comisionamiento equipos control
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COMISIONAMIENTO DE EQUIPOS DE CONTROL, MEDIDA E INSTRUMENTACIÓN EN UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
JAIRO HUMBERTO VELÁSQUEZ ZAPATA
UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA ESCUELA DE INGENIERIAS
PROGRAMA ESPECIALIZACIÓN EN AUTOMÁTICA
MEDELLÍN 2007
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COMISIONAMIENTO DE EQUIPOS DE CONTROL, MEDIDA E INSTRUMENTACIÓN EN UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
JAIRO HUMBERTO VELÁSQUEZ ZAPATA
TRABAJO DE GRADO PARA OPTAR EL TÍTULO DE ESPECIALISTA EN AUTOMÁTICA
DIRECTOR: DARÍO ALFONSO PERDOMO FONTALVO
INGENIERO DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL MAGISTER EN FÍSICA
UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA ESCUELA DE INGENIERÍAS
PROGRAMA ESPECIALIZACIÓN EN AUTOMÁTICA
MEDELLÍN 2007
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NOTA DE ACEPTACIÓN
_____________________________ _____________________________ _____________________________ _____________________________ _____________________________ Firma
Nombre
Presidente del jurado
_____________________________ Firma
Nombre
Jurado
_____________________________ Firma
Nombre
Jurado
Medellín; ________________ (Fecha)
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AGRADECIMIENTOS
Quiero expresar mi reconocimiento a las a las EMPRESAS PÚBLICAS DE
MEDELLÍN, a la UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA, a mis compañeros
de clase, al director del proyecto y a todas las demás personas que hicieron
posible que este documento saliera a la luz.
También debo reconocer la infinita paciencia que tuvo mi familia durante el
transcurso de mi especialización, cuando tuve que sacrificar su compañía para
cumplir con mis deberes de estudiante.
Gracias a todos
5
CONTENIDO
pag. INTRODUCCIÓN 13 DEFINICIÓN DE COMISIONAMIENTO 13 ANTECEDENTES: MARCO TEÓRICO Y ESTADO DEL ARTE. 14 OBJETIVOS. 17 ETAPAS DE CONSTRUCCIÓN DE UN PROYECTO HIDROELÉCTRICO. 18 1. ESTRUCTURA Y PLANEACIÓN DEL GRUPO DE COMISIONAMIENTO 22 1.1 ETAPAS DEL COMISIONAMIENTO 22 1.2 SELECCIÓN Y CONFORMACIÓN DEL GRUPO DE COMISIONAMIENTO 22 1.3 MATRIZ DE ROLES Y RESPONSABILIDADES 24 1.4 DOCUMENTO DE REQUERIMIENTOS MÍNIMOS DE LOS PROYECTOS 26 1.4.1 Configuración 28 1.4.1.1 Primer nivel de control 29 1.4.1.2 Segundo nivel de control 29 1.4.1.3 Tercer nivel de control 30 1.4.1.4 Cuarto nivel de control 30 1.4.1.5 Quinto nivel de control 30 1.5 COMUNICACIONES: 31 1.5.1 Comunicaciones entre niveles 1 y 2 31 1.5.2 Comunicaciones entre niveles 2 y 3 31 1.5.3 Comunicaciones entre niveles 4 y 5 32 1.6 GENERALIDADES DEL SOFTWARE 32
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pag. 1.7 SECUENCIAS DE OPERACIÓN 34 1.8 PLAN DE COMISIONAMIENTO 35 2. ETAPAS DEL COMISIONAMIENTO DE CENTRALES HIDROELÉCTICAS 38 2.1 PLANEACIÓN 38 2.2 DISEÑO 38 2.3 CONSTRUCCIÓN 41 2.3.1 Equipo de comisionamiento 42 2.3.2 Proceso de comisionamiento 42 2.3.2.1 Reuniones de grupo 42 2.3.2.2 Documentación originada en el grupo de comisionamiento 43 2.3.2.3 Revisión de la documentación 44 2.3.2.4 Visitas al sitio 44 2.3.2.5 Desarrollo y utilización de las listas de chequeo 44 2.4 POST-CONSTRUCCIÓN: OPERACIÓN COMERCIAL Y ACEPTACIÓN DEFINITIVA 48 3. PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DE UNA CENTRAL DE GENERACIÓN 49 3.1 PRUEBAS PRE-FUNCIONALES 49 3.2 PLAN DE PUESTA EN SERVICIO 49 3.2.1 Contenido del plan 50 3.2.1.1 Introducción 50 3.2.1.2 Programa detallado de pruebas y puesta en servicio 50 3.2.1.3 Listas de verificación y protocolos 59 3.2.1.4 Definición de los recursos 59 4. ENTRENAMIENTO, CAPACITACIÓN Y MANEJO DE INFORMACIÓN 60 4.1 ENTRENAMIENTO Y CAPACITACIÓN 60
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pag. 4.1.1 reconocimiento operativo del proyecto 61 4.1.2 Elaboración de memorias y capacitación 61 4.1.3 Instrucción formal y capacitaciones 62 4.1.4 Contacto con los sistemas y equipos 65 4.1.5 Evaluaciones 65 4.1.5.1 Fase conceptual 65 4.1.5.1 Fase operativa 66 4.2 MANEJO DE LA INFORMACIÓN 66 4.2.1 Planeación de la información 67 4.2.1.1 Suposiciones y restricciones 67 4.2.1.2 Análisis de tecnología disponible 68 4.2.1.3 Estructura documental digital y de archivo impreso 68 5. CONCLUSIONES 70 BIBLIOGRAFÍA 72 ANEXOS 74
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GLOSARIO Comisionamiento: proceso sistemático para garantizar que los sistemas que
conforman una nueva construcción ó proyecto, interactúen entre si de acuerdo con
la documentación originada en los procesos de planeación, diseño y construcción,
y las necesidades operativas de los dueños del proyecto.
Proyecto: combinación de todos los recursos necesarios reunidos en una
organización temporal, para la transformación de una idea en una realidad.
Planeación: La acción de planear en la gestión se refiere a planes y proyectos en
sus diferentes, ámbitos, niveles y actitudes, en el sentido más universal implica
tener uno o varios objetivos a realizar junto con las acciones requeridas para
concluirse exitosamente.
Diseño: Es el proceso previo de configuración mental "pre-figuración" en la
búsqueda de una solución en cualquier campo.
Rol: Significa lista, enumeración o nómina; además ha adquirido otros significados
por influencia del inglés role (función que alguien o algo cumple, papel de un
actor); patrones esperados de conducta atribuidos a quien ocupa una posición
dada en una unidad social.
Sistema de control: Un sistema de control está definido como un conjunto de
componentes que pueden regular su propia conducta o la de otro sistema con el
fin de lograr un funcionamiento predeterminado.
Proceso: Es un conjunto de actividades o eventos que se realizan o suceden con
un determinado fin. Este término tiene significados diferentes según la rama de la
ciencia o la técnica en que se utilice.
UPME: Unidad de Planeación Minero Energética. IED´s: Dispositivos Electrónicos Inteligentes. CCG: Centro de Control Generación . CND: Centro Nacional de Despacho. AGC: Control Automático de Generación LAN: Red de área local.
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TCP/IP: conjunto de protocolos de red que implementa la pila de protocolos en la
que se basa Internet y que permiten la transmisión de datos entre redes de
computadoras. En ocasiones se la denomina se denomina conjunto de protocolos
TCP/IP, en referencia a los dos protocolos más importantes que la componen:
Protocolo de Control de Transmisión (TCP) y Protocolo de Internet (IP), que fueron
los dos primeros en definirse, y que son los más utilizados de la familia.
ETHERNET: Es el nombre de una tecnología de redes de computadoras de área
local (LANs) basada en tramas de datos. El nombre viene del concepto físico de
ether.
MODBUS: Es un protocolo de comunicaciones situado en el nivel 7 del Modelo
OSI, basado en la arquitectura maestro/esclavo o cliente/servidor, diseñado en
1979 por Modicon para su gama de controladores lógicos programables (PLCs).
Convertido en un protocolo de comunicaciones estándar, en la industria es el que
goza de mayor disponibilidad para la conexión de dispositivos electrónicos
industriales.
ISO: Organización Internacional para la Estandarización. OSI: El modelo de referencia de Interconexión de Sistemas Abiertos, ó Open
System Interconnection .
IHM: Interfaz Hombre Máquina; una interfaz es el punto, el área, el equipo o la
superficie a lo largo de la cual dos cosas de naturaleza distinta convergen, en este
caso el operador y el sistema de control.
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LISTA DE ANEXOS:
Anexo A. Matriz de roles y responsabilidades para organización de proyectos
del Área de montajes de las EMPRESAS PÚBLICAS DE
MEDELLÍN.
Anexo B. Diseño conceptual de sistema de control automático para una nueva
central hidroeléctrica.
Anexo C. Protocolos y listas de chequeo para la recepción y prueba de
equipos de instrumentación y control en una central hidroeléctrica.
Anexo D. Aplicativo para la administración de la información del proyecto
modernización central Guadalupe-Troneras de EPM.
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LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Matriz de asignación de responsabilidades.
Tabla 2. Roles adicionales en la matriz de asignación de responsabilidades
Tabla 3: Proceso de comisionamiento durante la fase de diseño
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RESUMEN
Este documento presenta una definición más amplia de lo que se conoce como
comisionamiento, ampliando el rango conocido en nuestro medio, que es solo el
proceso de pruebas y puesta en servicio de un sistema.
Se debe entender por comisionamiento el proceso sistemático para garantizar que
los sistemas que conforman una nueva construcción ó proyecto, interactúen entre
si de acuerdo con la documentación originada en los procesos de planeación,
diseño y construcción, la normatividad vigente y las necesidades operativas de los
dueños del proyecto; por lo tanto el proceso de comisionamiento debe iniciarse
parejo con la planeación de los proyectos y continuar en las etapas posteriores
de diseño, construcción y post-construcción.
Las centrales hidroeléctricas poseen, sistemas de control e instrumentación cuyas
características van cambiando a medida que las tecnologías van avanzando, con
PLC´s e instrumentación inteligente de última generación con control distribuido;
evidenciándose la necesidad de estructurar procesos normalizados y sistemas de
información que apoyen todo el proceso constructivo de todos los sistemas
constitutivos de una central hidroeléctrica.
El adecuado manejo de la información resultante del proceso debe proveer una
adecuada base de datos de fácil acceso y que sirva de apoyo para la
capacitación del personal designado para las labores de operación y
mantenimiento así como base de estudios de planeación de las futuras centrales
de generación que se construyan.
PALABRAS CLAVE: COMISIONAMIENTO, CONTROL, CENTRAL HIDROELÉCTRICA, PLANEACIÓN, DISEÑO, CONSTRUCCIÓN, REDES, PROTECCIONES ELÉCTRICAS, INSTRUMENTACIÓN.
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INTRODUCCIÓN
DEFINICIÓN DE COMISIONAMIENTO
Debido a que en el idioma español no existe la palabra Comisionamiento y que en
la literatura técnica es común, la adaptación de palabras porque son de difícil
traducción ó porque abarcan conceptos técnicos exclusivos, SE usará en este
texto como traducción de la palabra “commissioning” del inglés, que se define
como el proceso sistemático para garantizar que los sistemas que conforman una
nueva construcción ó proyecto, interactúen entre si de acuerdo con la
documentación originada en los procesos de planeación, diseño y construcción, y
las necesidades operativas de los dueños del proyecto.
La documentación específica y el conocimiento adquirido deben servir para un
adecuado desempeño del personal de operación, mantenimiento y explotación
comercial, en este trabajo se hará referencia a proyectos de centrales
hidroeléctricas nuevas ó en modernización.
El Comisionamiento, por ejemplo, de un elemento de medición de presión, debe
verificar que el desempeño de tal equipo corresponde a las características de
presión, temperatura, humedad y demás condiciones físicas del sitio de
funcionamiento, así mismo debe verificar que tiene disponible los modos de
operación necesarios y demuestra su capacidad para realizar la operación para la
que fue diseñado, especifica sus condiciones iniciales de entrada en servicio, con
lo que se inicia el historial de tal elemento. Los parámetros operacionales del
instrumento deben ser medidos para tener la caracterización completa del
comportamiento del instrumento, inicialmente como elemento aislado ó
independiente (prueba en banco) así como su comportamiento integrado al
sistema de control completo.
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La documentación resultante del Comisionamiento será empleada más tarde,
durante las rutinas de inspección y mantenimiento, como información base de
referencia para las rutinas de calibración y ajuste de los elementos de control y
como información determinante para optimizar la explotación comercial de la
central. Esta información se incorpora en los diferentes manuales de operación y
mantenimiento que se deben elaborar durante las diferentes etapas del
Comisionamiento.
El proceso de Comisionamiento es aplicable en todas las fases de desarrollo de
un proyecto, desde su planeación, diseño, construcción, pruebas y puesta en
servicio, aceptación final, etapas de garantías y aprendizaje del grupo de
operación y mantenimiento, tanto en proyectos nuevos como en modernización
de plantas cuyos equipos hayan cumplido su vida útil o presenten obsolescencia
tecnológica.
ANTECEDENTES: MARCO TEÓRICO Y ESTADO DEL ARTE
Las Empresas Públicas de Medellín E.S.P., se encargan de atender por si
mismas, ó por delegación, las necesidades de expansión, operación,
mantenimiento, reposición, modernización, pruebas y puesta en marcha de obras
civiles y equipos electromecánicos de las centrales de generación de energía bajo
el esquema de “Gerencia de Proyectos”. Para tal efecto, las Empresas Publicas de
Medellin están soportadas en unidades específicas de la empresa encargadas del
desarrollo de los proyectos desde la elaboración del inventario de cuencas con
posibilidades de desarrollos hidroeléctricos, pre-factibilidad, factibilidad, ingeniería
conceptual, contratación de diseños definitivos con firmas consultoras,
contratación de interventorías para diseño y construcción, contratación para
fabricación de equipos, manejo ambiental, montaje y puesta en servicio, y los
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Sistemas de Información Corporativos, Sistemas de Gestión de Calidad, Salud
Ocupacional y Seguridad Industrial.
Luego de la etapa de pruebas y puesta en servicio se entrega, la central
correspondiente, a la subgerencia de Operación Generación de Energía que se
encarga de su explotación comercial, operación y mantenimiento.
El Área de Ingeniería es una dependencia de la Subgerencia de Operación
Generación que tiene como tarea la recepción de los nuevos proyectos de
generación que acomete la empresa; de acuerdo con esta misión desde hace
varios años se viene construyendo un marco teórico sobre Comisionamiento de
centrales hidroeléctricas a partir de conocimientos empíricos “La experiencia
acumulada por las EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN en esta actividad, le ha
permitido estructurar un programa práctico a manera de modelo con el objeto de
efectuar la debida recepción de centrales basado en la utilización de los mínimos
recursos físicos y humanos” 1 y de las normas que proveen los organismos
internacionales que contemplan los requisitos para la recepción montaje y pruebas
de algunos de los equipos principales de la central, por ejemplo: La norma IEEE
1010 de 1987 describe los sistemas de monitoreo y control típicos que debe tener
una central hidroeléctrica en general, sus jerarquías, requerimientos, secuencias
de arranque y paro; la norma IEEE 421.22 entrega una metodología para la
recepción en fábrica y en sitio, de los sistemas de excitación del generador,
aclarando, porqué las pruebas en fábrica son insuficientes para la medición
correcta de los parámetros, debido a la dificultad para implementar en la fábrica,
un modelo real que simule el rotor de un generador en movimiento, mas las 1 TORO LONDOÑO, Juan Carlos. Experiencia de EEPPM en la participación de las áreas de operación y mantenimiento en las diversas etapas de puesta en servicio de nuevas centrales hidroeléctricas. En: XV reunión Comisión de integración eléctrica regional SOMSE Bienio 89/90.Medellín 1990.p1. 2 INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONIC ENGINEERS.Guide for identification, testing, and evaluation of the dynamic performance of excitation control systems. IEEE 421.2, 1990. piii.
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perturbaciones que en él se presentan; la norma IEC 60308 suministra una
metodología similar para el control de velocidad de las turbinas hidráulicas.
La agencia internacional de energía provee algunas guías para la modernización
de los sistemas de control en plantas de generación, para mejorar
estructuralmente los sistemas de la central y orientar a los ingenieros sobre los
signos que muestran la necesidad de modernizar la planta: errores operativos,
ausencia de repuestos, salidas de máquina por componentes menores, en general
la pérdida de confiabilidad y disponibilidad y por último la necesidad de
implementar controles remotos centralizados.
En la búsqueda bibliográfica que presenta este trabajo se han encontrado algunos
documentos como los usados por el cuerpo de ingenieros de los Estados Unidos
de América, que aplica un amplio y bien documentado Comisionamiento en sus
proyectos de tecnología militar3; también existe en el mismo país organismos
gubernamentales especializados que hacen referencia al Comisionamiento de
edificios:
• Portland Energy Conservation, Inc (PECI).
• U.S. General Services Administration Public Building Service.
• American Society of Heating, Refrigeration, and Air-Conditioning Engineers
(ASHRAE).
• Building Commissioning Association.
• National Institute of Building Sciences (NIBS).
3 ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA, HEADQUARTERS. DEPARTMENT OF THE ARMY. Commissioning of mechanical systems for command, control, communications, computer, intelligence, surveillance, and reconnaissance (C4ISR) facilities, Technical Manual 5-697.2002.113p.En: <http://www.usace.army.mil/publications/armytm/tm5-697/toc.htm> (Consultado: Noviembre 15 de 2006).
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• U.S. Department of Energy.
• U.S. Green Building Council.
Para el manejo de los proyectos por medio de esquema de gerencia de proyectos
normalmente se siguen los lineamientos de la guía de los fundamentos de la
dirección de proyectos del Project Management Institute PMI que en su capítulo
10 4 describe el manejo de las comunicaciones y documentos de un proyecto de
modo que la información fluya correctamente hacia las dependencias interesadas
y con la máxima integridad posible.
También es importante referenciar como fuente primaria de información los
requerimientos técnicos de los pliegos de licitación y términos de referencia para
la adquisición de equipos de los diferentes proyectos de generación.
OBJETIVOS General. Plantear la creación de un proceso sistemático para asegurar que los
sistemas constitutivos del control de una central hidroeléctrica, actúen
interactivamente de acuerdo con los documentos de planeación, de diseño y las
modificaciones realizadas durante el proceso de montaje y puesta en servicio, y
que se cumplan las necesidades operacionales del sistema.
Específicos. -Aprovechar la documentación entregada por los fabricantes y la recopilada en las
etapas de montaje y pruebas para construir una adecuada base de datos de los
equipos.
4 Project management institute. guía de los fundamentos de la dirección de proyectos. En AEIPRO.Barcelona, 1996. p 182-199
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-Aprovechar lo aprendido durante las etapas del diseño, el montaje y las pruebas,
para generar un procedimiento que contenga las indicaciones para un adecuado
manejo de la información generada en las diferentes etapas de los proyectos, de
modo que sirva como guía de capacitación para el grupo de operadores e
ingenieros encargados de la operación y mantenimiento posterior de la central
ETAPAS DE CONSTRUCCIÓN DE UN PROYECTO HIDROELÉCTRICO.
Planeación. Desde hace varias décadas el gobierno, las universidades y algunas
empresas privadas de ingeniería, han realizado estudios geográficos que
identifican las cuencas de nuestra geografía que cumplen condiciones de
hidrología y relieve aceptables para la construcción de centrales hidroeléctricas.
Aprovechando las condiciones geográficas de nuestro departamento, Las
Empresas Públicas de Medellín han liderado en el contexto nacional, ya sea por
iniciativa propia ó por delegación de la Unidad de Planeación Minero Energética
(UPME) adscrita al Departamento Nacional de Planeación, el desarrollo de
proyectos de generación hidroeléctrica hasta alcanzar aproximadamente un 21%
de la generación total del país.
Cuando las condiciones de mercado y crecimiento de la demanda lo ameritan y
se toma la decisión de construir una nueva central hidroeléctrica, del inventario de
proyectos que se tiene se escogen los que económicamente resulten mas
beneficiosos y de bajo impacto ecológico, iniciando un proceso de estudios de pre-
factibilidad que muestra en la cuenca estudiada qué desarrollos hidroeléctricos
son posibles de realizar, cuales son los puntos probables de localización de las
presas y el tipo de central a construir, se define el número de unidades a instalar y
los estudios económicos.
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De esta etapa se pasa a la factibilidad que es donde se profundizan los estudios
geotécnicos, económicos, hidrológicos, eléctricos del sistema de potencia,
infraestructura para construcción y explotación comercial. En esta etapa se toma
la decisión de construir la Central y pasar al diseño.
La consideración del comisionamiento es crítica aún desde la etapa de planeación
de un proyecto. La adecuada consideración de los alcances del comisionamiento,
su presupuesto y organización deben estar incluidos en los estudios de factibilidad
y, una vez aprobados estos estudios, la dirección del proyecto debe establecer el
programa de comisionamiento como una parte esencial para alcanzar el logro de
los objetivos finales propuestos.
Diseño. Luego está la etapa de diseño conceptual que es donde se evalúan las
diferentes alternativas de construcción de la obra: Tipo de presa, definición de
ubicación exacta de presa, descarga, subestación, voltaje de entrega de la
generación, etc. Una vez definidos los puntos anteriores se inician las etapas de
diseño básica y de detalle para iniciar los procesos de contratación de obras
civiles, adquisición y fabricación de equipos, cronogramas de obra, presupuestos
detallados, adquisición de licencias y permisos legales, procesos de compra y
expropiación de terrenos afectados por la obra.
Las actividades de comisionamiento durante la etapa de diseño sirven para
asegurar que los requerimientos de operación y mantenimiento durante la fase de
explotación comercial del proyecto en aspectos tales eficiencia de los costos de
administración operación y mantenimiento, sostenibilidad, impacto ambiental,
protecciones, sistemas de comunicaciones y operación remota sean definidos con
precisión y se reflejen adecuada y suficientemente en los documentos de
contratación.
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Ejecución ó construcción. Se inicia la construcción de obras civiles de
infraestructura como carreteras puentes, campamentos, líneas eléctricas y
subestaciones de construcción. Luego vienen las obras civiles del proyecto:
Túneles, presa, canales, vertedero, descarga, casa de máquinas; sin que aún
terminen estas obras, se inicia el montaje de los equipos electromecánicos:
Puentes-grúas, blindajes, compuertas, tuberías de conducción, válvulas, turbinas,
generadores, transformadores, cables de potencia, servicios auxiliares eléctricos y
mecánicos, sistemas anti-incendio, subestación de potencia. Paralelo a esto se
van montando la instrumentación y los sistemas de control.
Es de anotar que estos pasos no son secuenciales, es decir que para iniciar la
ejecución no es necesario tener completamente terminada la etapa de diseño.
Durante la fase de ejecución del proyecto las actividades de comisionamiento
deben verificar que los sistemas, subsistemas y partes, acoplados, operen de
manera tal que se alcancen los requerimientos de desempeño exigidos del
proyecto. Entre los objetivos de esta fase se tiene: asegurar los niveles de
calidad deseados, asegurar el cumplimiento de los alcances de los contratos de
suministro, montajes, puesta en operación, garantías y servicio postventa. Dentro
de las actividades de comisionamiento de esta etapa se incluyen: la revisión de
instructivos para montaje, la participación en las pruebas de aceptación en fábrica,
pruebas de arranque pre-funcionales, y la puesta en servicio de todos los sistemas
de la central.
Pruebas y puesta en servicio. Una vez se tengan unidades operativas
completas se procede a planear y ejecutar el llenado del embalse y la conducción
y las secuencias de pruebas y puesta en servicio de cada unidad, procediendo
luego a su entrega para operación comercial.
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Operación comercial y aceptación definitiva. Etapa de garantías: Una vez se
inicia la operación comercial comienzan a correr los tiempos de garantías que dan
los diferentes fabricantes sobre sus equipos y una vez se venzan estas se expide
la aceptación definitiva de los equipos.
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1. ESTRUCTURA Y PLANEACIÓN DEL GRUPO DE COMISIONAMIENTO
1.1 ETAPAS DEL COMISIONAMIENTO
Así como el proyecto está dividido en etapas, el comisionamiento también debe
avanzar paralelo de acuerdo con las mismas:
-Planeación.
-Diseño.
-Ejecución.
-Operación ó post-construcción.
1.2 SELECCIÓN Y CONFORMACIÓN DEL GRUPO DE COMISIONAMIENTO:
El primer paso en un proceso de comisionamiento es identificar, de acuerdo con
sus conocimientos, experiencias e influencia en el proyecto, el personal que debe
conformar el equipo de comisionamiento. El número de miembros varía
dependiendo del tipo, tamaño, complejidad y etapas del proyecto; en general, el
grupo debe estar conformado como mínimo con las siguientes personas:
-Un representante de la autoridad energética nacional (UPME Unidad de
Planeación Minero Energética), si la importancia del proyecto lo amerita.
-Un representante del Área de Análisis e Ingeniería de la Subgerencia Operación
Generación.
-Un representante de la subgerencia de desarrollo de proyectos.
-Un representante del área de planeación de generación de energía.
-Un representante del área de manejo ambiental.
-Otros: A medida que se desarrolla el proyecto, el grupo debe contar con otros
participantes, que hacen parte de este grupo sólo en algunas etapas así:
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• Técnicos y especialistas de diferentes disciplinas que inciden en el
proyecto: Ingenieros, arquitectos, sociólogos, biólogos, etc.
•Encargado de la construcción y puesta en servicio de obras civiles.
•Encargado del montaje y puesta en servicio de equipos electromecánicos.
•Encargado del montaje y puesta en servicio de los sistemas de control.
•Un representante del área de finanzas de energía.
Este grupo es responsable que se cumpla a cabalidad el proceso de
comisionamiento, de modo que se entregue un proyecto funcionando de acuerdo
con la normatividad vigente, los lineamientos y diseños concebidos y aprobados
desde todas las etapas del proyecto; el contar con personas competentes no es
suficiente por si solo, este grupo debe contar con un marco para operar y para ello
normalmente se establece una matriz de roles y responsabilidades, de modo que
se compaginen los objetivos de cada uno de los miembros y se asignen
adecuadamente las tareas a llevar a cabo por cada uno de ellos de modo que se
sepa:
-Quien hace qué.
-Quien es responsable de que.
-La relación de las personas con los demás integrantes del grupo.
-Que poder de decisión tiene cada uno.
De esta manera se logra asegurar que cada uno de los componentes del alcance
esté asignado a un individuo; es importante anotar que a medida que se superan
los diferentes hitos del proyecto y cambian las etapas del comisionamiento,
pueden cambiar los roles y responsabilidades de los integrantes del grupo y por
consiguiente la matriz.
Se recomienda que los integrantes del grupo cumplan mínimo con los siguientes
requisitos de autoridad, conocimiento y experiencia en:
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-Diseño, especificación, montaje ó mantenimiento de equipos
electromecánicos, instrumentación y sistemas de control de centrales
hidroeléctricas.
-Responsabilidades concienzudas sobre el sistema de potencia sobre el
que incidirá el nuevo proyecto.
-Conocimiento de los requerimientos de los sistemas de control y
comunicaciones.
-Haberse desempeñado en equipos de Trabajo de proyectos similares.
-Demostrar competencia en comunicación tanto para escuchar como para
expresarse.
-Experiencia en el Comisionamiento de proyectos anteriores.
-Conocimiento de programas de manejo de proyectos: Tiempos, recursos y
costos.
-Pruebas y puesta en servicio de sistemas de control.
1.3 MATRIZ DE ROLES Y RESPONSABILIDADES:
La matriz de la asignación de responsabilidades, se utiliza generalmente para
relacionar actividades con recursos (individuos o equipos de trabajo). De esta
manera se logra asegurar que cada uno de los componentes del alcance esté
asignado a un individuo o a un equipo. Estas matrices se pueden construir en alto
nivel (áreas generales) o en un nivel detallado (tareas de nivel bajo).
Un tipo de matriz de la asignación de responsabilidades se basa en un formato,
que asigna sobre cada actividad a realizarse cuatro responsabilidades: encargado,
responsable, consultado e informado:
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Tabla 1. Matriz de asignación de responsabilidades RACI.
Rol (inglés) Rol
(español) Descripción
R Responsible Encargado
Este rol realiza el trabajo y es responsable por
su realización. Debe existir sólo un R, si existe
más de uno, entonces el trabajo debería ser
subdividido a un nivel más bajo.
A Accountable Responsable
Este rol se encarga de aprobar el trabajo
finalizado y a partir de ese momento, se
vuelve responsable por él.
C Consulted Consultado Este rol posee la información y/o capacidad
necesaria para terminar el trabajo.
I Informed Informado Este rol debe ser informado sobre el progreso
y los resultados del trabajo.
En esta matriz se asigna el rol que el recurso debe jugar para cada actividad dada.
No es necesario que en cada actividad se asignen los cuatro roles, pero sí por lo
menos el de encargado y el de responsable.
Matriz RACI-VS: Es una variación de la anterior. A la cual se le adicionan dos roles
adicionales: verificar y hacer, así:
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Tabla 2. Roles adicionales en la matriz de asignación de responsabilidades
Rol
(inglés) Rol
(español) Descripción
V Verify Verificador
Este rol se encarga de comprobar si el producto
concuerda con los criterios de aceptación
establecidos en la descripción del producto.
S Supportive Soporte Este rol proporciona recursos adicionales para
realizar el trabajo.
En el Anexo A se muestra un ejemplo de matriz de responsabilidades para las
actividades del montaje de una central hidroeléctrica en las EMPRESAS
PÚBLICAS DE MEDELLÍN.
1.4 DOCUMENTO DE REQUERIMIENTOS MÍNIMOS DE LOS PROYECTOS:
Para que los objetivos del grupo de Comisionamiento se cumplan es necesario
elaborar los documentos donde se determinan los niveles de detalle que van a
cumplir los sistemas constitutivos del proyecto; se debe tener una base de
requerimientos que debe cumplir el proyecto, así como los criterios de
funcionamiento de los sistemas de control.
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El establecimiento de estos niveles de control requiere unas revisiones y ajustes
con el fin de evitar su obsolescencia tecnológica en tiempos muy cortos; así como
altos niveles de capacitación, conocimiento y experticia del grupo de operación y
mantenimiento de la central. Normalmente estos requisitos mínimos se expresan
en los pliegos de condiciones y especificaciones que los dueños de los proyectos
exigen a los fabricantes para adquirir sus equipos.
Además, para garantizar el funcionamiento integral de todos los sistemas de
control digital distribuidos; el fabricante ó suministrador debe analizar y definir los
componentes, dispositivos o elementos que sean necesarios incluir como parte del
suministro. Así mismo, el suministrador debe garantizar el desempeño en tiempo
real de los sistemas de control y en caso de detectarse deficiencias en dicho
desempeño durante la puesta en servicio y durante el período de garantía. El
Suministrador debe entregar tanto el hardware como el software adicional que se
requiera para corregir las deficiencias presentadas.
El Suministrador debe diseñar, fabricar, probar, suministrar y supervisar la puesta
en servicio de los equipos que conformarán el sistema de control, supervisión,
comunicaciones y adquisición de datos del Complejo Hidroeléctrico a construir,
utilizando una tecnología adecuada que represente el estado del arte en el control
de centrales hidroeléctricas en cadena hidráulica (en caso que la nueva central
haga parte de una cadena de centrales), y que garantice una operación segura y
confiable de los equipos que lo conforman.
Los programas de aplicación propuestos deben ser amigables y permitir el fácil
acceso para su programación, para el seguimiento de fallas, y para visualizar y
ajustar los parámetros de control que determinan el comportamiento dinámico de
los sistemas bajo control.
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El Suministrador será completamente responsable por el diseño del sistema de
control, de modo que sea totalmente compatible con los equipos y con los modos
y secuencias de operación requeridos por la central, así como con los reguladores
de tensión y reguladores de velocidad de las unidades; por tanto, El Suministrador
debe realizar todas las labores de coordinación con los demás fabricantes de los
diferentes equipos, de modo que una a vez instalado el sistema de control, se
puedan operar de una manera segura y confiable las unidades, la planta y
posiblemente la cadena hidráulica que conforman los Complejos Hidroeléctricos.
La red de datos del nuevo sistema de control y los protocolos de comunicación, los
sistemas operativos, lenguajes de programación, del mismo, deben estar basados
en normas estandarizadas de interconexión para sistemas abiertos. Actualmente
no resulta adecuado adquirir sistemas de control basados en soluciones
propietarias.
Los sistema de control modernos normalmente deben permitir su acceso remoto
desde las redes corporativas de los propietarios del proyecto, así como desde
cualquier nodo de las redes de área locales de los diferentes niveles de control,
los cuales se describirán más adelante, con asignación de niveles de acceso para
garantizar la seguridad del sistema. El acceso remoto debe permitir la gestión,
supervisión, configuración, programación, mantenimiento, calibración y mando de
los equipos de control e instrumentación que conformarán el nuevo sistema de
control.
1.4.1 Configuración. El sistema de control y supervisión debe ser digital
distribuido, con una estructura de niveles jerárquicos como se describe a
continuación Los diferentes niveles se definen teniendo en cuenta los distintos
sitios de operación y su funcionalidad. El sistema estará basado en una
arquitectura abierta cliente-servidor distribuida (ver Anexo B).
29
1.4.1.1 Primer nivel de control. El primer nivel comprende los equipos
primarios: turbinas, generadores, válvulas, motores, seccionadores, interruptores,
etc., desde el cual se realizarán únicamente operaciones de mantenimiento o de
emergencia. Así mismo forman parte de este nivel los dispositivos de
instrumentación y medida: sensores, controladores y actuadores, asociados a los
equipos primarios.
1.4.1.2 Segundo nivel de control. El segundo nivel comprende los diferentes
automatismos para operar los equipos primarios, entre los cuales están el control
del grupo turbina - generador, el regulador de tensión y control del sistema de
excitación, los relés de protección y disparo de las unidades, los dispositivos
electrónicos inteligentes (IEDs) de instrumentación y medida, etc. Cada
automatismo provee todas las secuencias, enclavamientos, bloqueos y
protecciones requeridos para la operación de los equipos primarios de un modo
autónomo, bien sea localmente utilizando los automatismos para gobernar
directamente los dispositivos primarios o por medio de órdenes externas remotas
desde los computadores de: control de unidades, control de generación de planta,
operación y gestión de planta y centro de control del complejo. En este nivel se
realizan las secuencias de arranque y paro automático de las unidades así como
el control y la supervisión de las mismas mediante un computador de control para
cada unidad. También se encuentran en este nivel el computador para control de
generación de planta, que incluye las funciones de control conjunto, el computador
de servicios auxiliares generales para el control y supervisión de los servicios
auxiliares eléctricos y mecánicos principales de la planta, así como los sistemas
de supervisión y control de otros equipos como sistemas antiincendio, control de
inundaciones, medidas de desplazamientos de la presa equipos de alce y otros
auxiliares eléctricos y mecánicos secundarios de la planta.
30
1.4.1.3 Tercer nivel de control. El tercer nivel lo constituyen los equipos de
control de planta, compuesto por una estación de operación y gestión de planta,
con su interfaz hombre-máquina, desde donde se realizarán las funciones de
control, supervisión y adquisición de datos de los procesos de planta. Estos
equipos estarán ubicados en la sala de control y operación de la planta, localizada
en ó cerca de la central.
Este nivel de control se utiliza durante la puesta en servicio de la central como la
herramienta de comisionamiento de los equipos de niveles 1 y 2, puesto que allí
encontramos los datos integrados de todos los procesos de la planta, pudiendo
detectar problemas de medición, ajuste o descoordinación entre equipos que
pueden haber pasado las pruebas “en seco ó individuales”
1.4.1.4 Cuarto nivel de control. El cuarto nivel lo constituyen los equipos del
centro de control del Complejo Hidroeléctrico (Si la central hace parte de una
cadena hidráulica ), compuesto básicamente por estaciones de operación y una
estación de ingeniería, con sus interfaces hombre-máquina, desde donde se
realizarán las funciones de control, supervisión y adquisición de datos del proceso
de la cadena hidráulica, y por los equipos de comunicaciones requeridos para el
intercambio de información con el Centro de Control Generación (CCG), el Centro
Nacional de Despacho (CND) y la red corporativa de datos de las Empresas.
La comunicación entre los equipos de los niveles de control tercero y cuarto se
realiza mediante el protocolo abierto estándar TCP/IP sobre una red ETHERNET
industrial de área local (LAN) sobre fibra óptica.
1.4.1.5 Quinto nivel de control. Del quinto nivel hacen parte un Centro de
Control de Generación (CCG) normalmente perteneciente al propietario del
31
proyecto y el Centro Nacional de Despacho (CND), desde los cuales se llevan a
cabo funciones tales como: control automático de generación (AGC), análisis de
reserva de generación, programación de la generación, predicciones de carga,
flujo de carga del operador, análisis de contingencia, etc, funciones a las que las
unidades generadoras deben ser integradas completamente. La red corporativa de
datos del propietario se considera parte del quinto nivel de control.
1.5 COMUNICACIONES 1.5.1 Comunicaciones entre niveles 1 y 2. La comunicación entre los equipos
de los niveles de control primero y segundo se realizará mediante una red de bus
de campo para la instrumentación inteligente y mediante señales convencionales
de Entrada / Salida, donde se requiera. Los computadores de unidad, de servicios
auxiliares generales y de control de generación de planta se conectarán a los
diferentes automatismos e IEDs de este nivel mediante comunicación serial a
través de los protocolos estándar Modbus RTU, DNP 3.0 o RS – 485, y mediante
señales convencionales de Entrada / Salida donde se requiera. El intercambio de
información entre los computadores de este nivel se realizará a través de la red
LAN mediante protocolo TCP/IP.
1.5.2 Comunicaciones entre niveles 2 y 3. La comunicación entre los equipos
de los niveles de control segundo y tercero se realizará mediante el protocolo
abierto estándar TCP/IP, sobre una red ETHERNET industrial de área local (LAN)
de 100 Mbps sobre fibra óptica monomodo, la cual debe tener todas las interfaces
de red requeridas y los acopladores de red para cada uno de los computadores de
unidad, de control de planta, de servicios auxiliares generales y de operación y
32
gestión de planta, de acuerdo con la norma IEEE 802.3 [4] y se debe tener
presente la compatibilidad de la interfaz de red con el acoplador de red. 1.5.3 Comunicaciones entre niveles 4 y 5. La conexión de los niveles cuarto y
quinto se debe realizar mediante un procesador de comunicaciones conectado
directamente a la red local de datos del sistema de control digital, se debe permitir
la obtención y emisión de la información y las órdenes desde y hacia el proceso. El
procesador de comunicaciones debe permitir el acceso remoto mediante protocolo
ICCP para comunicación bi-direccional con el CCG; además debe permitir el
acceso remoto mediante el protocolo IEC-870-5-101 para comunicación bi-
direccional con el CND y mediante protocolo TCP/IP para conexión con la red
corporativa de datos del propietario. Para la selección de los niveles jerárquicos de
control en cada uno de los sistemas se deben prever los selectores que permitan
el control desde el nivel correspondiente seleccionado. La función de supervisión
se debe llevar a cabo en todo momento, independiente del nivel seleccionado para
control.
1.5 GENERALIDADES DEL SOFTWARE El sistema de control digital debe cumplir con las características asociadas a un
sistema abierto y distribuido, lo que significa que el sistema debe poseer un alto
grado de portabilidad, interoperabilidad e inter-conectividad.
Por portabilidad se debe entender que el sistema esté en capacidad de correr bajo
diversos sistemas operativos y pueda, a su vez, usar diferentes programas de
aplicación, todo ello dentro de diferentes arquitecturas de computadores.
Por interoperabilidad se debe entender que se asegure que el sistema podrá
intercambiar información con otros sistemas y arquitecturas de computadores y
33
que la información intercambiada pueda ser manejada para cumplir con los
requisitos funcionales del sistema.
Por inter-conectividad se debe entender que se asegura la interconexión del
sistema a un entorno de red siguiendo las recomendaciones hechas en los
estándares emitidos por la ISO en lo que hace referencia al modelo OSI (Open
Systems Interconnection) para sistemas abiertos.
Los códigos fuentes de los programas suministrados, deben ser conformes con los
estándares ANSI sin el uso de extensiones, excepto aquellas que sean aprobadas
por el propietario ó el grupo de comisionamiento. Se debe adquirir un “tool kit ó
juego de herramientas” para el desarrollo y mantenimiento del software. Se debe
tener información completa acerca de la capacidad del sistema, en cuanto a las
características arriba mencionadas, anexando información acerca de los
estándares bajo los cuales está basado. El diseño del sistema debe utilizar
estándares de sistemas abiertos para trabajar en ambiente distribuido utilizando
arquitectura cliente-servidor en red LAN. Los estándares deben utilizar Ethernet
con perfiles basados en el modelo OSI o utilizar “Internet Suite” (TCP/IP) para
comunicaciones, los cuales deben ser capaces de Inter-operar con subsistemas
externos.
El software del sistema debe permitir el acceso remoto de las funciones de control
de las plantas (en caso de cadenas hidráulicas), de las unidades y de la
instrumentación inteligente, mediante el direccionamiento estándar Internet
Protocol (IP), con los respectivos niveles de seguridad para el acceso.
Así mismo, el diseño del software debe permitir la operación de funciones entre los
diferentes servidores o estaciones de la LAN, tales como el manejo de las
34
comunicaciones en la LAN, el manejo de bases de datos, comunicación entre
procesos y comunicación con otras redes.
1.6 SECUENCIAS DE OPERACIÓN El grupo de comisionamiento debe conocer claramente las secuencias de
operación de cada uno de los sistemas que conforman la central así como su
manejo a través del sistema de control; desde las etapas de diseño se deben
tener las secuencias de operación generales así:
- Secuencia de Arranques de las unidades: Locales, remotos, automáticos
ó manuales.
-Secuencias de paro de unidad: Paro normal, de emergencia, parcial.
-Secuencias de las unidades manejadoras del sistema de
acondicionamiento de aire.
-Secuencias de las unidades de manejo de agua de refrigeración.
-Secuencias de equipos antiincendio.
-Secuencia de llenado y vaciado del túnel de conducción y captación.
-Otras secuencias de equipos específicos ó particulares de la central.
A medida que los fabricantes entregan información de los equipos adquiridos es
necesario ajustar las secuencias de operación de modo que describan los
sistemas particulares de cada fabricante, por ejemplo la secuencia de operación
de los sistemas de lubricación de cojinetes, refrigeración de generador, sistemas
antiincendio del generador y los transformadores, entre otros.
Cada una de estas secuencias debe incluir las alarmas, reportes y despliegues
necesarios para su operación en cualquiera de los modos diseñados ya sea para
una secuencia exitosa ó fallida de modo que los futuros operadores conozcan y
35
puedan tomar las decisiones necesarias para continuar ó volver a las secuencias
normales. No sobra decir que todas las secuencias deben documentarse
claramente de modo que durante el entrenamiento los operadores estudien y
memoricen cada una de ellas.
Secuencias de Arranque y parada de las unidades generadoras:
Independiente de los diseños particulares de los fabricantes, en la central se
deben implementar como mínimo las secuencias de arranque y parada de
unidades exigidas por la normatividad vigente (norma IEEE 1010-87 numeral 4.
Control Sequencing Generating Units ):
-Arranque local-manual, con y sin sincronización a la red de potencia: Esta
secuencia realmente es semiautomática; es decir el operador manualmente
autoriza secuencias parciales donde se permite la espera de una decisión
por parte del operador, de todas formas los pasos se realizan en forma
automática, puesto que en las centrales modernas se quiere evitar al
máximo los errores humanos debidos a la cantidad y complejidad de los
pasos a seguir para un arranque exitoso.
-Arranque local-automático, con y sin sincronización a la red de potencia.
-Arranque remoto, normalmente completo hasta sincronización.
1.7 PLAN DE COMISIONAMIENTO
Este plan provee la estructura para establecer la forma de trabajo en el
comisionamiento de un proyecto dado. Debe incluir una introducción sobre el
proceso de comisionamiento en general, cronograma, grupo de trabajo y sus
36
responsabilidades, estructura de comunicaciones y una descripción general del
proyecto, la primera versión del plan normalmente la realiza el grupo conformado
por:
-Los representantes de la subgerencia operación generación.
-El representante de la subgerencia de desarrollo de proyectos.
-El representante del área de planeación.
-El representante del área de manejo ambiental.
-El representante del área de finanzas de energía.
La versión final debe ser aprobada por el representante de la autoridad energética
nacional (Unidad de Planeación Minero Energética UPME).
La estructura sugerida para este plan es:
-Introducción: Propósito y resumen general del plan.
-Información general del proyecto: Enfatizando en la información clave y la
metodología para entrega.
-Visión del comisionamiento: Debe incluir el listado exhaustivo de los
sistemas, ensambles, subsistemas y equipos a ser recibidos en el
proyecto.
-Contactos del grupo: Se debe definir la estructura y los protocolos de
comunicaciones del grupo.
-Procesos de comisionamiento: Descripción detallada de los procedimientos
de revisión de documentación, recepción de equipos ajustados a la
normalización internacional ó a las exigencias que la propia empresa tenga
para la recepción de algunos equipos.
-Listado de documentos: Contiene los documentos mínimos y protocolos
que debe producir el proceso de comisionamiento.
37
-Cronograma de trabajo. Debe coincidir con el cronograma de desarrollo del
proyecto.
-Presupuesto de costos del grupo de comisionamiento.
38
2. ETAPAS DEL COMISIONAMIENTO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
A continuación se describe el proceso de comisionamiento durante las diferentes
etapas, tanto para nuevas centrales como para modernización de centrales
obsoletas: planeación, diseño, construcción y post-construcción.
2.1 PLANEACIÓN
Una vez conformado el grupo, establecido el plan y la matriz de roles y
responsabilidades, se inicia en forma el proceso de comisionamiento. El primer
paso es comunicarle a las diferentes unidades involucradas la conformación del
grupo, sus atribuciones y el plan de comisionamiento durante todas las etapas del
proyecto.
En la matriz de roles se debe especificar una persona, ó un grupo, que se
encargará de estudiar la incidencia de los requerimientos mínimos del sistema de
control, sobre los sistemas de comunicaciones y el sistema general de control de
la generación de energía y potencia del propietario y el Centro Nacional de
Despacho (CND); el área de planeación debe expresar claramente las condiciones
de explotación que tendrá la central a construirse y las conclusiones del estudio
del grupo de comisionamiento deben realimentar la elaboración de la planeación
del sistema de control que se comprará y pondrá en servicio posteriormente.
2.2 DISEÑO
El proceso de comisionamiento, durante la etapa de diseño, debe garantizar que
los sistemas que se diseñan para conformar un nuevo proyecto hidroeléctrico ó
una modernización, interactúen entre si de acuerdo con la documentación
39
originada en los procesos de planeación. Además los diseños se deben ajustar a
las condiciones expuestas en los documentos de requerimientos mínimos para los
sistemas de instrumentación y control, elaborados y avalados por el grupo de
comisionamiento. El grupo de comisionamiento debe tener muy claros los
conceptos de cómo van a operar y para que son los sistemas que se van a
diseñar, de modo que no resulten sistemas innecesarios ó faltantes para la
operación normal de la central.
Los siguientes son los objetivos del grupo de comisionamiento en la etapa de
diseño:
-El grupo de comisionamiento se debe enfocar en la revisión de los
diseños.
-Asegurarse que los diseños, los requerimientos y secuencias
operacionales estén claramente documentados.
-Asegurarse que el comisionamiento durante la etapa de construcción se
refleje adecuadamente en los documentos finales como construidos ó “as
built”.
Normalmente en esta etapa se inicia una lista maestra que contiene las
deficiencias y oportunidades de mejora que se van encontrando para buscar el
momento y solución apropiados durante las etapas posteriores del proyecto; esta
lista debe permanecer activa durante todo el desarrollo y considerarse uno de los
documentos claves del comisionamiento esta lista debe contener como mínimo los
siguientes datos:
-Nombre del sistema ó pieza del equipo.
-Descripción de la deficiencia ó problema.
-Responsable de buscar solución.
-Solución a ser considerada.
40
-Estado de la implementación.
El proceso de comisionamiento en la etapa de diseño se desarrolla de acuerdo al
flujo mostrado en la Tabla 3.
Tabla 3: Proceso de comisionamiento durante la fase de diseño
Actividades convencionales del dueño Actividades del comisionamiento
Requerimientos del dueño a los diseñadores
Dueño adopta el modelo de
comisionamiento: Plan y equipo requeridos
para el proyecto
El dueño con el equipo de diseño elabora
requerimientos mínimos para los sistemas de
instrumentación y control
Fase de programación
Diseño conceptual
El grupo de comisionamiento aprueba Plan
de comisionamiento
Desarrollo del diseño:
Bloques de planos de diseño
Descripción de sistemas y modos de
operación
Reuniones de seguimiento del
comisionamiento
El equipo de diseño entrega diseños
preliminares y el grupo de comisionamiento
los revisa
El grupo de comisionamiento revisa los
diseños definitivos
Documentos para contratos de fabricación y
construcción de los sistemas
Planos
especificaciones
pliegos de licitación
Revisiones al 50%
Revisiones al 95%
El grupo de comisionamiento revisa al 50%
El grupo de comisionamiento revisa los
diseños con los que se editan los pliegos de
licitación
El grupo de comisionamiento revisa las
especificaciones
El grupo de comisionamiento diseña el plan
para la fase de construcción
Ultima revisión antes de proceso licitatorio
41
2.3 CONSTRUCCIÓN
El propósito del plan de comisionamiento durante la etapa de construcción se
resume en dos puntos principales, a saber:
1- Verificar y corregir los últimos diseños y ajustes realizados en los finales de
la etapa de diseño. Esto muestra claramente que en un proyecto de gran
magnitud como una central hidroeléctrica, los procesos de diseño y
construcción se traslapan, haciendo que el grupo de comisionamiento esté
involucrado en estas dos actividades al mismo tiempo.
2- Debe documentar y gestionar particularmente entregando soluciones a los
diferentes problemas, faltantes, no conformidades y detalles no estipulados
en los diseños finales y detectados en los procesos de revisión documental,
inspecciones en sitio ó durante las pruebas y puesta en servicio de los
diferentes sistemas que integran la central; manejando la lista maestra de
deficiencias y oportunidades que se viene elaborando desde la etapa de
diseño.
El comisionamiento durante la etapa de construcción intenta alcanzar los
siguientes objetivos específicos:
-Asegurarse que todos los equipos sean adecuadamente recibidos,
instalados y probados y que cumplan con las características acordadas
con el proveedor en los contratos de adquisición, con las características
mínimas exigidas en los pliegos de especificaciones y con los
requerimientos operativos y de conectividad con los demás sistemas
constitutivos de la central.
-Verificar y documentar el funcionamiento de equipos y sistemas.
42
-Asegurarse que la documentación requerida para la operación y
mantenimiento disponible en el sitio esté completa y actualizada al final del
proceso de construcción. Es de anotar la importancia de los protocolos de
prueba y toda la documentación generada, que serán la base, en un futuro,
para la modernización del proyecto cuando comience a declinar su vida útil.
-Asegurarse que el personal de operación y mantenimiento esté
adecuadamente entrenado y capacitado para operar y mantener los
sistemas y equipos que se les encomendarán.
2.3.1 Equipo de comisionamiento. De acuerdo con lo expresado…en el
numeral 1.2…en esta etapa el grupo de comisionamiento se debe modificar,
entrando a participar otros actores que están involucrados directamente en la
construcción; normalmente será necesario ajustar la matriz de roles y
responsabilidades para que los nuevos miembros se integren al grupo ya formado.
2.3.2 Proceso de comisionamiento: 2.3.2.1 Reuniones de grupo. El plan de comisionamiento debe prever
reuniones periódicas (normalmente mensuales) de la totalidad del grupo, que
deben ser dirigidas por la persona que el grupo haya designado como líder o
mayor autoridad para este rol en la matriz de responsabilidades, En estas
reuniones, llamadas también mecanismos de integración, se deben atender uno a
uno los avances de cada uno de los sistemas que conforman el proyecto: Obras
civiles, mecánicas, eléctricas, etc. incluyendo los sistemas de control e
instrumentación de la central, así como el control y documentación de la lista
maestra de deficiencias y oportunidades de mejora.
43
En caso que alguna no conformidad tratada sea imposible de solucionar en este
grupo se debe delegar en los representantes que tienen incidencia directa en ello,
para que con sus equipos de trabajo presenten para reuniones siguientes una
solución acorde con los requerimientos del proyecto.
2.3.2.2 Documentación originada en el grupo de comisionamiento. El grupo
de comisionamiento debe emitir una serie de documentos así:
-Requerimientos para acceder a información ó documentos formales y
contractuales.
-Solicitudes para formalizar cambios de especificaciones que sean
significativos ó no en sistemas y secuencias de operación, realizados por
los contratistas y diseñadores.
-Aclaración de información verbal ó menor.
-Notificación de no conformidades.
-Informes de visitas a las obras.
-Programación de pruebas y puesta en servicio de equipos y sistemas.
-Listas de chequeo, protocolos y “data sheets”, también pueden ser
elaborados por el equipo de montajes, la interventoria ó los fabricantes y
avalados por el grupo de comisionamiento.
-Programación de capacitaciones al personal de operación y
mantenimiento.
-Programación de reuniones.
-El líder del grupo envía memorandos de comisionamiento a los demás
miembros del grupo, para mantenerlos al tanto de los progresos del
comisionamiento, programación de reuniones, resultados de pruebas, etc.
-Procedimientos e instructivos para la operación y mantenimiento de los
sistemas, basados en los manuales de los fabricantes y las bitácoras con
los detalles de la construcción y el montaje.
44
2.3.2.3 Revisión de la documentación. La documentación entregada por los
contratistas, montadores, diseñadores, debe ser evaluada y filtrada para definir la
información crítica para el proceso de comisionamiento:
-Planos de coordinación entre equipos.
-Planos y esquemas “As-Built”.
-Catálogos con los datos de la instrumentación y el sistema de control.
-Manuales de operación de equipos y sistemas de control.
-Programas de entrenamiento.
Partiendo de los DOCUMENTOS DE REQUERIMIENTOS MÍNIMOS DE LOS
PROYECTOS…ver numeral 1.4… se puede establecer cuales son a criterio del
grupo de comisionamiento, los documentos e informes críticos para su labor: Por
ejemplo los listados de embarque de equipos no son críticos, pero sí lo es el
informe de recepción de equipos, que detecta si hubo daños y problemas durante
el transporte.
2.3.2.4 Visitas al sitio. El grupo de comisionamiento debe programar visitas
periódicas al proyecto para realizar inspecciones visuales a los equipos y sistemas
instalados, estas visitas no deben perturbar el normal desarrollo de la construcción
y las observaciones ó no conformidades que se evidencien, se presentarán en los
informes de visitas en las reuniones, allí deben documentar y seguir el conducto
regular para ser atendidas.
2.3.2.5 Desarrollo y utilización de las listas de chequeo. Las listas de
chequeo pueden provenir de varios agentes involucrados en el proyecto ó del
mismo grupo de comisionamiento, la estructura y la información que deben tener
estas listas debe concisa, simple y estar enfocada en los elementos claves de los
45
sistemas, debe abarcar desde la recepción y almacenamiento de los elementos,
pruebas de “banco” ó laboratorio, pruebas pre-funcionales y comportamiento del
equipo durante la puesta en servicio de los sistemas completos, normalmente
utilizando los reportes del sistema de control.
Identificación de equipos que requieren listas de chequeo:
Presa:
La presa es la construcción civil que permite la formación del embalse y en ella se
encuentran los equipos que permiten el acceso del agua a los túneles ó canales
de conducción, los vertederos que conducen el agua, sobrante en los inviernos
fuertes, aguas abajo de la presa, algunos vertederos tienen compuertas que
deben ser controladas y monitoreadas remotamente y, por lo tanto, tienen
sistemas automáticos de control que deben comunicarse con el sistema de control
de la central. Sistemas de control e instrumentación comunes en las presas:
-Equipos para medida de desplazamiento de obras civiles (Strain-gauges y
sismógrafos).
-Equipos de monitoreo de servicios auxiliares: Falta de tensión en los
equipos eléctricos, sistemas de operación de equipos hidráulicos de
compuertas.
-Medidas de nivel de agua en el embalse.
-Equipos de seguridad: Detección de presencia de intrusos, equipos
anti-incendio, aforos de fugas.
-Funcionamiento de compresores para oxigenación del agua.
-Estaciones de hidrometría, etc.
46
Cámara de Válvulas:
Algunos proyectos tienen una cámara que alberga un sistema de válvulas de
admisión de baja presión, para controlar el agua en la conducción, normalmente
son válvulas tipo Mariposa, con tendencia al cierre, pueden operar con flujo y
requieren un sistema de operación y control comunicado con el sistema de control
de la central, normalmente tienen los siguientes equipos que requieren listas de
chequeo:
-Servomotores y controles hidráulicos de potencia.
-Sistemas de actuadores, sensores y controles para operación del sistema
hidráulico de las válvulas.
-Tableros de distribución eléctrica con PLC´s de control y monitoreo.
Casa de máquinas:
En la casa de máquinas se instalan los equipos de generación, las turbinas y
todos los sistemas auxiliares que permiten una generación de energía eléctrica
segura y confiable, con altos parámetros de calidad que normalmente es lo que
exige el propietario de la central, las casas de máquina pueden ser de tipo exterior
en edificios construidos para tal funcionamiento ó tipo caverna, donde se realiza
una excavación que permite alojar los equipos en el interior de la tierra, entre los
equipos que se alojan allí, están:
- Sistema de control de la central. Debe tener la suficiente capacidad de
integrar y chequear todos los subsistemas de control entregados por los
diferentes fabricantes de los equipos como se dijo en los requerimientos
mínimos del hardware y software del sistema.
-Turbinas y reguladores de velocidad para ellas y su correspondiente
47
sistema de control.
- Generadores: Cada generador tiene varios sistemas que permiten su
correcta operación así: reguladores de tensión, cojinetes de guía y
empuje, sistemas de refrigeración de aceites de cojinetes y del aire del
generador, monitoreo de temperaturas, sistemas de protección mecánica y
eléctrica y su correspondiente sistema de control.
-Transformadores con sus sistemas de medida control y protección tanto
eléctrica como mecánica.
-Equipos de conexión de potencia: Son los equipos que permiten la
conexión eléctrica entre el generador y la subestación y permiten el flujo de
la energía generada entre ellos están: Sistema de barrajes (con ó sin
interruptores) entre generador y transformador de potencia, cables de
potencia, permiten la conexión entre el transformador y los barrajes de la
subestación principal.
-Sistemas auxiliares eléctricos: Suministran la energía eléctrica necesaria
para la operación de los sub-sistemas del proyecto, normalmente se deben
tener varias fuentes redundantes, una fuente externa aprovisionada de una
subestación de distribución cercana, transformadores de servicios
auxiliares conectados directamente a los barrajes de las unidades,
sistemas ininterrrumpibles con baterías de DC y UPS, para alimentar el
sistema de control y protecciones.
-Sistemas auxiliares mecánicos: Normalmente compuestos de sistemas de
bombeo de diferentes fluidos, agua de refrigeración, de drenaje, aceites,
aire comprimido, aire acondicionado, equipos de alce (puentes-grúa),
equipos anti-incendio, etc. que tienen sistemas de control y alimentación
que deben ser monitoreados y controlados desde el sistema de control
general de la central.
48
Otros sistemas:
Cada central en particular puede tener otros subsistemas que de acuerdo a su
importancia serán revisados y chequeados por el grupo de comisionamiento.
En el Anexo C se incluyen como ejemplos algunos protocolos y listas de chequeo
para la recepción y prueba de equipos de una central hidroeléctrica.
2.4 POST-CONSTRUCCIÓN: OPERACIÓN COMERCIAL Y ACEPTACIÓN DEFINITIVA
Una vez las unidades estén conectadas a la red y declaradas en operación
comercial, comienzan a correr los tiempos de las garantías estipulados en los
contratos de suministro, cuando se venzan estos términos, se debe expedir el
certificado de aceptación definitiva de los equipos siempre y cuando estos hayan
operado satisfactoriamente durante este período; con esta certificación termina la
labor del grupo de comisionamiento.
49
3. PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DE UNA CENTRAL DE GENERACIÓN
3.1 PRUEBAS PRE-FUNCIONALES
También llamadas pruebas en seco, preoperativas ó estáticas: Son las pruebas
del simple funcionamiento de elementos por separado ó subsistemas “pequeños”
(por ejemplo: medición de temperaturas, presiones, flujos, niveles, circuitos de
agua de refrigeración, operación de sistemas de frenado de unidades, etc). Estas
pruebas son importantes realizarlas puesto que aseguran que los elementos,
constitutivos de un sistema, cumplen con sus especificaciones funcionales
trabajando individualmente. No deben ser usadas estrategias estadísticas de
muestreo probando sólo unos cuantos elementos. Deben probarse todos y cada
uno de ellos de acuerdo con la normatividad vigente para cada tipo y las buenas
prácticas de ingeniería. Terminada la prueba el equipo debe reinstalarse (si es
necesario retirarlo para su prueba) y dejarse listo para su operación inicial, debe
prestarse especial atención a los ajustes finales, torques definitivos,
parametrización y conexiones de los elementos que van siendo probados, lo
mismo que el llenado y archivo de las listas de chequeo, protocolos de prueba y
hojas de datos de cada uno de ellos. Se recomienda crear una base de datos con
los documentos firmados por los responsables y escaneados.
3.2 PLAN DE PUESTA EN SERVICIO
Una de las actividades mas importantes del grupo de comisionamiento es la
elaboración del plan de puesta en servicio de la central. Este debe ser exhaustivo
en cuanto a equipos y sistemas que deben probarse y documentarse, lo mismo
que las secuencias de prueba y operación.
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El plan de puesta en servicio debe contener los procedimientos de pruebas con
agua que deben efectuarse en los equipos de una casa de máquinas antes de la
puesta en operación comercial del mismo.
Normalmente las pruebas son realizadas por el mismo personal del montaje, bajo
la coordinación de los inspectores de puesta a punto de los equipos por parte de
los fabricantes y con participación de la Interventoría y el personal del grupo de
comisionamiento que esté asignado a esta labor.
3.2.1 Contenido del plan
3.2.1.1 Introducción. Normalmente incluye la localización del proyecto y una
breve descripción de las obras principales del mismo.
3.2.1.2 Programa detallado de pruebas y puesta en servicio. Para cada una
de las unidades de generación, a partir del llenado del embalse y del túnel de
conducción y la puesta en servicio de los sistemas de refrigeración de cojinetes,
estatores y transformadores. Como etapas del programa para cada unidad se
tienen tiempos para: alineación del eje de la unidad, primer giro mecánico para
balancear y estabilizar las temperaturas de los cojinetes; pruebas sin carga del
generador; carga del generador; rechazos de carga sólo con álabes (paros
parciales por protecciones de máquinas y S/E), rechazos de carga con válvula
esférica (paros de emergencia), estabilización del generador para recepción final y
operación comercial.
Verificaciones previas
• Verificación de los servicios auxiliares eléctricos.
51
• Verificación de los servicios auxiliares mecánicos.
• Verificación de los sistemas de refrigeración, regulador, generador, cojinetes
y transformadores.
• Verificación del bombeo del pozo de drenajes.
• Verificación de los ajustes del sello del cojinete turbina.
• Verificación del montaje de la excitación independiente.
• Verificación de la limpieza y secado de ductos de fase aislada y su conexión
al generador.
• Verificación de la conexión del cable aislado transformadores – subestación.
• Verificación de la puesta a tierra del generador.
• Verificación de potenciales y transformadores de corriente.
• Calibración de medidores de Energía: Estos medidores (Principales y
respaldos) deben enviarse a calibración por un ente certificado y aprobado
por el centro nacional de despacho, previamente al montaje en la central.
• Verificación del sistema de frenado y levantamiento del rotor.
• Verificación y control del aislamiento del cojinete combinado.
• Medida de la resistencia óhmica de los arrollamientos del estator y rotor.
Pruebas del grupo válvula de admisión, turbina, regulador de velocidad,
generador, excitación, regulador de tensión y transformador de potencia:
Pruebas sin carga:
• Puesta en servicio del sistema de aceite de regulación.
• Puesta en servicio del sistema de lubricación del cojinete superior del
generador.
• Puesta en servicio del sistema de lubricación del cojinete combinado del
generador.
52
• Puesta en servicio del sistema de inyección de aceite del cojinete guía y
empuje.
• Puesta en servicio del sistema de enfriamiento del generador.
• Puesta en servicio del sistema de enfriamiento de transformadores y
verificación de su sistema de control y protección.
• Puesta en servicio del frenado del generador.
• Puesta en servicio del sistema del sello de la turbina.
• Puesta en servicio del sistema de drenaje de la cubierta superior de la
turbina.
• Puesta en servicio del regulador de velocidad.
• Pruebas de apertura y cierre de la válvula de admisión con el fin de calibrar
los tiempos de apertura y cierre y ajustar el interruptor de presión de agua.
• Pruebas de cierre contra-flujo a 25%, 50%, 75% y 100% de apertura para el
salto máximo disponible.
• Verificación de las fugas a través de la válvula después de las pruebas de
cierre contra-flujo.
• Verificación detallada de los componentes de la válvula con el fin de
determinar si han sufrido deterioro por efecto de las pruebas anteriores.
Primer giro con agua:
• Pruebas de vibración y balanceo al 25%, 50%, 75% y 100%, verificación y
control de temperatura de los cojinetes combinado, superior y turbina.
• Verificación de parámetros de comportamiento de los diferentes subsistemas
de la unidad como:
− Temperatura de los cojinetes tanto en el aceite como en los patines.
53
− Temperatura en el devanado del generador, en las entradas y salidas de
agua de enfriamiento, entradas y salidas de aire en los radiadores.
− Deformación de las cubiertas y soportes de los cojinetes.
− Excentricidad de rotación del eje de la turbina y generador.
− Desplazamiento axial de las partes rotantes.
− Condiciones de operación de los dispositivos de control y protección que
no fueron verificados durante la ejecución de las pruebas sin agua.
− Funcionamiento satisfactorio del sistema de regulación en todo su rango
de presiones de operación.
− Evaluación de las vibraciones y el ruido (ajustes de los equipos de
monitoreo).
− Verificación del ajuste de los dispositivos de sobre-velocidad.
− Pruebas del sistema de excitación y regulador de tensión del generador.
− Secado del generador en corto circuito.
− Medida y verificación de la resistencia de aislamiento e índice de
polarización del generador.
− Obtención de la característica de corto circuito.
− Verificación y ajuste de los sistemas de medida, control y protecciones.
− Pruebas de tensión del generador.
− Controles de la secuencia de fases.
− Controles funcionales de la protección de sobre-tensión.
− Medida del voltaje inducido en el eje.
− Control de los circuitos de sincronización.
− Pruebas de los sistemas de protección contra-incendio.
− Verificación de la disponibilidad de la subestación.
− Pruebas de sincronización de la unidad.
54
Pruebas con carga
• Pruebas de rechazo de carga: El generador se carga con el 25%, 50%, 75%
y 100% de la carga nominal y en cada una de estas se abre el interruptor
para verificar el comportamiento de las partes giratorias de la unidad, el
comportamiento de la válvula de admisión y la sobre-velocidad que adquiere
el rotor de la unidad así como las sobre-presiones que se dan en las tuberías
de conducción de agua hacia la turbina.
• Medición y evaluación de la potencia entregada por la unidad y compararla
con los valores establecidos en las características garantizadas por el
fabricante y solicitada por el dueño del proyecto.
• Medición y evaluación de las condiciones de vibración y ruido en todo el
rango de cargas garantizado. Control y verificación del equipo de monitoreo
(vibraciones, entrehierro y descargas parciales en los aislamientos).
• Verificar el funcionamiento de los reguladores de tensión y velocidad.
• Verificar las variaciones de velocidad y de potencia y presión.
• Ajuste de los tiempos de cierre de los álabes móviles del distribuidor.
• Verificación de los valores de empuje hidráulico garantizados por el
fabricante.
• Verificación de los valores máximos de temperatura en los cojinetes
garantizados por el fabricante.
• Evaluación de las fugas a través de los álabes móviles.
• Prueba de velocidad de embalamiento y ajuste de protecciones.
• Reinspección de la unidad después de las pruebas de rechazo de carga y de
la prueba de embalamiento.
• Pruebas de las características especificadas para el regulador de velocidad.
• Pruebas y controles del regulador automático de voltaje.
• Pruebas de estabilización de temperaturas.
55
Pruebas del control de unidad:
Se debe programar y realizar las pruebas de interfaces entre los diferentes
componentes del sistema de control, así:
• verificación de entradas digitales:
Objetivo: Verificar que cada entrada digital presente en las celdas o tableros de
nivel 1 sea recibida por el respectivo PLC. Si la entrada digital es una señal de
alarma y el gabinete contiene anunciador de alarmas, debe verificarse su
presencia en éste; también se puede aprovechar esta prueba para verificar que
la señal se refleje en el interfaz hombre-máquina (IHM) local (si existe).
Metodología: Intercomunicar el gabinete de control en prueba con el tablero
control turbina por el medio del conexionado externo. A continuación se envía
cada una de las señales de entrada digital de los gabinetes de control local de
las señales digitales.
• Verificación de entradas análogas
Objetivo: Verificar que cada entrada analógica presente en las celdas o tableros
en nivel 1 sea recibida por el respectivo PLC y en el IHM local.
Metodología: Intercomunicar el gabinete de control en prueba con el Tablero de
Control por medio de conexionado externo. A continuación se realiza el ajuste
de los rangos de dichas medidas de acuerdo con los datos del fabricante y los
valores de alarma y disparo de éstas. Se verifica entonces que la señal se
registre correctamente en el PLC respectivo, en el IHM local y en el Tablero de
Control.
• Verificación de salidas digitales
56
Objetivo: Verificar de acuerdo con la aplicación, que cada comando efectuado,
ya sea desde el Tablero de Control o desde el IHM local, sea recibido en el PLC
respectivo y se refleje como una acción en la interfase de salida
correspondiente.
Metodología: Intercomunicar el gabinete de control en prueba con el Tablero de
Control, Conectar el computador portátil de prueba y configuración al PLC y
colocar en modo on -line. A continuación se lanza un comando desde el
Tablero de Control, desde el IHM local forzado desde el PLC de acuerdo con la
aplicación y se verifica entonces, que éste haya energizado la interfase de
salida correspondiente y que el led indicador en el módulo de salida del PLC
esté encendido.
Estás pruebas no están dirigidas a verificar la secuencia lógica de ejecución de
un comando dentro de un programa aplicación sino su correcta transmisión, ya
sea desde el Tablero de Control ó IHM local hasta las interfases de salida,
pasando por el PLC.
• Verificación de entradas modbus:
Antes de proceder con la verificación de entradas por la red modbus, se deben
probar los elementos propios constitutivos de las redes LAN: Certificar cables
de comunicaciones de cobre y de fibra óptica, verificar terminales, patch-cord´s,
empalmes de fibra óptica, pig-tail´s, transceivers y en general todos los
elementos físicos que la conforman.
Objetivo: Verificar que las entradas provenientes de los diferentes equipos
intercambiadas vía modbus, sean recibidas en los registros correspondientes
57
del PLC del Tablero de Control; también se puede aprovechar esta prueba para
verificar que la señal se visualice en el IHM del Tablero de Control.
Metodología: Intercomunicar el gabinete de control del respectivo equipo con el
Tablero de Control por medio de la red de comunicaciones modbus. Conectar
el computador portátil de pruebas y configuración al PLC y colocar en modo
on-line. A continuación se lee las señales originadas desde dichos equipos, de
acuerdo con el listado de entradas vías modbus, y se verifica que sean recibida
en el registro asignado en el PLC y sea visualizada en el IHM del Tablero de
Control.
Pruebas funcionales de los gabinetes de control:
• Verificación básica funcional de gabinete de control
Objetivo: Verificar funcionalidades básicas del gabinete de control en lo que se
refiere a cargar configuración y aplicación en los PLCs e IHM local, redes
conectadas, etc.
Metodología: Conectar el computador portátil de pruebas y configuración al PLC
y colocar on-line. Realizar carga de configuración y programa aplicación al
PLC. A continuación se verifican los ítemes de acuerdo con el protocolo de
prueba.
Conociendo las funciones que debe cumplir el programa aplicación,
(enclavamientos, secuencias, transferencias, etc.), se verifica que el PLC realice
las acciones esperadas, tanto para control individual de cada equipo como para
control conjunto de todos los sistemas tal como se realiza dentro de los programas
58
de secuencias de arranque y paro de la unidad. Se verifica su funcionalidad en el
IHM del Tablero de Control:
-Verificación de todas las señales de entrada y salida digitales.
-Verificación y ajuste de todas las señales de entrada y salida análogas.
-Verificación del correcto funcionamiento de las IHM (computador de
unidad, estaciones de operación y paneles locales).
-Verificación del correcto funcionamiento de los programas de control sobre
cada uno de los equipos.
-Verificación del control supervisorio (alarmas y señalizaciones) y funciones
de registros de eventos.
Pruebas de los sistemas de protección:
Objetivo: Verificar que se cumplan las funciones para las cuales ha sido diseñado
el sistema de protecciones tanto del generador como del banco de
transformadores y los cables de potencia, adicionalmente la coordinación con las
protecciones de la subestación donde se entrega la energía, incluyendo
teleprotecciones y telecontrol. Además pruebas de protecciones eléctricas de
sistemas secundarios y servicios auxiliares eléctricos.
Metodología: Conociendo las funciones que deben cumplir las protecciones de la
unidad, del banco de transformadores y los cables de potencia, se realizan los
ajustes finales a los settings de las protecciones de acuerdo con el diseño final y
condiciones eléctricas reales de la máquina. Se procede a instalar equipos para
inyección de señales de corriente y tensión y se originan todos los disparos y
señales de dichas protecciones con el fin de verificar la correcta operación de
estas y la acción adecuada del sistema de control de la unidad, de acuerdo con el
59
tipo de disparo originado. Se deben verificar estas acciones en el IHM de los
tableros de protección, en el IHM del Tablero de Control.
Secuencias de arranque y paro de las unidades desde los diferentes niveles de
control (casa de máquinas, edificio de mando y centro remoto de despacho).
Pruebas de paro de la unidad:
− Paro de emergencia.
− Paros parciales.
− Paro rápido
Pruebas de estabilización de la unidad para la recepción final: monitoreo de
gráficas de tendencias de temperaturas, presiones, corrientes y demás variables
físicas comprometidas en el funcionamiento de la unidad
3.2.1.3 Listas de verificación y protocolos. Los protocolos y listas de
verificación deben presentar en cada hoja un cuadro en la parte inferior para la
colocación de fecha, nombre y firma por parte del fabricante, contratista de
montaje, Interventoría y grupo de comisionamiento. También presentan columnas
para la definición del estado de la verificación y para la indicación del número de
protocolo a aplicar en caso de que se considere necesario.
3.2.1.4 Definición de los recursos. Se realiza una matriz de responsabilidades
para la ejecución de las pruebas y puesta en servicio, incluyendo el personal del
comisionamiento, el del área del contratista de montajes y la Interventoría.
60
4. ENTRENAMIENTO, CAPACITACIÓN Y MANEJO DE INFORMACIÓN.
El entrenamiento técnico de las personas que se encargarán del funcionamiento
de la central es uno de los aportes más significativos que entrega el grupo de
comisionamiento al proyecto.
Para este fin, es fundamental un adecuado proceso de selección del personal, lo
mismo que su presencia en el sitio de construcción desde las etapas tempranas
del montaje, de modo que, sin causar tropiezos y demoras a los equipos de
montajes y construcción, adquiera por contacto directo conocimientos que le
servirán mas tarde en sus labores normales de mantenimiento y operación.
Paralelamente durante su presencia en la obra, el personal técnico debe realizar el
estudio de toda la información técnica generada en el proyecto: los manuales y
catálogos entregados por los fabricantes, así como los planos, secuencias e
instructivos de operación elaborados por el grupo de comisionamiento ó sus
compañeros.
4.1 ENTRENAMIENTO Y CAPACITACIÓN
Deben desarrollarse basados en las siguientes fases:
- Reconocimiento operativo del proyecto.
- Elaboración de memorias y capacitación.
- Instrucción formal y capacitaciones.
- Contacto con los sistemas y equipos.
-Evaluaciones
61
4.1.1 Reconocimiento operativo del proyecto. Normalmente el grupo de
comisionamiento recomienda a las áreas operativas, de la compañía propietaria
del proyecto, la vinculación de por lo menos dos ingenieros para que inicien sus
labores durante el montaje de los primeros equipos en la casa de máquinas y la
captación: Puente-grúa , blindajes, distribuidores, drenajes y tubos de aspiración,
estos ingenieros, deben tener experiencia previa en centrales de generación, no
necesariamente en la recepción de la central, puesto que en esto estarán
apoyados por el grupo de comisionamiento. Estos ingenieros emplean parte de su
tiempo en el reconocimiento del proyecto, recorriendo continuamente todos los
frentes de trabajo y enterándose directamente del progreso de los montajes y
obras civiles, adicionalmente deben estudiar los diseños y toda la información
entregada por fabricantes y contratistas con el fin de elaborar los manuales de
mantenimiento y operación que deben ser suministrados al personal técnico de
menor rango que vendrá posteriormente al proyecto, también informará de primera
mano al grupo de comisionamiento si encuentra alguna no conformidad que
considere ser formalizada en este grupo.
Es de gran importancia que este grupo de trabajo inicie la organización de la
documentación del proyecto de modo que al final de la construcción se tenga
montada una base de datos y archivo de documentos actualizada y fácil de
manejar por el personal de operación y mantenimiento y a la cual se pueda
adicionar los documentos finales entregados por el constructor y el montador de
equipos sin que cause desorden en los archivos.
4.1.2 Elaboración de memorias y capacitación. El grupo de comisionamiento,
con la ayuda de los ingenieros ya mencionados, elaboran las memorias de
operación y mantenimiento; estas memorias contienen una descripción general
sobre el funcionamiento y las pautas de mantenimiento, siempre ajustadas a las
62
recomendaciones y exigencias de los fabricantes de los equipos, buscando con
estas monografías, que el personal operativo tenga acceso a la información de
una forma rápida y objetiva, permitiéndole, de esta forma, la seguridad y rapidez
necesaria para una adecuada operación de los equipos.
Las memorias deben tener las suficientes referencias sobre el origen de la
información, de modo que la persona pueda profundizar en el conocimiento de los
equipos dirigiéndose a las fuentes de información referenciadas: Catálogos,
planos, instructivos de montaje y operación, direcciones de INTERNET, cuando
sea necesario una intervención a fondo de los sistemas.
A cada sistema en particular se le elabora un manual de operación y
mantenimiento 5.
4.1.3 Instrucción formal y capacitaciones. Normalmente el personal encargado
de la compra de los equipos adiciona en el contrato, como exigencia fundamental,
que los fabricantes dicten unas capacitaciones sobre el funcionamiento de los
equipos suministrados así como los instructivos de operación y mantenimiento,
estos ciclos de capacitación es conveniente que se dicten un poco antes ó durante
el montaje y puesta en servicio y a ellos deben asistir los ingenieros y tecnólogos
designados para la operación y mantenimiento, el personal encargado del montaje
y los delegados del grupo de comisionamiento encargados de cada tema
específico, en algunos temas también asiste el personal de la Interventoría con el
fin de complementar su labor de verificación de la correcta implementación y
montaje de los equipos. 5 TORO LONDOÑO, Juan Carlos. Experiencia de EEPPM en la participación de las áreas de operación y mantenimiento en las diversas etapas de puesta en servicio de nuevas centrales hidroeléctricas. En: XV reunión Comisión de integración eléctrica regional SOMSE Bienio 89/90.Medellín 1990.p18 a 26.
63
En lo posible las capacitaciones se dictarán en la obra donde se tenga una
facilidad de localización de los equipos buscando que los alumnos comprendan la
funcionalidad de cada sistema ó componente en el desempeño del conjunto de la
central de generación. Se debe hacer énfasis en los componentes más
vulnerables y de mayor posibilidad de falla, solicitándole a los representantes de
los fabricantes la mayor claridad en las instrucciones a seguir para cualquier
desarmado, armado, puesta a punto de parámetros, cambios de software,
ubicación de repuestos, limitaciones y alcances de los equipos, el fabricante debe
entregar memorias de estas capacitaciones con todas las características de los
equipos.
Una vez los ingenieros encargados de la elaboración de los manuales hayan
recibido las capacitaciones con las memorias y notas de los cursos se procede a
plasmar las instrucciones en los manuales de mantenimiento en forma precisa y
detallada, donde se incluyan las partes constitutivas de los equipos y sistemas, su
filosofía de funcionamiento, su inserción en la cadena del sistema, operación,
alarmas, seguridades, protecciones, jerarquías de acceso etc.
En esta fase se exige un estudio a conciencia de los manuales por parte de los
ingenieros de operación hasta lograr la comprensión y confianza en la operación
sin o con la mínima ayuda de los instructores.
Es de vital importancia que los ingenieros estudien concienzudamente el sistema
de control de la central, lo comprendan en su totalidad y realicen sin temor todas
las consultas necesarias si se tienen dudas e inquietudes sobre su
funcionamiento, aprovechando la presencia en el sitio de los diseñadores,
instructores de los fabricantes, montadores y grupos de comisionamiento.
64
Cada ingeniero debe presentar un informe escrito, que muestre su visión de los
sistemas por él estudiados, haciendo énfasis en las limitaciones operativas, el
riesgo que representa cualquier falla y planes de contingencia que se puedan
implementar. Con estos informes se pretende que los ingenieros profundicen sus
conocimientos y muestre su dominio del tema, extractando la mayor cantidad de
información sobre las posibilidades de los sistemas y equipos a su cargo y a su
vez detecte problemas de operación por mal montaje o diseño que, al momento,
no hayan sido detectadas por todas las instancias por las que ha atravesado el
proyecto, constituyéndose en el último filtro para las correcciones antes de las
pruebas y puesta en operación de la central.
Temas de capacitación sugeridos:
-Descripción de los equipos y sistemas con sus características
garantizadas.
-Procedimientos de arranque y paro, operaciones normales y en
emergencia, estrategias y operaciones con control manual y automático.
-Requerimientos y cronogramas de mantenimiento preventivos.
-Procedimientos de seguridad y salud ocupacional, posibilidades de
enfermedades y daños ocasionados por el mal uso de equipos y sistemas.
-Uso de herramientas especiales e inventario de repuestos para facilitar los
recambios.
-Procedimientos de emergencia.
-Daños más comunes, causas e instrucciones a seguir para cualquier
desarmado, armado, seteo de parámetros, cambios de software, etc.
-Manejo de los manuales, planos e información suministrada por los
fabricantes y diseñadores: convenciones, mnemotécnica, enlaces con otros
documentos ó planos.
-Documentos y reportes del comisionamiento.
65
4.1.4 Contacto con los sistemas y equipos. El grupo de ingenieros de
operación, requiere una presencia regular en los diferentes frentes de trabajo, de
modo que, sin obstaculizar las labores de montaje, la cercanía con el equipo le
permita un aprendizaje visual, el reconocimiento y ubicación espacial de las partes
constitutivas de los sistemas. Deben evitar realizar maniobras inconsultas ó sin la
presencia de los instructores ó representantes de los fabricantes, puesto que se
pueden correr riesgo de daños a personas y equipos. Las primeras operaciones y
maniobras se deben realizar de acuerdo al programa de pruebas y puesta en
servicio, donde se dan instrucciones precisas y se define quien debe realizarlas.
4.1.5 Evaluaciones. Es conveniente realizar evaluaciones que midan el grado de
conocimientos adquiridos por los ingenieros y técnicos de operación. Estas
pueden ser orales ó escritas y deben realizarse en tal forma que las personas
entiendan que se está realizando solo una medida de sus conocimientos para
orientar ó mejorar las capacitaciones y competencias requeridas para
desempeñar adecuadamente el trabajo; no como medida coercitiva para mantener
su puesto.
La evaluación debe hacerse en dos fases, así:
4.1.5.1 Fase conceptual. Se le exige al operador el aprendizaje de los
manuales y la memorización de las secuencias de arranque y parada de los
diferentes sistemas de la central, buscando que se adquiera un conocimiento
descriptivo y funcional de los equipos y sistemas. Los operadores deben conocer
el porqué de cada una de los pasos y maniobras y su implicación en el sistema
total de la central, evitando un manejo intuitivo de las operaciones por el riesgo
que ello conlleva; además de la parte operativa el grupo de operación debe recibir
66
una formación administrativa que incluya nociones de manejo de personal,
mejoramiento de competencias, presentación administrativa de la empresa, etc.
4.1.5.1 Fase operativa. La operación propiamente dicha de los equipos se debe
entregar al grupo de operación paulatinamente a medida que el avance de los
montajes y las pruebas pre-operativas lo van permitiendo. Una vez entre en
operación cualquiera de los sistemas de la central sólo el personal de operación
tendrá la autoridad para realizar cualquier maniobra, una vez se entreguen los
equipos a este personal nadie mas debe operarlo sin su intervención ó
consentimiento, de esta forma el personal adquiere confianza en el manejo y se
puede aprovechar el modo de operación en pruebas con el fin de simular fallas y
estados, permitiéndole a los operadores visualizar futuros problemas y
contingencias y pudiendo evaluar su capacidad para sortear estas dificultades,
una vez se haya preparado la falla, se simula y se le entrega al operador para que
restablezca el servicio a la mayor brevedad posible. Una vez restablecido el
servicio el operador debe elaborar un informe que consignará en el libro de
operación el procedimiento seguido para restablecer el servicio y dará un
diagnostico de las posibles causa de la contingencia; sobra decir que la simulación
no debe causar daños a los equipos ó sistemas.
4.2 MANEJO DE LA INFORMACIÓN
El grupo de comisionamiento debe velar porque en todas las etapas del proyecto
la información resultante tenga un manejo adecuado, de modo que cuando el
proyecto esté en funcionamiento el personal encargado de la operación y
mantenimiento tengan disponible la mejor información sobre todos y cada uno de
los sistemas que constituyen la central. Es de capital importancia establecer que
67
dentro de los procesos de aseguramiento de la calidad de los proveedores,
constructores, montadores y la propia dependencia de operación, se tengan
claramente definidos los procedimientos de archivo y manejo de información, que
los planos , catálogos y manuales obsoletos tengan un adecuado instructivo para
su destrucción quedando sólo las últimas versiones “como construido” vigentes al
finalizar la obra.
4.2.1 Planeación de la información. Es la actividad de identificar toda la
información requerida en el proyecto, con las respectivas características,
condiciones y reglas para su creación y tratamiento. Paralelamente la actividad
define las reglas y metodología para la comunicación de información dentro de los
equipos ejecutores del proyecto, el grupo de comisionamiento y para los contactos
con entidades externas, la principal herramienta que se requiere, para obtener una
correcta planificación, es el análisis de las entidades involucradas en el proyecto.
La planeación de la información debe abarcar todas las etapas del proyecto desde
la planeación hasta la aceptación definitiva con el cumplimiento de las garantías
de funcionamiento.
Aunque normalmente la elaboración del plan de información lo debe realizar el
equipo de desarrollo del proyecto, el grupo de comisionamiento debe acogerse y
avalar el plan realizado, de acuerdo con las siguientes actividades:
4.2.1.1 Suposiciones y restricciones. Se debe partir de la base que se tienen
suposiciones y restricciones que afectarán la producción, trámite y comunicación
de la información. Pueden elaborarse supuestos sobre el tipo de información que
posiblemente le interesará a las entidades involucradas con el proyecto, supuestos
sobre el funcionamiento de la organización y eventos que incidan en el tratamiento
de la información, supuestos de evolución de la tecnología en el tiempo que dura
68
el proyecto etc. Así mismo, las restricciones pueden ser por ejemplo sobre
información confidencial y quiénes tendrán acceso a ellas, restricciones sobre
autorizaciones de divulgación de información, restricciones por procedimientos
corporativos estandarizados por el dueño del proyecto.
4.2.1.2 Análisis de tecnología disponible. Efectuar el análisis de tecnología
disponible, para transmitir información. En este punto se trata de evaluar qué
tecnología se tiene en un momento dado y cuál haría falta de acuerdo con lo que
se supone que se vaya a manejar dentro del proyecto:
-Si el tipo de información gráfica se puede enviar por Internet o si se
requiere un servidor de dedicación exclusiva.
-Si se pueden colocar restricciones de acceso digital de acuerdo con la red
que se maneja en la empresa, para tratar información de ese tipo y con
acceso sólo a parte del personal que participa en el proyecto.
-Si el software existente puede soportar todo el material gráfico, de texto y
programación que se requiere.
4.2.1.3 Estructura documental digital y de archivo impreso. La
estructura documental digital consiste en un árbol de directorios debidamente
organizados en carpetas y subcarpetas y colocados en el computador de la
persona que se designe para controlar el orden de la información o en un servidor
asignado para tal fin. Estos archivos digitales deben tener los permisos de
accesos y reglas de alimentación y mantenimiento de la información necesaria
para garantizar el cubrimiento de las necesidades de todos los requeridores de
ella.
69
El archivo físico o impreso se organiza teniendo en cuenta las diferentes etapas
del proyecto. Primero se organiza por lotes de la estructura analítica, y
posteriormente, cuando se efectué la contratación o adquisición, se organizaría
por contratos y finalmente se entrega organizada por sistemas funcionales. Se
debe tener en cuenta también las restricciones y lineamientos del dueño del
proyecto.
Las carpetas y subcarpetas que se organicen en el espacio físico o estantería,
asignada para el proyecto dentro del archivo técnico, tendrán que garantizar el
cubrimiento de las necesidades de todos los requeridores de la información. Con
frecuencia esta clase de archivo recibe la primera información del proyecto, ya que
casi siempre es entregada en formato impreso y con unos respaldos digitales.
Además, se debe describir el procedimiento y reglas que se usarán para codificar,
archivar y dar trámite a todo tipo de información que se use en el proyecto (estos
procedimientos y reglas específicos dependen de la estructura de manejo y control
de información del dueño del proyecto. Como ejemplo en el Anexo D, se
desarrolla la metodología para el control de la información del proyecto de
modernización del complejo hidroeléctrico Guadalupe-Troneras, perteneciente a
las EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN)
70
5. CONCLUSIONES
La operación comercial de una planta de generación hidroeléctrica requiere por
parte de su dueño un gasto sustancial de los recursos generados por la misma. Un
pobre desempeño en la operación y mantenimiento, excesivas paradas para
reparaciones y consumo de repuestos caros y difíciles de conseguir, representa
grandes pérdidas monetarias para las empresas. Por ello si desde las fases
iniciales de un proyecto se realiza una adecuado Comisionamiento estas pérdidas
se pueden reducir.
El proceso de Comisionamiento no debe ser confundido sólo con las pruebas
funcionales, el ajuste de parámetros y el balance de energías producida y
consumida por la central; el proceso de Comisionamiento debe ir más allá
involucrándose desde los procesos de planeación y diseño así como los obvios de
construcción, pruebas y puesta en servicio, puesto que diagnósticos tempranos de
posibles fallas de funcionalidad, diseño, fabricación y resultados de pruebas, con
un adecuado tratamiento, se traducirán en ahorros en la etapa de operación
comercial y determinarán que tan bien trabajarán los equipos.
El uso generalizado de sistemas de control automático ha permitido no solo un
mejor desempeño de los sistemas de generación si no que también son una
herramienta muy útil en el proceso de puesta en servicio de la central puesto que
permite la verificación y archivo de todas las variables iniciales (además se
registra su variación en el tiempo), de los diferentes procesos que se llevan a cabo
durante esta etapa.
De acuerdo a los objetivos del documento se planteó un proceso sistemático para
asegurar que los sistemas constitutivos de una central hidroeléctrica, actúen
interactivamente de acuerdo con la planeación y el diseño realizado y que se
documente adecuadamente todos los cambios realizados en las etapas de
71
construcción y puesta en servicio y se establecieron pautas para que el personal
que realizará la operación y el mantenimiento aproveche toda la información
generada a través del desarrollo del proyecto para optimizar el desempeño de su
gestión; que la manipulen suficientemente durante su capacitación inicial para que
durante la vida útil del proyecto estén familiarizados con todos los sistemas y su
información técnica.
Si se tienen claras las metas operacionales a través del esfuerzo realizado en el
Comisionamiento, se obtendrán beneficios por:
• Mejora en la eficiencia de los procesos.
• Incremento de la vida útil de los equipos.
• Reducción de paradas de máquinas.
• Disminución de los riesgos de seguridad y salud ocupacional del personal.
• Eficiencia en el desempeño del personal de operación y mantenimiento.
• Rebaja de costos de seguros, operación y mantenimiento.
• Incremento de la seguridad de los equipos por mejor conocimiento de sus
características.
• Rapidez en el acceso a la información.
• Satisfacción de los clientes a los que se le entrega la energía.
• Incremento de los márgenes de ganancia optimizando la explotación comercial.
• Reducción de reclamaciones a fabricantes, suministradores y montadores.
72
BIBLIOGRAFIA
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLIN. Área Montajes. Aplicativo: AP01-2007
para la administración de la información del proyecto modernización central
Guadalupe-Troneras. En: Sistema de aseguramiento de calidad. Medellín, 2007.
7p.
---------. Área Montajes. Instructivo: SRT-MTJ 021 recibo almacenamiento
verificación y disposición de instrumentación. Versión 02. En: Sistema de
aseguramiento de calidad
ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA, HEADQUARTERS. DEPARTMENT OF THE
ARMY. Commissioning of mechanical systems for command, control,
communications, computer, intelligence, surveillance, and reconnaissance (C4ISR)
facilities, Technical Manual 5-697.2002.113p.En:
<http://www.usace.army.mil/publications/armytm/tm5-697/toc.htm> (Consultado:
Noviembre 15 de 2006).
INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONIC ENGINEERS. Carrier sense
multiple access with collision detection (CSMA/CD) access method and physical
layer specifications. New York. IEEE, 2002. 1538p. (Norma IEEE 802 Part 3)
--------. Guide for Control of Hydroelectric Power Plants. New York. IEEE. 1987.
100p. (Norma IEEE 1010)
--------. Guide for identification, testing, and evaluation of the dynamic performance
of excitation control systems. New York. IEEE. 1990. 39p.(Norma IEEE 421.2)
73
INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. Hydraulic turbines -
Testing of control systems. Geneve. IEC. 2005. 21p. (Norma IEC 60308,)
INTERNATIONAL ENERGY AGENCY. Guidelines on methodology for control
system rehabilitation. Ontario: IEA , Junio de 2001. 177p.
PROJECT MANAGEMENT INSTITUTE. Guía de los fundamentos de la dirección
de proyectos. En: AEIPRO. Barcelona,1996. p 182-199
TORO LONDOÑO, Juan Carlos. Experiencia de EEPPM en la participación de las
áreas de operación y mantenimiento en las diversas etapas de puesta en servicio
de nuevas centrales hidroeléctricas. En : XV reunión Comisión de integración
eléctrica regional SOMSE Bienio 89/90.Medellín, 1990.52p.
74
ANEXO A
Matriz de roles y responsabilidades para organización de proyectos del Área de
montajes de las EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN.
EN:
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLIN. Área Montajes. Aplicativo: TDE-MTJ-FR-
067 Organización y responsabilidad por proyecto. Versión 05, 2007. Sistema de
aseguramiento de calidad.
75
ANEXO B
Diseño conceptual de sistema de control automático para una nueva central
hidroeléctrica.
En:
Propuesta para modernización del sistema de control de la central Troneras.
76
ANEXO C
Protocolos y listas de chequeo para la recepción y prueba de equipos de
instrumentación y control en una central hidroeléctrica.
En:
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLIN. Área Montajes. Aplicativo: SRT-MTJ-FR-
120 Protocolo de pruebas. Proyecto Modernización Guadalupe - Planta Guadalupe
III, 2007. Sistema de aseguramiento de calidad. Medellín, 2007. 14p
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLIN. Área Montajes. Aplicativo: SRT-MTJ-FR-
178 Control de instrumentación. Versión 03, 2007. Sistema de aseguramiento de
calidad. Medellín, 2007. 4p
77
ANEXO D
Aplicativo para la administración de la información del proyecto modernización
central Guadalupe-Troneras de EPM.
En:
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLIN. Área Montajes. Aplicativo: AP01-2007
para la administración de la información del proyecto modernización central
Guadalupe-Troneras. En: Sistema de aseguramiento de calidad. Medellín, 2007.
7p.