comandos de control hacia el Nivel Proceso

Los métodos para enviar las señales de control al nivel proceso deben ser:

. Cierre de contactos, cuando se emplea cable de control para la activación por energización de un circuito electromecánico en el elemento controlado.

. Envío de mensajes GOOSE, envían directamente la orden de control hasta un dispositivo de energizar el circuito electromecánico en el elemento controlado.

Estos comandos no requieren confirmación por un elemento intermedio. Son órdenes que deben ser ejecutadas directamente, solo supervisadas por los mecanismos de protección propias del equipo controlado

- Recepción de comandos de control desde el Nivel Subestación

Los comandos de control deben ser recibidos desde el nivel subestación mediante el protocolo IEC 61850.

Se deben emplear los nodos lógicos definidos en la norma IEC 61850 parte 7-4, para controlar los equipos primarios u otros elementos. La interpretación del origen de los comandos, debe ser conforme a la norma IEC 61850 parte 7-3.

- Ejecución de comandos de control hacia el Nivel Proceso

Envió de señales de control al Nivel Proceso mediante mensajes GOOSE, que enviara directamente la orden de control hasta un dispositivo de energizar el circuito electromecánico en el elemento controlado. Estos comandos no requieren confirmación por un elemento intermedio. Son órdenes que deben ser ejecutadas directamente, solo supervisadas por los mecanismos de protección propias del equipo controlado.

5.3.4.6 Medidores Multifunción del SAS

Los Medidores Multifunción además de cumplir con lo establecido en la especificación CFE G0000-48 “Medidores Multifunción para Sistemas Eléctricos” deben contar con lo siguiente:

a) Un puerto ethernet.

b) Un puerto para utilización del protocolo de comunicación IEC61850 sobre TCP/IP. 5.3.4.7 Registradores Digitales de Disturbios del SAS



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Los Registradores digitales de disturbios, además de cumplir con lo establecido en la especificación CFE GAHR0-89, deben de contar con un puerto ethernet. 5.3.4.8 Redes de comunicación

En cada LAN Switch empleado para formar la red LAN, se deben contar con los puertos RJ-45 y los puertos para fibra óptica necesarios que cumplan el medio indicado en la Arquitectura General del SCAAD y lo indicado en el numeral 5.5.1.1. 5.3.4.9 Interfaz con la red WAN Se debe contar con un LAN Switch con funciones de capa 3, que debe conectarse entre el firewall y la WAN. 5.3.4.10 Redes de comunicación para adquisición de datos Deben ser redundantes en configuración activo – en espera, entre los elementos que conforman la red. Los MCAD, deben estar conectados a la red de comunicaciones para adquisición de datos, en configuración redundante activo – en espera. 5.3.4.11 Redes para sincronización de tiempo La sincronización de todos los dispositivos citados en el numeral 5.6.8.5 será mediante protocolo SNTP, esta red debe de emplear el mismo medio que la red para adquisición de datos. 5.3.4.12 Funciones Principales El SAS debe contar con las funciones principales definidas en la norma IEC 61850 parte 3. 5.3.5 Características técnicas de los secuenciadores (PLC’s), de los autómatas. 5.3.5.1 Módulos de UPC

Tipo industrial con batería interna de soporte de la programación que se mantiene en RAM, con memoria FLASH de soporte de la programación de la secuencias (Mínimo 64 Mbytes), con indicador de estatus de RUN, Stand-by, error y tráfico en puerto de comunicación, capacidad en la misma tarjeta de comunicarse con RS-485, RS-232, USB, RJ-45 con los equipos de programación. Las UPC’s serán redundantes y deben mantener una redundancia de respaldo en caliente (Hot-StandBy) y deben contar con módulos de comunicación Ethernet TCP/IP redundantes. Deben ser capaces de cambiar de Horario de manera automática (programable) y transparente al usuario sin alteración de su operatividad y funcionalidad. Deben ser capaces de mantener la sincronización con receptor GPS. 5.3.5.2 Alarmas

a) Contacto de alarma y desconexión programable cuando la tensión de alimentación está fuera del rango.

b) Contacto de alarma del sistema cuando existe falla interna. c) Restablecimiento de alarma del sistema, mediante un contacto seco externo, para normalizar la

operación si la falla no persiste.

5.3.5.3 Fuentes de alimentación



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a) La tensión disponible para alimentación de los autómatas es de 125 VCD redundante.

b) Cada autómata debe tener dos fuentes de alimentación redundantes de acuerdo a sus

requerimientos. 5.3.5.4 Comunicación

a) Las unidades de control y adquisición de datos, deben tener la capacidad de enlazarse a través de un canal de comunicación, con los módulos de entrada/salida; así como con una red de área local Ethernet TCP/IP (LAN), para la transferencia de información y comandos, entre los demás sistemas conectados a la red en la topología del SCAAD.

b) El proveedor debe proporcionar todos los elementos, materiales y programas requeridos, para garantizar esta comunicación.

c) El SCAAD debe contar con un programa para efectuar los cálculos de consumos y generación de

energía de los medidores en servicio en la central.

d) La omisión de algún elemento o material que no permita la comunicación a los módulos del SCAAD, será responsabilidad del integrador y debe proporcionarlo e instalarlo sin cargo para la CFE.

5.3.5.5 Módulos de entradas/salidas digitales El propósito de estos módulos debe ser el de supervisar los contactos de campo y detectar cualquier cambio de posición de éstos (los contactos de campo mencionados, corresponden a indicaciones de alarmas y/o estados de equipos). Así también transmitir comandos desde los autómatas y/o desde la consola de operación a los dispositivos del proceso. Deben ser proporcionadas a través de contactos secos (sin tensión) con información de abierto (lógico 0) información cerrado (lógico 1), y deben representarse color verde para contactos abiertos, color rojo para contactos cerrados, para la comunicación hombre/máquina.

a) Posición de abierto para interruptores, cuchillas, compuertas y válvulas. b) Alarma en posición normal. c) Circuitos locales: no seleccionados.

5.3.5.6 Módulos de entradas analógicas Los módulos de entradas analógicas convierten las señales del proceso a valores digitales, las cuales serán procesadas por el controlador programable. Estos módulos deben ser adecuados para recibir las señales de los transductores de señales analógicas, así como también las señales de los detectores de temperatura. El sistema analógico debe incluir un mecanismo de verificación automático. Este mecanismo debe efectuar la adquisición de una entrada analógica a cada barrido y su finalidad debe ser alarmar al operador en caso de mal funcionamiento o si por error excede la precisión requerida de 0.2 %. Todas las señales analógicas deben ser cableadas con conductores con blindaje. El error total introducido por el sistema analógico no debe exceder de 0.2 %.



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5.3.5.7 Controles Las señales de salidas de control deben ser dadas por el cierre de contactos de los relés de interposición, estos contactos deben tener capacidad de interrupción de 2 A a 5A sobre un circuito inductivo de corriente directa. Estos deben ser de operación momentánea de impulso variable (150 a 300 m). En los controles tipo cerrojo ("Latch") éste debe ser un cambio definido de estado. Son utilizados con la finalidad de bloquear y desbloquear al circuito de recierre del interruptor. Al efectuarse un comando sobre algún recierre el relé de interposición quedará memorizado ya sea en la posición de abierto o cerrado, bloqueando o desbloqueando de esta forma la operación del correspondiente relé de recierre. Al volver a operar el comando debe quedar en la posición contraria; por consiguiente para este tipo de comando debe contar con un relé de interposición tipo de cerrojo ("Latch").Pero también debe ser restablecido de manera manual a través de palanca de reposición. Las salidas digitales dirigidas a los dispositivos de seguridad como: bobinas de disparo de interruptores, válvula de paro (65S), cierre de compuerta y algunas otras, deben contar con una supervisión de la disponibilidad de la bobina respectiva además de indicación de cables abiertos y cable cortocircuitado. Puede ser establecida esta característica dentro de los módulos de salida o bien externamente. Una secuencia de control debe producir la operación de una salida, como por ejemplo:

a) Controles tipo pulso (regulación)

Este tipo de control se aplica a dispositivos que son accionados por pulsos (abrir o cerrar), por ejemplo: cerrar válvulas o compuertas, subir o bajar potencia activa y reactiva a las máquinas, cambiador de TAP en transformadores.

b) Controles tipo impulso

Este tipo de control se aplica a controles que están controlados por impulsos (selección de circuitos locales, abrir, cerrar, arranque, paro, por citar algunos.).

c) Controles tipo "Set-Point" (para establecer referencias analógicas).

Este tipo de control es usado para fijar el valor de ciertas variables, subir, bajar carga. Los contactos de salida deben contar con una duración de cierre que debe variar de acuerdo con el valor final deseado de la variable. Su salida está dada en corriente (0-5mA), o en tensión (0-10 V c.d.) donde la impedancia de la

carga no es mayor a 10 k, la referencia analógica de salida para el comando de ("Set Point") en el autómata puede ser instantánea o con una rampa para subir o bajar su referencia de salida, dicha rampa debe ser programable en tiempos, necesarios para que el equipo controlado por el autómata se ajuste a las nuevas condiciones de referencia.

d) Los controles de "Set Point" deben ser de tres tipos:

- Controles manuales

El control es enviado actuando manualmente sobre los botones de subir/bajar localizados sobre la consola funcional del operador. El operador debe verificar por la telemedición el valor actual de la variable.

- Controles automáticos

El control es enviado por medio de un teclado digital localizado sobre la consola funcional del operador. El operador debe fijar manualmente sobre el teclado digital el valor deseado y



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debe ser transmitido al autómata por la operación del botón de transmisión. La verificación del valor deseado contra el valor real debe poder ser efectuado tanto en el autómata como en la consola de operación.

- Controles de cambio definitivo de estado

Este tipo de controles es utilizado por ejemplo, con la finalidad de bloquear y desbloquear el circuito de recierre de interruptores. Al efectuarse un comando sobre algún recierre, el relevador de interposición debe quedar memorizado ya sea en la posición abierto o cerrado, bloqueando o desbloqueando de esta forma la operación del correspondiente relevador de recierre. Al volverse a operar el comando debe quedar posicionado en la posición contraria, por consiguiente para este tipo de comando se desea que cuente con un relevador de interposición.

e) Selector local remoto Este selector de dos posiciones (local / remoto) con llave, debe localizarse en el frente del tablero del autómata. En la posición de remoto debe permitir el control del autómata desde la consola de operación o de nivel superior y en la posición local debe bloquear todos los mandos enviados en forma remota. La posición en local de este selector no debe interrumpir la función de adquisición de datos. Básicamente la función de este selector en la posición local es para permitir labores de mantenimiento y la reprogramación del autómata en condiciones seguras para el personal y equipo. Modo de Operación Fuera de Servicio.- Este modo de operación inhibe la operación en campo de todas las salidas del Autómata, tanto analógica como digital, por lo que pueden realizarse modificaciones a la programación del autómata sin que estas modificaciones tengan efecto en campo.

f) Tableros

Los autómatas deben ser instalados en un tablero con buena ventilación, equipado con puertas para el mantenimiento de los equipos, tanto frontales como traseras y el acceso de cables debe ser por la parte superior e inferior. Los tableros deben apegarse a lo indicado en la referencia [4] del capítulo 12 de esta especificación. Además de la ventilación del propio tablero es necesario que estos se encuentren en un cuarto climatizado o se debe instalar un aire acondicionado lateral en cada sección de tablero del SCAAD. - Cada tablero debe ser equipado por lo menos con lo siguiente:

. Un equipo de aire acondicionado servicio continuo diseñado para tableros que

contienen equipo electrónico, adosado a tablero y capacidad adecuada para mantener la temperatura dentro del tablero ajustable de 5 a 30 ºC, que mantenga una presión mayor en el interior para evitar el ingreso de polvo. En caso de tableros, dos o más tableros adosados, se tiene que considerar un equipo por cada tablero. Si el cuarto donde esté ubicado el tablero se encuentra climatizado, no es necesario la instalación de este aire acondicionado adosado al tablero.



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. La falla de los equipos de aire acondicionado, adosado al tablero o del cuarto, debe generar una alarma al SCAAD.

. Deben contar con resistencia calefactora e iluminación interior.

g) Expansiones

Los autómatas deben estar preparados para una expansión de por lo menos 20 % de su capacidad. Cualquier expansión futura debe poderse implementar por la simple adición de tarjetas electrónicas localizadas sobre diferentes guías. Los puntos futuros deben alambrarse e incluirse en las terminales de conexiones, y deben de mostrarse en los diagramas esquemáticos.

5.3.6 Panel de visualización y alarmas

Cada autómata de las unidades debe contar con un panel de visualización y alarmas, que posibilite:

a) 4Presentación y ajuste de los parámetros. b) Presentación de datos de estado de funcionamiento (Encendido/apagado, automática manual, por

citar algunos.). c) Presentación de las alarmas. d) Control local de la generación, ajuste de parámetros, conmutación encendido-apagado, selección

del canal automático o manual, por citar algunos. (Con permisivos de la sala de control, password y llave física).

e) Presentación de los valores calculados internamente.

La pantalla debe ser de cristal líquido con retroiluminación, cromático, táctil, mínimo de 431.8 mm y resolución de 1024 x 1024 puntos. 5.3.7 Equipo medidor multifunción Los equipos medidores multifunción son alcance del suministro del sistema de tableros PCyM, pero están integrados al SCAAD, su conexión para monitoreo de medición será a través de un enlace con fibra óptica a los accesos de Getaway SAS y su monitoreo remoto a nivel superior será a través de los servidores de comunicación (Switch Core 1 y Switch Core 2) y los requisitos que deben reunir se establecen en la especificación CFE G0000-48 Medidores Multifunción para Sistemas Eléctricos, última edición cumpliendo con su certificado de aprobación de pruebas prototipo emitido por LAPEM, debe estar basado con procesador digital de señales (DSP) o similar que permita:

a) Proporcionar los valores de energía en formato de 32 bits o mayor tanto en memoria masiva como a través de los diferentes protocolos de comunicación.

b) Muestrear de forma continua y simultánea a una relación máxima de 128 muestras por ciclo (256

muestras por ciclo), los canales de entrada de potencial y de corrientes para detección de disturbios de alta velocidad.

5.3.7.1 Medición de calidad de la energía Se debe considerar lo indicado en el numeral 5.4 de la especificación CFE G0000-48. 5.3.7.2 Registro de datos y eventos



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Debe contar con funciones de registro y almacenamiento simultáneo de eventos concurrentes, registros históricos y registro de valores mínimos / máximos de acuerdo con los siguientes requerimientos:

a) Perfil de carga, debe incorporar por lo menos 300 canales distribuidos en grabadoras de datos de

4, 8, o 16 canales cada una, los cuales 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 de cada área.

b) Registro de datos históricos de alta velocidad, al menos 64 canales con una rapidez de intervalos desde ½ ciclo, activándose por violación de umbrales o por contacto externo de la carga a monitorear, para el análisis de corrientes de energización para los transformadores y reactores.

c) Registro coincidente de mínimos / máximos con fecha y hora.

d) Registro de la secuencia de eventos ocurridos tanto en el sistema eléctrico bajo monitoreo como en el analizador, con resolución mínima de 1 ms.

5.3.7.3 Memoria Debe contar con memoria masiva no volátil y que no dependa de batería, optimizada por el usuario con capacidad suficiente para el almacenamiento simultáneo de formas de onda, eventos, registros históricos y registro de valores mínimos / máximos, de acuerdo a lo indicado en la especificación CFE G0000-48. 5.3.7.4 Comunicaciones

El medidor debe estar provisto de puertos de comunicación de acuerdo a lo indicado en el numeral 6.4.10 de la especificación CFE G0000-48. Cada uno de los medidores debe comunicarse mediante el protocolo IEC 61850 y DNP 3.0. Por lo tanto toda la información del medidor debe ser transmitida a través de cualquiera de los puertos y también debe ser observada desde cualquier computadora conectada a la red mediante el uso de algún servidor web. 5.3.7.5 Medición Eléctrica

De acuerdo a lo indicado en la especificación CFE G0000-48.

5.3.7.6 Alimentación Auxiliar

Los equipos medidores multifunción deben cumplir con las características de alimentación y generales establecidas en el anexo 1, y en general con lo indicado en la especificación CFE G0000-48.

5.3.7.7 Registrador digital de disturbios (RDD)

Estos equipos son alcance del suministro de tableros PCyM, sin embargo envían señales analógicas y digitales al Sistema SCAAD y al sistema centralizado de análisis de disturbios, su función es grabar y registrar señales analógicas (corrientes y tensiones eléctricas secundarias), así como digitales derivadas de la operación de alguna protección, la operación de equipos de teleprotección o por la operación de interruptores, además de apegarse a lo mencionado en la especificación CFE GAHR0-89. Los registradores digitales de disturbio (RDD) para las unidades deben de cumplir al menos con las siguientes características:



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a) 16 canales analógicos como mínimo.

b) 16 canales digitales como mínimo.

c) El arranque debe ser al sobrepasar los umbrales establecidos de cualquier señal analógica.

d) El reloj debe ser sincronizado a través del protocolo SNTP.

e) El registro debe ser realizado con un barrido de ciclo rápido.

f) Deben poder ser controlados y evaluados a distancia,

g) La grabación de señales debe ser con un tiempo de pre falla y pos falla, el cual debe ser posible ajustarlo en campo.

Los registradores digitales de disturbios de la subestación, uno por cada línea, deben de tener las mismas características de los registradores de unidad, excepto lo siguiente:

h) 8 canales analógicos como mínimo. i) 32 canales digitales como mínimo.

5.3.7.8 Puertos de Comunicación Los RDD deben contar con puertos de comunicación debe ser por medio del protocolo IEC-61850, para su configuración, ajuste y explotación, debe tener al menos 1 puerto USB y Ethernet para acceso local y al menos 2 puertos Ethernet que permita el acceso remoto al equipo. Los servicios demandados de cada puerto deben ser simultáneos y no deben interferir o bloquear los servicios o tareas de los otros puertos, así como con la funcionalidad del registrador. El puerto Ethernet debe ser nativo, y tener una velocidad 100 Base T o 100 Base Fx. 5.3.7.9 Puertos de comunicación de acceso local Este puerto debe permitir realizar la configuración, ajustes, obtención de registros y la explotación de todas las funciones del equipo de preferencia debe estar situada en la parte frontal del mismo. El protocolo de comunicación debe ser Ethernet y USB 5.3.7.10 Equipo de sincronización automática El equipo debe sincronizar en forma automática a cada unidad generadora, como sea requerido, considerando todas las posibilidades de sincronización que permita el arreglo mostrado en el diagrama unifilar de protección y medición de subestación, esta función sólo en los autómatas de unidad.

Su operación consiste en seleccionar el interruptor para sincronizar la unidad e informar cuando tiene condiciones de sincronismo, a un relevador para el cierre del interruptor previamente seleccionado. Este relevador debe interactuar con el regulador de velocidad y de tensión para conseguir la condición de sincronía hasta el cierre de interruptor. Unidad electrónica de sincronización La unidad debe estar integrada como mínimo por los siguientes módulos:



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a) Estabilizador de voltaje auxiliar. b) Entradas y salidas. c) Paralelismo. d) Medición de tensión. e) Medición de ángulo de fase.

f) Medición de frecuencia.

g) Comandos

h) Máximas diferencias de tensión, ángulo de fase y frecuencia permitidas.

i) Fuente de alimentación.

j) Relevador de supervisión de sincronismo.

k) Unidad de medición.

l) Unidad de pulsos.

m) Unidad de verificación de tensión.

n) Relevadores auxiliares según se requiera.

o) Relevador de supervisión de tensión.

p) Switch de prueba con clavija.

q) Unidad de supervisión de tensión.

r) Unidad de transformadores de tensión.

s) Fuente de alimentación.

t) Unidad de verificación de ángulo, que evite sincronizar con desfasamiento de 180°

5.3.7.11 Registro de eventos Se debe considerar en cada autómata el equipo necesario para efectuar en forma permanente el registro de todos los eventos secuenciales con operación en tiempo real, adquisición a alta velocidad con una resolución de un (1) milisegundo, el etiquetado debe realizarse en cada autómata. Esta información debe enviarse a la consola de operación para su análisis y almacenamiento. Cada variable se debe configurar de acuerdo a su estado, considerando un color diferente para: alarmas, disparo, fuera de rango, pérdida de señal, por citar algunos. 5.3.7.12 Enlaces a Nivel Superior Las señales redundantes del bus de comunicaciones de fibra óptica se deben de enviar a los niveles superiores como son: UTR´s (unidades terminales remotas) y/o a centros de control a distancia como a CENACE (centro nacional de control de energía) y a centrales hidroeléctricas remotas.



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En las Características Particulares se establecen los elementos para la interconexión a nivel superior como: tipo de protocolo de comunicación, tipo y cantidad de puertos, enlaces de comunicación, entre otros.

5.4 Redes LAN La red LAN, debe de estar formada por LAN Switch instalados en los tableros que contienen los equipos que forman parte del sistema. La asignación de direcciones IP para los equipos a conectar a la Red LAN, deben de ser validadas por CFE desde la etapa de desarrollo de la ingeniería. Para asegurar la transmisión de los datos del sistema con alta velocidad, así como máxima seguridad y disponibilidad, se debe suministrar todo el equipamiento necesario para implementar un bus redundante de fibra óptica monomodo, con arquitectura en anillo, mediante el estándar IEC 61850, sobre Ethernet TCP/IP, al cual se conecta todos los equipos mostrados en el plano “Configuración General del SCAAD”. 5.5 Medios de Transmisión

5.5.1 Requerimientos Generales de Transmisión de datos

La instalación de cables para datos (Fibra óptica, UTP, por citar algunos.), en la Caseta de control y tableros, debe de contar con charolas dedicadas para dicho fin y ser realizada por una empresa certificada en cableado estructurado, de acuerdo a la referencia [2] del capítulo 12 de esta especificación. 5.5.1.1 Conexión de los equipos redundantes 5.5.1.2 Cable de Fibra Óptica

Se emplea fibra óptica monomodo en los enlaces a nivel superior, en el anillo redundante, en las conexiones de los PLC´s remotos y módulos de entradas y salidas remotos redundantes al secuenciador, en los enlaces de los MCAD al LAN Switch y en conexiones mayores de 3 m de distancia entre equipos a conectar, de acuerdo a lo indicado en el plano “Arquitectura General del SCAAD”. El proveedor del SCAAD debe definir de acuerdo a sus necesidades de comunicación, la velocidad de transmisión de la fibra óptica monomodo y de los LAN Switch, con la finalidad de garantizar la correcta comunicación entre todos los equipos que integran el SCAAD. La fibra óptica debe estar instalada con características especiales para redes de área local, de muy alta confiabilidad para telecontrol y telemetría, en áreas de alto riesgo e interferencia electromagnética, como centrales de generación y distribución eléctrica, con armado resistente a condiciones adversas de operación como humedad, agentes químicos y roedores, cubierta de PVC antiflama no propagadora de incendios.

a) Fibras ópticas identificadas por color.

b) Elemento central de tracción metálico.

c) Tubo relleno con compuesto repelente a la humedad.

d) Sustancia inundante repelente a la humedad.

e) Cinta e hilos no higroscópicos.

f) Cubierta interna de polietileno.



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g) Cordón de ruptura.

h) Armadura metálica.

i) Cubierta externa de polietileno.

De acuerdo a lo indicado en las normas:

a) ITU-T G.652.

b) ITU-T G.650.1

c) ITU-T G.650.2

d) IEC 60793-2-50

5.5.1.3 Cable UTP

Se debe de emplear cables UTP categoría 6A para distancias de conexión menores a 3 m, de acuerdo a lo indicado en el plano “Arquitectura General del SCAAD” El cable UTP debe de cumplir con lo establecido de acuerdo a la referencia [2] del capítulo 12 de esta especificación.

5.6 Consola de operación

5.6.1 Características generales de la consola de Operación de Unidad 1 y 2, Servicios Auxiliares y Subestación)

La consola de operación debe estar implementada con estaciones de trabajo (ver cantidades en características particulares), serán instaladas en la sala de control de la central hidroeléctrica y en la sala de control de la central hidroeléctrica remota, dos servidores redundantes en configuración hot-standby, con su rack respectivo, de acuerdo a lo mostrado en el plano “configuración general del SCAAD". El sistema operará con dos servidores en configuración redundante, bajo condiciones de conmutación en caso de falla de alguno de los dos servidores no se debe de repetir los eventos reportados con anterioridad y no se deben de perder eventos presentados en campo durante el proceso de conmutación. Los servidores son clientes iec 61850 de los dei´s de la subestación. La información que requieran las estaciones de trabajo debe de ser tomada de los servidores y directamente del anillo redundante de comunicaciones. Los servidores adquieren, a través del bus de datos la información de los autómatas y de los equipos del SAS y la almacenan en una base de datos en tiempo real. El control de los equipos debe ser desde los HMI´s y localmente, así mismo si se presenta una falla de servidores deben seguir operando de manera local. Cada estación de trabajo debe estar diseñada para poder comunicarse con los servidores redundantes, los Autómatas de Unidad, Servicios Auxiliares, y Subestación (incluida la expansión de cada uno indicada en el numeral 5.3.5.7 y el 20 % más de las variables digitales y analógicas necesarias para la operación normal al final de la puesta en servicio y equipadas con UPC, monitor, teclado e impresora.

a) Estaciones de trabajo



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El ambiente operativo de las estaciones, debe ser gráfico, en ambiente de ventanas (la versión de Windows, en caso de utilizar esta, deben ser la más reciente al momento de la puesta en servicio).

- Características de Software:

. El software instalado en cada una de las estaciones de trabajo debe ser exactamente el mismo, sin embargo las gráficas que muestren en un determinado momento pueden ser diferentes.

. Todas las maniobras de control y supervisión de la central pueden ser efectuadas

indistintamente desde cualquiera de las estaciones de trabajo. . El ambiente del software para la presentación de gráficos en pantalla, debe ser capaz

de manejar secciones de la misma, que puedan sobreponerse sobre los gráficos generados y permitir presentar más información en un mismo gráfico, por ejemplo: el perfil térmico de algún equipo de proceso o la tendencia de algunas variables sobre el gráfico.

. La falla de una estación no debe interferir con la operación de otra ni con los demás

dispositivos conectados al bus de comunicación.

- Antivirus

Se debe de instalar y dejar operativo, un Software Antivirus, el cual debe ser compatible con el software a instalare en las Estaciones de trabajo, al menos debe suministrar las licencias dos años posterior a la aceptación provisional de la segunda unidad generadora.

- Características de Hardware:

. El procesador de cada estación de trabajo debe cumplir como mínimo, con las

siguientes características: velocidad de procesamiento, mínimo de 3.2 GHz, que garantice un alto desempeño en función a los requerimientos del sistema operativo, administración y manejo de la base de datos, y las necesidades del despliegue de gráficos dinámicos configurados para la operación de la Centra.

. La capacidad mínima de memoria en RAM debe ser de 8 GB y estar de acuerdo a la

necesidad de la velocidad y carga que garantice no saturar a más del 70 % la capacidad de almacenamiento para cada unidad electrónica.

. Respaldo de memoria tipo Flash. . Memoria RAM de video de 1 GB, mínimo. . Discos duros de estado sólido redundantes de al menos 1 TB cada uno “arreglo RAID

1”. . Redundante 1:1 en la interfaz de comunicación a la red, con los otros sistemas

Ethernet TCP/IP. Debe contar con puerto redundante (Hot-StandBy) para su conexión a la Red LAN, para la adquisición de datos de los diferentes equipos que integren el SCAAD.

. 4 Puertos USB 3.0 o superior. . Debe de contar con puertos Ethernet redundantes, para la conexión a la red principal.



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. Monitor, de acuerdo a lo descrito en el numeral 5.7.8, inciso d). . Teclado industrial alfanumérico en español de uso rudo tipo membrana para la

estación de ingeniería tipo escritorio, Track–Ball industrial

b) Servidores del SCAAD

El diseño del SCAAD debe considerar 2 servidores redundantes, ambos con capacidad para procesar la información y datos de todo el sistema incluyendo equipos paquete, históricos de corto y largo plazo. El sistema operativo debe de ser Windows Server®, en su versión más reciente al momento de la puesta en servicio. Cada servidor debe contar con una dirección IP diferente y contar con puertos Ethernet para su conexión con la Red Ethernet de la Instalación. Cada uno de los servidores redundantes debe cumplir como mínimo, con las siguientes características:

- Integrado por al menos 2 procesadores: uno principal y otro redundante. - Velocidad de procesamiento, mínimo de 3.2 GHz, que garantice un alto desempeño en

función a los requerimientos de administración y manejo de la base de datos, aplicaciones de software y las necesidades de adquisición de datos a las estaciones cliente, registro histórico de las variables de proceso con capacidad para la operación de la central.

- La capacidad mínima de memoria en RAM debe ser de 8 GB y estar de acuerdo a la

necesidad de la velocidad y carga que garantice no saturar a más del 70 % la capacidad de almacenamiento para cada unidad electrónica.

- Interfaz serie RS-232C/RS-485. - Redundante 1:1 en la interfaz de comunicación a la red, con los otros sistemas Ethernet

TCP/IP. - Con puertos Ethernet. - Dos discos duros de estado sólido (SSD) de al menos 2TB cada uno con esquema de

redundancia e intercambiables en línea. - Unidad de disco compacto externo para cada servidor, donde se almacena los archivos

históricos. Debe ser grabable-borrable con velocidad 8X, 24X, 32X, como mínimo. - Debe contar con un sistema de disipación de calor adecuado para no ocasionar daños

internos al propio servidor. - Fuente de poder redundante e intercambiable en línea.

c) Servidores del SAS (Gateways)

El Gateway debe permitir operar con otro Gateway, en configuración redundante activo – activo hacia los dei´s del sistema y en activo – en espera, hacia las ucm de los centros de control.



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En esta configuración, cada Gateway debe contar con una dirección IP diferente y contar con puertos Ethernet, para su conexión con la Red Ethernet de la Instalación. - Debe realizar las siguientes funciones:

. Debe realizar la función de supervisión de estados, alarmas y medición a nivel subestación.

. Debe realizar la comunicación con los centros de control para permitir la supervisión y

el telecontrol de la instalación. . Programación de automatismos. . Registro de eventos. . Función de IHM como servicio WEB. . Función de monitoreo y supervisión remota como servicio WEB.

- El Gateway debe soportar las siguientes características técnicas:

. Debe incluir en uno de los puertos físicos Ethernet protocolo DNP 3.0 e IEC 61850

sobre TCP/IP en configuración maestro/esclavo.

. No debe requerir ventiladores para enfriamiento ni usar dispositivos de almacenamiento con partes móviles.

. Memoria no volátil (Flash Memory) para el soporte del sistema operativo,

configuración y aplicaciones, no debe estar basado en dispositivos de almacenamiento con partes móviles (disco duro giratorio).

. Vigía (watch-dog), mediante un contacto normalmente cerrado. Con el equipo

energizado, encendido y sin fallas internas, este contacto debe permanecer abierto.

. Señalización del estado de operación a través de indicadores luminosos (normal, falla y StandBy como mínimo).

. Debe contar con un puerto USB para transferencia de datos como mínimo y/o

configuración. . Debe contar con puerto SNTP, para sincronización de tiempo.

. Debe permitir su instalación en Rack de 482.6 mm.

. Contacto seco para alarma de falla interna (watch-dog) programable.

. Tensión de Alimentación a 125 V c.d. con fuentes redundantes.

5.6.2 Capacidad

El sistema debe ser diseñado para manejar la cantidad de autómatas indicada en las características particulares más la expansión de cada uno indicada en el numeral 5.3.5.7 ,inciso g) y el 20 % más de las variables digitales y analógicas necesarias para la operación normal al final de la puesta en servicio.



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La Unidad de Procesamiento Central (UPC) debe tener la capacidad adecuada para desarrollar todas las funciones descritas en el numeral 5.7.8 más las que el proveedor considere necesario y contar con respaldo de memoria tipo FLASH. 5.6.3 Seguridad La seguridad del sistema constituye una exigencia esencial. El sistema debe contar con autodiagnóstico de tal forma que prevenga la ejecución de comandos falsos o considere incorrecta información en cuanto a indicaciones o telemediciones, para el caso de fallas de componentes o ruido aleatorio. Cualquier falla error o mala operación en el sistema debe bloquear el funcionamiento y generar alarmas y mensajes de diagnóstico al operar. 5.6.4 Tiempos de respuesta Para las funciones de control, señalización y medición se deben detallar los tiempos que a continuación se describen:

a) Control

Debe considerarse el tiempo de respuesta desde el instante en que la última tecla del procedimiento para ejecución de un comando es accionada, hasta el tiempo que corresponde a la acción de cerrar el contacto de salida de control en el autómata, el cual no debe exceder de un segundo.

b) Cambios de estados

El tiempo de respuestas para un cambio de estado (señales o alarmas), se debe definir como el tiempo desde el instante en que tal cambio de estado es desconectado por el autómata hasta el tiempo en que es almacenado en la memoria de UPC en la consola de operación. Para este dato habrá que considerar el mejor y el peor de los casos que dependerá de la filosofía de operación del barrido, así como el momento de éste, al cual se considere se detecta el cambio de estado.

c) Presentación en el monitor

Se debe definir el tiempo de respuesta para una solicitud de presentación de información en el monitor y el cual es el tiempo desde el instante en que se efectúa la ejecución del teclado hasta el tiempo en que la información solicitada es totalmente presentada sobre la pantalla éste no debe exceder de un segundo.

d) Actualización de mediciones

Para la actualización de mediciones debe considerarse la utilización de tres ciclos diferentes:

- Ciclo rápido (cuatro segundos). - Ciclo lento (doce segundos).

- Ciclo por excepción (sesenta segundos).

Para todos los casos de tiempos de respuestas se deben considerar éstos a una velocidad de transmisión de hasta 9 600 Bds (Baudios). Un ciclo de barrido completo de las entradas analógicas se debe considerar como el tiempo en que todos los puntos analógicos de un autómata son actualizados en la consola de operación.



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5.6.5 Confiabilidad

La confiabilidad del sistema será considerada como de alta importancia para la selección de los equipos que configuran el SCAAD. Los siguientes factores deben ser considerados dentro de la evaluación de las diferentes propuestas, otorgándoseles una alta puntuación por su importancia dentro de la confiabilidad de un sistema:

a) Calidad de componentes y materiales.

b) Servicio.

c) Redundancia del sistema.

5.6.6 Disponibilidad del sistema El proveedor debe indicar la disponibilidad del sistema mediante el uso de cálculos detallados. En los cálculos de disponibilidad debe utilizarse el método de tiempo medio entre fallas (MTBF) o algún otro de características similares o superior. Dicha información debe estar ampliamente documentada, describiendo cada uno de los parámetros. 5.6.7 Redundancia Los UPC de los autómatas y de la consola de operación deben de ser redundantes y deben suministrarse con la adecuada programación para que operen en configuración tal que la tabla completa de estados es transferida del UPC primario al secundario en un barrido (scan), considerando una sincronización entre UPC's en cada barrido. Cualquier equipo cuya falla pueda causar la caída del sistema debe ser duplicado (100 % de redundancia), la pérdida de uno de los equipos redundantes no debe degradar al sistema.

a) Buses redundantes

Para asegurar la transmisión de los datos del sistema con alta velocidad, así como máxima seguridad y disponibilidad, en la arquitectura del SCAAD, se empleará topología en anillo redundante de Fibra óptica monomodo para dar servicio a todos los equipos del sistema SCAAD y protecciones.

Este anillo está estructurado para trabajar en forma redundante y dar servicio a todos los equipos de visualización, control, comunicación, servidores redundantes, mostrados en la arquitectura del SCAAD.

b) Servidores redundantes

Existe redundancia en los Servidores SCAAD con los autómatas por medio del anillo de comunicaciones Ethernet redundante, asegurando que algún evento grave continúe con las funciones críticas del sistema.

Los servidores redundantes se hospedan en la plataforma del SCAAD, así como el servidor WEB. El servidor contará con el sistema operativo Windows Server, los servidores serán tolerantes a fallas, en caso de falla gestionará automáticamente sus componentes redundaste sin interrupción en el procesamiento de datos. Cada servidor de aplicación será respaldo del otro, asegurando el respaldo sin pérdida de información en tiempo real.

5.6.8 Equipo periférico



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a) Impresoras blanco y negro

- Deben cumplir, como mínimo, con las siguientes especificaciones:

. Tipo Láser B/N

. Velocidad de impresión: Mínimo 50 ppm.

. Resolución: Mínimo 1 200 X 1 200 dpi.

. Vida del cartucho: Mínimo 10 000 hojas.

. Memoria: Mínimo 128 MB.

. Tipo de papel Normal.

. Alarma: Terminación de papel.

. Conectividad Wi-Fi y Ethernet.

b) Impresoras a color

- Deben cumplir, como mínimo, con las siguientes especificaciones:

. Tipo: Láser a color

. Velocidad de impresión: 30 páginas por minuto

. Resolución: 1 200 x 600 dpi

. Vida del cartucho: Mínimo 10 000 hojas

. Memoria: Mínimo 256MB

. Tipo de papel Normal

. Alarma: Terminación de papel . Conectividad: Wi-Fi y Ethernet.

c) Teclados y dispositivos de control de cursor

La operación y supervisión del sistema debe efectuarse de tal forma que sea una combinación de rapidez, eficiencia y seguridad. Para esto se debe contar con los teclados y dispositivos: - 1 Teclado industrial alfanumérico en español de uso rudo tipo membrana - Track–Ball industrial

d) Monitores tipo LED-HD

Características mínimas:



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- Estaciones de trabajo - Deben instalarse los monitores indicados en el diagrama de “Arquitectura General del

SCAAD” siendo al menos:

. 2 (dos) monitores de 812.8 mm para la estación de trabajo 1.

. 2 (dos) monitores de 812.8 mm para la estación de trabajo 2.

. 1 (uno) monitor de 812.8 mm para la estación de ingeniería.

. 1 (uno) monitor de 2 032.00 mm para la estación de trabajo 3.

. 2 (dos) monitores de 812.8 mm para la estación de trabajo de la central hidroeléctrica remota que CFE designe durante la puesta en servicio.

. 1 (uno) monitor de 812.8 mm para la estación de ingeniería tipo escritorio.

. 1 (uno) monitor de 355.6 mm para la estación de ingeniería portátil. . La resolución de la imagen debe tener, como mínimo, 1 920 x 1 200 líneas.

. Los caracteres (alfanuméricos y símbolos especiales), deben manejarse en modo

gráfico.

. Controles de vídeo de acceso frontal.

. Debe contarse con la posibilidad para ciertos caracteres, de tenerse campos de fondo que sean de diferentes colores.

. Selección de colores en la pantalla por teclado o por programa y centelleo de

caracteres en cualquier posición.

. A color, con capacidad para desplegar por lo menos 32 bits.

. Con frecuencia de actualización de 85 Hz, como mínimo.

. Los ángulos de visión son mínimo de 160 grados, en ambos sentidos (horizontal y vertical).

e) Generación de caracteres

De forma independiente a los caracteres alfanuméricos normalizados, el sistema de vídeo debe contar con caracteres para la construcción de gráficas de utilización en el sistema eléctrico, dichos caracteres deben generarse por programación y almacenarse en un archivo específico. Los diagramas unifilares a ser representados sobre el video, pueden ser presentados al operador sobre una o varias páginas de acuerdo a la mejor distribución posible a las correspondientes funciones. Sobre estos mismos gráficos se debe contar con las funciones de indicaciones, alarmas mediciones y control, presentar gráficas en el monitor de una o varias señales analógicas y contar con diagramas de barras.

5.6.9 Funciones



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Las funciones que el sistema debe ser capaz de desarrollar son las siguientes:

a) Diagnóstico periódico del sistema.

b) Administración de datos de los autómatas (recepción de datos y envío de comandos, alarmas, telemediciones, por citar algunos).

c) Control de la Interfaz hombre máquina.

d) Ejecución de programas de aplicación específica.

e) Sincronización en tiempo real con el reloj maestro.

f) Control de comunicaciones.

5.6.9.1 Diagnóstico periódico del sistema El propósito de esta programación es detectar, localizar e identificar fallas del equipo y de programas. Los diagnósticos de esta función deben poder ser usados fuera de línea o con el sistema operativo en tiempo real, pero sin interferir con el proceso o dañar la programación y quedar instalados desde la puesta en servicio. 5.6.9.2 Administración de datos de los autómatas y del SAS

a) Adquisición de datos

Programa independiente para barrer cada tipo de datos de entrada y a ser ejecutado cíclicamente de acuerdo a un tiempo de actualización específico. Las prioridades deben ser siempre dadas al ciclo más rápido. Con el fin de tener un ciclo de obtención de datos más eficiente se consideran factores de la técnica de barrido, tales como reporte de datos por excepción de los autómatas tanto para indicaciones, alarmas o mediciones seleccionadas, agrupación de datos en diferentes ciclos (lentos y rápidos), por citar algunos.

b) Procesamiento de datos

Todos los datos recibidos de los autómatas y SAS deben ser validados y analizados antes de ser enviados al banco de datos. Cada una de estas tareas, para las diferentes funciones, de ben ser efectuadas en módulos de programación separados.

c) Manejo de errores de comunicación

Los errores en transmisiones deben ser registrados por cada autómata. Cuando la frecuencia de un error en un autómata específico, alcance un predeterminado número, una alarma debe ser enviada al operador. En tales casos (y cuando los autómatas no contesten), el dato o datos correspondientes en el sistema deben ser marcados o etiquetados (con bloqueo), como no actualizados.

d) Detección de cambios de estados

Un nuevo estado debe ser comparado con el estado anterior, aun cuando sea que en el correspondiente autómata el dato sea procesado. En el caso que exista disparidad en la comparación, se debe efectuar adicionalmente, una revisión para ver si el cambio es por



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autorización (un comando), o un cambio no autorizado (disparos). En el último caso se debe iniciar una alarma al sistema.

e) Conversión de telemediciones y monitoreo de límites

En el caso de puntos analógicos pueden existir 3 casos de datos transmitidos de los autómatas a la consola de operación, siendo los siguientes:

- Datos transmitidos en ciclo rápido.

- Datos transmitidos en ciclo lento.

- Datos transmitidos por excepción. En los tres casos debe considerarse el contar con límites para los analógicos, los cuales pueden ser tratados en el procesador central o en los autómatas, y los que al ser violados deben generar una alarma al operador del sistema.

f) Actualización de archivo de datos

Después de una validación y análisis de datos, éstos deben ser enviados a la consola de operación donde deben ser ordenados de acuerdo a su origen (autómata), y tipo (indicaciones, telemediciones, por citar algunos.). Cada entrada debe poder ser acompañada de información complementaria como fecha y hora, descripción y estado del elemento, por citar algunos.

g) Almacenamiento de datos, preparación para teletransmisión, recepción del centro de control de

nivel superior. h) Almacenamiento de datos

Para la ejecución de estas funciones en la consola del operador se debe contar con un dispositivo de almacenamiento masivo de información, disco duro, el cual debe tener mínimo 500 GB de capacidad, los respaldos de información deben ser programables. Dicho dispositivo debe ser con tecnología de vanguardia, diseñado para operación continúa (24 horas por día) y ser tipo compatible con sistemas comerciales.

Además se debe contar con al menos dos puertos USB para funciones de la consola.

i) Monitoreo de los autómatas y del SAS

Los datos sobre los estados de los autómatas y del SAS deben ser continuamente actualizados (por excepción y periódicamente), en los archivos del sistema. Tales datos deben estar disponibles al operador en dos formas:

- Pantalla del monitor

- Impresoras

El subsistema de adquisición de datos, junto con el subsistema de interfaz hombre/máquina, deben ser los responsables de efectuar las diferentes secuencias requeridas para el monitoreo de los autómatas y del SAS. Cada tipo de comando debe ser ejecutado por un módulo independiente.



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5.6.9.3 Control de la interfaz hombre máquina (Estaciones de trabajo)

El propósito de la interfaz hombre/máquina es mantener informados de todas las variables a los operadores en tiempo real, de manera continua, rápida y que puedan desarrollar con seguridad y de forma sencilla las operaciones de control y supervisión de la central. 5.6.9.3.1 Las características funcionales de la interfaz hombre/máquinas

a) Visualización (Por medio de presentaciones en monitor) en tiempo real de todas las variables de estado del sistema.

b) Grabado e impresión de datos. c) Generación de reportes. d) Generación de gráficas X-Y y en el tiempo. e) Programación para el coloreado de la red con base a las mediciones reales. f) Registro secuencial de eventos. g) Registro de temperaturas. h) Administración de reportes. i) Administración de listados. j) Monitoreo de caída del sistema. k) Arranque e inicialización. l) Vistas de diagnósticos

5.6.9.3.2 Las funciones en tiempo real con que se debe contar se dividen en dos categorías principales.

a) Supervisión

- El operador debe estar continuamente informado de cualquier evento que ocurra en la Central y al mismo tiempo debe tener acceso a los datos detallados relacionados con los estados de cada autómata y del SAS.

- Para este propósito el sistema debe actualizar los siguientes datos:

. Estados de los equipos de los autómatas, y del SAS.

. Telemediciones.

. Protecciones.

. Alarmas.

b) Estos datos deben estar disponibles para el operador a través de la pantalla del monitor.



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- Comandos

El operador a través de la consola del operador debe poder efectuar operaciones de control a través de los correspondientes autómatas, sobre los diferentes equipos de la instalación.

5.6.9.3.3 Presentaciones en el monitor

a) El usuario del sistema debe tener acceso a lo siguiente:

- Diagramas detallados. - Resumen de alarmas. - Presentación tabular de indicaciones, alarmas, telemediciones y comandos. - Secuencia de eventos. - Resumen de diagnósticos. - Condiciones iniciales de equipos y unidades.

b) El usuario debe tener disponible una página con indicación del estado general del sistema supervisorio, canales de comunicaciones, periféricos, alimentaciones, así como también un diagrama unifilar general del sistema eléctrico.

c) Debe tener disponible una pantalla por cada unidad generadora, donde se indiquen los controles y las condiciones de mayor relevancia, considerando: condiciones iniciales (cumplidas y faltantes), estado de una secuencia (paro, arranque y disparo), variables principales de la unidad (generación, tensión corriente, velocidad, por citar algunos).

d) Dentro de los diferentes tipos de presentaciones con que se cuenta en el monitor, debe

considerarse un área para la presentación de la base de datos, tanto la parte estática como la dinámica; debe reservarse un espacio para el nombre de la instalación, la fecha y la hora y una parte para los últimos eventos ocurridos.

e) Además, la base de datos debe poderse manejar para que aparezca toda la información en cada

una de las pantallas o pueda separarse la información para que el operador maneje parte del sistema. Dicha presentación debe ser reconfigurable por el usuario en tiempo real sin necesidad de transferencia, compilación o paro del sistema.

f) Una copia de lo presentado en el monitor tanto de los tabuladores como de los diagramas puede

ser solicitada en cualquier momento por el operador.

5.6.9.3.4 Diagramas gráficos

Las presentaciones deben ser en forma de diagramas unifilares y esquemas estáticos y dinámicos y estar provistas con los datos principales de la Central. Y estas deben considerar la operación de amplificación (zoom) para mayor detalle del gráfico, así como la operación de desplazamiento de pantalla. Los diagramas y esquemas que se deben considerar como mínimos por unidad además de los antes indicados, son los siguientes:



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a) Sinóptico general. b) Diagrama unifilar general. c) Diagrama unifilar de protección y medición (C. de M.). d) Diagrama unifilar de protección y medición (S. E.).

e) Configuración del SCAAD. f) Diagrama unifilar de servicios auxiliares de C.A. g) Diagrama unifilar de servicios auxiliares de C.D. h) Unidad:

- Sinóptico unidad. - Esquema hidráulico. - Sistema de regulación. - Agua de enfriamiento. - Temperaturas.

i) Sistema de desagüe y achique. j) Sistema de ventilación. k) Sistema contraincendio. l) Los diagramas y esquemas deben contener básicamente lo siguiente:

- Número de identificación de equipo o parte. - Estados de equipos y campo para selección de equipos. - Zonas para restricciones de equipos (inhibición, libranza, por citar algunos.). - Presentación de líneas. - Valores de medición en los principales puntos. - Utilización de diferentes colores para diferentes códigos. - En los diagramas unifilares, indicar la tensión de las barras y buses (230 kV, 13.8 kV,

480 V c.a., 220 V c.a.), tomados directamente desde el transductor de campo. 5.6.9.3.5 Alarmas

Las alarmas deben ser presentadas en las siguientes formas:

a) Resumen general de alarmas activadas del sistema.



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b) Resumen general de alarmas desactivadas del sistema. c) Alarmas activadas por autómata. d) Alarmas prioritarias. e) Alarmas internas del equipo y periféricos. f) Alarmas reconocidas por el operador. g) Manejo de colores o flacheo para los diferentes estados de la alarma.

5.6.9.3.6 Gestión Inteligente de Alarmas

Para la implementación de la gestión inteligente del sistema de alarmas, se debe de entregar el libro de alarmas normalizado, que contiene el total de las alarmas de la central incluyendo la información siguiente:

a) Punto de ajuste para cada alarma. b) Clasificar en: crítica, pre crítica y de planta las alarmas, la distribución de esta clasificación debe

ser: 5 % CRÍTICAS, 15 % PRE CRÍTICAS Y 80 % PLANTA. c) Las alarmas asociadas a protección de proceso deben ser clasificadas como pre críticas a nivel

alarma y crítica a nivel de disparo. d) Texto con la acción que el operador debe realizar ante una alarma crítica y pre crítica.

e) Clasificación del estado operativo que aplica a cada alarma, considerando los siguientes estados

operativos de la unidad: arranque, paro.

f) Lógica de inhibición (texto y audio) de la alarma cuando ésta no aplique el modo operativo en que se encuentre.

En la puesta en servicio se deben hacer pruebas donde se demuestre que el sistema de alarmas es robusto cumpliendo los siguientes criterios:

a) Sistema confiable durante todos los modos de operación, aún durante un disparo. b) El operador tiene un alto grado de confianza en el sistema de alarmas. c) El operador tiene tiempo para leer, entender y tomar la acción apropiada. d) Menos de 10 alarmas en 10 min en operación normal. e) Menos de 100 alarmas en 10 min durante un disparo. f) Se tiene disponible en línea el texto con la acción del operador. g) El sistema de alarmas se ajusta automáticamente de acuerdo al modo de operación actual,

desplegando sólo las alarmas relevantes en ese modo de operación

5.6.9.3.7 Filosofía de alarmas



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a) Las alarmas críticas se generan en color rojo. El operador debe de tomar la acción conforme al

libro de alarmas. En caso de que la acción del operador no revierta la tendencia de la variable se genera el disparo para protección de la unidad. Para avisar al operador del disparo se pone un retardo de tiempo.

b) Se busca que para cada alarma crítica se cuente con una alarma pre crítica con la finalidad de que

el operador esté avisado del problema con la suficiente anticipación.

c) Las alarmas pre críticas se genera en color amarillo y el operador debe de tomar las acciones descritas en el libro de alarmas. En caso de que no se revierta la tendencia de la variable con las acciones del operador se genera la alarma crítica.

d) Las alarmas de instrumentos y de sistema serán para mantenimiento y se considera de planta.

Estas alarmas se le presentan al operador y éste debe avisar al Departamento de instrumentación y control (I&C) para que las reconozcan, restablezcan y atiendan.

e) El departamento de Instrumentación y Control debe revisar el sumario de alarmas diario e iniciar

las acciones para restablecerlas. f) Las alarmas críticas y pre críticas se deben mostrar en forma gráfica simulando los cuadros de

alarmas para que el operador tenga a la vista todas las alarmas y su estado. g) Debe configurarse un gráfico para cada sistema y un gráfico grupal para mostrar los disparos. h) Se deben asignar grupos de sonidos a los disparos y a cada prioridad de alarmas. i) A continuación se muestran ejemplos de los gráficos de los cuadros de alarmas para alarmas y

disparos:



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Figura 1- PANEL DE ALARMA 1



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Figura 2- PANEL DE ALARMA 2

5.6.9.3.8 Presentación en forma tabular del total de:

a) Temperaturas de generador. b) Temperaturas de turbina. c) Temperaturas de transformador.



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5.6.9.3.9 Implementación de controles

Como mínimo la consola de operador (UPC, monitor y teclado) debe contar en su teclado y en forma independiente de la parte alfanumérica los controles siguientes:

a) Controles para el monitor y periféricos para la selección de fuentes de datos, selección de tipo de

datos y control general de presentaciones y periféricos. b) Funciones especiales. Este teclado debe ser usado para efectuar controles en los autómatas a

través de la presentación de su área de trabajo. La consola de operador debe contar con la posibilidad de definir ciertas teclas para ciertas funciones específicas al sistema en cuestión.

c) Todos los comandos sobre los autómatas del sistema deben poder efectuarse a través del

monitor, sobre la presentación del diagrama o esquema correspondiente. Éstos deben incluir los siguientes puntos:

5.6.9.3.10 Generadores

a) Arranque automático con toma de carga.

b) Arranque sin carga.

c) Paro normal.

d) Paro rápido.

e) Paro de emergencia.

f) Subir bajar MW, kV.

g) Cerrar/abrir válvulas.

5.6.9.3.11 Interruptores

a) Abrir.

b) Cerrar.

5.6.9.3.12 Recierres

a) Bloquear b) Desbloquear.

5.6.9.3.13 Tres diferentes tipos de funciones de control deben preverse:

a) Controles de impulso.

b) Controles de "set" (establecer condición).

c) Controles dedicados a supervisión.



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5.6.9.3.14 Procesamiento de estados

Los cambios de estado no autorizados, alarmas, violaciones de límites, se deben indicar de acuerdo con las secuencias descritas a continuación:

a) Cambios de estado

Un cambio no autorizado debe producir la siguiente secuencia de indicación: - Destello del punto sobre el diagrama unifilar del monitor y de su presentación tabular.

- Destello de la tecla selectora específica del autómata o equipo del SAS correspondiente,

sobre la consola de control.

- Indicación con leyenda sobre el monitor con destello del nombre del autómata o equipo del SAS.

- Destellos de la tecla de reconocimiento de alarma localizada sobre la consola de operación.

- Activación de alarma audible. - Reconocimiento

b) Siguiendo a un cambio de estado no autorizado el operador debe reconocer tal cambio y

estabilizar el sistema de preferencia con los siguientes pasos:

- Desactivación de alarma audible con la operación de la tecla de sonido de alarmas, este paso debe ser efectuado necesariamente antes de que se estabilice el sistema.

- Presentación sobre el área de trabajo del monitor, la información del autómata donde el cambio ocurrió seleccionándole con su tecla funcional correspondiente.

- Estabilización del sistema presionando la tecla de reconocimiento. Todos los destellos

deben cesar entonces y el nuevo estado se debe presentar sobre el monitor.

c) Una alarma debe producir la siguiente secuencia de indicación:

- Presentación de la alarma sobre el área de trabajo del monitor.

- Destellos de la tecla de reconocimiento localizada sobre la consola de operación.

- Destellos del nombre de identificación del autómata sobre el monitor.

- Destellos de la tecla de selección del autómata correspondiente.

- Activación de alarma audible.

d) Las alarmas deben ser colocadas sobre el resumen de alarmas de acuerdo al orden de su arribo. La más antigua en la parte superior izquierda de la página correspondiente de alarmas.

- Violación de límites

- Indicación



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e) Una violación de límite debe producir la siguiente secuencia de indicación:

- Activación de la alarma audible.

- Destello de la tecla de selección del autómata correspondiente sobre la consola.

- Destello de la tecla de reconocimiento sobre la consola.

- Inscripción sobre el área de trabajo del monitor, el mensaje del punto de medición con límite violado así como del autómata correspondiente.

- Cambio de color y destello del punto correspondiente sobre el diagrama y la tabla de datos

del autómata y equipo del SAS correspondiente.

f) Reconocimiento

El procedimiento para que el operador reconozca una violación de límite y estabilización del sistema es el siguiente: - Desactivación de la alarma audible accionando la tecla de sonido de alarma localizada

sobre la consola, este paso debe ser efectuado necesariamente antes de que el sistema pueda ser estabilizado.

- Presentación del diagrama esquemático del autómata sobre monitor, accionando la tecla de selección correspondiente sobre la consola.

- Estabilización del sistema accionando la tecla de reconocimiento. Todo destello debe cesar,

el mensaje del monitor debe desaparecer y el color del punto de medición debe permanecer en esa forma mientras exista la violación del límite.

5.6.9.3.15 Procedimiento de control La ejecución de controles sobre un autómata debe requerir que el diagrama unifilar o la presentación tabular de ésta sea desplegado sobre el monitor, el punto a controlar debe ser designado colocando en su localización el cursor o por selección en el teclado alfanumérico. La operación debe ser ejecutada utilizando los botones especializados para este fin en la consola. 5.6.9.3.16 Controles de impulso Estos controles se caracterizan por la operación momentánea de cerrado del contacto de salida de control sobre el autómata. Puesto que tal operación requiera un alto grado de seguridad, se debe efectuar en varios pasos como se describe a continuación: 5.6.9.3.17 Selección Accionando la tecla de la función correspondiente debe enviarse un mensaje al autómata o equipo del SAS respectivo, seleccionando el contacto del punto considerado. 5.6.9.3.18 Confirmación de selección



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La detección de la selección del punto correspondiente en el autómata, debe originar que sea enviado un mensaje de confirmación a la consola de operación el cual debe comparar con el originalmente enviado y debe ocasionar que ocurra lo siguiente:

a) Destello del símbolo del punto en el diagrama unifilar.

b) Generación de mensaje en el campo de diálogos del monitor.

c) Identificando el autómata, equipo y función seleccionada.

d) Encendido de la tecla correspondiente de la función seleccionada y la de ejecución. 5.6.9.3.19 Ejecución Cuando la confirmación de la selección se ha efectuado, dos acciones pueden ser tomadas:

a) La selección puede ser cancelada accionando la tecla que con este fin se debe contar en consola, lo que debe causar que un mensaje sea enviado al autómata, el cual debe cancelar la selección del punto, en la consola de operación se eliminan todos los mensajes resultantes de la selección.

b) La función puede ser ejecutada accionando la tecla de ejecución, lo cual ocasiona que el contacto en el autómata sea momentáneamente accionado.

5.6.9.3.20 Confirmación de la Ejecución A la señal de retorno de confirmación de la operación del relé de interposición del autómata, la iluminación de la tecla de ejecución se debe extinguir y borrar todo el mensaje de comunicación del punto de control. Cuando es detectado el nuevo estado del punto en cuestión, debe ser desplegado en el diagrama unifilar del monitor. El símbolo del punto en particular debe parpadear hasta que no sea recibido el cambio de estado y si no sucede dentro de un límite, el operador debe ser avisado mediante un mensaje de falla de ejecución. 5.6.9.3.21 Controles temporizados para fijar condiciones establecidas (subir/bajar) Existen dos categorías, manuales y automáticas:

a) Control manual

El control es enviado actuando manualmente sobre la función de subir/bajar localizada en la consola del operador. El operador debe verificar por la telemedición el valor actual de la variable. Estos controles se caracterizan por mantener cerrado el contacto de salida de control del autómata y del SAS a través del siguiente procedimiento:

- Selección

. El control variable se debe seleccionar colocando el cursor sobre el campo del punto correspondiente, o tecleando su número sobre el teclado alfanumérico y presionando el botón de control correspondiente a la función de control variable, y las mediciones involucradas con el punto sean desplegadas en el área reservada para dicho propósito.



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. Se debe recibir un mensaje en el área correspondiente que indica el autómata y el

SAS, confirmación del punto seleccionado así como el valor actual de la variable.

- Ejecución

. El operador debe estar entonces en condiciones de cancelar la selección efectuada por la operación de la tecla correspondiente o de manualmente ejecutar la acción de subir o bajar.

. Esto ocasiona el envío de mensajes sucesivos al autómata, conservando el contacto

de salida de control cerrado en tanto se presione la tecla en la consola de operación. . La actualización de la variable controlada debe ser acelerada para permitir una

resolución adecuada. . Un mensaje identifica la operación y el tiempo de ésta, el cuál debe ser registrado

después de que la tecla de control es liberada.

b) Control automático El control es enviado por medio de un teclado digital localizado sobre la consola funcional del operador. El operador debe fijar manualmente sobre el teclado dedicado, el valor deseado y debe ser transmitido al autómata y al SAS por la operación del botón de transmisión. La verificación del valor deseado contra el valor real debe poder ser efectuado en el autómata, en el SAS, y en la consola de operación. Este control debe ejecutarse de la siguiente forma:

- Selección

La selección de este tipo de control variable debe efectuarse de igual forma al de control manual.

- Ejecución

. El operador inicia el control fijando el valor deseado a través del teclado digital siguiendo la inscripción de la función.

. Después de la validación de la entrada anterior, se debe eliminar la tecla de ejecución

cuya operación debe seguir la misma secuencia que toma lugar en el control manual, exceptuando que el sistema automáticamente compara el valor real con el valor deseado.

. Cuando el valor final ha sido alcanzado el sistema automáticamente, debe restablecer

la función y el mensaje apropiado con el tiempo de ajuste efectuado, debe ser registrado.

. El operador debe estar capacitado para cancelar la operación utilizando el botón para

esta función destinado a recuperar el control con la operación de las teclas de subir o bajar.

5.6.9.3.22 Controles de operación por programas de aplicación específica



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Para algunos programas de aplicación se debe considerar la operación de controles por orden de éstos. La supervisión del correcto funcionamiento de tales programas debe ser efectuada por el operador del sistema, el cual debe tener el poder de suspender en cualquier momento su ejecución. 5.6.9.3.23 Seguridad en la operación

Para limitar los riesgos por operaciones erróneas no debe ser posible:

a) Efectuar más de una operación a cualquier autómata y al SAS al mismo tiempo.

b) Efectuar una operación sobre un punto alarmado sin que previamente no sea reconocido el cambio de estado.

c) Efectuar control sobre puntos en licencia o inhibidos.

d) Función de bloqueo de comandos (interlock).

5.6.9.3.24 Software Se refiere a los paquetes de cómputo y sus correspondientes licencias, que el SCAAD requiere para una operación eficiente y segura y debe cumplir, como mínimo, con capacidad para ejecutar las siguientes funciones:

a) Configuración en línea.

b) Configuración fuera de línea.

c) Operación de planta, de acuerdo a la filosofía de operación dada por el proveedor y aprobada por CFE.

d) Autodiagnóstico del sistema (hardware/software).

e) Comunicación.

f) Procesamiento de información.

g) Habilidad para alterar o configurar lazos, sin afectar a otros en control automático.

h) Modificación o creación de desplegados gráficos, sin afectar los lazos que se encuentren en

control automático.

i) Capacidad de tolerancia de falla de los procesadores de control, al configurar en línea.

j) Sistema operativo multiusuario y multitareas, con capacidad de ejecución de aplicaciones en tiempo real.

k) Configuración de transmisores inteligentes.

5.6.9.3.25 El software del SCAAD debe incluir:

a) Sistema operativo.



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b) Programas para configuración.

c) Asignación de entradas/salidas.

d) Estrategias de control.

e) Generación de gráficos dinámicos.

f) Generación de sumarios.

g) Generación de reportes.

h) Generación de balances de materia y energía.

i) Generación de índices.

j) Hoja de cálculo tipo Excel.

k) Manejador de base de datos.

l) Control estadístico de procesos.

m) Librería de símbolos para la elaboración de gráficos.

n) Configuración de transmisores inteligentes.

o) Auto sintonía para los controles del sistema.

p) Desplegados estándares.

q) Desplegado de vista general.

r) Desplegados de grupo.

s) Desplegados de controladores.

t) Desplegados de tendencias.

u) Desplegados de alarmas.

v) Autodiagnóstico del sistema.

w) Procesamiento de datos.

x) Comunicación con la red.

y) Diagnóstico de transmisores inteligentes.

Además de lo indicado referente al SAS, se debe de considerar lo mencionado en la norma IEC 61850 parte 3. 5.6.9.4 Ejecución de programas de aplicación específica 5.6.9.4.1 Registro secuencial de eventos



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La función de registro secuencial de eventos, debe ser efectuada por el UPC de la consola de operación y por los autómatas.

a) Funciones El equipo debe almacenar en disco duro los eventos y tener la posibilidad de presentar varios tipos de reportes en pantalla o impresos a solicitud del operador. La base de datos debe de tener referencia cruzada de cada una de las señales utilizadas, donde se incluya el TAG (etiqueta), de origen, el destino, la función, la clasificación de la alarma o disparo, por citar algunos.

Funciones que deben poder efectuarse desde el teclado: - Solicitud de reportes.

- Agregar o suprimir elementos.

- Cambio de texto de elementos.

- Suspender impresión de eventos.

- Definir y modificar condición normal/alarma.

- Solicitar resultado de diagnóstico.

- Solicitud de resumen de elementos en alarma, dados de baja.

- Solicitud de listado de elementos supervisados con definición del estado.

- Ajuste de valores HH, H, LL, L, valores de sustitución, por citar algunos.

b) Tipos de eventos:

- Tipo A: No autorizados.

- Tipo B: Autorizados (comandos).

Deben mostrarse en el monitor estos dos tipos de eventos, en diferentes colores, para su fácil identificación. Así también el evento más reciente debe estar indicado en la primera línea del reporte correspondiente.

c) Reportes

Para cada reporte en el monitor, por lo menos se deben considerar los siguientes puntos:

- Título de la página.

- Fecha y tiempo de adquisición del evento en el autómata (AA, MM, DD, hh, mm, ss, ms).

- Identificación del punto, sistema, subsistema, equipo.

- Descripción del evento. - Datos registrados en impresoras



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Los siguientes datos deben ser registrados sobre las impresoras:

- Eventos.

- Alarmas.

- Telemediciones.

Una impresora debe manejar a los que son eventos y telemediciones con prioridad de los primeros sobre los segundos y la otra para logger (listados, tabulaciones y gráficas de temperaturas por solicitud). En general debe cumplir con lo indicado en la especificación CFE GAHRO-24 (en lo que corresponde a las funciones). 5.6.9.4.2 Registro de temperaturas Las funciones de registro y desglose gráfico de las temperaturas de unidad (generador, transformador y turbina) deben ser efectuadas en la consola de operación. Las señales para estos registros deben obtenerse en los autómatas. Los registros de las temperaturas provenientes de un autómata deben ser reportadas periódicamente y procesadas para determinar cuándo se rebasen limites prefijados, debiéndose producir en estos casos señales de alarma. Los períodos de tiempo y los valores límite de temperatura deben ser fácilmente ajustables. Con los registros de temperatura antes mencionados, deben representarse mediante gráficas de donde quede resumida la información para apreciación y análisis cualitativo de temperaturas con respecto al tiempo. Para una mejor interpretación se requieren como mínimo 36 de las mediciones de temperatura del grupo turbogenerador y deben ser graficables 15 (quince) de generador eléctrico, 12 (doce) de turbina hidráulica y 9 (nueve) de transformador de potencia). 5.6.9.5 Sincronización en tiempo mediante reloj GP

Todos los PLC’s, servidores, relevadores de protección, medidores multifunción, registradores de disturbios, HMI´s, MCAD, MES, por citar algunos. Deben de estar sincronizados a través del sistema GPS, mediante el protocolo SNTP de acuerdo a lo indicado en la norma IEC 6185 parte 8-1. La red de sincronización debe de garantizar la adecuada sincronización del sistema de acuerdo a la distancia y número de equipos a sincronizar. La arquitectura final será presentada a la CFE para su aprobación. Las señales como las alarmas y estados, deben estamparse con el tiempo en que fueron registrados en el dispositivo que lo detecta y enviar a los clientes. 5.6.9.6 Control de comunicaciones Debe controlar el intercambio de información entre las consolas de operación y:

a) El nivel superior.

b) Los autómatas, SAS.

c) Todos los procesos internos.

Debe manejar los datos analógicos y digitales hacia los equipos de comunicación con manejo individual (a nivel de puerto) y a una velocidad seleccionable por programación.



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5.6.10 Equipos especiales

5.6.10.1 Sistema Centralizado de Análisis de Disturbios

Las funciones de registro de disturbios serán desarrolladas por el Sistema Centralizado de Análisis de Disturbios y los registradores digitales de disturbios, éstos últimos localizados en los tableros de unidad y tableros de subestación para las líneas de transmisión, de acuerdo a la Arquitectura General del SCAAD. Los registradores digitales de disturbios se encuentran técnicamente descritos en el numeral 5.3.6.7 se deben alimentar desde el inversor del SCAAD. El sistema centralizado se describe a continuación:

a) Equipamiento

Impresora (con características indicadas en el numeral 5.7.8 inciso a y b).

- Teclado (con características indicadas en el numeral 5.7.8 inciso c).

- Monitor (con características indicadas en el numeral 5.7.8 inciso e).

- Unidad central de procesamiento UPC.

- Software. Para realizar todas las funciones indicadas.

- La UPC debe ser de la capacidad adecuada para alojar los programas de aplicación específica y estar implementada con disco duro con una capacidad de por lo menos 1TB y puerto USB.

b) Unidad central de procesamiento UPC

La unidad debe incluir por lo menos capacidad para:

- Sincronización de tiempo real por protocolo SNTP (proveniente del reloj maestro de la

Central).

- Sincronización de tiempo de los registradores.

- Reinicio automático de falla de alimentación.

- Protección de memoria (FLASH).

- Arquitectura del tipo industrial escalable.

c) Funciones

El sistema centralizado, debe contar con la programación necesaria para efectuar por lo menos las siguientes funciones: - Recepción de datos de disturbios del total de canales analógicos y digitales especificados.

- Organización y almacenamiento, en disco duro.



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- Reproducción de la información almacenada, a solicitud del operador en el impresor y/o en el monitor de vídeo con capacidad de, emitir las gráficas de los registros.

- Acceso directo al análisis y reproducción por medio de menú de funciones.

d) Autodiagnóstico

El sistema debe efectuar en forma automática y continua un diagnóstico que permita conocer: - El correcto funcionamiento del programa.

- El correcto funcionamiento de los enlaces con cada uno de los registradores de adquisición.

- Fallas de alimentación. - Disponibilidad de impresora.

- Disponibilidad de cada uno de los registradores.

5.6.10.2 Inversores de V c.d. a V c.a. Para todos los equipos de la sala de control se deben suministrar 2 inversores de c.a. a c.a. y c.d. a c.a y otro más para la estación de trabajo a ubicarse en la sala de control de la central hidroeléctrica remota. Los inversores deben cumplir al menos con las siguientes características:

a) Entrada de Voltaje: 125 V c.d. y 220 V c.a.

b) Salida de Voltaje: 120 V c.a. monofásico, línea y neutro.

c) Capacidad mínima: 5 kW continuos en total 2 (el contratista debe presentar el cálculo de cargas a alimentar congruente con la capacidad propuesta)

d) Frecuencia: 60Hz.

e) Estabilización de fecuencia: + 0.01 % (controlado por cristal)

f) Regulación de la línea: + 1 %

g) Factor de potencia: 0.8

h) Eficiencia: Aproximadamente 91 %

i) Carga reactiva: 0.8 atrasado a la unidad.

j) Distorsión: 1.0 % TDH

k) Sobrecarga: 120 % por 10 min un ciclo. l) Rango de protección de sobrecarga: Protección automática de carga y corto circuito, braker de

sobrecarga la línea de c.a. es desconectada, si se detecta voltaje y/o frecuencia anormal. m) Montaje en rack de 584.20 mm n) Protegido contra sobrevoltaje, sobrecarga y sobrecalentamiento. o) Interruptor de entrada de c.d. y c.a.



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p) Interruptor de salida de c.a. q) Enfriado por convección natural. r) Temperatura de Operación – 0° a + 46°C a toda carga. s) Diseño modular. t) Soporta alta carga reactiva. u) Relé de salida para alarmas de fallas y envío de alarma al SCAAD

v) Panel de configuración local y display para despliegue de lecturas y alarmas. Switch estático

w) Bypass manual de mantenimiento externo

x) Puerto de comunicación RS 232, EMD y SVW Ethernet para configuración a distancia.

y) Salida Sinusoidal.

z) Entrega de software.

5.6.10.3 Estaciones de ingeniería Estas estaciones son para la configuración del sistema, para elaboración y/o modificación de las secuencias de operación, para la construcción de los gráficos dinámicos del SCAAD y para las operaciones del monitoreo de la planta. Se requiere que las estaciones de ingeniería también puedan ser utilizadas para los sistemas paquetes. Las estaciones de ingeniería deben suministrarse como se muestra en el plano “Arquitectura General del SCAAD”, la estación de ingeniería tipo escritorio debe incluir un monitor de 812.8 mm, teclado de operador, teclado de ingeniería, las dos estaciones de ingeniería (de escritorio y portátil) deben de incluir, unidad de disco duro estático, mouse óptico, unidad de CD-ROM, puerto Ethernet y puertos USB.

a) Debe ser del tipo industrial, escalable y de operación continua, de última generación. El sistema

operativo debe de ser Windows® con la versión más reciente y probada a la fecha de puesta en servicio del SCAAD.

b) El ambiente operativo de las estaciones, debe ser gráfico en ambiente de ventanas. El sistema

operativo debe de ser Windows® versión más reciente a la fecha del suministro, siempre que sea compatible con los software de control que se instalen en la estación de ingeniería.

c) El ambiente de software debe ser capaz de procesar simultáneamente más de una tarea (en

cualquier nodo procesador en la red de comunicación), presentando en la misma pantalla la información referente a cada tarea realizada, a través de diferentes áreas sobre la misma página desplegada (por ejemplo, desplegar sobre un gráfico específico la información procesada por una hoja de cálculo y la información procesada por un manejador de base de datos, ejecutándose en diferentes procesadores).

d) Estas unidades electrónicas deben cumplir como mínimo, con las siguientes características:

- Velocidad de procesamiento mínimo de 3.2 GHz, que garantice un alto desempeño en función a los requerimientos del sistema operativo, administración y manejo de la base de



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datos, aplicaciones de software y las necesidades de despliegue de gráficos dinámicos configurados para la óptima operación del proceso en cada unidad electrónica cotizada.

- La capacidad de memoria RAM debe ser de mínimo de 8 GB. - Interfaz serie RS 232C/RS-485. - Interfaz paralela tipo Centronics, RJ-45. - Redundante 1:1 en la interfaz de comunicación a la red, con los otros grupos funcionales. - Interfaz de comunicación ETHERNET TCP/IP a la red externa. - Unidad de DVD RW/DVD+R. - Mínimo 3 puertos USB de alta velocidad, 3.0 o superior

- Discos duros estáticos redundantes funcionando de al menos 1 TB cada uno “arreglo RAID

1”. - Monitor, de acuerdo a lo descrito en el numeral 5.7.8, inciso e). - Teclado industrial alfanumérico en español de uso rudo tipo membrana para la estación de

ingeniería tipo escritorio.

- Track–Ball industrial

Además de lo mencionado, la estación de ingeniería portátil que se debe entregar a CFE debe ser nueva, recién empacada, de 355.6 mm tipo LED-HD, uso rudo, resistente a caídas, vibraciones, polvo, derrame de líquidos, humedad, diseño hermético, y puertos sellados, con al menos 15 h. de duración de la batería, panel táctil, procesador Intel Core i5 vPro® o superior. 5.6.10.4 Concentrador de información de instalación (CII)

Para que la central se integre al sistema integral de medición (sime) se debe suministrar un concentrador de información de instalación (CII), el cual concentrará la información de todos los multimedidores de la central (casa de máquinas y subestación) y la pondrá a disposición del nivel superior indicado en la especificación CFE G0000-98. El concentrador de información debe cumplir con las características técnicas y suministros indicados en la especificación CFE G0000-98, de la cual se anexa una copia a la presente, cumpliendo con las siguientes características.

a) Fuente de alimentación 125 V d.c.

b) Acceso a medidores a través de puertos Ethernet sobre TCP/IP, mediante protocolo DNP 3.0 e IEC 61850.

c) Debe permitir su sincronización mediante SNTP.

Debe montarse en un tablero tipo IN, que cumpla con lo establecido en la especificación CFE V6700-62. 5.6.10.5 Periféricos para almacenamiento magnético

Se refieren a los dispositivos para almacenamiento masivo de información y sus tarjetas manejadoras, los cuales deben cumplir, como mínimo, con las siguientes especificaciones:



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a) El proveedor debe suministrar discos duros para las siguientes funciones:

- Almacenamiento de sistema operativo.

- Almacenamiento de base de datos y configuración.

- Almacenamiento de gráficos.

- Almacenamiento de paquetería para el usuario.

- Almacenamiento de registro histórico.

b) El proveedor debe calcular la cantidad y las capacidades de los discos duros, de acuerdo a las

necesidades de software del SCAAD y sumarios, considerando como máximo un 80 % de saturación para cada disco, sin embargo las capacidades de los discos duros a suministrar pueden ser mayores, pero por ningún motivo menores a 1 TB. Debiendo entregar en la ingeniería de detalle la memoria de cálculo detallada.

c) El proveedor debe suministrar unidades de lectura y escritura de DVD, para respaldar la información de los discos duros. La función de esta unidad será:

- Respaldar la información histórica.

- Respaldar la configuración del sistema.

- Cargado de información.

- Actualización del sistema.

5.6.10.6 LAN Switch

Los LAN switch deben estar diseñados para trabajar en ambiente de alta interferencia electromagnética para subestaciones eléctricas de hasta 400 kV, por lo que los LAN SWITCH deben contar con inmunidad a campos electromagnéticos.

Los LAN Switch capa 2 están destinados a formar la configuración de la red lan de la subestación, conectando los equipo de control supervisorio, protección, medición, dei´s, por citar algunos, para el intercambio de información a nivel de enlace, los LAN Switch capa 2 para subestación deben de cumplir con las características mencionadas en la especificación G0100-25. Los LAN Switch capa 3 están destinados a unir la red de comunicación de datos del SCAAD hacia la red WAN, los LAN Switch capa 3 para subestación deben de cumplir con las características mencionadas en la especificación CFE G0100-11.

5.6.10.6.1 Firewall

Con el fin de proporcionar seguridad para el control de acceso a las redes de la subestación (Intranet), se deben emplear dos equipos para seguridad informática en configuración redundante activo – en espera. Se debe permitir el acceso a clientes pertenecientes a una subred de la CFE con todos los dispositivos conectados a la red “Ethernet” de la subestación usando protocolo TCP/IP, por medio de mecanismos seguros. El equipo de seguridad de redes debe apegarse a la norma CFE G0100-12, cumpliendo con las siguientes funciones:



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a) Detección de pérdida de conexión de internet

b) Múltiples interfaces de red por zona de seguridad

c) Firewall basado en “Stateful Packet Inspection”-SPI (arquitectura de inspección de paquetes a nivel capa de red de acuerdo al modelo OSI)

d) 32 usuarios mínimo

e) 8 000 conexiones concurrentes mínimo

f) 128 nodos protegidos mínimo

g) Protección Denial of Service (DoS)

h) Anti-Spoofing

5.6.10.6.2 Simulador

La computadora tipo laptop debe de contar con todo el software y accesorios necesarios para realizar la simulación al

100 % de los protocolos del SCAAD, en modo maestro, esclavo y monitoreo de la actividad de la red, para informar

las condiciones de desempeño, colisiones, y tráfico de mensajes, así mismo debe de tener todos los manuales y debe

ser entregada en un maletín de uso rudo.

Las aplicaciones del sistema se deben poder instalar y desinstalar en el equipo simulador, por lo que deben de incluir

las licencias correspondientes, garantizando la operación del equipo durante 2 años, después de la puesta en

servicio.

Debe tener plataforma a base de ventanas, con las funcionalidades del SCAAD mencionadas en esta especificación. 5.6.11 Registro histórico

El registro histórico está integrado por el software, y el hardware requerido, para el almacenamiento de archivos históricos y tendencias de las variables del proceso y de los eventos ocurridos durante la operación del SCAAD. El SCAAD debe tener capacidad para registro histórico y despliegue de los siguientes eventos como mínimo:

a) Historia continua del proceso. b) Muestreo de las variables configuradas para el registro histórico. c) Historia de eventos diarios del proceso. d) Registro de condiciones de alarma generadas por el proceso. e) Historia de acciones diarias del operador. f) Registro de cambios, habilitación/ deshabilitación de funciones, ajustes, por citar algunos. g) Historia de eventos de falla del sistema y alarmas. h) Registro de las fallas ocurridas en la operación, indicando la causa.



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5.6.11.1 Registro Histórico y Tendencias

El proveedor debe garantizar que el SCAAD tenga capacidad para:

a) Configurar las variables del proceso que se deben considerar en el registro histórico de acuerdo a sumarios elaborados por el proveedor en la ingeniería de detalle y aprobados por la CFE.

b) Seleccionar, entre un rango de 15 s hasta 60 min, el período de muestreo y almacenamiento de

las variables de proceso configuradas para el registro histórico (aproximadamente el 75 % del total de puntos) elaborados por el proveedor y aprobados por la CFE.

c) Detectar y registrar todas las alarmas y condiciones de falla que se generen durante la operación

del sistema. d) Detectar y registrar todas las acciones que cualquier usuario autorizado realice durante la

operación del sistema. 5.6.11.2 Almacenamiento

a) El proveedor es responsable de proporcionar, en cantidad y tipo, todos los elementos de almacenamiento que se requieran: memoria, unidades de disco flexible, de disco duro y de CD´s, para manejar y conservar la información histórica.

b) El proveedor debe garantizar que tanto la memoria RAM, como las unidades de disco duro no

excedan el 75 % de su capacidad, debido al manejo de la información histórica, para ello debe entregar las memorias de cálculo correspondientes.

c) La información histórica generada durante la operación del sistema, debe ser almacenada de

manera temporal en memoria RAM y en función de la disponibilidad del sistema se realizará su transferencia al disco duro del registro histórico.

d) La información almacenada en disco duro debe ser respaldada en CD, bajo las siguientes

situaciones:

- En forma periódica. El tiempo de respaldo se debe definir, en horas o días, al configurar el sistema.

- Cuando el usuario lo solicite.

- En el evento de una falla de energía eléctrica.

- Cuando el disco duro alcance el 80 % de saturación.

e) El disco duro debe mantener la información histórica del último mes de la operación del SCAAD. 5.6.11.3 Despliegue

a) El SCAAD a suministrar debe tener capacidad para desplegar, tanto en pantalla como en impresora, la información histórica, bajo las siguientes especificaciones:

- A solicitud del usuario.

- Cuando se genere una alarma.



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- En situación de falla.

b) El sistema debe tener capacidad para presentar la información histórica en el caso de las variables del proceso, tanto en forma tabular como gráfica, teniendo el usuario posibilidad de:

- Seleccionar la(s) variable(s) a desplegar.

- Seleccionar las escalas.

- Obtener los valores, en unidades de ingeniería, de la(s) variable(s) seleccionada(s) en

cualquier punto de la gráfica. 5.6.11.4 Licencias de Software

El proveedor debe entregar con el suministro del SCAAD las licencias de software correspondientes al manejo de la información histórica del SCAAD. 5.6.11.5 Ubicación

El registro histórico debe estar ubicado en el servidor redundante, por lo que el proveedor debe proporcionar todos los accesorios, materiales, cables de interconexión, software, por citar algunos, requeridos para su instalación y funcionamiento.

5.7 Requerimientos eléctricos

5.7.1 Códigos La parte eléctrica del sistema, incluyendo todo el cableado debe cumplir con la última edición de acuerdo a la referencia [3] del capítulo 12 de esta especificación 5.7.2 Certificación y etiquetas Todos los equipos eléctricos y el cable, deben ser identificados de acuerdo al código UL (Underwriters Laboratories) o aprobados por la FM (Factory Mutual), de lo cual será responsable el proveedor. 5.7.3 Protección contra transitorios electromagnéticos El SCAAD debe diseñarse e instalarse para ser protegido contra errores del sistema y daños en el hardware, ocasionados por voltajes y corrientes eléctricas transitorias por alimentación eléctrica o por cable de señales. Estos transitorios incluyen las generadas por grandes cargas de “switching” eléctrico, fallas en la línea de potencia, en fuentes de alimentación o en cable de señalización. Durante la etapa de ingeniería de detalle el proveedor definirá el método a usar para proporcionar esta protección al sistema. Debe considerar la utilización de equipos supresores de picos, aterrizamiento direccional, por citar algunos. 5.7.4 Sistema de tierras El proveedor debe garantizar que el diseño e instalación de la red de tierras suministrada, permite el control de sobrevoltajes y la eliminación de ruidos eléctricos provocados por sobrevoltajes transitorios que pueden afectar el correcto funcionamiento de los componentes electrónicos.



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El proveedor debe indicar los detalles donde se muestre el aterrizamiento de todas las señales, fuentes de alimentación y equipos, los requerimientos de separación de tierras de los sistemas y el aterrizamiento de todos los buses, lo debe mostrar en los planos que elabore. El sistema de tierra para señales debe ser aislada del sistema de tierra de seguridad, a través de filtros o como el proveedor considere en su diseño. El proveedor debe prever una protección para evitar daño de los equipos por sobretensiones en la alimentación. 5.7.5 Planos

El proveedor debe elaborar planos de tierras, donde se muestre el aterrizamiento de todas las señales, fuentes y equipos, los requerimientos de separación de tierras del sistema y el aterrizaje de todos los buses. 5.7.6 Interferencia por radio frecuencia (RFI) Debe protegerse al SCAAD para evitar daños en la operación del sistema, así como daño en el hardware. Considerar para esto que los radios que se debe usar en el área de la Central se encuentran integrados en una frecuencia de 800 a 950 MHZ banda FM. La electrónica del SCAAD no debe verse afectada cuando operen los radios aun estando los tableros con las puertas abiertas. 5.7.7 Calibración de procesos en campo Después de la instalación de los equipos de instrumentación, se debe de realizar la calibración de las señales de proceso, considerando señales de: presión, temperatura, nivel, flujo, lazo.

5.8 Soporte técnico

El proveedor debe proporcionar todo el soporte técnico requerido que cubra como mínimo el siguiente alcance: 5.8.1 Sala de control La sala de control, debe cumplir para la instalación del SCAAD con los siguientes puntos:

a) Cumplir con la calidad de condiciones ambientales para la correcta operación del SCAAD y demás equipos instalados en la misma sala.

b) Equipo de pruebas certificado (certificación vigente), el proveedor debe entregar a la CFE copia de

la carta de la certificación, centros de carga para alimentación a consolas, impresoras, por citar algunos (cantidad y calidad).

5.8.2 Integración del Sistema El proveedor debe integrar el SCAAD y sistemas paquete y cumplir, como mínimo con lo siguiente:

Los materiales y las partes utilizadas en la integración del sistema, incluyendo las de terceros, deben estar fabricadas bajo las correspondientes normas internacionales de:

a) Seguridad. b) Control de calidad. c) Operativas (eléctricas, mecánicas, por citar algunos.



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5.8.3 Configuración del Sistema SCAAD

Se refiere a los requerimientos y compromisos que el proveedor debe cumplir al configurar el sistema.

a) Para garantizar que la configuración total del sistema se realice de manera oportuna y correcta, el proveedor debe cumplir, como mínimo, con los siguientes puntos:

- El personal de ingeniería y técnico, encargado de la configuración, debe tener una

experiencia mínima de 3 (tres) participaciones en la integración, instalación y configuración de sistemas similares al ofertado. para lo cual se deben entregar sus correspondientes currículum vitae, debidamente certificados por la casa matriz.

- Garantizar que la configuración total del SCAAD cubra los requerimientos de calidad y

funcionalidad indicados en el libro de configuración que el proveedor elabore durante la etapa de Ingeniería de Diseño.

- Supervisar los trabajos realizados por el personal técnico encargado de la configuración.

- Efectuar la revisión y depuración de la configuración realizada. - Especificar el tiempo programado para la configuración, considerando que el proveedor

entregará el libro de configuración para esta actividad, al responsable de la misma. - Asumir la responsabilidad total sobre la operación del SCAAD ya configurado. - Este manual debe integrarse en el libro de proyecto que será entregado a CFE al finalizar el

proyecto.

b) El alcance de la configuración total del SCAAD debe considerar el capturar los datos requeridos para cubrir, como mínimo, con los siguientes puntos:

- Asignación de entradas/salidas.

- Configuración de la Base de Datos.

- Configuración de estrategias de control.

- Configuración de gráficos estáticos y dinámicos.

- Configuración de alarmas.

- Configuración de tendencias e histórico.

- Configuración de reportes.

5.9 Partes de repuesto y herramientas especiales

5.9.1 Partes de repuesto requeridas por CFE

El proveedor debe incluir dos tipos de refacciones, uno al nivel elemental de cambio de componentes y consumibles y el otro al nivel de tarjetas y componentes electrónicos del sistema.



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Al nivel elemental se requiere cuando menos refaccionamiento para un período de 6 meses, que debe contener al menos: 4 cartuchos de tinta de cada uno de los instalados, 2 cajas de papel tamaño carta, 1 caja de papel tamaño doble carta. Al segundo nivel el suministro debe incluir las partes siguientes:

a) 10 % más, del número de componentes que integran el total de autómatas, (tarjetas de comunicación, de entradas y salidas, UPC, fuentes, interruptores, por citar algunos.)

b) 100 % más, del número de tarjetas interfaz entre UPC y periféricos, (Transductores, convertidores de protocolo, por citar algunos.)

c) Hasta por 10 componentes del mismo tipo instalados, indicados en el inciso a), debe incluirse dos juegos completos.

d) Siguiendo el criterio del redondeo, hacia arriba cuando se tengan igual o mayor que 5 % y hacia

abajo cuando sea menor que 5 %.

5.9.2 Herramientas especiales En caso de requerirse herramientas especiales propias del fabricante para la instalación, puesta en servicio y mantenimiento del sistema, el proveedor debe incluir en su oferta las herramientas. 5.9.3 Recomendadas por el proveedor Si adicionalmente a las refacciones y herramientas requeridas por la CFE, el proveedor considera recomendable que se adquieran otras a fin de garantizar una operación confiable, debe cotizar tales partes adicionales por separado, indicando en su oferta la descripción de las mismas. La adquisición de estas partes recomendadas debe ser opcional para la CFE. 6 CONDICIONES DE OPERACIÓN

6.1 Exigencias ambientales

El sistema debe estar diseñado para operar en las condiciones ambientales establecidas a continuación:

a) Temperatura ambiente

- Temperatura -10 °C a 55 °C

- Humedad 0 % a 95 %

b) Interferencias conducidas (SWC) El sistema debe ser diseñado para operar en un medio normal de ruido aleatorio y cumplir de

acuerdo a la referencia [1] del capítulo 12 de esta especificación.

c) Interferencias electromagnéticas El sistema debe ser capaz de trabajar bajo condiciones de interferencias electromagnéticas según

lo contempla la especificación CFE U0000-11.



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d) Interferencias provocadas por operación de interruptores de potencia, e) Vibración El equipo debe satisfacer lo relacionado en la especificación CFE U0000-11, f) Corrosión El sistema debe estar protegido contra corrosión provocada por el medio ambiente en todas sus

partes (especificación CFE D8500-01).

6.2 Tableros Los tableros deben cumplir con las siguientes características y especificaciones:

a) Estos tableros deben integrar el siguiente hardware:

- Unidades de control y adquisición de datos.

- Tarjetas de interfaz de entrada/salida.

- Tarjetas de acondicionamiento de señales.

- Tarjetas interfaz de comunicación.

- Fuentes de alimentación.

b) Los tableros deben cumplir con las siguientes especificaciones:

- Tipo de tablero Vertical.

- Clasificación de acuerdo a la referencia [4] del capítulo 12 de esta especificación.

- Acceso a tablero puertas de acceso frontal y posterior.

- Acometida de señales por la parte inferior.

- Grado de protección IP 54

c) Las interfaces entre las terminaciones de ensamble del SCAAD, las terminales, los módulos, los convertidores, por citar algunos, dentro del rack, debe ser prefabricados y alambrados previamente en fábrica.

d) El calibre de la lámina de acero para formar cualquier parte del tablero debe ser de un espesor no menor de 2.5 mm, excepto las tapas laterales y la puerta posterior las cuales deben ser de un espesor no menor de 1.7 mm.

e) El tablero debe ser fabricado, ensamblado y equipado con todos sus componentes en fábrica. f) El tablero debe estar totalmente integrado por secciones modulares independientes una de otra. El

diseño del tablero debe permitir la adición o extracción de secciones. La conexión de cada sección



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con otras secciones o equipos, debe realizarse por medio de tablillas terminales, para cuyo alambrado debe proveerse de ductos verticales.

g) Se debe suministrar en la base del tablero, parte frontal y posterior, dos canales de acero

estructural en la base del tablero para su cimentación ahogada en el concreto del piso. Estos canales deben contar con orificios para recibir los pernos de anclaje.

h) Debe suministrarse un ángulo de acero estructural con perforaciones adecuadas, montado en la

parte superior de las secciones del grupo de embarque para transporte y maniobras. i) Para permitir la distribución de energía hacia los componentes dentro de los racks de los tableros,

debe proporcionarse cajas de distribución e interruptores termomagnéticos. j) La terminación de señales de campo debe ser directa al SCAAD en las terminaciones de

ensamble. k) Los tableros que contengan terminaciones de campo ensamblados, deben ser provistos con su

terminal de servicio. Estas terminales se deben usar para separar las señales de campo de un tablero a otro. La cantidad de terminales debe ser del orden del 10 % de las entradas y salidas de campo hacia el tablero.

l) Debe considerarse dejar un 20 % de espacio adicional en el tablero y 20 % de reserva en

terminales, ensambles y fusibles para adición de señales futuras al SCAAD. m) Todos los equipos deben estar colocados de tal forma que sean fáciles de desmontar sin

interrumpir la operación de otros equipos. n) Para su conexión a tierra, el tablero debe contar con una barra de cobre de capacidad no menor a

300 A, incluyendo los conectores correspondientes para cable calibre 67.49 mm2 a 107.2 mm2 (2/0 a 4/0 AWG).

o) En el interior de cada sección debe tener un tomacorriente monofásico a 127 V c.a. p) Los tableros deben contar con sistema contra incendios, el cual no forma parte del suministro de la

presente especificación, por lo cual los proveedores de ambos sistemas deben coordinarse. q) Los tableros de control deben de tener implementado botón físico alambrado con filosofía “Fail

Safe” de emergencia.

6.2.1 Bus de auxiliares

El bus de auxiliares para el alumbrado, contactos monofásicos y resistencias calefactoras de espacio, debe ser de

220/127 V c.a., y además:

a) Debe suministrarse un interruptor general termomagnético en caja moldeada de 3 polos, 70 A y

240 V c.a.

b) Debe suministrarse en cada sección del tablero un interruptor termomagnético en caja moldeada

de 2 polos, 15 A y 240 V c.a., para las resistencias calefactoras de espacio.

c) Se deben tener circuitos independientes para las resistencias calefactoras de espacio, el

alumbrado y los contactos monofásicos.

6.2.2 Alambrado del tablero



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El alambrado del tablero debe realizarlo una empresa certificada, en cableado estructurado, de acuerdo a la

referencia [2] del capítulo 12 de esta especificación y a la NOM-001.

El alambrado del tablero debe efectuarse atendiendo a los siguientes requisitos:

a) Los puntos del tablero que requieren conexión al exterior deben alambrarse a tablillas terminales,

utilizando un sólo lado de la tablilla. Cualquier conexión común que se requiera, debe ser hecha en

ese mismo lado, dejando el otro lado para el cableado externo.

b) Las terminales de los relevadores auxiliares deben alambrarse a tablillas.

c) No deben conectarse más de 2 conductores por punto de conexión.

d) La trayectoria del alambrado debe ser ordenada y no obstaculizar la revisión de equipo, acceso a

terminales de relevadores y al cableado externo.

e) Los conductores que pasen de una sección a otra deben ir conectados a tablillas terminales.

f) Los cables de control deben llegar al tablero por la parte superior o inferior de acuerdo a la

ubicación del mismo dentro de la Central.

g) El alambrado completo del tablero debe ser probado por el fabricante y aprobado por el

Laboratorio de pruebas de la CFE (LAPEM) antes del embarque.

h) El alambrado debe soportar las pruebas indicadas en el capítulo de aseguramiento de calidad de

la presente especificación.

i) El alambrado interno en los correspondientes armarios y tableros debe realizarse de tal forma que

se obtenga una buena flexibilidad para los casos de expansión del sistema.

j) Los circuitos de potencia y los electrónicos deben ser distribuidos de forma separada con el fin de

minimizar los efectos adversos del ruido.

k) Todo el cableado de interconexión debe ser responsabilidad del proveedor, proporcionando los

cortes necesarios en los tableros que permitan el acceso de cable de señales, comunicación y

suministro de energía.

6.2.3 Conductores Los conductores y accesorios que se utilizan en el alambrado deben cumplir con lo indicado a continuación:

a) Los conductores empleados deben cumplir con lo indicado en la norma NMX-J-438-ANCE y deben

ser para una temperatura de 90 °C.

b) Los conductores que se conecten a tablillas terminales deben contar con una identificación,

grabada en forma permanente e indeleble, de acuerdo a los diagramas de alambrado.

c) El calibre de los conductores usados debe ser el adecuado para cada aplicación. Para circuitos de

corriente y potencial en ningún caso menor que el calibre 2.082 mm2 (14 AWG) (19 hilos).



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d) No debe efectuarse empalmes en los cables.

e) Los colores de los conductores utilizados deben ser como siguen:

- Circuitos de 24 V c.d positivo: azul.

- Circuitos de corriente: blanco.

- Conexiones a tierra: verde.

- Neutros: negro.

- I/O V c.d.: azul.

- I/O V c.a: rojo.

- Líneas de V c.a: rojo

6.2.4 Terminales

Las terminales de los conductores que van conectados a las tablillas deben ser de tipo ojo o anillo para sujetarse a

tablillas mediante tornillos. No se permiten más de dos terminales por punto de conexión.

Los conectores en los PLC deben ser tipo muelle.

6.2.5 Tablillas

Las tablillas utilizadas en los tableros deben cumplir con lo siguiente:

a) Estar identificadas de acuerdo a los diagramas de alambrado.

b) Para uso semipesado (600 V, 30 A).

c) Se deben utilizar tablillas terminales tipo cortocircuitables en las conexiones de cables de corriente

con los tableros de protección.

d) Se debe dejar un 20 % de terminales en reserva para uso de la CFE.

e) Se deben utilizar tablillas terminales tipo cortocircuitos en las conexiones de cables de corriente

con los tableros de protección.

f) Las tablillas deben cumplir con las especificaciones CFE 54000-48.

6.2.6 Ductos de plástico

Los ductos deben contar con tapas y perforaciones para facilitar la colocación y acceso a tablillas de los cables de

control, además éstos deben estar colocados verticalmente en ambos lados del tablero y soportados rígidamente. Los

ductos de plástico deben ser no inflamables.

Se debe considerar ductos independientes para la entrada de cables de control, para los cables de fuerza y para los

cables de comunicaciones (UTP y fibra óptica).

6.2.7 Aislamientos



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En los equipos, los circuitos de potencia en los armarios y tableros deben ser aislados de otros circuitos.

El proveedor debe probar los equipos para aislamientos de acuerdo con la especificación CFE U0000-11.

6.2.8 Semiconductores

Todos los semiconductores deben ser del tipo de tecnología más avanzada en el mercado, deben presentar con

claridad su número de clasificación comercial y deben soportar las temperaturas indicadas en el numeral 6.1.

6.2.9 Ventilación del equipo

Los tableros deben contar con sistema de ventilación. Este sistema debe consistir de:

a) Ventilador silencioso de larga vida con autolubricación.

b) Entradas/salidas de ventilación equipadas con filtros.

c) Contactos para monitorear su “status”.

d) Alarma ante falla del sistema de ventilación.

e) Deben mantener presión positiva en el interior para evitar la entrada de polvo.

f) Filtros para evitar el ingreso de partículas al interior del tablero.

6.2.10 Requisitos de los relevadores auxiliares de disparo

a) Alta velocidad con contactos de corte en la bobina de operación.

b) Tipo desmontable.

c) Para 125 V c.d

d) Cubiertas que eviten la entrada de polvo y humedad.

6.2.11 Resistencias calefactoras

Deben cumplir con lo siguiente:

a) Una por sección.

b) De uso continuo.

c) de capacidad no menor a 100 W.

d) Protegidas con rejillas metálica.

Además para su control deben contar con un controlador automático de temperatura ajustable entre 15 °C y 30 °C.

6.2.12 Placas de identificación

Se deben suministrar las siguientes placas de identificación montadas en el frente del tablero:



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a) Placa de identificación general indicando nombre del tablero. El tamaño de esta placa debe ser tal

que aloje caracteres de 4 cm de altura, bajo el sistema de acuerdo a la referencia [5] del capítulo

12 de esta especificación.

b) En cada sección vertical, dos placas indicando la denominación de la sección y el número de la

misma. El tamaño de esta placa debe ser tal que aloje caracteres de 2 cm de altura.

c) Una placa por cada relevador, instrumento indicador y conmutador.

d) Las placas deben fijarse por medio de tornillos. No se aceptan remaches. 6.2.13 Recubrimientos anticorrosivos y acabados

Los recubrimientos anticorrosivos y los acabados de los tableros deben cumplir con lo siguiente:

a) Tanto las estructuras como los tableros deben limpiarse en toda su superficie con chorros de

arena o granalla de grado comercial, o en su defecto tratar la superficie químicamente y bonderizarla con fosfato de zinc, conforme a lo establecido en la especificación CFE D8500-01.

b) Antes del acabado final del equipo, se debe aplicar en seco una capa de epóxico catalizado de 25

µm de espesor, conforme a lo establecido en la especificación CFE D8500-02. c) El acabado final de las estructuras y tableros, debe consistir de epóxico catalizado de color Nº 31

arena (RAL 7034), mismo que debe cumplir con lo indicado en la especificación CFE L0000-15. d) La aplicación del acabado final debe hacerse en seco y como mínimo, dos capas de 38 µm de

espesor cada una, conforme a la especificación CFE D8500-02. 6.3 Consola de Control

En el plano “Arquitectura General del SCAAD, se muestra el equipo que se quiere instalar en las consolas de operación, sin embargo el arreglo definitivo se hará durante la etapa de ingeniería de detalle del SCAAD. Además de lo que considere necesario el proveedor para el diseño y fabricación de las consolas, debe cumplirse con lo siguiente:

a) El diseño de esta consola debe ser del tipo ergonómico, cuidando también que este diseño cumpla

con las condiciones de operación y funcionalidad que requieren los equipos allí instalados. b) Forman parte del suministro las mesas de trabajo necesarias, así como las sillas o sillones para

uso de los operadores, deben ser tipo ergonómico pero también de uso rudo y mínimo uno por cada monitor de la consola.

c) Debe tomarse en cuenta que la falla de alguna de las interfaces de usuario instaladas en la misma

consola, no interfiera con la operación de las demás que operan en el mismo bus de comunicación.

d) En cuanto al equipo de comunicación (teléfonos y radios) que se instala también en esta consola,

el alcance de su instalación será también responsabilidad del proveedor, aun cuando de esta especificación ya no son alcance, solamente se indica que su ubicación en la consola de operación se definirá también durante la etapa de Ingeniería de Detalle y que la revisión de esta parte del diseño e instalación será parte del alcance de los equipos de comunicaciones.



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e) Debe considerarse para todos los circuitos impresos un tratamiento para evitar el contacto directo del medio ambiente.

f) Los tableros de la consola, en caso de ser necesarios, deben cumplir con lo indicado en el

numeral 5.3.5.7 incisos f). g) La trayectoria del alambrado debe ser ordenada y no obstaculizar la revisión y acceso a terminales

del equipo y al cableado externo. Los conductores deben estar soportados en ductos, los cuales deben contar con tapas y perforaciones para facilitar la colocación y acceso a terminales de conexión.

6.3.1 Sala de control En el plano “Arquitectura General del SCAAD”, se muestra el equipo que se quiere instalar en la sala de control; sin embargo la configuración definitiva se hará durante la etapa de ingeniería de detalle del SCAAD.

a) Durante la ingeniería de detalle se definirá arreglo definitivo de los equipos y mobiliario en la sala

de control, el cual debe ser aprobado por la CFE. b) Para cada monitor que se muestra en la “Arquitectura General del SCAAD” debe suministrarse

una silla, para operador. Esta silla debe ser del tipo ergonómico y reforzada para trabajo pesado, de color que combine con todo el mobiliario restante.

c) En cuanto al equipo del sistema de análisis de vibraciones, medición del entrehierro y análisis de

descargas parciales de los generadores, mismos que forman parte del suministro de los generadores, el proveedor del SCAAD debe suministrar el mobiliario necesario del tipo descrito en inciso b) y coordinarse con el proveedor del generador para definir la ubicación e instalación de estos equipos en la sala de control, considerando las mejores condiciones ergonómicas de explotación y poniendo a consideración de la CFE el arreglo definitivo para su aprobación.

d) Las señales de alarma que se visualicen en las estaciones de operación no se deben de eliminar

hasta que se restablezcan en el cuadro de alarmas de los Touch Panel de los autómatas.

7 CONDICIONES DE PROTECCIÓN AMBIENTAL

Durante la fase de ingeniería de detalle del sistema y/o equipo establecido en esta Especificación, el proveedor debe identificar los aspectos significativos e impactos ambientales asociados al sistema y/o equipo de que se trate. Estos aspectos e impactos que se presentan durante el montaje, operación y mantenimiento, deben ser atendidos mediante el cumplimiento de la normativa regulatoria aplicable (ver las Bases de Licitación)

8 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Durante la fase de ingeniería de detalle del sistema y/o equipo establecido en esta Especificación, el proveedor debe identificar las características críticas o de riesgo en los aspectos de seguridad, que se presentan durante su montaje, operación y mantenimiento, debiendo cumplir con las Normas Oficiales Mexicanas (NOM-STPS) y en su caso cumplir con las Normas internacionales o extranjeras equivalentes que estén relacionadas con la seguridad (ver las Bases de Licitación). 9 MARCADO, EMPAQUE Y EMBALAJE, EMBARQUE, TRANSPORTACIÓN DESCARGA, RECEPCIÓN,

ALMACENAJE, MANEJO



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Debe de cumplir con lo indicado en la especificación CFE L0000-11. 10 CONTROL DE CALIDAD CFE representada por el LAPEM o persona física o moral que la misma designe, tendrá en todo momento el derecho de inspeccionar y probar los bienes a fin de verificar su conformidad con las especificaciones del contrato y de las bases de licitación. Los equipos deben ser diseñados y construidos para operar sin presentar fallas ocasionadas por influencias electromagnéticas. El diseño debe haberse comprobado a fin de evitar consecuencias de errores en el mismo. Las condiciones de transporte deben ser consideradas a fin de evitar mal funcionamiento debido al mismo. Es requisito indispensable la seguridad de operación de cada una de las funciones que se asignen al sistema, evitando cualquier posibilidad de falsa operación, inadecuada aplicación de funciones y fundamentalmente de operación autónoma o errónea de telecontroles por interpretación de mensajes erróneos o fallas de equipamiento (hardware). Por lo tanto, se requiere que el sistema cuente con los elementos necesarios de seguridad y verificación a nivel de programación y componentes. 10.1 Pruebas de Aceptación en Fábrica CFE representada por una persona física o moral que la misma designe, tiene en todo momento el derecho de inspeccionar y probar los bienes a fin de verificar su conformidad con las especificaciones del contrato y de las bases de licitación. Previo a las pruebas de aceptación en fábrica por parte de CFE, el licitante ganador debe realizar todas las pruebas de rutina al 100 % de los equipos a suministrar. Como primera actividad se debe realizar la verificación de alcance de suministro incluyendo las partes de repuesto de acuerdo a lo establecido en la presente especificación. Las pruebas de aceptación en fábrica se deben realizar en todo lo posible con el sistema totalmente integrado y considerando la evaluación funcional de lo siguiente:

a) Verificación funcional de los autómatas de unidad de acuerdo a lo establecido en el punto 5.3.5 y 5.3.6 de la especificación y que incluya lo siguiente:

- Verificación funcional 100 % de entradas y salidas, digitales y analógicas, desde la entrada

física en el PLC, verificar su representación gráfica y/o como alarma o evento en la consola - Adicional a lo anterior y de manera simultánea verificar las señales que serán enviadas a

nivel superior mediante un simulador de maestra de acuerdo a lo establecido en el punto 5.3.7.12 de la especificación.

- Realizar pruebas de redundancia en los puertos de comunicación del PLC a los equipos que

controla el autómata de unidad.

b) Verificación funcional de los Autómatas de Servicios Auxiliares de acuerdo a lo establecido en el punto 5.3.1 inciso b) de la especificación.

c) Verificación funcional del SAS de acuerdo a lo establecido en el punto 5.3.1 inciso c) de la

especificación, debiendo incluir lo siguiente:



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- Verificación funcional de Relevadores de Protección.

- Verificación funcional del Servidor SCAAD (Gateway).

- Verificación funcional de los Controladores de Bahía (MCAD)

- Medidores Multifunción de acuerdo a lo establecido en 5.3.7 de la especificación

- Registradores de Fallas de acuerdo a lo establecido en 5.3.7.7. de la especificación

d) Verificación de características y funcionalidades de las consolas de las consolas de operación y su equipo periférico de acuerdo a lo establecido en el punto 5.6 de la especificación

e) Verificación de las características técnicas del Concentrador de información de instalación (CII) de acuerdo a lo establecido en el punto 5.6.9.5 de la especificación.

f) Verificación del Equipo para seguridad informática (Firewall) de acuerdo a lo establecido en el punto 5.6.9.6.1 de la especificación.

g) Verificación de los LAN Switch y Redes de Comunicación de acuerdo a lo establecido en los puntos 5.4 y 5.6.9.6 de la especificación.

h) Verificación funcional de lo indicado como Otros componentes del Sistema, que se indican en el punto 5.3 inciso d) de la especificación.

i) Verificar el Sistema de Alimentación incluyendo los Inversores de V c.d. a V c.a. de acuerdo a lo establecido en el punto 5.6.9.2 de la presente especificación.

11 INFORMACIÓN TÉCNICA

11.1 Información Incluida en la Convocatoria

a) Descripción del sistema eléctrico.

b) Características del sistema de comunicación.

c) Diagramas unifilares.

d) Configuración general del SCAAD.

11.2 Información Requerida en la que se indica en la convocatoria

La información técnica requerida se indica en las Bases de Licitación. 11.3 Después de la formalización del contrato 11.3.1 Documentos “AQC” El proveedor debe entregar los siguientes documentos, mismos que debe integrar en el libro de proyecto en su versión “AQC”:



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a) Planos de arquitectura y topología del SCAAD. b) Planos de arreglo de equipo en sala de control. c) Planos de tableros y arreglo de módulos y tarjetas del SCAAD. d) Planos de cableado y arreglo de charolas para cables en sala de control. e) Planos de interconexión eléctrica con elementos de campo. f) Plano de la red de tierras de la sala de control, mostrando las interconexiones definitivas de todos

los equipos. g) Planos de interconexión eléctrica con equipos instalados dentro de la Sala de Control. h) Diagramas de circuitos de control. i) Diagramas Lógicos de Control. j) Especificación del SCAAD donde se describa tipo de componente (equipo o material, módulo,

cable, cantidad, modelo completo, marca, servicios, software, licencias de software, garantías, por citar algunos.) y orden de compra.

k) Elaboración de protocolos para pruebas PAF y PAS (estos protocolos deben ser entregados a

CFE para su conocimiento y aprobación al menos dos meses antes de la fecha de realización de las pruebas).

l) Constancia de Asistencia, verificación y aprobación de las pruebas PAF y PAS junto con CFE. m) Entrega de Licencias de software a CFE utilizadas y requeridas en todos los equipos del SCAAD,

con guías de usuario.

El proveedor del SCAAD debe de entregar todas las licencias de software que se empleen en todos los equipos que formen parte del suministro del SCAAD, deben de contar con soporte de por lo menos diez años, para actualizaciones de seguridad y corrección de errores, contados a partir de la fecha de entrada en operación del SCAAD. Estás actualizaciones no deben de interferir con la operación del SCAAD o causar inestabilidad. Las notificaciones sobre las actualizaciones, se deben proporcionar por escrito al responsable de la instalación.

n) Catálogo del fabricante del SCAAD instalado. o) Manuales de Operación, Instalación y Mantenimiento del SCAAD. p) Manual de Configuración del SCAAD. q) Manual del código de diagnóstico y detección de fallas. r) Manual de procedimientos para mantenimiento preventivo y correctivo.

s) Manuales técnicos del SCAAD y equipos periféricos.



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t) Documentación de la configuración diseñada para este SCAAD (en papel y en disco C.D.). u) Manuales Técnicos de los módulos y periféricos del SCAAD (de fabricantes). v) Descripción del software que compone el SCAAD. w) Archivo de base de datos en CD para carga inmediata al sistema (con doble respaldo). x) Manuales de servicios y de usuario.

11.3.2 Características que deben cumplir los documentos durante el diseño y al final de la puesta en

servicio

a) Planos - El proveedor debe entregar dos (2) reproducibles y tres copias, de todos los planos cada

vez que sean enviados para su revisión o aprobación. - El proveedor debe entregar a la CFE, los planos numerados y con sello de aceptación por el

área usuaria y enviar una copia de ellos al LAPEM.

b) Instructivos

- El proveedor debe enviar tres (3) ejemplares de los manuales de montaje, operación y mantenimiento, en los que debe incluirse: tolerancias, ajustes recomendados, periodicidad del mantenimiento, identificación de refacciones y problemas típicos que se presentan, con las soluciones más recomendadas organizados de acuerdo a la especificación CFE L1000-32.

- Los manuales deben estar integrados como se estipula en la norma de referencia

mencionada en el punto anterior y en las bases de la licitación. - Las copias finales en 4 tantos y dos reproducibles de planos por cada proyecto deben ser

enviadas en 16 semanas.

c) Programación

- Una descripción de cada programa básico y de mantenimiento. Esta programación debe ser proporcionada en lenguaje objeto sobre disco duro, así como los programas fuente.

- Una descripción de cada programa de aplicación incluyendo: los diagramas lógicos, los

comentarios, instrucciones en lenguaje de máquina y símbolos mnemónicos.

12 BIBLIOGRAFÍA

[1] ANSI-C37.90-2011 Relays and Relay Systems Associated with Electric Power Apparatus.

[2] ANSI/TIA/EIA-568-B-2001 Commercial Building Wiring Standard

[3] NEC (NFPA 70)-2014 National Electric Code.



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[4] NEMA ICS-1-2000 General Standard for Industrial Control and Systems

[5] KKS-2010 Sistema Estandarizado Para La Clasificación De Centrales Eléctricas



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APÉNDICE A (Normativo)

CRITERIOS PARA LA TRANSFERENCIA DE ALIMENTACIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES EN AUTÓMATA

DE SERVICIOS AUXILIARES A.1 OBJETIVO Establecer los criterios generales para realizar la transferencia de las diferentes fuentes de energía disponibles para alimentar los servicios auxiliares de la Central y los servicios propios de las unidades, basados en los principios de confiabilidad y continuidad del servicio. A.2 FILOSOFÍA DE OPERACIÓN EN LA ALIMENTACIÓN DE LOS SERVICIOS PROPIOS DE LAS

UNIDADES GENERADORAS Y LAS FUENTES DE ENERGÍA DE LA CENTRAL QUE DEBEN CONSIDERAR LAS SECUENCIAS DEL SCAAD

La central contará con fuentes de alimentación para los servicios propios y auxiliares. 1. Unidad 1

2. Unidad 2

3. Línea externa 1 de 13.8 kV

4. Línea externa 2 de 13.8 kV

5. Unidad de emergencia diésel. La prioridad en las fuentes de alimentación será como se listaron anteriormente, es decir, la auto alimentación a través de las unidades generadoras será priorizada con la finalidad de ahorrar en el consumo de energía recibida, solo en el caso de que ninguna unidad esté generando, entonces las fuentes externas se debe aportar el suministro de energía que la central necesita para sus servicios. 1. El tablero aislado en gas SF6 de media tensión debe estar alimentado por dos líneas de 13.8 kV, a

través de los interruptores 52-T1 y 52-T2, con el interruptor 52-T normalmente abierto. A esto se le denominará alimentación por líneas, siempre que ninguna unidad esté generando

Cuando en alguno de los dos circuitos de alimentación se presente un disturbio se debe abrir el interruptor correspondiente 52T1 o 52T2 y cerrar el 52T.

Cuando se presente falla en el bus A o bus B, no debe cerrar el interruptor 52-T, en este caso y cuando el interruptor 52-T este en mantenimiento o falla, se deben cerrar los interruptores 52-AB.

2. Las barras NON y PAR de 480 V c.a. se energiza en forma independiente, con el interruptor 52-AB

abierto, excepto cuando se tenga una fuente de alimentación en 13.8 kV y se encuentre en falla o mantenimiento el 52-T o se estén alimentando con la planta de emergencia diésel.

Al presentarse una falla en la barra NON o PAR o la apertura del interruptor 52-SN o 52-SP por la operación de la protección propia, el interruptor 52-AB no debe cerrar. En este caso, la alimentación se realizará abriendo los interruptores asociadas a la barra fallada y cerrando los interruptores 52-SGT, 52-ALT, y el 52-12 dependiendo de la barra fallada.

3. Si todas las unidades se encuentran fuera de servicio y las dos líneas de 13.8 kV se disparan, los servicios de toda la central se alimentará por la planta de emergencia diésel, incluyendo al tablero de



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media tensión de 13.8 kV a través de los interruptores 52-SN, 52-N y 52-T o los interruptores 52-SP, 52-P y 52-T.

4. Si una o más unidades se encuentren conectadas al SEN, esta(s) deben auto alimentar sus servicios

propios, esto es, abrir interruptor 52-B1, 52-B2 y cerrar interruptor 52-A1, 52-A2, dependiendo de la unidad de que se trate. El regreso a la alimentación por líneas se realiza cuando la unidad sea desconectada del SEN o cuando el operador así lo solicite. Para la auto alimentación, se debe tomar en cuenta que la unidad se encuentre conectada al SEN por el interruptor propio y/o medio.

5. Se debe programar un botón en la pantalla de secuencia de arranque de cada unidad, donde el operador

pueda seleccionar entre autoalimentar o alimentar por líneas los servicios propios de las unidades generadoras, previos al arranque de cualquier unidad o cuando se encuentre conectada al SEN.

6. Para la alimentación hacia los vertedores, el interruptor 52-V1 será preferente, el 52-V2 emergente y el

52-GDV de la Unidad Diésel de emergencia, la operación en condiciones normales, cerrado el 52-V1, al abrir por protección o falla de alimentación, se cierra el 52-V2 y ante la falla de estos dos, se abren y cierra el 52-GDV. Estas operaciones se realizan con un temporizado probado y aceptado por la CFE durante la puesta en servicio.

7. En caso de que la unidad auxiliar diésel no sea capaz de energizar los transformadores TPN y TPP, se

debe considerar su energización en forma de rampa con la excitación de la unidad diésel, para lo cual debe estar preparada.

8. Criterio para determinar la disponibilidad de los interruptores: 8.1 Cuando se mande cerrar un interruptor y no cierre por causa ajena a una protección operada, se toma

como indisponible, se envía una señal de aviso y se toma otra opción para energizar la sección afectada. Entre el mando y confirmación habrá un tiempo de espera adecuado.

8.2 Cuando un interruptor esté en modo local se toma como indisponible y su señalización para el automatismo será de acuerdo a su posición.

8.3 Cuando un interruptor abra por operación de protección de sobre corriente, la sección que alimenta se

deja fuera hasta que se verifique y corrija la falla; la protección debe tener bloqueo con restablecimiento manual

En el momento que se detecte que no hay tensión en el lado de una fuente que está suministrando energía, se deben abrir los interruptores de alimentación. En el caso de los alimentadores al tablero aislado de 13.8 kV (52T1 y 52T2) se dará un pequeño retraso de tiempo. En el caso de la unidad auxiliar diésel, además de detenerla, se deben abrir todos los interruptores adjuntos a ella (52 GAN, 52 GAP y 52GA), siempre tomando en cuenta la prioridad indicada en las fuentes con que se cuente.

SISTEMA DE CONTROL, AUTOMATIZACIÓN Y ADQUISICIÓN DE DATOS (SCAAD) ESPECIFICACIÓN

CFE U0000-24

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APÉNDICE B (Normativo)

CONTROL, MONITOREO Y ADQUISICIÓN DE DATOS DE LOS EQUIPOS O SISTEMAS QUE SE INTEGRAN AL SCAAD. B.1 SISTEMA DE VENTILACIÓN El sistema de ventilación tiene relación directa con la operación del sistema contra incendio, a continuación se citan los requerimientos mínimos que deben cumplirse para la operación de ambos sistemas, a reserva de lo que el proveedor considere necesario adicionar para el funcionamiento adecuado, estas señales serán mostradas en una pantalla del SCAAD. B.2 Supervisión: 1. Estado de los motores de ventiladores centrífugos del sistema (inyección y extracción).

2. Disparos de protección de los circuitos alimentadores de los diferentes motores. 3. Paro de motor por operación de alguna protección eléctrica. 4. Falta de tensión de alimentación, fuerza y control, en el CCM o tablero. B.3 Comandos de control: 1. Arranque y paro de motores del sistema de inyección y extracción.

2. Bloqueo de arranque de motores. 3. Paro de motores de los ventiladores de inyección y extracción, cuando el sistema contra incendio active

cualquier alarma por presencia de incendio o active la descarga del agente extintor para extinguir cualquier conato de incendio.

B.4 SISTEMA CONTRA INCENDIO Mediante el monitoreo continuo de la central, el sistema debe desplegar la información en una pantalla exclusiva para el SCAAD, donde se visualiza: el área del siniestro, nivel, y equipo a proteger, registro de hora, tipo de señal, si proviene de detectores de humo o de temperatura, identificando el tipo de alarma contra incendio, y visualizando si existe descarga de CO2, aplicación de Agente Limpio o activación de sistema de diluvio. Por lo anterior, se citan los requerimientos mínimos que deben cumplirse para la operación del sistema, a reserva de lo que el proveedor considere necesario adicionar para el funcionamiento adecuado, de las señales que debe de recibir el sistema SCAAD son las siguientes: Supervisión: 1. Señales del sistema de diluvio para protección de transformadores de unidad. 2. Sistema de inundación total por agente limpio, para la protección de los generadores eléctricos y para

cada uno de los tableros de PC y M instalados en casa de máquinas. obra de toma, vertedor, subestación, edificio de control, toma ecológica, por citar algunos.

3. Señales de detección y alarma por niveles peligrosos de hidrógeno en cuarto de baterías.


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4. Señales de detección y alarma para protección de centrales oleodinámicas de reguladores de velocidad, edificio de control, y tableros de fuerza ubicados en casa de máquinas, subestación, obra de toma, vertedor y toma ecológica.

B.5 SISTEMA DE DESAGUE Y ACHIQUE Este sistema trabaja para mantener en condiciones seguras la infraestructura de la central que evita inundaciones debido a las filtraciones que se generan en una casa de máquinas tipo subterránea, también debe de tener una pantalla exclusiva en el SCAAD. Los requerimientos mínimos que deben cumplirse para la operación del sistema, a reserva de lo que el proveedor considere necesario adicionar para el funcionamiento adecuado y las señales mínimas que debe de recibir el sistema SCAAD son las siguientes: Supervisión: 1. Estado de las bombas del sistema

2. Disparos de protección de los circuitos alimentadores de las diferentes bombas. 3. Paro de bomba por operación de alguna protección eléctrica. 4. Falta de tensión de alimentación, fuerza y control, en el CCM o tablero de distribución. 5. Indicación de temperatura ambiente. 6. Señalización de temperatura de las bombas, nivel de vibraciones y presión. 7. Señalización del nivel del cárcamo de bombeo.

Comandos de control:

1. Arranque y paro de bombas.

2. Bloqueo de arranque de bombas. B.6 SISTEMA DE MEDICIÓN DE NIVELES DEL EMBALSE Y DESFOGUE En este sistema solo enviará las señales para la supervisión de variables de nivel del embalse y desfogue, mismas que serán indicadas en la pantalla general del SCAAD, en donde se visualice de manera gráfica toda la infraestructura de generación en un corte transversal. Supervisión: 1. Envío de variables de nivel de embalse y desfogue.

2. Alarmas por alto o muy bajo nivel del embalse y desfogue. 3. Status de los sensores de medición de nivel. 4. Señal de temperatura del agua del embalse, radiación solar y porciento de humedad.


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B.7 PLANTA DE EMERGENCIA DIESEL En este sistema se debe controlar y visualizar en una pantalla exclusiva de la planta de emergencia de casa de máquinas y de vertedor. Supervisión: 1. Envío de variables eléctricas de tensión primaria de c.a. como son: V, Hz, A y kW. (Unidad Diesel y lado

carga).

2. Alarmas por bajo nivel en tanque de almacenamiento de Diesel. 3. Status de los sensores de medición de temperatura. 4. Señalización de voltaje de generación y corriente de carga de la planta Diesel. 5. Medición de potencia eléctrica. 6. Alarmas por falla mecánica. 7. Alarmas por falla eléctrica. 8. Alarmas por bajo voltaje en batería de c.d. de la planta de emergencia, o falla en el inversor de planta de

emergencia.

9. Medición de batería de c.d. de planta de emergencia o del inversor.

Comandos de control: 1. Arranque y paro de planta de emergencia.

2. Bloqueo de arranque de planta de emergencia. 3. Transferencias de auxiliares. 4. Manual y Automático B.8 COMPUERTAS DE OBRA DE TOMA En este apartado se describen las señales para el control, monitoreo y adquisición de datos de la obra de toma, para el correcto funcionamiento de la central hidroeléctrica, lo cual corresponde a la operación de las compuertas y equipo electromecánico, se deben de reflejar en una pantalla propia del sistema, en la cual se despliega todo el conteniendo en una interfaz gráfica con corte transversal de la obra de toma y de la unidad oleodinámica. Supervisión: 1. Compuertas de servicio:

a) Indicación en m ó % de posición de compuerta: abierta o cerrada. b) Indicación de detectores de equilibrio de presiones.

2. Indicación de estado de central oleodinámica:


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a) Electrobomba de servicio, y de respaldo.

b) Estado del acumulador de presión. c) Señales de presión, nivel, flujo y temperatura del aceite.

Comandos de control: 1. Apertura y cierre de compuertas de servicio. 2. Cierre de emergencia de compuertas de servicio. B.9 COMPUERTAS DE VERTEDOR El vertedor es una de las obras primordiales dentro de la seguridad de la infraestructura en una central hidroeléctrica, por su representatividad requiere que se realice su control, monitoreo y adquisición de datos en tiempo real y se vea reflejado en una pantalla propia, desplegada en una interfaz gráfica del corte transversal y vista de planta, para la identificación de cuál es la compuerta radial bajo operación, los requerimientos mínimos para las señales que deben de proporcionar al SCAAD a diferencia de lo que pueda mejorar el proveedor son las siguientes: Supervisión: 1. Compuertas radiales de servicio:

a) Indicación en m o % de posición de compuerta: abierta o cerrada.

b) Indicación de nivel de embalse.


a) Electrobomba de servicio, y de respaldo.

b) Estado del acumulador de presión.

c) Señales de presión, flujo y temperatura.

3. Estado de planta de emergencia Diesel. Comandos de control: 1. Apertura, Paro y cierre de compuertas radiales. 2. Cierre de emergencia de compuertas de servicio. 3. Activación de planta de emergencia. En caso de contemplar Toma Ecológica B.10 TOMA ECOLÓGICA Para la toma ecológica, se considera también su control, monitoreo y adquisición de datos ya que representa una de las estructuras que permiten extraer del vaso (en forma controlada) la cantidad de agua requerida para preservar los valores ecológicos en el cauce, por tal relevancia, se desplegará una pantalla exclusiva en el SCAAD, con los requerimientos mínimos siguientes:


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Supervisión: 1. Señalización de presión en la tubería de presión de la toma ecológica.

2. Indicación de nivel del embalse.

3. Señalización de porcentaje de apertura de válvula Howell Bunger. 4. Indicación de estado de central oleodinámica:

a) Señal de disponibilidad de electrobomba de servicio, y de respaldo.

b) Estado del acumulador de presión.

c) Señales de presión, flujo y temperatura.

5. Señalización de operación de equipos de deshumidificación.

6. Señalización de operación de motor eléctrico para extracción de aire. Comandos de control: 1. Apertura y cierre de válvula Howell Bunger. 2. Cierre de emergencia de válvula Howell Bunger. B.11 SISTEMA DE AGUA DE ENFRIAMIENTO El SCAAD recibe las señales del sistema de agua de enfriamiento, con la posibilidad de realizar su mejor control y mantener en operación segura el desempeño de los grupos turbogeneradores, la pantalla personalizada del sistema de agua de enfriamiento debe de contener al menos lo descrito en el Diagrama CP2 de Características Particulares. Supervisión: 1. Estado físico de válvula reductora y válvulas automatizadas del sistema.

2. Disparos de protección de los circuitos alimentadores de las diferentes válvulas. 3. Señales de temperatura a la salida de intercambiadores de calor. 4. Señales de flujo de agua a la entrada y salida del sistema. 5. Señales de presión. 6. Falta de tensión de alimentación, fuerza y control, en el CCM o tablero de servicios auxiliares.

7. Estado de las bombas del sistema. 8. Disparos de protección de los circuitos alimentadores de las diferentes bombas. 9. Paro de bomba por operación de alguna protección eléctrica.


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Comandos de control: 1. Arranque y paro de bombas. 2. Apertura y cierre de válvulas. 3. Manual y automático. B.12 SISTEMA DE EXCITACIÓN DE GENERADOR ELÉCTRICO

En la pantalla del SCAAD donde se visualiza de manera gráfica, la señalización, para control y monitoreo de la correcta operación de las unidades generadoras, el proveedor del sistema de excitación, debe considerar los requerimientos mínimos siguientes: Supervisión: 1. 90D Operación en vacío.

2. 90D Operación con carga. 3. 70D Operación en vacío. 4. 70D Operación con carga. 5. 70D Límite máximo de operación. 6. 70D Límite mínimo de operación. 7. Limitador de mínima excitación. 8. Limitador por sobre excitación. 9. Limitador de Volts/Hertz. 10. Señalización visual de alarmas. 11. Señalización de condiciones. 12. Estado del interruptor de campo en c.d. 13. Estado del interruptor de campo en c.a. 14. Desbalance de corriente en las ramas de los puentes rectificadores. 15. Operación de protecciones. 16. Protecciones de canales de regulación. 17. Protección por falla del sistema de enfriamiento del convertidor de tiristores. 18. Transferencia por falla. 19. Transferencia entre canales de regulación. 20. Transferencia de UCE's.


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21. Posición del interruptor de máquina. 22. Mediciones de: (Voltaje de Excitación, Corriente de excitación, Voltaje de control automático, Voltaje de

Control Manual, PSS, Voltaje del generador, Corriente del Generador, Frecuencia del generador, Potencia activa del generador y Potencia reactiva del generador).

Comandos de control: 1. Mando de encender y apagar excitación.

2. Mando de automático y manual. 3. Mando de activar y desactivar PSS. 4. Mando de apertura y cierre de interruptor de campo. 5. Mando de reset de alarmas. 6. Mando de subir y bajar excitación.

B.13 SISTEMA DE REGULADOR DE VELOCIDAD

La comunicación que tiene el regulador de velocidad y el SCAAD, son para enviar y recibir comandos desde la sala de control o vía remota, donde todo el control digital lo realiza el PLC de manera redundante que se ubica en el tablero de control local del regulador de velocidad, así mismo la señalización de múltiples variables que integran el correcto funcionamiento de las unidades generadoras, será enviada hacía el SCAAD y se describen las señales mínimas que deben de contener para su correcto funcionamiento: Supervisión: 1. Estado de los servoposicionadores electrohidráulicos.

2. Estado de redundancia de los lazos de comunicación. 3. Estado del Controlador Electrónico Local. 4. Disparos de protección de los sensores de: sobrevelocidad, limitador de carga, posición del regulador y

aceleración. 5. Disparos de protección de los circuitos alimentadores de las diferentes bombas, válvulas, actuadores,

por citar algunos. 6. Detector de arrastre. 7. Señal de la válvula distribuidora. 8. Paro de bombas de aceite por operación de alguna protección eléctrica. 9. Paro de compresor de aire por alguna protección eléctrica. 10. Falta de tensión de alimentación, fuerza y control. 11. Señal de velocidad del grupo turbogenerador.


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12. Frecuencia del grupo turbogenerador. 13. Señal de filtro doble de aceite. 14. Estado de la central oleodinámica:

- Indicación de nivel de aceite.

- Indicación de presión, normal, mínima y máxima de presión del aceite.

- Indicación del estado del Tanque Aire-Aceite.

- Indicación del tanque de aire a presión.

- Indicación de posición de válvulas (automáticas, eléctricas y mecánicas).

- Indicación de motores eléctricos (on-off), estado de arrancadores (manual-local/ automático-local/

manual-remoto/ automático-remoto).

15. Consigna de Velocidad.

16. Consigna de Potencia. 17. Consigna de Posición de Distribuidor. 18. Limitador de Posición. 19. Estatismo. 20. Mediciones de:

- Potencia Activa.

- Posición del distribuidor.

- Posición de Válvula distribuidora.

Comandos de control: 1. Subir Bajar Velocidad.

2. Subir Bajar Potencia. 3. Subir Bajar Limitador de Apertura. 4. Activar Control de Velocidad. 5. Activar Control de Potencia. 6. Activar Control de Posición de Distribuidor. 7. Reset modo isla. 8. Reset de alarma.


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9. Habilitar deshabilitar estatismo. 10. Arranque y paro de unidad. 11. Transferencia generador – condensador. 12. Transferencia condensador – generador. B.14 TRANSFORMADORES DE POTENCIA El SCAAD, desplega una pantalla donde se visualicen las siguientes señales de supervisión: Supervisión: 1. Señales de control y alarma de cambiadores de derivación.

2. Indicación de temperaturas de devanados de alta y baja tensión, temperatura del aceite. 3. Indicación de alarma por operación de relevador de acumulación de gases y flujo súbito (válvula

Buchholtz). 4. Falta de tensión de alimentación, fuerza y control. 5. Indicación de nivel de aceite. 6. Señalización y alarmas del sistema de análisis de gases disueltos (AGD), (ver apéndice c de

especificación CFE K0000-06)

B.15 BUS DE FASE AISLADA El SCAAD, desplegará una pantalla donde se visualicen las siguientes señales de supervisión: Supervisión: 1. Señales de temperatura de bus de fase aislada.

2. Medición de corriente del bus de fase aislada. 3. Medición de voltaje de bus de fase aislada. 4. Indicación de descargas parciales en el bus de fase aislada. B.16 GENERADOR El sistema SCAAD, desplegará una pantalla donde se visualicen al menos las siguientes señales de supervisión y comandos de control: Supervisión:

1. Temperatura de bobinas devanados estator. 2. Temperatura de aire caliente y frio de cada uno de los enfriadores del generador. 3. Temperatura de agua de entrada de enfriamiento de enfriadores del generador.


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4. Temperatura de agua de salida de enfriamiento década uno de los enfriadores del generador. 5. Temperatura de enfriamiento de sistema de lubricación. 6. Nivel de aceite para el cojinete guía generador. 7. Nivel de aceite para el cojinete combinado empuje-guía del generador. 8. Flujo del aceite lubricante del cojinete guía generador. 9. Flujo del cojinete combinado empuje-guía del generador. 10. Flujo de Agua de enfriamiento de sistema de lubricación. 11. Flujo de agua de enfriamiento de la salida de los enfriadores del generador. 12. Presión de entrada y salida de enfriamiento. 13. Presión de bombas de enfriamiento y sistema de lubricación. 14. Señal de posición de frenos (dentro/fuera) de cada uno de los gatos de frenado. 15. Vibración radial de las chumaceras del generador. 16. Descargas parciales. 17. Variables eléctricas del Generador (voltaje, Corriente, Potencias). 18. Panel de alarmas de cada sistema auxiliar del Generador.

Comandos de control: 1. Aplicación y desaplicación del sistema de frenado. 2. Motores de lubricación. 3. Motores de ventilación de bus de fase aislada. 4. Motores de extracciones de vapores de aceite. 5. Válvulas de agua de enfriamiento de radiadores. B.17 TURBINA El sistema SCAAD, desplega una pantalla donde se visualicen al menos las siguientes señales de supervisión y control:

Supervisión:

1. Temperatura metales de cada uno de los segmentos de las chumaceras.

2. Temperatura de aceite de cada depósito de chumacera. 3. Temperatura de agua de enfriamiento.


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4. Temperatura de aceite de regulación. 5. Presión de sistema de lubricación. 6. Nivel de cada depósito de chumacera. 7. Indicación de cada uno de los pernos fusibles. 8. Posición de Distribuidor /Agujas. 9. Posición de Candado. 10. Presión de agua de estopero. 11. Presión de Carcasa espiral. 12. Presión antes de válvula principal. 13. Presión de sistema de regulación. 14. Presión de bombas de regulación. 15. Presión de tanque de aire. 16. Presión de aceite de inyección. 17. Nivel de depósito de regulación. 18. Nivel tanque aire-aceite, nitrógeno-aceite. 19. Posición de válvula shutdown. 20. Posición de válvula aislamiento o principal de regulación. 21. Presión antes y después de filtros de regulación. 22. Vibración radial de chumacera. 23. Vibración axial chumacera guía turbina. 24. Vibración Sísmica de escudo. 25. Vibración sísmica Tubería desfogue. Comandos de control:

1. Arranque y paro de bombas de lubricación de chumacera turbina.

2. Arranque y paro de bombas de regulación. 3. Arranque y paro de bomba de inyección de aceite o levante.

4. Apertura/cierre de válvulas de control de regulación (shutdown, aislamiento, por citar algunos).


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5. Panel de alarmas de los sistemas de lubricación y regulación de turbina. B.18 TABLERO DE MEDIA TENSIÓN AISLADO EN GAS SF6 Supervisión 1. Presión de Gas SF6.

2. Voltajes de las 3 fases. 3. Corrientes de las 3 fases. 4. Potencia aparente. 5. Potencia Total. 6. Factor de potencia. 7. Indicación de interruptor abierto/cerrado. 8. Indicación de posición de prueba interruptor. 9. Indicación de listo para cierre. 10. Indicación de resorte cargado. 11. Falla alimentación motor carga resorte. 12. Indicación de no presente. 13. Indicación de disparado. 14. Indicación de línea energizada con 27´s. 15. Local / Remoto. 16. Disparidad de polos. 17. Panel de alarmas de protecciones. B.19 Comandos de control Apertura y cierre de interruptores B.20 INTERRUPTORES ELECTROMAGNÉTICOS DE SERVICIOS AUXILIARES DE 480 VCA Supervisión 1. Voltajes de las 3 fases.

2. Corrientes de las 3 fases. 3. Potencia aparente. 4. Potencia Total.


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5. Factor de potencia. 6. Indicación de interruptor abierto/cerrado. 7. Indicación de posición de prueba interruptor. 8. Indicación de listo para cierre. 9. Indicación de resorte cargado. 10. Indicación de no presente. 11. Indicación de disparado. 12. Indicación de línea energizada con 27´s. Comando de control Apertura y cierre de interruptores B.21 DESCARGA DE FONDO Supervisión

1. Compuertas deslizantes (aguas abajo):

- Compuerta abierta/cerrada.

- Estado de motores normal/falla.

- Alimentación eléctrica normal/falla.

- Nivel de aceite en depósito.


- Estado del motor-bomba de servicio y de respaldo.

- Presión, nivel y temperatura del aceite en la central hidráulica.

- Señales de tensión de los tableros de las centrales hidráulicas, en c.a. y c.d.

- Señales de corriente de los motores de aceite de las centrales hidráulicas.

Comandos de control: 1. Apertura y cierre de compuertas. 2. Cierre de emergencia de compuertas.

3. Botón en la sala de control, para el cierre de emergencia de la compuerta, por cada unidad generadora.

En caso de contemplar una Presa Cambio de Régimen (PCR)


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B.22 PRESA CAMBIO DE RÉGIMEN (PCR) La PCR es responsable de restablecer el aprovechamiento de los recursos naturales con la regulación diaria del régimen de descargas por generación de la central aguas arriba. A continuación, se establecen las señales de monitoreo y control de la PCR que se deben de ejecutar en el SCAAD y visualizarse en una pantalla exclusiva para PCR. Equipos que integran la PCR Unidad generadora de la presa cambio de régimen (PCR). Supervisión de unidad generadora: 1. Señales de medición de corriente.

2. Señales de medición de tensión. 3. Señales de medición de potencia activa y reactiva. 4. Medición de frecuencia. 5. Indicación y alarmas de fallas eléctricas y mecánicas. 6. Estado del banco de baterías. 7. Indicación del nivel de almacenamiento del tanque de combustible.

Comando de control de la unidad generadora: 1. Arranque

2. Paro 3. Paro de emergencia B.23 Planta Generadora de Emergencia con motor de Combustión Interna, tipo interior para la Presa

Cambio de Régimen (PCR). Supervisión de la planta generadora: 1. Señales de medición de corriente.

2. Señales de medición de Tensión. 3. Señales de medición de Potencia Activa y reactiva. 4. Medición de frecuencia. 5. Indicación y alarmas de fallas eléctricas y mecánicas. 6. Estado del banco de baterías. 7. Indicación del nivel de almacenamiento del tanque de combustible.


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Comando de control de la planta generadora: 1. Arranque

2. Paro 3. Paro de emergencia Tablero Aislado en Gas SF6 de Media Tensión para la Presa Cambio de Régimen (PCR). Supervisión de Tablero Aislado en Gas SF6 MT: 1. Señales de medición de corriente.

2. Señales de medición de Tensión. 3. Señales de medición de Potencia Activa y reactiva. 4. Medición de frecuencia. 5. Indicación de operación de protecciones eléctricas.

Comando de control de Tablero Aislado en Gas SF6 MT: 1. Transferencias de servicios de forma manual.

2. Apertura de interruptores en caso de emergencia.

Compuerta Plana y Compuerta Radial para la Presa Cambio de Régimen (PCR) Supervisión: 1. Indicación de la posición de la compuerta (abierto/cerrado, bloqueada).

2. Indicación de la posición de la compuerta, compuerta abriéndose y compuerta cerrándose.

3. Indicación de la posición de la central oleodinámica (dentro, fuera).

4. Indicación de compuerta en mantenimiento (fuera de servicio). 5. Alarma cuando exista un bloqueo de la compuerta. 6. Alarma cuando exista falla en las motobombas.

7. Alarma cuando exista sobre-presión de aceite en la línea. Comando de control: 1. Cierre y apertura de la compuerta.

2. Operación de cierre o apertura por mantenimiento de la compuerta. 3. Cierre de emergencia.

Sistema de Control Automatización y Adquisición de Datos · 2016-10-24 · SISTEMA DE CONTROL,...

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