COMISIÓN TÉCNICA MIXTA DE SALTO GRANDESEMINARIO: EXPERIENCIAS DE OPERACIÓN

EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 14 Y 15 DE MAYO DE 2009

INSTALACION DE SCADAS Y TELEMANDO DE LAS CENTRALES HIDROELECTRICAS DEL RIO NEGRO

UTE-URUGUAY

Pablo Thomasset (Mnto. C.H. G. Terra), Gerardo Cerecetto (Gcia. Hidráulica SG. Mtto y Estudios Técnicos), Hector Manzi (Operación C.H. G. Terra), Alejo Sagardoy (Operación C.H. Baygorria), Jorge Horvadt (Operación C.H. Constitución)

Centrales del Río Negro

La empresa UTE cuenta con una potencia instalada de generación de 1.466 MW, compuesto de 863 MW de generación térmica, 593 MW de generación hidráulica y 10 MW de generación eólica. La generación hidráulica se compone del aprovechamiento hidroeléctrico del Río Negro, compuesto de tres centrales; la central Dr. Gabriel Terra (Rincón del Bonete) 4 x 38 MW, la central Rincón de Baygorria 3 x 36 MW y la central Constitución (Central Palmar) 3 x 111MW.

La Central Dr. Gabriel cuenta con el reservorio de agua (volumen útil de 6.700 hm3). Es operada por el Despacho Nacional de Cargas como central “de base” cuando el régimen hídrico es medio o alto, y operada como central de “de pico” o “de respaldo” del sistema térmico o sustitución de importaciones de energía cuando el régimen hídrico es bajo (en sequía).

La Central Rincón de Baygorria aguas abajo de Terra, es una central “a pelo de agua” (volumen útil de 140 hm3), siendo normalmente despachada junto con Terra.

La Central Constitución cuenta con un reservorio importante y además tiene el aporte del Río Yí, que es caudaloso en caso de lluvias importantes, (volumen útil 1.100 hm3). La central es despachada a plena carga en “el pico”, como base (150 MW) en regimenes hídricos medios y a plena carga en regimenes hídricos altos (con los vertederos de Terra y Baygorria abiertos).

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Reseña Histórica

En la Central Constitución, desde su puesta en servicio en 1982, se contó con un registrador cronológico de eventos (RCE). En sus comienzos operaba sobre una maquina de telex. Luego la maquina telex fue reemplazada por un terminal bajo sistema operativo CPM (antecesor del sistema DOS 1.0) de IBM que capturaba los eventos por una conexión serial. Finalmente se migro a una PC tipo 80286 bajo DOS 2.0, ingresando los datos directamente en el puerto RS-232. Desde 1997 las tarjetas de adquisición y fechado al milisegundo, comenzaron a aumentar su frecuencia de fallos.

En 1987 se termina de escribir el Pliego de la licitación F51 para la renovación de la central Dr. Gabriel Terra (1993-1997). En el Pliego se solicita la instalación de un sistema de supervisión por computadoras. El Contratista Spie Batignolles instala un sistema Wincon/Siemens S5 con módulos de adquisición de datos Siemens Oscillostore E490 para la adquisición de eventos con fechado de 1 ms de resolución. Las pantallas de supervisión son programadas con el software Wizcon el cual corre en una PC 486 bajo sistema operativo OS2. El RCE o registrador de eventos consite en una segunda PC 386 corre el software OscopE de Siemens. Dicho sistema adolecía de falta de soporte técnico en Uruguay, sobre todo para las tarjetas Oscillostore que son de un diseño específico similar a las tarjetas de las RTU actuales. En 2004 parte del sistema salió de servicio debido a fallas que no se pudieron resolver, ni empleando las tarjetas de repuesto, ni recargando el software de las mismas.

En 1994 se instala el primer sistema de supervisión y adquisición de datos en la Central Baygorria. La arquitectura del mismo estaba compuesta por un grupo de PLC’s y un PC donde se procesaba la información a través de un software desarrollado por el propio personal de la Gerencia de Generación Hidráulica. Luego el Software de desarrollo propio fue sustituido por un software experto y de capacidad limitada, ya que se estaba en una instancia de prueba ( software SCADA FIX ) que funcionó hasta su sustitución en 2007.

Gabriel Terra (Bonete)

Baygorria Constitución (Palmar)

Volumen útil del embalsePotencia Instalada

6.700 hm3 140 hm3 1.100 hm3

Año de Puesta en servicio.

1945 / 1997 (*) 1960 1982

Arranque y Parada Automático Manual Automático

Excitación/Regulación

Estática/Analógica(GEC-ALSTHOM)

Electromecánica(Siemens)

Estática/Analógica(CEGELEC)

Regulador de Velocidad

Numérico(DIGIPID 00)

Oleo hidráulico(Nohab)

Analógico(RAPID 77)

Registro Cronológico de Eventos (Previo a 2006)

Siemens OscopE(en falla, 2005)

Moeller(sin repuestos)

RCE Cegelec(en falla, 2004)

SCADA (Previo a 2006)

Wizcon Fix NO

(*) Renovación de instalaciones electromecánicas entre 1994 y 1997.

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Estos sistemas, descriptos anteriormente, rápidamente fueron quedando obsoletos en su tecnología. Los servidores o PCs, con sus sistemas operativos en DOS o OS2, fueron superados por la saga del Windows 3,11 NT/95 98 2000, y las tarjetas de SLOT de 16 pasaron a 32 bits (ISA, PCI, etc). Lo que implico que no era posible actualizar los equipos PC, sus sistemas operativos y el hardware. En cuando a las electrónicas de adquisición de datos, tipo DAQ o PLC, la producción de las mimas para repuestos, no es mantenida por los fabricantes por mas que unos años luego de lanzadas al mercado. Tampoco emplean protocolos de intercambio de datos estandarizados. Esto impidió su reemplazo por tarjetas equivalentes de última tecnología.

Esto motivo que los técnicos de la gerencia hidráulica fueran pensando que una futura instalación de un sistema SCADA, debería contar con las siguientes características;

Tecnología abierta, compatible y actualizable Utilización de protocolos estándar Facilidad de acceso al “service” de los fabricantes Emplear la misma tecnología para las tres centrales Unificar los repuestos Unificar el “know how” de mantenimiento entre centrales

Mas adelante la conclusión fue que la forma de lograr esto es con el uso de tecnología “utility” de transmisión/distribución de la industria de energía eléctrica, ósea con remotas o RTU (Remote Terminal Unit). Anteriormente se pensó en la implementación del sistema SCADA con adquisidores de datos DAQ, Data Loggers o con PLC (Controladores Lógicos Programables), equipamientos estos de uso industrial, pero de menor vida útil, bajo costo (menor calidad y prestaciones), poca estandarización, protocolos propietarios (cerrados) e incompatibles entre si.

La mejora de los sistemas SCADA existentes, tiene como ventaja que la información queda en los sistemas en las bases de datos, y no se requiere que sea ingresada manualmente en planillas, lo que es más confiable y seguro. También es mejor operar las centrales desde Scada, básicamente se gana en confiabilidad y seguridad, con registro de comandos realizados, solicitud de confirmación de los mismos y alarmas y limites en los mismos.

En esta línea la Gerencia Hidráulica decide comenzar un proceso automatización y telemando de las tres centrales del Río Negro, y en 1999 se realiza una consultoría internacional. Resulta ganadora de la consultaría EDF (Electricite de France), la cual entrega en su informe final un borrador de pliego para el llamado a licitación, y la recomendación de automatizar y telemandar las centrales Terra y Constitución, desde un centro de mando a instalar en la Central Baygorria. Esta última al ser una Central 100% electromecánica debe ser operada manualmente en el arranque y parada de las turbinas, y de un muy frecuente manejo de vertedero, lo que imposibilita su automatización y telemando en forma sencilla y segura.

En 2001 se realiza la licitación para la automatización de las Centrales Terra y Baygorria, junto con la instalación de un sistema de monitoreo de vibraciones en los cojinetes. Esta licitación es interrumpida por la crisis económica del 2002.Suspendida la licitación, durante el año 2003 se intenta avanzar en el tema empleando recursos técnicos propios, empezando por la Central Gabriel Terra donde ya se contaba con un sistema SCADA y módulos Siemens Oscillostore que operaban como remotas. Conjuntamente algunos módulos comenzaron a fallar, empleándose los repuestos existentes, no siendo posible la adquisición de nuevos módulos por estar los mismos discontinuados. Esto último fuerza a pensar en

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la realización de un nuevo llamado a licitación cuanto antes fuera posible, lo que se concretó en 2004. En enero de 2005 en base a la anterior licitación se pública un nuevo llamado, pero sin incluir el sistema de monitoreo de vibraciones.

La licitación del sistema SCADA fue llave en mano, incluyendo el proyecto, suministro de las remotas, servidores y software, así como su montaje y puesta en servicio. En cuanto a la tecnología a emplear la especificación de los autómatas fue abierta tanto a emplear PLCs, módulos de adquisición de datos del tipo “data logger”, o remotas de telecontrol (RTUs). Pero requisitos como; entradas aisladas galvanicamente, grado de resolución temporal exigido para el fechado de las señales digitales de 1 ms, hacía difícil que se pudiera lograr con una arquitectura con módulos de PLC de tipo industrial.

En 2005 de dicha licitación resultó ganadora la empresa Controles S.A., empresa uruguaya que ha desarrollado su propio sistema SCADA, con el programa Mirage, y tarjetas remotas o RTUs modelo 587. Si bien era la primera vez que se aplicaba dicho sistema a una planta industrial, la empresa contaba con la experiencia de haber desarrollado los sistemas SCADA de los centros de mando zonales (denominados CAZ) de la transmisión y de la distribución (denominados CMDs) de UTE.El presupuesto inicial destinado a la automatización de Gabriel Terra y Constitución fue de 400.000U$S.

Cronograma

Adjudicada la empresa Controles S.A. para el suministro del sistema, el proyecto e instalación comienzan en 2006. La marcha semiindustrial de la Central Terra comienza en junio de 2007, en Constitución en Octubre de 2007 y en Baygorria en setiembre de 2008. Cabe destacar que la instalación e implantación del sistema SCADA no generó indisponibilidades en los grupos de generación.

Anteproyecto

El anteproyecto fue elaborado en la etapa de consultoría en base a reuniones y visitas a las centrales por parte de los técnicos de EDF. Al elaborar el nuevo Pliego a licitar, se decidió encarar como primera etapa el mando desde la Sala de Mando de cada Central, dejando para una segunda etapa el telemando desde el puesto de control central en Baygorria (denominado POC).

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Autómatas de intercambio

BDH , RCE y AOC de respaldo

G1

Relés

Autómata de operación

AI

G2

Relés

AI

Gn

Relés

Rango 1

Autómata de operación de central

Rango 2 Sala de mando

Mandos locales

Mandos manuales a distancia

Relés Relés Compuerta 1 Compuerta n

Mandos locales

Arquitectura de referencia

Mandos manuales a distancia

AI

Red LAN IP 10MBit/s

Consignación de estados

AISG

Red IP UTE SGE, consultas de BDH, programación de BDH, RCE y AOC FireWall

Proyecto

El comienzo del proyecto e instalación fue en la Central Terra, Central que contaba con toda la documentación de detalle dejada por Spie Batignolles para el sistema Wizcon/Siemens. Esta información parcialmente informatizada (esquemas en Autocad LT, planillas en Excel y memoria descriptiva en Word), se completo por parte del personal de obras de UTE. Esta información (la especificación del sistema Wizcon/Siemens) funciono como borrador facilitador en el diseño de las pantallas, no solamente en lo que hace al aspecto gráfico de la misma, sino a los algoritmos de cálculos y forma de gestionar las variables de estado y señales analógicas, alarmas, rangos. Estos últimos aparecen ocultos al observador y no fueron especificados al detalle en la consultoría con EDF, donde la descripción del sistema fue genérica y no específica para cada una de las centrales.

También fue muy importante la experiencia realizada en Baygorria con el sistema allí instalado. Destacándose como una gran herramienta tanto de operación, como de mantenimiento, el registro histórico y su análisis gráfico.

El diseño de los autómatas tuvo en cuenta el espacio físico disponible para su montaje, el cual era el espacio ocupado por los autómatas Siemens S5 en Terra. El montaje de los equipos Siemens era un montaje de rack de 19” y el sistema empleado por Controles era un sistema de montaje en espejo o vertical de las tarjetas con la electrónica. En las tres centrales el diseño de los gabinetes con las RTU debió contemplar la reutilización de los cableados existentes, lo cual quedo resuelto al instalar borneras frontera entre la RTU y el cableado de planta.

En la Central Constitución facilitó los trabajos el contar con borneras fronteras, cableadas por personal de mantenimiento entre 1999 y 2001. A diferencia de Terra donde la bornera frontera estaba centralizada en el gabinete del autómata existente, en Constitución quedaron definidas múltiples borneras frontera, prácticamente una por armario de comando y control. Esto resultó en una topología distinta entre Terra y Constitución.

Remotas (RTUs)

El diseño de las remotas es propio de la empresa Controles S.A., desarrolladas y construidas íntegramente en Uruguay. Están basadas en un CPU Intel Pentium, corriendo sistema operativo Lynux, y módulos o tarjetas de adquisición de datos comunicados entre si por una red RS-485 y protocolo MODBUS.

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Pantallas SCADA

Las pantallas de supervisión fueron elaboradas en conjunto con el personal de operación para que reflejaran la información y comandos que los operadores tenían en los mímicos de comando control, de modo que resulte mas fácil la adaptación de los operadores a trabajar y operar la Central desde las PCs del sistema.

La pantalla principal de operación con información mínima para que el operador tenga de un vistazo el estado de la Central. La pantalla de temperaturas de la unidad completa, una por grupo.

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Una pantalla exclusiva de mandos, la que contiene botones de orden de arranque y parada, y la consignación de potencia reactiva y carga de la turbina.

Una pantalla hidráulica con el estado de apertura de las compuertas del vertedero, las medidas de las variables de la turbina (rendimiento, caudal, salto, velocidad, ángulos de palas y distribuidor). La pantalla hidráulica también visualiza los caudales erogados y una estimación de los niveles aguas abajo en caso de crecida.

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Una pantalla del mímico de la estación de alta tensión y otra para los servicios auxiliares en media y baja tensión. Pantalla con el diagrama PQ del alternador actualizada en tiempo real según la tensión de salida del generador. Una pantalla de conjugación de la turbina Kaplan. Pantalla eléctrica con el unifilar del generador y el estado de los seccionadores e interruptores.

Una pantalla de arranque y otra de parada, similares a un diagrama de flujo, que permite monitorear el estado de funcionamiento de bombas, frenos y válvulas.

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Una pantalla de condiciones de arranque, facilita al personal de operación y mantenimiento identificar rápidamente donde esta la falla que impide el arranque de la maquina.

Pantallas de glosario para las unidades generadoras y el generador de emergencia.

Para la elección de los colores de la señalización del estado de las turbinas se empleo la norma IEC 73.

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En la Central Rincón de Baygorria se incluyó una pantalla de monitoreo del sistema de regulación o gobernador de las turbinas.

Algoritmos de cálculo

Para consignar la potencia reactiva y la carga de la turbina, se empleó un algoritmo de cálculo que emite un pulso de mas o menos excitación o carga, pulso de duración proporcional a la diferencia entre la consigna y el valor inicial. La consigna de potencia se termina ajustando manualmente con un ajuste fino. No se utiliza un algoritmo totalmente automático, debido a que éste emplearía mucho tiempo, del orden de 5 minutos, debido a los tiempos de los reguladores y cambios en la red. Se prefiere tener un algoritmo que permite tener un control mas directo de lo que sucede, aunque se tengan que hacer pequeños ajustes por parte del operador. Estos cálculos se realizan a nivel de RTU (denominados autómatas de intercambio en la arquitectura de referencia de EDF).

Otros cálculos realizados son los caudales vertidos en base a tablas de apertura de compuertas y nivel aguas arriba. Estos cálculos se realizan a nivel de los servidores (denominados autómatas de operación).

Todos los cálculos son realizados por módulos PLC, que son rutinas de programación que corren en la CPU de la remota o RTU.

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Registrador de Eventos

El registrados de eventos ONLINE forma parte del sistema SCADA Mirage. Despliega los eventos a segundos de ocurridos los mismos, desplegando el número de la entrada todo o nada (ER187 por ejemplo), el texto descriptivo de la misma, la transición del estado (DEFECTO o RESET), el fechado o “timetag” al milisegundo y el autómata del cual procede.

Para el acceso histórico a eventos, se realiza una lectura por web access a la base de datos histórica Historian (denominada BDH).

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Comunicaciones

Las comunicaciones entre los autómatas (RTUs) y los servidores (las dos PCs) se realiza por fibra óptica, desde la Sala de Máquinas hasta la Sala de Mando, lo que asegura la inmunidad total contra el ruido e interferencias electromagnéticas provocadas por los sistemas de excitación estática con tiristores.La comunicación entre servidores, relojes, GPS y autómata común se resuelve por una red operativa LAN Ethernet, sobre cableado UTP categoría 5 a 100 Mbp/s.El acceso remoto al sistema SCADA se realiza a traves de la intranet TCP/IP existente en UTE. Físicamente UTE cuenta con una única red de datos, pero la misma esta particionada en dos redes, la red corporativa (sistema SAP, correo electrónico, etc) y la red operativa (telecontrol y telefonía IP).

Servidores

Dos PCs operan como servidores SCADA redundantes funcionando en hotstandby, uno de ellos tiene además la base de datos histórica iHistorian (BDH). El sistema operativo de ambos servidores es Windows 2000. En la etapa de ante-proyecto y proyecto, el staff técnico de UTE, manifestó dudas respecto a la confiabilidad de un sistema basado en el sistema operativo Windows. En la práctica quedó demostrada la estabilidad del sistema, operando con cero falla durante dos años, (2007 y 2008 para la Central Dr Gabriel Terra.

Sincronización

La sincronización y puesta en hora del sistema se realiza mediante un receptor GPS. Los dos servidores (SCADA y BDH) emplean un protocolo NPT (vía TCP/IP), y la sincronización entre los autómatas y el receptor GPS se implemento por protocolo IRIG-B sobre fibra óptica.

Mando Local vs Mando Computadoras

En la Central Terra, la primera en instalarse el sistema, ya se contaba desde la época de la primera licitación con algunos preparativos en condiciones de ser ensayados y puestos en servicio. Uno de estos fue la instalación de un par de reles autosostenidos para definir el estado “mando local” y el estado “mano computadora”. El pasaje de un estado al otro, conmuta las señales; +/- carga de la turbina; +/- excitación del alternador, orden de arranque y orden de parada automático del generador.

La secuencia de arranque y parada, tanto para las centrales Terra y Constitución, es realizada íntegramente por reles electromecánicos existentes. El sistema SCADA solamente emite una orden por cierre de un contacto seco para el arranque o la parada.Los mandos anteriores están plenamente vigentes con solo operar una llave , el SCADA está un escalón por encima en la cadena de mando ,culminado toda la instalación la primera línea de mando será el telemando

Alimentación en CC y CA

La alimentación de las fuentes de los autómatas se realizo en 125 VCC para las centrales Terra y Constitución, en 220 VCC para Baygorria. Las fuentes de las PC que operan como servidores se alimentan en 220 VCA desde el ondulador (UPS grande) existente en cada central hidroeléctrica.

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Una segunda fuente de 220 VCA se conectó a las instalaciones de iluminación y fuerza motriz de la Sala de Mando. Esto le da una redundancia mayor a la alimentación a la vez que permite realizar mantenimiento al ondulador sin indisponer el sistema SCADA. Tanto las alimentaciones en 125/220 VCC como desde 220 VCA del ondulador están respaldadas por bancos de baterías, con autonomía mayor a 10 horas.

Montaje

Para el montaje la empresa Controles S.A. Empleo los servicios del contratista Prodie, el cual realizó el cableado de las señales de temperatura del alternador y el cableado de la bornera frontera de cada uno de los autómatas. El empleo de borneras fronteras y seccionables, facilitó el trabajo de traspase del cableado de los equipos existentes (en servicio) a las nuevas remotas, las que entraron en servicio inmediatamente.

Control de Obra

El control de obra se llevó a cabo por parte del personal de obras de la Gerencia Hidráulica, con dos controladores de obra, supervisados por un ingeniero electricista de cada central, y en forma centralizada por el ingeniero jefe de obra en Montevideo.

Ensayos de puesta en servicio

Para la puesta en servicio la empresa Controles envió un equipo técnico a las centrales, el cual trabajo en el ajuste de detalles de diseño y puesta en servicio de las remotas, servidores SCADA y base de datos histórica BDH, y cada una de las pantallas y algoritmos de cálculo. Para esta tarea resultó de suma importancia el involucramiento y supervisión del personal de operación de la propia Central, futuros usuarios del SCADA. Muchos de los trabajos fue posible darles continuidad o hacerles un seguimiento desde Montevideo a través de una interfase entre la Intranet de UTE conectada con la red del nuevo sistema SCADA, y la red Internet para el acceso desde las oficinas y talleres de la empresa Controles.Se acordó un protocolo de ensayos finales de cada una de las remotas (RTU) para el 100 % de las señales de entrada y salida, ensayándolas en su funcionamiento normal y en falla.

Marcha semiindustrial

Finalizados los ensayos de puesta en servicio, levantados el grueso de observaciones que se encontraron, las que fueron de menor entidad, comenzó un periodo de marcha semi-industrial, tal cual se especificaba en el Pliego de la licitación. La duración de la marcha semi.industrial fue de 60 días calendario, sin incidentes relevantes, al final del cual se realizaron ensayos de aceptación y recepción provisoria, similares estos a los ensayos de puesta en servicio.Durante le período de prueba se realizaron ajustes y se pusieron más interbloqueos para evitar errores de maniobra (al comienzo ocurrieron varios disparos por ese motivo) luego del acostumbramiento del personal y las prevenciones adicionales se logró bajar los errores operativosEn Constitución está pendiente el cambio de los consignadores por ser electromecánicos y actualmente dan algunos problemas (son moto-reóstatos que se trancan o enlentecen y varían su tiempo de respuesta) . Al ser de lazo abierto las señales elaboradas por el SCADA este modo mando produce errores y se deben repetir las órdenes manuales hasta que ajuste los valores a lo solicitado por el operador

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Arquitectura

Se presenta en el siguiente diagrama la arquitectura de la red existente.

Cuando se implemente el telemando, las 3 centrales estarán dentro de la misma red, como se ve en el siguiente diagrama.

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Base de datos Histórica (BDH)

Toda la información ONLINE del SCADA, eventos (estados y alarmas), medidas analógicas ytemperaturas, son almacenadas en el servidor denominado BDH, para su posterior consulta, vía unacceso web. El acceso web es posible para todo el personal habilitado de la Gerencia de Generación Hidráulica desde cualquier PC de UTE conectado a la Intranet (red TCP/IP interna de UTE),. El acceso es a los datos crudos, descargados para su análisis como unaplanilla Excel, o por pantallas elaboradas de procesamiento y presentación de la formación.

El sistema de información está compuesto por las siguientes páginas:

Principal: Muestra el estado de cada grupo, las medidas de potencia y los valores hidráulicos másrelevantes: niveles, salto y caudales turbinados, vertidos y evacuados.Eventos: Muestra los eventos registrados en el período de tiempo seleccionado, permite ademásbuscar los eventos filtrados por autómata, nivel de reporte, o que la descripción, entrada o eventotenga los caracteres ingresados.Producción: Muestra la producción de energía activa (MWh), reactiva exportada o importada enun período de tiempo que puede ser un día, un mes, o un año.Mantenimiento: Muestra las cantidades de maniobras y las horas de funcionamiento de lasbombas, interruptores, seccionadores y muestra también la cantidad de defectos registrados en unperíodo de tiempo seleccionado.

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Gráficos: Permite mostrar la gráfica del valor de hasta 5 variables analógicas diferentes en undeterminado período de tiempo, a cada gráfica se le configura la escala. Se pueden superponer lascurvas.

Mantenimiento del Sistema

Para el mantenimiento del sistema SCADA, la Gerencia Hidráulica realizó un acuerdo de servicio con la Gerencia de Telecontrol de UTE., la cual cuenta un plantel técnico abocado a la operación y mantenimiento de los sistemas SCADA y de telecontrol (remotas) de la transmisión y la distribución de UTE. El mantenimiento de las RTUs es responsabilidad de la respectiva Central Hidroeléctrica. Un porcentaje alto de equipamiento de RTUs de UTE corresponde a suministros de la empresa Controles, pero las RTUs suministradas por contratos llave en mano de estaciones completas son de fabricantes diversos, lo que dificulta el aprendizaje, soporte y mantenimiento de las mismas.

Repuestos

Para asegurar que se cuenta con una inmediata respuesta ante fallas, se adquirió un mínimo de doscomponentes para todas las tarjetas electrónicas de las RTU.

Inclusión de Baygorria

Como se mencionó al comienzo, la Central Baygorria contaba con un sistema SCADA y registro de eventos basado en PLCs. Dado que ningún fabricante de electrónica puede asegurar el suministro de tarjetas o módulos por 20 años (de los cuales ya habían transcurrido 14 años), se decide dar el salto

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tecnológico, y dejar la Central Baygorria a la par de Terra y Constitución, incluyendo a Baygorria en la licitación, mediante la adquisición de remotas a la empresa Controles S.A. E instalando el mismo sistema SCADA que Terra y Constitución.

El SCADA de Baygorria solamente supervisa, no tiene comando sobre las instalaciones. Esto fue determinado en base a recomendación del consultoría de EDF, y que las instalaciones son mayormente mecánicas y con bajo nivel de protección. Tambien por este motivo es que se determindo que en Baygorria se instalará el futuro Puesto de Operación Centralizada (POC).

Capacitación

En cada una de las centrales se capacito a los operadores en la operativa de los SCADAS, registro cronológico de eventos RCE y base de datos historica BDH.

Futuro Puesto de Operación Centralizada

Actualmente esta finalizando la marcha semi-industrial en la Central Baygorria. La próxima etapaes la implementación del telemando en si mismo desde el Puesto de operación Central (POC), traslo cual paulatinamente se deberá reorganizar el personal de operación remanente en las trescentrales, a fin de cubrir una guardia diurna en Terra y Constitución, y tres turnos de guardia para laoperación de la Central Baygorria y para el Puesto de Operación Central (POC).

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Conclusiones

La conclusiones actuales, desde el punto de vista de la Operación de las Centrales mediante el SCADA (actualmente en forma local, ya que el puesto de operación centralizado no esta implementado), son básicamente que se logró tener el mando de las unidades en sistema digital para poder ser comandada desde un PC local o a distancia y hasta de la misma red operativa de UTE. En la base de datos se cuenta con todas las variables, que anteriormente se registraban enelementos electromecánicos, lo cual resulta en un seguimiento mas fácil de las mismas, y se puededeterminar fácilmente la evolución de las distintas variables controladas.

En resumen; mejoró notoriamente la calidad de la información. En el caso de Terra y Constitución se recuperó la prestación total del RCE existente que se encontraba fuera de servicio, o con falencias importantes en su funcionamiento. La información en el BDH se puede consultar de cualquier lugar de la intranet de UTE (previas autorizaciones) facilitando diagnósticos de operación y mantenimiento.

E-mails; pjthomasset@ute.com.uy, gcerecetto@ute.com.uy, hmanzi@ute.com.uy, asagardoy@ute.com.uy, ghorvadt@ute.com.uy

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