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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO EN AUTOMÁTICA Y ELECTRÓNICA INDUSTRIAL DESARROLLO DE SISTEMA DE CONTROL DESARROLLO DE SISTEMA DE CONTROL DESARROLLO DE SISTEMA DE CONTROL DESARROLLO DE SISTEMA DE CONTROL DE REACTIVA EN CENTRALES ELÉCTRICAS DE REACTIVA EN CENTRALES ELÉCTRICAS DE REACTIVA EN CENTRALES ELÉCTRICAS DE REACTIVA EN CENTRALES ELÉCTRICAS Autora: Saray González Rodríguez Director: Manuel Richi de Zavala Madrid Junio 2011
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERO EN AUTOMÁTICA Y ELECTRÓNICA INDUSTRIAL
DESARROLLO DE SISTEMA DE CONTROL DESARROLLO DE SISTEMA DE CONTROL DESARROLLO DE SISTEMA DE CONTROL DESARROLLO DE SISTEMA DE CONTROL
DE REACTIVA EN CENTRALES ELÉCTRICASDE REACTIVA EN CENTRALES ELÉCTRICASDE REACTIVA EN CENTRALES ELÉCTRICASDE REACTIVA EN CENTRALES ELÉCTRICAS
Autora: Saray González Rodríguez
Director: Manuel Richi de Zavala
Madrid
Junio 2011
A Dios,
por su gran Amor e infinita Misericordia,
y a todos los que, por medio de sus oraciones,
hicieron posible que llegase hasta aquí.
Gracias.
AGRADECIMIENTOS
En primer lugar, quisiera agradecer a mi tutor, Manuel Richi, por todo el
apoyo que me ha brindado este año. Gracias, por haberme dado la
oportunidad de realizar este proyecto como parte de Invesyde S.L. y,
sobretodo, por toda la confianza puesta en mí desde el comienzo del
mismo.
De igual forma, quisiera agradecer a Francisco González y a Antonio
Barahona, miembros de Esdras Ingeniería S.L., por su cercanía, su
entusiasmo, y por su inestimable contribución al proyecto durante todo
este año.
Asimismo, quiero mostrar mi agradecimiento a David Soler, por su
desinteresada colaboración e interés mostrado hacia este proyecto.
Igualmente, quisiera agradecer a Luis Cacho, por su asesoramiento y
ayuda en el tema de comunicaciones.
Por supuesto, debo dar las gracias a mis compañeros de beca, por haber
compartido conmigo esta experiencia tan enriquecedora y tan importante
para nuestras vidas.
Y por último, quisiera dar las gracias a todos los miembros del grupo
Invesyde, por su optimismo, espontaneidad y amistad. Gracias por todos
los días compartidos, por todo el aliento recibido y por haberme hecho
sentir una más.
No habría suficiente papel en el mundo para poder escribir todo lo que
debo agradeceros.
I
RESUMEN DEL PROYECTO
La problemática derivada de la presencia de un factor de potencia bajo en
la red de transporte eléctrico, junto con las nuevas tendencias actuales en
el paradigma de explotación son la principal razón de que, desde hace
unos años, se estén multiplicando los esfuerzos en investigación y
desarrollo de nuevas técnicas de compensación.
La tendencia, tanto a nivel nacional como internacional, de las redes de
distribución supone un cambio de redes pasivas a redes activas e
inteligentes (Smartgrids). Esta tendencia también ha repercutido sobre los
sistemas de compensación de reactiva, haciendo que se incluyan en ellos
técnicas de control avanzado de forma que se permita adecuar los niveles
de reactiva en función de los requerimientos en tiempo real de la red.
Una de las principales claves del aspecto económico de la compensación
del factor de potencia, a parte de la mejora de la eficiencia en la
distribución eléctrica y la consiguiente reducción de costes que ésta trae
consigo, viene de mano de la normativa española:
Se establece por Real Decreto una serie de bonificaciones a las centrales de
producción que se encuentren generando en el rango de factor de potencia
asignado, mientras que se incurre en la máxima penalización en caso de
producir fuera del mismo.
II
Rango de factor de potencia Bonificación por
cumplimiento %
Penalización por
incumplimiento %
Obligatorio 0,00 3,00
Entre 0,995 inductivo y
0,995 capacitivo 4,00 0,00
Tabla 1.1 – Bonificación por energía reactiva R.D.1565/2010
Es evidente, por tanto, que las centrales productoras han de disponer de
sistemas de control que les permitan generar dentro de los límites
establecidos la mayor parte del tiempo.
El presente proyecto pretende desarrollar un software, a modo de SCADA
+ control, que permita llevar a cabo el control de la potencia reactiva
generada en función de una tabla de consignas dinámica y que
proporcione a su vez una completa herramienta para la gestión de la
instalación.
Figura 1.1 – Sinópticos de la aplicación desarrollada
III
Esta aplicación se ha implementado mediante el software WinStudio de
Bosch (versión 6.5), y abarca desde la adquisición de datos, hasta la
solución de comunicaciones que permitirá trabajar con la aplicación de
forma remota.
Se pretende obtener, de esta forma, un producto asequible, fácilmente
vendible, que proporcione una solución integral a la compensación de
reactiva en centrales eléctricas.
IV
PROJECT ABSTRACT
The problems derived from the presence of a low power factor in the
electricity transport network, along with new trends in the paradigm of
exploitation are the main reason that, in recent years, there have been
renewed efforts in research and development of new techniques of
compensation.
There is a change in the trend, both at national and international
distribution networks, from passive to active and intelligent networks
(Smartgrids). This trend has also impacted the reactive compensation
systems, making them include advanced control techniques so as to enable
the possibility of adjusting the levels of reactive power in terms of real-
time requirements of the network.
One of the main keys of the economics related to power factor
compensation, in addition to improving efficiency in electricity
distribution and the reduction of costs that it brings, comes by the hand of
Spanish law:
By Royal Decree bonuses have been stabilished for the production plants
which are generating in the assigned power factor range, while incurring
them into maximum penalty when their production is outside.
V
Power factor range Bonus for
complying %
Penalty for failure
%
Required 0,00 3,00
Between 0,995 inductive and
0,995 capacitive 4,00 0,00
Table 1.1 – Bonus for reactive energy R.D. 1565/2010
Therefore, it is clear that power producers should have control systems for
allowing them to generate within the limits of bonification the majotiry of
the time.
This project aims to develop a software aplication, in way of SCADA &
control, to carry out the control of reactive power based on a dynamic
table of settings, and at the same time, providing a complete tool for
managing the installation.
Figure 1.1 - Synoptics of the developed application
VI
This application has been implemented by using Bosch WinStudio
software (version 6.5), and it includes from data acquisition to the
development of a communications solution that will provide the
possibility to work with the application remotely.
In this way, the purpose is to obtain an affordable and easily marketable
product, to provide an integrated solution to the compensation of reactive
power in power plants.
DOCUMENTO I
MEMORIA
2
INDICE GENERAL
PARTE I MEMORIA ...............................................6
Capítulo 1 INTRODUCCIÓN................................................. 7
1 ESTADO DEL ARTE ....................................................... 7
1.1 Sistemas de control en centrales eléctricas. ......................7
1.2 Normativa vigente del control de reactiva. .......................11
1.3 Centrales eléctricas de Pinasa y Talosa. ..........................12
2 MOTIVACIÓN ...............................................................13
3 OBJETIVOS..................................................................14
4 METODOLOGÍA ............................................................15
5 PLANIFICACIÓN TEMPORAL.........................................17
6 RECURSOS EMPLEADOS ..............................................18
Capítulo 2 DESARROLLO DE LA APLICACIÓN....................19
1 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN .............................19
2 INTRODUCCIÓN AL SOFTWARE WINSTUDIO.................22
3 DESARROLLO DE LOS PRINCIPALES SINÓPTICOS........23
3.1 Sinóptico de consignas. ..................................................24
3.2 Diagrama unifilar. ..........................................................26
3.3 Sinópticos de señales de cada turbina.............................30
3.4 Sinópticos de señales de los grupos ................................35
3.5 Sinóptico de ajustes TODO-TODO...................................38
3.6 Sinóptico de alarmas. .....................................................42
3.7 Sinóptico de históricos y tendencias................................43
3.8 Sinópticos de informes de explotación.............................44
3.9 Sinóptico de Log in. ........................................................47
4 IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL...........50
4.1 Módulo de Consignas......................................................51
4.2 Módulo de Cálculos de Interconexiones...........................66
3
4.3 Módulo de Limitaciones. .................................................83
4.4 Módulo de Reguladores.................................................101
5 SISTEMA DE GESTIÓN DE USUARIOS.........................114
5.1 Especificaciones. ..........................................................114
5.2 Desarrollo.....................................................................115
6 SISTEMA DE ALARMAS ..............................................119
6.1 Especificaciones. ..........................................................119
6.2 Desarrollo.....................................................................120
7 GENERACIÓN DE HISTÓRICOS...................................123
7.1 Especificaciones. ..........................................................123
7.2 Desarrollo.....................................................................124
8 GENERACIÓN DE INFORMES DE EXPLOTACIÓN.........126
8.1 Especificaciones. ..........................................................127
8.2 Desarrollo.....................................................................127
9 ADQUISICIÓN DE SEÑALES ........................................132
9.1 Especificaciones. ..........................................................132
9.2 Desarrollo.....................................................................133
10 FUNCIONES DE TELECONTROL...............................154
10.1 Especificaciones..........................................................155
10.2 Desarrollo. ..................................................................155
11 SIMULADORES ........................................................172
11.1 Sinóptico de señales. ..................................................172
11.2 Simulador de generadores síncronos...........................179
11.3 Simulador de adquisición de datos..............................182
Capítulo 3 RESULTADOS .................................................186
1 PROTOCOLO DE PRUEBAS .........................................186
1.1 Pruebas parciales. ........................................................186
1.2 Prueba de funcionamiento global. .................................187
1.3 Prueba de funcionamiento global en adquisición. ..........187
1.4 Prueba de las 24 horas. ................................................188
1.5 Pruebas comunicaciones...............................................190
4
2 CUMPLIMIENTO DE OBJETIVOS.................................190
Capítulo 4 CONCLUSIONES..............................................192
Capítulo 5 FUTUROS DESARROLLOS...............................193
Capítulo 6 BIBLIOGRAFÍA ...............................................194
PARTE II ESTUDIO ECONÓMICO ........................196
Capítulo 1 INTRODUCCIÓN..............................................197
2.1 ExProCom software S.L.................................................198
2.2 Advanced Plural Ideas S.L.............................................198
2.3 Inforyde S.L. .................................................................199
Capítulo 2 ESTUDIO ECONÓMICO IMPLANTACIÓN DE UN
SISTEMA NUEVO.................................................................200
1.1 Hardware......................................................................200
1.2 Software. ......................................................................204
1.3 Mano de obra................................................................205
3.1 Estimación de ventas....................................................209
3.2 Punto de equilibrio. ......................................................209
3.3 VAN y TIR. ....................................................................210
Capítulo 3 ESTUDIO ECONÓMICO ACTUALIZACIÓN DE UN
SISTEMA EXISTENTE..........................................................213
1.1 Hardware......................................................................213
1.2 Software. ......................................................................215
1.3 Mano de obra................................................................215
3.1 Estimación de ventas....................................................219
3.2 Punto de equilibrio. ......................................................219
3.3 VAN y TIR. ....................................................................220
5
PARTE III MANUAL DE USUARIO.........................223
Capítulo 1 APLICACIÓN PARA EL CONTROL DE REACTIVA
EN CENTRALES ELÉCTRICAS..............................................224
1 INTRODUCCIÓN .........................................................224
2 TRABAJANDO EN MODO EJECUCIÓN .........................224
2.1 EJECUTAR LA APLICACIÓN .........................................225
2.2 LOG IN .........................................................................225
2.3 POSIBILIDADES DE USUARIOS ...................................226
2.4 GENERALIDADES DE SINÓPTICOS..............................230
2.5 INTRODUCICCIÓN DE CONSIGNAS..............................231
2.6 CAMBIO DE CONTROL CICLO COMBINADO ................235
2.7 GESTIÓN DE TURBINAS...............................................236
2.8 GESTIÓN DE INTERCONEXIONES ...............................237
2.9 ACTIVACIÓN REGULADORES DE REACTIVA................238
2.10 SISTEMA DE ALARMAS..............................................239
2.11 MANEJO DE GRÁFICOS DE HISTÓRICOS ..................241
2.12 INFORMES DE EXPLOTACIÓN ...................................242
2.13 PANTALLA ENTRADAS/SALIDAS................................243
3 TRABAJANDO EN MODO EDICIÓN..............................244
3.1 LOG IN .........................................................................244
3.2 EDICIÓN DE SINÓPTICOS............................................245
3.3 EDICIÓN DE RUTINAS PROGRAMADAS .......................246
3.4 EDICIÓN DE GRUPOS DE USUARIOS ..........................248
3.5 EDICIÓN DE INFORMES DE EXPLOTACIÓN.................249
3.6 EDICIÓN DE SISTEMA DE ALARMAS ...........................249
3.7 EDICIÓN DE GRÁFICOS DE TENDENCIAS ...................250
6
Parte I MEMORIA
7
Capítulo 1 INTRODUCCIÓN
El presente proyecto se ha realizado en colaboración con el departamento de
Automatización y Control de Invesyde S. L.
En este capítulo se pretende ofrecer una introducción al mismo.
Se comenzará con una panorámica del estado del arte en su apartado 1,
prosiguiendo, en los apartados 2 y 3, con su motivación y la descripción de los
objetivos que se pretenden abordar. A continuación, se incluirá, en el apartado 4,
la metodología empleada para llevarlo a cabo y, en el apartado 5, la planificación
de actividades a realizar para su consecución. Para concluir, en el apartado 6, se
indican los recursos que han sido necesarios para la realización del mismo.
1 ESTADO DEL ARTE
En este apartado se incluye el estado de la tecnología y la normativa
aplicable en los sistemas de control de reactiva en centrales eléctricas. Así,
se pretende ofrecer una visión global de los datos de partida sobre los que
se desarrollará el presente proyecto.
1.1 Sistemas de control en centrales eléctricas.
Hasta hace unos años en las plantas de generación españolas [YERE__]
[KAME03], las funciones de supervisión y control se cubrían mediante
sistemas basados en autómatas por medio de la utilización de grandes
paneles de control repletos de señalizadores luminosos, pulsadores,
interruptores, etc. Sin embargo, la evolución de los procesos industriales,
que demanda sistemas de control más precisos y fiables, está dando lugar
a generaciones de autómatas programables cada vez más potentes,
capaces de realizar tareas de control más complejas. Esto hace que los
8
antiguos paneles de control no se adecuen a las necesidades de
supervisión actuales.
La evolución de los ordenadores personales ha aportado una solución de
bajo coste, que ha posibilitado la evolución de los denominados sistemas
SCADA (“Supervisory Control and Data Acquisition”), cuya clave se
fundamenta en los sistemas de comunicaciones.
Mediante estos sistemas SCADA, empleados para la gestión y
monitorización de las plantas de generación, se dispone de la potencia y
funcionalidad de los PC para visualización de la planta mediante
detallados y muy presentables gráficos, pantallas de gestión de alarmas,
gestión de históricos de datos, pantallas de rendimientos energéticos, etc.
Los sistemas SCADA permitirán, por tanto, la comunicación del PC de
visualización con el PLC o los PLC de la planta que se encargan de llevar a
cabo el control de la misma.
Los medios normalizados y protocolos de comunicaciones que se emplean
son diversos y sus características de velocidad y fiabilidad dependen de
los requisitos esperados de cada uno de ellos.
Estos sistemas de comunicación incluyen desde el básico RS232C o RS485
a la sofisticada pero cada día más estandarizada red Ethernet, pasando por
las redes de comunicaciones PROFIBUS FMS, protocolos de
comunicaciones MODBUS, y periferias distribuidas para buses de campo
(PROFIBUS DP, INTERBUS, DEVICE NET, CAN BUS etc.).
Los buses de campo se están imponiendo gracias a su contrastada
fiabilidad, y cada vez mas dispositivos incorporan conectividad con estos
buses, de manera que se simplifican las instalaciones desde el punto de
vista de cableados, tarjetas acondicionadoras de señales y la
programación.
9
También es habitual dotar a las plantas de un sistema de comunicaciones
remotas vía módem entre un PC remoto y el PC local de la planta.
Mediante esta conexión se dispone de un control y visualización de la
aplicación SCADA que está operando en el puesto local.
Una ventaja de estas comunicaciones remotas es el mantenimiento de
software y soporte técnico a distancia.
El concepto de sistema de control de una planta de generación actual es tal
que integra en un sistema "Master" cada uno de los diferentes subsistemas
de control que coexisten en la planta de generación.
Se empleará, por tanto, una topología de bus de comunicaciones entre los
diferentes PLCs de forma que el PLC o PC maestro pueda recibir
información de todos ellos y enviar órdenes de acuerdo con el programa
de control, monitorización y gestión definido para la planta (Figura 1.1).
Figura 1.1 – Topología de un sistema SCADA [DECA__]
De esta forma, los sistemas SCADA, empleados para la gestión y control
de plantas eléctricas, estarán formados por los siguientes elementos
[SOLI__]:
• Ordenador Central o MTU (master terminal unit): Será el
ordenador principal que llevará a cabo el control del proceso.
Generalmente estará ubicado en la planta a controlar.
10
• Ordenadores Remotos o RTU’s (remote terminal units): Permitirán
al operario interaccionar con el sistema accediendo para ello al
ordenador central. Generalmente se encontrarán situados en
oficinas alejadas de la planta.
• Red de comunicación: será el nexo de interconexión entre todos los
elementos del sistema.
• Instrumentación de campo: Encargada de la medida y
acondicionamiento de los parámetros más importantes de la planta.
Las funcionalidades de estos sistemas SCADA serán, por tanto:
• Supervisión: El operador de la planta podrá observar en un
monitor la evolución de los parámetros de funcionamiento del
proceso. Esto puede realizarse mediante una representación
sinóptica o mediante una lectura directa de los valores instantáneos
de las variables. El sistema será capaz de llamar la atención del
operador frente a situaciones anómalas en los mismos.
• Registro de datos: Se llevará a cabo, además, la adquisición y
almacenamiento de los valores de las variables del proceso, que
permitirán realizar un posterior análisis de la evolución de los
mismos, pudiendo conocer exactamente en qué condiciones se ha
desarrollado el proceso.
• Control: Estos sistemas podrán incluir también parte, o la totalidad
del control del sistema, que permitirá mantener al sistema dentro
de unos estrechos márgenes. Así se conseguirá reaccionar ante
situaciones previamente programadas y actuar sobre los elementos
de la instalación, tanto en forma digital como analógica.
Esta última funcionalidad requiere que el sistema SCADA opere en
tiempo real, es decir, que las variables controladas sean enviadas, el
11
algoritmo de control ejecutado y las salidas generadas en el tiempo más
corto posible.
1.2 Normativa vigente del control de reactiva.
En el artículo 29 del R.D. 661/2007 y su posterior modificación por el R.D.
1565/2010, se establece que las instalaciones productoras deberán
mantenerse dentro del rango obligatorio del factor de potencia, que se
establece entre 0.98 capacitivo y 0.98 inductivo, conllevando el pago de la
máxima penalización para las horas en las que se incurra en
incumplimiento.
Además, en caso de cumplir las instrucciones del operador del sistema, se
aplicará la máxima bonificación contemplada en el anexo V del
mencionado Real Decreto, y en caso de incumplimiento de las mismas, se
aplicará la máxima penalización contemplada en el mismo anexo (ver
Tabla 1.1).
Rango de factor de potencia Bonificación por
cumplimiento %
Penalización por
incumplimiento %
Obligatorio 0,00 3,00
Entre 0,995 inductivo y
0,995 capacitivo 4,00 0,00
Tabla 1.1 – Bonificación por energía reactiva
En la carta recibida por Invesyde S.L. el 23 de marzo de 2009 de Red
Eléctrica de España [INVE09], en virtud a dicho Real Decreto, se emite
instrucción de mantener el factor de potencia durante las 24 horas del día
en el rango 0,98 a 0,99 tomando reactiva de la red, a partir de las 0.00h del
12
1 de abril de 2009 para evitar los efectos negativos de las tensiones sobre la
red de transporte y sobre la propia generación.
Este procedimiento excepcional de regulación del factor de potencia,
responde a un descenso acusado del consumo energético originado por
una menor actividad industrial. Esta situación excepcional se prevé que
finalice cuando la economía industrial y doméstica comience a
recuperarse.
De esta forma, y en función de lo expuesto, los sistemas de control de
reactiva deben ser capaces de actuar sobre los generadores para
mantenerse en los rangos de máxima bonificación la mayor parte del
tiempo.
1.3 Centrales eléctricas de Pinasa y Talosa.
En el presente apartado se procederá a dar una visión de los sistemas de
control de reactiva que están empleando en la actualidad las centrales
Pinasa y Talosa, ubicadas respectivamente en Cuenca y Soria.
Cada una de estas plantas dispone de un ciclo combinado, compuesto por
una turbina de gas y una turbina de vapor, y un sistema de generación por
biomasa, de características similares tanto en la instalación como en el
sistema de control implementado para su control.
La regulación de potencia reactiva realizada en dichas centrales, se lleva a
cabo de la siguiente forma:
Se emplean módulos Interbus para recoger la información del alternador
de cada una de las turbinas y de la subestación. Estos módulos están
situados próximos a las señales adquiridas y mediante un bus de
comunicación se transmite la información al PC situado en la sala de
electrónica.
13
En dicho PC se incluirá el sistema de control, que opera bajo Windows XP
Profesional versión en castellano.
El control implementado en el mismo, estará dividido en dos partes:
• Los algoritmos de control, que se encuentran implementados en
lenguaje de programación AQUA en un software específicamente
diseñado para su ejecución.
• Un sistema SCADA de adquisición y visualización mediante el
software Intellution iFix 3.0.
Para la realización de este proyecto, se dispone de los códigos de los
reguladores de reactiva en lenguaje AQUA instalados en estas centrales.
2 MOTIVACIÓN
En vista a las futuras necesidades de operación, y tratando de maximizar
las bonificaciones por complemento de reactiva, se propone el desarrollo
de un equipo automático de control de factor de potencia.
Para ello, se ha decidido tomar como base las instalaciones
correspondientes a las centrales de Pinasa y Talosa, puesto que las
características de las mismas son tales, que posibilitan la adaptación
posterior a cualquier tipo de central que presente un ciclo combinado y/o
generación por biomasa.
Se busca, de esta forma, obtener un producto asequible, fácilmente
vendible, que integre SCADA y control en una misma aplicación, de
manera que ésta sea totalmente adaptable a cada una de las instalaciones
concretas a las que se pretende destinar.
14
3 OBJETIVOS
Este proyecto tiene como objetivo último el desarrollo de un sistema
integrado de control y visualización de proceso para llevar a cabo el
control de la excitación de generadores síncronos sobre la plataforma
WinStudio de Bosch.
Comprende los siguientes objetivos concretos:
I. Desarrollo de sinópticos de proceso, que incluyen el unifilar
general, el calendario de consignas, las limitaciones en las curvas
P-Q de los generadores a considerar, medidas en las
interconexiones.
II. Programación de algoritmos de control y su integración junto con
los sinópticos de proceso, realizando una verificación conjunta de
ambos.
III. Creación de sistema de gestión de usuarios y seguridad para
restringir el acceso al sistema y su gestión, limitando el acceso a
ciertas herramientas del mismo en función del tipo de usuario a
considerar.
IV. Creación de sistema de gestión de alarmas, que permita la
visualización de alarmas en tiempo real y su registro en un
histórico.
V. Generación de informes de explotación, visualización de
históricos y valores en tiempo real de las variables más
importantes del sistema.
VI. Adquisición de señales de campo, es decir, permitir que las
medidas realizadas en la instalación puedan ser interpretadas por
el sistema de modo correcto.
VII. Desarrollo de funciones de telecontrol, que permitan el acceso al
sistema desarrollado de forma remota.
15
4 METODOLOGÍA
Para la consecución de los objetivos, se prevé la realización de las tareas
recogidas en la Tabla 1.2.
DESCRIPCIÓN DE LAS TAREAS A REALIZAR
ID Nombre Descripción
1 Winstudio Familiarizarse con el software WinStudio Bosch v.6.5 y con el lenguaje de programación VBScript.
2 Algoritmos existentes
Recopilar información sobre el sistema de control, y entender los algoritmos de control existentes.
3 Sinópticos Desarrollo de los sinópticos de la aplicación y gestionar su acceso por medio de la botonera.
4 Calendario Desarrollo y programación en Winstudio del bloque del calendario, redacción del protocolo de pruebas y realización de pruebas de funcionamiento.
5 Interconexiones Desarrollo y programación en Winstudio del bloque de cálculos de las interconexiones, redacción del protocolo de pruebas y realización de pruebas de funcionamiento.
6 Limitaciones Desarrollo y programación en Winstudio del bloque de las limitaciones de las turbinas, redacción del protocolo de pruebas y realización de las pruebas de funcionamiento.
7 Memoria descriptiva
Redacción de la memoria descriptiva del proyecto.
8 Regulador Desarrollo y programación en Winstudio del algoritmo del regulador de la potencia reactiva generada por las distintas turbinas, redacción del protocolo de pruebas y realización de las pruebas de funcionamiento.
9 Prueba I Realización de las pruebas conjuntas del sistema, implementación de las propuestas de mejora viables y realización de las pruebas de dichas mejoras.
16
10 Hito I Fecha de comprobación de ejecución de las actividades.
11 Alarmas Realización del sistema de gestión de alarmas: visualización en tiempo real e histórico. Protocolo de pruebas y realización de las pruebas de funcionamiento.
12 Informes explotación
Generación de históricos de los parámetros más importantes del sistema, y visualización en tiempo real. Protocolo de pruebas y realización de las pruebas de funcionamiento.
13 Usuarios y seguridad
Desarrollo del sistema de gestión de usuarios, creación de grupos, limitaciones de acceso y seguridad. Protocolo de pruebas y realización de pruebas de funcionamiento.
14 Prueba II Realización de las pruebas del sistema, implementación de las propuestas de mejora viables y realización de las pruebas de dichas mejoras.
15 Adquisición de señales
Realización de conexiones con el módulo de adquisición de datos y adaptación de la señal recibida para que el sistema interprete correctamente los datos.
16 Prueba III Realizar pruebas de funcionamiento del sistema empleando la adquisición de señales en lugar del simulador.
17 Hito II
Fecha de comprobación de ejecución de las actividades.
18 Funciones de telecontrol
Desarrollo de un sistema que permita operar con el sistema a distancia.
19 Prueba VI Realizar las pruebas de funcionamiento global del sistema.
20 Manual
De usuario
Redacción del manual de usuario de la aplicación.
21 Memoria Redacción de la memoria final del proyecto.
Tabla 1.2– Relación de las tareas a realizar para la consecución del proyecto
17
5 PLANIFICACIÓN TEMPORAL
Figura 1.2 – Planificación temporal de actividades
18
6 RECURSOS EMPLEADOS
Para la realización de éste proyecto se requieren los siguientes recursos:
Hardware:
• Ordenador con conexión a red Ethernet - Modbus.
• Módulos de adquisición de datos.
• Hub de comunicaciones Ethernet.
Software:
• WinStudio Bosch v. 6.5
• Adam. NET utility
• OpenVPN GUI v.1.0.3
• VirtualBox Version 4.0.6 r71416
• Zentyal 2.1-1
• Team Viewer 6
• DYNDNS Updater v 4.1.7
19
Capítulo 2 DESARROLLO DE LA
APLICACIÓN
El presente capítulo pretende recoger los pasos seguidos para el desarrollo de la
aplicación objeto de dicho proyecto.
En los dos primeros apartados, se recoge, respectivamente, la descripción de la
instalación de partida sobre la que se implementará el sistema y del software
empleado para su consecución.
En los siguientes apartados, del 4 al 10, se explicarán los pasos seguidos para la
consecución de cada uno de los objetivos concretos planteados en el Capítulo 1.
Se concluye con el apartado 11, con la descripción de los simuladores
implementados para la verificación de la aplicación desarrollada.
1 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN
Como se ha mencionado en el Capítulo 1, este proyecto pretende
desarrollar una aplicación para el control de la potencia reactiva de
generadores de centrales eléctricas.
Sin embargo, dado que cada central tiene sus propias peculiaridades, y lo
que se busca es la realización de un producto vendible y fácilmente
adaptable a cada caso, se debe tomar una instalación de base sobre la que
crear la aplicación, que permita incluir todas las complejidades que se
pueden encontrar en esta clase de instalaciones de modo que sea
fácilmente adaptable a casi cualquier caso.
20
Como es evidente, a la hora de adaptar la aplicación, es preferible la
eliminación de parte de código, que la incorporación de código nuevo, ya
sea por rapidez como por requerimientos de diseño y pruebas posteriores.
Teniendo en cuenta esto, se ha decidido emplear como instalación base, el
modelo de central de generación que presentan las centrales de Pinasa y
Talosa.
Estas centrales están formadas por un ciclo combinado, compuesto por
una turbina de gas y una turbina de vapor, y un grupo de generación por
biomasa compuesto por una única turbina de vapor.
Estos dos grupos trabajan de modo independiente entre sí, pese a que
vuelcan la energía a la red mediante un único punto de interconexión.
Es decir, en un momento determinado se puede estar generando
únicamente mediante el grupo de biomasa, mediante el ciclo combinado, o
con ambos a la vez. De igual forma, dentro del ciclo combinado, se puede
generar únicamente con la turbina de gas, o bien, con la turbina de gas y la
de vapor.
En la Figura 2.1 se muestra el esquema unifilar resumen de la instalación.
21
Figura 2.1– Esquema unifilar centrales Pinasa y Talosa.
Debido a que los grupos trabajan de modo independiente, se deberá
disponer en todo momento de dos consignas de factor de potencia, una
para el ciclo combinado y otra para la generación por biomasa.
22
Cada una de las turbinas de la instalación estarán acopladas a sus
respectivos generadores síncronos, cuya excitación deberá ser modificada
de modo que la potencia reactiva generada o absorbida por los mismos se
encuentre en los valores adecuados en cada instante para seguir el factor
de potencia indicado en cada una de las referencias.
Como se ha mencionado en Capítulo 1 primer apartado, correspondiente
al ESTADO DEL ARTE, se cuenta con documentación de los reguladores
empleados en la actual instalación de estas dos centrales, por lo que el
proyecto no se basa en su diseño, sino en la implementación de los
mismos y el desarrollo de la aplicación completa para su gestión y control.
2 INTRODUCCIÓN AL SOFTWARE WINSTUDIO
El software que se ha decidido emplear para llevar a cabo la aplicación
objeto del presente proyecto es WinStudio de Bosch.
Se trata de un software integrado [INDU04] que permite diseñar
diferentes sistemas HMI (Human-Machine Interface) y SCADA
(Supervisory Control And Data Adcquisition).
Las razones que han llevado a su elección vienen de mano de las
funcionalidades y posibilidades que éste permite, junto con el menor coste
de las licencias del mismo en comparación con otros software de
características similares.
Las aplicaciones desarrolladas por medio de WinStudio pueden ser
ejecutadas en ordenadores conectados en tiempo real a maquinas o
procesos a través de controladores programables, dispositivos remotos de
I/O, u otros equipos de adquisición de datos.
Éstas se fundamentan básicamente en un conjunto de sinópticos (pantallas
animadas) a modo de interfaz con el operador, drivers para la
23
comunicación con PLCs (Programmable Logic Controllers) y dispositivos
de entradas y salidas programables, una base de datos con las variables o
tags de la aplicación. Puede disponerse además de visualizadores de
alarmas, gráficos de tendencias, recetas, planificadores y un sistema de
seguridad.
Las múltiples posibilidades de este software hacen que sea bastante
atractivo, puesto que la forma en la que está constituido permite incluir
rutinas de control dentro de los sistemas de adquisición y visualización,
permitiendo de esta forma desarrollar aplicaciones totalmente integradas
de SCADA+Control.
El paquete WinStudio de Bosch que se ha adquirido para llevar a cabo este
proyecto cuenta con:
• Sistema de desarrollo que se puede ejecutar en un ordenador de
sobremesa, ordenador portátil o PC industrial que disponga de
Windows NT/2000/XP.
• Runtime system que permite ejecutar la aplicación diseñada en
cualquier estación de trabajo que disponga de Windows
NT/2000/XP.
3 DESARROLLO DE LOS PRINCIPALES SINÓPTICOS
Para cumplir con el primer objetivo planteado en el Capítulo 1, a
continuación se incluye una descripción de los sinópticos que han sido
desarrollados para servir como interfaz hombre-máquina para permitir la
visualización de los parámetros más importantes de la instalación y dar la
posibilidad de configuración de los mismos.
24
Estos sinópticos formarán la base de la aplicación, y a medida que se
vayan programando los diferentes módulos de la misma, se les irán
incorporando funcionalidades.
3.1 Sinóptico de consignas.
Este sinóptico tiene como objetivo la generación de la consigna de factor
de potencia para cada uno de los grupos de generación considerados.
3.1.1 Especificaciones.
Para el desarrollo de este sinóptico se deberán tener en cuenta las
siguientes especificaciones:
• El sinóptico tendrá como base dos tablas totalmente configurables
por el operador que se activarán de manera alternativa para los
horarios de invierno y verano.
• Cada una de estas tablas estará dividida en 10 tramos horarios
también configurables, cada uno con dos consignas de factor de
potencia, una para cada grupo.
• Se deberá mostrar en todo momento la comparación entre la
consigna activada en ese momento y el factor de potencia real al
que está trabajando cada uno de los grupos a considerar.
• Se mostrarán, además, las indicaciones oportunas en función de la
normativa vigente, en este caso las correspondientes a la máxima
bonificación y máxima penalización establecidas en el RD
1565/2010.
• Se incluirán dos pulsadores para poder activar cada una de las
tablas de consignas correspondientes a los horarios de invierno y
verano.
25
3.1.2 Desarrollo.
A partir de las especificaciones, se ha desarrollado este sinóptico
comenzando por las dos tablas de consignas anteriormente definidas para
los horarios de invierno y verano.
En la Figura 2.2 se muestra la tabla creada para el horario de invierno,
siendo análoga a la del horario de verano.
Figura 2.2 - Tabla de consignas
Sobre estas dos tablas, que se situarán en el centro del sinóptico, se han
representado las indicaciones del factor de potencia de referencia, que se
aplican a cada uno de los grupos, y el real que estos presentan (Figura 2.3).
Figura 2.3 – Comparación del factor de potencia
Al lado derecho de las dos referencias de factor de potencia, se incluirán
las indicaciones de máxima penalización y máxima bonificación
resultantes de la aplicación de la normativa vigente (Figura 2.4).
26
Figura 2.4 – Indicación de máxima bonificación y penalización de la normativa
vigente
De igual forma, sobre las tablas de consignas, y a la derecha de estas
indicaciones se situarán los pulsadores de activación de dichas tablas
(Figura 2.5).
Figura 2.5 – Pulsadores activación horario Invierno/Verano
En la Figura 2.6 se muestra el sinóptico completo que presentará la
aplicación, recogiendo los elementos anteriormente mencionados. Este
sinóptico será denominado “Consignas” en todo este trabajo.
Figura 2.6 – Sinóptico de consignas
3.2 Diagrama unifilar.
Este sinóptico tiene como objetivo visualizar sobre el diagrama unifilar de
la instalación, los principales parámetros en tiempo real, para que el
27
operario pueda captar de un solo vistazo la información más relevante de
la misma.
3.2.1 Especificaciones.
Las especificaciones para su desarrollo serán:
• La fundamentación del mismo sobre el diagrama unifilar de la
instalación.
• La conexión/desconexión del sistema completo a controlar con la
red de distribución.
• La conexión/desconexión de cada grupo.
• Las medidas de potencia activa y reactiva, tensión y factor de
potencia presentes en cada una de las interconexiones.
• Las referencias de factor de potencia fijadas para cada grupo.
• La conexión/desconexión de cada turbina y la activación en la
misma del regulador de reactiva poniéndose de color verde si se
encuentra activado y de color rojo si está desactivado.
• Las medidas de potencia, tensión, corriente y factor de potencia
generadas por cada turbina.
3.2.2 Desarrollo.
Sobre el diagrama unifilar de la instalación mostrado en la Figura 2.1, se
incluirán los siguientes elementos para cumplir con las especificaciones
del sinóptico:
• La conexión/desconexión de la instalación mediante la animación
del interruptor denominado DYR (Figura 2.7).
28
Figura 2.7 – Interruptor general
• La conexión/desconexión de cada grupo mediante la animación de
los interruptores DYG-3 para la generación por biomasa y DYT
para el ciclo combinado (Figura 2.8).
Figura 2.8 – Conexiones de cada grupo de generadores
• Los valores de las variables de cada una de las interconexiones se
ubicarán al lado de los interruptores de dichas interconexiones
(Figura 2.9).
Figura 2.9 – Tabla de medidas de las interconexiones
• Las referencias de factor de potencia fijadas para cada grupo, que se
incluirán a la derecha de las tablas de variables de la interconexión
(Figura 2.10).
Figura 2.10 – Indicadores de referencias de factor de potencia
29
• La conexión/desconexión de cada turbina del ciclo combinado se
representará mediante la animación de los interruptores DYG-1 y
DYG-2 para la turbina de gas y la de vapor respectivamente.
A su vez, se coloreará cada una de las turbinas de color verde si se
encuentra activado el regulador de reactiva y de color rojo si está
desactivado (Figura 2.11).
Figura 2.11 – Interruptores de cada turbina
• Al lado de cada turbina, se incluirá una tabla con sus variables más
significativas (Figura 2.12).
Figura 2.12 – Tabla de medidas de cada turbina
Con todo esto, el sinóptico denominado “Unifilar”, se verá en la aplicación
como se muestra en la Figura 2.13.
30
Figura 2.13 – Diagrama unifilar de la instalación
3.3 Sinópticos de señales de cada turbina.
Para cada turbina de la instalación se dispondrá de un sinóptico donde
poder visualizar en detalle los valores de los parámetros más
representativos de la misma en tiempo real.
3.3.1 Especificaciones.
Estos sinópticos deberán incluir las siguientes características:
• El diagrama P-Q de la turbina donde se representará gráficamente
el punto de trabajo en el que se encuentra en el momento actual y
poder ver lo lejos o cerca que se encuentra de los límites de
funcionamiento de la misma.
• Una tabla donde se recojan las referencias de factor de potencia y
de potencia reactiva, que se emplearán en el control, junto con el
valor del factor de potencia real al que se encuentra dicha turbina.
• Una tabla de medidas, donde se muestren los valores en tiempo
real de los parámetros de la turbina, tales como potencia activa y
31
reactiva, tensión, corriente generada y de excitación junto con los
respectivos valores presentes en la red.
3.3.2 Desarrollo.
Para desarrollar estos sinópticos en función de las especificaciones lo
primero es realizar el trazado de los diagramas de carga P-Q de los
generadores [FRAI08].
La construcción de la curva de carga se basa en el diagrama fasorial de la
máquina síncrona. Para ello se han de llevar a cabo los siguientes pasos en
unidades unitarias, para cada uno de los generadores:
• Se dibujan los ejes cartesianos, representando como abscisas la
potencia reactiva y como ordenadas la activa. El punto O será el
origen del sistema.
• A continuación se localiza el punto M del diagrama, es decir, aquel
punto cuya potencia reactiva sea la siguiente:
E. 1
( )N
MM
S
NM S
QpuQ
X
VQ =⇒=
2·3
TURBINA Qm Sn Qm (pu)
Turbina de gas -10 MVAr 24 MVA -0.4167
Turbina de vapor -1.7 MVAr 4 MVA -0.425
Turbina de vapor biomasa -2 MVAr 4 MVA -0.5
Tabla 2.1– Localización del punto M del diagrama P-Q para las turbinas
• Sobre este gráfico se representarán los límites de la máquina:
32
o Límite de potencia activa: Se traza una línea horizontal en el
valor máximo de potencia activa que el generador puede
suministrar.
o Limitación de potencia aparente (o limitación de corriente
de inducido): Viene definida por el arco correspondiente a la
circunferencia de potencia aparente 1 pu que se traza desde
el origen del sistema de coordenadas.
o Limitación de corriente de excitación: viene expresada por
el arco trazado con centro en el punto M y radio el máximo
valor de la corriente de excitación en unidades unitarias.
La corriente de excitación base se corresponde al segmento
M-O, pues representa la corriente necesaria en el inductor
para que se genere en vacío la tensión asignada. Por este
motivo, esta distancia representa el valor de 1 pu para ésta
en el diagrama.
En la Tabla 2.2 se muestran los valores de las limitaciones de
corriente de excitación de los generadores de cada una de las
turbinas.
TURBINA Iexc vacio Iexc max Iexc max
(pu)
Turbina de gas 4.8 A 12 A 2.5
Turbina de vapor 1.88 A 4.7 A 2.5
Turbina de vapor biomasa 1.88 A 4.7 A 2.5
Tabla 2.2 – Limitaciones de corriente de excitación de las turbinas
o Limitación de estabilidad en régimen permanente: se
obtiene para un ángulo de carga de 90º, que corresponde con
33
una recta perpendicular a M-O trazada por el punto M. Sin
embargo, en la práctica se pueda reducir esta zona a un valor
menor para poder hacer frente a las posibles variaciones de
carga.
En la Figura 2.14 se han representado todos estos límites. La zona de
trabajo del generador es el área encerrada entre ellos, es decir, el área M-B-
C-D-E-M.
Figura 2.14 – Ejemplo trazado diagrama P-Q para un generador síncrono
Además de los diagramas de carga P-Q de las turbinas, se incluyen estas
dos tablas a la derecha del mismo:
• La tabla correspondiente a los parámetros del control, es decir, las
referencias de factor de potencia y de potencia reactiva, junto con el
factor de potencia real actual del sistema.
34
Figura 2.15 – Tabla del control de la turbina (referencias vs. Valor real)
• La tabla de medidas (Figura 2.16) se muestran los valores en tiempo
real de los parámetros de la turbina.
Figura 2.16 – Tabla con las medidas de la turbina
Los sinópticos correspondientes a las tres turbinas, se muestran
respectivamente en la Figura 2.17 , la Figura 2.18 y la Figura 2.19.
Figura 2.17 – Sinóptico de señales de la turbina de gas
35
Figura 2.18 – Sinóptico de señales de la turbina de vapor
Figura 2.19 – Sinóptico de señales de la turbina de biomasa
3.4 Sinópticos de señales de los grupos
En la aplicación se contará de igual forma con dos sinópticos que recojan
las características más importantes de cada grupo de generadores, es decir,
del ciclo combinado y de la generación por biomasa.
3.4.1 Especificaciones.
Estos sinópticos incluirán:
36
• Los valores de los parámetros más significativos de cada turbina
presente en el grupo.
• El estado de los interruptores generales de cada una de las turbinas
del grupo.
• El estado de los posibles eventos o alarmas que pueden acontecer
durante el funcionamiento de las turbinas, es decir, superación de
límites de trabajo y fallos en los convertidores.
• El selector de activación/desactivación por software del regulador
de reactiva de cada turbina.
• Los valores de los parámetros más significativos de la interconexión
del grupo a considerar, así como el estado del interruptor del
mismo.
3.4.2 Desarrollo.
Para cumplir con las especificaciones se han incluido en estos dos
sinópticos los siguientes elementos:
• Tablas de los parámetros de cada turbina (Figura 2.20).
Figura 2.20 – Parámetros de cada turbina
• El estado de los interruptores generales de cada turbina mediante la
indicación de on /off en los mismos (Figura 2.21).
Figura 2.21 – Estado de los interruptores generales de la turbina
37
• Señalización de las posibles alarmas de las turbinas mediante la
indicación de OK/Fallo en función del estado (Figura 2.22).
Figura 2.22 – Estado de las alarmas de la turbina
• Pulsadores para la activación/desactivación por software del
regulador de reactiva de cada turbina con la indicación de color, en
verde o rojo, en función de si está activado o no (Figura 2.23).
Figura 2.23 – Control del regulador de reactiva
• Los valores de los parámetros de la interconexión y el estado del
interruptor asociado a ésta (Figura 2.24).
Figura 2.24 – Parámetros de la interconexión
Con todo esto, se han desarrollado los sinópticos “Señales CC” y “Señales
BIO”, que se muestran respectivamente en la Figura 2.25 y la Figura 2.26
tal y como se visualizarán en la aplicación.
38
Figura 2.25 – Sinóptico de señales del ciclo combinado
Figura 2.26 – Sinóptico de señales del grupo de biomasa
3.5 Sinóptico de ajustes TODO-TODO.
Este sinóptico tiene como objetivo seleccionar el tipo de control que se
quiere llevar a cabo en las turbinas del ciclo combinado, es decir, si se
desea un control normal o bien un control TODO-TODO.
El control Todo-Todo es un tipo de control que se realiza con la potencia
total generada en lugar que únicamente con la potencia exportada,
incluyendo de esta forma la potencia auxiliar empleada para el
39
funcionamiento de la planta productora. El objetivo de esta forma de
control es el poder obtener bonificaciones sobre la potencia generada.
3.5.1 Especificaciones.
Las especificaciones para este sinóptico son las siguientes:
• Se accederá a el mediante el sinóptico de consignas.
• Incluirá un pulsador para cambiar el tipo de control que se desea
emplear, con una indicación para verificar que tipo de control se
está llevando a cabo en cada momento, tanto en este sinóptico como
en el de consignas.
• Contará con una tabla de ajustes, donde se presentará el valor de la
potencia consumida en los elementos auxiliares del equipo y los
valores de impedancia del transformador principal de la
interconexión de ciclo combinado.
• Se mostrarán, en otra tabla, los valores nuevos de potencia de venta
a los que se trabajará si se emplea el control TODO-TODO.
• Se deberá mostrar, además, en una tercera tabla, el valor de la
referencia de reactiva calculada y el error obtenido al comparar ese
valor de referencia calculado y el valor de la potencia reactiva real.
• Se incluirán además dos gráficos de tendencias para visualizar los
valores en tiempo real, de la evolución de los valores de la potencia
activa de venta y del factor de potencia de venta del ciclo
combinado.
3.5.2 Desarrollo.
En función de las especificaciones anteriormente mencionadas se
implementará el sinóptico incluyendo los siguientes elementos:
40
• En el sinóptico “Consignas” se incluirá un pulsador para acceder a
él (Figura 2.27).
Figura 2.27 – Pulsador de acceso al sinóptico
• Para cambiar el tipo de control se sitúa un pulsador, y bajo de él la
indicación de Control TODO-TODO en caso de que se esté
trabajando en ese modo Figura 2.28.
Figura 2.28 – Pulsador para el cambio del tipo de control
• La tabla de ajustes, situada inmediatamente debajo que el pulsador
para el cambio de control recogerá los valores de la potencia
consumida por los elementos auxiliares y las impedancias del
transformador de interconexión (Figura 2.29).
Figura 2.29 – Tabla de ajustes de parámetros
• A la derecha de la tabla ajustes, se incluyen los valores nuevos de
potencia para el control TODO-TODO (Figura 2.30).
41
Figura 2.30 – Tabla de valores nuevos de potencias
• En la parte superior derecha se muestran los valores de la
referencia de reactiva a la que tenderá a llegar el ciclo combinado y
el error actual entre esa referencia y el valor real (Figura 2.31).
Figura 2.31 – Tabla con los parámetros del regulador
Con todo esto, el sinóptico “Nuevo control” aparecerá en la aplicación
como se indica en la Figura 2.32.
Figura 2.32 – Sinóptico de ajustes TODO-TODO
42
3.6 Sinóptico de alarmas.
La aplicación deberá contar con un sinóptico en el que se permita
visualizar las alarmas que se puedan producir a lo largo del
funcionamiento del programa.
3.6.1 Especificaciones.
Las especificaciones para la representación de este sinóptico serán las
siguientes:
• Se deberá hacer una distinción entre las alarmas activadas en
tiempo real, y el histórico de alarmas, siendo ambos registros
accesibles en todo momento.
• Las alarmas en tiempo real se mostrarán en el pie de página de
todos los sinópticos de la aplicación para que se puedan ver en el
instante en que se producen y actuar sobre ellas.
• El histórico de alarmas dispondrá de un sinóptico propio.
3.6.2 Desarrollo.
En base a lo establecido en las especificaciones, se incluirán dos sinópticos
en la aplicación denominados “Alarmero” y “Alarm_Histo”, que
mostrarán respectivamente en una tabla como la que se muestra en la
Figura 2.33, las alarmas activadas en tiempo real, y el registro de todas las
alarmas producidas.
43
Figura 2.33 – Tabla Sinópticos Histórico de alarmas y Alarmas en tiempo real
A su vez, las alarmas en tiempo real se visualizarán en la parte inferior de
cada uno de los sinópticos de la aplicación, excepto en el Log in (Figura
2.34).
Figura 2.34 – Información mostrada
Nota: Más información acerca de la generación de mensajes y avisos de alarma en
el Apartado 5 del presente capítulo.
3.7 Sinóptico de históricos y tendencias.
Tienen como objetivo la visualización de los históricos de los parámetros
más importantes de cada turbina a lo largo del tiempo.
3.7.1 Especificaciones.
Se deberá disponer de:
• Un sinóptico para cada turbina.
• Un diagrama de tendencias donde poder visualizar los históricos
de los parámetros más importantes de la misma.
• Del acceso a las herramientas necesarias, tales como indicadores y
punteros, que permitan trabajar sobre dichos gráficos de
tendencias.
44
3.7.2 Desarrollo.
En función de lo especificado en el punto anterior, se dispondrán de
cuatro sinópticos de históricos, uno por turbina mas uno libre, que
dispondrán de un gráfico de tendencias como el que se muestra en la
Figura 2.35.
Figura 2.35– Diagrama de tendencias para visualizar históricos
Nota: Más información acerca de la generación de históricos y su visualización en
el Apartado 7del presente capítulo.
3.8 Sinópticos de informes de explotación.
Para facilitar el control sobre la producción de energía, esta aplicación
contará con dos sinópticos, uno para cada grupo de generadores, que
permitan disponer de un registro de la energía activa y reactiva producida
por horas, y de las acciones llevadas a cabo sobre el grupo.
3.8.1 Especificaciones.
Estos sinópticos deberán disponer de:
• Una tabla en la que se vayan almacenando los valores de energía
activa y reactiva de cada una de las turbinas a lo largo del día, y los
totales del grupo.
45
• Esta dispondrá de 24 tramos, uno por cada hora, donde se irán
visualizando los datos de forma automática a medida que vayan
transcurriendo.
• Un indicador de la energía total producida en el día, tanto activa
como reactiva, por el grupo a considerar.
• Una tabla donde se pueda visualizar el total de tiempo, en horas,
que lleva produciendo el grupo a lo largo del día, y los contadores
de las veces que se ha arrancado cada una de las turbinas y el
grupo.
3.8.2 Desarrollo.
En función de lo especificado, se desarrollarán dos sinópticos de
generación de informes, uno por cada grupo, que incluirán los siguientes
elementos:
• La tabla con los valores de energía activa y reactiva por horas que
se van generando, que se situará en el centro del sinóptico (Figura
2.36).
Figura 2.36 – Detalle tabla de producción de energía diaria del ciclo combinado
• El indicador de energía total producida en el día, que se situará en
la parte izquierda superior del mismo (Figura 2.37).
Figura 2.37 – Total de producción diaria de energía
46
• Los contadores del número de conexiones realizadas a lo largo del
día del grupo, y de cada una de las turbinas que lo componen, así
como las horas que ha estado conectado a la red en ese día (Figura
2.38).
Figura 2.38 – Tabla contadores del ciclo combinado
Con todo esto, los sinópticos “Informes CC” e “Informes BIO” se
mostrarán en la aplicación como aparecen en la Figura 2.39 y Figura 2.40.
Figura 2.39 – Sinóptico informe de explotación ciclo combinado
47
Figura 2.40 – Sinóptico informe de explotación turbina biomasa
Nota: Más información acerca de la generación de informes de explotación en el
Apartado 8 del presente capítulo.
3.9 Sinóptico de Log in.
Para poder llevar a cabo las funciones de seguridad en el sistema, se
incluirá en la aplicación un sinóptico de Log in para gestionar el acceso al
mismo.
3.9.1 Especificaciones.
Este sinóptico deberá incluir las siguientes características:
• Reservar una zona para el acceso al sistema, que solicite nombre de
usuario y contraseña.
• Una zona que permita la modificación de la contraseña una vez se
ha accedido.
• Una zona restringida para los administradores del sistema, que
incluya la posibilidad de:
o El registro de nuevos usuarios.
48
o El suprimir usuarios ya existentes.
o El bloqueo/desbloqueo temporal de algún usuario
registrado para impedirle/permitirle el acceso al sistema.
3.9.2 Desarrollo.
Como se ha especificado para este sinóptico, dependiendo del tipo de
usuario de que se trate se tendrá acceso a unas u otras funciones de la
aplicación. Por tanto, se procederá a crear un sinóptico de base (Figura
2.41), común a todos los usuarios y sobre éste se irán superponiendo otros
sinópticos auxiliares en función de la acción que se solicite.
Figura 2.41 – Sinóptico principal para gestión de usuarios
A continuación se muestran los sinópticos auxiliares que se irán
superponiendo al sinóptico principal:
• Para el acceso al sistema mediante nombre de usuario y contraseña
(Figura 2.42).
49
Figura 2.42 – Detalle de acceso al sistema
• Para la modificación de la contraseña una vez se ha accedido
(Figura 2.43).
Figura 2.43 – Detalle de cambio de contraseña
• Para el registro de nuevos usuarios (Figura 2.44).
Figura 2.44 – Formulario de registro de nuevo usuario
• Para suprimir usuarios ya existentes (Figura 2.45).
50
Figura 2.45 – Formulario de borrar usuario
• Para el bloqueo/desbloqueo temporal de algún usuario registrado
para impedirle/permitirle el acceso al sistema (Figura 2.46).
Figura 2.46 – Detalle de formulario de bloqueo y desbloqueo
Nota: Más información acerca del acceso y la gestión de usuarios en el Apartado 6
del presente capítulo.
4 IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL
En este apartado se recoge la implementación de los algoritmos de control
por los que se regirá la aplicación, así como su explicación detallada,
buscando así dar cumplimento al segundo objetivo del proyecto.
Como se ha mencionado en el Capítulo 1, se dispone de la documentación
correspondiente a los reguladores de las centrales de Pinasa y Talosa. Esta
documentación se empleará como punto de partida para el desarrollo de
este apartado.
51
En función de esto, el sistema de control de la aplicación quedará dividido
en cuatro módulos:
• Módulo de consignas, que permitirá generar la referencia de
factor de potencia.
• Módulo de cálculos de interconexiones, que permitirá obtener
todos los valores necesarios para controlar la aplicación a partir
de las medidas realizadas, y la referencia anterior.
• Módulo de limitaciones, que establecerá los límites de
funcionamiento del sistema, y las condiciones de regulación de
la potencia reactiva de los generadores.
• Módulo de reguladores, en el que se implementarán los
algoritmos de control propiamente dichos, que permitirán
generar los mandos para modificar la excitación de los
generadores de modo que su factor de potencia, y por tanto, su
potencia reactiva, siga los valores de referencia.
A continuación se procederá a explicar en detalle cada uno de estos
módulos.
4.1 Módulo de Consignas.
Este módulo tiene como objetivo la obtención de una referencia de factor
de potencia para cada grupo en tiempo real, basándose para ello en los
valores introducidos por el usuario en los sucesivos tramos horarios de las
tablas del sinóptico “Consignas”.
4.1.1 Especificaciones.
Se busca que este módulo permita:
• Que el usuario pueda configurar totalmente los parámetros de las
tablas del sinóptico “Consignas”, estableciendo tramos horarios y
52
los factores de potencia de referencia para cada grupo de
generadores de la instalación.
• Que el sistema, sea capaz de generar un único valor de consigna
para cada grupo a partir de los datos de esas tablas, e ir
modificándolo en función del tramo horario que corresponda en ese
momento.
• Que se puedan modificar los valores de las tablas “online”, así
como realizar el cambio entre los horarios de invierno y verano,
siendo el sistema capaz de afrontar dichos cambios de forma
adecuada.
4.1.2 Desarrollo.
Recogiendo las especificaciones para este módulo, se ha dividido el mismo
en tres subrutinas, tal y como se indica a continuación:
• Subrutina de activación de tramos horarios: Será la encargada de
chequear los tramos horarios configurados en la tabla y, por
consiguiente, llevar a cabo la activación del tramo que corresponda
a la hora actual del sistema.
• Subrutina de asignación de factor de potencia de referencia: que
actualizará el valor de la referencia de factor de potencia de cada
grupo en función del tramo activado en el momento y de las
consignas establecidas para éstos.
• Subrutina de corrección de datos: que se encargará de verificar los
datos introducidos en las tablas para que los tramos elegidos sigan
el orden temporal, y para que sea imposible dar diferentes
consignas del factor de potencia dentro de una misma franja
horaria. De igual forma, se evitará que se puedan introducir tramos
horarios y factores de potencia incorrectos.
53
De esta forma, el diagrama de bloques del módulo quedará como se
muestra en la Figura 2.47.
Figura 2.47 – Diagrama de bloques del módulo Consignas
54
4.1.2.1 Subrutina Activación de tramos horarios.
Esta subrutina permite activar y desactivar los diferentes tramos horarios
en función de la hora del día en la que se encuentre, siendo su estructura
equivalente para los horarios de invierno y verano.
Para la activación y desactivación de tramos se procederá del siguiente
modo:
• Un tramo se activará cuando la hora del día coincida con la que se
ha establecido en la consigna, y permanecerá activado hasta la
activación del tramo horario siguiente.
• Si la hora de dos tramos consecutivos es idéntica se activará el
último de ellos.
a) Diagramas de flujo.
En la Figura 2.48 se muestra el diagrama de flujo correspondiente a la
activación del tramo horario “i”.
El último tramo se deberá especificar de manera diferente, dado a que
deberá permanecer activo hasta que el primer tramo configurado se active
al día siguiente. Por tanto, su diagrama de flujo se deberá modificar,
siendo éste como se indica en la Figura 2.49.
55
Figura 2.48 – Flujograma de la activación del tramo horario i
56
Figura 2.49 – Flujograma activación tramo horario 10
57
b) Ubicación en Winstudio.
Esta función se incluirá en la zona de scripts de Winstudio, tal y como se
muestra en la Figura 2.50.
Figura 2.50 – Ubicación en Winstudio subrutina activación de tramos horarios
c) Periodo de ejecución.
El periodo de ejecución de ésta subrutina será de 1 minuto, puesto que
solo es necesario que se realice la comprobación de los tramos cuando el
minutero del sistema cambie, por tanto los segundos no entrarán en
consideración.
Sin embargo, a mayores se ejecutará una vez al inicio de la aplicación y
cuando se realice una modificación en las tablas.
4.1.2.2 Subrutina Asignación de factor de potencia de
referencia.
Este módulo permite establecer como factor de potencia de referencia,
tanto para el grupo de ciclo combinado como para la generación por
biomasa, en función de los valores de tabla de invierno o verano y el
tramo de la misma activado por la subrutina del punto anterior.
58
Nota: El criterio de signos empleado para los factores de potencia será tal
que se deberán escribir como positivos los factores de potencia inductivos
y como negativos los capacitivos.
a) Diagramas de flujo.
En la Figura 2.51 se muestra el diagrama de flujo de esta subrutina
correspondiente a la asignación de los factores de potencia de la tabla de
verano, siendo el correspondiente a la tabla de invierno análogo a éste.
Figura 2.51 – Diagrama de flujo asignaciones factor de potencia tabla verano
b) Ubicación en Winstudio.
Esta función, como la anterior, se incluirá en la zona de Scripts de
Winstudio como se muestra en la Figura 2.52.
59
Figura 2.52 – Ubicación en Winstudio subrutina de asignaciones FP referencia
c) Periodo de ejecución.
El periodo de ejecución de ésta subrutina será idéntica a la subrutina de
activaciones, ejecutándose justo después de ésta una vez por minuto, al
inicio de la aplicación y cuando se realice una modificación en las tablas.
4.1.2.3 Subrutina Corrección de datos.
Este módulo permite llevar a cabo las correcciones en los datos
introducidos por el usuario, es decir, las configuraciones horarias de cada
uno de los tramos y el factor de potencia de referencia de los mismos. De
esta forma se tratará de evitar que:
• Que los tramos horarios se solapen entre sí.
• Que los tramos horarios no estén ordenados temporalmente.
• Que dos tramos con la misma hora tengan diferente referencia de
factor de potencia.
En caso de que se produzca alguna de estas situaciones con los datos
introducidos por el usuario, éstos se corregirán de modo automático
después de ser introducidos.
60
De igual forma, se impedirá al usuario introducir un dato imposible, tanto
para las horas de activación de los tramos como para las consignas de
factores de potencia. Para ello se empleará una propiedad del Winstudio
que impedirá que los datos introducidos estén fuera de un determinado
rango permitido.
a) Diagramas de flujo.
En la Figura 2.53 se muestra el diagrama de flujo correspondiente a esta
subrutina, que permitirá reordenar y corregir los datos introducidos en las
tablas tal y como se ha indicado.
Figura 2.53 – Flujograma de la subrutina correcciones de los datos introducidos
61
b) Ubicación en Winstudio.
Dato que esta subrutina solo será necesario ejecutarla cuando el usuario
modifique algún valor de las tablas de consignas, se situará en el script
propio del sinóptico “Consignas”.
c) Periodo de ejecución.
La ejecución de esta subrutina está condicionada a que el usuario
modifique el valor de una tabla, es decir, solo se ejecutará después de que
éste haya escrito un nuevo dato en ella.
4.1.2.4 Mejoras añadidas.
A las especificaciones dadas para este módulo, se han añadido tres
mejoras que pueden ayudar al usuario al mejor manejo de la aplicación.
a) Cambio automático de horario invierno-verano.
Dado a que hasta el momento la única manera de realizar el cambio entre
los horarios de invierno y verano era mediante los pulsadores de
activación de los mismos, se ha planteado incluir la posibilidad de
configuración online de la fecha y hora a la cual se desea que se produzca
el cambio de un horario a otro, y que la propia aplicación lo realice de
forma automática cuando llegue ese momento.
Para ello se ha realizado una modificación en el sinóptico “Consignas”,
añadiendo dos pulsadores para configurar la transición automática
(Figura 2.54).
Figura 2.54 – Modificación en sinóptico Consignas para transición automática
62
De igual forma se ha creado otro sinóptico auxiliar que aparecerá sobre el
de consignas cuando se haga clic sobre el pulsador “Configurar” de la
transición automática (Figura 2.55).
Figura 2.55 – Sinóptico auxiliar para la configuración de transición automática
Una vez se haya configurado la fecha y hora para la transición automática
y se active la misma mediante el pulsador “Activar”, aparecerá sobre cada
una de las tablas la configuración programada para dichas transiciones
(Figura 2.56).
Figura 2.56 – Indicación en tablas horarias de la transición programada
A continuación se muestran tres diagramas de flujo correspondientes a las
tres rutinas a realizar para implementar esta función.
En primer lugar, se situará en el pulsador la verificación de la fecha y hora
de transición introducidas. Se debe cumplir que:
• La fecha y hora existan.
63
• No se configuren la misma fecha y hora para la transición de
invierno a verano y verano a invierno, pues no tiene sentido.
Además, se hará una comprobación de que fecha es la mayor para activar
correctamente los tramos.
El diagrama de flujo que implementa esto es el que se muestra en la Figura
2.57.
Figura 2.57 – Flujograma verificación de datos de configuración transiciones
Cuando se active la transición automática, por una parte, se comprobará el
tramo que debe estar activo mediante la configuración de transiciones
seleccionada anteriormente (Figura 2.58), y por otra, en el momento en que
la fecha actual coincida con una de las fechas de transición se llevará a
cabo dicha transición (Figura 2.59).
64
Figura 2.58 – Flujograma verificación horario al realizar el cambio a automático
Figura 2.59 – Flujograma transiciones automáticas
b) Keyboard para introducir datos.
En un principio, esta aplicación está pensada para implementarse en un
PC de sobremesa, sin embargo, puede darse el caso de que en alguna de
sus aplicaciones, ésta se incluya en un panel de operario. Por tanto, ya que
éstos no disponen de teclado, se debe dar una alternativa que permita
introducir datos en el programa.
65
La solución viene dada por el propio software Winstudio, ya que permite
configurar la aparición de un Keyboard en la pantalla para la entrada de
datos.
Para hacer que este Keyboard aparezca, basta con hacer clic sobre alguna
de las casillas de la tabla, tal y como se muestra en la Figura 2.60.
Figura 2.60 – Teclado para introducir datos
c) Modificación en verificación de datos introducidos.
Hasta ahora, el método para evitar que el usuario configure con datos
imposibles la tabla de consignas era impedirle que el dato incorrecto
llegue a aplicarse a las mismas.
Sin embargo, esto presenta una desventaja, ya que el operario puede no
percatarse del error, y quedar el dato de consigna anterior sin cambiar.
De esta forma, se ha creado una pequeña rutina que se ejecutará cada vez
que el usuario introduzca un nuevo dato, y que permitirá generar un aviso
en caso de que el dato introducido sea erróneo.
En la Figura 2.61 se muestra el diagrama de flujo de esta rutina.
66
Figura 2.61 – Flujograma verificación de datos introducidos en tablas
d) Seguridad en caso de desconexión.
En caso de que el sistema falle o se desconecte voluntariamente, se ha
previsto un sistema para recuperar los datos de consignas de las tablas.
Este método consistirá en almacenar dichos datos en unos ficheros
denominados “recetas”, que se irán actualizando a medida que estos datos
se vayan modificando, y que se cargarán de nuevo en el programa cada
vez que se inicie la aplicación.
4.2 Módulo de Cálculos de Interconexiones.
Este módulo tiene como objetivo principal el obtener, a partir de las
medidas realizadas en el sistema y de los valores de referencia de las
tablas, unas variables intermedias necesarias para el funcionamiento de
los demás módulos de la aplicación.
67
4.2.1 Especificaciones.
El módulo de cálculos de interconexiones deberá ser capaz de realizar el
cálculo de:
• La referencia de potencia reactiva a exportar en función del control
seleccionado.
• El factor de potencia de venta y en red del ciclo combinado.
• El factor y potencia de red de la generación por biomasa.
• El factor de potencia de cada una de las turbinas.
• Las intensidades presentes en las interconexiones.
Y asimismo señalizar:
• La conexión del regulador de factor de potencia de cada una de las
turbinas.
• Las indicaciones de máxima bonificación y máxima penalización en
función del factor de potencia de referencia.
• La limitación por baja excitación de las turbinas de vapor y de
biomasa
4.2.2 Desarrollo.
Este bloque está compuesto por dos partes fundamentales,
correspondientes a las interconexiones de ciclo combinado y la de la
generación por biomasa.
a) Ubicación en WinStudio.
Este módulo se ubicará en la zona de Scripts mediante dos Worksheets,
una para los cálculos correspondientes a la interconexión de ciclo
combinado y la otra para la interconexión de biomasa (Figura 2.62)
68
Figura 2.62 – Ubicación módulo de cálculos de interconexiones en Winstudio
b) Tiempo de ejecución.
El tiempo de ciclo de ejecución de este módulo será de 500ms, que es el
máximo que permite el software para los Script Worksheet.
4.2.2.1 Cálculos interconexiones ciclo combinado.
El esquema fundamental que rige el bloque de interconexiones
correspondiente al ciclo combinado es el que se representa en la Figura
2.63.
69
Figura 2.63 – Diagrama de bloques cálculo interconexión ciclo combinado
70
A continuación se procederá a explicar los cálculos realizados en cada uno
de los bloques representados en dicho diagrama.
a) Cálculo de la referencia de potencia reactiva a exportar.
En esta sección, se procederá al cálculo de la potencia reactiva de
referencia para el ciclo combinado en función de la consigna de factor de
potencia obtenida del módulo descrito en el apartado 4.1.
Se establecerán dos formas de cálculo para esta referencia de potencia
reactiva en función del tipo de control seleccionado para el grupo.
Los pasos a seguir para realizar dicho cálculo son los siguientes:
• Cálculo de las potencias activa y reactiva generadas:
El valor de las potencias activa y reactiva generadas por el ciclo
combinado serán, respectivamente, la suma de las potencias
generadas por cada una de las turbinas que lo componen, menos la
potencia consumida en el funcionamiento de las instalaciones, a la
que se denominará potencia de auxiliares (Paux y Qaux).
E. 2
AUXTVTGgen PPPP −+=
E. 3
AUXTVTGgen QQQQ −+=
• Cálculo de las potencias activa y reactiva de venta:
Las potencias activa y reactiva de venta se obtendrán a partir de la
potencia generada (E. 2 y E. 3), a la cual se sustraerá el valor de la
potencia consumida en las pérdidas de la correspondiente
interconexión (E. 4 y E. 5).
E. 4
PERDIDASGENVENTA PPP −=
71
E. 5
PERDIDASGENVENTA QQQ −=
Estas potencias de pérdidas se calcularán, a su vez, tal y como se
indica en las ecuaciones E. 6 y E. 7.
E. 6
2_
22
2_
2_2
_33 CCINT
GENGENCC
CCINT
CCINTCCCCINTCCPERDIDAS
V
QPR
V
SRIRP
⋅+
=⋅
=⋅=
E. 7
2_
22
2_
2_2
_33 CCINT
GENGENCC
CCINT
CCINTCCCCINTCCPERDIDAS
V
QPX
V
SXIXQ
⋅+
=⋅
=⋅=
Estos cálculos solo se podrán llevar a cabo si la tensión de la
interconexión es distinta de cero, pues produciría una
indeterminación. Por tanto, se deberá establecer una condición para
evitar este cálculo si la tensión es nula.
• Cálculo del signo del factor de potencia de referencia:
El signo del factor de potencia se obtendrá a partir del cociente
entre la consigna de factor de potencia de la interconexión y su
valor absoluto. De este modo, eliminado las magnitudes, se
obtendrá su signo.
E. 8
|.|
..
FPRf
FPRfFPSignoRf =
En caso de que el factor de potencia sea igual a cero, se tomará el
signo positivo para el mismo y, como en el caso anterior, se
establecerá una condición para evitar la indeterminación de la
división por cero.
72
• Cálculo de la referencia de potencia reactiva a exportar:
Como se ha mencionado, el cálculo de la referencia de potencia
reactiva se hará en función del tipo de control elegido.
En caso de que se realice un control todo-todo, se calculará en
función de la potencia activa de venta y de la referencia de factor de
potencia, de la siguiente forma:
E. 9
22__ .1
.
.intcos1
cos
cos. FPRf
FPRf
CCPSsenSQcalRf CCINT
CCINT −⋅=−⋅
=⋅= ϕϕ
ϕϕ
Y en caso contrario, la referencia de factor de potencia reactiva se
calculará en función de la potencia activa de la interconexión y de la
referencia de factor de potencia. El cálculo será el siguiente:
E. 10
22 .1.
cos1cos
cos. FPRf
FPRf
PSsenSQcalRf VENTAVENTA
VENTA −⋅=−⋅
=⋅= ϕϕ
ϕϕ
b) Cálculo del factor de potencia del ciclo combinado.
En este apartado se procederá al cálculo del factor de potencia
presente en el ciclo combinado en función del tipo de control
empleado, así como su signo. De esta manera, se distinguirá entre
factor de potencia de venta y factor de potencia de red.
• Factor de potencia de venta:
El factor de potencia de venta se calculará a partir de las
correspondientes potencias activa y reactiva, estableciéndose una
distinción en caso del signo.
73
Por tanto, si la potencia activa de venta es positiva, se obtendrá a
partir de la ecuación E. 11, y si ésta es negativa, a partir de la
ecuación E. 12.
E. 11
22
coscos
QventaPventa
taSignoFPVenPventataSignoFPVen
S
StaSignoFPVenFPVenta
VENTA
VENTA
+
⋅=⋅⋅
=⋅=ψψ
E. 12
( ) ( )22 QventaPventa
taSignoFPVenPventaFPVenta
+
−⋅−=
• Signo factor de potencia de venta:
El signo del factor de potencia de venta se calculará mediante el
cociente de la potencia reactiva de venta y su valor absoluto.
E. 13
||__.
Qventa
QventaventaFPSigno =
Análogamente a los apartados anteriores, este cálculo no estará
permitido en el caso de que la potencia reactiva de venta tenga un
valor nulo, pues se produciría una indeterminación. Si se produce
esta situación, el valor del signo se establecerá como positivo.
• Factor de potencia de red:
Se calculará a partir de las potencias activa y reactiva de la
interconexión de ciclo combinado, distinguiéndose en función de si
la potencia activa es positiva (E. 14) o negativa (E. 15).
74
E. 14
22 intint
.Re.intRe
int
cosintRe.cos_
CCQCCP
FPdSignoCCPdFPSigno
CCS
CCSdFPSignoredFP
+
⋅=⋅⋅== ϕϕ
E. 15
( ) ( )22 intint
..int_
CCQCCP
FPSignoRfCCPredFP
+
−⋅−=
• Signo factor de potencia de red:
Se calculará mediante el cociente de la potencia reactiva de la
interconexión y su valor absoluto (E. 16).
E. 16
|int|
int__.
CCQ
CCQredFPSigno =
Si la potencia reactiva de interconexión es nula, se evitará el cálculo
y se establecerá el signo positivo.
c) Cálculo del factor de potencia de las turbinas.
Para realizar el cálculo del factor de potencia de las turbinas se
procederá de modo análogo al apartado de las interconexiones,
calculando por separado la magnitud y el signo del mismo.
• Factor de potencia de la turbina:
Si la potencia activa de la turbina es positiva, se calculará a partir de
la ecuación E. 17.
E. 17
22
coscos_
QturbPturb
bSignoFPturPturbbSignoFPtur
Sturb
SturbbSignoFPturTurbFP
+
⋅=⋅⋅=⋅= φφ
75
En caso de que la potencia activa sea negativa o cero, se omitirá este
cálculo.
• Signo factor de potencia de la turbina:
Se calculará a partir de de la ecuación E. 18 evitándose realizar
dicho cálculo en caso de que el valor de la potencia reactiva sea
nulo para evitar la indeterminación. En este caso, el valor del signo
se tomará como positivo.
E. 18
||__
Qturb
QturbTurbFPSigno =
d) Cálculo de la intensidad de interconexión.
Para realizar el cálculo de la corriente de la interconexión se
empleará los valores de potencia activa y reactiva, junto con la
tensión de la interconexión, como se indica en la ecuación E. 19.
E. 19
CCV
CCQCCP
CCV
CCSCCI
int3
intint1000
int3
int1000.int
22
⋅+⋅
=⋅
=
Esta expresión aparece multiplicada por 1000 para ajustar las
unidades en las que están expresadas las variables.
Como en casos anteriores, si la tensión de interconexión sea nula, se
omitirá dicho cálculo debido a que en dicho caso se produciría una
indeterminación. En dicho caso el valor de la corriente se establecerá
como nulo.
76
e) Indicación en función de normativa vigente.
Se establecerá una indicación en función del rango en el que se
encuentre el valor de la referencia de factor de potencia del grupo y
la normativa vigente (R.D. 1565/2010), tal y como se muestra en la
Tabla 2.3.
RANGO VALOR ESPERADO
-0.98< Ref FP<-0.99
0.98< Ref FP <1 Ninguna indicación
-0.98< Ref FP <0.98 Indicación máxima penalización
-0.995< Ref FP <-0.999
0.995< Ref FP <1 Indicación máxima bonificación
Tabla 2.3 – Indicaciones en función de normativa referencia ciclo combinado
f) Señalización de regulador de FP conectado.
Para indicar que el regulador de reactiva de cada turbina está
conectado, se emplearán las variables de “Selector local de FP de la
turbina X on”, una por cada turbina.
De esta forma, se activarán indicando el estado conectado del
regulador de la turbina si se cumplen las siguientes condiciones en la
interconexión:
• Si ningún convertidor de la interconexión está dando fallo.
• Si el interruptor general DYR está conectado.
Y las siguientes condiciones con respecto a cada turbina en
particular:
• Que el interruptor de la turbina a considerar esté conectado.
77
• Que el selector local del FP de la turbina correspondiente
esté activado.
• Que el regulador del FP de la turbina esté conectado.
• Que la potencia activa generada por dicha turbina tenga un
valor positivo.
En caso de que se incumpla alguna de estas condiciones se reseteará
el valor de esta señal.
g) Limitación por baja excitación turbina de vapor.
Para determinar la limitación de la baja excitación de la turbina de
vapor, se procederá a chequear el valor de la potencia reactiva de la
turbina de vapor (Tabla 2.4).
RANGO VALOR ESPERADO
Qtv<-2 Limitación por baja excitación activada
Qtv>-2 Limitación por baja excitación desactivada
Tabla 2.4 – Limitaciones por baja excitación turbina de vapor
4.2.2.2 Cálculos interconexiones generación por biomasa.
En el caso a la generación por biomasa, los cálculos a realizar serán
análogos al apartado anterior, con la salvedad de que en este caso solo
existe un tipo de control.
El esquema fundamental que rige el bloque interconexión correspondiente
al grupo biomasa es el que se representa en la Figura 2.64.
78
Figura 2.64 – Diagrama de bloques cálculos interconexión biomasa
a) Cálculo de la referencia de potencia reactiva a exportar.
En este caso, ya que no se aplica el control todo-todo, únicamente se
deberá calcular una referencia de factor de potencia.
79
• Cálculo del signo del factor de potencia de referencia:
Como en el caso del ciclo combinado, el signo del factor de potencia
de referencia se obtendrá mediante la expresión E. 20.
E. 20
|.|
..
FPBioRf
FPBioRfFPBioSignoRf =
En caso en que el factor de potencia de referencia sea cero, se omitirá
el cálculo para evitar la indeterminación y se tomará el signo positivo
para el mismo.
• Cálculo de la referencia de potencia reactiva a exportar:
La referencia de factor de potencia reactiva se calculará en función de
la potencia activa de la interconexión y de la referencia de factor de
potencia (E. 21).
E. 21
22 .1.
intcos1
cos
cosintint. FPBioRf
FPBioRf
BioPBioSsenBioSQcalBioRf −⋅=−⋅=⋅= δ
δδδ
b) Cálculo del factor de potencia de la red biomasa.
Para realizar el cálculo del factor de potencia de la red, se calculará
por separado la magnitud y el signo del mismo.
• Factor de potencia de red biomasa
Se calculará en función de si la potencia activa de la interconexión de
biomasa es positiva (E. 22) o negativa (E. 23).
E. 22
22 intint
..int
int
cosintcos__
BioQBioP
FPBioSignoRfBioPioSignoRfFPB
BioS
BioSioSignoRfFPBBioredFP
+
⋅=⋅=⋅= δδ
80
E. 23
( ) ( )22 intint
..int__
BioQBioP
FPBioSignoRfBioPBioredFP
+−⋅−=
• Signo factor de potencia de red biomasa:
Como en casos anteriores, se calculará en función de la ecuación E.
24.
E. 24
|int|
int___.
BioQ
BioQBioredFPSigno =
Para evitar la indeterminación, este cálculo no se permitirá en el caso
de que la potencia reactiva de la interconexión tenga un valor nulo,
estableciéndose como positivo en este caso.
c) Cálculo del factor de potencia de la turbina biomasa.
Como se ha realizado anteriormente, para obtener el factor de
potencia de la turbina de biomasa se procederá calculando por
separado la magnitud y el signo de la misma.
• Factor de potencia de la turbina de vapor biomasa:
El factor de potencia de la turbina de vapor biomasa se calculará
únicamente si el valor de la potencia activa sea positiva (E. 25).
E. 25
22
coscos_
QtbioPtbio
oSignoFPtbiPtbiooSignoFPtbi
Stbio
StbiooSignoFPtbiTBIOFP
+
⋅=⋅⋅=⋅= ββ
En caso de que la potencia activa sea negativa o cero, se omitirá este
cálculo.
81
• Signo factor de potencia de la turbina de vapor biomasa:
Se calculará en función de la ecuación E. 26, omitiendo el cálculo si la
potencia reactiva de la turbina es nula. En este caso, el valor del signo
se establecerá como positivo.
E. 26
||__.
Qtbio
QtbioTbioFPSigno =
d) Cálculo de la intensidad de interconexión.
Para realizar el cálculo de la corriente de la interconexión se
empleará los valores medibles de la interconexión (E. 27),
multiplicándose por 1000 la expresión para ajustar las unidades en
las que están expresadas las variables.
E. 27
BIOV
BIOQBIOP
BIOV
BIOSBIOI
int3
intint1000
int3
int1000.int
22
⋅+⋅
=⋅
=
En caso de que la tensión de interconexión sea nula, se omitirá dicho
cálculo debido a que en dicho caso se produciría una
indeterminación. En dicho caso el valor de la corriente se establecerá
como nulo.
e) Indicación en función de normativa vigente.
Como en el caso del ciclo combinado, se establecerá una indicación
para la consigna de factor de potencia en función del R.D. 1565/2010,
tal y como se muestra en la Tabla 2.5.
82
RANGO VALOR ESPERADO
-0.98< Ref FP BIO<-0.99
0.98< Ref FP BIO <1 Ninguna indicación
-0.98< Ref FP BIO<0.98 Indicación máxima penalización
-0.995< Ref FP BIO<-0.999
0.995< Ref FP BIO<1 Indicación máxima bonificación
Tabla 2.5 – Indicaciones en función de normativa referencia ciclo combinado
f) Señalización de regulador de FP conectado.
Para indicar que el regulador de reactiva de cada turbina está
conectado, se emplearán las variables de “Selector local de FP de la
turbina biomasa on”, una por cada turbina.
De esta forma, se activarán indicando el estado conectado del
regulador de la turbina si se cumplen las siguientes condiciones en la
interconexión:
• Si ningún convertidor de la interconexión está dando fallo.
• Si el interruptor general DYR está conectado.
Y las siguientes condiciones con respecto a la turbina en particular:
• Que el interruptor de la turbina a considerar esté conectado.
• Que el selector local del FP de la turbina correspondiente
esté activado.
• Que el regulador del FP de la turbina esté conectado.
• Que la potencia activa generada por dicha turbina tenga un
valor positivo.
83
En caso de que se incumpla alguna de estas condiciones se reseteará
el valor de esta señal.
g) Limitación por baja excitación turbina de biomasa.
Para determinar la limitación de la baja excitación de la turbina de
biomasa, se procederá a chequear el valor de la potencia reactiva de
dicha turbina (Tabla 2.6).
RANGO VALOR ESPERADO
QtvBIO<-2 Limitación por baja excitación activada
QtvBIO>-2 Limitación por baja excitación desactivada
Tabla 2.6– Limitaciones por baja excitación turbina de vapor
4.3 Módulo de Limitaciones.
El módulo de limitaciones tiene como misión la supervisión de los
parámetros fundamentales de las turbinas y de las interconexiones de los
grupos a red, verificando que se encuentran en los rangos correctos y
activando las señales de alarma en caso de que se superen dichos límites.
Asimismo, se permitirá el llevar a cabo la activación de la regulación de
reactiva del sistema desde los sinópticos correspondientes.
4.3.1 Especificaciones.
Este módulo deberá incluir:
• Comprobaciones de los límites de los parámetros de las turbinas e
interconexiones.
• Verificaciones del estado de los convertidores de cada una de las
señales medidas mediante la revisión de los valores recibidos, tanto
en turbinas como en interconexiones.
84
• Permitir la posibilidad de activar la regulación de la potencia
reactiva de los generadores por pantalla.
• Establecer en cada momento las restricciones en la regulación de
cada generador y poder forzar a la máquina a mover su punto de
trabajo de forma automática en caso de encontrarse en alguna
situación límite.
4.3.2 Desarrollo.
En los siguientes apartados se explicarán los pasos que se han seguido
para la implementación de este módulo.
a) Ubicación en Winstudio.
Para llevar a cabo la implementación de este módulo, se procederá a
realizar la programación del mismo en una hoja Script, tal y como se
muestra en la Figura 2.65.
Figura 2.65 – Ubicación módulo limitaciones en Winstudio
85
b) Tiempo de ejecución.
El periodo de ejecución de este módulo se establecerá en 500ms, el mínimo
valor que se permite para las Script Worksheets.
c) Diagrama de bloques.
En la Figura 2.66 y Figura 2.67 se muestra el diagrama de bloques
correspondiente al módulo de limitaciones de cada uno de los grupos de
generación, para una mejor comprensión del mismo. Sin embargo, debido
a su similitud, se ha omitido realizar una distinción entre ellos a la hora de
llevar a cabo la programación.
Nota: Los bloques correspondientes a los cálculos de límites de las turbinas y las
interconexiones, se implementarán en los puntos 4.3.2.1 y 4.3.2.2.
86
Figura 2.66 – Diagrama de bloques del módulo de limitaciones ciclo combinado
87
Figura 2.67 – Diagrama de bloques del módulo limitaciones grupo de biomasa
88
4.3.2.1 Cálculo de límites.
A continuación se incluirá la definición de los límites considerados para
cada una de las turbinas y las interconexiones de los grupos.
a) Turbina de gas.
Los límites para la turbina de gas se encuentran recogidos en la Tabla
2.7 y en caso de superarse se activarán las alarmas correspondientes
a los mismos.
ALARMA ACTIVACIÓN ALARMA
I excitación máxima I excitación tg>12 (A)
I generador máxima I generador tg>1400 (A)
Vgenerador máxima Vgenerador tg>12.1 (KV)
Vgenerador mínima TG conectada y Vgenerador tg<9.9 (KV)
Límite potencia PQ Ptg<6.4 (MW) y Qtg<-10 (MVAr)
Ptg>6.4 (MW) y Qtg<(-12+ Ptg*0.4) (MVAr)
Tabla 2.7 – Límites de la turbina de gas
b) Turbina de vapor.
Los límites para la turbina de vapor se muestran en la Tabla 2.8. En
caso de superarse se activarán las alarmas correspondientes a cada
uno.
89
ALARMA ACTIVACIÓN ALARMA
I excitación máxima I excitación tv>4.7 (A)
I generador máxima I generador tv>240 (A)
Vgenerador máxima Vgenerador tv>12.1 (KV)
Vgenerador mínima TV conectada y Vgenerador tv <10 (KV)
Límite potencia PQ Qtv<-1.7 (MVAr)
Tabla 2.8 – Límites de la turbina de vapor
c) Turbina de vapor biomasa.
En la Tabla 2.9 se incluyen los límites para la turbina de biomasa y
como en los casos anteriores, si alguno se supera se activará la
alarma correspondiente.
ALARMA ACTIVACIÓN ALARMA
I excitación máxima I excitación tbio>4.7 (A)
I generador máxima I generador tbio>290 (A)
Vgenerador máxima Vgenerador tbio>12 (KV)
Vgenerador mínima Si TBio conectada y Vgenerador <10 (KV)
Límite potencia PQ Qtbio<-2 (MVAr)
Tabla 2.9 – Límites de la turbina de vapor biomasa
d) Interconexión ciclo combinado.
Los límites para la interconexión del ciclo combinado se pueden ver
en la Tabla 2.10. En este caso, solo se considerará el margen para la
tensión de interconexión.
90
ALARMA ACTIVACIÓN ALARMA
Vinter CC mínima Vinter. CC >144 (KV)
Vinter CC máxima Vinter. CC<133 (KV)
Tabla 2.10– Límites de la turbina de vapor biomasa
e) Interconexión generación por biomasa.
Los límites para la interconexión de biomasa se incluyen en la Tabla
2.11 y, como en el caso anterior, solo se tendrá en cuenta el margen
para la tensión de interconexión.
ALARMA ACTIVACIÓN ALARMA
Vinter BIO mínima Vinter. CC >144 (KV)
Vinter BIO máxima Vinter. CC<130 (KV)
Tabla 2.11– Límites de la turbina de vapor biomasa
4.3.2.2 Fallos convertidores.
En este punto se desglosará la señalización de los fallos producidos en los
convertidores de señal a partir de las medidas recibidas de los mismos.
a) Turbina de gas.
Los valores que activarán las señales de fallo de los convertidores de
la turbina de gas se encuentran recogidos en la Tabla 2.12.
91
ALARMA ACTIVACIÓN ALARMA
Fallo Convertidor P Ptg<-26 (MW)
Fallo Convertidor Q Qtg<-21 (MVAr)
Fallo Convertidor I Igen tg<-10 (A)
Fallo Convertidor U Vgen tg<-1 (KV)
Fallo Convertidor IF Iexc tg<-1 (A)
Tabla 2.12– Limitaciones por fallo de convertidores turbina de gas
b) Turbina de vapor.
Para la turbina de vapor, los límites para la activación de las alarmas
de fallo de los convertidores de señal se recogen en la Tabla 2.13.
ALARMA ACTIVACIÓN ALARMA
Fallo Convertidor P Ptv<-5 (MW)
Fallo Convertidor Q Qtv<-5 (MVAr)
Fallo Convertidor I Igen tv<-10 (A)
Fallo Convertidor U Vgen tv<-1 (KV)
Fallo Convertidor IF Iexc tv<-1 (A)
Tabla 2.13– Limitaciones por fallo de convertidores turbina de vapor
c) Turbina de vapor biomasa.
Los valores que activarán las señales de fallo de los convertidores
para la turbina de vapor biomasa, se recogen en la Tabla 2.14.
92
ALARMA ACTIVACIÓN ALARMA
Fallo Convertidor P Ptbio<-6 (MW)
Fallo Convertidor Q Qtbio<-5 (MVAr)
Fallo Convertidor I Igen tbio<-10 (A)
Fallo Convertidor U Vgen tbio<-1 (KV)
Fallo Convertidor IF Iexc tbio<-1 (A)
Tabla 2.14– Limitaciones por fallo de convertidores turbina de vapor biomasa
d) Interconexión ciclo combinado.
Con respecto a la interconexión de ciclo combinado, en la Tabla 2.15
se muestran los límites de activación de los convertidores de señal.
ALARMA ACTIVACIÓN ALARMA
Fallo Convertidor P Pinter. CC<-7 (MW)
Fallo Convertidor Q Qinter. CC<-12 (MVAr)
Fallo Convertidor U Vinter. CC<115 (KV)
Tabla 2.15– Limitaciones por fallo de convertidores interconexión ciclo combinado
e) Interconexión generación por biomasa.
Para la interconexión de la generación por biomasa, en la Tabla 2.16
se muestran los límites de activación de las alarmas de fallo de sus
convertidores.
ALARMA ACTIVACIÓN ALARMA
Fallo Convertidor P Pinter. BIO<-7 (MW)
Fallo Convertidor Q Qinter. BIO<-7 (MVAr)
Fallo Convertidor U Vinter. BIO<115 (KV)
Tabla 2.16– Limitaciones por fallo de convertidores interconexión biomasa
93
4.3.2.3 Permitir regulación desde pantalla.
Para llevar a cabo la regulación desde pantalla se dispondrá en los
sinópticos “Señales CC” y “Señales BIO” de dos pulsadores para cada
turbina, mediante los que se gestionará la activación o desactivación del
regulador de potencia reactiva correspondiente.
Se tardará 5 segundos desde que el usuario da la orden de activación o
desactivación del regulador correspondiente hasta que esta orden se
ejecuta, apareciendo la indicación de dicha conexión o desconexión en el
sinóptico cuando corresponda (Figura 2.68).
Figura 2.68 – Activación / Desactivación de la regulación de reactiva por pantalla
En la Figura 2.69 se incluyen los diagramas de flujo para permitir regular
desde la pantalla cada una de las turbinas.
94
Figura 2.69 – Flujogramas de regulación por pantalla de turbinas
4.3.2.4 Condiciones para regular.
Para poder regular la potencia reactiva que generada por cada uno de los
grupos, es decir, que se permita el subir o bajar la tensión de alimentación
de los generadores, se deben cumplir una serie de condiciones, tanto para
la interconexión como para cada una de las turbinas que lo componen.
Las condiciones para la interconexión serán las siguientes:
• Ningún convertidor de la interconexión puede dar error.
• El interruptor de la conexión DYR debe estar conectado.
• La potencia activa de la interconexión debe tener un valor positivo
(se debe entregar potencia activa).
95
En caso de que estas condiciones no se cumplan, no se permitirá la subida
o bajada de tensión en las turbinas del grupo.
A continuación se indican las condiciones que deben de cumplir las
turbinas para que se pueda llevar a cabo la regulación de reactiva en las
mismas.
• Permitir subir tensión:
Estará permitido subir la tensión en la turbina siempre que se disponga
de margen hasta los límites superiores de sus parámetros principales,
permitiendo así el regular la potencia reactiva de la turbina. En otras
palabras, se deben cumplir las siguientes condiciones:
• Que el interruptor de grupo esté cerrado.
• Que el selector local que permite la regulación del FP se
encuentre conectado.
• Que no se haya disparado ninguna señal de alarma de las
siguientes:
o Alta intensidad de excitación
o Alta intensidad en generador
o Alta tensión de generador
o Limitación PQ
• Que no se haya activado la siguiente alarma en la
interconexión:
o Alta tensión en interconexión
• Que no se haya producido ningún fallo en los convertidores
de la turbina.
• Que el regulador de FP de la turbina se encuentre conectado.
96
• Permitir bajar tensión:
Estará permitido bajar la tensión de la turbina de gas siempre que no se
superen los límites establecidos para dicha turbina. Así, para realizar
esta operación se deberán cumplir las siguientes condiciones:
• Que el interruptor de grupo esté cerrado.
• Que el selector local que permite la regulación del FP esté
conectado.
• Que no haya activada en la turbina ninguna señal de alarma
de las siguientes:
o Alta intensidad en generador.
o Limitación PQ.
o Baja tensión generador.
• Que no se haya activado la siguiente señal de alarma en la
interconexión:
o Baja tensión.
• Que no se ha producido ningún fallo en los convertidores de
la turbina.
• Que el regulador de FP de la turbina esté conectado.
• Subir tensión por limitador:
En caso de los niveles de tensión de la turbina desciendan bajo los
límites admisibles, se forzará a que vuelvan a los niveles normales.
Para que se ejecute la orden de subir la tensión de la turbina de gas por
el limitador se deben cumplir algunas de las siguientes condiciones:
• Que se active alguna de las siguientes alarmas en la turbina:
o Baja tensión en el generador
o Limitación PQ
• Que se active la alarma de alta corriente en el generador y la
potencia reactiva sea negativa.
97
• Bajar tensión por limitador:
De igual modo, si se superan los límites de tensión establecidos, se
forzará por limitador el que éstos desciendan. Para ello, se deben
cumplir algunas de las siguientes condiciones:
• Que se active alguna de las siguientes alarmas en la turbina:
o Alta tensión en el generador.
o Alta corriente de excitación.
• Que se active la alarma de alta corriente en el generador y la
potencia reactiva sea positiva.
• Turbina de gas.
En la Figura 2.70 se muestra el diagrama de flujo correspondiente a
la turbina de gas.
98
¿Int. TG on y Selectro local FP
on?
SI
NO
PERM ITIR REGULACION TURBINA G AS
Perm itido subir tensión en TG
¿Ningun lím ite de I, Iexc, V o curva P-Q
activado?
SI
NO
¿Reg. Perm. Medidas correctas y no hay a lta
tension en red?
SI
NO
No Perm itido subir tensión en TG
¿Int. TG on y Selectro local FP
on?
SI
NO
Perm itido bajar tensión en TG
¿Ningun lím ite de I, V o curva P-Q activado?
SI
NO
¿Reg. Perm, m edidas correctas y no hay baja
tension en red?
SI
NO
No Perm itido bajar tensión en TG
¿(Alta V, Iexc o I) y Q tg>0?
SI
Bajar tensión por lim itador=1
NO
Bajar tensión por lim itador=0
¿(Baja V,lim PQ o I a lta) y Q tg<0?
SI
Subir tensión por lim itador=1
NO
Subir tensión por lim itador=0
Figura 2.70 - Flujograma regulación turbina de gas
99
• Turbina de vapor.
El diagrama de flujo para la turbina de vapor se muestra en la Figura
2.71.
¿ In t. T V o n y S e le c tro lo ca l F P
on ?
S I
N O
P E R M IT IR R E G U L A C IO N T U R B IN A V A P O R
P e rm itid o su b ir te ns ió n en T V
¿ N in g u n lím ite d e I, Ie xc , V o cu rva P -Q
a c tiva do ?
S I
N O
¿ R e g . P e rm . M e d id a s co rre c ta s y n o h a y a lta
te n s io n e n red?
S I
N O
N o P e rm itid o su b ir te n s ió n e n T V
¿ In t. T v o n y S e le c tro lo ca l F P
on ?
S I
N O
P e rm itid o ba ja r ten s ió n e n T V
¿ N in g un lím ite d e I, V o cu rva P -Q a c tivad o?
S I
N O
¿ R e g . P e rm , m e d id a s co rre c ta s y no h ay b a ja
te n s io n e n red?
S I
N O
N o P e rm itid o b a ja r te ns ión en T V
¿ (A lta V , Iexc o I) y Q tv>0 ?
S I
B a ja r te n s ió n p o r lim ita d o r=1
N O
B a ja r te n s ió n p o r lim itad o r= 0
¿ (B a ja V ,lim P Q o I a lta) y Q tv< 0?
S I
S u b ir te ns ió n po r lim ita d o r=1
N O
S u b ir ten s ió n p o r lim ita do r= 0
Figura 2.71 – Flujograma regulación turbina de vapor
100
• Turbina de vapor biomasa.
Con respecto a la turbina de biomasa, en la Figura 2.72 se muestra su
diagrama de flujo.
¿ In t. T B io o n y S e le c tro lo ca l FP
o n ?
S I
N O
P E R M IT IR R E G U L A C IO N T U R B IN A B IO M A S A
P e rm itid o su b ir te ns ió n e n TB io
¿N in g u n lím ite d e I, Ie xc , V o cu rva P -Q
a ctiva d o?
S I
N O
¿R e g . P e rm . M e d id a s co rre c ta s y n o h a y a lta
te n s ion e n re d?
S I
N O
N o P e rm itid o su b ir te n s ión e n TB io
¿ In t. T B io o n y S e le c tro loca l F P
on ?
S I
N O
P e rm itid o b a ja r te n s ió n e n TB io
¿ N ing u n lím ite d e I, V o cu rva P -Q ac tiva d o ?
S I
N O
¿R e g . P e rm , m e d id a s co rre c ta s y n o h a y ba ja
te n s io n e n re d?
S I
N O
N o P e rm itido b a ja r ten s ió n e n TB io
¿ (A lta V , Ie xc o I) y Q tb io > 0?
S I
B a ja r ten s ió n p o r lim ita d o r=1
N O
B a ja r te n s ió n p o r lim ita d o r= 0
¿ (B a ja V ,lim P Q o I a lta) y Q tg < 0?
S I
S u b ir te n s ió n p o r lim ita d o r= 1
N O
S u b ir te n s ión p o r lim ita d o r=0
Figura 2.72 – Flujograma regulación turbina de biomasa
101
4.4 Módulo de Reguladores.
El módulo correspondiente a los reguladores tiene como objetivo la
implementación de un sistema de regulación para cada una de las turbinas
de modo que puedan ajustar el valor real de la potencia reactiva generada
o absorbida por los mismos al valor de consigna establecido.
4.4.1 Especificaciones.
Para llevar a cabo este sistema, se debe tener en cuenta que:
• El sistema de regulación de cada turbina tendrá como salida dos
señales PWM, que se corresponden con las órdenes de subir y bajar
tensión del generador. Estas señales se enviarán a los módulos
AVR, que serán los actuadores del sistema.
• Se deberá tener en cuenta los límites de la máquina establecidos
para evitar que el regulador trate de llevarla a situaciones extremas.
• Para el caso del ciclo combinado, se deberá generar, además, una
referencia de reactiva de grupo en función de las turbinas
conectadas en ese momento.
4.4.2 Desarrollo.
En función de las especificaciones, y teniendo en cuenta la documentación
proporcionada a la que se hace referencia en el Capítulo 1, se ha
implementado el módulo de reguladores considerando por separado cada
uno de los grupos.
a) Ubicación en Winstudio.
Este módulo se incluirá en la parte de Graphic Scripts de Winstudio, tal y
como se muestra en la Figura 2.73.
102
Figura 2.73 – Ubicación módulo reguladores en Winstudio
b) Tiempo de ejecución.
El periodo de ejecución esperado para este módulo será de 120 ms, aunque
se podría reducir a 62ms en caso de prescindir del simulador.
c) Diagramas de flujo.
En la Figura 2.74 se muestran los diagramas de flujo empleados para la
implementación de este módulo.
103
Figura 2.74 – Flujogramas módulo de reguladores
104
4.4.2.1 Regulación ciclo combinado.
Dado que el ciclo combinado incluye dos turbinas en su funcionamiento
que son dependientes, se deberá incluir el cálculo de la referencia de
reactiva del grupo en función de las turbinas conectadas en el momento.
a) Cálculo de la referencia de reactiva de grupo.
Para calcular la referencia de potencia reactiva para el ciclo
combinado, se realizarán los cálculos descritos a continuación.
• Error de cálculo.
Para obtener el error de cálculo, se parte de la referencia de potencia
reactiva calculada en el módulo de interconexiones, y se comparará
con el valor de la potencia reactiva real en función del tipo de control
seleccionado, tal y como se muestra en la Tabla 2.17.
Tipo de control Cálculo del error
Control Todo_todo Error = Ref. Q Calculada - Qventa
Control normal Error = Ref. Q Calculada – Qinter CC
Tabla 2.17 – Cálculo del error en función del tipo de control
• Cálculo de la constante integral.
Una vez obtenido el error, se procederá a calcular la acción integral
mediante la acumulación del mismo (E. 28).
E. 28
Cte. Int = Cte. Int + Error · 0.0005
Este paso solo se realizará cuando la turbina de gas se encuentre
conectada, pues en caso de que ésta se encuentre desconectada, el
ciclo combinado no podrá funcionar.
105
• Cálculo de la referencia de reactiva de grupo.
En caso de que la turbina de gas se encuentre conectada, se deberá
obtener la referencia de reactiva de grupo.
Ésta se calculará como el porcentaje de la suma de las potencias de
las turbinas si éstas participan en la regulación, más el error
instantáneo y la constante integral del error acumulado.
Por tanto, se contemplan las siguientes situaciones posibles:
o Si la turbina de gas está conectada y regulando sin limitar
La referencia de reactiva de grupo tomará el valor de la potencia
reactiva instantánea de la turbina de gas (E. 29), mientras que el
divisor de la referencia tomará el valor de la potencia reactiva
nominal de dicha turbina expresada en porcentual (E. 30).
E. 29
Ref.Q grupos = QTg
E. 30
Div. Reg Q = 0.25759
o Si la turbina de vapor está conectada y regulando sin
limitar
Dado que la turbina de vapor no puede funcionar de modo
independiente, en caso de que la turbina de gas esté conectada,
la referencia de reactiva del grupo se calculará sumándole el
valor de la potencia reactiva de las turbina de vapor (E. 31), y el
divisor de referencia, sumándole el valor porcentual de la
potencia reactiva nominal de dicha turbina (E. 32).
106
E. 31
Ref.Q grupos =Ref. Q grupos + QTv
E. 32
Div. Reg Q = Div. Reg Q + 0.04375
Una vez consideradas las turbinas que se encuentran en
funcionamiento, la referencia de reactiva del grupo será calculada
como se indica en la ecuación E. 33.
E. 33
QRfDiv
IntCteGrupoQRfErrorGrupoQRf
..
.....
++=
b) Reguladores de las turbinas del ciclo combinado.
Para proceder a la regulación de la potencia reactiva generada o
absorbida por cada turbina, se procederá del siguiente modo (Figura
2.75):
• Se comparará la referencia de reactiva calculada anteriormente,
con el valor de la potencia reactiva instantánea porcentual de la
turbina.
• Si el valor porcentual de la potencia reactiva de la turbina está por
debajo de la referencia de reactiva menos un Offset considerado,
se procederá a subir la tensión, y se subirá hasta que se supere ese
valor.
• Se bajará la tensión si la potencia reactiva porcentual de la turbina
está por encima de la referencia de reactiva mas un Offset.
107
Figura 2.75 – Método de regulación tensión de turbinas
En la Tabla 2.18 y Tabla 2.19 la se muestran las condiciones para
subir y bajar tensión en cada una de las turbinas.
TURBINA DE GAS
Subir tensión
Condiciones activar flag Condiciones desactivar flag
( )1..25759.0
−< GrupoQRfQtg
( )1..25759.0
−> GrupoQRfQtg
Permitido subir tensión. No permitido subir tensión.
Bajar tensión
Condiciones activar flag Condiciones desactivar flag
( )1..25759.0
+> GrupoQRfQtg
( )1..25759.0
+< GrupoQRfQtg
Permitido subir tensión. No permitido subir tensión.
Tabla 2.18 – Condiciones de regulación turbina de gas
108
TURBINA DE VAPOR
Subir tensión
Condiciones activar flag Condiciones desactivar flag
( )1..04375.0
−< GrupoQRfQtv
( )1..04375.0
−> GrupoQRfQtv
Permitido subir tensión. No permitido subir tensión.
Bajar tensión
Condiciones activar flag Condiciones desactivar flag
( )1..04375.0
+> GrupoQRfQtv
( )1..04375.0
+< GrupoQRfQtv
Permitido subir tensión. No permitido subir tensión.
Tabla 2.19 – Condiciones de regulación turbina de vapor
c) Envío de órdenes AVR.
Para poder subir y bajar la tensión del generador de la turbina a
considerar, se deben enviar órdenes en forma de PWM al módulo
AVR (Automatic Voltage Regulator) de la misma.
En la Figura 2.76 se muestra la forma de enviar dichas órdenes.
109
Figura 2.76– Órdenes PWM a enviar al módulo AVR
• Generación señal PWM subir tensión:
Para generar un pulso en la señal PWM de subir tensión, se deben
cumplir estas condiciones:
o Que esté activado el flag de subir tensión.
o Que la señal PWM que se envía al AVR para bajar tensión, se
encuentre desactivada en ese momento.
o Que esté permitido subir la tensión en la turbina.
La señal PWM, que se encuentra de modo normal en su nivel bajo, se
activará una vez transcurridos 5 segundos desde que se cumplan las
condiciones anteriormente descritas, y permanecerá activa el tiempo
que se ha calculado como “tiempo on”. Transcurrido ese tiempo
volverá a desactivarse.
De esta forma se enviará al AVR un pulso, cuyo ancho se
corresponde con el tiempo on, que dará la orden de subir la tensión
de alimentación del generador de la turbina considerada.
110
• Generación señal PWM bajar tensión:
Para que se active la señal PWM que enviará la orden de bajar la
tensión de alimentación del generador a considerar, se deben
cumplir estas condiciones:
o Que esté activado el flag de bajar tensión.
o Que la señal PWM que se envía al AVR para bajar tensión
esté desactivada en ese momento.
o Que esté permitido bajar la tensión en la turbina.
La señal PWM, inicialmente a nivel bajo, se activará una vez que han
transcurrido 5 segundos desde que se cumplan estas condiciones, y
permanecerá activa durante el “tiempo on”, desactivándose una vez
haya transcurrido.
De este modo se enviará al AVR una orden en forma de pulso de
ancho el “tiempo on”, para bajar la tensión de alimentación del
generador la turbina.
d) Reseteo señales calculadas.
Los flags que dan las órdenes de subir y bajar tensión de cada una de
las turbinas de ciclo combinado se resetearán si se cumple alguna de
estas condiciones:
o Si algún convertidor de la interconexión del ciclo combinado
da fallo.
o Si el interruptor general DYR se encuentra desactivado.
Para la turbina de gas, se han de cumplir alguna de estas condiciones
a mayores:
o Que el interruptor general de la turbina se encuentre
desactivado.
111
o Que el interruptor general del factor de potencia de la
turbina se encuentre desactivado.
o Que el regulador del factor de potencia de la turbina esté
desactivado.
o Que la potencia activa generada por esta turbina sea cero.
Para la turbina de vapor, a parte de las condiciones generales de la
interconexión se debe cumplir que:
o Que el interruptor general de la turbina se encuentre
desactivado.
o Que el interruptor general del factor de potencia de la
turbina se encuentre desactivado.
o Que el regulador del factor de potencia de la turbina esté
desactivado.
o Que la potencia activa generada por esta turbina sea cero.
e) Cálculo de tiempos.
Los tiempos en los que la señal PWM se mantendrá en el estado alto,
es decir, los “tiempos on”, dependerán de la turbina a considerar.
o En el caso de la turbina de gas, el “tiempo on” se
denominará “tiempo 1” y dependerá del error en el instante
considerado entre la referencia de reactiva y el valor real de
la turbina en porcentaje.
o Para la turbina de vapor, el “tiempo on” se denominará
“tiempo 2” y tomará un valor fijo de modo que siempre
subirá o bajara en función de dicho valor.
En la Tabla 2.20 se muestran las expresiones para los “tiempos on”
para cada una de las turbinas del ciclo combinado.
112
Turbina Tiempo on
Turbina de gas GrupoQRfQtg
Tiempo ..25759.0
05.01 −⋅=
Turbina de vapor 2.02 =Tiempo seg.
Tabla 2.20 – Cálculo de los “tiempos on” de cada turbina del ciclo combinado
4.4.2.2 Regulación generación por biomasa.
En el caso de la regulación de la generación por biomasa, puesto que se
dispone únicamente de una turbina, no será necesario calcular la
referencia de reactiva de grupo, pues bastará con la referencia de reactiva
calculada en el módulo de cálculos de interconexiones.
El resto de los apartados seguirán la misma estructura que los del ciclo
combinado.
• Reguladores de la turbina de vapor biomasa.
Con respecto a la turbina de biomasa, el método de regulación será
equivalente al explicado en el punto b) del apartado 4.4.2.1
correspondiente al ciclo combinado.
En la Tabla 2.21, se recogen las condiciones de regulación para esta
turbina.
113
TURBINA DE VAPOR BIOMASA
Subir tensión
Condiciones activar flag Condiciones desactivar flag
( )05.0...int −< BioQRfbioQ
( )05.0...int −> BioQRfbioQ
Permitido subir tensión. No permitido subir tensión.
Bajar tensión
Condiciones activar flag Condiciones desactivar flag
( )05.0...int +> BioQRfbioQ ( )05.0...int +< BioQRfbioQ
Permitido subir tensión. No permitido subir tensión.
Tabla 2.21 – Condiciones de regulación turbina de biomasa
• Envío de órdenes AVR.
La señal PWM que se genera tiene la misma estructura que la
correspondiente a la Figura 2.76 mostrada en el correspondiente
apartado del ciclo combinado.
Las únicas salvedades son que, en este caso, el tiempo de espera
entre pulsos será de 3 segundos, para generar las señales de subir y
bajar tensión en PWM hacia los módulos AVR de los generadores.
• Reseteo señales calculadas.
Como en el correspondiente apartado del ciclo combinado, los flags
que dan las órdenes de subir y bajar tensión se resetearán si se
cumple alguna de estas condiciones:
o Que algún convertidor de la interconexión biomasa dé fallo.
o Que el interruptor general DYR se encuentre desactivado.
o Que el interruptor general de la turbina esté desactivado.
114
o Que el interruptor general del factor de potencia de la
turbina se encuentre desactivado.
o Que el regulador del factor de potencia de la turbina esté
desactivado.
o Que la potencia activa generada por esta turbina sea cero.
• Cálculo de tiempos.
Para el cálculo de los tiempos que serán necesarios para el envío de
las órdenes al módulo AVR y generar la señal PWM correspondiente,
se deberá conocer el valor de la potencia reactiva de la interconexión,
así como la referencia de reactiva de la misma.
En la Tabla 2.22 se recoge el tiempo en el que el pulso estará ON
para la turbina de biomasa.
Turbina Tiempo on
Turbina de biomasa BIOQRfBioQTiempoBIO ..int5.0 −⋅=
Tabla 2.22 - Cálculo del tiempo on de la turbina de bioasa
5 SISTEMA DE GESTIÓN DE USUARIOS
Para cumplir con el tercer objetivo del proyecto, en este apartado se
pretende desarrollar un sistema de seguridad, de modo que permita
restringir el acceso a la aplicación mediante la gestión de usuarios.
5.1 Especificaciones.
Este sistema de seguridad deberá cumplir las siguientes especificaciones:
115
• Se deberá crear una base de datos en la que se incluya el ID de
usuario, contraseña, nombre completo del usuario y grupo al que
pertenece.
• Para poder acceder a la aplicación se debe realizar el Log in de
forma correcta.
• Deberá restringir el acceso a ciertas partes de la aplicación en
función del grupo al que pertenezca el usuario. Los grupos a
considerar serán:
o Operación: Tendrán restringido el acceso a ciertas partes de
la aplicación.
o Mantenimiento: Tendrán restringida la gestión de usuarios.
o Ingeniería: Tendrán acceso a la aplicación completa sin
restricciones.
5.2 Desarrollo.
En este apartado se procederá a describir el sistema de gestión de usuarios
desarrollado para satisfacer las especificaciones de este módulo.
5.2.1 Acceso a la aplicación.
Dado que es posible acceder a la aplicación de dos formas diferentes, es
decir, modo ejecución y modo edición, se deberá mantener la seguridad de
la misma de estas dos maneras.
5.2.1.1 Acceso en modo ejecución.
Se ha configurado como primer sinóptico de la aplicación, el sinóptico
“Log in”, de forma que sea imposible acceder a la misma a no ser que el
usuario se registre correctamente.
116
Para evitar problemas de seguridad, se realizará el Log off cada vez que la
aplicación se cierre. De esta forma, el usuario por defecto al iniciar la
aplicación de nuevo será “Guest”.
5.2.1.2 Acceso en modo edición.
El sistema de seguridad también abarca la edición de la aplicación,
debiéndose llevar a cabo otro Log in en caso de querer modificar cualquier
parte de la misma.
Este Log in se encuentra en la pestaña “Project”, tal y como se muestra en
la Figura 2.77.
Figura 2.77 – Acceso al Log on de la aplicación.
Por otra parte, para mayor seguridad, se ha establecido una segunda
contraseña temporal para la parte de creación de nuevos usuarios. Esta
contraseña también será modificable.
5.2.2 Base de datos.
Para poder acceder a la aplicación, se ha desarrollado una base de datos
inicial, tal y como se muestra en la Figura 2.78.
117
Figura 2.78 – Base de datos de usuarios preconfigurada
Cada uno de los usuarios establecidos dispondrá de una contraseña
temporal que le permitirá el acceso al sistema. Esta contraseña podrá ser
modificada online en cualquier momento tras el acceso del usuario al
sistema.
Por su parte, el ingeniero será el único que podrá modificar dicha base de
datos, ya que podrá añadir, borrar, bloquear y desbloquear usuarios de la
misma, tanto en modo edición como online mediante los sinópticos
correspondientes.
5.2.3 Restricciones de accesos.
En la Tabla 2.23 se resumen las partes de la aplicación a las que se puede
acceder en función del tipo de usuario.
118
TABLA DE ACCESOS
Sinóptico Guest Operación Mantenimiento Ingeniería
Ejecutar
aplicación
Editar
aplicación
Editar sistema
de usuarios
Consignas
Modificar
tramos horarios
Señales turbinas
Señales grupos
Histórico
alarmas
Histórico
turbinas
Informes
explotación
Cambio control
todo-todo
Entradas y
salidas
Simulador
Tabla 2.23 – Limitaciones de accesos a la aplicación
119
6 SISTEMA DE ALARMAS
Para poder mantener una adecuada gestión del sistema a controlar, se
debe disponer de un completo sistema de alarmas, que permita conocer en
tiempo real las posibles incidencias que se puedan producir durante la
generación. De esta manera se pretende satisfacer con el cuarto objetivo
del proyecto.
6.1 Especificaciones.
Para desarrollar este módulo se tendrán en cuenta las siguientes
especificaciones:
• Cuando se produzca una alarma:
o En la zona reservada para las alarmas en tiempo real, se
deberá visualizar la siguiente información:
La fecha de activación y, dado el caso, de
desactivación de la misma.
El nombre de la variable o Tag que la produce.
La descripción de dicha alarma.
El grupo al que pertenece dicha alarma.
o A su vez, deberá activarse una alarma sonora, que
permanecerá sonando hasta que se desactive la misma
mediante el pulsador configurado para dicho fin.
• Se distinguirán cuatro colores para la representación de las alarmas:
o Rojo: para las alarmas de peligro.
o Amarillo: para las alarmas de aviso.
o Verde: para las alarmas estabilizadas.
o Azul: para las alarmas reconocidas pero no estabilizadas.
120
6.2 Desarrollo.
En el apartado 3.6 del presente capítulo, se han configurado los espacios
reservados para las alarmas en tiempo real y el histórico de alarmas.
A continuación, se procederá a explicar como se han programado los
mensajes de alarma que se visualizarán en dichos espacios.
Se dispone de dos tipos de alarmas:
• Por una parte, se señalizarán los límites establecidos para el área de
trabajo de cada una de las turbinas y las interconexiones en el
módulo de limitaciones (apartado 4.3). Cada uno de estos límites
dispondrá de una alarma asociada, de forma que cuando se
sobrepasen aparecerá la misma en color rojo.
• Por otra parte, dado que cada uno de los parámetros de las turbinas
e interconexiones solo pueden trabajar dentro de un rango seguro
para el buen funcionamiento de la instalación, se procederá a
establecer cuatro alarmas por variable. Estas alarmas indicarán:
o Sobrepaso del límite superior de peligro, estableciéndose un
aviso en color rojo cada vez que se supere el 90% del valor
máximo del parámetro.
o Sobrepaso del límite superior de aviso, apareciendo un aviso
en color amarillo cada vez que se supere el 80% del valor
máximo de dicho parámetro.
o Sobrepaso del límite inferior de aviso, mediante un aviso en
color amarillo en el momento en que se supere el 80% del valor
mínimo del parámetro a considerar.
o Sobrepaso del límite inferior de peligro, mostrándose un aviso
en color rojo cuando se supere el 90% del valor mínimo del
mismo.
121
A la hora de crear estas alarmas se han incluido una hoja de trabajo
diferente para cada grupo de alarmas en la propiedad “Alarms” de
Winstudio (Figura 2.79).
Figura 2.79 – Configuración grupos de alarmas
En cada una de estas hojas de trabajo se incluirán las variables a señalizar
con los límites a partir de los cuales estará activa la alarma (Figura 2.80).
Figura 2.80 – Configuración Worksheets de alarmas
En la Tabla 2.24 se muestran los límites de aviso y peligro configurados
para cada uno de los parámetros de la instalación.
122
NOMBRE DESCRIPCIÓN UNIDAD LIM SUP. PELIGRO
LIM AVISO SUP.
LIM AVISO
INF.
LIM INF. PELIGRO
INTERCONEXIÓN GENERACIÓN POR BIOMASA AIIBIO_P Potencia activa MW 32,25 29,5 0 0 AIIBIO_Q Potencia reactiva MVAR 180 160 5,9 2,95 AIIBIO_V Tensión de interconexión KV 187,5 175 32 16 TURBINA DE VAPOR BIOMASA AITVCC_I Corriente generador A 375 350 0 0 AITVCC_IF Corriente de excitación A 18 16 70 35 AITVCC_P Potencia activa MW 9 8 3,2 1,6 AITVCC_Q Potencia reactiva MVAR 375 350 1,6 0,8 AITVCC_V Tensión generador KV 13,75 12,5 70 35 INTERCONEXIÓN CICLO COMBINADO AIICC_P Potencia activa MW 32,25 29,5 0 0 AIICC_Q Potencia reactiva MVAR 180 160 5,9 2,95 AIICC_V Tensión de interconexión KV 187,5 175 32 16 TURBINA DE GAS AITG_I Corriente generador A 2360 2220 0 0 AITG_IF Corriente de excitación A 18 16 444 222 AITG_P Potencia activa MW 28 26 3,2 1,6 AITG_Q Potencia reactiva MVAR 27,75 25,5 5,2 2,6 AITG_V Tensión generador KV 13,75 12,5 5,1 2,55 TURBINA DE VAPOR AITVBIO_I Corriente generador A 375 350 0 0 AITVBIO_IF Corriente de excitación A 18 16 70 35 AITVBIO_P Potencia activa MW 9 8 3,2 1,6 AITVBIO_Q Potencia reactiva MVAR 375 350 1,6 0,8 AITVBIO_V Tensión generador KV 13,75 12,5 70 35
Tabla 2.24 – Limites de aviso y peligro de los parámetros de la instalación
De esta forma, en el momento en el que se produzca una alarma por
sobrepaso de alguno de los límites considerados, aparecerá un mensaje de
alarma en la zona reservada para las alarmas en tiempo real, acompañada
de una alarma sonora. Esta alarma sonora se deshabilitará en el momento
en el que el usuario active el pulsador “Parar bocina”.
Es de considerar, que el deshabilitar la alarma sonora no significa
reconocerla ni dejar de visualizarla en el panel. Para que se de por
reconocida una alarma y pase a color azul, el usuario deberá activar
además el pulsador “Reconocer alarma”.
123
7 GENERACIÓN DE HISTÓRICOS
A la hora de llevar a cabo una buena gestión de la instalación, además de
poder tener accesibles los datos en tiempo real del sistema, es
recomendable tener acceso a un registro de históricos de los valores más
importantes del mismo, por varias razones:
• Tener un registro de la producción de los rangos de factor de
potencia que se han seguido durante el día, para poder obtener los
cálculos de bonificaciones.
• En caso de fallo, poder averiguar mejor la causa del mismo
observando la evolución de los parámetros del sistema.
Con esto se pretende satisfacer la primera parte del quinto objetivo de este
proyecto.
7.1 Especificaciones.
Este módulo deberá cumplir con las siguientes especificaciones:
• Se deberá generar archivos de extensión “.txt” de forma automática
que contengan la fecha, la hora, y cada uno de los parámetros
separados por espacios cada vez que se modifiquen.
• Los parámetros a registrar de las turbinas serán:
o Potencia activa.
o Potencia reactiva.
o Tensión.
o Corriente generada.
o Corriente de excitación.
• Visualizar dichos registros de históricos a modo de gráficas de
tendencias.
124
7.2 Desarrollo.
A continuación se procederá a explicar como implementar estas
especificaciones.
7.2.1 Registro de históricos.
Para crear estos ficheros “.txt”, se creará un Worksheet Script que se
ejecutará cada vez que se produzca un cambio en los Trigger, o sea, las
variables de escritura (Figura 2.81).
Figura 2.81 – Ubicación registro de históricos en Winstudio
Estas variables de escritura se modificarán siempre que se produzca un
cambio en alguna de las variables que se pretenden almacenar el dicho
histórico.
El nombre del fichero incluirá un número identificador de histórico, el
año, el mes y día en el que se realiza el registro. De esta forma, será fácil la
localización de un archivo determinado dentro del fichero de históricos,
pues se encontrarán ordenados por fecha.
Por otra parte, estos ficheros “.txt” de históricos, se almacenarán en
carpetas creadas para dicho fin, una para cada tipo de histórico. El
125
programa por si mismo será el encargado de crear dichas carpetas si no
existen previamente, para comenzar a almacenar los históricos
correspondientes en las mismas.
Además, se cuenta con un registro histórico secundario, que lleva a cabo el
almacenamiento de los históricos en otro formato, para que en caso de
fallo de la primera grabación no se pierda información.
En la Figura 2.82 se muestra un ejemplo de histórico de una de las
turbinas.
Figura 2.82 – Ejemplo fichero de históricos turbina de gas
7.2.2 Visualización de tendencias.
En la aplicación se tendrán 5 gráficas de tendencias:
• Tendencia de la potencia activa de venta.
• Tendencia del factor de potencia de venta.
• Tendencia de las variables de la turbina de gas.
• Tendencia de las variables de la turbina de vapor.
• Tendencia de las variables de la turbina de biomasa.
Estos diagramas permiten el manejo de todo tipo de herramientas para
poder trabajar sobre dichos gráficos. Entre estas herramientas se incluye el
manejo de cursores, zoom, cambios de escalas, e imprimir gráficos, entre
otros.
126
Las tendencias correspondientes a la potencia activa y factor de potencia
de venta, se situarán en el sinóptico “Ajustes Todo_Todo”, mientras que
los correspondientes a cada una de las turbinas se visualizarán en los
respectivos sinópticos de históricos.
En la Figura 2.83 se muestra a modo de ejemplo el gráfico de tendencias
correspondiente a la visualización del histórico de la turbina de gas.
Figura 2.83 – Visualización gráfico de tendencias turbina de gas
8 GENERACIÓN DE INFORMES DE EXPLOTACIÓN
Para cumplir con la segunda parte del quinto objetivo del proyecto, se
dotará a la aplicación de un sistema de generación de informes, que
permita la obtención de un documento diario donde se recoja toda la
energía activa y reactiva generada en cada uno de los generadores, así
como el factor de potencia y las indicaciones de bonificación y
penalización que correspondan en función a la normativa vigente.
127
8.1 Especificaciones.
Para implementar este módulo se deberán tener en cuenta las siguientes
especificaciones:
• Se deberán generar dos informes al día, uno para cada grupo de
generadores, que se escriban e impriman de forma totalmente
automática.
• Estos informes deben incluir la energía activa y reactiva producida
por hora en cada uno de los generadores, así como el total del
grupo por hora, y la generación total diaria.
• De igual forma, se incluirá el factor de potencia al que se ha
trabajado durante cada hora, y la indicación, en función de la
normativa, de la zona en la que se ha estado produciendo.
• Se incluirá también un contador de las horas de funcionamiento de
cada grupo, y contadores del número de arranques producidos a lo
largo del día por turbina y grupo.
• En caso de desconexión accidental de la aplicación, se deberán
poder recuperar los datos de producción obtenidos hasta el
momento.
8.2 Desarrollo.
Para la generación de informes, se irán escribiendo los datos de
producción en los sinópticos correspondientes, y una vez al día, a partir de
las variables almacenadas en estos históricos se generarán dos archivos
resumen, que se enviarán directamente a la impresora a las 00:00:00 h de
cada día, recogiendo todos los datos de producción del día concluido.
128
8.2.1 Sinópticos Informes de explotación.
Se ha dotado a la aplicación de dos sinópticos denominados “Informes
Explot. CC” y “Informes Explot. BIO”, donde se visualizará en tiempo real
la evolución de los datos de producción de cada uno de los grupos, tal y
como se ha indicado en el apartado 3.8 del presente capítulo.
Para rellenar estos sinópticos, se han implementado unos algoritmos que
permiten ir calculando la energía producida en función de los valores de
potencia presentes en las turbinas en cada instante, tal y como se muestra
en la Figura 2.84.
Figura 2.84 – Flujograma escritura de informes de explotación.
129
En el momento en el que el sistema cambie de hora, estos datos de
potencia acumulada se volcarán en el sinóptico correspondiente
apareciendo una nueva línea de datos en la tabla. Asimismo, se procederá
al calculo del factor de potencia por hora, y a la comprobación de la zona
de la normativa en la que se ha trabajado, de forma que, aunque no se
muestre en el sinóptico, si se tengan los datos disponibles para la
generación del informe final.
Por tanto, en el momento en el que se llegue a las 00:00 horas, se tendrá la
tabla totalmente cumplimentada, tanto para la potencia activa como
reactiva de cada una de las turbinas, la total del grupo por horas, y la total
del día.
De igual forma, se establecerá un contador de las horas de funcionamiento
de cada grupo y de cada turbina, donde únicamente se contará el tiempo
en el que éstas se encuentren conectadas y, por tanto, produciendo.
Asimismo, se contarán las veces en las que se han conectado estas
turbinas, y el interruptor general de interconexión.
Para rellenar los campos de la tabla en las horas correspondientes, se
empleará la herramienta “Scheduler” de Winstudio para los triggers
(Figura 2.85), y una hoja Script para la programación (Figura 2.86).
Figura 2.85 – Scheduler Worksheets para informes de explotación
130
Figura 2.86 – Ubicación Scripts generación de informes en Winstudio
De igual forma, se ha previsto que los datos almacenados en las tablas de
producción y los valores de factor de potencia e indicaciones de
normativa, no se pierdan en caso de fallo de la aplicación, almacenando en
recetas los últimos valores que adquieran estas variables, de forma que en
el momento de volver a iniciar la aplicación puedan volver a ser cargados.
En caso de que la fecha sea diferente, se imprimirán los valores del día
anterior que habían sido registrados antes de reiniciar las tablas con los
valores del nuevo día.
8.2.2 Generación automática de informes.
A partir de los datos almacenados en los sinópticos de informes de
explotación, a las 00:00:00 horas de cada día, y una vez las tablas de
producción están totalmente cumplimentadas, se generarán de forma
automática dos informes y se enviarán directamente a la impresora
correspondiente sin necesidad de actuación por parte del usuario.
Estos informes se generarán empleando la herramienta “Reports” de
Winstudio (Figura 2.87).
131
Figura 2.87 – Herramienta Reports para generación de informes de explotación
En la Figura 2.88 se muestra un extracto del informe de explotación diario
para el ciclo combinado.
Figura 2.88 – Extracto de informe de explotación diario del ciclo combinado
132
Inmediatamente después de haber generado el informe, se borrarán todos
los datos de los sinópticos de explotación, reseteando las variables y
contadores correspondientes, preparando los sinópticos para comenzar a
registrar los datos de producción del nuevo día.
9 ADQUISICIÓN DE SEÑALES
Para poder llevar a cabo el control del sistema, se deberá disponer de los
datos procedentes de las medidas en tiempo real de los parámetros más
significativos de los generadores y, a su vez, conseguir que los módulos
AVR puedan interpretar las señales de mando generadas por el sistema de
control.
9.1 Especificaciones.
En este apartado se busca:
• Acondicionar las señales procedentes de la medida en tiempo real
de los convertidores, situados en la planta para dicho fin, mediante
los módulos de adquisición de datos, de modo que hagan posible
llevar dicha señal a unos niveles aptos para su interpretación
adecuada por el ordenador.
• A su vez, el software Winstudio deberá configurarse para traducir
la señal que está recibiendo el ordenador mediante los módulos de
adquisición de datos a los niveles reales de medida para poder
trabajar con ellos normalmente.
• De igual forma, Winstudio deberá acondicionar las señales de
salida generadas por el programa para enviarlas al módulo de
adquisición y que éste pueda generar las señales de mando en los
133
niveles adecuados de tensión o corriente de forma que los
actuadores del sistema puedan interpretarlas correctamente.
9.2 Desarrollo.
La estructura del sistema de medida [ADVA09] a implementar es el que se
muestra en la Figura 2.89.
Figura 2.89 – Arquitectura del sistema de adquisición de señales
En ella, se encuentran los siguientes elementos:
• Convertidores de señal: Son los elementos que llevarán a cabo las
medidas de las variables mas importantes de la planta, por lo que
estarán situados en ella, y se elegirán en función de la medida que
se pretende realizar.
Las señales que entregan estos convertidores estarán
acondicionadas a los rangos estándar, que podrán ser:
o Salida en corriente:
De 0 a 20 mA.
De 4 a 20 mA.
134
o Salida en tensión:
De 0 a 5V.
De 0 a 10V.
• Módulos de adquisición de señal: Serán los elementos que
servirán como puente entre las medidas de los convertidores y el
sistema de control implementado en el ordenador, por lo que se
encargarán de convertir las señales recibidas desde el convertidor
en valores comprensibles por el ordenador. La conexión se llevará a
cabo mediante una red Ethernet.
En este caso se han elegido los módulos ADAM de la serie 6000, en
la que se pueden encontrar módulos de entrada/salida analógica,
digital o mixtos, de los que se elegirán los más adecuados para cada
caso.
• PC de control (con Winstudio): Recibirá las señales procedentes de
los módulos de adquisición mediante la red Ethernet y deberá
transformar las señales de nuevo, mediante el software Winstudio,
para obtener los valores reales de las mismas y poder llevar a cabo
el control del sistema.
9.2.1 Configuración del hardware.
A continuación se incluyen las diferentes operaciones que deben llevarse a
cabo para configurar el hardware del sistema de adquisición [ADVA09].
9.2.1.1 Montaje de los módulos de adquisición.
Una vez se tienen disponibles las señales de entrada en los niveles
adecuados, se procederá a su cableado con el módulo de adquisición de
señal correspondiente, tal y como se indica a continuación.
135
El módulo de adquisición elegido de la serie ADAM 6000 ha sido el
ADAM 6024 para disponer de entradas analógicas y digitales que
permitirán la configuración del sistema.
a) Alimentación del módulo.
La alimentación del módulo ADAM 6024 podrá realizarse mediante
una señal de continua entre 10 y 30V, tal y como se indica en la
Figura 2.90.
Figura 2.90 – Alimentación del módulo de adquisición ADAM 6024
El valor elegido para alimentar al módulo ha sido de 24V.
b) Cableado de las señales digitales.
El cableado de las señales digitales se realizará tal y como se indica
en la Figura 2.91, en función del tipo de contacto elegido.
En este caso, y como se ha establecido en el epígrafe anterior, todos
los contactos serán del tipo Wet Contact.
136
Figura 2.91 – Cableado señales digitales del módulo de adquisición ADAM 6024
Dado que se trata de sistemas en colector abierto, se debe configurar
la resistencia de pull-up de forma que el valor de la señal de salida
sea equivalente al de la señal de entrada.
En este caso, estas resistencias son de valor 5,1K Ω .
c) Cableado de las señales analógicas.
A su vez, el cableado de las señales analógicas se realizará como se
indica en la Figura 2.92.
En este caso, como se ha explicado en el epígrafe anterior, todas las
señales se cablearán en modo tensión.
137
Figura 2.92– Cableado señales analógicas del módulo de adquisición ADAM 6024
Se ha procedido a configurar las entradas en modo tensión, y las
salidas en modo corriente, de forma que colocando unas resistencias
de modo adecuado, se podrá unir las entradas con las salidas y
verificar el correcto funcionamiento de la adquisición.
Estas resistencias serán de valor 0,5K Ω .
9.2.1.2 Configuración de la red Ethernet.
La red Ethernet que se pretende construir será la que se muestra en la
Figura 2.93. En ella se dispone de:
• Un PC con conexión Ethernet que actúe como host. Este será
el que incluya el sistema de control programado en
Winstudio.
• Un hub de Ethernet que permita la conexión de los diferentes
módulos al PC.
138
• Cables Ethernet para cada una de las conexiones del hub con
los módulos de adquisición ADAM 6000, y para la conexión
del PC con el hub.
Figura 2.93 – Arquitectura red Ethernet para la adquisición de datos
Por tanto, se deberán conectar los módulos especificados entre sí como se
indica.
El PC reconocerá que está conectado a una red local, por lo que para su
correcto funcionamiento basta con indicarle la dirección IP fija sobre la
que ha de trabajar como host.
En la Figura 2.94 se muestra la configuración de redes que debe realizarse
en Windows.
139
Figura 2.94 – Configuración de la IP del PC empleado como host
De igual modo, se debe asignar una dirección IP al módulo de adquisición
de datos conectado a la red Ethernet.
Esto se llevará a cabo mediante la aplicación Advantech Adam.NET
utility, proporcionada en un CD junto con el módulo de adquisición para
proceder a la configuración del mismo (Figura 2.95).
La dirección IP elegida será la misma del PC salvo por el número de host.
140
Figura 2.95 – Configuración de la dirección IP módulo de adquisición ADAM 6024
9.2.2 Configuración del software.
Tras haber creado de la red Ethernet asignando las IPs correspondientes a
cada elemento de la misma, se procederá a la configuración de cada uno
de los elementos que la componen mediante software.
9.2.2.1 Configuración de los módulos de adquisición.
A continuación se describen los pasos que se han llevado a cabo a la hora
de la configuración de los módulos de adquisición de datos [ADVA09].
a) Establecer comunicación.
Antes de llevar a cabo cualquier configuración sobre el dispositivo,
hay que cerciorarse de que la comunicación se está realizando de
modo adecuado.
Para ello se debe cliquear sobre la opción “Diagnose conection”, y se
debe verificar que el estado del módulo es “Good”, como se muestra
141
en la Figura 2.96. Esto quiere decir que la comunicación se ha
realizado de modo satisfactorio.
Figura 2.96 – Verificación de la comunicación entre PC y módulo de adquisición
b) Control de accesos.
Dado a que los dispositivos pueden estar conectados en una red
Ethernet de gran envergadura, existe la opción de establecer a qué
ordenadores o dispositivos se les permite llevar a cabo el control del
módulo de adquisición.
Para ello, se debe acceder a la pestaña denominada Access Control y
escribir las direcciones IP autorizadas, como se muestra en la Figura
2.97.
En caso de no haber configurado ninguna dirección IP, se entenderá
que no existen limitaciones de seguridad para controlar el módulo y
cualquier equipo conectado a la red podrá tener acceso a el.
142
Figura 2.97– Configuración de accesos por dirección IP
En este caso únicamente se reflejará la dirección IP del PC que
incluye el sistema de control.
c) Configuración Entradas/Salidas.
A continuación se procederá a la configuración de los niveles de
entrada y salida que se desea disponer en el dispositivo.
Para ello se accederá a la opción “All Chanel Configuration” del
respectivo módulo a configurar, en este caso el módulo ADAM 6024.
• Configuración de entradas
Para realizar la configuración de las señales de entrada del módulo,
se deberá acceder a la pestaña denominada como Input (Figura 2.98).
143
Figura 2.98– Configuración de las señales de entrada del módulo de adquisición
En la parte superior de dicha ventana se encuentran dos combo box,
una para seleccionar el número del canal a configurar, y la segunda
donde se puede elegir el rango de la señal de entrada deseado.
Estos rangos pueden ser:
o De 0 a 10V.
o De 0 a 20mA.
o De 4 a 20mA.
En este caso, debido a que se emplea el módulo ADAM 6024, se
dispondrá de 6 entradas analógicas, que deben ser configuradas una
a una.
Una vez se han configurado los niveles de entrada de cada canal, se
deberá proceder a la calibración de los mismos.
144
Esta calibración se llevará a cabo mediante los botones denominados
“Zero calibration” y “Span calibration”, que se encargarán
respectivamente de tomar como nivel mas bajo o nivel mas alto del
rango, el valor presente de tensión o corriente en el canal cero en ese
momento.
En la parte inferior de la pestaña (ver Figura 2.98), se pueden
observar los valores actuales de cada una de las entradas digitales y
analógicas. Para las entradas analógicas también existe la opción de
visualización en forma de histórico de tendencias, al que se accede
mediante el botón denominado “Trend Log”.
• Configuración de salidas:
Del mismo modo, se procederá a la configuración de las señales de
salida del módulo de adquisición mediante la pestaña Output, como
se muestra en la Figura 2.99.
145
Figura 2.99 - Configuración de las señales de salida del módulo de adquisición
En la parte superior de dicha pestaña se encuentran dos combo box
que permiten seleccionar el canal de salida y el rango permitido para
ésta.
Los rangos disponibles para las señales de salida son los mismos que
para las señales de entrada:
o De 0 a 10V.
o De 0 a 20mA.
o De 4 a 20mA.
De forma análoga a las entradas, en la parte inferior derecha de la
ventana, se pueden forzar los valores de salida analógicos y digitales
a un determinado valor.
146
9.2.2.2 Configuración en Winstudio.
Para proceder a la configuración de la comunicación de los módulos de
adquisición con la aplicación Winstudio [INDU10] [INDU08] [INDU04], se
debe descargar el driver “Motcp” correspondiente a la comunicación
mediante protocolo Modbus-TCP de la pagina web del grupo indusoft
(www.indusoft.com).
Una vez descargado e instalado, el driver permanecerá en la carpeta
“.dvr” de la aplicación esperando ser activado.
Para proceder a su activación se deberá acceder a la pestaña de
comunicaciones, y una vez en ella, instertar el driver seleccionandolo de la
lista de drivers disponibles, tal y como se muestra en la Figura 2.100.
Figura 2.100 – Selección del driver Modbus-Tcp para la aplicación
Una vez se ha seleccionado el driver en WinStudio, se deberá configurar
adecuadamente para comunicarlo con la tarjeta de adquisición de datos.
Para ello, en la pestaña de comunicaciones se deberá acceder al apartado
“Settings” del correspondiente driver, tal y como se muestra en la Figura
2.101.
147
Figura 2.101 – Acceso a la configuración del driver
La ventana emergente tendrá la siguiente forma (Figura 2.102) y en ella se
deberán seleccionar las características de la comunicación a establecer.
Figura 2.102 – Communications settings del driver Modbus-TCP
Tras la configuración del driver, se deberá configurar las entradas y
salidas que se pretenden leer y escribir en el Main Driver Sheet (Figura
2.103).
148
Figura 2.103 – Main Driver Sheet para la configuración de las entradas y salidas
En esta hoja de trabajo se indicarán:
• Las Tag de las variables que se pretenden leer y/o escribir.
• La dirección IP del correspondiente módulo de adquisición que se
encargará de leerlas y/o generar la salida asociada a ellas.
<IP Address>:<Port Number>:<PLC ID>
o IP Address: La dirección IP del módulo de adquisición en la
red Modbus-TCP.
o Port Number: El número de puerto para el protocolo
Modbus-TCP (que suele ser 502).
o PLC ID: El número de identificación del PLC, que puede ser
de 1 a 31.
• La dirección de cada variable dentro del módulo definido. En este
punto se puede añadir de forma opcional la distinción entre valores
signed y unsigned mediante la escritura de S o U antes de la
dirección.
• La acción que se pretende realizar con dicha variable:
o Lectura: seleccionando “Read”.
149
o Escritura: seleccionando “Write”.
o Lectura / Escritura: seleccionando “Read/Write”.
• Las veces que se van a escanear:
o Screen
o Always
• La trasformación que se pretende realizar en dicha variable
mediante los elementos.
o Div
o Add
Es decir, distinguiéndose entre las operaciones de lectura y
escritura, estos dos parámetros se emplearán de este modo:
o Operaciones de lectura: ( ) AddDivcibidoValorTag += /Re
o Operaciones de escritura: ( ) DivAddTagdoValorEnvia /−=
Una vez configurado el Main Sheet Driver, se debe configurar las
Worksheet correspondientes a los diferentes tipos de variables, analógicos
y digitales, para lectura y escritura (Figura 2.104).
150
Figura 2.104 – Ejemplo Worksheet de lectura de señales analógicas
En la cabecera de esta hoja de trabajo se deben rellenar los siguientes
parámetros:
• Description: Titulo de la hoja de trabajo donde se debe indicar las
características de la misma para poderla identificar en el programa.
• Increase read priority: para leer la hoja de trabajo y escribir los
eventos que sucedan, la hoja de trabajo con mayor prioridad será la
primera en ejecutarse en la siguiente llamada de lectura.
• Read Trigger: contiene una Tag que genera un evento de lectura
cuando el valor cambia.
• Enable Read when Idle: contiene una Tag o valor que habilita una
lectura continua siempre que el valor es mayor que cero.
• Read completed: contiene una Tag que se invierte cuando un
evento de lectura termina.
151
• Read Status: contiene una Tag que siempre con un valor mayor
entero cuando un evento de lectura termina. Si es igual a cero, el
evento se ha completado satisfactoriamente. Si se muestra otro
valor, el evento se ha concluido con error.
• Write Trigger: contiene una Tag que genera un evento de escritura
para las variables de la hoja de trabajo cuando su valor cambia.
• Enable Write on Tag Change: Cuando el valor de una de las Tags
de la hoja de trabajo es diferente al valor en el momento del trigger
de escritura, se escribe la Tag que ha cambiado.
• Write completed: contiene una Tag que se invierte cuando un
evento de lectura termina.
• Write Status: contiene una Tag que siempre incluye un valor entero
cuando un evento de escritura termina. Si es igual a cero, la
escritura se ha realizado satisfactoriamente. Si contiene otro valor,
es que se ha producido un error durante esta operación.
• Station: contiene la ID del dispositivo de adquisición al que se
refiere la hoja de trabajo específica.
• Header: Debe contener la cabecera de la hoja de trabajo. Indica el
tipo de variables que se van a emplear en dicha hoja.
o 0X: Coil Status
o 1X: Input Status
o 3X: Input Register
o 4X: Holding Register
o ID: Report Slave
De estas se emplearán 0X para leer y escribir las variables de tipo lógica y
4X para leer y escribir las variables de tipo analógico.
152
9.2.3 Resumen de los valores configurados en la
aplicación.
A continuación se incluye la configuración de cada una de las tags de la
aplicación de modo que puedan servir para recoger y enviar datos a los
dispositivos de adquisición conectados al PC mediante la red Ethernet.
9.2.3.1 Variables analógicas.
En la Tabla 2.25 se incluye un resumen con las variables analógicas que se
van a intercambiar con la adquisición en esta aplicación.
VARIABLES ANALÓGICAS
Tag Tipo Estación Dirección Div Add
AIIBIO_P Read 169.254.210.220:502:1 4X:U1 728.133 -55.00
AIIBIO_Q Read 169.254.210.220:502:1 4X:U2 81.915 -600.00
AIIBIO_V Read 169.254.210.220:502:1 4X:U3 131.064 -300.00
AIICC_P Read 169.254.210.220:502:1 4X:U4 728.133 -55.000
AIICC_Q Read 169.254.210.220:502:1 4X:U5 81.9150 -600.00
AIICC_V Read 169.254.210.220:502:1 4X:U6 131.064 -300.00
AITG_I Read 169.254.210.220:502:1 4X:U1 9.10166 -3700.0
AITG_IF Read 169.254.210.220:502:1 4X:U2 1092.20 -40.00
AITG_P Read 169.254.210.220:502:1 4X:U3 819.150 -50.00
AITG_Q Read 169.254.210.220:502:1 4X:U4 728.133 -60.000
AITG_V Read 169.254.210.220:502:1 4X:U5 1310.64 -35.000
AITVBIO_I Read 169.254.210.220:502:1 4X:U1 53.7147 -620.00
AITVBIO_IF Read 169.254.210.220:502:1 4X:U2 1092.20 -40.00
153
AITVBIO_P Read 169.254.210.220:502:1 4X:U3 1638.30 -30.000
AITVBIO_Q Read 169.254.210.220:502:1 4X:U4 78.0142 -440.00
AITVBIO_V Read 169.254.210.220:502:1 4X:U5 1310.64 -35.000
AITVCC_I Read 169.254.210.220:502:1 4X:U1 53.7147 -620.00
AITVCC_IF Read 169.254.210.220:502:1 4X:U2 1092.20 -40.000
AITVCC_P Read 169.254.210.220:502:1 4X:U3 1638.30 -30.000
AITVCC_Q Read 169.254.210.220:502:1 4X:U4 78.0142 -440.00
AITVCC_V Read 169.254.210.220:502:1 4X:U5 1310.64 -35.000
Tabla 2.25 – Resumen parámetros configuración variables analógicas
9.2.3.2 Variables lógicas.
En la Tabla 2.26 se incluye un resumen con las variables lógicas que se van
a intercambiar con la adquisición en esta aplicación.
154
Tag Tipo Estación Dirección
DI_DYR_ON Read 169.254.210.220:502:1 0X:1
DI_DYT_ON Read 169.254.210.220:502:1 0X:2
DITG_52G_ON Read 169.254.210.220:502:1 0X:1
DITG_PF_LOCAL_ON Read 169.254.210.220:502:1 0X:2
DITVBIO_52G_ON Read 169.254.210.220:502:1 0X:1
DITVBIO_PF_LOCAL_ON Read 169.254.210.220:502:1 0X:2
DITVCC_52G_ON Read 169.254.210.220:502:1 0X:1
DITVCC_PF_LOCAL_ON Read 169.254.210.220:502:1 0X:2
DOTG_AVR_BAJAR_U Read+Write 169.254.210.220:502:1 0X:17
DOTG_AVR_SUBIR_U Read+Write 169.254.210.220:502:1 0X:18
DOTVBIO_AVR_BAJAR_U Read+Write 169.254.210.222:502:1 0X:17
DOTVBIO_AVR_SUBIR_U Read+Write 169.254.210.222:502:1 0X:18
DOTVCC_AVR_BAJAR_U Read+Write 169.254.210.221:502:1 0X:17
DOTVCC_AVR_SUBIR_U Read+Write 169.254.210.221:502:1 0X:18
Tabla 2.26 – Resumen parámetros de configuración de variables lógicos
10 FUNCIONES DE TELECONTROL
Una vez realizada la aplicación para el control de reactiva, se pretende
encontrar una solución que permita trabajar con la misma de forma
remota.
155
10.1 Especificaciones.
Para desarrollar una solución que permita realizar las labores de
telecontrol se deberán tener en cuenta las siguientes especificaciones:
• En la planta de producción estará ubicado el PC de control sobre el
que se estará ejecutando la aplicación de forma continua, que
dispondrá de acceso a Internet mediante la red local de la misma.
• Se busca poder acceder a dicho PC, desde cualquier ordenador
ubicado en la red local de la oficina de la central, para permitir
llevar a cabo la gestión del sistema de forma remota.
• Se debe establecer unos requisitos de seguridad de forma que la
conexión remota sea lo suficientemente segura.
10.2 Desarrollo.
La solución de comunicaciones propuesta viene de mano de la realización
de un túnel VPN de forma que se establezca una conexión virtual entre las
redes privadas de la oficina y la planta de producción a través de Internet,
y se pueda trabajar con ellas como si se tratasen de máquinas ubicadas en
la misma red local (Figura 2.105).
Figura 2.105 – Túnel VPN como solución de comunicaciones
156
De esta forma [OPEN08], cualquier ordenador dentro de la red cliente, que
será la red privada de la oficina, podrá acceder mediante las credenciales
adecuadas al Servidor situado en la planta de producción, y poder
gestionar la aplicación mediante escritorio remoto como si estuviesen en la
misma red.
De entre todas las soluciones posibles de comunicaciones se ha elegido
esta por su seguridad a la hora de trabajar, ya que toda la información será
enrutada por el túnel virtual y solo se podrá acceder a ella mediante los
correspondientes certificados generados.
En los siguientes apartados se procederá a explicar como se ha
implementado dicha solución, y las configuraciones a realizar en los PC
cliente y servidor para poder trabajar con ella.
10.2.1 Configuración del servidor.
A la hora de llevar a cabo la implementación del servidor, se ha elegido de
entre las múltiples posibilidades el software de Linux denominado
Zentyal. La razón de esto es que Zentyal es un software libre
específicamente diseñado para el desarrollo servidores en PYMES.
Sus ventajas son evidentes, puesto que no se requiere del pago de licencias
de uso y permite que el servidor pueda trabajar con cualquier sistema
operativo. Para esta aplicación este software será suficientemente potente
para establecer las comunicaciones, sin embargo, en caso de que se
requiera un servidor con un número elevado de máquinas, posiblemente
trabajando en diferentes países, es muy probable que el software a
emplear debiera ser de pago.
De esta forma, dado que la aplicación diseñada para el control de reactiva
trabaja sobre Windows XP y el sistema elegido para construir el servidor
del sistema de comunicaciones trabaja sobre Linux, se deberá crear una
157
Máquina Virtual en el PC servidor, de forma que pueda trabajar emulando
Linux pese a que el sistema operativo anfitrión sea Windows.
En la actualidad, los dos tipos de software más extendidos que se usan
para crear maquinas virtuales son MWare y VirtualBox, eligiéndose este
último para este caso.
En los siguientes apartados se explicará como realizar la configuración de
cada uno de estos elementos necesarios para implementar el sistema de
comunicaciones buscado.
10.2.1.1 Configuración Maquina Virtual.
De la página web oficial de Virtual Box (www.virtualbox.com) podrá
descargarse de forma gratuita el software, que deberá instalarse en el PC
de la planta donde estará ejecutándose la aplicación para el control de
reactiva [ORAC11].
Hay que tener en cuenta que existen diversas versiones en función del
sistema operativo con el que se pretende trabajar. En este caso, dado que
se pretende construir el servidor sobre Linux, se deberá descargar la
versión denominada “VirtualBox for linux hosts”.
Una vez instalado el software Virtualbox, hay que crear una maquina
virtual para el sistema operativo Zentyal.
Los pasos de creación de la máquina virtual serán idénticos sea cual sea la
aplicación que se vaya a instalar sobre ella, y se realizarán empleando el
asistente (Figura 2.106).
Figura 2.106 – Arranque del asistente para la creación de la Maquina Virtual
158
En dicho asistente se deberá dar un nombre a la máquina virtual y
proceder a la asignación de la RAM y el disco duro que serán empleados
posteriormente por el servidor creado.
Lo habitual es asignar un mínimo de RAM de 512MB, consiguiendo un
funcionamiento óptimo con 718MB. Cuanta más RAM se asigne mas
fluido será el tráfico de datos y el acceso al servidor, pero hay que tener en
cuenta que el sistema anfitrión debe quedar con más RAM que la máquina
virtual pues consumirá más recursos (Figura 2.107).
Figura 2.107 – Asignación de memoria RAM a la máquina virtual
Con respecto al disco duro, se elegirá la asignación dinámica del mismo, y
se tomará un valor por defecto del orden del 10-15% de la memoria total
del sistema (Figura 2.108).
159
Figura 2.108 – Asignación de disco duro a la máquina virtual
10.2.1.2 Instalación Zentyal.
El sistema operativo Zentyal se descargará de la pagina web oficial
(http://www.zentyal.org/downloads/) en el apartado “Virtual Machine
Images” debiéndose elegir la versión para VirtualBox y seleccionar entre
32 o 64 bits en función del sistema operativo [EBOX11].
Una vez descargado, se procederá a abrir el Virtual Box seleccionando la
máquina que se ha creado, y accediendo a “Configuración” (Figura 2.109).
Figura 2.109 – Acceso a configuración de la maquina virtual con Zentyal
Tras haber accedido a la configuración de la máquina virtual, se deberá
añadir el archivo imagen de Zentyal que se ha descargado, como se indica
en la Figura 2.110.
160
Figura 2.110 – Configurar la máquina virtual con Zentyal
El último paso será la selección en el apartado de redes del adaptador
puente, como se muestra en la Figura 2.111.
Figura 2.111 – Selección del adaptador puente de la máquina virtual
161
Seguidamente, se procederá a la instalación de Zentyal, para lo que se
deberá seleccionar en la pantalla inicial la máquina virtual creada y pulsar
“Iniciar” (Figura 2.112).
Figura 2.112 – Iniciar instalación del Zentyal
En esta instalación se pedirán datos de idioma, configuración de teclado,
hora, el nombre del sistema, y por ultimo, un usuario y contraseña que
serán necesarios para iniciar el servido. De igual forma se solicitará la
selección de los módulos que se desea instalar, de entre los cuales se
elegirán el módulo de red y el OpenVPN.
10.2.1.3 Creación DNS dinámica.
Dado que la IP pública de la que se dispone es dinámica, es imposible
emplearla como referencia pues ésta variará con cada conexión. Para ello
se deberá crear un dominio DNS dinámico de forma que el nombre de la
conexión sea el mismo, aunque se cambie el valor de su IP. Esto se puede
realizar en www.dyndns.org, o en cualquier web que ofrezca dicho
servicio.
Una vez creada la dirección, ésta deberá actualizarse mediante el software
DynDNS updater (a descargar desde este enlace web
http://www.dyndns.com/support/clients/), como se muestra en la
Figura 2.113.
162
Figura 2.113 – Pantalla de DYNDNS updater
En caso de disponer de una IP pública estática, no será necesaria la
realización de las acciones descritas en el presente apartado.
10.2.1.4 Creación de certificados.
Durante el proceso de instalación de Zentyal se había configurado un
nombre de usuario y una contraseña. Éstos deberán emplearse ahora para
poder acceder al sistema desde la máquina virtual.
Para crear los certificados necesarios para realizar la comunicación, se
accederá a la pestaña denominada “Red” y en ella se creará un interfaz
eth0 estático, al que deberá asignarse una IP libre dentro del rango y la
correspondiente máscara de red (Figura 2.114).
163
Figura 2.114 – Creación de un interfaz estático
Seguidamente deberá añadirse el router como puerta de enlace incluyendo
la IP del mismo (Figura 2.115).
Figura 2.115 – Router como puerta de enlace
De esta forma, ya se podrán crear los certificados tanto para el servidor
como para el cliente, que permitirán asignar los permisos de acceso a cada
uno de los usuarios que pretendan conectarse al servidor. Se dispondrá de
un certificado por cada cliente, pudiendo así autentificarlos de cara al
servidor.
Para ello se deberá crear la autoridad de certificación, encargada de emitir
los correspondientes certificados. Suele otorgársele un nombre corporativo
(Figura 2.116).
164
Figura 2.116 – Creación de la autoridad de certificación
A continuación se crearán los certificados para el servidor VPN y uno por
cada cliente que se prevé que va a utilizar el sistema. De igual forma será
necesario establecer un tiempo de expiración de la contraseña por
cuestiones de seguridad.
Hay que tener en cuenta, para ello, que la autoridad certificadora no
puede caducar antes que el servicio VPN, y éste no puede caducar antes
que el usuario cliente.
Normalmente en función de la aplicación, se otorgan periodos grandes de
tiempo para evitar olvidos en la renovación, o bien, periodos pequeños en
caso de tratarse de servicios de pago, para poder revocar el certificado de
acceso a cualquier cliente moroso.
10.2.1.5 Configuración del Servidor
Una vez se han generado todos los certificados, se deberá acceder a la
zona denominada VPN donde se añadirá un servidor, que será el servicio
que se pretende proporcionar (Figura 2.117).
Para esto se debe asignar un nombre y proceder a su habilitación.
Accediendo a la pestaña de configuración se indicará la IP local fija que se
ha elegido para éste, el puerto que debe escuchar, que será el 1194, el
165
protocolo a emplear, en este caso UDP, y la dirección VPN que tomará el
puente.
Igualmente se indicará el certificado configurado para el servidor en el
apartado anterior, se marcarán las casillas de verificación de NAT
(traducción de dirección de red) y, por ultimo, se deberá decir que
funcione escuchando a la interfaz de red configurada eth0.
Opcionalmente se podrá decidir si se desea permitir conexiones cliente-
cliente.
Figura 2.117 – Configuración del servidor
Para confirmar estos cambios se procederá a abrir la consola LXTerminal
del Zentyal, y escribir en ella el comando “sudo su” para iniciar sesión y la
contraseña. Mediante “ifconfig” se podrá visualizar el interfaz de red eth0
y TAP. Se podrá comprobar la comunicación haciendo un ping a la
dirección del PC Windows y del router (Figura 2.118).
166
Figura 2.118 – LXTerminal de Zentyal
10.2.1.6 Mapear Router.
Para que el sistema funcione, se deberá modificar la configuración del
router, para que toda la información procedente del tunel VPN que llega
mediante el puerto 1194 vaya directamente al PC en donde se tiene
instalado el servidor.
Para ello se accederá al router escribiendo la dirección IP del mismo en
cualquier navegador. El nombre de usuario y contraseña dependerá del
fabricante, aunque habitualmente suelen tratarse de combinaciones de
“admin” y “1234”.
Una vez dentro del router se deberá acceder a la pestaña NAT, donde se
asignará que toda la información del puerto 1194 debe enlutarse hacia el
PC servidor, definido a partir de su IP local fija en la tabla (Figura 2.119).
167
Figura 2.119 – Mapeado del puerto 1194 en el router
Una vez hecho esto, se deberán añadir excepciones al firewall que
permitan aceptar las comunicaciones que provengan de dicho puerto.
Para ello se abrirá el Firefox y se accederá al servidor mediante su IP local
de forma segura. Se pedirá una confirmación de si deseamos entrar en ese
sitio, añadiéndolo como una excepción.
10.2.1.7 Creación de clientes.
Una vez configurado el router, se deberán descargar los certificados de
cada uno de los clientes y su configuración.
Para ello se deberá acceder al servidor, y en el apartado de VPN
denominado servidores, se podrá visualizar el servidor que se ha creado.
168
Dirigiéndose a la opción descargar paquete de configuración del cliente, se
seleccionará el tipo de sistema operativo del cliente, junto con el
certificado que se había creado anteriormente.
Se generará automáticamente un fichero comprimido que contiene los
archivos VPN y los permisos para que el cliente pueda acceder al servidor.
10.2.2 Configuración del cliente.
El cliente recibirá el archivo enviado desde el servidor por medio de un
canal seguro. Únicamente deberá descomprimirlo y copiar los archivos
generados en la carpeta de configuración del software de conexión VPN.
En este caso, el software de conexión será OpenVPN GUI, tambien
software de libre distribución, que podrá descargarse desde la página web
oficial (http://openvpn.net/index.php/open-source/downloads.html).
Una vez hecho esto, ya se puede establecer la conexión con el servidor
(Figura 2.120).
Figura 2.120 – Establecimiento de la conexión con el servidor
Para acceder a los archivos del mismo, basta con escribir la IP local del
servidor en el Explorer, apareciendo el formulario de acceso.
169
Figura 2.121 – Formulario de acceso al servidor
10.2.3 Escritorio remoto.
Una vez se ha conseguido establecer la comunicación entre los clientes y el
servidor a través del túnel VPN, ya será posible acceder al ordenador
servidor mediante escritorio remoto como si éste estuviese ubicado en la
red local de la oficina.
10.2.3.1 Configuración del servidor.
Para que el cliente pueda acceder al PC servidor en el modo de escritorio
remoto, se deberá configurar el Firewall del Servidor de tal forma que éste
permita el acceso remoto (Figura 2.122).
170
Figura 2.122 – Configuración del Firewall del Servidor
Además, se crearán diversas cuentas de usuario para los clientes que
pretendan acceder al sistema (Figura 2.123).
Figura 2.123 – Creación de cuentas de usuarios para el acceso remoto
El Servidor deberá dar a conocer al cliente su nombre de máquina, junto
con el usuario y contraseña de acceso que le ha sido asignado.
171
10.2.3.2 Configuración del cliente.
Tras establecer la comunicación con el Servidor mediante el túnel VPN de
manera satisfactoria, el cliente deberá acceder a la aplicación de Escritorio
Remoto de Windows (Figura 2.124).
Figura 2.124 – Acceso a software de Escritorio Remoto de Windows
Una vez en la aplicación, éste deberá introducir el nombre del PC
Servidor, y pulsar “Conectar” (Figura 2.125).
Figura 2.125 – Conexión a escritorio remoto del Servidor
172
Se pedirán las credenciales de acceso, y una vez tecleadas se abrirá una
pantalla con el escritorio del PC servidor (Figura 2.126).
Figura 2.126 – Pantalla escritorio remoto en acceso al PC servidor
11 SIMULADORES
Para llevar a cabo la verificación de todas las funciones programadas
anteriormente, puesto que es imposible su comprobación mediante el
sistema real, se han tenido que desarrollar una serie de simuladores que se
explican a continuación.
11.1 Sinóptico de señales.
En primer lugar, se partirá de un sinóptico nuevo (Figura 2.127) que recoja
todas las indicaciones a modo resumen de las señales que intervienen en el
proceso, de modo que:
• Las señales analógicas puedan ser forzadas manualmente mediante
pulsadores.
173
• Las señales digitales puedan modificarse manualmente
introduciendo un valor mediante el teclado.
Figura 2.127 – Sinóptico Entradas y salidas
Este sinóptico estará dividido en diversas secciones para la visualización
rápida de las señales del proceso.
11.1.1 Señales de las turbinas.
En la Figura 2.128 se muestran los principales valores de las turbinas que
forman el sistema.
174
Figura 2.128 – Detalle información turbinas sinóptico entradas y salidas
En la parte superior de la misma, se recogen los valores analógicos de los
principales parámetros.
En un principio, se permitirá modificarlos manualmente para observar el
comportamiento del sistema. Sin embargo, una vez que entre en
funcionamiento el simulador de los generadores, o se esté trabajando bajo
la adquisición, no tiene sentido el poder manipular dichos datos.
En la parte inferior, se encuentran las diferentes señales lógicas de cada
generador, tanto entradas y salidas como variables internas y alarmas.
Se visualizará su estado en todo momento y podrá ser forzado haciendo
clic en cada uno de los pulsadores correspondientes.
175
11.1.2 Señales de las interconexiones.
En la Figura 2.129 se incluyen los datos correspondientes a las
interconexiones del ciclo combinado y del grupo biomasa.
Figura 2.129 – Detalle información interconexiones sinóptico entradas y salidas
Mientras se está desarrollando la aplicación, podrán modificarse
manualmente tanto los valores analógicos de las señales, como las alarmas
de las interconexiones, para verificar su correcto funcionamiento.
11.1.3 Señales del calendario.
En la Figura 2.130 se muestran las activaciones de los tramos
correspondientes a las tablas de consignas configuradas por el usuario,
indicándose cual de ellas se encuentra activa en cada momento.
Figura 2.130– Detalle información activación de tramos sinóptico entradas y salidas
176
Como en los casos anteriores, mientras se está desarrollando la aplicación
podrán emplearse estos pulsadores para forzar activaciones y verificar si
funcionan correctamente.
11.1.4 Señales de los reguladores.
En la Figura 2.131 se muestran las variables internas de los reguladores.
Figura 2.131 – Detalle variables internas reguladores sinóptico entradas y salidas
La modificación de forma manual de estos valores únicamente se llevará a
cabo para comprobar que las relaciones existentes entre ellas se han
programado correctamente. Sin embargo, la verdadera verificación se
llevará a cabo cuando se trabaje en modo simulador o con los valores
reales, pues es cuando se puede comprobar realmente el funcionamiento
de este elemento.
11.1.5 Señales del simulador de generadores síncronos.
En la Figura 2.132 se pueden ver en todo momento las variables internas
del simulador.
Figura 2.132 – Detalle variables internas simulador sinóptico entradas y salidas
Mediante el pulsador, se podrá modificar el modo de trabajo alternando
los valores reales con los valores de simulación.
177
11.1.6 Tiempos de ejecución.
En la Figura 2.133 se visualizarán los tiempos de ejecución de cada uno de
los tipos de módulo correspondientes.
Figura 2.133 – Detalle tiempos de ejecución sinóptico entradas y salidas
Estos datos serán los siguientes:
• T. Ejecución Reg: Es el tiempo de scan de ambos reguladores.
• T. Ejecución Lim: Es el tiempo de scan de los módulos de
limitaciones e interconexiones.
• T. Ejecución Sim: Es el tiempo de scan del simulador cuando se
esté trabajando en este módulo.
11.1.7 Señales internas para adquisición de señal.
En la Figura 2.134 se muestran las señales internas de adquisición de señal
para trabajar conjuntamente con el módulo simulador en la prueba
general de funcionamiento.
Figura 2.134 – Detalle señales internas adquisición de señal
Se tendrán por tanto dos señales de entrada simulando las medidas de la
planta, y dos de salida, simulando los mandos, que se intercambiarán
entre el simulador y el módulo de adquisición.
178
11.1.8 Señales internas informes de explotación.
En la Figura 2.135 se muestran las señales internas empleadas para la
generación de los informes de explotación.
Figura 2.135 – Detalle señales internas informes de explotación
Estas variables serán las encargadas de ir calculando la energía generada
en cada momento, y una vez haya transcurrido una hora serán volcadas a
la correspondiente tabla del sinóptico de informes.
11.1.9 Señales internas alarmas.
En la Figura 2.136 se muestran las alarmas que están habilitadas en cada
momento.
Figura 2.136 – Detalle señales internas informes de alarmas
En caso de que las turbinas se encuentren desconectadas se inhabilitarán
las alarmas para evitar errores de mínima excitación cuando realmente no
se está trabajando con esos generadores.
179
11.2 Simulador de generadores síncronos.
Este simulador se desarrollará, como una función más, dentro del
programa de ejecución. Éste constituirá la herramienta para verificar que
la aplicación es capaz de llevar al sistema a la consigna deseada en todo
momento.
Es importante destacar que este simulador no representa el
comportamiento exacto del sistema, ya que obvia los transitorios en el
mismo, empleando únicamente las ecuaciones que modelan a los
generadores síncronos en régimen permanente.
La razón de esto, es que no se está diseñando el regulador, sino
implementando un regulador ya diseñado dentro de una aplicación.
En las ecuaciones E. 34 y E. 35 se modela el comportamiento de un
generador síncrono en régimen permanente, y serán la base del simulador.
E. 34
IexcKEo ·=
E. 35
VIXsEo +⋅=
Además, se tendrán en cuenta las expresiones de la potencia activa (E. 36)
y reactiva (E. 37) de los mismos.
E. 36
( )δsenEoXs
VP ··=
E. 37
( )( )VEoXs
VQ −= δ·cos·
180
En la Figura 2.137 se puede ver las distintas variaciones de la potencia
reactiva en función de los demás parámetros, manteniendo fijos los
valores de potencia activa y tensión de red.
Figura 2.137 – Comportamiento del generador síncrono respecto a la reactiva
Puesto que no se conoce la lógica interna del AVR, que modificará la
corriente de excitación en función del mando aplicado, se procederá a
simularlo mediante un incremento o decremento en la corriente de
excitación del generador en función del tiempo de pulso de la orden del
regulador.
El valor de partida de la corriente de excitación del generador, se fijará al
activar el simulador, y se irá modificando en función del tiempo del pulso
de la orden dada por el regulador (Figura 2.138).
181
Figura 2.138 – Relación entre tiempo de pulso e incremento de I excitación
E. 38
( )minminmax
001.05.0001.0 TTpulso
TTIncIexc −
−−+=
Si se da la orden de subir tensión en el generador, lo que se hace es sumar
este incremento al valor de la corriente de excitación, mientras que en caso
de que la orden sea de bajar la tensión, se restará dicho incremento.
E. 39
IexcKEo ·=
E. 40
⋅⋅=
VEo
PDelta
1000
·100arcsin
E. 41
( )( )
⋅−⋅−=
DeltaEo
VDeltaEoPhi
sin
cosarctan
E. 42
( )( ) ( )( )( )( ) ( )( )22
22
sin1.0cos1.0
sincos
PhiPhi
DeltaEoVDeltaEoI
−⋅+−⋅
⋅+−⋅=
182
E. 43
( )( )1000
cos1.0
VDeltaEoV
Q−⋅⋅
=
En la Tabla 2.27 se muestran las ecuaciones de incrementos de la corriente
de excitación y Eo empleadas para cada turbina en el simulador
programado.
TABLA DE PARÁMETROS PARA LAS TURBINAS
Turbina Iexc
inicial P
(MW) V
(KV) IncIexc Eo
Gas 2 A 25.759 12 Inc=-0.3366+3.32667·T1 Eo=2.5·Iexc Vapor 2 A 4.375 12 Inc=2.5·0.2 Eo=6.3829·Iexc Biomasa 2 A 1 12 Inc=-0.212857+1.42571·TBio Eo=6.3829·Iexc
Tabla 2.27– Tabla de parámetros de las turbinas
11.3 Simulador de adquisición de datos.
Dado que las medidas reales no se encuentran accesibles para probar el
sistema, se procederá a simular la salida de los convertidores mediante la
generación de señales manipulables por medio de electrónica analógica.
Se contará, por tanto, de los siguientes elementos:
• Fuente de alimentación 0-30V 2,5 A DC.
• Polímetro, para realizar las medidas oportunas.
• Placa Board, para el montaje del sistema.
• Cables de conexión.
• Resistencias, conmutadores y potenciómetros.
183
11.3.1 Entradas lógicas.
Considerando que el rango de admisible en el módulo de adquisición de
señal para las entradas digitales se muestra en la Tabla 2.28.
Nivel lógico 0 Nivel lógico 1
Dry Contact Cerca de GND Circuito abierto
Wet Contact De 0 a 3 Vdc De 10 a 30 Vdc
Tabla 2.28 – Niveles de señales digitales admisibles en el módulo de adquisición
Se ha elegido desarrollar estos circuitos como Wet Contact eligiendo:
• 24V para el nivel lógico 1, puesto que la alimentación del módulo
de adquisición se ha elegido en ese valor.
• 0V para el nivel lógico 0.
Para cambiar entre esos dos niveles a voluntad, simulando la variación del
convertidor, se empleará un conmutador tal y como se muestra en la
Figura 2.139.
Figura 2.139 – Circuito para simular las entradas digitales del sistema
11.3.2 Entradas analógicas.
Como se ha dicho anteriormente, en los módulos de adquisición de señal
elegidos, se permiten diferentes niveles de entrada para las señales
analógicas.
184
Para cambiar de un nivel de entrada a otro en dichos módulos, como se
verá en apartados siguientes, bastará con configurarlos por software. Por
tanto, dado que es algo muy sencillo y rápido, para proceder a la
simulación de las entradas analógicas se procederá a tomar un nivel de
tensión de 0 a 10V, dado que es un valor fácilmente obtenible a partir de la
salida de 12V fija de la fuente de alimentación de la que se dispone, que es
monocanal y estará configurada a 24V para alimentar al módulo.
De esta forma, para simular la variación de entrada analógica, se ha
dispuesto de un potenciómetro de forma que se permita variar
manualmente entre 0 y 10V (Figura 2.140).
Figura 2.140– Circuito para diseñar las entradas analógicas del sistema.
La función de transferencia de este no será lineal, pero permitirá la
simulación de la variación de la entrada.
RRVRR
RVda PMax
P
P ·512· =⇒+
=
Lo ideal es que fuese una variación lineal pero a la hora de hacer las
pruebas, realmente lo que interesa es que el ordenador tome valores, no la
linealidad o no linealidad del dato en función del potenciómetro.
185
Para la comprobación se establecerán unas tablas de medidas que
relacionen la variación del parámetro en función del valor de la tensión
que puede ser medida con un polímetro antes de ser adquirida.
186
Capítulo 3 RESULTADOS
En este capítulo, se procederá a describir las pruebas realizadas para la
verificación de la aplicación desarrollada en el presente proyecto.
Para ello se comenzará describiendo, en el apartado 1, las pruebas que se han
realizado para la verificación de la aplicación, para finalizar con un análisis del
cumplimiento de los objetivos planteados al comienzo del proyecto en el apartado
2.
1 PROTOCOLO DE PRUEBAS
Una vez desarrollada la aplicación, se ha sometido a la misma a un
exhaustivo protocolo de pruebas, que permitirá verificar cada una de las
partes que la componen de forma que se pueda asegurar su correcto
funcionamiento.
En los siguientes apartados se procederá a describir de forma resumida las
pruebas a las que ha sido sometida la aplicación.
1.1 Pruebas parciales.
En primer lugar, a medida que se han ido implementando los sucesivos
módulos, se ha procedido a someter a los mismos a una serie de pruebas,
que permitieran verificar de forma aislada, cada una de las partes que los
componen.
Para ello se han redactado unos protocolos de pruebas en los que se
indican las acciones a realizar para someter a cada uno de los módulos a
todas las situaciones con las que se puede encontrar el sistema, incluso
tratando de forzar algún error.
187
Estas pruebas han servido para detectar pequeños errores, permitiendo su
corrección antes de proseguir con el desarrollo de la aplicación.
1.2 Prueba de funcionamiento global.
Una vez concluida la aplicación, y tras haber pasado las pruebas
individuales de cada módulo de forma satisfactoria, se ha procedido a
volver a someter al sistema, funcionando en conjunto, a todos los
protocolos de pruebas que se habían realizado para cada una de las partes
por separado.
Esto tiene como objetivo el poder detectar, como ha sucedido, posibles
situaciones anómalas de funcionamiento que se estaban pasando por alto
al operar con cada una de las partes por separado.
Nota: Es de mencionar que esta prueba se ha realizado en modo simulación, sin
tener en cuenta la adquisición de datos, dado que su objetivo es la verificación de
los algoritmos programados.
1.3 Prueba de funcionamiento global en
adquisición.
Tras haber superado de manera satisfactoria la prueba global de
verificación del sistema, se ha procedido a incluir la adquisición de datos
en el lazo de control.
Para ello, se ha rediseñado el simulador de forma que éste trabaje
conjuntamente con la adquisición de datos, tal y como se muestra en la
Figura 3.1.
188
Figura 3.1 – Pruebas funcionamiento global con adquisición de datos
Esta prueba tendrá como objetivo comprobar que el sistema funciona
correctamente y de igual forma que si se trabajase únicamente en modo
simulación.
1.4 Prueba de las 24 horas.
Una vez se ha testado la aplicación, y garantizado que funciona
correctamente, se ha procedido a someterla a las condiciones bajo las que
estará trabajando de forma normal en una central eléctrica cuando sea
instalada, verificando los resultados obtenidos.
Para ello se ha mantenido a la aplicación 24 horas continuadas en
funcionamiento en modo simulación, realizándose las siguientes
configuraciones:
• Se ha programado un cambio de referencia de factor de potencia
para cada hora, siendo necesario realizar dos transiciones
automáticas entre las tablas de forma que se pudieran cubrir las 24
horas de funcionamiento.
189
• Se han establecido algunas referencias fuera de los límites de
funcionamiento de la máquina, a unas horas que permitieran su
supervisión continua.
• En función de las consignas de factor de potencia programadas, se
procederá a calcular manualmente las energías teóricas obtenidas
por cada grupo, y la energía total teórica generada.
Los resultados obtenidos han sido los siguientes:
• Las transiciones horarias y entre tablas se realizan en el momento
programado.
• Se permite a los generadores alcanzar cualquier punto dentro de su
área de trabajo sin señalizar ninguna alarma.
• Para las consignas que fuerzan al sistema a salir del área de trabajo,
se ha comprobado que el sistema impide que se alcance esos
puntos, forzando una subida o bajada de tensión de excitación
según sea necesario, para hacer volver al generador a la zona apta,
y generando una alarma, cada vez que intenta salir e ella.
• Al final del día, a las 00:00:00 se han obtenido los dos informes con
las producciones de energía diarias:
o En estos informes, las horas de funcionamiento registradas
son de aproximadamente 24 horas, como se había previsto,
y con los contadores de arranques a uno.
o Las producciones que aparecen en estos informes son
aproximadamente las obtenidas teóricamente, pues se han
obviado los transitorios en el cálculo, salvo en los tramos
donde se ha tratado de hacer salir al sistema de los límites de
trabajo, y se le ha impedido. En estos casos, el valor de
190
energía producida será diferente al esperado, pues han
permanecido generando en el punto límite.
1.5 Pruebas comunicaciones.
Para verificar el funcionamiento del sistema de comunicaciones
desarrollado, se han llevado a cabo las siguientes acciones:
• Comprobación de confirmación de establecimiento de la
comunicación por medio del túnel en cliente y servidor.
• Comprobación del establecimiento de la comunicación entre las
máquinas remotas, mediante la ejecución del comando “ping” a las
direcciones locales de cada máquina desde la consola de Windows.
Esto se realizará de cliente a servidor y de servidor a cliente.
• Acceso desde la máquina cliente a la máquina servidor mediante la
introducción de la IP local en el Explorer de Windows.
• Acceso mediante Escritorio remoto de cliente a servidor, mediante
la introducción del nombre asignado a este equipo.
2 CUMPLIMIENTO DE OBJETIVOS
En la Tabla 3.1 se muestran los resultados de la aplicación conforme a los
objetivos planteados al inicio del proyecto.
191
Nº Descripción objetivo RESULTADO
I Desarrollo de sinópticos de proceso, que incluyen
el unifilar general, el calendario de consignas, las
limitaciones en las curvas P-Q de los generadores
a considerar, medidas en las interconexiones.
II Programación de algoritmos de control y su
integración junto con los sinópticos de proceso,
realizando una verificación conjunta de ambos.
III Creación de sistema de gestión de usuarios y
seguridad para restringir el acceso al sistema y su
gestión, limitando el acceso a ciertas herramientas
del mismo en función del tipo de usuario a
considerar.
IV Creación de sistema de gestión de alarmas, que
permita la visualización de alarmas en tiempo real
y su registro en un histórico.
V Generación de informes de explotación,
visualización de históricos y valores en tiempo
real de las variables más importantes del sistema.
VI Adquisición de señales de campo, es decir,
permitir que las medidas realizadas en la
instalación puedan ser interpretadas por el
sistema de modo correcto.
VII Desarrollo de funciones de telecontrol, que
permitan el acceso al sistema desarrollado de
forma remota.
Tabla 3.1 – Resultados de la aplicación conforme a los objetivos planteados
192
Capítulo 4 CONCLUSIONES
En el presente proyecto, se ha desarrollado una aplicación para el control
de potencia reactiva que ofrece, además de los algoritmos de control en sí
mismos, las herramientas necesarias para poder llevar a cabo la gestión de
la instalación a considerar.
Asimismo, la solución de comunicaciones propuesta, permitirá trabajar a
distancia y de forma segura con dicha aplicación, sea cual sea el sistema
operativo del equipo remoto.
De esta forma, y habiendo cumplido todas las especificaciones y objetivos
marcados al inicio del proyecto, ha sido posible obtener un producto
totalmente funcional y completo, que podrá ser vendido e instalado, con
las correspondientes adaptaciones, en cualquier central eléctrica de
producción que cuente con un ciclo combinado y/o generación por
biomasa.
193
Capítulo 5 FUTUROS DESARROLLOS
Como futuros desarrollos y con perspectivas de un mayor alcance del
software desarrollado en el presente proyecto, se plantean realizar una
serie de mejoras en el mismo, que lo doten de nuevas funcionalidades y
hagan de él un producto mucho más atractivo.
Entre las nuevas funcionalidades que pueden incorporarse a la aplicación,
se encuentran:
• La implementación del control de reactancias, que permita llevar a
cabo la compensación pasiva del factor de potencia.
• La implementación del control de tensión en algún punto
conflictivo de la red eléctrica, mediante el empleo de técnicas de
control avanzado, que permita realizar una compensación en
función de la demanda en tiempo real.
El abanico de posibilidades que permite desarrollar el software Winstudio
de Bosch, es amplísimo, pudiendo implementarse sobre él cualquier tipo
de control.
194
Capítulo 6 BIBLIOGRAFÍA
[FRAI08] Fraile Mora, Jesús; “Máquinas eléctricas”; Mc Graw Hill; p.
425-509; Madrid; 2008.
[INDU04] InduSoft Ltd.; “InduSoft Web Studio. Users Guide and
Technical Reference Manual. For Indusoft Web Studio
Version 6.0, S.P. 1”; 2004.
[INDU07] Indusoft Ltd.; “VBScript Reference Manual for InduSoft
Web Studio”; 2007
[INDU03] Indusoft Ltd.; “Technical Note – IWS Internal Tasks”; 2003.
[INDU08] Indusoft Ltd.; “Technical Note – Driver Runtime”; 2008.
[INDU10] Indusoft Ltd.; “MOTCP Communication Driver. Driver for
TCP/IP communication with devices using modbus
protocol”; 2010.
[ADVA09] Advantech Co. Ltd.; “ADAM-6000 Series User Manual”; 3rd
Edition; Taiwan 2009.
[OPEN08] OpenVPN Technologies, Inc.; “OpenVPN 2.0 HOWTO”;
2008.
[ORAC11] Oracle Corporation, “Oracle VM VirtualBox. User Manual.
Version 4.0.8.”, 2004-2011
[EBOX11] Ebox Technologies, “Zentyal 2.0 Official Documentation”,
2004-2011.
195
[YERE__] Yerequi, Imanol; “Evolución y futuro de los sistemas de
control”; artículo regulación y control; Energuía.
[KAME03] Kamei, Takashi; Tomura, Takashi; Kato, Yoichi; “Lastest
power plant control system”, Hitachi Review, vol. 52, No.
2, 2003.
[DECA__] De Castro Lozano, Carlos; Romero Morales, Cristóbal;
“Introducción a SCADA”, presentación asignatura Interfaz
Hombre Máquina.
[SOLI__] Solis San Salvador, Tomás; “Sistemas SCADA: Supervisory
Control and Data Acquisition”; Presentación asignatura
control avanzado.
[INVE09] Invesyde S. L. ,”Análisis de la capacidad de control de
tensión de la planta de generación ENERGYWORKS
ARANDA conforme a las consignas de factor de potencia a
partir del 1 de abril de 2009”
196
Parte II ESTUDIO ECONÓMICO
197
Capítulo 1 INTRODUCCIÓN
En el presente documento se pretende plantear la viabilidad económica del
producto desarrollado, analizando los tipos de trabajos a ofertar así como con las
posibilidades de venta que éstos presentan, y los costes derivados de cada una de
ellos.
1 PRODUCTOS A OFERTAR
Los dos tipos de trabajos a ofertar serán:
• La actualización del sistema de control de centrales eléctricas en
funcionamiento, cuyo sistema anterior se encuentre obsoleto o bien
no dispongan del soporte técnico adecuado para el mismo.
• La instalación del sistema en centrales de nueva creación en donde,
además de realizar la adaptación del la aplicación a los reguladores
a controlar, se deberá llevar a cabo la instalación de todos los
elementos periféricos que permitan poner en marcha el sistema,
tales como sistemas de adquisición, cableado etc.
En los siguientes capítulos se tratará, por tanto, de obtener unos precios
atractivos que poder ofertar a los futuros clientes, y a partir de ellos se
llevará a cabo un análisis de rentabilidad de la inversión, estimándose
para ello un volumen de ventas.
198
2 ESTUDIO DE EMPRESAS DEL SECTOR
Para llevar a cabo una estimación de las ventas para el producto
desarrollado se ha realizado un estudio de tres empresas españolas con
sede en Madrid, dedicadas al desarrollo de software a medida.
En función de estas cifras de ventas se establecerán tres escenarios
hipotéticos, uno optimista, otro pesimista y otro neutro, que permitirán
analizar la viabilidad de cada una de las soluciones propuestas.
2.1 ExProCom software S.L.
La empresa ExProCom software S.L. cuenta con 3 años de experiencia en
el sector, y está formada por dos profesionales.
Se ha procedido a entrevistar a José Ignacio Gil Maluenda y a David Félix
Alcántara, gerentes de la empresa, conociéndose que su producción anual
se encuentra entre 6 y 8 proyectos.
2.2 Advanced Plural Ideas S.L.
La empresa Advanced Plural Ideas S.L. cuenta con dos profesionales en su
plantilla y con tres años de experiencia en el desarrollo de software.
Tras una entrevista con Óscar Unzué Belmonte (Director General) y José
Carlos Fernández Morato (Director Financiero), se han podido conocer
que el volumen de ventas anual de la misma se encuentra entre 4 y 6
proyectos.
199
2.3 Inforyde S.L.
La empresa Inforyde S.L. cuenta con 6 años de experiencia en el sector del
desarrollo de software y dispone de una plantilla de 5 profesionales.
Habiendo entrevistado a Alberto Sánchez García (Analísta/Programador)
y a Luis Cacho Montes (socio de la compañía), se ha podido conocer que el
volumen de proyectos ejecutados anualmente por su empresa se
encuentra entre 12 y 15.
200
Capítulo 2 ESTUDIO ECONÓMICO
IMPLANTACIÓN DE UN
SISTEMA NUEVO
La primera opción para vender el producto busca la incorporación del sistema
diseñado en centrales eléctricas de nueva construcción para llevar a cabo el control
de reactiva.
En este caso, se deberán realizar todas las instalaciones complementarias que son
necesarias para que el sistema pueda trabajar de forma correcta.
1 ALCANCE SUMINISTRO
A continuación se procederá a analizar las posibles situaciones que se
pueden encontrar en este tipo de centrales.
1.1 Hardware.
En los siguientes apartados se procederá a describir el hardware que se
tendrá en cuenta para llevar a cabo la instalación.
1.1.1 PC de control.
Se ha elegido como PC de control, PC DELL Optiplex 960, cuyas
características principales son:
• Sistema operativo Windows Professional XP SP3.
• Procesador Intel Core 2 Duo E8400 a 3GHz 1333MHz de bus.
• Memoria RAM 2 Gb, a 800 MHz de velocidad de acceso.
201
• Disco duro 80 Gb, 7200 rpm.
• 48x DVD-ROM/CD-RW Combo drive.
• Tarjeta gráfica ATI Radeon HD 3450 256 Mb.
• Monitor Plano panorámico de 20”.
1.1.2 Módulo de adquisición de señales remoto Advantech
ADAM 5000L.
Se trata del zócalo principal del sistema de adquisición distribuido, cuyas
principales características son:
• CPU RISC ARM de 32 bits.
• Alimentación eléctrica de 10 a 30 Vcc.
• Conexión de comunicaciones 10/100 Base-T. Conector RJ-45
• 4 Zocalos para módulos I/O.
• Comunicación mediante Modbus/TCP.
• Soporta hasta 64 variables de Entrada/Salida.
• 1500 Vdc de aislamiento para la línea Ethernet.
• Distancia máxima al PC: 100 metros.
• Watchdog.
1.1.3 Módulo de Entradas Digitales Advantech ADAM
5051S.
Se trata de un módulo para la adquisición de señales digitales de
Advantech, cuyas principales características son:
202
• 16 Entradas digitales.
• Leds indicadores del estado de la señal.
• Terminales de tornillo.
• Consumo a 24V 0.8W.
• Aislamiento óptico de las señales.
• Protección contra sobrevoltaje.
1.1.4 Módulo de Salidas Digitales Advantech ADAM
5056S.
Se trata de un módulo para generar salidas digitales de Advantech, cuyas
principales características son:
• 16 Salidas digitales.
• Leds indicadores del estado de la señal.
• Terminales de tornillo.
• Consumo a 24V 0.6W.
• Colector abierto 40 V.
• 200 mA. carga máxima por canal.
• Aislamiento óptico.
• Protección contra sobretensión.
203
1.1.5 Módulo de Entradas Analógicas Advantech ADAM
5017H.
Se trata de un módulo de adquisición de entradas analógicas, cuyas
principales características son:
• Consumo a 24V 2.2W.
• 8 Entradas analógicas diferenciales.
• Tipos de entradas posibles: ±250 mV, ±500 mV, ±1 V, ±5 V, ±10 V, 0-
20 mA, 4-20 mA.
• Aislamiento de 3000 Vdc.
• Impedancia de entrada >20MΩ (Entrada voltaje), 125Ω (Entrada
corriente).
• Convertidor de 12 bits + signo.
• Precisión superior a ±0,1%.
• Velocidad máxima 1000 muestras por segundo.
1.1.6 HUB industrial.
Este HUB recoge las señales provenientes, de los módulos de adquisición
anteriores y los envía al PC. Las características más importantes:
• Alimentación a 24 Vcc.
• 8 puertos.
• Conectores RJ-45.
• Cables de conexionado Ethernet Cat 5e o Cat 6.
• Distancia máxima entre el PC y el HUB y los módulos adquisición:
100 metros.
204
1.1.7 Cable Ethernet.
Se incluirá también en la oferta el cable Ethernet necesario para conectar el
PC de control con los módulos de adquisición.
1.1.8 Cable de instrumentación.
Se incluirá también en la oferta el cable de instrumentación necesario para
conectar los convertidores de medida a los módulos de adquisición de
señal.
Nota: no se tendrán en cuenta los convertidores de señal para este estudio.
1.2 Software.
En los siguientes apartados se describe el software necesario para el
sistema.
1.2.1 Windows XP Professional SP3.
En esta oferta se incluirá sistema operativo necesario para poder ejecutar
sobre él la aplicación objeto de este proyecto.
1.2.2 Sistema SCADA WinStudio de Bosch.
Asimismo, se incluirá una licencia de uso del sistema SCADA WinStudio de
Bosch, imprescindible para poder trabajar con el sistema creado.
1.2.3 Software control de reactiva.
Software desarrollado en este proyecto sobre el sistema WinStudio de Bosch,
para llevar a cabo el control de reactiva de la central eléctrica cliente.
205
1.3 Mano de obra.
La mano de obra que se requiere consiste básicamente en tareas de
instalación de hardware, adaptación de software, verificación de sistemas
y puesta en marcha de la instalación.
1.3.1 Equipo de electricistas.
Será necesario para realizar el cableado correspondiente a las uniones entre:
• De los convertidores de señal a las tarjetas de adquisición de datos,
mediante cable de instrumentación.
• De las tarjetas de adquisición de datos al PC de control, mediante
cable Ethernet.
Asimismo, deberán encargarse de verificar todo el cableado realizado para
garantizar el correcto funcionamiento de la instalación.
1.3.2 Ingeniería en oficina.
Antes de desplazarse a las instalaciones del cliente, se deberán realizar las
siguientes labores de ingeniería, que deberán imputarse en el coste del
proyecto:
• Adaptación del software básico para el control de reactiva a las
instalaciones cliente, mediante la modificación de sinópticos,
algoritmos de control y bases de datos de entrada y salida.
• Realización de pedidos de materiales, planos y gestiones
administrativas necesarias.
• Documentación del proyecto de instalación completo, para
proporcionar al cliente.
206
1.3.3 Ingeniería en instalaciones del cliente.
Por otra parte, las obras de ingeniería a realizar en las instalaciones del
cliente incluyen:
• Comprobación de cableado y señales medidas de la instalación.
• Verificar el funcionamiento completo de la instalación trabajando con
el nuevo sistema de control, realizando las modificaciones oportunas
en el mismo en caso de que fuese necesario.
Dado que los ingenieros se suponen de la empresa propia, se han
considerado también en el presupuesto que se indica en el apartado
anterior, las dietas de desplazamiento correspondientes.
2 PRESUPUESTO
Agrupando todos los conceptos descritos en el apartado anterior, se ha
obtenido el siguiente presupuesto para el caso a considerar.
2.1.1 Materiales.
En la Tabla 2.1 se muestra un resumen de los costes de los materiales
necesarios para llevar a cabo la oferta propuesta.
MATERIAL NECESARIO Concepto Cantidad Coste unitario Coste total PC control de la instalación 1 1.000,00 € 1.000,00 € Tarjeta de comunicaciones o hub 1 150,00 € 150,00 € Modulo entradas analógicas ADAM 5017H 2 237,00 € 474,00 € Modulo salidas digitales ADAM 5056S 1 100,00 € 100,00 € Modulo entradas digitales ADAM 5051S 2 85,00 € 170,00 € Cable de instrumentación 24 x 2 + canaleta 50 15,00 € 750,00 € Cable Ethernet 30 1,69 € 50,70 €
TOTAL MATERIAL 2.694,70 €
Tabla 2.1– Resumen costes material necesario
207
2.1.2 Software.
Los costes correspondientes con el software necesario, se incluyen en la
Tabla 2.2.
SOFTWARE NECESARIO Concepto Cantidad Coste unitario Coste total Windows XP 1 185,00 € 185,00 € WinStudio (licencia runtime) 1 700,00 € 700,00 € % Software control reactiva 0,2 45.642,12 € 9.128,42 €
TOTAL SOFTWARE 10.013,42 €
Tabla 2.2 – Resumen costes software necesario
2.1.3 Mano de obra.
Con respecto a la mano de obra necesaria para llevar a cabo la puesta en
marcha del sistema, sus costes se recogen en la Tabla 2.3.
MANO DE OBRA Electricistas Horas Coste unitario Coste total Cableados eléctricos 100 40,00 € 4.000,00 € Pruebas de señales 60 40,00 € 2.400,00 €
Ingenieros en oficina Horas Coste unitario Coste total Adaptación software base 150 60,00 € 9.000,00 € Realización de planos, pedidos 100 60,00 € 6.000,00 € Documentación del proyecto 100 60,00 € 6.000,00 €
Ingenieros en instalación del cliente Horas Coste unitario Coste total Comprobar cableados y señales 40 100,00 € 4.000,00 € Comprobar funcionamiento instalación 60 100,00 € 6.000,00 €
TOTAL TRABAJOS 37.400,00 €
Tabla 2.3 - Resumen costes mano de obra necesaria
208
2.1.4 Dietas de desplazamiento.
Los costes asociados al desplazamiento de los ingenieros a las
instalaciones del cliente, se muestran en la Tabla 2.4.
DIETAS DE DESPLAZAMIENTO Concepto Cantidad Coste unitario Coste total Desplazamiento (Km) 100 0,50 € 50,00 € Dietas (hotel+comidas) ( en días) 12 155,90 € 1.870,80 €
TOTAL DIETAS 1.920,80 €
Tabla 2.4 – Resumen costes dietas de desplazamiento a instalaciones cliente
2.1.5 Presupuesto final.
En la Tabla 2.5 se incluye el presupuesto final y el precio a ofertar para la
realización de la puesta en marcha del proyecto tal y como se ha descrito
en la introducción del presente capitulo.
PRESUPUESTO FINAL Concepto Coste Materiales necesarios 2.694,70 € Software necesario 10.013,42 € Trabajos a realizar 37.400,00 € Dietas de desplazamiento 1.920,80 € TOTAL 52.028,92 € % Beneficio 20,00%
P.V.P. 62.434,71 €
Tabla 2.5 – Presupuesto final y PVP a ofertar.
3 ANÁLISIS RENTABILIDAD
En este apartado se procederá a estudiar la viabilidad del producto
desarrollado, ofertando para ello junto con la aplicación, la puesta en
marcha del mismo en centrales eléctricas de nueva construcción.
209
3.1 Estimación de ventas.
En función del estudio de mercado realizado, y teniendo en cuenta el
mercado en el que se pretende introducir el producto, se han estimado las
ventas esperadas a cinco años teniendo en cuenta tres criterios: optimista,
pesimista y neutro (Tabla 2.6).
PREVISIÓN DE VENTAS: ESCENARIO A OPTIMISTA 2011 2012 2013 2014 2015 Cifra de ventas 7 12 12 12 12
PESIMISTA 2011 2012 2013 2014 2015 Cifra de ventas 3 7 7 7 7
NEUTRO 2011 2012 2013 2014 2015 Cifra de ventas 5 10 10 10 10
Tabla 2.6 – Previsión de ventas para el Escenario A
3.2 Punto de equilibrio.
Para obtener el punto de equilibrio y determinar así la cantidad de
proyectos que será necesario realizar para conseguir beneficios, se ha
realizado un análisis de los costes e ingresos en función del número de
proyectos desarrollados.
De esta forma, se ha tomado como único coste fijo el coste de desarrollo de
la aplicación para el control de reactiva, y como costes variables, aquellos
en los que se incurre al llevar a cabo la adaptación, instalación y puesta en
marcha de dicho software en las instalaciones cliente.
En la Figura 2.1 se muestra la representación gráfica del punto de
equilibrio para el caso de ofertar el producto a centrales de nueva
construcción.
210
PUNTO DE EQUILIBRIO: Escenario A
0,00 €
50.000,00 €
100.000,00 €
150.000,00 €
200.000,00 €
250.000,00 €
300.000,00 €
350.000,00 €
400.000,00 €
450.000,00 €
500.000,00 €
1 2 3 4 5 6 7 8Ventas
€
Coste desarrollo
Coste instalación
Coste total
Ingresos Ventas
Figura 2.1 – Representación punto de equilibrio Escenario A
Realizando el cálculo de dicho punto de equilibrio (Tabla 2.7), se ha
obtenido que a partir del quinto proyecto realizado se comenzaran a
generar beneficios.
Escenario Coste desarrollo Coste instalación PVP Punto de equilibrio Escenario A 45.642,12 € 42.900,50 € 62.434,71 € 2,3365225833 proyectos
Tabla 2.7 – Cálculo del punto de equilibrio Caso A
3.3 VAN y TIR.
En el presente apartado se procederá a aplicar el VAN y el TIR,
herramientas financieras que permiten evaluar la rentabilidad de la
inversión en el desarrollo de la aplicación, considerando los flujos de
tesorería en el marco temporal de vida útil del proyecto.
El VAN es un indicador financiero que mide los flujos de tesorería que
tendrá un proyecto, para determinar, si éste es rentable, es decir, si se
obtiene alguna ganancia tras haber descontado la inversión inicial.
211
En la Tabla 2.8, se han representado estos flujos, conforme a las ventas
estimadas según los tres criterios considerados en el apartado 3.1 del
presente capítulo.
2010 2011 2012 2013 2014 2015 Retornos opt -45.642,12 € 72.840,49 € 124.869,42 € 124.869,42 € 124.869,42 € 124.869,42 € Retornos pes -45.642,12 € 31.217,35 € 72.840,49 € 72.840,49 € 72.840,49 € 72.840,49 € Retornos neut -45.642,12 € 52.028,92 € 104.057,85 € 104.057,85 € 104.057,85 € 104.057,85 €
Tabla 2.8 – Retornos de inversión Escenario A
En la Figura 2.2 se pueden visualizar dichos valores de forma gráfica.
Flujos de tesorería: Escenario A
-100.000,00 €
-50.000,00 €
0,00 €
50.000,00 €
100.000,00 €
150.000,00 €
1 2 3 4 5 6
Año
Criterio optimista
Criterio pesimista
Criterio neutro
Figura 2.2 – Flujos de tesorería Escenario A
A partir de estos datos y considerando las cifras de ventas estimadas en
función de cada uno de los criterios, se ha realizando una representación
gráfica del VAN, que se muestra en la Figura 2.3.
212
REPRESENTACIÓN V.A.N. : Escenario A
-20.000,00 €
-10.000,00 €
0,00 €
10.000,00 €
20.000,00 €
30.000,00 €
40.000,00 €
50.000,00 €
60.000,00 €
70.000,00 €
80.000,00 €
60,00
%
80,00
%
100,0
0%
120,0
0%
140,0
0%
160,0
0%
180,0
0%
200,0
0%
220,0
0%
240,0
0%
INTERES
Criterio optimista
Criterio pesimista
Criterio neutro
Figura 2.3 – Representación del VAN Escenario A
En la Tabla 2.9 se puede comprobar la tasa de inversión de retorno
obtenida considerando los flujos de caja de cada uno de los criterios. Este
valor representa el máximo interés que se puede llegar a tener mediante la
realización de la inversión considerada.
ESCENARIO A TIR Criterio optimista 197% Criterio pesimista 108% Criterio neutro 156%
Tabla 2.9 – Cálculo del TIR Caso A
Se puede comprobar, que sea cual sea el criterio elegido para la estimación
de las posibles ventas del sistema a centrales eléctricas de nueva
construcción, es más que recomendable la realización de la inversión
inicial en el desarrollo del software.
213
Capítulo 3 ESTUDIO ECONÓMICO
ACTUALIZACIÓN DE UN
SISTEMA EXISTENTE
La segunda de las opciones de venta es ofrecer el producto a centrales que busquen
una actualización en los sistemas de control que manejan actualmente, bien sea
por que estos se hayan quedado obsoletos o bien por la falta de soporte técnico de
los mismos.
Estas centrales, dado a que ya cuentan con un sistema de control de reactiva en
funcionamiento, disponen de una serie de características que las hacen bastante
atractivas, dado a que los costes de instalación del nuevo producto se verían
reducidos considerablemente al poder aprovechar la infraestructura existente en la
misma
En este capítulo se pretenderá ofertar un presupuesto para la instalación de la
aplicación diseñada para el control de reactiva en el caso mencionado, así como
estudiar la viabilidad del mismo mediante un análisis de la rentabilidad.
1 ALCANCE SUMINISTRO
En este apartado se incluirá una descripción de todos los recursos, tanto
materiales como personales, que serán necesarios para llevar a cabo la
puesta en marcha del sistema en la situación descrita.
1.1 Hardware.
En los siguientes apartados se procederá a describir el hardware que se
tendrá en cuenta para llevar a cabo la instalación.
214
1.1.1 PC de control.
Se ha elegido como PC de control, PC DELL Optiplex 960, cuyas
características principales son:
• Sistema operativo Windows Professional XP SP3.
• Procesador Intel Core 2 Duo E8400 a 3GHz 1333MHz de bus.
• Memoria RAM 2 Gb, a 800 MHz de velocidad de acceso.
• Disco duro 80 Gb, 7200 rpm.
• 48x DVD-ROM/CD-RW Combo drive.
• Tarjeta gráfica ATI Radeon HD 3450 256 Mb.
• Monitor Plano panorámico de 20”.
1.1.2 HUB industrial.
Este HUB recoge las señales provenientes, de los módulos de adquisición
anteriores y los envía al PC. Las características más importantes:
• Alimentación a 24 Vcc.
• 8 puertos.
• Conectores RJ-45.
• Cables de conexionado Ethernet Cat 5e o Cat 6.
• Distancia máxima entre el PC y el HUB y los módulos adquisición:
100 metros.
1.1.3 Cable Ethernet.
Se incluirá también en la oferta el cable Ethernet necesario para conectar el
PC de control con los módulos de adquisición.
215
1.2 Software.
En los siguientes apartados se describe el software necesario para el
sistema.
1.2.1 Windows XP Professional SP3.
En esta oferta se incluirá sistema operativo necesario para poder ejecutar
sobre él la aplicación objeto de este proyecto.
1.2.2 Sistema SCADA WinStudio de Bosch.
Asimismo, se incluirá una licencia de uso del sistema SCADA WinStudio de
Bosch, imprescindible para poder trabajar con el sistema creado.
1.2.3 Software control de reactiva.
Software desarrollado en este proyecto sobre el sistema WinStudio de Bosch,
para llevar a cabo el control de reactiva de la central eléctrica cliente.
1.3 Mano de obra.
La mano de obra que se requiere consiste básicamente en tareas de
instalación de hardware, adaptación de software, verificación de sistemas
y puesta en marcha de la instalación.
1.3.1 Equipo de electricistas.
Será necesario disponer de un equipo de electricistas para realizar el
cableado correspondiente a las uniones entre:
• Los convertidores de señal a las tarjetas de adquisición de datos,
mediante cable de instrumentación.
216
• De las tarjetas de adquisición de datos al PC de control, mediante
cable Ethernet.
Asimismo, este equipo deberá encargarse de verificar todo el cableado
realizado para garantizar el correcto funcionamiento de la instalación.
1.3.2 Ingeniería en oficina.
Por otra parte, antes de procederse con la puesta en marcha del proyecto,
será necesario realizar las siguientes labores de ingeniería, que deberán
imputarse en el coste del proyecto:
• Adaptación del software básico para el control de reactiva a las
instalaciones cliente, mediante la modificación de sinópticos,
algoritmos de control y bases de datos de entrada y salida. Se incluirá
la programación de la nueva adquisición de datos en función de los
módulos existentes.
• Realización de pedidos de materiales, planos y gestiones
administrativas necesarias.
• Documentación del proyecto de instalación completo, para
proporcionar al cliente.
1.3.3 Ingeniería en instalaciones del cliente.
Por otra parte, las obras de ingeniería a realizar en las instalaciones del
cliente incluyen:
• Comprobación de cableado y señales medidas de la instalación.
• Verificar el funcionamiento completo de la instalación trabajando con
el nuevo sistema de control, realizando las modificaciones oportunas
en el mismo en caso de que fuese necesario.
217
Dado que los ingenieros se suponen de la empresa propia, se han
considerado también en el presupuesto que se indica en el apartado
anterior, las dietas de desplazamiento correspondientes.
2 PRESUPUESTO
Agrupando todos los conceptos descritos en el apartado anterior, se ha
obtenido el siguiente presupuesto para el caso a considerar.
2.1.1 Materiales.
En la Tabla 3.1 se recogen los costes de los materiales empleados para
implementar la solución en las condiciones descritas.
MATERIAL NECESARIO Concepto Cantidad Coste unitario Coste total PC control de la instalación 1 1.000,00 € 1.000,00 € Tarjeta de comunicaciones o hub 1 150,00 € 150,00 € Cable Ethernet (m) 30 1,69 € 50,70 €
TOTAL MATERIAL 1.200,70 €
Tabla 3.1– Resumen costes material necesario
2.1.2 Software.
El coste del software a suministrar, se recogerá en la Tabla 3.2.
SOFTWARE NECESARIO Concepto Cantidad Coste unitario Coste total Windows XP 1 185,00 € 185,00 € WinStudio (licencia runtime) 1 700,00 € 700,00 € % Software control reactiva 0,2 45.642,12 € 9.128,42 €
TOTAL SOFTWARE 10.013,42 €
Tabla 3.2 – Resumen costes software necesario
2.1.3 Mano de obra.
El resumen de costes de la mano de obra necesaria para llevar a cabo la
instalación, se incluye en la Tabla 3.3.
218
MANO DE OBRA Electricistas Horas Coste unitario Coste total Cableados electricos 60 40,00 € 2.400,00 € Pruebas de señales 40 40,00 € 1.600,00 € Ingenieros en oficina Horas Coste unitario Coste total Adaptación software base 150 60,00 € 9.000,00 € Realización de planos, pedidos 100 60,00 € 6.000,00 € Documentación del proyecto 100 60,00 € 6.000,00 €
Ingenieros en instalación del cliente Horas Coste unitario Coste total Comprobar cableados y señales 40 100,00 € 4.000,00 € Comprobar funcionamiento instalación 60 100,00 € 6.000,00 €
TOTAL TRABAJOS 35.000,00 €
Tabla 3.3 - Resumen costes mano de obra necesaria
2.1.4 Dietas de desplazamiento.
Los costes estimados a incurrir en las dietas de desplazamiento se
muestran en la Tabla 3.4.
DIETAS DE DESPLAZAMIENTO Concepto Cantidad Coste unitario Coste total Desplazamiento (KM) 100 0,50 € 50,00 € Dietas (hotel+comidas) (aprox) (Dias) 12 155,90 € 1.870,80 €
TOTAL DIETAS 1.920,80 €
Tabla 3.4 – Resumen costes dietas de desplazamiento a instalaciones cliente
2.1.5 Presupuesto final.
Agrupando todos estos conceptos, se obtiene el siguiente presupuesto
para ofertar en las condiciones establecidas (Tabla 3.5).
PRESUPUESTO FINAL Concepto Coste Materiales necesarios 1.200,70 € Software necesario 10.013,42 € Trabajos a realizar 35.000,00 € Dietas de desplazamiento 1.920,80 € TOTAL 48.134,92 € % Beneficio 20,00%
P.V.P. 57.761,91 €
Tabla 3.5 – Presupuesto final y PVP a ofertar.
219
3 ANÁLISIS RENTABILIDAD
En este apartado se procederá a estudiar la viabilidad del producto
desarrollado, ofertando para ello junto con la aplicación, instalación y
puesta en marcha del mismo en centrales eléctricas que ya disponían de
un sistema de estas características anteriormente.
3.1 Estimación de ventas.
En función de los datos obtenidos a partir del estudio de mercado
realizado, se han obtenido unas estimaciones de ventas en tres situaciones
posibles: uno optimista, otro pesimista y otro neutro (Tabla 3.6).
PREVISIÓN DE VENTAS: ESCENARIO B OPTIMISTA 2011 2012 2013 2014 2015 Cifra de ventas 7 12 12 12 12 PESIMISTA 2011 2012 2013 2014 2015 Cifra de ventas 3 7 7 7 7
NEUTRO 2011 2012 2013 2014 2015 Cifra de ventas 5 10 10 10 10
Tabla 3.6 – Previsión de ventas Escenario B
3.2 Punto de equilibrio.
Para obtener el punto de equilibrio y determinar así la cantidad de
proyectos que será necesario realizar para conseguir beneficios, se ha
realizado un análisis de los costes e ingresos en función del número de
proyectos desarrollados.
De esta forma, se ha tomado como único coste fijo el coste de desarrollo de
la aplicación para el control de reactiva, y como costes variables, aquellos
en los que se incurre al llevar a cabo la adaptación, instalación y puesta en
marcha de dicho software en las instalaciones cliente.
220
En la Figura 3.1 se muestra la representación gráfica del punto de
equilibrio para el caso de ofertar el producto a centrales de nueva
construcción.
PUNTO DE EQUILIBRIO: Escenario B
0,00 €
50.000,00 €
100.000,00 €
150.000,00 €
200.000,00 €
250.000,00 €
300.000,00 €
350.000,00 €
400.000,00 €
450.000,00 €
1 2 3 4 5 6 7 8
Ventas
€
Coste desarrollo
Coste instalación
Coste total
Ingresos Ventas
Figura 3.1 – Representación punto de equilibrio Escenario B
Realizando el cálculo de dicho punto de equilibrio (Tabla 3.7), se ha
obtenido que a partir del quinto proyecto realizado se comenzaran a
generar beneficios.
Escenario Coste desarrollo Coste instalación PVP Punto de equilibrio Escenario B 45.642,12 € 39.006,50 € 57.761,91 € 2,433544397 3 proyectos
Tabla 3.7 – Cálculo del punto de equilibrio Caso B
3.3 VAN y TIR.
En el presente apartado se procederá a aplicar el VAN y el TIR,
herramientas financieras que permiten evaluar la rentabilidad de la
inversión en el desarrollo de la aplicación, considerando los flujos de
tesorería en el marco temporal de vida útil del proyecto.
221
El VAN es un indicador financiero que mide los flujos de tesorería que
tendrá un proyecto, para determinar, si éste es rentable, es decir, si se
obtiene alguna ganancia tras haber descontado la inversión inicial.
En la Tabla 3.8, se han representado estos flujos, conforme a las ventas
estimadas según los tres criterios considerados en el apartado 3.1 del
presente capítulo.
2010 2011 2012 2013 2014 2015 Retornos opt -45.642,12 € 67.388,89 € 115.523,82 € 115.523,82 € 115.523,82 € 115.523,82 € Retornos pes -45.642,12 € 28.880,95 € 67.388,89 € 67.388,89 € 67.388,89 € 67.388,89 € Retornos neut -45.642,12 € 48.134,92 € 96.269,85 € 96.269,85 € 96.269,85 € 96.269,85 €
Tabla 3.8 – Retornos de inversión para el Escenario B
En la Figura 3.2 se pueden visualizar dichos valores de forma gráfica.
Flujos de tesorería: Escenario B
-60.000,00 €-40.000,00 €-20.000,00 €
0,00 €20.000,00 €40.000,00 €60.000,00 €80.000,00 €
100.000,00 €120.000,00 €140.000,00 €
1 2 3 4 5 6
Años
Criterio optimista
Criterio pesimista
Criterio neutro
Figura 3.2 – Flujos de tesorería para el Escenario B
A partir de estos datos y considerando las cifras de ventas estimadas en
función de cada uno de los criterios, se ha realizando una representación
gráfica del VAN, que se muestra en la Figura 3.3.
222
REPRESENTACIÓN V.A.N. : Escenario B
-20.000,00 €
-10.000,00 €
0,00 €
10.000,00 €
20.000,00 €
30.000,00 €
40.000,00 €
50.000,00 €
60.000,00 €
70.000,00 €
60,00
%
80,00
%
100,0
0%
120,0
0%
140,0
0%
160,0
0%
180,0
0%
200,0
0%
220,0
0%
240,0
0%
INTERÉS
Criterio optimista
Criterio pesimista
Criterio neutro
Figura 3.3 – Representación VAN Escenario B
En la Tabla 3.9 se puede comprobar la tasa de inversión de retorno
obtenida considerando los flujos de caja de cada uno de los criterios. Este
valor representa el máximo interés que se puede llegar a tener mediante la
realización de la inversión considerada.
ESCENARIO B TIR Criterio optimista 183% Criterio pesimista 101% Criterio neutro 146%
Tabla 3.9 – Calculo del TIR del Caso B
Se puede comprobar, que sea cual sea el criterio elegido para la estimación
de las posibles ventas del sistema a centrales eléctricas que pretendan
renovar su equipo, es más que recomendable la realización de la inversión
inicial en el desarrollo del software.
223
Parte III MANUAL DE USUARIO
224
Capítulo 1 APLICACIÓN PARA EL
CONTROL DE REACTIVA EN
CENTRALES ELÉCTRICAS
El presente documento ha sido elaborado con la intención de ofrecer la información
necesaria para el manejo de la aplicación para el control de reactiva desarrollada
en Winstudio.
1 INTRODUCCIÓN
En los siguientes apartados se incluirán las explicaciones oportunas para
poder poner en funcionamiento la aplicación y trabajar con ella en modo
ejecución (Apartado 2), así como poder realizar las modificaciones
oportunas en la misma en modo edición (Apartado 3).
2 TRABAJANDO EN MODO EJECUCIÓN
El modo ejecución será el modo de funcionamiento normal de la
aplicación diseñada. En los apartados posteriores, se darán las
indicaciones oportunas para el manejo básico de la misma.
225
2.1 EJECUTAR LA APLICACIÓN
Para comenzar a trabajar con la aplicación en modo ejecución, se deberá
arrancar mediante el botón destinado para dicho fin, en la barra de
herramientas del modo edición, tal y como se indica en la Figura 1.1.
Figura 1.1 – Ejecutar la aplicación en Winstudio
2.2 LOG IN
Una vez arrancada la aplicación, la primera pantalla será la de Log in, de
la que no se podrá salir a no ser que el usuario introduzca sus credenciales
de forma correcta.
Por defecto el usuario que aparece será el Guest, al que se le prohíbe
acceder a la aplicación.
Para visualizar el formulario de acceso al sistema se debe activar el
pulsador que se indica en la Figura 1.2.
Figura 1.2 – Acceso al formulario de Log in
En dicho formulario de acceso (Figura 1.3), se deberán introducir un
nombre de usuario y contraseña correctos. En caso contrario, se denegará
el acceso apareciendo un mensaje de error.
226
Figura 1.3 – Formulario de acceso al sistema
2.3 POSIBILIDADES DE USUARIOS
Una vez se ha accedido al sistema con un usuario y contraseña válidos, la
pantalla de Log in cambiará apareciendo, junto al mensaje de bienvenida,
las posibilidades para gestión de la cuenta de usuarios permitidas para
cada grupo.
2.3.1 INGENIERÍA, MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN
Los grupos configurados por defecto para la aplicación son Ingeniería,
Mantenimiento y Operación.
Todos ellos podrán modificar su contraseña de acceso en cualquier
momento desde la pantalla de Log in, una vez han accedido al sistema.
Para ello se deberá hacer clic en el pulsador denominado “Cambiar
contraseña”, y rellenar el correspondiente formulario con los datos
solicitados de antigua y nueva contraseña (Figura 1.4).
Figura 1.4 – Formulario cambio contraseña accesible para cualquier usuario
227
2.3.2 INGENIERÍA
Para los usuarios pertenecientes al grupo Ingeniería se les habilita,
además, la parte inferior del sinóptico de “Log in”, en el que podrán llevar
a cabo diferentes acciones para gestionar el sistema de usuarios.
A continuación se explicará cada una de ellas.
• Registro de un nuevo usuario
Para crear un nuevo usuario y permitirle utilizar el sistema se deberá
acceder, mediante el pulsador denominado “Registro usuario”, al
formulario destinado para dicho fin (Figura 1.5).
En este usuario se deberá introducir el nombre de usuario que se empleará
para acceder a la aplicación, una contraseña temporal, el nombre real del
mismo y el grupo al que pertenece.
Figura 1.5 – Formulario registro usuario restringido a Ingeniería
En caso de que el nombre de usuario ya exista, o que la contraseña se haya
introducido de forma incorrecta, aparecerá un mensaje de error
advirtiendo de la situación. Tras aceptar dichos avisos, se volverá al
formulario de registro.
228
Si todo es correcto, aparecerá un mensaje de confirmación indicando que
el usuario se ha creado satisfactoriamente, permitiéndose a éste el acceso a
la aplicación desde ese momento.
• Eliminar usuario existente
Para eliminar del sistema un usuario existente, denegándole por tanto el
acceso al sistema, se deberá hacer clic en el pulsador denominado “Borrar
usuario” y seleccionar dicho usuario en la lista desplegable que aparecerá
a la derecha del mismo (Figura 1.6).
Figura 1.6 – Formulario borrar usuario restringido a Ingeniería
Una vez borrado un usuario, aparecerá un mensaje de confirmación
indicando que la acción se ha realizado correctamente.
Es importante mencionar, que un usuario que ha sido eliminado no podrá
acceder al sistema salvo que vuelva a ser registrado con el mismo nombre.
• Bloquear usuario existente
Para poder restringir temporalmente el acceso de un usuario al sistema sin
tener que eliminarlo y volver a crearlo, se ofrece la posibilidad de bloquear
el mismo.
Para ello, se deberá activar el pulsador destinado para dicho fin y
seleccionar su nombre en la lista desplegable correspondiente (Figura 1.7).
229
Figura 1.7 – Formulario bloquear usuario restringido a Ingeniería
• Desbloquear usuario existente
Para volver a permitir el acceso al sistema a un usuario bloqueado, sin
tener que crearlo de nuevo, se deberá seleccionar su nombre en la lista
desplegable que aparece tras hacer clic en el pulsador “Desbloquear
usuario” (Figura 1.8).
Figura 1.8 – Formulario desbloquear usuario restringido a Ingeniería
Una vez realizada esta operación, se mostrará un mensaje de confirmación
conforme el desbloqueo se ha realizado con éxito.
230
2.4 GENERALIDADES DE SINÓPTICOS
Una vez que el usuario ha realizado el Log in de forma satisfactoria, éste
tendrá acceso a la aplicación en función del grupo del mismo.
En la Figura 1.9 se muestra la estructura genérica que presentan todos los
sinópticos de la aplicación.
Estos sinópticos estarán compuestos de cuatro zonas diferenciadas:
• Cabecera, que incluye en su izquierda un pulsador que permite el
acceso al sinóptico de E/S para los grupos Ingeniería y
Mantenimiento, y en su derecha la fecha y hora actual junto con el
pulsador de salida.
• Zona de sinóptico, que variará en función del sinóptico en cuestión.
• Botonera, que permitirá moverse por la aplicación entre los
respectivos sinópticos.
• Zona de alarmas en tiempo real, donde se visualizarán las alarmas
activas en el momento actual y podrá realizarse su gestión
mediante los dos pulsadores destinados para dicho fin, situados a
la derecha.
231
Figura 1.9 – Estructura general de los sinópticos de la aplicación
En los sucesivos apartados se explicarán las diferentes funcionalidades de
la aplicación para gestionar el control de reactiva del sistema.
2.5 INTRODUCICCIÓN DE CONSIGNAS
El primer paso es introducir las consignas de factor de potencia que se
desea que tengan cada uno de los grupos de generadores a lo largo del
día.
Para ello se deberá acceder al sinóptico “Consignas” mediante el pulsador
correspondiente de la botonera (Figura 1.10).
Figura 1.10 – Acceso a sinóptico consignas
232
En la parte central de dicho sinóptico aparecerán dos tablas
correspondientes a los horarios de invierno y verano, donde se pueden
introducir las referencias de factor de potencia, en los horarios deseados.
Para ello se deberá hacer clic en la casilla que se desee modificar,
apareciendo un KeyPad para que introducir dichos valores (Figura 1.11).
Figura 1.11 – Modificar datos de consignas y tramos horarios
Hay que tener en cuenta, que solo una de estas dos tablas estará activa,
dato que se puede visualizar en la parte superior izquierda de las mismas
mediante un código de colores (Figura 1.12).
Figura 1.12 – Estado tablas de consignas
En todo momento, es posible realizar el cambio de una tabla a la otra
mediante una transición manual, empleando para ello los pulsadores que
se señalan en la Figura 1.13.
233
Figura 1.13 – Cambio horario mediante transición manual
También es posible programar dichas transiciones para un día y hora
determinados, de forma que el sistema las lleve a cabo de forma
automática.
Para configurar dicho cambio se debe hacer clic sobre el pulsador
“Configurar” tal y como se muestra en la Figura 1.14, y cumplimentar el
formulario correspondiente con las fechas y horas en las que se desea que
se realicen dichas transiciones.
Cada transición se programará por separado mediante las listas
desplegables, siendo necesario hacer clic sobre el pulsador “Modificar”
para que éstas se hagan efectivas.
En la parte superior del formulario se indicará la hora de transición
configurada hasta el momento, no siendo necesario volver a introducirla si
es la deseada.
234
Figura 1.14 – Configuración cambio horario mediante transición automática
En caso de que se introduzca una fecha errónea, o bien se configure por
error las dos transiciones para el mismo día y hora, se darán sendos
mensajes de error, evitando realizar dicha configuración.
Si todo es correcto, se visualizará un mensaje de confirmación con la
transición configurada (Figura 1.15).
Figura 1.15 – Aviso de cambio en la configuración de transición automática.
Tras haber configurado las transiciones, éstas se podrán activar en
cualquier momento mediante el pulsador que se indica en la Figura 1.16.
235
Figura 1.16 – Activación de la transición automática
Siempre que la transición automática esté activada aparecerá una
indicación en la parte superior derecha de cada una de las tablas con la
fecha y hora programadas (Figura 1.17).
Figura 1.17 – Indicación fecha y hora a la que se producirá la transición
Estas dos formas de trabajar son totalmente compatibles pudiendo
alternarse entre una y otra indistintamente.
Es importante tener en cuenta que si se ha configurado la activación
automática, y se cambia de tabla manualmente, la transición automática se
desactivará, aunque no perderá los últimos valores configurados.
2.6 CAMBIO DE CONTROL CICLO COMBINADO
En cualquier momento, y para el ciclo combinado, se podrá cambiar entre
dos tipos de controles diferentes: el control habitual, y el control Todo-
todo.
Para acceder al sinóptico que permite llevar a cabo esta operación se
deberá hacer clic en el pulsador ubicado en el sinóptico “Consignas” como
se muestra en la Figura 1.18.
236
Figura 1.18 – Acceso sinóptico Ajustes Todo-Todo
Una vez en el sinóptico “Ajustes Todo-Todo”, se puede proceder al
cambio del control mediante el pulsador destinado para dicho fin, situado
en la parte superior derecha del mismo (Figura 1.19).
Figura 1.19 – Cambio tipo de control
Es importante tener en cuenta que esta opción no estará permitida para los
usuarios pertenecientes al grupo Operación, los cuales no tendrán acceso a
dicho sinóptico.
2.7 GESTIÓN DE TURBINAS
Para acceder a los sinópticos correspondientes a cada una de las turbinas,
y poder visualizar sus parámetros se debe hacer clic en los respectivos
pulsadores de la botonera (Figura 1.20).
Figura 1.20 – Acceso a sinópticos para la gestión de turbinas
237
En estos sinópticos se podrá ver el punto de trabajo del generador,
representado sobre el diagrama de carga PQ de la máquina, así como los
parámetros del control y las medidas de la turbina en tiempo real, tal y
como se indica en la Figura 1.21.
Figura 1.21 – Información incluida en los sinópticos de las turbinas
2.8 GESTIÓN DE INTERCONEXIONES
De igual forma, se incluyen dos sinópticos donde se puede visualizar toda
la información correspondiente a las interconexiones de cada uno de los
grupos de generadores.
En la Figura 1.22 se indican los pulsadores de la botonera que permiten el
acceso a los mismos.
Figura 1.22 – Acceso sinópticos interconexiones
En estos sinópticos se distinguirán dos zonas, separando la información de
cada una de las turbinas de las de la interconexión correspondiente.
Como se puede ver en la Figura 1.23, esta información incluye los
parámetros más importantes de turbinas e interconexión, el estado de los
238
interruptores, alarmas de limitaciones del punto de trabajo, y estado del
regulador de reactiva de cada turbina.
Figura 1.23 – Información mostrada en los sinópticos de interconexiones
2.9 ACTIVACIÓN REGULADORES DE REACTIVA
En los sinópticos explicados en el apartado anterior, se puede activar y
desactivar desde la aplicación la regulación de reactiva de cada generador,
mediante los pulsadores correspondientes (Figura 1.24).
Figura 1.24 – Activación / Desactivación regulador reactiva
239
2.10 SISTEMA DE ALARMAS
A parte de la zona reservada para visualizar las alarmas en tiempo real, se
dispone de dos sinópticos para la gestión de alarmas, que incluye la
visualización completa de las alarmas en tiempo real y el histórico de
todas las alarmas producidas en la aplicación.
Para acceder a dichos sinópticos, se deberán activar los pulsadores de la
botonera que se indican en la Figura 1.25.
Figura 1.25 – Acceso a sinópticos de alarmas
La forma de representar las alarmas en dichos sinópticos, será la misma
que en la zona en tiempo real, pie de pagina de todos los sinópticos de la
aplicación (Figura 1.26).
Se distinguirán cuatro colores en función del estado de la alarma:
• Rojo: para alarmas de peligro de los parámetros (se supera el 90%
de su valor máximo o mínimo) y alarmas de sobrepaso de los
límites de trabajo establecidos en las curvas P-Q.
• Amarillo: para alarmas de aviso de los parámetros (se supera el
80% de su valor máximo o mínimo).
• Azul: Alarmas reconocidas y no normalizadas.
• Verde: alarmas normalizadas y no reconocidas.
Conjuntamente con la activación de una nueva alarma, se activará una
alarma sonora, que puede pararse en cualquier momento mediante el
pulsador “Parar bocina”. Con cada nueva alarma activada, volverá a darse
un aviso acústico.
240
Mediante el pulsador denominado “Reconocer alarma”, se irán
reconociendo una por una las alarmas activadas hasta el momento.
Figura 1.26 – Información zona de alarmas en tiempo real
241
2.11 MANEJO DE GRÁFICOS DE HISTÓRICOS
A su vez, la aplicación dispone de la posibilidad de visualizar los
históricos de los parámetros más importantes de las turbinas de forma
gráfica en diagramas de tendencias.
Para ello se incluyen cuatro sinópticos, uno por turbina más uno libre, a
los que es posible acceder mediante los pulsadores correspondientes
indicados en la Figura 1.27.
Figura 1.27 – Acceso a sinópticos de históricos
En la Figura 1.28 se muestran todas las herramientas que pueden ser
empleadas a la hora de manipular dichos gráficos.
Figura 1.28 – Herramientas disponibles para los gráficos de tendencias
242
2.12 INFORMES DE EXPLOTACIÓN
Para poder llevar a cabo el control de la energía producida a lo largo del
día por cada uno de los grupos, se dispone de dos sinópticos para dicho
fin, a los que se puede acceder mediante los pulsadores señalizados en la
Figura 1.29.
Figura 1.29 – Acceso a sinópticos informes de explotación
La información visualizada en dichos sinópticos (Figura 1.30) incluye la
energía total generada, el número de arranques del grupo y de cada
turbina en el día, así como las horas en las que se ha estado produciendo
con el grupo.
A su vez, se dispone de unas tablas donde se irán escribiendo hora a hora
los valores de energía activa y reactiva producidos.
A las 00:00 horas de cada día, se enviarán automáticamente a la impresora
dos informes que recogen la información de la producción diaria de cada
grupo.
Figura 1.30 – Información mostrada en los sinópticos de informes de explotación
243
2.13 PANTALLA ENTRADAS/SALIDAS
Para facilitar las labores de mantenimiento e ingeniería, se dispone de un
sinóptico adicional, únicamente disponible para ingeniería y
mantenimiento donde se podrá tener toda la información de las variables
internas de la aplicación en un solo vistazo (Figura 1.31).
Figura 1.31 – Información recogida en sinóptico entradas y salidas
244
Este sinóptico será accesible desde el pulsador denominado “Entradas y
salidas”, que se encuentra situado en la parte izquierda de la cabecera de
todos los sinópticos de la aplicación.
3 TRABAJANDO EN MODO EDICIÓN
Dado que este sistema pretende ser adaptado a cada una de las
instalaciones a las que se piensa destinar, a continuación se incluyen unas
indicaciones para poder editarla.
3.1 LOG IN
Como en el caso de trabajar en modo ejecución, en este caso también será
necesario realizar un Log in para evitar que cualquier persona pueda
manipular la aplicación (Figura 1.32).
Figura 1.32 – Acceso al Log in en modo edición
Las posibilidades de manipulación del programa dependerán del grupo al
que pertenezca dicho usuario de forma que, cada vez que un usuario
pretenda acceder a una parte del programa que no le está permitida, se
encontrará con el aviso mostrado en la Figura 1.33.
245
Figura 1.33 – Aviso en caso de acceder a zona no permitida para el usuario
3.2 EDICIÓN DE SINÓPTICOS
Una vez realizado el Log in, y si está permitido para dicho usuario, éste
podrá editar cualquier sinóptico de la aplicación. Para ello deberá acceder
al módulo de gráficos y, dentro de el, a la carpeta denominada Screens, tal
y como se muestra en la Figura 1.34.
Figura 1.34 – Edición de sinópticos de la aplicación
246
3.3 EDICIÓN DE RUTINAS PROGRAMADAS
De igual forma, se podrán modificar las rutinas programadas, si el usuario
está habilitado para ello.
Las rutinas programadas en la aplicación se recogen en tres módulos:
• Graphics Script: Se trata de la rutina de Background más rápida, y
es accesible desde la pestaña de gráficos (Figura 1.35). En ella se
incluyen las rutinas de inicialización de la aplicación, junto con los
módulos de reguladores y simulador.
Figura 1.35 – Edición rutinas programadas en Graphics Script
• Screen Script: se trata de la programación asociada a cada uno de
los sinópticos, por lo que será accesible desde cada uno de ellos
(Figura 1.36).
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Figura 1.36 – Edición de rutinas programadas en Screen Script
• Script Worksheets: Se trata de hojas programables, que se
ejecutarán siempre que se cumpla una determinada condición. Se
podrá acceder a ellas mediante la pestaña de tareas, y en la carpeta
Script (Figura 1.37).
Figura 1.37 – Edición rutinas programadas en Script Worksheets
248
3.4 EDICIÓN DE GRUPOS DE USUARIOS
Dado que la parte mas delicada de la aplicación es la gestión de usuarios,
debe evitarse a toda costa que ésta pueda ser accesible. De esta manera, la
única forma de poder añadir y/o eliminar usuarios y grupos, y modificar
sus privilegios será mediante una contraseña específica, que será solicitada
por la aplicación (Figura 1.38).
Figura 1.38 – Formulario contraseña para acceso a configuración usuarios
Una vez se ha escrito correctamente esta contraseña, quedarán accesibles
las herramientas de configuración de la seguridad de la aplicación de la
pestaña de base de datos (Figura 1.39).
Figura 1.39 – Herramientas para configuración de usuarios
249
3.5 EDICIÓN DE INFORMES DE EXPLOTACIÓN
Otra de las posibilidades que se pueden plantear, es modificar el formato
de los informes de explotación que se enviarán cada día con un resumen
de la producción diaria (Figura 1.40).
Figura 1.40 – Edición informes de explotación
3.6 EDICIÓN DE SISTEMA DE ALARMAS
Para poder editar las alarmas de la aplicación, se deberá acceder al área de
tareas, y dentro de ésta, a la carpeta denominada “Alarms”, donde estarán
las hojas de trabajo correspondientes a cada uno de los grupos de alarmas
configurados hasta el momento (Figura 1.41).
Figura 1.41 – Edición de alarmas del sistema
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Accediendo a cada una de estas hojas, estarán disponibles las
herramientas que se muestran en la Figura 1.42.
Figura 1.42 – Herramientas de edición de alarmas
3.7 EDICIÓN DE GRÁFICOS DE TENDENCIAS
De igual forma, podrán modificarse las variables visualizadas en los
gráficos de tendencias modificando la configuración de cada uno de los
diagramas presentes en la carpeta “Trend” de la pestaña de tareas (Figura
1.43).
Figura 1.43 – Herramientas de edición de gráficos de tendencias
