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Sumariojulio-septiembre-2012

Boletín IIE

SumarioJunta Directiva

Presidente: Jaime González Aguadé, director general de la Comisión Federal de Electricidad

Secretario: Hugo Gómez Sierra, presidente de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

Prosecretario: Fernando A. Kohrs Aldape, Instituto de Investigaciones Eléctricas

Consejeros propietarios: • Verónica Irastorza Trejo, subsecretaria de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico, Secretaría de Energía • Luis Carlos Hernández Ayala, director de Opera-ción, Comisión Federal de Electricidad • Luis Arias Osoyo, director de Modernización, Comi-sión Federal de Electricidad • Florencio Aboytes García, subdirector de Programación, Comisión Federal de Electricidad • Jesús Eliseo Ramos, subdirector de Distribución, Comisión Federal de Electricidad • Jaime Francisco Hernández Martínez, director general de Programación y Presu-puesto “B” de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público • José Narro Robles, rector de la Univer-sidad Nacional Autónoma de México • Yoloxóchitl Bustamante Diez, directora general del Instituto Politécnico Nacional • Enrique Fernández Fassnach, rector general de la Universidad Autónoma Metropolitana • Eugenio Cetina Vadillo, director adjunto del Centro de Investigación, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología • Jaime Parada Ávila, director general, Innovación y Competiti-vidad, S. A. de C. V.

Comisarios públicos: • Gustavo Ernesto Ramírez Rodríguez, delegado y comisario público propietario del Sector Energía de la Secretaría de la Función Pública • Juan Edmundo Granados Nieto, subdelegado y comisario público suplente del Sector Energía de la Secretaría de la Función Pública

Invitados: • Emiliano Pedraza Hinojosa, director general de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía • Carlos Antonio Álvarez Balbas, socio director, Despacho Álvarez Balbas, S. C. • Miguel Vázquez Rodríguez, presidente de la Comisión de Innovación y Tecnología de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

Comité Técnico Operativo

Presidente: Reyna Amada Velázquez Montes, Secretaría de Energía

Secretario técnico: Fernando A. Kohrs Aldape, Instituto de Investigaciones Eléctricas

• Luis Carlos Hernández Ayala, Comisión Federal de Electricidad • Gustavo Ernesto Ramírez Rodrí-guez, Secretaría de la Función Pública • Juan Edmundo Granados Nieto, Secretaría de la Función Pública • Jaime Francisco Hernández Martínez, Secretaría de Hacienda y Crédito Público • José Narro Robles, Universidad Nacional Autónoma de México • Yoloxóchitl Bustamante Diez, Insti-tuto Politécnico Nacional • Enrique Fernández Fassnach, Universidad Autónoma Metropolitana • Eugenio Cetina Vadillo, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología • Emiliano Pedraza Hinojosa, Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía • Miguel Vázquez Rodríguez, Comisión de Innovación y Tecnología de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

Comité Editorial

• Julián Adame Miranda, director ejecutivo • Ángel Fierros Palacios, director de Energías Alternas • Salvador González Castro, director de Sistemas de Control • Rolando Nieva Gómez, director de Sistemas Eléctricos • José M. González Santaló, director de Sistemas Mecánicos • Fernando A. Kohrs Aldape, director de Planeación, Gestión de la Estrategia y Comercialización • José Alfredo Pérez Gil y García, director de Administración y Finanzas

• Francisco Escárcega Rodríguez, coordinador de Comunicación Institucional • Gladys Dávila Núñez, jefa del Departamento de Difusión • Federico Estrada Arias, coordinador editorial • Arturo Fragoso Malacara, diseño gráfico • Verónica García Rodríguez, diagramación, formación y cuidado de la edición • Wendy Lugo Sandoval, publicación electrónica • Sergio Ortega López, foto-grafía • Ana María Sámano Ramírez, distribución

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Comercialización Difusióncomercializacion@iie.org.mx difusion@iie.org.mxRicardo López García Gladys Dávila NúñezTeléfono: (+52) (777) 362 3851 Teléfono: (+52) (777) 362 3849rlopez@iie.org.mx gdavila@iie.org.mx

Boletín IIE es una publicación trimestral, de distribución gratuita y editada por el Departamento de Difusión del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE). Los artículos firmados son respon-sabilidad de sus autores. El material de este Boletín sólo puede reproducirse parcial o totalmente, con la autorización escrita del IIE. ISSN0185-0059. Certificado de licitud de título 01777. Fran-queo pagado, publicación periódica, permiso número 002 0583, características 319 321412, auto-rizado por Sepomex.

El tiraje de esta publicación es de 2,000 ejemplares.

Impreso en los talleres de Dicograf, S.A. de C.V. Av. Poder Legislativo 304, colonia Prados de Cuernavaca, C.P. 62239 Cuernavaca, Morelos, México.

90 Editorial

91 Divulgación Panorama de la racionalización de sistemas de alarmas en el sector

industrial y eléctrico/Panorama of the rationalization of industrial and electric alarm systems

Eric Zabre Borgaro y Octavio Gómez Camargo.

96 Tendencia tecnológica Filosofía de alarmas en la gestión de los sistemas de alarmas

en unidades de generación de energía eléctrica/Alarms philo-sophy in the alarms system management in electric power generation units

Rafael Román Cuevas, Mayolo Salinas Camacho, Eric Zabre Borgaro y Víctor Manuel Jiménez Sánchez.

104 Artículo técnico Herramienta de diagnóstico y evaluación de los sistemas de

alarmas en unidades generadoras de energía eléctrica/Diag-nosis and evaluation tool of the alarm systems in generating electric power units

Mayolo Salinas Camacho, Rafael Román Cuevas, Víctor Manuel Jiménez Sánchez y Eric Zabre Borgaro.

114 Comunidad IIE El IIE desarrolla un simulador de caldera/IIE develops a boiler

simulator. Redes inteligentes y su aplicación en ciudades sostenibles/Smart

Grid and its application in sustainable cities. IIE entrega sistema basado en realidad virtual/IIE delivers a system

based on virtual reality. IIE e INER de Ecuador firman convenio marco de cooperación/

IIE and INER Ecuador sign a cooperation agreement. 116 Entrevistas Una visión de la CFE: valor agregado a las unidades de las centrales

generadoras/A CFE vision: value added to the plants units. Entrevista al Ing. Carlos Fernández Fiol, Subgerente de Instrumen-

tación y Control de la Subdirección de Generación en la Comisión Federal de Electricidad

Experiencia acumulada de un pionero y experto en la incursión de sistemas de alarmas/Accumulated experience of a pioneer and expert in the incursion of alarm systems.

Entrevista al Ing. Bill Hollifield, Director Consultor en proyectos de Administración de Alarmas, en PAS (Process Automation System), Estados Unidos. Coautor de Recomended Practice for Alarm Manage-ment de EPRI y miembro del Comité ANSI/ISA 18.2

122 Artículo de investigación Assessment and planning of the electrical systems in Mexican refi-

neries by 2014/Evaluación y planificación de los sistemas eléctricos en refinerías mexicanas para 2014

Luis Iván Ruiz Flores, José Hugo Rodríguez Martínez, Guillermo Darío Taboada, Javier Pano Jiménez.

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Boletín IIEjulio-septiembre-2012Editorial

Editorial

Desde que el hombre tiene uso de razón ha sido capaz de crear y desarrollar herramientas que le

han facilitado la vida, sin embargo, también ha tenido que enfrentar problemas que exigen soluciones inmediatas, creativas y efectivas, que procuren en todo momento su seguridad.

La complejidad del mundo moderno demanda que los seres humanos estemos cada vez más preparados y alertas ante las contingencias que se puedan suscitar, para de esta forma actuar con rapidez y preci-sión, de tal forma que los mecanismos puedan continuar su marcha, evitando a toda costa la interrupción de sus procesos, lo cual podría impactar negativamente a quienes se benefician con ellos.

Tal es el caso de las centrales generadoras de energía, cuyo desempeño no se puede ver afectado por ningún agente externo y para lograrlo se debe contar con elementos y sistemas que permitan detectar adecuada-mente cualquier anomalía que se presente y que pudiera poner en riesgo no sólo su operación, sino la vida de quienes ahí laboran. Es así como surgieron las alarmas, mecanismos que informan al operador sobre una condición anormal en el proceso, la cual requiere una acción inmediata para restablecer la condición al estado normal de operación.

En su sección de divulgación, el número 3 del Boletín IIE presenta un panorama de la racionalización de sistemas de alarmas en el sector industrial y eléctrico, encaminado a la atención de centrales generadoras con sistemas modernos de control distribuido; en la sección de tendencia tecnológica se plantea la filosofía de alarmas en la gestión de los sistemas de alarmas en unidades de generación de energía eléctrica y se presenta un caso práctico y genérico que engloba los criterios y lineamientos que la conforman.

El artículo técnico describe una herra-mienta de diagnóstico y evaluación de los sistemas de alarmas en unidades gene-radoras de energía eléctrica, la cual se propone como un primer diagnóstico que dé a conocer el estado del sistema de alarmas que tienen a su cargo los opera-dores de la central.

En comunidad IIE se presenta un pano-rama general de eventos en los que parti-cipó el Instituto a nivel nacional e inter-nacional, así como algunos de los logros alcanzados durante el segundo cuatrimestre del año, que incluyen proyectos desarro-llados y entregados a diversas entidades públicas y privadas.

En esta ocasión, las breves técnicas ceden su espacio para presentar dos entrevistas con expertos en el tema, quienes hablan sobre una visión de la CFE respecto al valor agregado a las unidades de las centrales generadoras, así como de la experiencia acumulada en la incursión de sistemas de alarmas.

Para cerrar este número, el artículo de investigación trata sobre la evaluación y planificación de las instalaciones eléctricas en refinerías mexicanas para 2014.

Sin duda alguna, los sistemas de alarmas en unidades de generación eléctrica se han convertido en una herramienta indispen-sable para garantizar su óptima operación y poder actuar de manera más eficiente cuando se presenta una contingencia, lo que permite, además, mejorar los índices de productividad y minimizar costos de producción, mejorando aspectos ambien-tales y de seguridad.

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DivulgaciónPanorama de la racionalización de sistemas de

alarmas en el sector industrial y eléctrico

Panorama de la racionalización de sistemas de

alarmas en el sector industrial y

eléctrico

Panorama de la racionalización de sistemas de alarmas en el sector industrial y eléctrico

Eric Zabre Borgaro y Octavio Gómez Camargo

El concepto de racionalización de alarmas trasciende más allá de revisar y priorizar las alarmas de la base de datos que controla el sistema de control distribuido.

Resumen

Se presenta un panorama general de la racionalización de alarmas en el sector industrial, encaminado

a la atención de centrales generadoras con sistemas modernos de control distri-buido. Tal modernización ha provocado situaciones problemáticas no esperadas y su atención en centrales generadoras dentro del territorio mexicano ha deto-nado el inicio de actividades para llevar los sistemas de alarmas (SA) a su nivel estable que solían tener antes del surgi-miento de tal modernización o mejorarlo. A través de este recorrido se presenta un panorama general de la racionalización de alarmas que incluye una serie de artículos que describen las actividades llevadas a cabo, basadas en normas internacionales tales como la EEMUA 191 (Engineering Equipment & Materials Users’ Association, revisión 1999/2007, con sede en UK) y la ANSI/ISA-18.2-2009 (International Society of Automation, revisión 2009, con sede en Carolina del Norte, Estados Unidos) que surgieron a raíz de la creación del consorcio ASM® (Abnormal Situation Management) en 1994.

Abstract

An overview of the rationalization of alarms in the industrial sector is presented, aimed at the care of plants with modern distributed control systems. Such modernization has led to unex-

pected pitfalls and its attention to plants in Mexico has triggered the start of activities to carry the alarm systems to the stable level that they used to have before the emergence of such modernization or its improvement. Through this tour, an overview of the rationalization of alarms that includes a series of articles that describe the activities carried out is presented, based on international standards such as the EEMUA 191 (Engineering Equipment & Materials Users’ Association, revision 1999 / 2007, headquartered in the UK) and ANSI/ISA-18.2-2009 (International Society of Automation, 2009 review, headquartered in North Carolina, USA, which emerged as a result of the creation of the ® ASM Consortium (Abnormal Situation Management) in 1994.

Introducción

A raíz de la diseminación y la moderniza-ción de las plantas industriales, en parti-cular aquéllas adscritas al sector eléctrico, los sistemas de alarmas han ido ganando auge por la importancia que representan para los operadores en centrales genera-doras. El advenimiento de los sistemas de control distribuido (SCD) ha compli-cado la operación de los procesos que se controlan en muchas de las industrias, sin importar la naturaleza de su producto final. El sector eléctrico no es la excep-ción, ya que como es de esperar, los estu-dios de tiempos y movimientos que dan respuesta a cualquier anomalía por parte del operador, han demostrado que no es

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Boletín IIEjulio-septiembre-2012Divulgación

posible responder bajo circunstancias de avalanchas de alarmas que se le presenten. Es por ello que las Gerencias de Control, Electrónica y Comunicaciones (GCEyC) y Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación (GSACyS) del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) se han dado a la tarea de responder a las nece-sidades de racionalización de alarmas de unidades generadoras en diversas centrales generadoras de energía eléctrica. Toda aquella central con algún SCD moderno, no está exenta de algún problema relacio-nado con el manejo de alarmas.

Sistema de control distribuido

Para comprender mejor los aspectos de racionalización de alarmas es importante recordar que un SCD, surgido entre las

décadas de los 70 y 80, se concibió con la finalidad de sustituir la instrumenta-ción existente en los paneles ubicados en los cuartos de control, desde donde un operador solía controlar las condiciones óptimas de un proceso, cuyas variables que se visualizaban en la instrumentación, pasaron a formar parte de la información y datos que se despliegan y supervisan en monitores de computadoras, y que poco a poco se han incorporado a redes total-mente integradas a gran escala, en tiempo real y de alto rendimiento a los procesos de operación, aunados a la necesidad de hacer más eficiente el uso de los recursos al alcance y por ende minimizando costos. Esto permite comprender que un SCD no simplemente implica la sustitución de equipo en sí, sino que conlleva el entendi-miento de una nueva filosofía que defina todos los elementos que intervienen. La

complejidad de los procesos en plantas industriales de diversos sectores como petroquímica, pulpa y papel, eléctrico, entre otros, se ha beneficiado con tecno-logías de automatización. Esta evolución, que se debe en gran parte a los sistemas de cómputo, mejoró la precisión en la operación y facilidades de modificación de las estrategias de control, sin embargo, tal modernización también ha generado conflictos y problemáticas no esperadas.

Racionalización de alarmas

La gestión de alarmas es una necesidad que surge como consecuencia de los acci-dentes ocurridos, en los que los opera-dores no recibían las alarmas de la situa-ción operativa de la central, de una manera oportuna, en el formato requerido y con la información necesaria para tomar las acciones pertinentes en el tiempo adecuado y así evitar un accidente que afectara a los equipos y fluidos de proceso, a las personas y al medio ambiente.

El concepto de racionalización de alarmas (RA) trasciende más allá de revisar y prio-rizar las alarmas de la base de datos que controla el SCD. Es más una metodología de administración del ciclo de vida de las alarmas, que implica una serie de pasos que se han de adoptar como una nueva cultura que forma parte de la operación y supervi-sión del comportamiento de un proceso en general. Los criterios o reglas que se esta-blecen para llevar a cabo la racionalización de alarmas se definen y se establecen en el documento de Filosofía de Alarmas de la central que se atienda. Así, esta filosofía definirá los requerimientos para la adecuada definición y atención de las alarmas por parte del responsable y de los participantes involucrados en tal propósito.

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DivulgaciónPanorama de la racionalización de sistemas de

alarmas en el sector industrial y eléctrico

Se generan los procedimientos para hacer los diagnósticos en línea del desempeño de sistemas de alarmas, extracción de las bases de datos de los módulos de alarmas embebidos en los SCD de diversas marcas y proveedores, racionalización de las alarmas mediante la definición de crite-rios propios de la central, revisión de cada registro de la base de datos y aplicación de tales criterios a la reorganización de los niveles de prioridad para cada alarma, desarrollo de los libros de alarmas e implantación de las nuevas bases de datos en los SCD en las centrales de generación. También se capacita a los responsables y operadores de la central en esta meto-dología y adopción del ciclo de vida de la gestión de alarmas propuesta por las normas de referencia.

El personal del proyecto cuenta con el conocimiento de las normas, de las plantas de generación, de los procesos y de los sistemas de control distribuido para mejorar el desempeño de sistemas de alarmas, con lo cual puede a su vez, emprender la mejora del desempeño de sistemas de alarmas de cualquier SCD y de cualquier tipo de planta de proceso.

Una planta de proceso que se opera con un SCD, generalmente tiene configu-radas miles de alarmas, lo cual, al ocurrir un disturbio en la operación de la planta, genera cientos de alarmas en menos de 10 minutos, ocasionando que se sature la interfaz hombre-máquina, por lo cual, el operador no puede distinguir cuáles son las alarmas críticas que debería estar atendiendo para evitar accidentes o paros de planta innecesarios y en consecuencia no tomar las acciones adecuadas con la prioridad necesaria, desencadenando eventos que pudieran resultar en explo-

siones, pérdida irreparable de equipo, fugas importantes de fluidos de proceso, cierre de centrales y afectaciones al medio ambiente, e inclusive a vidas humanas. Por citar algunos casos debidamente docu-mentados y conocidos por falta de un adecuado sistema racionalizado de alarmas: 1. Marzo 23 de 2005, explosión en la refi-nería de Texas en Estados Unidos; 2. Julio 24 de 1994, incendio en la refinería Milford Haven en el Reino Unido; 3. Noviembre 18 de 1996, incendio en el Eurotúnel que une Francia con el Reino Unido.

Definición de alarma

En muchos casos existe confusión de lo que propiamente es una alarma. Es muy importante que, antes de llevar a cabo labores de racionalización, se tenga claro

el concepto en cuestión, sin importar el proceso del cual se trate. Como defini-ción general se considera como alarma a un mecanismo que informa al operador de una condición anormal en el proceso y por ende se requiere una acción de éste para restablecer la condición al estado normal de operación.

Por lo tanto, una alarma tiene los siguientes propósitos:

1. Alertar de algún cambio anormal.

2. Comunicar la naturaleza del cambio y las posibles causas, esto es, la raíz que la generó.

3. Encausar la acción correctiva.

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Boletín IIEjulio-septiembre-2012Divulgación

Por ende, una alarma requiere de una acción por parte de un operador. Si no existe acción, entonces no se considera alarma, sino un aviso de algo ocurrido en la operación natural del proceso que se esté llevando a cabo.

Existen varias consideraciones que deben tenerse en cuenta para tomar las deci-siones al configurar una alarma, entre ellas: aspectos de prioridad, seguridad, acciones correctivas, severidad, calidad.

Racionalización de alarmas en el mundo, en México y en el IIE

A nivel mundial, diversos sectores indus-triales como el eléctrico reconocen la problemática del sistema de alarmas. La práctica de la RA se ha venido adoptando como parte de las labores cotidianas de monitoreo del estado de los procesos de las centrales. Por ejemplo, PAS® (Process Automation System) en Estados Unidos,

como empresa pionera en esta práctica, encabeza la metodología. Yokogawa® en Japón, cuenta con un sistema de software con funciones para registro de secuencia de eventos de alarmas, registro de eventos, estampados en tiempo real que notifican al operador sobre anomalías en el proceso, registro de históricos, etc. Siemens, en Alemania, ha implantado en muchas centrales SCD modernos y cuenta con sistemas de registros de históricos que permiten analizar el comportamiento de los SA. Honeywell-Matrikon, empresa con buen posicionamiento en el mercado de esta aplicación, cuenta con sistemas de monitoreo y análisis como ayuda para la RA. En México, durante el año 2009, el IIE inició la primera etapa de un proyecto para analizar, evaluar y diagnosticar el estado actual de los SA de seis centrales genera-doras de energía eléctrica como diagnóstico piloto, con tecnología de ciclo combinado, vapor, carbón, diésel, geotermoelétrica e hidroeléctrica, y los hallazgos llevaron a una siguiente etapa, iniciada en agosto de

2010, que consiste en el diseño y reconfi-guración de los SA actuales, considerando los criterios de las normas internacionales mencionadas, con metodología apoyada en tales referencias y en parte evolucionada por el IIE, para llevar los SA de un nivel, en la gran mayoría sobrecargado, al nivel estable que solían tener antes de la modernización y prepararlas para en un futuro poder llevarlas al nivel robusto o predictivo de sus SA.

Conclusiones

Si bien el paso a la modernización de los SCD ha revolucionado la operatividad en las centrales eléctricas, la racionalización de alarmas llevada a la práctica, está trayendo consigo una serie de actividades en las que se establecen criterios de diseño o rediseño, de monitoreo y de atención a las alarmas, derivados de la revisión del estado actual y de formas de atender las alarmas que se presentan en la continua operación de las centrales, realizada principalmente por operadores y personal responsable de la misma, desde los centros de control.

Las actividades de racionalización de alarmas son parte de la metodología que el IIE, basado en las normas de referencia, ha venido transfiriendo durante períodos de atención a las diversas centrales, dentro de un programa establecido, y que se empieza a adoptar como una nueva cultura y como parte del quehacer diario, para atender cada vez mejor y más eficien-temente las alarmas y los requerimientos de una óptima operación en las centrales.

La racionalización de alarmas tiende a mejorar índices de productividad, a mini-mizar costos de producción, y por ende a mejorar aspectos ambientales y de seguridad.

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DivulgaciónPanorama de la racionalización de sistemas de

alarmas en el sector industrial y eléctrico

ERIC ZABRE BORGARO[ezabre@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias con especialidad en Sistemas de Información por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM) en 1988.

Reconocimientos

Se reconoce la participación y apoyo del Ing. Carlos Fernández Fiol y del Ing. Juan Antonio Fernández Correa, contrapartes técnicas y administrativas de la Subdirec-ción de Generación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), por su interés de promover el desarrollo e investigación de este tipo de proyectos, comentarios y segui-miento de las actividades en curso.

Por parte de la GCEyC del IIE han colabo-rado Agustín Espíndola Vásquez, Leonardo Reyes Gutiérrez, Jesús Vázquez Bustos y Filiberto López Larios, quienes han parti-cipado en la racionalización de alarmas en centrales con SCD modernos, localizadas en diversas latitudes del territorio mexicano.

Por parte de la GSACyS del IIE Rafael Román Cuevas, Víctor Manuel Jiménez Sánchez y Mayolo Salinas Camacho, quienes también han apoyado a personal de diversas centrales.

Referencias

ANSI/ISA-18.2-2009. Management of Alarm Systems for the Process Industries, ISBN: 978-1-936007-19-6, Jun23, 2009.

B. Hollifield and E. Habibi. The Alarm Management Handbook, 2006 by PAS, ISBN: 0-9778969-0-0.

Ingeniero Electrónico y de Comunicaciones por la Universidad Iberoamericana en 1983. Especialidad de control automático por la Japan International Cooperation Agency en 1987. Ingresó al Departamento de Electrónica del IIE en 1983 y desde 1999 se unió al grupo de trabajo de la Gerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación, donde ha participado en proyectos relacionados con el diseño, manejo de diversas tecnologías de adquisición de datos, sistemas de prueba de equipo electrónico de procesamiento de datos y proyectos relacionados con simuladores de alcance total para entrenamiento de operadores. Tiene diversas publicaciones en revistas y congresos internacionales.

EEMUA. Alarm Systems, A Guide to Design, Mana-gement and Procurement, Publication 191, Edition 2, 2007, ISBN: 0-85931-155-4.

Leslie D. Jensen. Dynamic Alarm Management on an Ehylene Plant, ÖMV Deutschland GmbH & ProSys GmbH.

O. Aizpurúa, R. Galán y A. Jiménez. A New Cogni-tive-Based Massive Alarm Management System in Elec-trical Power Administration, Proceedings on the 7th Caribbean Conference on Devices, Circuits and Systems, Mexico, Apr. 28-30, 2008.

Popular Mechanics, Technology. What Went Wrong: Oil Refinery Disaster, Sep 14, 2005, http://www.popularmechanics.com/technology/gadgets/news/1758242, Sitio visitado en noviembre 2011.

Yokogawa, Y-Plant Alert. Alarm Annunciator and Sequence of Event Recording System, Bulletin No. BU34M6A08-01E.

O. Gómez, G. Romero. Gestión de alarmas en plantas de proceso, Boletín IIE, Año 35, ene-mar 2011, Vol. 35, Num. 1, ISSN0185-0059.

OCTAVIO GÓMEZ CAMARGO[ogomez@iie.org.mx]

Maestro en Ingeniería con especialidad en Ingeniería Química por la Facultad de Química de la Univer-sidad Nacional Autónoma de México (UNAM) en 1987. Ingeniero Químico por la UNAM en 1979. Pertenece al grupo de investigadores de la Gerencia de Control, Electrónica y Comunicaciones, donde ha participado en proyectos relacionados con control distribuido y sistemas de calidad e infraestructura de turbinas de gas. Su campo de especialidad e interés incluye control de proyectos, supervisión en insta-lación de sistemas de instrumentación y control para unidades turbogás. Su línea de desarrollo es la instrumentación.

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Boletín IIEjulio-septiembre-2012Tendencia tecnológica

Filosofía de alarmas en

la gestión de los sistemas

de alarmas en unidades de

generación de energía eléctrica

Filosofía de alarmas en la gestión de los sistemas de alarmas en unidades de generación de energía eléctrica

Rafael Román Cuevas, Mayolo Salinas Camacho, Eric Zabre Borgaro y Víctor Manuel Jiménez Sánchez

in the electric power generation units of the Mexico’s power plants equipped with modern distributed control systems is described. In a generic way, the description of each point of the philosophy, adapted to the power plants of the country, which can have variants in each of them as its own nature as for the energy source, system arrangements and teams, type and system mark of control, between other vari-ables is presented. A practical and generic case, which includes the criteria and lineaments of the alarm philosophy is also presented.

Introducción

A partir de la década de los sesenta, los sistemas de alarmas en las unidades de generación eléctrica se basaban en la norma ISA-RP18.1 Specifications and guides for the use of general purpose annunciators, referente a las especificaciones y uso de los anuncia-dores (Panalarm, por sus siglas en inglés) para propósitos generales. En los ochentas surgieron los Sistemas de Control Distri-buido (SCD), pero los fabricantes no tenían una norma que los regulara. A partir de aquí, las pantallas de la interfaz hombre-máquina (IHM) se han visto saturadas por el despliegue de avalanchas de registros, entre ellos los de alarmas, quedando el operador imposibilitado para atenderlas, provocando en muchas ocasiones paros y daños en los equipos, lo que se traduce en pérdidas millonarias. A raíz de estos hechos, en la década de los noventa surge la guía europea EEMUA 191 Engineering

Resumen

Se describe el proceso de la meto-dología recomendada por los linea-mientos de las normas internacio-

nales, relacionadas con la administración y manejo de sistemas de alarmas, a través de las cuales se documentan los objetivos y las definiciones, entre otros aspectos, principal-mente para establecer la metodología orien-tada a la gestión de los sistemas de alarmas en las unidades de generación de energía eléctrica de las centrales de México, equi-padas con sistemas de control distribuido moderno. Se presenta de manera genérica la descripción de cada uno de los puntos de la filosofía, adecuada a las centrales del país, la cual puede tener variantes en cada una de ellas por su propia naturaleza en cuanto a la fuente de energía, arreglos de sistemas y equipos, tipo y marca de sistema de control, entre otras variables. Se presenta un caso práctico y genérico que engloba los criterios y lineamientos que conforman la filosofía de alarmas de una central de generación de energía eléctrica.

Abstract

The process of the recommended method-ology by the lineaments of the international norms, related to administration and system handling of alarms, through the objectives are documented. The definitions, among other aspects to establish the oriented methodology to the management of the alarm systems

En México se han realizado diag-nósticos a los sistemas de alarmas en el área de generación eléctrica en varias centrales piloto, seleccio-nadas por el tipo de tecnología.

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Tendencia tecnológicaFilosofía de alarmas en la gestión de los sistemas de

alarmas en unidades de generación de energía eléctrica

Equipment and Materials Users Association, y en 2009 se emite y da a conocer la norma ANSI/ISA-18.2-2009 Management of Alarm Systems for the Process Industries. Actual-mente, la gestión del sistema de alarmas es una práctica común en la industria equi-pada con sistemas de control moderno y en algunos países es una obligación legal.

En la norma ANSI/ISA-18.2, revisión 2009, se detallan las definiciones presen-tadas en este trabajo. En ella se establece que la filosofía de alarmas (FA) es un documento con las definiciones básicas, los principios y los procesos para diseñar, implementar y mantener un sistema de alarmas, mientras que la racionalización se refiere al proceso para revisar las alarmas potenciales usando los principios de la FA para seleccionarlas durante el diseño y para documentar las razones del mismo o existencia de cada una de ellas.

En las actividades previas a la gestión de los sistemas de alarmas (SA) se realiza una evaluación de la entidad a analizar, lo que permite conocer los principales problemas que influyen en el funcionamiento defi-ciente del SA, por lo que el resultado de estos parámetros analizados constituye el punto de partida para la elaboración de la FA. Como primer paso hay que establecer la FA, para después en actividades poste-

riores, pasar a las etapas de identificación y racionalización de éstas en cada una de las unidades de la central, con el objetivo de llegar a la implantación del nuevo sistema de alarmas, para que en centrales de gene-ración de energía eléctrica (CGEE) se incorporen a estándares internacionales de aceptación y como producto de todo esto, una reducción sustantiva de los disparos de las unidades y costos operativos.

Se establecen dos reglas básicas para iniciar las actividades de la gestión de los sistemas de alarmas: la primera es “elegir el momento más oportuno”, esto implica obtener la autorización por parte del directivo (super-intendente), para lograr el involucramiento del personal de las distintas áreas de espe-cialidad de la CGEE para realizar la FA, identificación y racionalización de alarmas. La segunda consiste en proceder por etapas sucesivas como se muestra en la figura 1, esto es, conviene desarrollar las actividades en cinco etapas principales, sin precipitar acontecimientos inadecuadamente.

Sensibilización de los dirigentes de la empresa

Esta primera etapa consiste en “sensi-bilizar a los cuadros dirigentes de la empresa”, sobre la importancia de contar con una FA en la que se establezcan los

criterios para atención y seguimiento de las alarmas del proceso, lo cual se logra mediante reuniones y pláticas de sensibi-lización, bajo la dirección de un facilitador o consultor especializado.

Programa de atención

La segunda etapa consiste en preparar un “proyecto para la empresa”, mediante un programa de atención a las unidades de generación eléctrica. En este programa se establecen períodos de participación por parte del personal involucrado durante las diversas actividades a realizar.

Recabar información

Tercera etapa, que tiene que ver con una estrecha comunicación e intercambio de la evolución de la información que fluye y debe involucrar a todos los participantes: en primer lugar al mismo superintendente, seguido del responsable de operación, de instrumentación y control, eléctrico/mecánico, entre otros. Esta etapa infor-mativa es determinante para el éxito del proyecto de gestión de sistema de alarmas.

Planeación y documentación

La cuarta etapa consiste en planear y documentar adecuadamente todas las otras etapas del ciclo de administración de alarmas.

Capacitación al personal

La quinta y última etapa consiste en impartir un amplio programa de forma-ción entre los participantes respecto a la FA, identificación, racionalización, implantación y mantenimiento.

Figura 1. Etapas de la elaboración de la filosofía de alarmas.

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Boletín IIEjulio-septiembre-2012Tendencia tecnológica

Para que el proceso de implantación ocurra es necesario evitar errores. Una de las cosas que no se debe hacer es ir demasiado aprisa, cada fase tiene un valor en sí y es imperativo que se desarrolle sin precipitación. Otro error que se debe evitar es disociar la gestión de alarmas con los participantes del sistema de alarmas. Se deberá reconocer a todo el personal su iniciativa y dedicación, el compartir la responsabilidad en todos los niveles y que los contactos humanos se basen en la cooperación.

En México se han realizado diagnósticos a los sistemas de alarmas en el área de gene-ración eléctrica en varias centrales piloto, seleccionadas por el tipo de tecnología: hidroeléctrica, de carbón, ciclo combinado, diésel, geotermoeléctrica y termoeléctrica, identificando la falta de algunos de los procedimientos o guía para la documenta-ción y clasificación de alarmas, incluso para el diseño o rediseño y mantenimiento de los sistemas de alarmas, basados en normas internacionales EEMUA 191 y ANSI/ISA-18.2. Con base en los resultados obte-nidos se consideró llevar a cabo actividades tales como la elaboración de una FA para cada central que considerase, a manera de especificación, los requerimientos que esta-blezcan los criterios y principios para la gestión de los sistemas de alarmas, como se aplica en otras áreas.

Filosofía de alarmas

En la FA para unidades de generación de energía eléctrica se presenta una infor-mación general de la situación actual del sistema de alarmas y se indica única-mente lo alcanzable, en el establecimiento propiamente de las “reglas del juego”, para llevar a cabo la gestión del sistema

de alarmas: selección, priorización, ajuste, configuración de alarmas, implanta-ción, planeación del mantenimiento a los sistemas de alarmas y adiestramiento de los operadores en las mejoras.

Los puntos más importantes que contempla la FA son los siguientes:

1. Datos generales de la central y unidades de generación. En este punto se deberá describir la capacidad de generación, marca y modelo del SCD instalado, así como el rol de los operadores principalmente y demás personal.

2. Propósito del sistema de alarmas en los SCD. Se debe tener claro que el sistema de alarmas es para los operadores de la CGEE, ya que el propósito de las alarmas es avisar al operador sobre una situa-ción anormal del proceso, la cual no puede ser controlada por el SCD y por lo tanto se requiere que el operador tome una acción sobre el proceso, o bien que avise a las personas encargadas de atender las desviaciones presentadas.

3. Motivación y objetivo en la mejora del sistema de alarmas. La motiva-ción surge al vislumbrar el poten-cial de beneficios y la rentabilidad, tal como sucede en la disminución de disparos de una unidad y por lo tanto en la reducción del costo asociado, esto se plantea como uno de los principales motivos para promover y llevar a cabo la mejora del SA, con el objetivo de reflejar un ascenso en los cinco niveles de desempeño, mostrados en la

figura 2, los cuales se describen a continuación.

• Sobrecargado – las alarmas impor-tantes son difíciles de distinguir de las de menor importancia.

• Reactivo – los operadores reaccionan más a la tasa de alarmas en lugar de atenderlas.

• Estable – todas las alarmas tienen un significado y una respuesta específica.

• Robusto – los operadores confían plenamente en el SA.

• Predictivo – el SA es completamente estable y provee al operador la infor-mación oportuna.

4. Acrónimos y homologación de abrevia-turas. Se recomienda que los mensajes de las alarmas que recibe el operador a través de la interfaz sean claros, enten-dibles y reducidos, por lo que las abre-viaturas y términos se deben homo-logar en los mensajes de las alarmas.

5. Roles y responsabilidades para la administración de sistema de alarmas.

Para la administración en la mejora del sistema de alarmas se requiere de un grupo de trabajo con las siguientes atribu-ciones y responsabilidades:

Superintendente de la central

Deberá dar las facilidades para que el personal de la central, en conjunto con el facilitador, desarrolle las actividades del ciclo de gestión de alarmas.

99

Tendencia tecnológicaFilosofía de alarmas en la gestión de los sistemas de

alarmas en unidades de generación de energía eléctrica

Figura 2. Niveles de desempeño.

Facilitador

Persona ajena a la organización, cuya función es sensibilizar al personal de los departa-mentos de operación, control, eléctrico, mecánico y de mediciones; participar en la elaboración de la FA; establecer compro-misos; participar en la racionalización de señales candidatas a alarmas y verificar que cumplan con las características requeridas de las normas; participar en el libro de alarmas y validar los resultados obtenidos.

Responsable del sistema de alarmas

Será el jefe de operación que mantendrá una comunicación estrecha con el facili-tador para establecer compromisos, manejo del flujo de la información y vigilará que se mantenga el ciclo de mejoramiento continuo de los sistemas de alarmas.

Responsable de la base de datos

Será el jefe de control e instrumentación o mediciones quien proporcionará la base de datos de los sistemas de alarmas, gene-rará los reportes históricos de las alarmas e implementará la nueva base de datos en la estación de ingeniería y en las estaciones de operación.

Operador

Participará en la documentación del libro de alarmas y avisará al responsable del SA

de las alarmas problemáticas presentadas durante su turno.

6. Criterios de diseño o rediseño de alarmas. El sistema de alarmas deberá diseñarse para que identifique de manera oportuna situaciones inseguras o fuera de las condiciones óptimas de operación, alertando al operador que existe una situación anormal y que debe de tomar una acción para cambiar la tendencia del proceso.

7. Racionalización. Todas las señales (alarmas, eventos, disparos, fallas, etc.) configuradas en la base de datos del SCD y que se despliegan en la pantalla de alarmas del operador se revisarán y verificarán, de tal manera que cumplan con los requisitos para que se consi-deren o no alarmas y formen parte de la base de datos de las mismas.

8. Definición de la prioridad y límites de las señales para considerarlas como alarmas. La prioridad de las alarmas indica el orden en el que deben ser atendidas, tomando en cuenta que todas requieren tener una respuesta del operador. Los niveles de prioridad son tres: alarma crítica, alarma precrí-tica y alarma de planta, y los límites se definen con base en los procesos de generación (límites alto, bajo, de disparo, etc.).

9. Criterios para la presentación en la IHM. Se exige que en las estaciones de operación deberá considerarse una ventana con el despliegue de únicamente alarmas, no se deberán desplegar en esta ventana eventos, disparos, señales de instrumentación y control (I&C), etc.

Todas las alarmas deberán contar con un sonido por cada tipo, de tal manera que el operador identifique los tres tipos que existen.

10. Monitoreo del desempeño del sistema de alarmas para el análisis de su desempeño antes y después de la racionalización. Deberán de obtenerse y monitorearse los datos de los registros históricos de al menos una o dos semanas, para deter-minar: la cantidad de alarmas por día, cantidad de alarmas por diez minutos, alarmas más frecuentes, alarmas antiguas, alarmas ruidosas. El proceso de moni-toreo continuo ofrece grandes benefi-cios, lo que posibilita la identificación, tratamiento y solución de los problemas.

11. Mantenimiento del sistema de alarmas. Para la implantación del mantenimiento continuo es muy importante que cada jefe de I&C, de operación, de eléctrico y mecánico no sólo esté involucrado, sino además comprometido con las acciones que se deben implantar, las cuales deben tomarse en todos los equipos y procesos donde existen alarmas y es el responsable de cada área quien debe dar solución.

Al ser genérica, los 11 puntos descritos en la filosofía permiten elaborar la FA de cual-quier central de generación de energía eléc-trica, donde se cuente con SCD moderno.

100

Boletín IIEjulio-septiembre-2012Tendencia tecnológica

Identificación de alarmas

Partiendo de la definición de la alarma, que es un medio audible y visible para informar al operador que un equipo no opera adecuadamente o que hay una desviación de las condiciones normales del proceso, o que una situación anormal se está presentando en la unidad y se requiere una respuesta del operador, su identifica-ción y selección constituye un elemento de primordial significación para la conti-nuidad de la etapa de racionalización y de su correcta definición y profundización.

Los SCD en unidades de generación cuentan con una base de datos, la cual deberá de extraerse en archivo electrónico, en formato de texto o de preferencia en Excel. Los campos que deberá contener como mínimo son: etiqueta o identifi-cador (tag) de la alarma, leyenda, tipo de alarma y prioridad.

Todas las alarmas que cumplan los requi-sitos permanecerán en la base de datos y los registros que no cumplan con éstos se retirarán de la pantalla de la IHM de operador. Se mantendrá la base de datos original, se generará una nueva y se gene-rarán las bases de datos para alertas y eventos existentes.

En la tabla 1 se presenta un ejemplo de los criterios de identificación de las señales de alarma para un SCD en una central termoeléctrica.

Las bases de datos de los SCD en unidades de generación eléctrica contienen señales que se despliegan en la pantalla de alarmas tales como: alarma de I&C, estado, respuesta manual de operador, disparo, evento, falla, registrador. Estas

señales deberán retirarse del despliegue de la pantalla de alarmas del operador.

Racionalización de alarmas

Existen varios métodos para la raciona-lización de alarmas, el clásico consiste en integrar un equipo de personas de la central (operación, instrumentación, control, eléctrico, mecánico, protec-ciones) y un facilitador externo a la empresa, reunidos en una oficina, revi-sando y verificando las alarmas confi-guradas en el sistema que conforman la base de datos de alarmas.

Definición de clases o prioridad de las alarmas

La prioridad de las alarmas es un medio para indicarle al operador la gravedad de una condición específica del proceso e iniciar su respuesta. A cada alarma se le asignará una prioridad usando un enfoque

lógico y consistente. Es importante que el SCD presente las alarmas al operador, considerando tres niveles de prioridad con color y sonido único.

La distribución de alarmas por prioridad, como lo establece la norma ANSI/ISA, deberá cumplir con lo que se muestra en la tabla 2, denominando ésta como distri-bución dinámica. Por ende, dicha distri-bución se reflejará en el despliegue de alarmas que se le presenten al operador y será considerada la meta de la raciona-lización. La distribución de prioridades es el resultado de un proceso firme y consistente de racionalización de alarmas y no una asignación simple para forzar a cumplir con esta distribución.

Máximo tiempo para responder y corregir

El tiempo máximo para responder a una alarma es el tiempo en el cual un operador

No. Criterio Condición1 Equipo en mantenimiento Librar equipo a nivel SCD.

La alarma operativa se cambia a: ESTADO.2 Alarmas de disparo Ocasionan disparo de la unidad, no se modifica su valor,

se quitan como alarmas operativas y se dan de alta en el registro histórico. Se da de alta una alarma operativa con un valor intermedio entre el valor de disparo y el de advertencia.

3 Alarmas RPM de turbina Se dejan sólo como preventivas las de 400/0 rpm para avisar al operador para poner E/S el tornaflecha.

4 Parámetro operativo con varias mediciones y alarmas

Se quitan las alarmas de los módulos A/B, etc. y se dejan en el módulo de valor calculado.

5 Alarmas de desviación de control

Dependiendo de la importancia del control se dejan como advertencia o tolerancia.

6 Donde no se tenga salida de designación de la alarma

Se deberá activar su comando de salida para poder visualizarla.

7 Alarmas de equipos sin instalar

Se deshabilitan.

8 Panalarm en tableros Los anunciadores Panalarm quedan fuera.9 Back-up Alarmas del respaldo quedan fuera.

Tabla 1. Criterios de identificación de las señales.

101

Tendencia tecnológicaFilosofía de alarmas en la gestión de los sistemas de

alarmas en unidades de generación de energía eléctrica

puede tomar una acción para prevenir o mitigar las consecuencias causadas por la condición anormal. Este tiempo debe de incluir la acción de personal fuera del cuarto de control y debe considerar además, qué tanto tiempo está disponible desde que la alarma aparece en la pantalla o suena, hasta el momento en que se evitan las consecuen-cias, considerando el tiempo de retraso en la medición de la variable de proceso, la respuesta del operador, la transmisión de la respuesta del operador, hasta el elemento final de control y el retraso del proceso para cambiar la tendencia.

Los tiempos de respuesta se agruparán en tres niveles, como se muestra en la figura 3, los cuales corresponderán a los criterios para la categorización de alarmas.

Severidad de consecuencia

Se deberá preparar una tabla con las áreas de impacto y la severidad de consecuen-cias, tal como se muestra en la tabla 3.

Ahora bien, ¿qué tan severas son las consecuencias si el operador no responde correctamente a esa alarma, en el

Designación del nivel de prioridadDistribución de porcentaje en el total de

alarmasCrítica (alta) Máximo 5%Precrítica o warning (media) Máximo 15%Tolerancia o de planta (baja) Mínimo 80%

Tabla 2. Distribución de prioridad dinámica de las alarmas.

Máximo tiempo para responder

Severidad de consecuenciasMenor Mayor Muy severo

Mayor a 30 minutos No hay alarma No hay alarma No hay alarma

De 10 a 30 minutosDe planta(baja prioridad)

De planta Precrítica

De 3 a 10 minutos De planta Precrítica PrecríticaMenor a 3 minutos Precrítica Crítica Crítica

Tabla 3. Matriz de severidad de consecuencias.

momento oportuno? La respuesta a esta pregunta se asentará en la documenta-ción electrónica para cada alarma, también denominada libro de alarmas, cuya partici-pación inicial es responsabilidad del facili-tador, así como la función inicial y poste-rior del operador y del responsable.

Cada alarma deberá estar dada de alta en dicho libro, documento que deberá de contar con al menos la siguiente informa-ción: tag, descripción, prioridad, causa o raíz (procedencia de la alarma), acciones correctivas (por intervención del operador) y consecuencias (de no atender la alarma); adicionalmente punto de ajuste o disparo.

Ejemplo del resultado de la filosofía de alarmas en una central hidroeléctrica

Cuando en la FA, particularmente en los procesos de identificación y racionali-zación, se planean los criterios de una manera firme y consistente para justificar que las alarmas cumplan los requisitos, se obtienen resultados satisfactorios.

En los procesos de identificación y racio-nalización de las alarmas se deben llevar a cabo reuniones de trabajo con los jefes de departamento de las áreas técnicas, opera-ción, instrumentación y control, protec-ciones, eléctrico, mecánico y seguridad, con el fin de tener una evaluación consen-suada de la categorización de cada una de ellas.

En términos generales, los sistemas que conforman los registros de alarmas en una central hidroeléctrica son: regulador auto-mático de voltaje (AVR); obra de toma (OT); sala de control (TAB); subestación (SE); transformador (TP), y turbina (TU).

Figura 3. Tiempo máximo de respuesta de atención a las alarmas.

102

Boletín IIEjulio-septiembre-2012Tendencia tecnológica

En la IHM (panel digital) se muestran tres secciones que corresponden a los cuadros de alarmas, para identificar únicamente las señales de alarmas racionalizadas. En esta ventana se identifica cada una de las alarmas mediante cambios de estado, mismos que se describen en la tabla 4.

En la figura 4 se presenta un ejemplo del panel digital de alarmas, que es la interfaz del operador del sistema turbina en una central hidroeléctrica.

Conclusiones

Una vez iniciada la filosofía se debe culminar con los pasos de la gestión del sistema de alarmas.

Es muy importante elaborar la documen-tación soporte de los pasos que implica la FA: identificación de señales y alarmas, racionalización de alarmas, elaboración del libro de alarmas, implantación de los cambios de la nueva base de datos del

SCD y control de cambios a cualquier alarma.

Es menester capacitar al personal impli-cado en la gestión del sistema de alarmas, tomando como referencia la filosofía. Cabe destacar que es conveniente desarro-llar auditorías internas para cerciorarse del cumplimiento de la filosofía.

El potencial que en materia de beneficios y rentabilidad tiene para las empresas de generación eléctrica, permite mejorar sus sistemas de alarmas.

Referencias

ANSI/ISA-18.2-2009. Management of Alarm Systems for the Process Industries. International Society of Automation. USA 2009.

EEMUA 191 (1999/2007). Alarm Systems: A guide to design, management and procurement.

G. Escalona. Philosophy identification and rationaliza-tion of scada alarms applied to a hotel domotics, Revista MEGACEN, Centro de Información y Gestión de Santiago de Cuba, Cuba, Ciencia en su PC, enero-marzo, 2011, p. 103-117.

O. Gómez y G. Romero. Gestión de alarmas en plantas de proceso, Boletín IIE, Año 35, ene-mar 2011, Vol. 35, Num. 1, ISSN0185-0059.

Sang-Jin Lee. The Complement of DCS Alarm Function, Presented at the 18TH Annual Joint ISA POWID/EPPRI Controls and Instrumentation Conference & 51 st ISA POWID Symposia 8-13 June 2008, Scotts-dale, Arizona. www.isa.org Korea Western Power Co., Ltd.

Alarma Presentación de la leyenda en el panel digitalCrítica No activa à gris claro

Activa à rojo y fondo marrón

Ubicación: 1ª sección horizontalPrecrítica No activa à gris claro

Activa à amarillo y fondo ocreUbicación: 2ª sección

Normal o de planta No activa à gris claroActiva à verde claro y fondo verde oscuroUbicación: 3ª sección

Tabla 4. Cambios de estado y color presente por alarma.

Figura 4. Panel digital de la interfaz del operador en el cuarto de control de una central hidroeléctrica.

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Tendencia tecnológicaFilosofía de alarmas en la gestión de los sistemas de

alarmas en unidades de generación de energía eléctrica

RAFAEL ROMÁN CUEVAS[rroman@iie.org.mx]

Ingeniero Industrial por la Facultad de Ciencias Químicas e Industriales de la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM) en 1985. Actual-mente es parte del grupo de investigadores de la Gerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación del IIE. Especialista en diseño e integra-ción de arquitecturas de cómputo y redes de compu-tadoras para simuladores de centrales generadoras, diseño e integración de gabinetes para tableros de control, integración de equipos de comunicaciones de señales de entradas y salidas de datos, especifica-ción e integración de instrumentación de tableros de control y facilitador de procedimientos de asegura-miento de calidad en la norma ISO-9001/NMX-CC-003. Ha participado en diversas actividades para la integración de simuladores tales como el SCNLV, GEOS, TERMOS, SPSE/SPRV, entre otros, traba-jando con plataformas Unix, Linux y Windows.

MAYOLO SALINAS CAMACHO[msalinas@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias en Ingeniería Mecánica con especialidad en Sistemas Térmicos por el Centro Nacional de Investigación y Desarrollo Tecnológico

(CENIDET) en 1997. Ingeniero Industrial Mecánico con especialidad en Térmica por el Instituto Tecno-lógico de Puebla en 1992. Ha participado en el desa-rrollo y mantenimiento de modelos de procesos y de control; en la interfaz sistema de control distribuido-modelos de proceso de simuladores de plantas de generación de energía eléctrica para entrenamiento de operadores; en el modelado de maquetas electró-nicas para plataformas petroleras; en el desarrollo de la ingeniería básica para el diseño, la evaluación y el mantenimiento de equipos de transferencia de calor en la reconfiguración de refinerías de Petróleos Mexi-canos (PEMEX), y en el diseño y caracterización de sprays de combustibles pesados para unidades de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

ERIC ZABRE BORGARO[ezabre@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias con especialidad en Sistemas de Información por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM) en 1988. Ingeniero Electrónico y de Comunicaciones por la Universidad Iberoamericana en 1983. Especialidad de control automático por la Japan International Cooperation Agency en 1987. Ingresó al Departamento de Electrónica del IIE en 1983 y desde 1999 se unió al grupo de trabajo de la Gerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación, donde ha participado en proyectos relacionados con el diseño, manejo de diversas tecnologías de adquisición de datos, sistemas de prueba de equipo electrónico de procesamiento de datos y proyectos relacionados con simuladores de alcance total para entrenamiento de operadores. Tiene diversas publicaciones en revistas y congresos internacionales.

VÍCTOR MANUEL JIMÉNEZ SÁNCHEZ[vmjs@iie.org.mx]

Ingeniero Químico por el Instituto Tecnológico de Oaxaca en 1999. Ingresó a la Gerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación del IIE en 1992. Su experiencia se enfoca al desarrollo y mante-nimiento de modelos de control para diversos simu-ladores, como el de la Central Nucleoeléctrica de Laguna Verde y de plantas térmicas de la CFE. Su

De izquierda a derecha Mayolo Salinas Camacho y Víctor Manuel Jiménez Sánchez.

área de interés incluye la simulación y el modelado de flujos y presiones de redes hidráulicas, transferencia de calor y procesos de control, así como aplicaciones de realidad virtual para entrenamiento de operadores en líneas de alta y media tensión.

104

Boletín IIEjulio-septiembre-2012Artículo técnico

Herramienta de diagnóstico

y evaluación de los sistemas

de alarmas en unidades

generadoras de energía eléctrica

Herramienta de diagnóstico y evaluación de los sistemas de alarmas en unidades generadoras de energía eléctrica

Mayolo Salinas Camacho, Rafael Román Cuevas, Víctor Manuel Jiménez Sánchez y Eric Zabre Borgaro

Las normas internacionales sugieren las prácticas que contribuyen a la mejora de los sistemas de alarmas mediante las actividades de raciona-lización de las mismas.

Resumen

Se describe una herramienta gené-rica para el análisis de los sistemas de alarmas de cualquier unidad en

una central generadora de energía eléc-trica, con la intención de llevarla a la prác-tica y extenderla como soporte de evalua-ción y que sirva como complemento a los lineamientos sugeridos por las normas de referencia para las actividades de raciona-lización de los sistemas de alarmas. Esta herramienta se propone como un primer diagnóstico que dé a conocer el estado del sistema de alarmas que tienen a su cargo los operadores de la central y que sirva de referencia para decidir en qué actividades hay que enfocar más atención, qué infor-mación solicitar al cliente, definir las posi-bles acciones ante la carencia de personal capacitado o medios de configuración del sistema, entre otros factores. Además de describir la herramienta, se presenta un caso práctico de evaluación de unidades generadoras de energía eléctrica.

Abstract

A generic tool for the analysis of the alarm systems of any generating unit at an electric power plant, with the intention of taking it to the practice as evaluation support and that should serve like complement to the suggested lineaments by the international norms for the alarm systems rationalization activities is described. This tool is proposed as a first diag-

nosis to report the state of the alarms system that the operators of an electric power plant are in charge of. It will serve as a reference to decide in what activities it is necessary to pay more attention, what information must be requested from the client, as well as to define the possible actions before the lack of qualified personnel or means of the system, among other factors. In addition to describing the tool, a practical case of using this generic tool are presented.

Introducción

La herramienta de diagnóstico y evalua-ción comprende una serie de pasos que habrán de realizarse, para llegar al resul-tado final en la evaluación de una o varias unidades de una central generadora de energía eléctrica (CGEE), que cuenten con un sistema de control distribuido (SCD), con el objetivo de determinar el estado operativo y funcional de los sistemas de alarmas (SA) que monitorea el operador, con la finalidad de identificar los requerimientos de diseño o rediseño, y mostrar de manera objetiva las áreas con oportunidad de mejora en tales unidades. Para comprender la terminología utili-zada, en la tabla 1 se presentan algunas definiciones.

Las normas internacionales, entre ellas la ANSI/ISA 18.2 y EEMUA 191, sugieren las prácticas que contribuyen a la mejora de los SA mediante las actividades de racionali-zación de alarmas, las cuales consisten en la

105

Artículo técnicoHerramienta de diagnóstico y evaluación de los sistemas de alarmas en unidades generadoras de energía eléctrica

revisión y verificación de las señales actual-mente configuradas en el sistema, de tal manera que cumplan con los requisitos para que se consideren alarmas y de esta manera se integre la base de datos (BD) de alarmas racionalizada. Con esto se pretende evitar que el operador reciba avalanchas de señales consideradas erróneamente como alarmas y que puedan hacer que llegue al grado de no poder atender las que son primordiales en la operación de la central, como ocurre al silenciar el sistema para que no sea molesto en las actividades ordinarias de operación, como se representa en la figura 1.

La experiencia ha llevado a identificar una interesante cantidad de parámetros, que en suma tienen como resultado un peso considerable en la toma de decisiones del operador, sin que éste sea el mejor infor-mado de todas las causas que pueden anteceder a un escenario de avalancha de alarmas. Es en este punto, previo a las actividades de racionalización de alarmas, donde se tiene como primer objetivo reco-pilar información y realizar un análisis técnico y sistemático mediante la herra-mienta propuesta, a través de la defini-ción, identificación y cuantificación de los parámetros que están relacionados directa-mente con el SA. La importancia de este sistema radica en la relación que tiene con el estado de seguridad de la central, con la recuperación a condiciones estables de operación y por lo tanto con la reducción de costos de operación por la disminu-ción de disparos en una unidad o en las unidades que integran la CGEE.

Lograr el propósito de la herramienta, así como de las actividades de racionalización, se puede conseguir aprovechando la cons-tante universal de trabajo que existe entre los operadores, la cual es el sentido de

Definición DescripciónAlarma Indicación audible y/o visible de un funcionamiento anómalo o anormal

de algún equipo, alguna desviación del proceso o alguna condición anormal que requiere de la acción correctiva del operador.

Unidad Planta generadora de energía eléctrica.Operador Persona que monitorea y atiende los cambios en el proceso.Sistema de alarmas Conjunto de hardware y software necesario para detectar cualquier situación

anormal en el proceso, transmitirla, desplegarla al operador y registrarla.Mensaje Texto que se despliega en el indicador de alarma y provee información al

operador.

Tabla 1. Definiciones involucradas en los sistemas de alarmas.

Figura 1. Representación de un escenario de avalancha de alarmas.

responsabilidad y el grado de importancia que significa el estar operando una planta y, sobretodo, trasladando a formas senci-llas, entendibles y resumidas de presentar la información al operador.

La herramienta surge y se propone con la experiencia en la incursión por parte

del Instituto de Investigaciones Eléc-tricas (IIE) en la gestión de los sistemas de alarmas, lo cual cronológicamente no ha sido tan distante. La primera expe-riencia se remonta al año 2009, como una primera etapa para el diagnóstico de seis CGEE piloto. Posteriormente, a partir de 2010 a la fecha, se atiende un paquete

106

Boletín IIEjulio-septiembre-2012Artículo técnico

mayor de CGEE con SCD modernos, que abarca gran parte del territorio nacional. La experiencia adquirida y la madurez han contribuido a que surjan propuestas en el análisis, formas de trabajo, formación de grupos interdisciplinarios e incluso adap-tación o enfoque a la forma de trabajo en las distintas centrales, lo cual implícitamente conlleva la cultura y formas de trabajo propias de cada central, que puede tradu-cirse en los cambios de paradigma, encon-trándose un gran reto en cuanto al invo-lucramiento del personal y por tanto en la disminución de la resistencia al cambio.

La herramienta

A partir de la necesidad de contar con una herramienta para la evaluación de unidades en una central generadora, a continuación se enuncian y describen los pasos a seguir para la evaluación, mostrados a manera de bloques en la figura 2.

Paso 1. Identificación de parámetros

La identificación, la definición de los parámetros y su aplicación en la evalua-ción de las unidades existentes en una central, permitirá determinar de una manera objetiva cuáles son las unidades con un mejor SA. Con los resultados obtenidos se podrán emitir recomenda-ciones de mejoras, de acuerdo con las características que el cliente determine como prioritarias.

1. Niveles de prioridad de alarmas

Este parámetro se evalúa de acuerdo a una escala de valores, según las diferentes tecnologías y diseñadores de SA. Es un parámetro ya establecido en las normas de referencia, para diferenciar el tipo de

alarmas del cual se trate. La norma esta-blece, por recomendación en términos generales, tres niveles de prioridad que son:

ALARMA críticaADVERTENCIA o alarma precríticaTOLERANCIA o alarma de planta

2. Cantidad de alarmas por cada 10 minutos en condición normal

Este parámetro se evalúa de acuerdo a la escala de valores asignada. La norma establece que para que una alarma pueda ser atendida en condiciones normales de operación, deberá presentarse una alarma cada diez minutos.

3. Cantidad de alarmas en contin-gencia o disparo durante el primer minuto

Para evaluar este parámetro, la norma indica que durante un disturbio o falla deberán presentarse un máximo de diez alarmas durante el primer minuto. Este parámetro se evalúa con la escala de valores.

4. Cantidad de alarmas por turno operativo

Considerando que en condiciones normales de operación deberá presen-tarse una alarma cada diez minutos, en un turno operativo de ocho horas se considerarán:

[Ala N 10min] = 1 alarma[Ala N 10min] x hora = 6 alarmas[Ala x T] = [Ala N 10min] x hora x 8 = 6 alarmas x 8 horas = 48 alarmas x turno

Para evaluar este parámetro se establece una escala de valores.

5. Claridad de abreviaturas y/o acró-nimos en la descripción de alarmas

Considerando que el SA debe estar dise-ñado para ser atendido por el operador, las descripciones o leyendas de cada alarma que se presenten en la interfaz del operador deberán ser lo suficientemente claras y entendibles para que el operador comprenda, identifique y tome la acción correctiva predefinida, para normalizar la

Figura 2. Parámetros de la herramienta de evaluación.

107

Artículo técnicoHerramienta de diagnóstico y evaluación de los sistemas de alarmas en unidades generadoras de energía eléctrica

situación operativa. Este parámetro se evalúa de acuerdo a la escala de valores asignada.

6. Libro de alarmas

Este parámetro se evalúa de acuerdo a la escala de valores y al hallazgo del libro de alarmas existente en la central o a la elabora-ción del mismo. De acuerdo a la norma, toda central deberá contar con un libro de alarmas que contenga al menos: la identificación de la alarma (tag o etiqueta), la descripción o leyenda de la alarma, las causas/raíz que originan la alarma, las acciones correctivas que debe ejecutar el operador y las conse-cuencias en caso de no atender la alarma.

7. Facilidad de configuración de alarmas (modificación, altas y bajas)

Este parámetro se evalúa de acuerdo a las herramientas con que se cuente en la central para configurar las diversas señales de alarmas, es decir, para su modificación, sus altas y sus bajas. Pueden presentarse diversas situaciones que faciliten o compli-quen el cambio de la configuración del SA, y que dependen de si se tiene la docu-mentación asociada, si se tiene el conoci-miento por parte del personal, o si existe una dependencia total o parcial con el proveedor de la tecnología del SCD.

8. Registros de eventos e históricos de alarmas

La escala de evaluación de este parámetro considera el hecho de contar con los registros de eventos e históricos donde se almacena cada ocurrencia de las alarmas. De estos históricos pueden extraerse datos y obtenerse curvas de comportamiento, valores e información valiosa por diversos períodos transcurridos con antelación.

9. Desplegado de alarmas en la interfaz del operador

Este parámetro consiste en la facilidad o medio que tenga el operador para monito-rear en un despliegue o listado las alarmas en una interfaz.

Todos estos parámetros son considerados como características relevantes para faci-litar y mejorar el desarrollo de los sistemas de alarmas. Dicha relevancia justifica la definición de cada parámetro, que adicio-nalmente permitirá llevar a cabo una evaluación objetiva de las unidades. Este paso es muy importante, ya que una buena definición de los parámetros determina que el diagnóstico y la evaluación de las unidades de la central sea la adecuada.

La escala de evaluación y el factor de peso para cada parámetro se muestran en la matriz de la tabla 2.

Paso 2. Asignación de una escala de valores a cada parámetro

En el segundo paso se definen para cada parámetro cinco características deseables y se les asignan valores en una escala de 0 a 5. Una calificación de 5 puntos signi-fica que la unidad presenta las mejores características y 0 puntos significa que la unidad no cumple con las características deseables.

Paso 3. Asignación de peso a los parámetros

El tercer punto asigna un peso a cada parámetro, que determina el nivel de importancia del mismo con respecto a todos los demás. Este peso es asignado de acuerdo al grado de utilidad del pará-

metro para la evaluación de los proyectos basados en mejoras de los SA. Esta asig-nación de pesos es muy importante, ya que no todos los parámetros tienen la misma importancia y la utilidad para la mejora de los SA. Estos pesos los asigna el facilitador, en conjunto con el usuario del SA.

Paso 4. Análisis y evaluación de cada parámetro

Con base en los parámetros y en los pesos asignados se realiza la revisión, análisis y evaluación de los parámetros, calificándolos de acuerdo al siguiente procedimiento:

Para la evaluación de cada parámetro se aplican las siguientes expresiones:

T = Σ Tp [1]

Siendo,

T = Calificación total obtenida por la unidad que se está evaluandoTp = Calificación obtenida por la unidad para cada parámetro establecido

Tp = C P [2]

Siendo,

C = Calificación obtenida por la unidad, de acuerdo al cumplimiento de las caracte-rísticas definidas para el parámetroP = Peso asignado al parámetro que se está evaluando, de acuerdo a la impor-tancia del mismo

En el siguiente paso se evalúa cada pará-metro, de acuerdo a la escala de valores y pesos asignados.

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Boletín IIEjulio-septiembre-2012Artículo técnico

Herramientas-configuración del sistema Comportamiento dinámico-operativo

Libro de alarmas

Registros históricos de eventos y alarmas

Niveles de

prioridad de las

alarmas

Claridad de acrónimos en la descripción de

las alarmas

Configuración de las alarmas

Cantidad de

alarmas cada 10 minutos

en operación

normal

Cantidad de alarmas en

contingencia durante

el primer minuto

Cantidad de

alarmas por turno

Desplegado de alarmas en la IHM

del operador

No existe No se cuenta con la facilidad para almacenar algún registro

> 10 Siempre son confusas

Se desconoce cómo

> 5 > 60 > 100 Se despliegan las alarmas presentes, pero con el tiempo se pierden

0

Existe el original o un avance hasta 25%

Se cuenta con los medios para registrar, sin embargo, se desconoce cómo

>5 y hasta 10

La mayoría de las veces no se entiende

Hay dependencia del proveedor para configurar

5 >40 y hasta 60

> 80 y hasta 100

Es necesario paginar para llegar a la lista de alarmas

1

Se cuenta con un avance > 25% y hasta 50%

Se cuenta con registros pero se desconoce cómo extraerlos

5 Existe confusión de idiomas y/o abreviaturas

El personal conoce cómo configurar, pero no está documentado

4 >20 y hasta 40

> 60 y hasta 80

El desplegado se hace, pero está fraccionado en zonas

2

Se cuenta con un avance > 50% y hasta 75%

Se cuenta con registros incompletos

1 a 5 La mayoría de las veces se entiende

Se cuenta con los medios sin documentación

3 >10 y hasta 20

> 50 y hasta 60

Se tiene una sección disponible de la pantalla

3

Se cuenta con un avance > 75% y hasta 95%

Se cuenta con los registros de eventos o históricos

2 a 4 Algunas leyendas no son claras

Se cuenta con los medios y documentación sin personal capacitado

2 >10 y hasta 20

> 40 y hasta 50

Se tiene una pantalla, pero hay que invocarla

4

Completo Se cuenta con los registros de eventos e históricos

3 Todas las leyendas son comprensibles

Se cuenta con todos los medios, documentación y personal capacitado

1 Hasta 5 Hasta 48 Se tiene una pantalla dedicada siempre visible

5

2Alta

2Alta

1.5Media

1.5Media

1Normal

2Alta

2Alta

2Alta

1Normal

Factor de peso o importancia

Tabla 2. Matriz de escala de evaluación.

Esc

ala

de e

valu

ació

n po

r par

ámet

ro

109

Artículo técnicoHerramienta de diagnóstico y evaluación de los sistemas de alarmas en unidades generadoras de energía eléctrica

Paso 5. Tabla y gráfica comparativa de todos los parámetros evaluados

En el quinto paso se integran todos los resultados obtenidos en una tabla y en una gráfica, y se comparan cuantitativamente entre sí, para determinar su posición con respecto a los demás parámetros (tabla 3).

Paso 6. Documentación de resultados y conclusiones

Por último, todos los resultados obte-nidos se documentan y se llevan a cabo los análisis cuantitativo y cualitativo de cada parámetro, para determinar la ventaja competitiva de cada uno de los paráme-tros, para el desarrollo de los proyectos basados en la racionalización del sistema de alarmas. Es en este paso donde se iden-tifican las áreas de mejora para el sistema de alarmas.

Una vez realizado el diagnóstico se procede a la obtención de la base de datos del SCD, el cual contiene todas aquellas señales configuradas para la supervisión y control de la operación de las unidades de la central y es la que requerirá una minuciosa revisión de cada señal. Existen diversas técnicas de depuración y meto-dologías para llevar a cabo la racionali-zación de alarmas, que contemplan una serie de pasos tales como: identificar los eventos y discriminarlos, dejando única-mente aquéllas señales de interés que correspondan a las alarmas, seguido de una exhaustiva y cuidadosa revisión señal por señal, con la finalidad de cumplir con los requisitos y las recomendaciones que dictan las normas, sin menospreciar los aspectos importantes de seguridad de la central.

Parámetro Fórmula Calif U1 Total U1 Deseable

1. Niveles de prioridad de alarmas Tp = Cx1.5 4 6 7.5

2. Cantidad de alarmas por cada 10 minutos en condición normal

Tp = Cx2 0 0 10

3. Cantidad de alarmas en contingencia durante el primer minuto

Tp = Cx2 0 0 10

4. Cantidad de alarmas por turno Tp = Cx2 4 8 10

5. Claridad de abreviaturas en la descripción de las alarmas

Tp = Cx1.5 3 4.5 7.5

6. Libro de alarmas Tp = Cx2 0 0 10

7. Facilidad de configuración Tp = Cx1 5 5 5

8. Registros de eventos e históricos de alarmas

Tp = Cx2 5 10 10

9. Desplegado de alarmas en interfaz de operador

Tp = Cx1 5 5 5

Calificación total T = Σ Tp 38.5 75

Tabla 3. Resultados de evaluación de una unidad de una central termoeléctrica.

Caso práctico de evaluación

A continuación se muestra un ejemplo de aplicación de la herramienta, en la evalua-ción detallada de los parámetros del SA de una de las unidades en una central piloto.

Para aplicar esta herramienta es impor-tante recabar datos lo más precisos posible y deberá realizarse en etapas, esto es, datos derivados de una evaluación cualitativa como entrevistas con operadores, jefes de turno o personal involucrado en el SA de la central; datos de un análisis cuantitativo de archivos históricos, en los cuales se registre la ocurrencia de las diversas alarmas y todo tipo de señales; datos de mediciones en la interfaz del operador en el centro de control, y adicionalmente se debe consi-derar cómo se lleva a cabo el despliegue de las señales de alarmas, la disponibilidad de las herramientas para la extracción de la base de datos, para la obtención de estadís-ticas, entre otros datos.

Pasos 1-4, central termoeléctrica

El caso que a continuación se presenta corresponde a la evaluación de una de las unidades de una central termoeléctrica. Los resultados de la evaluación de cada parámetro y la calificación total como apli-cación de la herramienta, de los pasos uno a cuatro, se muestran en la tabla 3.

En la unidad de esta central se observan los siguientes resultados:

• No obtiene puntuación en los pará-metros 2 y 3, por no tener una clara definición de la cantidad de alarmas que se presentan cada 10 minutos en condiciones normales de operación, ni durante el primer minuto de una contingencia.

• Asimismo, no cuenta con el libro de alarmas.

110

Boletín IIEjulio-septiembre-2012Artículo técnico

• Las leyendas de cada alarma que se presentan en la interfaz del operador no son del todo claras, aunque así lo han acostumbrado. El no tener un claro entendimiento del significado de cada alarma provoca en ocasiones, que el operador tenga que recurrir a una consulta al responsable del sistema de alarmas o al jefe de turno para solucionar el problema. O bien se puede llegar a ocasionar el disparo de la unidad, por no tomar la acción correctiva de alguna señal de alarma por parte del operador. De cualquier manera, esto se traduce en tiempo de atención de la acción que el operador deba tomar para restablecer el proceso a condiciones normales de operación, y en ocasiones hasta mantener la integridad del personal, de los equipos, de la unidad y de la central misma.

Paso 5. Tabla y gráfica comparativa de todos los parámetros evaluados

En la tabla 4 se muestra como ejemplo, el resultado de la evaluación detallada de la unidad de la central termoeléctrica mostrada en la tabla anterior, ya inclu-yendo la calificación asignada y el peso establecido para cada parámetro. Puede obtenerse de la misma manera para cada unidad de cualquier central.

La figura 3 muestra una gráfica con el resumen de los resultados obtenidos para la evaluación de las unidades con que cuenta la central termoeléctrica. Gráficas similares se tienen para todas las centrales relacionadas con los SA.

Parámetro Justificación Calif(C)

Peso(P)

Total(Tp)

1. Niveles de prioridad de alarmas 2 o 4 niveles 4 1.5 6

2. Cantidad de alarmas por cada 10 minutos en condición normal

No estimado 0 2 0

3. Cantidad de alarmas en contingencia durante el primer minuto

No estimado 0 2 0

4. Cantidad de alarmas por turno > 48 y hasta 50 4 2 8

5. Claridad de abreviaturas en la descripción

La mayoría de las veces se entiende 3 1.5 4.5

6. Libro de alarmas No existe 0 2 0

7. Facilidad de configuración Se cuenta con todos los medios, documentación y personal capacitado

5 1 5

8. Registros de eventos e históricos de alarmas

Se cuenta con los registros de eventos e históricos

5 2 10

9. Desplegado de alarmas en interfaz de operador

Se tiene una pantalla dedicada siempre visible

5 1 5

TOTAL (T) 38.5

Figura 3. Resultados totales de la evaluación de las unidades de una central termoeléctrica.

Tabla 4. Resultados de evaluación de cada parámetro de la U1 de una central termoeléctrica.

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Artículo técnicoHerramienta de diagnóstico y evaluación de los sistemas de alarmas en unidades generadoras de energía eléctrica

Paso 6. Documentación de resultados y conclusiones

De la evaluación, las tablas y las gráficas realizadas se obtienen resultados para la unidad evaluada de la central. Se identifican los parámetros más sobresalientes por su mayor calificación y aquéllos en los cuales habrá que rediseñar y trabajar para mejorar su puntuación, es decir, para lograr mejoras en el SA que manejan los operadores.

Por ejemplo, tomando el parámetro correspondiente al libro de alarmas, éste no obtuvo calificación debido a que no existe, sin embargo, al revisar cada alarma, se asociará la causa o causas del por qué puede presentarse, el punto de ajuste para la activación de la alarma en las señales que apliquen, las acciones que ha de tomar el operador para restablecer la condición operativa a normal y las consecuencias de no atender la alarma. Así, con esta infor-mación, se completará poco a poco el libro de alarmas que marca la norma y este

parámetro levantará su puntuación, hasta llegar al nivel requerido deseable.

Finalmente se aplicará el paso siete de esta herramienta, correspondiente a la raciona-lización de las alarmas.

Conclusiones y recomendaciones

Al ser genérica, la herramienta descrita permite evaluar cualquier unidad de cual-quier central donde se utilicen sistemas de alarmas con SCD modernos, o en aquéllas donde se pretenda llevar a cabo su moder-nización. En función de los avances de los SCD, la herramienta puede ser actualizada y mejorada constantemente.

Las recomendaciones estarán basadas en los resultados obtenidos con la evalua-ción de cada parámetro de la unidad que se evalúe.

En resumen, el propósito de esta herra-

mienta es identificar, de acuerdo a las encuestas realizadas a operadores y jefes de turno, al análisis de los resultados de los archivos históricos de alarmas, entre otros hallazgos en cada central, las áreas de mejora para hacer del sistema de alarmas una adopción rutinaria, un cambio cultural, un seguimiento y mejora continua, ya que éste es dinámico, el éxito reside en una buena adopción y práctica de la administración y atención de las alarmas.

Si los pasos de esta herramienta se aplican adecuadamente para llevar a cabo un diagnóstico eficiente, seguramente se lograrán beneficios para el rendimiento del personal de la central, la vida útil de los equipos, un mejor aprovechamiento de los recursos y materias primas para la generación de la energía eléctrica, y en una reducción de los disparos de las unidades, así como de los costos operativos en cada central.

Referencias

ANSI/ISA 18.2 (2009). Management of Alarm Systems for Process Industries, International society of Automation. Research Triangle Park, North Caro-lina USA, June 2009.

EEMUA 191 (1999/2007). Alarm Systems: A guide to Design, Management and Procurement, Engi-neering Equipment and Materials User´s Associa-tion. England, 2007.

G. Camargo y R. Jiménez. Gestión de Alarmas en Plantas de Proceso, Boletín IIE Vol. 35 Núm. 1, pp. 3-11, Instituto de Investigaciones Eléctricas. Cuerna-vaca Morelos, México, Enero-Marzo 2011.

B. Hollifield and E. Habibi. The Alarm Manage-ment Handbook, ISBN: 0-9778969-0-0. PAS 2006.

EPRI. Advanced Control Room Alarm System: Requirements and Implementation Guide, Tech-nical Report, Electric Power Research Institute. Palo Alto, CA, 2005.

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Boletín IIEjulio-septiembre-2012Artículo técnico

MAYOLO SALINAS CAMACHO[msalinas@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias en Ingeniería Mecánica con especialidad en Sistemas Térmicos por el Centro Nacional de Investigación y Desarrollo Tecnológico (CENIDET) en 1997. Ingeniero Industrial Mecánico con especialidad en Térmica por el Instituto Tecno-lógico de Puebla en 1992. Ha participado en el desa-rrollo y mantenimiento de modelos de procesos y de control; en la interfaz sistema de control distribuido-modelos de proceso de simuladores de plantas de generación de energía eléctrica para entrenamiento de operadores; en el modelado de maquetas electró-nicas para plataformas petroleras; en el desarrollo de la ingeniería básica para el diseño, la evaluación y el mantenimiento de equipos de transferencia de calor en la reconfiguración de refinerías de Petróleos Mexi-canos (PEMEX), y en el diseño y caracterización de sprays de combustibles pesados para unidades de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

VÍCTOR MANUEL JIMÉNEZ SÁNCHEZ[vmjs@iie.org.mx]

Ingeniero Químico por el Instituto Tecnológico de Oaxaca en 1999. Ingresó a la Gerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación del IIE en 1992. Su experiencia se enfoca al desarrollo y mante-nimiento de modelos de control para diversos simu-ladores, como el de la Central Nucleoeléctrica de Laguna Verde y de plantas térmicas de la CFE. Su área de interés incluye la simulación y el modelado de flujos y presiones de redes hidráulicas, transferencia de calor y procesos de control, así como aplicaciones de realidad virtual para entrenamiento de operadores en líneas de alta y media tensión.

RAFAEL ROMÁN CUEVAS[rroman@iie.org.mx]

Ingeniero Industrial por la Facultad de Ciencias Químicas e Industriales de la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM) en 1985. Actual-mente es parte del grupo de investigadores de la Gerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación del IIE. Especialista en diseño e integra-ción de arquitecturas de cómputo y redes de compu-tadoras para simuladores de centrales generadoras, y facilitador de procedimientos de aseguramiento de

calidad en la norma ISO-9001/NMX-CC-003. Ha participado en diversas actividades para la integra-ción de simuladores tales como el SCNLV, GEOS, entre otros, trabajando con plataformas UNIX y Windows XP.

ERIC ZABRE BORGARO[ezabre@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias con especialidad en Sistemas de Información por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM) en 1988. Ingeniero Electrónico y de Comunicaciones por la Universidad Iberoamericana en 1983. Especialidad de control automático por la Japan International Cooperation Agency en 1987. Ingresó al Departamento de Electrónica del IIE en 1983 y desde 1999 se unió al grupo de trabajo de la Gerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación, donde ha participado en proyectos relacionados con el diseño, manejo de diversas tecnologías de adquisición de datos, sistemas de prueba de equipo electrónico de procesamiento de datos y proyectos relacionados con simuladores de alcance total para entrenamiento de operadores. Tiene diversas publicaciones en revistas y congresos internacionales.

De izquierda a derecha Mayolo Salinas Camacho y Víctor Manuel Jiménez Sánchez.

114

Boletín IIEjulio-septiembre-2012Comunidad IIE

El IIE desarrolla un simulador de caldera

La Gerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación (GSACyS) del IIE arrancó con el proyecto: “Desarrollo y puesta en servicio de un simulador para-metrizable, para entrenamiento de opera-dores de calderas CERREY VU-60”.

Este simulador servirá para el entrena-miento de operadores de calderas, con la característica principal de que tiene que permitir la parametrización de diferentes tipos de calderas VU-60 (capacidad de generación, tamaño, área de transferencia de calor, etc.), para que pueda ser reutilizable y aplicarlo y ofrecerlo a sus diferentes clientes.

Se considera que el simulador servirá, además, para el diseño de sistemas de control, análisis de fallas, mejoras y optimi-zación en la puesta en servicio del equipo y para capacitar al personal técnico de la empresa en todas las formas de opera-ción de la caldera, desde su calentamiento hasta su operación a plena carga. Se tiene contemplado entregar el proyecto a CERREY a finales de noviembre de 2012.

Redes inteligentes y su aplicación en ciudades

sostenibles

Con el patrocinio del Banco Interameri-cano de Desarrollo (BID) y del Instituto Coreano de Redes Inteligentes se llevó a cabo el taller: “Redes inteligentes y su apli-cación en ciudades sostenibles”, en la isla Jeju, en Corea del Sur.

El taller se realizó con el propósito de dar a conocer el proyecto de demostración de redes inteligentes que Corea del Sur está desarrollando en la isla Jeju, así como explicar la iniciativa del BID para el desa-rrollo de ciudades sostenibles.

Por parte del IIE asistió Rolando Nieva Gómez, Director de Sistemas Eléctricos, quien presentó las experiencias del desa-rrollo de redes inteligentes en México y en el IIE.

El proyecto demostrativo de redes inte-ligentes de la isla Jeju es un referente mundial, que tiene por objetivo demos-trar la viabilidad tecnológica del concepto de red inteligente, está programado para concluir en mayo de 2013 y cubre una gran gama de temas que incluyen: red eléctrica inteligente, transporte eléctrico, microrredes, y casa inteligente.

115

Comunidad IIEjulio-septiembre-2012

Boletín IIE

IIE entrega sistema basado en realidad virtual

La Gerencia de Tecnologías de la Infor-mación (GTI) del IIE desarrolló el sistema virtual 3DMaPPS, cuyo objetivo es conver-tirse en un apoyo para el adiestramiento en mantenimiento y pruebas de puesta a punto de subestaciones de distribución.

Este proyecto, que estuvo a cargo de Miguel Pérez Ramírez, incluye 40 pruebas a diferentes equipos primarios de una subestación, entre ellas: pruebas a trans-formador de potencia, interruptores de media y alta tensión, apartarrayos, metal clad, buses, TC, TP, banco de baterías y capacitores. Además permite reco-rridos virtuales libres en una subestación de distribución e incluye tres modos de operación: aprendizaje, práctica y evalua-ción, y puede registrar el progreso de los estudiantes. El sistema 3DMaPPS consti-tuye un acervo de conocimiento y buenas prácticas para pruebas de equipos prima-rios en subestaciones.

Con este sistema, el personal de la CFE no sólo tendrá acceso al conocimiento especializado para la realización de pruebas a equipos de subestaciones, sino que con su ayuda podrá practicar e incluso autoevaluarse y hacer recorridos libres por una subestación. Será una herramienta de apoyo para la mejora del proceso de capa-citación y certificación del personal de la paraestatal.

IIE e INER de Ecuador firman convenio marco de cooperación

El pasado 11 de julio de 2012, el IIE y el Instituto Nacional de Eficiencia Ener-gética y Energías Renovables (INER) de la República de Ecuador, firmaron, en la Ciudad de México, un convenio marco de cooperación en el campo de la eficiencia energética y las energías renovables, para el desarrollo de la investigación y formación científica aplicada, la difusión de cono-cimientos, la transferencia de tecnología, el desarrollo profesional del personal y la prestación de servicios, entre otros.

En la firma del convenio suscrito por Julián Adame Miranda, Director Ejecutivo del IIE y Marcelo Neira Moscoso, Director Ejecu-tivo del INER, fungieron como Testigos de Honor Esteban Albornoz Vintimilla, Ministro de Electricidad y Energía Reno-vable de la República del Ecuador y Jaime González Aguadé, Director General de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Entre las actividades de cooperación que ambas instituciones llevarán a cabo destacan el desarrollo tecnológico de programas y proyectos conjuntos de inves-tigación técnica y científica, así como la transferencia de conocimiento y la pres-tación de servicios acordes con las nece-sidades y planes de trabajo estratégicos de cada institución.

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Boletín IIEjulio-septiembre-2012Entrevistas

Una visión de la CFE: valor agregado a las unidades de las centrales generadoras

Entrevista al Ing. Carlos Fernández Fiol (CFF), Subgerente de Instrumentación y Control de la Subdirección de Generación en la Comisión Federal de Electricidad (CFE)

IIE: ¿Por qué es importante para la CFE la racionalización de los sistemas de alarmas? ¿Qué resultados espera obtener?

CFF: La importancia del proyecto radica en la mejora del tiempo de respuesta del operador ante un evento emergente. La mejora de la información proporcionada por los sistemas y su correcta compren-sión facilita el análisis en caso de falla y la agilidad de respuesta, logrando evitar salidas de unidades generadoras o en su defecto mantener la seguridad de la insta-lación mediante un paro seguro.

En cuanto a los resultados, esperamos un incremento en la disponibilidad de las unidades generadoras y sobre todo una mejora en la forma de trabajar de los operadores de unidad, ya que al contar con la herramienta adecuada de análisis y diagnóstico de sus equipos, pueden conocer con certeza el nivel de gravedad de la situación y las acciones que deben realizar para su atención.

IIE: A nivel mundial existen empresas que han incursionado e implantado nuevos sistemas de alarmas ya racionalizados, ¿tiene conocimiento de alguna que haya realizado tales tareas en el sector eléctrico?

CFF: Tenemos conocimiento de que empresas como ABB, SIEMENS, IBER-DROLA han implementado sistemas de alarmas racionalizados, y que se encuen-tran bajo la metodología propuesta por las guías y estándares internacionales, sin

embargo, desconozco si alguno de ellos se encuentra en estado “predictivo”.

IIE: ¿Cómo inició este proyecto? ¿A cuáles centrales se está aplicando la meto-dología de racionalización de alarmas?

CFF: La idea de implantar el proyecto en las centrales de la Subdirección de Gene-ración, se da al identificar la problemá-tica que estábamos compartiendo con empresas generadoras de energía a nivel mundial y las acciones que éstas estaban emprendiendo para su atención.

En una primera etapa, el proyecto se comenzó realizando el diagnóstico de una central generadora de cada tipo de tecno-logía. Es decir, una central carboeléc-trica, una termoeléctrica convencional, turbogás, ciclo combinado, hidroeléctrica y combustión interna.

Actualmente el proyecto se encuentra en su etapa de racionalización e imple-mentación de nuevas bases de datos y está en aplicación en 55 centrales genera-doras de energía, lo que suma un total de 160 unidades generadoras, lo que repre-senta prácticamente el total de unidades que cuentan con sistemas de control modernos que incluyen sistemas de manejo de alarmas.

IIE: ¿Qué respuesta ha recibido por parte del personal participante en la CFE, inclu-yendo los directivos, sobre las actividades de racionalización de los sistemas de alarmas?

CFF: La principal respuesta hacia el proyecto ha sido satisfactoria. En la mayoría de las ocasiones, el propio personal reconoce la utilidad de la meto-dología de gestión de alarmas y su efec-

117

Entrevistas

tividad para resolver la problemática, en particular de saturación de alarmas y avalanchas de información. Como en todos los casos que implican un cambio en la forma de realizar tu trabajo, el proceso de aprendizaje requiere tiempo, sin embargo, estamos conscientes del buen resultado a futuro.

IIE: En su opinión, ¿podría decirse que se está logrando el objetivo de que cada central que ha sido atendida, cuente con un sistema de alarmas racionalizado?

CFF: Considero que sí. En algunos casos hemos tenido que ajustar tiempos de implementación de las nuevas bases de datos o en su defecto extender los períodos considerados para realizar las actividades de racionalización, pero el objetivo tiene que cumplirse en su totalidad.

IIE: Uno de los retos es involucrar al personal de las plantas a que adopten esta nueva cultura sobre la administración de los sistemas de alarmas y permanecer mejorándola continuamente, ¿cuál ha sido su experiencia al respecto?

CFF: Creo que ése es el punto más difícil de cumplir. Como mencioné anterior-mente, el proceso de aprendizaje y adap-tación a nuevas formas de trabajo siempre requiere tiempo. La efectividad de la propia actividad será la que por sí misma termine de convencer al personal para adquirir estas nuevas formas de trabajo y adoptarlo como cultura laboral.

IIE: Actualmente, en el sector eléctrico existe una fuerte dependencia de empresas extranjeras que ofrecen y dan servicio a diversas áreas de la CFE, ¿es factible que la paraestatal apoye más proyectos de esta naturaleza en campos de investigación y desarrollo tecnológico?

CFF: Por supuesto que sí. Nuestra rela-ción con instituciones como el propio IIE, o universidades nacionales o esta-tales, promueve el desarrollo de la inves-tigación y nuevas tecnologías con intelecto nacional, lo cual considero es un deber como empleados de una dependencia gubernamental para el desarrollo del país y evitar la fuga de capital intelectual.

IIE: ¿Se aplicará esta filosofía a nuevas centrales que aún no cuentan con un sistema de alarmas implantado?

CFF: Efectivamente, la CFE es una empresa altamente estandarizada y sobre todo homologada en sus procedimientos, tanto técnicos como administrativos. El resultado final de la Gestión Inteligente de Alarmas debe ser una estandarización de la filosofía a nivel nacional, para todos los nuevos sistemas.

118

Boletín IIEjulio-septiembre-2012Entrevistas

IIE: In your experience as consultant, what activities do you realize after having assisted any company in the tasks of alarms rationalization?

BH: Alarm rationalization is only one part of an alarm management improvement project. It is a major part that requires a significant effort. Prior to alarm manage-ment, it is necessary to have:

1. An alarm philosophy document.2. A benchmark of the current perfor-

mance and issues associated with the existing alarm system.

Nuisance alarms are then resolved prior to the beginning of alarm rationalization.

These tasks are done prior to rational-ization because they make the rational-ization step more efficient and easier to accomplish.

PAS can and has assisted with all of these steps and particularly then with the ratio-nalization step. Regarding rationalization, we have also assisted with:

1. Determining which alarms should be configured and which alarms removed or modified, in accordance with the alarm philosophy.

2. Assisting with the implementation of the changes of the alarm system identi-fied in the rationalization step.

3. Determining the need and applica-bility of any advanced alarm solutions

Experiencia acumulada de un pionero y experto en la incursión de sistemas de alarmas

Entrevista al Ing. Bill Hollifield (BH), Director-Consultor en proyectos de administración de alarmas en PAS (Process Automation System), Estados Unidos. Coautor de Recomended

Practice for Alarm Management de EPRI y miembro del Comité ANSI/ISA 18.2

of methods, such as automated alarm auditing and enforcement, state-based alarming, alarm shelving, alarm flood suppression, and operator alert systems.

4. Performing a post-rationalization bench-mark to measure improvement.

5. Assisting with the setup of on-going performance monitoring and metrics.

6. Assisting with graphic modifications in order to create a high performance HMI.

IIE: Have you taken part in tasks of alarms rationalization in any company belonging to the electrical sector, whatever private or government?

BH: We have performed alarm improve-ment projects for dozens of power plants operated by many different companies, both privately and publically owned. We have a working and consulting relation-ship with the U.S. EPRI – Electric Power Research Institute.

IIE: What is the distribution percentage of critical, warning, and tolerance alarms that have been identified in alarms systems in companies related to processes of the elec-trical sector?

BH: Alarm systems can associate a PRIORITY with each alarm. The proper use of priority is important. During the development of the alarm philosophy, the control system’s capabilities for alarm priority are determined and the proper use of those capabilities documented. Then in

rationalization, the proper priority for each alarm is selected in accordance with proper principles. These proper principles involve the severity of the consequence that will occur if the alarm is not addressed, and the time available for the operator to respond to the alarm and avoid that consequence.

It is a well known best practice for the use of three or four different alarm priorities. The designations for these will depend on the control system, but for discus-sion, let us just refer to them as Priority 1 (highest priority) then 2 and 3. Priority 4 is often used for diagnostic alarms. A proper distribution of alarm priority is about 5% Priority 1, 15% Priority 2, and 80% Priority 3. Certain types of alarms (such as diag-nostic alarms) are assigned to Priority 4 based on the expected operator response.

Do not confuse the priority of an alarm with the type of the alarm. Terms such as “critical alarm, warning alarm, and toler-ance alarm” have no agreed-upon or uniform meaning in the body of knowl-edge of alarm management. They mean different things to different people. Discussing them using those terms can

119

Entrevistas

thus lead to misunderstanding. ISA-18.2 uses very precise definitions so that there is no misunderstanding.

A full and complete discussion of the proper use and selection of alarm priority is in The Alarm Management Handbook. There is insufficient space here for a more detailed discussion.

IIE: What difficulties or problems have you found to carry out activities of alarm rationalization in plants of diverse processes?

BH: Alarm rationalization is a signifi-cant use of time and resources. If done correctly and in accordance with best prac-tices, it can be an efficient process.

We have experience in accomplishing alarm rationalization from hundreds of successful projects. Based on those expe-riences, we documented the practices to follow, and the practices to avoid, in a full chapter about alarm rationalization in The Alarm Management Handbook.

We can provide separate summaries and examples about proper practices to follow to effectively accomplish alarm rational-ization. A short answer does not provide enough detail to properly manage this significant task. Here is a brief excerpt from that chapter in the book:

Alarm Documentation and Rationalization (D&R) is used in the following ways:

• To configure the correct alarms on an existing system. This invariably results in a reduction in the number of config-ured alarms, based upon hundreds of projects. It is not the specific intent of rationalization to reduce the number; the reduction is a natural consequence of the process.

• To correct a misconfigured system for performance improvement.

• To initially determine the proper alarm configuration on a new system.

• To ensure consistency in alarm settings. • To eliminate duplicate alarms.• To ensure proper and meaningful alarm

priorities and setpoint.• To configure alarms on points added

or modified by projects or as needed based on changes in process operations.

• To provide detailed alarm information for use by the operators.

• To deal with alarms specified in conjunction with Process Hazard Anal-ysis (PHA), Safety Interlock Level (SIL) revalidation, or Layer of Protection Analysis (LOPA).

• To create proper configuration of nuisance alarms as they are identified.

• To create the Master Alarm Database, used as a reference for state-based alarm management, flood suppression, audit/enforce mechanisms, management of change, and operator information.

The basic methodology of a D&R is simple. For each point on the system, a team of knowledgeable people do the following:

• Discuss each configured and possible alarm on the point.

• Verify that any configured alarm should exist at all.

• Verify that an alarm does not duplicate another similar alarm occurring under the same conditions. If so, keep the one best indicating the root cause of the abnormal condition.

• Determine the proper priority of each alarm in this fashion:

– Determine the severity of the consequences that will occur if no action is taken in response to the alarm.

– Determine the time available for the operator to successfully respond to the alarm to avoid those consequences.

– The combination of these factors determines the alarm priority.

120

Boletín IIEjulio-septiembre-2012Entrevistas

• Document as much of the following as is practical:

– Possible causes of the alarm. – Method of alarm verification. – Proper operator response to the

alarm. – Other points likely to be involved

with the alarm. – Relevant Operating Procedure,

PHA, or other references.• Determine the proper setpoints for the

alarm based on the examination of: – Process history. – Relevant operational procedures. – Equipment and safety system

specifications.• Note any modifications to the alarm

needed, such as introduction of logic, reconfiguration of alarm type, alarm message rewording, DCS graphic changes, and so forth.

• For processes with different operating states, several different alarm values may be required. During D&R, record the appropriate settings for each state.

IIE: After some implementationing derived from rationalization: What results or acceptance have you perceived from your costumers?

BH: Most alarm system problems are solved by the steps prior to and including rationalization. The result is an alarm system that performs quite well and where:

• Every alarm is meaningful and requires an operator response.

• Every alarm is documented.• Alarm priority is implemented

consistently.• The alarm system is a useful tool for

the operator rather than a hindrance or a nuisance.

• The setpoints for alarms are properly determined.

• The alarm system is not subject to inappropriate change.

• Alarm rates fall within desirable ranges.• Nuisance alarms are eliminated.

Feedback from engineers and opera-tors after alarm improvement projects is consistently very positive. Performance monitoring consistently shows a significant improvement. After completing a project with us at one site, our customers usually have us do further projects at other sites.

IIE: One of the challenges is to involve to the personnel of the plants to adopt this new culture on the systems alarm admin-istration cycle and to keep on continuous improvement it. In this aspect: Which has been your experience?

BH: Proper participation in the develop-ment of the alarm philosophy document is the major factor in acceptance of signifi-cant change to the alarm system. Such changes are generally needed in an alarm improvement project. Proper participa-tion in the rationalization step and proper training of the operators (and engineers) about proper principles of alarming is necessary.

Ongoing alarm analysis will show major improvement in the alarm system as a result of the project. This will also rein-force the acceptance of the changes and people will have a positive response.

IIE: From the Six Sigma Methodology used: Which are those that present a major challenge to you?

BH: Our seven-step work process can be accomplished with or without a six sigma structure in place at the facility. We have experience and success in all phases of an alarm improvement project. If a facility wants the project managed using the six sigma methodology, reports, and paper-work, we can do that.

IIE: How was the idea of taking part in the norm ISA 18.2 born?

BH: The ISA-18.2 effort was begin in 2003. By then, the problem of alarm management had become well known, and ISA leadership saw the need for a standard. To form the committee, they contacted organizations with a significant history and expertise in the topic. PAS was on that list and we participated to a very significant degree in the development of the standard.

IIE: Do you know other methodologies used by different companies to do alarms rationalization?

BH: The Alarm Management Handbook covers all of the best known methods in

121

Entrevistas

great detail, but in general they are similar. In each case, an existing alarm system must be examined relative to an approved alarm philosophy then modified to be in accor-dance with that philosophy. Some methods for accomplishing certain tasks during rationalization are better and more efficient than other methods, and we cover that in great detail in the book – far too much detail to go into here.

IIE: What would you recommend to make the alarm system administration cycle easier in control centers and adopt it?

BH: A proper and comprehensive alarm philosophy document is the best initial step. Long term gains cannot be made without such a document. The creation of such a document involves many factors, which are covered in detail in The Alarm Management Handbook.

IIE: In the safety systems of power plants, what is the importance (rank) of the alarm systems?

BF: Let’s be very precise in talking about safety in the context of this question. Safety has to do with avoiding harm to people and avoiding damage to equipment.

Modern control systems keep the process within proper operating parameters. In some situations, those controls become ineffective. In that case, highly automated shutdown systems are used to return bring the plant to a safe state. This may involve

automatic shutdowns of individual equip-ment, parts of the generation process, or an entire generation system.

The automatic shutdown process is safe, no one gets hurt and no equipment is damaged. Such shutdowns may be very undesirable, because of the effects on the grid, the economic consequences, and the costs and difficulties in restarting the plant, but it nonetheless is safe. There are no explosions, flying shrapnel, or injuries.

When properly designed, alarms notify the operator that an abnormal situation is underway. The operators then have a chance to properly intervene and take the right actions that may avoid a partial or total shutdown.

For modern plants with such properly designed automated shutdown systems, there are very few cases where an opera-tor’s manual response to an alarm is the means by which harm to a person is avoided. The cases where this is true are typically limited to such alarm types as:

• Ambient Flammable and Toxic Gas Detectors.

• Safety Shower and Eyebath Actuation Alarms.

• Detection of smoke and/or fire.• Presence of Carbon monoxide or other

asphyxiant. • Low percent oxygen (insufficient breath-

able air – sometimes used in buildings containing pressurized inert gas sources).

• General fire protection alarms.• Activation of deluge systems.• Activation of any field-mounted

“Emergency Stop” alarms/switches.• Rescue station pushbuttons.• Pump seal failure alarms on pumps

containing flammable or toxic materials.

These specific situations and the correct way to alarm them are addressed in the alarm philosophy.

With the exception of these specific types of alarms, the rest of the alarms are gener-ally configured for the purpose of avoiding economic or environmental consequences.

Power plant safety is more a function of properly designed and automated shut-down systems, than of alarm systems. The human operator should not be placed in the position of having to take fast and complex actions that must be done precisely correctly, every time, to avoid equipment damage. This is an unreasonable expectation for the abilities of operators.

Properly designed, constructed, tested, and maintained automatic safety systems are the correct tool for such a task – not an alarm system with manual operator response.

From Bill HollifieldPrincipal Alarm Management and HMI ConsultantPAS (www.pas.com)bhollifield@pas.com

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Boletín IIEjulio-septiembre-2012Artículo de investigación

Abstract

Nowadays the refining sector in Mexico needs to increase the quantity and quality of produced fuels by installing new process plants for gasoline and ultra low sulphur diesel. These plants require the provision of electricity and steam, among other services to function properly, which can be supplied by the power plants currently installed in each refinery through an expansion of their generation capacity. These power plants need to increase its production of electricity and steam at levels above their installed capacity, which involves the addition of new power generating equipment (gas or steam turbo-generators) as well as the raise of the electrical loads. Currently, the Mexican Petroleum Company (PEMEX) is planning to restructure their electrical and steam systems in order to optimally supply the required services for the production of high quality fuels. In this paper the present status of the original electrical power systems of the refineries is assessed and the electrical integration of new process plants in the typical schemes is analyzed. Also this paper shows the conceptual schemes proposed to restructure the electrical power system for two refineries and the strategic planning focused on implement the modifications required for the integration of new process plants that will demand about 20 MW for each refinery by 2014. The results of the analysis allowed to identify the current conditions of the electrical power systems in the oil refining industry or National Refining Industry (NRI), and thereby to offer technical solutions that could be useful to engineers facing similar projects.

Keywords: clean fuel, combined efficiency, conceptual design, economic assessment, electrical net, electrical system, electrical trans-former, interrupt capacity, load flow, refinery power plant, refining, short circuit, synchronization bus, three wind.

Assessment and planning of the electrical systems in Mexican refineries by 2014

Luis Iván Ruiz Flores1, José Hugo Rodríguez Martínez1, Guillermo Darío Taboada2 y Javier Pano Jiménez2

1 Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE)2 Petróleos Mexicanos (PEMEX)

Paper originally presented at the ASME Power Conference in Denver, Colorado, July 12-14, 2011.

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Artículo de investigaciónAssessment and planning of the electrical

systems in Mexican refineries by 2014

Resumen

Hoy en día, el sector de refinación en México necesita aumentar la cantidad y calidad de los combustibles producidos, mediante la instalación de nuevas plantas de proceso para la gasolina y el diésel ultra bajo en azufre. Estas plantas requieren el suministro de electricidad y vapor de agua, entre otros servicios, para que funcione correctamente, los cuales pueden ser sumi-nistrados por las fuentes de generación instaladas en cada una de las refinerías y a través de una expansión de su capacidad de generación. Estas centrales eléctricas necesitan aumentar su producción de electricidad y vapor de agua a niveles por encima de su capacidad instalada, lo que significa integrar nuevos equipos de gene-ración de energía (gas o vapor turbogene-radores), así como el aumento de las cargas eléctricas. En la actualidad, Petróleos Mexi-canos (PEMEX) tiene la intención de rees-tructurar sus sistemas eléctricos y de vapor, a fin de suministrar de forma óptima los servicios requeridos para la producción de combustibles de alta calidad. En este artí-culo se presenta la situación actual de los sistemas de energía eléctricas originales de las refinerías y se evalúa la integración eléc-trica de las plantas de proceso en los nuevos esquemas típicos. También se presentan los esquemas conceptuales propuestos para reestructurar el sistema de energía eléc-trica para dos refinerías, cuya planificación estratégica se centró en la aplicación de las modificaciones necesarias para la inte-gración de nuevas plantas de proceso que demandarán alrededor de 20 MW para cada refinería en el año 2014. Los resultados del análisis permitieron identificar las condi-ciones actuales de los sistemas de energía eléctrica en la industria de refinación de petróleo o de la Industria Nacional de Refi-

nación (INR), y por lo tanto ofrecer solu-ciones técnicas que podrían ser útiles para los ingenieros que desarrollan proyectos similares.

Introduction

Currently, the oil refining industry is in upgrading process of its electric system in order to supply the oil demand. Every oil refinery are linked up to The National Electrical System (NES) to ensure the electrical energy continuity in eventua-lity situations; however, the acquisition energy cost and the fees payment is up to USD $ 800 000 per month.

In the other hand, because of the new requirements NRI has presented new action schemes, like migrate from 13.8 kV to 35.5 kV, and to 115 kV in some cases (García et al, 2008). Moreover, there are operative limitations which generate non programmed shutdowns, for example: between 2005 and 2006 there were three non programmed stops because of “the generation sources floating neutral” (García et al, 2008; (García et al, 2005).

Additionally NRI tends to process different crude oil from the ones that produced more than 30 years ago, that means that electrical systems must evolve. NRI has taken in account an investment for electrical reconstructing for more than USD $ 120 million only for one refinery.

For that reason, and to support the actual and future electric demands, it is necessary to use supply steam, compressed air, water and electric energy in the next decades.

The purpose of that document is to give the experience, obtained through an

equipment integration analysis, and new electric generators which permit it to be self-sufficient to reach an electrical power of 120 MW with a 34.5 kV level and 320 MW with a 115 kV level as means of distribution. The results presented here can be useful to solve problems in similar projects.

Background

Current Schemes

Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), Mexican public decentralized orga-nism created for technological researches, has been working with NRI since 2002 about a) development of conceptual engi-neering for electrical systems, b) tech-nical-financial feasibility study, c) electrical equipment specifications, d) user bases, e) tender bases, f) the analysis of power electrical systems to implement specific solutions for the electrical, mechanical and control equipments.

NRI consists of six refineries in Mexico: Cadereyta, Nuevo León (HRLS); Cd. Madero, Tamaulipas (FIM); Tula, Hidalgo (MHI); Salamanca, Guanajuato (AMA); Minatitlán, Veracruz (LC) y Salina Cruz, Oaxaca (ADJ). In the table 1, it is shown the results of the work between IIE and NRI which generate the necessity of the construction of 4 electric genera-tors with heat recovery, 1 steam boiler, 2 electrical upgrading with the migration of the 13.8 kV to 34.5 kV BS in two refine-ries from the north of Mexico, and 1 elec-trical upgrading of 13.8 kV to 115 kV in one refinery from the center of Mexico.

The modernization of every SEP was regarded because of the convenience of Pa

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the implementation of 2 alternatives for the new generation unities: a) with a gas generator and b) with a steam generator. The table 2 shows the comparison of the alternatives to take the decision to integrate a gas generator into the new schemes.

Taken decisions for upgradings systems

Many specialists take part into the elec-trical upgrading asset, somebody have been developed the conceptual enginee-ring and others decide whether every project has economical feasibility for its development. For example, NRI has different sections which take part into the project decisions like: a) Investment Analysis Department (GAIGO: Gerencia de Análisis de Inversión), b) Projects Development Engineering Department (DCIPD: Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos), c) Operations Department (DCO: Direc-ción Corporativa de Operaciones), d) Proscess Engineering Department (GIP: Gerencia de Ingeniería de Procesos) and e) The local users of every refinery.

The intervention of NRI entities let the management and development of projects which needs a future: a) supply of the same actual demand of energy, b) the integration of the new generation modules; c) high resistance grounding neutral method; d) the ideal energy flow; e) the charges redistribu-tion and f) the energy supply of the Clean Fuel Projects Quality (CFPQ) mentioned in (García et al, 2009; Alcaraz et al, 2008). In the figure 1 it is shown the IIE partici-pation and the awaited electric upgrading projection for the 2012.

ConceptRefineries

HRLS FIM MHI AMA LC ADJConceptual engineering þ þ þ þ þ þ

Generator tender þ þ þ þ

PCC Loads tender þ þ þ þ þ þ

Gruunding c/ High impedance þ þ þ

Technical-economic feasibility þ þ þ þ þ þ

Electric upgrading þ þ þ

Technical consultant tender þ

Steam boiler tender þ

TURBOGENERATOR STEAM TURBOGENERATOR TO GASThis alternative needs:(180 t/h) additional steam generator to ensure existent production and rehabilitation

Heat retriever to seize gases combustión and steam generator of 19 bar

TG1 and TG2 existing electric generators rehabilitation

TG1 and TG2 existing steam and electric generator rehabilitation

To wide the cooling system in case of partial condensation work. That means an increase water consumption in the refinery

To analyze the gas availability and to ponder prices volatility

The actual electric system improvement The actual electric system improvementAcquiring the turbogenerator and their peripherial Acquiring the turbogenerator and their peripherial

Advantages:Use oil or/and gas as fuel in boilers There is a decrease in the consumption of oil in the

refinery (It is saved medium pressure in boilers)This schemes are well known in the refineries Use diesel and/or gas as fuel in gas turbines

There is a permanence of actual waterThere is an improvement in global efficiency of the refinery

Disadvantages:There is no improvement in global efficiency of the refinery

It is necessary to consider that there is a major main-tenance if diesel is burned, moreover the heat retriever will need soot blower

Stop the refinery process to make the new turbo generator connection The users refinery do not know well those schemes

Table 1. Results of IIE and NRI together working by now.

Table 2. Comparison between gas generator steam generator.

Conceptual engineering of actual and typical future electrical system

NRI actual typical electric systems

The electrical actual net of the six refineries in Mexico, have limitations in 13.8 kV distri-bution interruptive capacity switchgear. The actual average capacity of those switchgear is 31.5 kA short circuit in case of three-phase failure (Icc 3F). 31.5 kA means 100% of the capacity which support the equipments according to manufactures production line; however it is considered to maintain a 20% security margin for future expansion in that level.Pa

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The generators neutral was connected to a common point named “neutral bus or neutral switchgear” through an interrupter and grounded through a low resistence bank. Only the link transformer neutral with the public net and a generator neutral are grounding, the rest of the generators work “ungrounded”.

They have a redundant system to supply energy with at least two generation sources trough the 13.8 kV distribution buses or the existent 14.6 kV link interrupters called

“selective secondary”. In case of contingence, if a switchgear gets out of maintenance, the charges can be transferred to their adja-cent switchgear or through the synchro-nization bus to obtain the an energy flow that supplies electric energy in two inclusive subsystems.

Electrical system with three generation sources

Figures 2, 3 and 4 shows the actual scheme of a refinery which has two power plants,

that supply the electric energy (92 MW) and the steam that needs their process plants with two generators. The power plant No. 1 has a 18 MW (TE-1) “turbo expander” installed in the catalytic plant and two 32 MW steam turbo generator (TG1 and TG-2) and four boilers that generate 60 kg/cm2 man steam and a boiler that generates 20 kg/cm2 man steam. The gene-rators TG-1 and TG-2 work with extrac-tion, giving 20 kg/cm2 man steam. The power plant No. 2 has two boilers which gives 20 kg/cm2 man steam (B-001A and B-001B) and two boilers that gives 3.520 kg/cm2 man (B-002A and B-002B). Addi-tionally, the refinery has three energy flows, two of 230 kV and one of 115 kV that come fron NES. Every flow of 230 kV has a 84 MVA maximum capacity and the one of 115 kV has a capacity of of 20 MVA. The 115 flow is connected to the TDP-3 TDP-3 and currently is out of service because is used as backup in one of the 230 kV energy flow, that way there is a deficit energy supply in the refinery through link substations. Finally, all the 13.8 kV distribu-tion switchgears has an interruptive capa-city and the 31.5 kA design for the symme-trical three phase short circuit flow.

In actual conditions, the power plant does not supply the total electric energy neces-sity in the 92 MW refinery, therefore is necessary the exchange of 40 MW from other sources of NRI or NES.

Electrical system with more than 4 generation sources

Figure 5 shows the actual scheme of a refinery with more than for electric gene-rators divided into two thermoelectric plants which supplies a charge average of 97 MW. The plant 1 has 6 boilers called

Figure 1. Work together between IIE and NRI for the execution of upgradings projects.

Figure 2. Representative scheme of a refinery which has two generation sources synchronized with NES.

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In actual conditions, the energy plant does not cover the total electrical energy neces-sity of the 97 MW refineries it is necessary 14 MW energy exchange from other NRI or NES work center.

These descriptions indicate a conceptual design must have a rational procedure to determinate the best plan generated by at least three conceptual scheme models. In other articles published by these authors, they present recommendations which have been usual to modify schemes showed in figures 2 and 4 (Ruiz et al, 2009).

To describe the alternatives chosen for NRI electrical upgrading there will be presented the factors that suffer changes because of project made by IIE and the benefits that will receive in 2012.

Future electrical system for NRI

The generation capacity of the majority of the six refineries, is practically the same as charge demand (100 MW). There is no warranty in the continuous energy supply, not even for the actual process plant in case of emergency, not even for the new plants. For that reason, it was regarded to reconstructing the tension to 34.5 kV level in two refineries. In this clause there will be included the electrical schemes which will be established for the figures showed in figures 2 and 4.

Every scheme showed, for the 3-generator refinery and for 4-generator refinery, was analyzed through stable state evaluation of the electrical system performance with three phase short circuits, charges flow, tension falls, power factor and tension regulation (Ruiz et al, 2009).

MP-B1, MP-B2, MP-B3, MP-B4, CB2 y TG-4, and 4 turbo generators called TG-1, TG-2, TG-3 and TG-4.

The turbo generators TG-1, TG-2 and TG-3 are designed to work at full condensation, while TG-4 turbo generator is designed to work with steam extraction and condensa-tion. The switchgear from Plant 1 has 31.5 kA interruptive capacity. The plant 2 has 3 boilers named CB-5, CB-6 and 2 turbo generator named TG-5 and TG-6. The turbo generators TG-5 and TG-6 work with steam extraction. The 2 plant switchgear has 41 kA interruptive capacity.Pa

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Figure 3. Typical actual (representative) scheme of a steam generation refinery with two electrical generators synchronized with NES.

Figure 4. Typical actual (representative) scheme of a steam generation refinery with two electrical generators synchronized with NES.

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Artículo de investigaciónAssessment and planning of the electrical

systems in Mexican refineries by 2014

The schemes to be established of the refineries to migrate at a 34.5 kV distribu-tion level will have supply and installation phases. The supply, installation, integra-tion, field proves, training and putting into service are divided as the following:

• Integration of an electrical generator among 31 - 38 MW capacity for refine-ries of three generators and 20 - 25 MW for refineries of more than four genera-tors to supply the actual energy supply.

• Upgrading of 13.8 to 34.5 kV bus synchronization for both refineries.

• Integration of an electrical generator among 31 - 38 MW capacity for refine-ries of three generators and 20 -25 MW for refineries of more than four genera-tors to supply the future CFPQ demand.

• Electrical distribution in switchgear for CFPQ.

• High resistance grounding of the three generation sources.

• Integration of new systems into the Advanced Operational Control System (SCOA: Sistema de Control Opera-cional Avanzado).

Table 3 shows a tentative programming but no limiting of the electric upgra-ding projects execution in refineries. The programming will depend on availability budget NRI and on fiscal year.

The main specification of the electrical equipment for the refineries electrical upgrading implementation embrace take a decision in economical investment: 1) Elec-

trical integration generators, 2) Insulated switchgear technology in SF6, 3) The power factor technology with double cooling (OA/FA) using commercial connections as “multi contact elbow bushing” and also load tab changer, 4) The decision of insta-lling grounding with zig-zag transformers, 5) The use of charge circuit for 13.8 kV and 34.5 kV with intertwine polyethylene insula-tion (XLPE) at 133% in insulation level and 6) the integration of new control systems to the SCOA systems.

In figures 6 and 7, the descriptive schemes but non limiting wich will be implemented for the refineries of three or four elec-tric generators are shown. The figures represent an integral electrical scheme for execution of the same economical exer-cise. The difference in economical inves-tment for the figure 6 scheme is more than USD $ 50 million, different from figure 7 scheme which means more than USD $120 million.

The benefits they get once those schemes are established are 1) The new scheme will permit an optimal electrical power flow to the charges, in all the operation scene-ries, without bottlenecks, 2) In contin-gence conditions, charges fall are less than +- 5% in all charge buses, 3) The backup accomplishment has the capacity to subs-titute a generator of some of the plants, in case of it is out of service, because of fall or because of maintenance, 4) Plants can receive a 18 MW additional integra-tion, 5) All the plants electrical net has only a neutral grounded for the grounding fall-protection schemes simplification. The 115 kV winding has its neutral firmly grounded. The 34.5 kV synchronization bus has a zigzag transformer. The gene-rators neutral is high resistance grounded,

Figure 5. Typical actual (representative) scheme of a steam generation refinery with more than four electrical generators synchronized with NES.

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6) If a generator is out of service, there will be capacitors banks which can supply the necessary reactive power to keep 0.9 power factor in bound accomplishment. There are many other benefits mentioned in references (García et al, 2008; Ruiz et al, 2005).

Fases TProgramming per three months

2009 2010 2011 20123 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2

1 1° TG 130 = = =

2 BS Upgrading 115 = =

3 Power circuits 90 = = =

4 2º TG 112 = =

5 PCC Distribution plants 110 = = =

6 Grounding with high Z 108 = =

6 Systems integration 100 = = = = =

Notes:T Working days Z ImpedanceTG Electric generator = Three months

Table 3. Tentative programming of the future electrical system implementation phases in NRI.

Figure 6. Descriptive scheme but non limiting of SB in 34.5 kV selected for the elec-trical reconstructing of figure 2 scheme.

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Parallel solutions to the continuity projects

The actual refineries has an energy deficit and an additional 20 MW demand, that requirement could be supply with a new electrical generator integration.

The authors propose a transition stage because of the mentioned changes and because of the cases that is necessary to migrate from 13.8 kV to 34.5 kV. That stage can be implemented in case the refi-neries do not have budget availability for an integral project in one execution and at the same time of 1 and 2 phases (table 3).

The next section will present the transition alternative to connect an electrical gene-rator to the actual typical electrical system in a refinery (figure 8).

The analysis shows the integration of the first generator using two alternatives for its integration: a) through a limi-ting reactor of 0.346 ohms short circuit, 1500 A in a serial configuration with the generator and b) through a three winding transformer of 35/35/35 MVA, 13.8/14.4/34.5 kV, where the terminals of TG-“n1” generator are connected to the 13.8 kV winding, its distribution charge switchgear to the 14.4 kV winding and the 34.5 kV winding will be integrated to the future project: “34.5 kV synchronization bus implementation”.

To determin the technical and economical most feasible option to connect a new electrical generator to the electrical actual system in a typical refinery, there were regarded the two mentioned alternatives by means of a short circuit values analysis and power flow in main charge buses with

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Artículo de investigaciónAssessment and planning of the electrical

systems in Mexican refineries by 2014

established operation conditions exclusi-vely for the first generator.

Integration of a generation module in the actual electrical system: comparison with the use of reactor vs the use of three winding transformers

The use of three winding transformers in NRI is not yet well known, even though in other oil refined centers like “Deer Park” in Texas, USA, is used that kind of technology.

The analysis ponder the evaluation in stable state of the electrical system performance with three-phase short circuit charges, flow charges, tension falls, power factor and tension regulation. There were analyzed two scenarios including: A) All the elec-trical energy sources in 115 MW operations and b) An electrical energy source aou of service with a 115.5 MW charge.

According to results, it is showed that both alternatives are operatively reliable, however, the alternative of integrating the first TG-8 generator through a limiting reactor has major tension falls because of the impedance that affects the electricity flow. Also, that implies overworking of the generator TG-8 in case one of the genera-tors from the refinery is out of service.

On the other hand, in the alternative of integrating the generator through a three winding transformer, the tension falls are compensated by the relation between the 13.8/14.4 kV windings, it means that the tension difference of 3.04% regulates the tension in acceptable levels in the distribu-tion switchgear for the power transference in the generator in 13.8 kV or the 34.5 kV future synchronization bus.

Figure 7. Descriptive scheme but non limiting of SB in 34.5 kV selected for the elec-trical upgrading of figure 4 scheme.

Figure 8. Descriptive scheme but non limiting of a parallel alternative to connect a generator with the refineries actual scheme. Pa

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The electrical system flexibility and reliabi-lity in both alternatives are almost the same, for example, the Icc 3f has 80% of inte-rruptive capacity.

Both analyzed alternatives ensure that TG-8 integration generator will be protected by over tensions because it always will have an intentional reference of their grounding neutral and there will be used a high resis-tance grounding neutral, what will avoid great energy flows through their winding.

The alternative of using a three-phase trans-former in contingence conditions, avoids the overworking of the transformer. Moreover, with the integration of a 34.5 kV synchroni-zation bus, considered to the future implan-tation, the transformer keeps operating.

Table 4 shows the results summary of Icc 3 f and the fall tension (Ct %) with a 115.5MW charge of the alternatives analyzed through: a) a short-circuit flow limiting reactor and b) a three winding transformer.

The alternatives technical evaluation of transition stage has advantages and disad-vantages. Table 5 shows technical advan-tages and disadvantages for the alternatives to integrate the first electrical generator into a typical refinery scheme.

The two alternatives of the integration of the new electrical generation module: a) require an additional investment as “tran-sition stage” between phase 1 and phase 2 and b) shows quantities of 3F and Ct % according to the regulation (ANSI/IEEE, 1993; ANSI/IEEE, 1986).

The flexibility and reliability of the elec-trical system is improved with the use of

Figure 10. Descriptive scheme but non limiting of a “transition stage” to connect a generator to the actual refineries scheme through a three-phase transformer. (2)

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Figure 9. Descriptive scheme but non limiting of a “transition stage” to connect a generator with the actual scheme in refineries through a electric limiting reactor (I).

three winding transformer, moreover it permits the use of power equipments to be insta-lled, instead of limiting energy reactors which will get out of service.

Tables 6 and 7 show the economical evaluation of both mentioned alternatives and their associated equipments for the integration of the first generator. It is important to mention

131

Artículo de investigaciónAssessment and planning of the electrical

systems in Mexican refineries by 2014

Parameter Load Scenary 1: Reactor 2: TransformerMaximum Icc 3 f(All TG’s)

115.5 MW

A

31.6 kA (TBSII) 29.6 kA (TBSII)

Ct % Maximum level (All TG’s)

1.87 % (TD-10)

1.86 %(TD-10)

Maximun Icc 3 f (TG-6: F.S.)

B

27.7 kA (TD-7) 25.5 kA (TBSII)

Ct % máximum level(TG-6: F.S.)

3.04 % (TD-8) * 2.92 %(TD-10)

Notes:

F.S. Out of service * New overworking generator (TG-8)

Advantages 1 2Icc 3f ≤ 25.2 kA and optimal power flow in contingence conditions þ

If the NES commitment fails, the turbo can feed 100% of the charge.If a generator fails, its charge bus is fed by TBS þ þIf BS fails, every generator remains with its charge bus þ þIf a switchgear is been repaired their charges can be transferred to an adjacent switchgear þ þ

All the generators can operate with grounding neutral. þ þCan receive a future growing of 60% Can receive a future growing of 30% Require the same investment because it maintain 13..8 kV level as distribution tension þ

Better feasibility for its implementation. þThe equipment investment will be used in future projects. þDisadvantages 1 2When a switchgear is out of service, a generator is out of service xWhen the bus A or the bus B is out of service, a flow charge NES is lost x x

If the synchronization bus fails, the NES is lost.It needs the greatest investment xIt is necessary to recharge the synchronization bus circuits which go to the TBS x x

It is not posible to recharge the distribution buses circuits which go to the TBSIf the synchronization bus fails, the refinery has to import 50 MW x x

If the synchronization bus fails, the charge of a generator is lost xIcc 3f surpass the switchgear capacity limit even though using “pyrotechnics fuses “ or “Is-limiters” x

If the two generators fail, NES can not feed 100% of the charge x xThere are no ground power references in synchronization busThe NES flows does not have charge busThe new generators does not have charge bus

Item Concept Characteristics Cost [MUSD]

1 Reactor Icc limiting charge reactor with a 2300 A, 0.346 Ω air core $ .058

2 Load circuit4 conductors per phase of XLP wire, 15 kV, class, 133%, 750 kCM caliber and an approximate length of 500 m.

$ 0.390

3 Distribution switchgear

3000 A of nominal charge switchgear with an Icc of 40 kA, 6 cells including the one of TG-8

$ 0.210

4 TG-8 Recep-tion cells

Two metal Clad cells 15 kV class, including 2000 A vacuum interruptor, measuring and protection kit.

$ 0.075

TOTAL $ 0.733

Item Concept Characteristics Cost [MUSD]

1 Three windind transformer

Three winding transformer of 35/35/35 MWA with transformation relation of 13.8/13.8/34.5 kV

$ 1.1

2 Charge circuitXLP wirw, 15 kV class, 133 %, 750 Kcm caliber for 500 m and 4 conductors per phase

$ 0.390

3 TG-8 Reception cells

Two Clad metal cells, 15 kV class including 2000 A vacuum interruptor, measuring and protection kit.

$ 0.075

4 Distribution switchgear

3000 A charge nominal switchgear inclu-ding a 40 kA Icc, 6 cells including the three winding transformer

$ 0.210

TOTAL $ 1,775

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1.

Table 4. Comparative results table for the new generator integration.

that assenting both alternatives in economical context, the best solution is to use the limiting reactor which safes 37.8% compared to three winding transformer; however this is a short term cost. It is considered a future 34.5 kV synchronization bus reconstruc-ting, therefore the three winding transformer will be still used in

Table 5. Technical evaluation of the first generator installation using: 1) an icc energy limiting reactor or 2) a three winding transformer.

Table 6. Cost of the main equipment when TG-8 is integrated through a limiting reactor with an air core (the cost of TG-8 is not included).

Table 7. Cost of the main equipment when the tg-8 is integrated through a three winding transformer (it is not include TG-8 cost).

the reconstructing and the long term cost would be less, avoiding the investment of a transformer to synchronize in 34.5 kV the new generator in the future.

Conclusions

It is necessary to optimize and to modernize the NRI electrical systems, because it is well known that in Mexico has not been cons-tructing a new refinery since 1979 and is necessary to acquire new technology according to NOM-086 regulation for the projects of 2012 and that technology must be implanted in the mentioned refineries.

The 34.5 kV BS showed in that article for two refineries can receive new charges an new generation modules, the power flow between NES and the local system is ideal and does not needs special equip-ment for its execution, moreover it can be associated to two energy source for a charges bus.

132

Boletín IIEjulio-septiembre-2012Artículo de investigación

It is possible to implement “transition stages” through technologies like three winding transformers, every time the budget of the NRI local users do not have the total available amount for the execu-tion of the stages in a parallel way.

There are three refineries in Mexico in upgrading process only the inves-tment of electrical equipment: a) the first in the northeast with $ 38 million dollars, b) the second in the north with $ 36 million dollars and c) the third in the center with $ 32 million dollars. Every investment should be imple-mented with different features, and must be included in the investment of acquisition of new generators in every refinery (cost per generator is $ 25 million dollars).

The ideal energy conditions in the country are priority of Mexico Federal Govern-ment managed by Felipe Calderón Hino-josa, who, in many meetings, has suggested the modernization of PEMEX.

The execution of the NRI projects has to supply at least 2.5 million barrels per day. The reality of the oil products in Mexico depends on the production increment and on electrical upgrading of NRI that would make PEMEX to recover the international leadership by 2014.

Nomenclature

TD Distribution switchgearTG TurbogeneratorBS Syncronization BusR ReliabilityE EfficiencyNRI National Refining IndustryCFPQ Clean Fuel Projects Quality

References

García J., Robles E., Campuzano R. Series Resonant Overvoltages due to the Neutral Grounding Scheme Used in Petrochemical Power Systems, IEEE PES T&D LATI-NAMERICA, Transmission and Distribution Confe-rence and Exposition, Bogota, Colombia, 2008.

García A., Rosales I., García J., Ruiz L. I., Robles E. Net effect in electric equipment operations, Bulletin IIE, year 29, vol. 29, num. 2, April-June 2005, page 69-74, ISSN 0185-0059, Mexico.

García J., Ruiz L. I., Fernández M. F., Alcaraz A. M. Main services to produce high quality fuel in PEMEX, Boulletin IIE, year 33, vol. 33, num. 2, April-June 2009, page. 69-74, ISSN 0185-0059, Mexico.

Alcaraz A. M., Fernández M. F., Rodriguez J. H., Ruiz L. I. Vapor balance and energy in mexican refineries simu-lator, IEEE PCIC 2008, Río de Janeiro, Brasil, 2008.

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1.

LUIS IVÁN RUIZ FLORES[liruiz@iie.org.mx]

Maestro en Ingeniería Industrial por la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM) en 2004. Ingeniero Eléctrico por el Instituto Tecnológico de Orizaba en 1999. Fue becario AIT del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), en la Gerencia de Simulación de 1999 a 2000. Desde 2001 colabora como investigador en la Gerencia de Equipos Eléctricos (GEE) del Instituto, en proyectos relacionados con el análisis y diseño de sistemas eléctricos de potencia en plantas industriales. Fue el asesor del 2º lugar nacional del Certamen de Tesis en Nivel de Licenciatura en México en 2008, organizado por la ANIEI. Tiene 10 de derechos de autor en las categorías de software y obra literaria. Es miembro del IEEE y ha sido autor y coautor de artículos nacionales e internacionales.

I&CPS 2009, ISBN: 978-1-4244-3399-5, Calgary, Alberta, 2009.

Ruiz L. I., García F. A., Rosales I., García J. Electrical Engineering: Base of the analysis of electrical reconstruc-ting in Mexican typical refineries. Part I. The problem defi-nition and IR spiral, IEEE Mexico, RVP-AI Acapulco, Guerrero, Mexico, 2005.

Ruiz L. I., García F. A., Rosales I., García J. Ingeniería Eléctrica: Base of the analysis of electric reconstruction in Mexican typical refineries. Part II. The solution alternatives and conclusions”, Mexico, RVP-AI Acapulco, Guerrero, Mexico, 2005.

Std. ANSI/IEEE 141, Red Book. IEEE Recommended practice for electric power distribution for industrial plants, 1993.

Std. ANSI/IEEE 242, Buff Book. IEEE Recommended practice for protection of industrial and commercial power systems, 1986.

NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005. Official Mexican regulation, fossil oil specifications for environment protection, 2005.

También ha sido expositor en conferencias en foros nacionales e internacionales con diferentes institu-ciones, empresas, congresos y simposios, denotándose en las áreas eléctrica, industrial, informática y sistemas computacionales. Actualmente es investigador y jefe de laboratorio de la GEE, y contribuye con el diseño de sistemas informáticos para optimizar los procesos de licitación y modernización en la industria petrolera.

JOSÉ HUGO RODRÍGUEZ MARTÍNEZ [jhrm@iie.org.mx]

Ingeniero Químico por el Instituto Tecnológico de Ciudad Madero. Actualmente cursa la Maestría en Ingeniería en el Centro de Investigación en Energía de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM). Ha colaborado con la industria petroquímica en proyectos de optimización de procesos y mejora de productos. En 2001 ingresó a la Gerencia de Procesos Térmicos del IIE, donde ha participado y administrado proyectos relacionados con la eficiencia energética en procesos, ahorro de energía y asesoría técnica para la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Petróleos Mexicanos (PEMEX). En 2012 ingresó a la Gerencia de Turbomaquinaria. Sus áreas de especialidad son la simulación de procesos, análisis de sistemas de gene-ración eléctrica y cogeneración, así como la evaluación y diagnóstico de sistemas energéticos. Actualmente trabaja en el diagnóstico energético de la refinería de Cadereyta, Nuevo León, México. Es autor de varios artículos nacionales e internacionales. Miembro del Sistema Estatal de Investigadores (Consejo de Ciencia y Tecnología del Estado de Morelos) desde 2009.

De izquierda a derecha José Hugo Rodríguez Martínez y Luis Iván Ruiz Flores.