ES2843776T3

ES2843776T3 - Sistema y método de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica

Info

Publication number: ES2843776T3
Application number: ES17193081T
Authority: ES
Inventors: Christophe Nicolet; Erik Bollaert
Original assignee: Power Vision Eng Sarl
Current assignee: Power Vision Eng Sarl
Priority date: 2013-05-07
Filing date: 2013-05-07
Publication date: 2021-07-20
Anticipated expiration: 2033-05-07
Also published as: EP3285128A1; SI2801879T1; EP3285128B1; PT2801879T; SI3285128T1; EP2801879B1; ES2648988T3; NO2801879T3; EP2801879A1; PT3285128T

Abstract

Un sistema (1;1') de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica que comprende i) un sistema (11; 11") de adquisición de datos en tiempo real conectado a sensores dedicados posicionados en una central hidroeléctrica (2) y configurados para adquirir en tiempo real datos de la central medidos en tiempo real, comprendiendo dichos datos de la central medidos en tiempo real - entradas de simulación medidas en tiempo real (111; 111') ii) un sistema de simulación en tiempo real (12;12') iii) y un sistema de diagnóstico en tiempo real (13;13'), caracterizado - por que dicho sistema de simulación en tiempo real (12;12') está configurado para recibir dichas entradas de simulación medidas en tiempo real (111 ;111') desde dicho sistema de adquisición de datos en tiempo real (11 ;11'), - por que un software de simulación en tiempo real (121;121') está almacenado en un ordenador comprendido en dicho sistema de simulación en tiempo real (12;12'), estando dicho software de simulación en tiempo real (121;121') configurado para simular en tiempo real un comportamiento transitorio de la central hidroeléctrica (2) basándose en dichas entradas de simulación medidas en tiempo real (111) y proporcionar en tiempo real datos de la central hidroeléctrica simulada en tiempo real relacionados con dicho comportamiento transitorio de la central hidroeléctrica (2), - por que dichos datos de la central simulados en tiempo real comprenden al menos una magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123;123'), correspondiendo dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123;123') a una magnitud simulada de una magnitud de la central no medida o una magnitud de la central no medible - y por que dicho sistema de diagnóstico en tiempo real (13;13') está configurado - para comparar en tiempo real dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123;123') con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123;123') supera dicho umbral predeterminado, una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central - y/o para calcular en tiempo real al menos una salida relacionada con dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123;123') y para comparar en tiempo real dicha salida con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha salida supera dicho umbral predeterminado, una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central.

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y método de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica

Campo de la invención

La presente invención se refiere a un sistema de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica y un método del mismo. En particular, el sistema y método de monitorización en tiempo real, objeto de la invención, están configurados para monitorizar eficazmente una central hidroeléctrica, que experimenta o está sometida a experimentar un fenómeno transitorio activando una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central o activando una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central de manera preventiva.

Antecedentes de la invención

El sistema y método de monitorización tradicionales no permiten monitorizar eficazmente en tiempo real una central hidroeléctrica con ayuda de un sistema de simulación. En particular, un sistema y método de monitorización tradicionales no permiten monitorizar eficazmente en tiempo real una central hidroeléctrica, que experimenta un fenómeno transitorio, activando una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central. Además, un sistema y método de monitorización tradicionales no permiten monitorizar eficazmente en tiempo real una central hidroeléctrica, que está sometida a experimentar un fenómeno transitorio, activando una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central de manera preventiva.

En un sistema y método de monitorización de una central hidroeléctrica tradicionales, la monitorización se basa en adquisición de datos de la central y análisis de datos de la central para identificar una disfunción de la central basándose en la comparación de dichos datos con una caracterización inicial. La tendencia de diferentes datos de la central representativos se observa, por lo tanto, a lo largo del tiempo para identificar disfunción de la central, por ejemplo deterioro de componentes de la central, y proporcionar información para decisiones de mantenimiento y solución de problemas.

Además, se ha desarrollado un software de simulación configurado para simular con ayuda de un ordenador el comportamiento de la central hidroeléctrica. Dichas simulaciones de central se realizan tradicionalmente fuera de línea y permiten, por ejemplo, mejorar el diseño de la central ayudando a los ingenieros en la determinación de parámetros de diseño de la central. No obstante y hasta ahora, el software de simulación mencionado anteriormente no se ha configurado e implementado en un sistema de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica para simular en tiempo real con ayuda de un ordenador el comportamiento transitorio de una central con el fin de identificar un problema de comportamiento transitorio de la central. De hecho, el sistema y método de monitorización de una central hidroeléctrica tradicionales no son adecuados para monitorizar en tiempo real, con ayuda de un software de simulación en tiempo real, la central. La capacidad de simular en tiempo real el comportamiento transitorio de una central en un sistema y método de monitorización es un asunto paradigmático para garantizar la seguridad de la central y del entorno natural, humano y arquitectónico circundante. De hecho, debido a cuestiones económicas, para ser competitivas en el mercado energético y para adaptar la producción a la demanda de energía, las centrales hidroeléctricas se están sometiendo cada vez más a estrategias de explotación no convencionales, lo que significa funcionamiento fuera de condiciones normales, cambio de los parámetros de control incluyendo puesta en marcha y paradas frecuentes de la unidad. Las centrales hidroeléctricas también están sometidas a parada de emergencia, fallos eléctricos tales como fallo a tierra, cortocircuito, sincronización fuera de fase y rechazo o aceptación de carga. En dichas estrategias de explotación no convencionales, las centrales experimentan y/o están sometidas a experimentar fenómenos transitorios, que tienen que ser detectados para una monitorización eficaz de las centrales. Ejemplos de fenómenos transitorios son golpe de ariete, superación de oscilaciones del nivel de agua de un tanque de compensación, superación de presión, fluctuación de presión debida a componente activo, fluctuación de presión debida a componente pasivo, comienzo de cavitación, superación de caudal de agua, superación de la velocidad de rotación de turbina y/o bomba, superación de par de árbol, superación de voltaje y/o corriente de motogenerador, superación de voltaje y/o corriente de transformador y sincronización fuera de fase. Las consecuencias de dichos fenómenos transitorios pueden ser dramáticas para el equipo, el personal de la central, y el entorno natural y arquitectónico relacionado.

Además, interacciones entre componentes hidráulicos, mecánicos y eléctricos son a menudo la fuente del problema de comportamiento transitorio de la central. Por lo tanto, un sistema y método de monitorización de una central hidroeléctrica tradicionales que no tienen en cuenta dichas interacciones no son adecuados para detectar eficazmente dicho problema de comportamiento transitorio de la central.

Además, el sistema y método de monitorización tradicionales están configurados para comparar una magnitud monitorizada medida con un umbral predeterminado para activar, cuando la magnitud monitorizada supera el umbral, una alarma. No obstante, dicho sistema y método de monitorización tradicionales no son adecuados, por lo tanto, para monitorizar eficazmente una central hidroeléctrica. De hecho, la medición de una magnitud monitorizada en una central hidroeléctrica existente y ya construida es compleja o imposible dependiendo de dicha magnitud y/o de dicha central. La gran mayoría de los componentes de la central hidroeléctrica, tales como una galería, una tubería forzada, una pala de turbina y/o de bomba, son, en realidad, muy difíciles de acceder o inaccesibles y un sistema y método de monitorización tradicionales no son adecuados para activar una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central basándose en una magnitud de la central no medida y/o basándose en una magnitud de la central no medible. Además, el sistema y método de monitorización tradicionales mencionados anteriormente pueden volverse ineficaces en un sistema complejo tal como una central hidroeléctrica dado que es posible que la central experimente una disfunción en un componente diferente de aquel donde la magnitud monitorizada se mide realmente o en el mismo componente pero en una posición distinta de aquella en la que la magnitud monitorizada se mide realmente. Por ejemplo, monitorizar una presión en la parte inferior de una tubería forzada en una central hidroeléctrica no implica necesariamente que un problema de comportamiento transitorio de la central no se produce a lo largo de la propia tubería forzada y/o a lo largo de una galería donde las mediciones son, en la gran mayoría de los casos, imposibles. Además, la monitorización de una central hidroeléctrica con ayuda de un aparato de medición es muy costosa y laboriosa. Los elevados costes se deben al coste de los propios aparatos de medición, que comprenden instrumentos, sensores y sistema de adquisición de datos, y al coste relacionado con la instalación del aparato de medición en los componentes de la central hidroeléctrica. Tal como se ha mencionado anteriormente, la gran mayoría de los componentes de la central hidroeléctrica son muy difíciles de acceder, lo que conlleva costes de instalación elevados. La instalación de un aparato de medición también causaría la detención de la central hidroeléctrica lo que implica pérdida costosa de horas de generación de energía m. La fiabilidad a largo plazo del aparato de medición es también tema de preocupación. Por lo tanto, existe una necesidad de un sistema y método de monitorización configurado para activar una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central y basándose en una magnitud de la central no medida o en una magnitud de la central no medible.

En otra parte, las centrales hidroeléctricas están, tal como se ha mencionado anteriormente, sometidas cada vez más a cambios en parámetros de control. Además, cambios en parámetros de control que resultan de una secuencia operativa tal como una parada de emergencia, una parada rápida, un cierre o apertura intempestivo de válvula, una puesta en marcha de la unidad, una carga de la unidad o rechazo de carga de la unidad son materia de preocupación desde el punto de vista de comportamiento transitorio de la central. De hecho, en dichos cambios en parámetros de control, la central hidroeléctrica está sometida a experimentar fenómenos transitorios que podrían, dependiendo de dichos fenómenos transitorios y su magnitud, una materia de preocupación para la seguridad de la central y/o para el entorno natural, humano y arquitectónico circundante. No obstante, un sistema y método de monitorización de una central hidroeléctrica tradicionales no están configurados para activar una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central de manera preventiva cuando dicha central experimentaría potencialmente un cambio en un parámetro de control desde un valor real hasta un valor virtual siguiendo una tasa de variación, en particular cuando dicho cambio en un parámetro de control daría como resultado una secuencia operativa de la central tal como una parada de emergencia, una parada rápida, un cierre o apertura intempestivo de válvula, una puesta en marcha de la unidad, una carga de la unidad y rechazo de carga de la unidad.

Por lo tanto, existe una necesidad de un sistema de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica y método del mismo que satisfacen, evitando respectivamente, los requisitos y desventajas mencionadas anteriormente. El objetivo de la presente invención es, de este modo, proporcionar una solución a estos problemas.

Compendio de la invención

Con este fin, en línea con la invención, se propone un sistema de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica según la reivindicación 1. Otras posibles configuraciones de la invención se definen en las reivindicaciones 2 a 14.

Además, en línea con la invención, se propone un método de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica según la reivindicación 15. Otras características importantes del método se definen en las reivindicaciones 16 a 18.

La invención configurada de este modo proporciona un sistema y método de monitorización en tiempo real eficaces de una central hidroeléctrica, que experimenta y/o es sometida a experimentar un fenómeno transitorio. La invención está configurada para simular en tiempo real un comportamiento transitorio de la central hidroeléctrica y para activar una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central relacionado con la seguridad de la propia central y/o con la seguridad del entorno circundante. La invención también puede estar configurada para activar una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central de manera preventiva.

El comportamiento transitorio de la central hidroeléctrica se simula en tiempo real con ayuda de un sistema de simulación en tiempo real que comprende un software de simulación en tiempo real. Ventajosamente, el software de simulación en tiempo real puede estar configurado para modelizar simultáneamente al menos un componente hidráulico, al menos un componente mecánico, al menos un componente eléctrico de la central hidroeléctrica y al menos una interacción entre dichos componentes. Por lo tanto, un problema de comportamiento transitorio que tiene su fuente en dichas interacciones puede identificarse activando una alarma. En particular, el sistema y método de monitorización en tiempo real, objeto de la invención, están configurados para activar una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central en un componente específico, por ejemplo en el componente hidráulico, pero que se origina a partir de otro componente, por ejemplo en el componente eléctrico.

Un sistema de adquisición de datos en tiempo real conectado a sensores dedicados posicionados en una central hidroeléctrica está configurado para adquirir en tiempo real datos de la central medidos en tiempo real, comprendiendo dichos datos de la central medidos en tiempo real entradas de simulación medidas en tiempo real. El sistema de simulación en tiempo real está configurado para recibir entradas de simulación medidas en tiempo real desde el sistema de adquisición de datos en tiempo real. Dichas entradas de simulación medidas en tiempo real pueden comprender ventajosamente condiciones límite de la central de modo que el sistema de simulación en tiempo real pueda sincronizarse en tiempo real con las condiciones límite de la central, clonando de este modo la condición operativa de la central real y contribuyendo de este modo a garantizar una monitorización eficaz de la central. Ventajosamente, las entradas de simulación medidas en tiempo real también pueden comprender parámetros de control de la central.

El sistema y método de monitorización comprenden un sistema de diagnóstico en tiempo real configurado para analizar en tiempo real al menos una magnitud monitorizada y para activar una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central. En particular, el sistema de diagnóstico en tiempo real está configurado para comparar en tiempo real una magnitud monitorizada medida con una magnitud monitorizada simulada o una magnitud monitorizada simulada con un umbral predeterminado o una magnitud monitorizada medida con un umbral predeterminado o cualquier combinación de las mismas. El sistema de diagnóstico en tiempo real también puede estar configurado para calcular en tiempo real salidas relacionadas con cada magnitud monitorizada y comparar en tiempo real dichas salidas entre sí y/o dichas salidas con umbrales predeterminados.

En un primer aspecto de la invención, una primera alarma que identifica un primer problema de comportamiento transitorio de la central puede estar basado en la comparación de una magnitud monitorizada medida en tiempo real con una primera magnitud monitorizada simulada en tiempo real, correspondiendo dicha primera magnitud monitorizada simulada en tiempo real a una magnitud simulada de dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real.

Ventajosamente, una segunda alarma que identifica un segundo problema de comportamiento transitorio de la central puede estar basado en la comparación de una segunda magnitud monitorizada simulada en tiempo real con un umbral predeterminado, correspondiendo dicha segunda magnitud monitorizada simulada en tiempo real a una magnitud simulada de una magnitud de la central no medida o de una magnitud de la central no medible. Dicha segunda alarma garantiza una monitorización eficaz de una central en la que la medición de la magnitud monitorizada es compleja o imposible.

Además, una tercera alarma que identifica un tercer problema de comportamiento transitorio de la central puede estar basada ventajosamente en la comparación de una magnitud monitorizada medida en tiempo real con un umbral predeterminado.

En otra parte, una cuarta alarma que identifica un cuarto problema de comportamiento transitorio de la central de manera preventiva puede estar basada ventajosamente en la comparación de una magnitud monitorizada simulada preventiva con un umbral predeterminado. Un sistema de simulación preventiva está configurado para simular periódicamente un comportamiento transitorio virtual de la central hidroeléctrica desde un valor real hasta un valor virtual predeterminado de un parámetro de control de la central siguiendo una tasa de variación predeterminada de dicho parámetro de control de la central. Dicho valor virtual de un parámetro de control de la central corresponde, por lo tanto, a un estado virtual de la central hidroeléctrica. Dicha cuarta alarma garantiza una monitorización preventiva de una central que está sometida a experimentar un cambio en un parámetro de control siguiendo una tasa de variación y por lo tanto, sometida a experimentar un fenómeno transitorio. Con ayuda de dicha cuarta alarma, un operador de la central sería advertido de un problema de comportamiento transitorio de la central que se produciría cuando el parámetro de control de la central se cambia desde un valor real hasta un valor virtual siguiendo una tasa de variación, en particular cuando dicho cambio de parámetros de control está relacionado con una secuencia operativa de la central tal como una parada de emergencia, una parada rápida, un cierre o apertura intempestivo de válvula, una puesta en marcha de la unidad, una carga de la unidad y rechazo de carga de la unidad. Esta realización permite comprobar periódicamente que un comportamiento transitorio de la central desde el valor real hasta el valor virtual del parámetro de control de la central siguiendo una tasa de variación no pondría en peligro la seguridad de la central y del entorno natural, humano y arquitectónico circundante.

En realizaciones particulares de la invención, el sistema y método de monitorización puede comprender componentes para activar dicha primera alarma, dicha segunda alarma, dicha tercera alarma, dicha cuarta alarma y/o cualquier combinación de las mismas.

En un segundo aspecto de la invención, una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central puede estar basada en la comparación de una magnitud monitorizada simulada en tiempo real con un umbral predeterminado, correspondiendo dicha segunda magnitud monitorizada simulada en tiempo real a una magnitud simulada de una magnitud de la central no medida o de una magnitud de la central no medible. Esta alternativa garantiza una monitorización eficaz de una central en la que la medición de la magnitud monitorizada es compleja o imposible.

En un tercer aspecto de la invención, una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central puede estar basado en la comparación de una magnitud monitorizada simulada preventiva con un umbral predeterminado. Un sistema de simulación preventiva está configurado para simular periódicamente un comportamiento transitorio virtual de la central hidroeléctrica desde un valor real hasta un valor virtual predeterminado de un parámetro de control de la central siguiendo una tasa de variación predeterminada de dicho parámetro de control de la central. Dicho valor virtual de un parámetro de control de la central corresponde, por lo tanto, a un estado virtual de la central hidroeléctrica. Dicha alarma garantiza una monitorización preventiva de una central que está sometida a experimentar un cambio en un parámetro de control siguiendo una tasa de variación y por lo tanto, sometida a experimentar un fenómeno transitorio. Con ayuda de dicha alarma, un operador de la central sería advertido de un problema de comportamiento transitorio de la central que se produciría cuando el parámetro de control de la central se cambia desde un valor real hasta un valor virtual siguiendo una tasa de variación, en particular cuando dicho cambio de parámetros de control está relacionado con una secuencia operativa de la central tal como una parada de emergencia, una parada rápida, un cierre o apertura intempestivo de válvula, una puesta en marcha de la unidad, una carga de la unidad y rechazo de carga de la unidad. Esta realización permite comprobar periódicamente que un comportamiento transitorio de la central desde el valor real hasta el valor virtual del parámetro de control de la central siguiendo una tasa de variación no pondría en peligro la seguridad de la central y del entorno natural, humano y arquitectónico circundante.

Objetos, características y ventajas adicionales de la invención se volverán evidentes para un experto en la materia tras la lectura de la memoria descriptiva y las figuras adjuntas.

Breve descripción de los dibujos

La invención se entenderá mejor con ayuda de la descripción de realizaciones dada a modo de ejemplo e ilustrada mediante las figuras, en las que:

- La figura 1 representa un plano de una central hidroeléctrica;

- La figura 2 representa una ilustración de un diagrama de flujo que describe un sistema de monitorización en tiempo real y un método de monitorización en tiempo real para la monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica, de acuerdo con la invención en una primera realización;

- La figura 3 representa una ilustración de un diagrama de flujo que describe un sistema de monitorización en tiempo real y un método de monitorización en tiempo real para la monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica, de acuerdo con la invención en una segunda realización;

- La figura 4 representa una ilustración de un diagrama de flujo que describe un sistema de monitorización en tiempo real y un método de monitorización en tiempo real para la monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica, de acuerdo con la invención, en una tercera realización;

- La figura 5a representa un modelo de una tubería elemental;

- La figura 5b representa un esquema equivalente relacionado de la tubería elemental de la figura 5a;

- La figura 6 representa modelización de componentes hidráulicos con esquemas equivalentes relacionados;

- La figura 7 representa cuatro cuadrantes característicos de una bomba-turbina;

- La figura 8 representa un circuito equivalente de un modelo de transformador trifásico;

- La figura 9 representa circuitos equivalentes de una máquina eléctrica.

Descripción detallada de la invención

La presente invención se describirá a continuación más completamente en lo sucesivo con referencia a las figuras adjuntas 1 a 6, en las que se muestran realizaciones de la invención. La invención puede, sin embargo, materializarse en muchas formas diferentes y no debe interpretarse que está limitada a las realizaciones expuestas en la presente memoria.

La figura 1 representa un plano de una central hidroeléctrica. Las figuras 2, 3 y 4 representan un sistema de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica, de acuerdo con la invención, en respectivamente una primera, segunda y tercera realización. Además, la figura 2, 3 y 4 como un diagrama de flujo, también representan respectivamente un primer, un segundo y un tercer método de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica, de acuerdo con la invención, en respectivamente una primera, segunda y tercera realización. A modo de ejemplo, las primera, segunda y tercera realizaciones del sistema y método de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica, objeto de la invención, se describen a continuación con referencia al plano de la central hidroeléctrica de la figura 1. No obstante, el sistema y método de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica, objeto de la invención, no están limitados a dicho plano de central hidroeléctrica. Componentes hidráulicos, mecánicos y/o eléctricos de dicho plano de central hidroeléctrica pueden modificarse o sustituirse por otros componentes hidráulicos, mecánicos y/o eléctricos. Además, otros componentes hidráulicos, mecánicos y/o eléctricos pueden añadirse a dicho plano de central hidroeléctrica, tales como bombas, turbinas Francis, turbinas Pelton, turbinas Kaplan, turbinas de bulbo, turbinas de hélice, depósitos de aire, tanques de compensación, tanques de compensación presurizados, túnel de agua de descarga, válvula de descarga de derivación, motogeneradores con máquina de velocidad fija o variable y convertidores de frecuencia.

En la figura 1, el plano de central hidroeléctrica comprende componentes hidráulicos, componentes mecánicos y componentes eléctricos. Los componentes hidráulicos comprenden un depósito 21, un tanque de compensación 22, una galería 23, una tubería forzada 24, tuberías 25, una válvula 26, álabes guía 27, palas 28, una turbina y/o una bomba 29 y un tubo de aspiración 38. Los componentes mecánicos comprenden inercias de turbina, inercias de motogenerador, rigidez de árbol y amortiguación de árbol. Los componentes eléctricos comprenden un motogenerador 31 y un sistema de excitación relacionado, un transformador 35, un disyuntor y líneas de transmisión 36. Además, la central hidroeléctrica tiene cimientos 34.

En la primera realización de la invención, figura 2, el sistema de monitorización en tiempo real 1 comprende un sistema 11 de adquisición de datos en tiempo real, un sistema de simulación en tiempo real 12 y un sistema de diagnóstico en tiempo real 13. Ventajosamente, el sistema de monitorización en tiempo real 1 puede comprender un sistema de simulación preventiva 16 y un sistema de diagnóstico preventivo 17 así como un sistema de almacenamiento de archivo 15 y un sistema de acceso remoto seguro 14.

El sistema 11 de adquisición de datos en tiempo real está conectado a sensores dedicados posicionados en una central hidroeléctrica y está configurado para adquirir en tiempo real datos de la central medidos en tiempo real, comprendiendo dichos datos de la central medidos en tiempo real entradas de simulación medidas en tiempo real 111 y al menos una magnitud monitorizada medida en tiempo real 112. Los datos de la central medidos en tiempo real pueden ser datos relacionados con una señal de presión, una señal de caudal de agua, una señal de nivel de agua, una señal de vibración, una señal acústica, una señal de aceleración, una señal de inducción, una señal de par, una señal de velocidad de rotación, una señal de corriente, una señal de voltaje y/o una señal de posición. Dichas señales son capturadas con ayuda de sensores dedicados posicionados en el componente de la central deseado. Dichos sensores están conectados de forma comunicativa al sistema 11 de adquisición de datos.

Ventajosamente, las entradas de simulación medidas en tiempo real 111 comprenden condiciones límite de la central. Dado que el sistema de simulación en tiempo real 12 está configurado para recibir las entradas de simulación medidas en tiempo real 111 desde dicho sistema 11 de adquisición de datos en tiempo real, el sistema de simulación en tiempo real 12 puede estar sincronizado en tiempo real con las condiciones límite de la central 2. Por lo tanto, el sistema de simulación en tiempo real 12 corresponde a un modelo virtual de la central 2. El sistema de simulación en tiempo real 12 puede considerarse como un clon, es decir, una duplicación, de la central 2. Las condiciones límite de la central puede comprender al menos uno de los siguientes parámetros de condiciones límite: un parámetro de condiciones límite hidráulico, tal como nivel de agua de un depósito 21, un parámetro de condiciones límite eléctrico, tal como voltaje de una red eléctrica 37 y/o frecuencia de una red eléctrica 37, o cualquier combinación de los mismos. Ventajosamente, las entradas de simulación medidas en tiempo real 111 pueden comprender parámetros de control de la central. Los parámetros de control de la central pueden comprender al menos uno de los siguientes parámetros de control: un parámetro de control hidráulico, tal como apertura de un álabe guía 27 y/o apertura de una válvula 26 y/o ángulo de una pala 28 y/o posición de un álabe de tobera, un parámetro de control eléctrico, tal como voltaje de un sistema de excitación de motogenerador 31 y/o un estado del disyuntor, o cualquier combinación de los mismos. Además, la magnitud monitorizada medida en tiempo real puede comprender al menos una de las siguientes magnitudes de componente: una magnitud de componente hidráulico, tal como presión de una tubería forzada 24, presión de una tubería (25) y/o nivel de agua de un tanque de compensación 22, una magnitud de componente mecánico, tal como velocidad de rotación de un rotor 32 de motogenerador y/o par de un rotor 32 de motogenerador, una magnitud de componente eléctrico, tal como corriente de un rotor 32 de motogenerador y/o voltaje de un rotor 32 de motogenerador, o cualquier combinación de las mismas.

Un sistema 11 de adquisición de datos en tiempo real configurado para adquirir en tiempo real datos de la central medidos en tiempo real puede definirse mediante lo siguiente. Magnitudes físicas de la central hidroeléctrica 2, tales como datos de la central medidos en tiempo real que comprenden entradas de simulación medidas en tiempo real y magnitud monitorizada medida en tiempo real, se convierten con ayuda de una conversión de analógico a digital desde un formato analógico hasta un formato digital que es adecuado para que un ordenador lo manipule. Esta conversión se realiza periódicamente con una frecuencia de muestreo deseada dada. La duración del proceso de adquisición de una muestra debe ser menor o igual que el periodo de muestreo. Por lo tanto, las entradas de simulación medidas en tiempo real 111 y la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112 se hacen disponibles para los otros componentes del sistema de monitorización en tiempo real 1, en particular respectivamente al sistema de simulación en tiempo real 12 y al sistema de diagnóstico en tiempo real 13, con un retardo de, como máximo, un periodo de muestreo. Dicho retardo se considera aceptable dado que se considera despreciable frente a la rapidez con la cual el sistema de monitorización tiene que activar una alarma. El periodo de muestreo tiene que respetar al menos el criterio de Nyquist-Shannon. En la práctica sin embargo, el periodo de muestreo es al menos 10 veces más pequeño. Ventajosamente, la conversión de analógico a digital está configurada de modo que el formato digital sea considerado continuo por los otros componentes del sistema de monitorización en tiempo real 1, en particular por el sistema de simulación en tiempo real 12 y por el sistema de diagnóstico en tiempo real 13. No existe ningún requisito especial sobre la precisión absoluta del reloj que proporciona la temporización del sistema 11 de adquisición en tiempo real. Ventajosamente, el sistema 11 de adquisición de datos en tiempo real no debe ser interrumpido por ninguna otra razón que el encendido/apagado de todo el sistema de monitorización en tiempo real 1.

Un software de simulación en tiempo real 121 está almacenado en un ordenador comprendido en el sistema de simulación en tiempo real 12, estando el software de simulación en tiempo real 121 configurado para simular en tiempo real un comportamiento transitorio de la central 2 basándose en las entradas de simulación medidas en tiempo real 111. Ventajosamente, la simulación del comportamiento transitorio de la central 2 puede proporcionarse modelizando simultáneamente al menos un componente hidráulico, al menos un componente mecánico, al menos un componente eléctrico de la central hidroeléctrica y al menos una interacción entre dichos componentes. El componente hidráulico modelizado en el software de simulación 121 puede comprender al menos uno de los siguientes elementos hidráulicos: un depósito 21, una tubería 25, una válvula 26, un tanque de compensación 22, una abertura de compensación, una turbina y/o una bomba 29 o cualquier combinación de los mismos. El componente mecánico modelizado en el software de simulación 121 puede comprender al menos uno de los siguientes componentes mecánicos: inercia de una turbina y/o una bomba 29, inercia de un motogenerador 31, rigidez de un árbol 30, amortiguación de un árbol 31 o cualquier combinación los mismos. El componente eléctrico modelizado en el software de simulación 121 puede comprender al menos uno de los siguientes componentes eléctricos: un motogenerador 31, a transformador 35, un disyuntor, una línea de transmisión 36 o cualquier combinación de los mismos. El sistema de simulación en tiempo real 12 está configurado para proporcionar en tiempo real datos de la central simulados en tiempo real relacionados con dicho comportamiento transitorio de la central 2. Los datos de la central simulados en tiempo real comprenden al menos una primera magnitud monitorizada simulada en tiempo real 122. La primera magnitud monitorizada simulada en tiempo real 122 corresponde a una magnitud simulada de la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112. En tal caso, la monitorización de la central se realiza a través del análisis de la primera magnitud monitorizada simulada en tiempo real 122 y de la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112. En otra parte, un sistema de simulación en tiempo real 12 puede definirse mediante lo siguiente. El sistema de simulación en tiempo real 12 debe ser capaz de controlar el punto temporal en el que la magnitud monitorizada de simulación en tiempo real 122 se suministra. El sistema de simulación en tiempo real 12 comprende un sistema de sincronización configurado para suministrar en un tiempo determinado la magnitud monitorizada de simulación en tiempo real 122 una vez hecha disponible. Ventajosamente, el suministro de la magnitud monitorizada simulada en tiempo real 122 debe ocurrir en cuanto dicha magnitud 122 ha sido proporcionada por el sistema de simulación en tiempo real 12 de modo que el sistema de simulación en tiempo real 12 reproduce un estado virtual de la central hidroeléctrica 2. El sistema de sincronización también está configurado para lanzar la siguiente etapa de simulación en un tiempo determinado. El sistema de sincronización puede ser un reloj interno, lo que significa dentro del ordenador, o un reloj externo, en particular síncrono o asíncrono. El tiempo mínimo al cual la magnitud monitorizada de simulación en tiempo real 122 puede ser suministrada es el tiempo de cálculo requerido para calcular dicha magnitud 122. El tiempo máximo es la etapa temporal de simulación. Ventajosamente, la magnitud monitorizada de simulación en tiempo real 122 debe suministrarse con una frecuencia que permita que otros componentes del sistema de monitorización en tiempo real 1, tales como el sistema de diagnóstico en tiempo real 13, usen dicha magnitud como relevante. Ventajosamente, el suministro de la magnitud monitorizada de simulación en tiempo real 122 coincide con la etapa temporal de simulación. La etapa temporal de simulación debe respetar el criterio de Nyquist-Shannon. En esta configuración, el sistema de simulación en tiempo real 12 reproduce el estado real de la central hidroeléctrica 2. Además, se consulta la última sección del capítulo "descripción detallada de la invención" para los detalles de modelización de la simulación del comportamiento transitorio de la central 2, en particular para los detalles de modelización del componente hidráulico, el componente mecánico, el componente eléctrico y sus interacciones. Ventajosamente, un proceso de validación del software de simulación en tiempo real 121 se proporciona fuera de línea y antes de implementar dicho software 121 en el sistema de simulación en tiempo real 12. La validación de la parte hidráulica del modelo consiste en reproducir mediciones in situ de un acontecimiento que produce amplitud significativa para permitir la validación. Este acontecimiento es habitualmente una parada de emergencia realizada desde condiciones de equilibrio del 75% al 100% de potencia nominal de la central. A continuación, la evolución temporal de la presión de la tubería forzada, presión del tubo de aspiración, nivel de agua del tanque de compensación y sobrevelocidad de la unidad se comparan y el margen de error relacionado se evalúa. Para el sistema eléctrico, la validación puede obtenerse a partir de un ensayo de cortocircuito trifásico sin carga súbito realizado in situ o en una plataforma de ensayo. A continuación, la comparación de corriente de campo y corriente de armadura permite evaluar el margen de error para el sistema eléctrico.

El sistema de diagnóstico en tiempo real 13 está configurado para analizar las magnitudes monitorizadas, que pueden ser una magnitud monitorizada medida en tiempo real 112 y una magnitud monitorizada simulada en tiempo real 122, y para activar una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central. El análisis de las magnitudes monitorizadas puede conseguirse comparando en tiempo real las magnitudes entre sí y/o calculando en tiempo real salidas relacionadas con magnitudes monitorizadas y comparando en tiempo real dichas salidas. Con más detalles, el sistema de diagnóstico en tiempo real 13 está configurado para comparar en tiempo real la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112 con la primera magnitud monitorizada simulada en tiempo real 122 para activar, en caso de desviación por encima de un primer umbral predeterminado, una primera alarma que identifica un primer problema de comportamiento transitorio de la central. Dicha desviación puede producirse en caso de acontecimiento inesperado que se produce en la central real que, en consecuencia, no sería reproducido por el sistema de simulación en tiempo real. De este modo, la desviación entre la magnitud monitorizada medida en tiempo real y la magnitud monitorizada simulada en tiempo real por encima de un primer umbral predeterminado permitiría identificar la aparición de acontecimientos inesperados tales como cierre intempestivo de álabe guía 27, cierre intempestivo de válvula, no cierre de válvula de seguridad en caso de procedimiento de emergencia, apertura de válvula de aire, introducción de aire en la tubería 25, obstrucción del flujo por cuerpo extraño o por rugosidad de la pared, comienzo de cavitación, golpe de ariete, separación de la columna de agua, aire atrapado, cavitación de diafragma, rotura o torcedura de la tubería 25, sincronización fuera de fase, cortocircuito del motogenerador 32, fluctuación de presión debida a componente activo, tal como turbina y/o bomba, fluctuación de presión debida a componente pasivo, tal como álabe 26, y/o cualquier combinación de los mismos. Para dicho acontecimiento inesperado, dicho acontecimiento sería detectado como la magnitud monitorizada medida en tiempo real y la magnitud monitorizada simulada en tiempo real diferiría en términos de forma de evolución temporal y amplitudes máximas producidas por el acontecimiento inesperado, causando desviaciones significativas, es decir, significativamente por encima del margen de error. Ventajosamente, el sistema de diagnóstico en tiempo real 13 también puede estar configurado para calcular en tiempo real al menos una primera salida relacionada con la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112 y al menos una segunda salida relacionada con la primera magnitud monitorizada simulada en tiempo real 122 y comparar en tiempo real dicha primera salida con dicha segunda salida para activar, en caso de desviación por encima de un segundo umbral predeterminado, una primera alarma que identifica un primer problema de comportamiento transitorio de la central. Ventajosamente, la primera salida y la segunda salida son respectivamente resultados de análisis de tiempo-frecuencia de la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112 y de la primera magnitud monitorizada simulada en tiempo real 122. Como alternativa, la primera salida y la segunda salida son, respectivamente, resultados de análisis de la envolvente de la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112 y de la primera magnitud monitorizada simulada en tiempo real 122. Ventajosamente, las salidas pueden compararse en términos de valores absolutos, valores relativos, valores cuadráticos medios (RMS), espectros de amplitudes o valores de fase, forma y amplitud de la envolvente de la señal temporal y/o valor de señal pico a pico. Un sistema de diagnóstico en tiempo real 13 configurado para comparar en tiempo real las magnitudes o salidas mencionadas anteriormente puede definirse de la siguiente manera. El sistema de diagnóstico en tiempo real 13 lee magnitudes, en particular la magnitud monitorizada simulada en tiempo real 122 y la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112, hechas disponibles respectivamente por el sistema de simulación en tiempo real 12 y por el sistema 11 de adquisición de datos en tiempo real, con un periodo de muestreo dado. Ventajosamente, el sistema de diagnóstico en tiempo real 13 está configurado para calcular en tiempo real salidas relacionadas con magnitudes monitorizadas 122, 112 y para comparar en tiempo real dichas salidas. Dichas salidas pueden depender ventajosamente de resultados previos del sistema de diagnóstico almacenado internamente. Dichas salidas se comparan en tiempo real para activar, en caso de desviación por encima de un umbral predeterminado, una alarma. Ventajosamente, el sistema de diagnóstico en tiempo real 13 debe ejecutar el proceso de diagnóstico periódicamente dado que el formato digital de las magnitudes monitorizadas 122, 112 se considera continuo. El tiempo requerido para procesar el diagnóstico debe ser menor o igual al periodo de muestreo de las magnitudes monitorizadas 122, 112.

Ventajosamente, el sistema de monitorización en tiempo real 1 puede comprender un sistema de acceso remoto seguro 14 configurado para acceder de forma segura y remota y controlar el sistema de diagnóstico en tiempo real 13. En particular, el sistema de acceso remoto seguro 14 puede estar configurado para controlar el sistema de diagnóstico en tiempo real 13 controlando la comparación de la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112 y la primera magnitud monitorizada simulada en tiempo real 122 o la cálculo y la comparación de las primera y segunda salida.

Además y ventajosamente, el sistema de monitorización en tiempo real 1 puede comprender un sistema de almacenamiento de archivo 15 configurado para almacenar los datos de la central medidos en tiempo real y los datos de la central simulados en tiempo real.

Con ayuda del sistema de monitorización en tiempo real 1 descrito anteriormente en la presente memoria, primeras alarmas que identifican diferentes problemas de comportamiento transitorio de la central pueden ser activadas a partir de la desviación entre la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112 y la magnitud monitorizada simulada en tiempo real 122 o a partir de la desviación entre salidas calculadas a partir de dichas magnitudes. En particular, la magnitud monitorizada puede ser una magnitud de componente hidráulico, tal como presión de una tubería forzada 24, presión de una tubería (25) y/o nivel de agua de un tanque de compensación 22, una magnitud de componente mecánico, tal como velocidad de rotación de un rotor 32 de motogenerador y/o par de un rotor (32) de motogenerador, una magnitud de componente eléctrico, tal como corriente de un rotor 32 de motogenerador y/o voltaje de un rotor 32 de motogenerador, o cualquier combinación de las mismas. El primer problema de comportamiento transitorio de la central puede seleccionarse entre cierre intempestivo de álabe guía 27, cierre intempestivo de válvula, no cierre de válvula de seguridad en caso de procedimiento de emergencia, apertura de válvula de aire, introducción de aire en la tubería 25, obstrucción del flujo por cuerpo extraño o por rugosidad de la pared, comienzo de cavitación, golpe de ariete, separación de la columna de agua, aire atrapado, cavitación de diafragma, rotura o torcedura de la tubería 25, sincronización fuera de fase, cortocircuito del motogenerador 32, fluctuación de presión debida a componente activo, tal como turbina y/o bomba, fluctuación de presión debida a componente pasivo, tal como álabe 26 y/o cualquier combinación de los mismos.

Ventajosamente, una segunda alarma que identifica un segundo problema de comportamiento transitorio de la central puede ser activada por el sistema de diagnóstico en tiempo real 13. Esta realización particular garantiza una monitorización eficaz de la central 2 en la que la medición de magnitudes monitorizadas es compleja o imposible. En este caso, el sistema de simulación en tiempo real 12 está configurado para proporcionar datos de la central simulados en tiempo real que comprende al menos una segunda magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123. La segunda magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123 corresponde a una magnitud simulada de una magnitud de la central no medida o de una magnitud de la central no medible. El sistema de diagnóstico en tiempo real 13 está configurado en este caso para comparar en tiempo real la segunda magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123 con un tercer umbral predeterminado para activar, cuando la segunda magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123 supera el tercer umbral predeterminado, una segunda alarma que identifica un segundo problema de comportamiento transitorio de la central. Como alternativa, el sistema de diagnóstico en tiempo real 13 puede estar configurado para calcular en tiempo real al menos una tercera salida relacionada con la segunda magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123 y comparar en tiempo real la tercera salida con un cuarto umbral predeterminado para activar, cuando la tercera salida supera el cuarto umbral predeterminado, una segunda alarma que identifica un segundo problema de comportamiento transitorio de la central. La tercera salida puede ser el resultado del análisis de tiempo-frecuencia de la segunda magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123. Como alternativa, la tercera salida puede ser el resultado del análisis de la envolvente de la segunda magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123. Además, el sistema de acceso remoto seguro 14 puede estar configurado para controlar el sistema de diagnóstico en tiempo real 13 controlando la comparación de la segunda magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123 y el tercer umbral predeterminado o el cálculo de la tercera salida y la comparación de la tercera salida y el cuarto umbral predeterminado. Con ayuda del sistema de monitorización en tiempo real 1 descrito anteriormente en la presente memoria, puede activarse una segunda alarma que identifica diferentes problemas de comportamiento transitorio de la central. En particular, la magnitud de la central no medida o no medible puede ser cualquier presión a lo largo de una galería 23, una tubería 25 y/o a lo largo de una tubería forzada 24 y el segundo problema de comportamiento transitorio de la central puede ser, respectivamente, una superación de un umbral de presión predeterminado mínimo o máximo a lo largo de la galería 23, la tubería 25 y/o a lo largo de la tubería forzada 24. Como alternativa, la magnitud de la central no medida o no medible puede ser un caudal de agua en una tubería 25 y el segundo problema de comportamiento transitorio de la central puede ser una superación de un umbral de caudal de agua predeterminado máximo en la tubería 25. Como alternativa, la magnitud de la central no medida o no medible puede ser una corriente y/o voltaje de un motogenerador 31 y/o de un transformador 35 y el segundo problema de comportamiento transitorio de la central puede ser respectivamente una superación de un umbral de corriente y/o voltaje predeterminado máximo del motogenerador 31 y/o del transformador 35. Como alternativa, la magnitud de la central no medida o no medible puede ser un par en un árbol 30 y el segundo problema de comportamiento transitorio de la central puede ser una superación de un umbral de par predeterminado máximo del árbol 30. Como alternativa, la magnitud de la central no medida o no medible puede ser un par transmitido en los cimientos 34 de la central 2 y el segundo problema de comportamiento transitorio de la central puede ser una superación de un umbral de par predeterminado máximo transmitido en los cimientos 34.

Ventajosamente, una tercera alarma que identifica un tercer problema de comportamiento transitorio de la central puede ser activada por el sistema de diagnóstico en tiempo real 13. En este caso, el sistema de diagnóstico en tiempo real 13 está configurado para comparar en tiempo real la al menos una magnitud monitorizada medida en tiempo real 112 con un quinto umbral predeterminado para activar, cuando la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112 supera el quinto umbral predeterminado, una tercera alarma que identifica un tercer problema de comportamiento transitorio de la central. Como alternativa, el sistema de diagnóstico en tiempo real también puede estar configurado para calcular en tiempo real al menos una cuarta salida relacionada con la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112 y comparar en tiempo real la cuarta salida con un sexto umbral predeterminado para activar, cuando la cuarta salida supera el sexto umbral predeterminado, una tercera alarma que identifica un tercer problema de comportamiento transitorio de la central. De forma similar a salidas mencionadas anteriormente, la cuarta salida puede ser resultado del análisis de tiempo-frecuencia de la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112. Como alternativa, la cuarta salida puede ser resultado del análisis de la envolvente de la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112. Además, el sistema de acceso remoto seguro 13 puede estar configurado para controlar el sistema de diagnóstico en tiempo real 13 controlando la comparación de la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112 y el quinto umbral predeterminado o el cálculo de la cuarta salida y la comparación de la cuarta salida y el sexto umbral predeterminado. Con ayuda del sistema de monitorización en tiempo real 1 descrito anteriormente en la presente memoria, puede activarse una tercera alarma que identifica diferentes problemas de comportamiento transitorio de la central. En particular, la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112 puede ser el nivel de agua de un tanque de compensación 22 y el tercer problema de comportamiento transitorio de la central puede ser una superación de un umbral de nivel de agua predeterminado mínimo o máximo en el tanque de compensación 22. Como alternativa, la magnitud monitorizada medida en tiempo real 112 puede ser una presión en la parte inferior de una tubería forzada 24 y el tercer problema de comportamiento transitorio de la central es una superación de un umbral de presión predeterminado mínimo o máximo en la parte inferior de la tubería forzada 24. Como alternativa, la magnitud monitorizada medida en tiempo real puede ser una corriente y/o voltaje de un rotor 32 de motogenerador y/o estator 33 y el tercer problema de comportamiento transitorio de la central puede ser, respectivamente, una superación de un umbral de corriente y/o voltaje predeterminado máximo de dicho rotor 32 de motogenerador y/o estator 33.

De manera ventajosa, el sistema de monitorización en tiempo real 1 puede comprender un sistema de simulación preventiva 16 y un sistema de diagnóstico preventivo 17. El sistema de diagnóstico preventivo 17 está configurado para activar una cuarta alarma que identifica un cuarto problema de comportamiento transitorio de la central. Dicha cuarta alarma garantiza una monitorización preventiva de una central que está sometida a experimentar un cambio en un parámetro de control siguiendo una tasa de variación y, por lo tanto, sometida a experimentar un fenómeno transitorio. Con ayuda de dicha cuarta alarma, un operador de la central sería advertido de un problema virtual de comportamiento transitorio de la central que se produciría cuando el parámetro de control de la central se cambia desde un valor real hasta un valor virtual siguiendo una tasa de variación, en particular cuando dicho cambio de parámetro de control está relacionado con una secuencia operativa de la central tal como una parada de emergencia, una parada rápida, un cierre o apertura intempestivo de válvula, una puesta en marcha de la unidad, una carga de la unidad y rechazo de carga de la unidad. En particular, el parámetro de control puede corresponder a aperturas de álabe guía de turbina, aperturas de válvula, voltaje del sistema de excitación de motogenerador y estado del disyuntor. Dicha realización permite identificar periódicamente secuencias operativas de la central que pueden causar un problema de comportamiento transitorio según la condición operativa real particular de la central. Dichos comportamientos transitorios no pueden ser tenidos en cuenta durante el análisis transitorio fuera de línea dado que es imposible prever y simular cada secuencia operativa para cada condición operativa de la central. Considerando la condición operativa real de la central, dicha cuarta alarma se activa cuando un cambio de parámetros de control siguiendo una tasa de variación causaría un problema de comportamiento transitorio. En el caso de que un cambio de parámetros de control resultante de una secuencia operativa particular pueda ser identificado como que representa un riesgo para la central, pueden definirse contramedidas mediante simulaciones de dominio temporal fuera de línea. Para esta característica particular de la primera realización, el sistema de simulación preventiva 16 está configurado para recibir las entradas de simulación medidas en tiempo real 111 a partir del sistema 11 de adquisición de datos en tiempo real, las entradas de simulación medidas en tiempo real 111 que comprenden un valor real de al menos un parámetro de control de la central. Además, al menos un valor virtual predeterminado de dicho parámetro de control de la central y al menos una tasa de variación predeterminada de dicho parámetro de control de la central están almacenados en un ordenador comprendido en el sistema de simulación preventiva 16. El valor virtual del parámetro de control de la central corresponde a un estado virtual de la central hidroeléctrica. El objetivo es, por lo tanto, comprobar periódicamente que, durante la condición operativa de la central 2, un comportamiento transitorio de la central 2 desde el valor real hasta el valor virtual del parámetro de control de la central siguiendo dicha tasa de variación no pondría en peligro la seguridad de la central y del entorno natural, humano y arquitectónico circundante. Al menos un software de simulación preventiva 161 está almacenado en el ordenador comprendido en el sistema de simulación preventiva 16 y está configurado para simular periódicamente un comportamiento transitorio virtual de la central 2 desde dicho valor real hasta dicho valor virtual del parámetro de control de la central siguiendo dicha tasa de variación predeterminada del parámetro de control de la central. Ventajosamente, la simulación del comportamiento transitorio virtual de la central 2 puede proporcionarse modelizando simultáneamente al menos un componente hidráulico, al menos un componente mecánico, al menos un componente eléctrico de la central hidroeléctrica y al menos una interacción entre dichos componentes. El componente hidráulico modelizado en el software de simulación 161 puede comprender al menos uno de los siguientes elementos hidráulicos: un depósito 21, una tubería 25, una válvula 26, un tanque de compensación 22, una abertura de compensación, una turbina y/o una bomba 29 o cualquier combinación de los mismos. El componente mecánico modelizado en el software de simulación 161 puede comprender al menos uno de los siguientes componentes mecánicos: inercia de una turbina y/o una bomba 29, inercia de un motogenerador 31, rigidez de un árbol 30, amortiguación de un árbol 31 o cualquier combinación de los mismos. El componente eléctrico modelizado en el software de simulación 161 puede comprender al menos uno de los siguientes componentes eléctricos: un motogenerador 31, un transformador 35, un disyuntor, una línea de transmisión 36 o cualquier combinación de los mismos. Además, el sistema de simulación preventiva 16 está configurado para proporcionar periódicamente datos de la central simulados preventivos relacionados con el comportamiento transitorio virtual de la central 2 que comprenden al menos una magnitud monitorizada simulada preventiva 162. Ventajosamente, el software de simulación preventiva 161 y el sistema de simulación preventiva 16 están configurados respetuosamente para simular periódicamente el comportamiento transitorio virtual mencionado anteriormente y proporcionar periódicamente dichos datos de la central simulados preventivos según una etapa temporal preventiva predeterminada. Esta etapa temporal preventiva puede seleccionarse en un intervalo entre 30 segundos y 10 minutos, preferiblemente seleccionarse en un intervalo entre 30 segundos y 2 minutos y de la manera más preferible igual a 1 minuto. Como alternativa, el software de simulación preventiva 161 y el sistema de simulación preventiva 16 están configurados respetuosamente para simular periódicamente el comportamiento transitorio virtual mencionado anteriormente y proporcionar periódicamente dichos datos de la central simulados preventivos cada vez que la central 2 está cambiando de condición operativa, lo que significa cuando un parámetro de control de la central es modificado. Dado que el valor real de un parámetro de control de la central se mide en tiempo real, dicha modificación de parámetro de control puede ser detectada por el sistema de simulación preventiva 16. El sistema de diagnóstico preventivo 17 está configurado para comparar la magnitud monitorizada simulada preventiva 162 con un séptimo umbral predeterminado para activar, cuando la magnitud monitorizada simulada preventiva 162 supera el séptimo umbral predeterminado, una cuarta alarma que identifica un cuarto problema de comportamiento transitorio de la central de manera preventiva. Como alternativa, el sistema de diagnóstico en tiempo real 17 puede estar configurado para calcular al menos una quinta salida relacionada con la magnitud monitorizada simulada preventiva 162 y comparar la quinta salida con un octavo umbral predeterminado para activar, cuando la quinta salida supera el octavo umbral predeterminado, una cuarta alarma que identifica un cuarto problema de comportamiento transitorio de la central de manera preventiva. La quinta salida puede ser el resultado del análisis de tiempo-frecuencia de la magnitud monitorizada simulada preventiva 162. Como alternativa, la quinta salida puede ser el resultado del análisis de la envolvente de la magnitud monitorizada simulada preventiva 162. Además, el sistema de acceso remoto seguro 14 puede estar configurado para controlar el sistema de diagnóstico preventivo 17 controlando la comparación de la magnitud monitorizada simulada preventiva 162 y el séptimo umbral predeterminado o el cálculo de la quinta salida y la comparación de la quinta salida y el octavo umbral predeterminado. El sistema de acceso remoto seguro 14 también puede estar configurado para controlar la etapa temporal preventiva predeterminada. El sistema de acceso remoto seguro 14 puede estar configurado para controlar el valor virtual predeterminado del parámetro de control de la central y/o la tasa de variación predeterminada del parámetro de control de la central. Ventajosamente, las entradas de simulación medidas en tiempo real 111 comprenden un valor real de cada uno de una pluralidad de parámetros de control de la central. Un valor virtual predeterminado de cada uno de dicha pluralidad de parámetros de control de la central y una tasa de variación predeterminada de cada uno de dicha pluralidad de parámetros de control de la central están almacenados en el ordenador comprendido en dicho sistema de simulación preventiva 16. Una pluralidad de softwares de simulación preventiva 161 están almacenados en dicho ordenador y están configurados para simular periódicamente diferentes comportamientos transitorios virtuales de la central hidroeléctrica 2, simulando cada software de simulación preventiva 161 periódicamente un comportamiento transitorio virtual desde un valor real de uno de dicha pluralidad de parámetros de control de la central hasta el valor virtual predeterminado correspondiente de dicho parámetro de control de la central siguiendo la tasa de variación predeterminada correspondiente de dicho parámetro de control de la central. Los softwares de simulación preventiva 161 están configurados para proporcionar periódicamente datos de la central simulados preventivos relacionados con dicho comportamiento transitorio virtual que comprende una magnitud monitorizada simulada preventiva 162. El sistema de diagnóstico preventivo 17 puede estar configurado, por lo tanto, para comparar cada magnitud monitorizada simulada preventiva 162 con un umbral predeterminado correspondiente para activar, cuando una de las magnitudes monitorizadas simuladas preventivas 162 supera el umbral predeterminado correspondiente, dicha cuarta alarma. Como alternativa, el sistema de diagnóstico preventivo 17 puede estar configurado para calcular una salida relacionada con cada magnitud monitorizada simulada preventiva 162 y comparar cada salida con un umbral predeterminado correspondiente para activar, cuando una de las salidas supera el umbral predeterminado correspondiente, dicha cuarta alarma. Ventajosamente, dicha pluralidad de software de simulación preventiva 161 puede estar configurada para simular simultáneamente. Con ayuda del sistema de monitorización en tiempo real 1 descrito anteriormente en la presente memoria, puede activarse una cuarta alarma que identifica diferentes problemas de comportamiento transitorio de la central. El cambio de parámetro de control de la central desde un valor real hasta un valor virtual siguiendo una tasa de variación puede estar relacionado con una secuencia operativa de la central tal como una parada de emergencia, una parada rápida, un cierre o apertura intempestivo de válvula, una puesta en marcha de la unidad, una carga de la unidad y rechazo de carga de la unidad. Dicho cambio de valor de parámetro de control puede estar relacionado con un valor de parámetro de control hidráulico, tal como apertura de un álabe guía 27 y/o apertura de una válvula 26 y/o ángulo de una pala 28 y/o posición de un álabe de tobera, con un valor de parámetro de control eléctrico, tal como un voltaje de sistema de excitación de motogenerador 31 y/o un estado del disyuntor, o con cualquier combinación de los mismos. Todos los dispositivos de control mencionados anteriormente se abren o cierran en caso de apagado de emergencia, apagado rápido o cierre o apertura intempestiva según secuencias de seguridad predeterminadas cuya evolución temporal está garantizada por dispositivos mecánicos tales como diafragmas de seguridad colocados en el sistema de mando hidráulico de los servomotores y accionadores de cada dispositivo de control. El cierre o la apertura de los dispositivos de control seguirán una secuencia operativa predeterminada con la correspondiente velocidad de cierre o apertura. En el lado eléctrico, las secuencias de apertura de los dispositivos de control, tales como disyuntores, también están predeterminadas. En relación con la activación de dicha cuarta alarma, la magnitud monitorizada simulada preventiva 162 puede ser ventajosamente nivel de agua de un tanque de compensación 22 y el cuarto problema de comportamiento transitorio de la central puede ser una superación de un umbral de nivel de agua predeterminado mínimo o máximo en el tanque de compensación 22. Como alternativa, la magnitud monitorizada simulada preventiva 162 puede ser cualquier presión a lo largo de una galería 23 y/o a lo largo de una tubería forzada 24 y el cuarto problema de comportamiento transitorio de la central puede ser, respectivamente, una superación de un umbral de presión predeterminado mínimo o máximo a lo largo de la galería 23 y/o a lo largo de la tubería forzada 24. Como alternativa, la magnitud monitorizada simulada preventiva 162 puede ser un caudal de agua en una tubería 25 y el cuarto problema de comportamiento transitorio de la central puede ser una superación de un umbral de caudal de agua predeterminado máximo en la tubería 25. Como alternativa, la magnitud monitorizada simulada preventiva 162 puede ser una corriente y/o voltaje de un motogenerador 31 y/o de un transformador 35 y el cuarto problema de comportamiento transitorio de la central puede ser, respectivamente, una superación de un umbral de corriente y/o voltaje predeterminado máximo del motogenerador 31 y/o del transformador 35. Como alternativa, la magnitud monitorizada simulada preventiva 162 puede ser la velocidad de rotación de una turbina y/o bomba 29 y el cuarto problema de comportamiento transitorio de la central puede ser una superación de una velocidad de rotación predeterminada máxima de la turbina y/o bomba 29. Ventajosamente, la simulación de los comportamientos transitorio virtuales de la central puede ser adaptable manualmente basándose en pasadas experiencias. Además, los valores virtuales predeterminados y la tasa de variación predeterminada de un parámetro de control relacionados con peligro potencia pueden adaptarse continuamente para coincidir en la medida de lo posible con el potencial de peligro real. En otras palabras, el sistema y el método, objeto de la invención, son parte de un proceso de aprendizaje continuo y, por lo tanto, pueden considerarse como inteligentes. Dicho proceso de aprendizaje se basarán en la experiencia de detección de acontecimientos de una central que se construirá durante el funcionamiento industrial del sistema y método de monitorización en tiempo real, permitiendo identificar nuevas secuencias que pueden representar un riesgo para la central o su entorno que deberían incluirse o excluido debido a nuevas contramedidas en la lista de escenarios que se simularán con el modelo virtual.

En la primera realización de la invención mencionada anteriormente, el sistema y método de monitorización están configurados para activar dicha primera alarma y ventajosamente dicha segunda alarma, dicha tercera alarma y/o dicha cuarta alarma. No obstante, realizaciones particulares de la invención pueden estar configuradas para activar una alarma seleccionada entre dicha primera alarma, dicha segunda alarma, dicha tercera alarma, dicha cuarta alarma y/o cualquier combinación de las mismas. Dichas realizaciones particulares pueden obtenerse dependiendo del deseo de identificar problemas de comportamiento transitorios relacionados con dichas primera, segunda, tercera y/o cuarta alarmas. Por ejemplo, la segunda realización de la invención mencionada a continuación está configurada para activar dicha segunda alarma. Para dicha realización, se puede consultar la descripción de características relacionadas con la segunda alarma de la primera realización de la invención, la figura 2. Análogamente, la tercera realización de la invención mencionada a continuación está configurada para activar dicha cuarta alarma. En este caso de nuevo, se puede consultar la descripción de características relacionada con la cuarta alarma de la primera realización de la invención, figura 2.

En la segunda realización de la invención, figura 3, las funciones del sistema 11’ de adquisición de datos en tiempo real y del sistema de diagnóstico en tiempo real 13' difieren ligeramente de la función de los 11,13 de la primera realización. Además de dichas diferencias, los mismos elementos que en la figura 2 aparecen en la figura 3, lo que significa que no es necesario describirlos en detalle de nuevo. Para dichos elementos, se consulta la descripción de la primera realización de la invención, figura 2.

El sistema 11’ de adquisición de datos en tiempo real está conectado a sensores dedicados posicionados en una central hidroeléctrica 2 y está configurado para adquirir en tiempo real datos de la central medidos en tiempo real, comprendiendo dichos datos de la central medidos en tiempo real entradas de simulación medidas en tiempo real 111'. En esta segunda realización de la invención, no es necesario adquirir la magnitud monitorizada medida en tiempo real de la central. De hecho, la segunda realización garantiza una monitorización eficaz de una central en la que la medición de la magnitud monitorizada es compleja o imposible. Para otras características y ventajas del sistema 11’ de adquisición de datos en tiempo real, se consulta la descripción del sistema 11 de adquisición de datos en tiempo real de la primera realización de la invención, figura 2.

El sistema de monitorización en tiempo real 1' comprende un sistema de simulación en tiempo real 12' configurado para proporcionar datos de la central simulados en tiempo real, las entradas del sistema de simulación en tiempo real 12' que comprende las entradas de simulación medidas de la central en tiempo real 111'. De forma similar a la primera realización, el sistema de simulación en tiempo real 12' comprende un software de simulación en tiempo real 121' configurado para simular en tiempo real con ayuda de un ordenador el comportamiento transitorio de la central 2. Ventajosamente, la simulación del comportamiento transitorio de la central 2 puede proporcionarse modelizando simultáneamente al menos un componente hidráulico, al menos un componente mecánico y al menos un componente eléctrico de la central hidroeléctrica, así como al menos una interacción entre dichos componentes. El componente hidráulico modelizado en el software de simulación 121' puede comprender al menos uno de los siguientes elementos hidráulicos: un depósito 21, una tubería 25, una válvula 26, un tanque de compensación 22, una abertura de compensación, una turbina y/o una bomba 29 o cualquier combinación de las mismas. El componente mecánico modelizado en el software de simulación 121' puede comprender al menos uno de los siguientes componentes mecánicos: inercia de una turbina y/o una bomba 29, inercia de un motogenerador 31, rigidez de un árbol 30, amortiguación de un árbol 31 o cualquier combinación de las mismas. El componente eléctrico modelizado en el software de simulación 121' puede comprender al menos uno de los siguientes componentes eléctricos: un motogenerador 31, un transformador 35, un disyuntor, una línea de transmisión 36 o cualquier combinación de los mismos. Los datos de la central simulados en tiempo real comprenden al menos una magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123' que corresponde a una magnitud simulada de una magnitud de la central no medida o de una magnitud de la central no medible. Ventajosamente, el suministro de la magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123' debe producirse en cuanto dicha magnitud 123' ha sido proporcionada por el sistema de simulación en tiempo real 12' de modo que el sistema de simulación en tiempo real 12' reproduce un estado virtual de la central hidroeléctrica 2. Para otras características y ventajas del sistema de simulación en tiempo real 12', se consulta la descripción del sistema de simulación en tiempo real 12 de la primera realización de la invención, figura 2.

El sistema de monitorización en tiempo real 1' comprende un sistema de diagnóstico en tiempo real 13' configurado para comparar en tiempo real la magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123' con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real supera dicho umbral predeterminado, una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central. Como alternativa, el sistema de diagnóstico en tiempo real 13' puede estar configurado para calcular en tiempo real al menos una sexta salida relacionada con la magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123' y comparar en tiempo real la sexta salida con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha sexta salida supera dicho umbral predeterminado, una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central. Por ejemplo, dicho problema de comportamiento transitorio de la central puede ser el problema de comportamiento transitorio de la central mencionado anteriormente identificado por la segunda alarma de la primera realización. La duración de cálculo del proceso de diagnóstico debe ser menor que la etapa temporal de simulación de la magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123'. Para otras características y ventajas of sistema de diagnóstico en tiempo real 13', se consulta la descripción del sistema de diagnóstico en tiempo real 13 de la primera realización de la invención, figura 2.

La figura 3, como un diagrama de flujo, representa un método de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica que comprende las siguientes etapas:

a) adquirir en tiempo real a partir de una central hidroeléctrica 2 datos de la central medidos en tiempo real que comprenden entradas de simulación medidas en tiempo real 111',

b) simular en tiempo real un comportamiento transitorio de la central hidroeléctrica 2 basándose en dichas entradas de simulación medidas en tiempo real 111',

c) proporcionar en tiempo real datos de la central simulados en tiempo real relacionados con dicho comportamiento transitorio de la central hidroeléctrica 2 que comprenden al menos una magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123' que corresponde a una magnitud simulada de una magnitud de la central no medida o de una magnitud de la central no medible,

d) comparar en tiempo real dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123' con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123' supera dicho umbral predeterminado, una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central

y/o calcular en tiempo real al menos una salida relacionada con dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real 123' y comparar en tiempo real dicha salida con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha salida supera dicho umbral predeterminado, una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central.

En la tercera realización de la invención, figura 4, las funciones del sistema 11” de adquisición de datos en tiempo real difieren de la función del 11 de la primera realización. Además de dichas diferencias, los elementos de la figura 2 aparecen en la figura 4 lo que significa que no es necesario describirlos en detalle de nuevo. Para dicho elemento, se consulta la descripción de la primera realización de la invención, figura 2. En particular, para características y ventajas del sistema de simulación preventiva 16" y del sistema de diagnóstico preventivo 17", se consulta respectivamente la descripción del sistema de simulación preventiva 16 y del sistema de diagnóstico preventivo 17 de la primera realización de la invención, figura 2.

El sistema 11” de adquisición de datos en tiempo real está configurado para adquirir en tiempo real a partir de la central 2 datos de la central medidos en tiempo real que comprenden entradas de simulación medidas en tiempo real 111" que comprenden un valor real de cada uno de al menos un parámetro de control de la central. En esta tercera realización de la invención, no es necesario adquirir la magnitud monitorizada medida en tiempo real de la central. De hecho, la tercera realización garantiza una monitorización preventiva de una central que está sometida a experimentar un cambio en un parámetro de control siguiendo una tasa de variación y, por lo tanto, sometida a experimentar un fenómeno transitorio. En particular, el parámetro de control puede corresponder a aperturas de álabe guía de turbina, aperturas de válvula, voltaje del sistema de excitación de motogenerador y estado del disyuntor. El sistema de monitorización en tiempo real 1" comprende un sistema de simulación preventiva 16" y un sistema de diagnóstico preventivo 17". El sistema de diagnóstico preventivo 17" está configurado para activar una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central. Con ayuda de dicha alarma, un operador de la central sería advertido de un problema virtual de comportamiento transitorio de la central que se produciría cuando el parámetro de control de la central se cambia desde un valor real hasta un valor virtual siguiendo una tasa de variación, en particular cuando dicho cambio de parámetros de control está relacionado con una secuencia operativa de la central tal como una parada de emergencia, una parada rápida, un cierre o apertura intempestivo de válvula, una puesta en marcha de la unidad, una carga de la unidad y rechazo de carga de la unidad. Dicha realización permite identificar secuencias operativas de la central que pueden causar un problema de comportamiento transitorio según la condición operativa real particular de la central. Dichos comportamientos transitorios no pueden ser tenidos en cuenta durante el análisis transitorio fuera de línea, dado que es imposible prever y simular cada secuencia operativa para cada condición operativa de la central. Considerando la condición operativa real de la central, dicha alarma se activa cuando un cambio de parámetros de control siguiendo una tasa de variación causaría un problema de comportamiento transitorio. En el caso de que un cambio de parámetros de control resultante de una secuencia operativa particular pueda ser identificado como que representa un riesgo para la central, pueden definirse contramedidas mediante simulaciones de dominio temporal fuera de línea.

La figura 4, como un diagrama de flujo, representa un método de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica que comprende las siguientes etapas:

a) adquirir en tiempo real a partir de una central hidroeléctrica 2 datos de la central medidos en tiempo real que comprenden entradas de simulación medidas en tiempo real 111" que comprenden un valor real de cada uno de al menos un parámetro de control de la central,

b) simular periódicamente un comportamiento transitorio virtual de la central hidroeléctrica 2 desde dicho valor real de parámetro de control de la central hasta al menos un valor virtual predeterminado de dicho parámetro de control de la central siguiendo al menos una tasa de variación predeterminada de dicho parámetro de control de la central, c) proporcionar periódicamente datos de la central simulados preventivos relacionados con dicho comportamiento transitorio virtual de la central hidroeléctrica 2 que comprenden al menos una magnitud monitorizada simulada preventiva 162",

g) comparar dicha magnitud monitorizada simulada preventiva 162" con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha magnitud monitorizada simulada preventiva 162 supera dicho umbral predeterminado, una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central de manera preventiva

y/o calcular al menos una salida relacionada con dicha magnitud monitorizada simulada preventiva 162" con comparar en tiempo real dicha salida con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha salida supera dicho umbral predeterminado, una alarma que identifica un cuarto problema de comportamiento transitorio de la central de manera preventiva.

El software de simulación en tiempo real mencionado anteriormente 121, 121" y el software de simulación preventiva 161, 161" están configurados para simular con ayuda de un ordenador el comportamiento transitorio de la central 2. Ventajosamente, la simulación del comportamiento transitorio de la central 2 puede proporcionarse modelizando simultáneamente al menos un componente hidráulico, al menos un componente mecánico, al menos un componente eléctrico de la central hidroeléctrica y al menos una interacción entre dichos componentes. El componente hidráulico modelizado puede comprender al menos uno de los siguientes elementos hidráulicos: un depósito 21, una tubería 25, una válvula 26, un tanque de compensación 22, una abertura de compensación, una turbina y/o una bomba 29 o cualquier combinación de los mismos. El componente mecánico modelizado puede comprender al menos uno de los siguientes componentes mecánicos: inercia de una turbina y/o una bomba 29, inercia de un motogenerador 31, rigidez de un árbol 30, amortiguación de un árbol 31 o cualquier combinación de los mismos. El componente eléctrico modelizado puede comprender al menos uno de los siguientes componentes eléctricos: un motogenerador 31, un transformador 35, un disyuntor, una línea de transmisión 36 o cualquier combinación de los mismos. Dichos componentes se modelizan con ecuaciones diferenciales ordinarias (ODE) que, todas juntas, forman las ecuaciones espaciales de estado, véase la ecuación (ecu.1). Este conjunto se puede resolver por tiempo mediante un solucionador numérico, con ayuda de un ordenador. La precisión/complejidad de los modelos se puede variar con el salto temporal de simulación/solución y también con el número de ODE que describen la física. Las no linealidades también se tienen en cuenta, ya que el coeficiente de la ODE no tiene que ser constante y puede estar en función de las variables de estado y/o el tiempo. El conjunto global de la ecuación (ecu.1) que modeliza toda la central hidroeléctrica 2 incluye ODE para:

- el componente hidráulico que comprende las máquinas hidráulicas;

- el componente mecánico que comprende inercias de máquinas eléctricas e hidráulicas y parámetros de acoplamiento;

- el componente eléctrico que comprende las máquinas eléctricas.

El conjunto global de la ecuación es el siguiente:

(ecu. 1)

Donde X es el vector de estado, C es el vector de control, y ^ x)] _ [^W ] son |as matrices globales del sistema. El conjunto de ecuación global se resuelve numéricamente en el tiempo usando métodos de integración tales como los métodos de Runge-Kutta con el fin calcular la evolución temporal de las variables de estado del sistema global. La modelización de los diferentes componentes hidráulicos se basa en una analogía eléctrica. Suponiendo distribuciones de presión y velocidad uniformes en la sección transversal e ignorando los términos convectivos, las ecuaciones de equilibrio de continuidad e momento unidimensional para una tubería elemental llena de agua de longitud dx, sección transversal A y velocidad de onda a, véase la Figura 5a, producen el siguiente conjunto de ecuaciones diferenciales parciales hiperbólicas:

dh a 2 dQ .

dt gA dx

(ecu. 2)

dh_ J _ dQ_ Á\Q\

dx gA dt 2 gD A 2 ^{■Q =} ^o

El sistema (ecu.2) se resuelve utilizando el método de diferencias finitas con una discretización de esquema centrado de primer orden en el espacio y un esquema de Lax para la variable de descarga. Este enfoque conduce a un sistema de ecuaciones diferenciales ordinarias que se puede representar como un esquema equivalente en forma de T, tal como se presenta en la figura 5b. Los parámetros de RLC de este esquema equivalente vienen dados por:

(ecu. 3)

donde l es el coeficiente de pérdida local. La resistencia hidráulica R, la inductancia hidráulica L y la capacidad hidráulica C corresponden, respectivamente, a pérdidas de energía, inercia y efectos de almacenamiento.

El modelo de una tubería de longitud L está compuesto por una serie de elementos nb, figura 5a, basándose en el esquema equivalente de la figura 5b. El sistema de ecuaciones relativo a este modelo se configura usando las leyes de Kirchoff y conduce al siguiente conjunto de ODE:

El enfoque de modelado basándose en esquemas equivalentes de componentes hidráulicos se extiende a todos los componentes hidráulicos estándar tales como válvulas, tanques de compensación, depósitos de aire, desarrollo de cavitación, bombas-turbinas Francis, turbinas Pelton (incluyendo deflectores y funcionamiento de inyectores independientes), turbinas Kaplan (incluyendo doble regulación con apertura de álabe guía y álabe de corredor), turbinas de bulbo, turbinas de hélice y bombas. La figura 6 representa el modelo de tubería viscoelástica elemental, válvula, tanque de compensación y turbina Francis.

El modelo de máquinas hidráulicas se basa en 4 características de cuadrantes, véase la figura 7, definida mediante factores dimensionales N11, Q11 y T11 funciones de la velocidad de rotación N, la descarga Q, el par T, carga hidráulica H y el diámetro de referencia de la bomba-turbina Dref de la siguiente manera:

(ecu. 5)

La representación polar Suter de las 4 características de cuadrante se utiliza para manejar apropiadamente la operación de 4 cuadrantes sin problemas numéricos. La representación de Suter conduce a los coeficientes de carga hidráulica y par de WH y WB. De este modo, la carga hidráulica neta de la máquina hidráulica y el par se deducen de H=H(WH((y,Q,N)) y T=T (WB((y,Q,N)).

La modelización de componentes hidráulicos mencionados anteriormente permite tener en cuenta los siguientes fenómenos:

- pérdidas de cabeza;

- golpe de ariete;

- oscilaciones de masa del tanque de sobretensión;

- funcionamiento transitorio de 4 cuadrantes de máquinas hidráulicas;

- cavitación;

El acoplamiento con el componente eléctrico se consigue a través de la ecuación del momento angular del tren rotativo conducen al siguiente conjunto de ecuaciones:

(ecu. 6)

Donde J es la inercia de rotación, w es la pulsación angular y T son todos los pares aplicados a la inercia considerada.

La ecuación ecu. 6 está configurada para cada inercia de rotación del tren rotativo incluyendo motogenerador y masas rotatorias de máquina hidráulica y los parámetros de acoplamiento tales como rigidez torsional, amortiguación torsional, todas las inercias de masa rotatoria, así como pares de máquinas eléctricas e hidráulicas.

La parte electromecánica de la central consiste en al menos una máquina eléctrica (motogenerador) 30, 31, 32, 33, un transformador 35, una conexión de red 36, 37. Los modelos de aquellos componentes que se utilizan en el sistema de clonación son lo suficientemente complejos como para representar todos los puntos operativos, incluso aquellos que están fuera del rango nominal de los componentes (condiciones de cortocircuito, asimetría). También son robustos y describen bien el comportamiento transitorio de los componentes al pasar de un punto operativo estable a otro, debido a un cambio de punto establecido o a un defecto en algún lugar del sistema. A continuación se muestran los sistemas ODE del transformador 35 y la máquina eléctrica 30, 31, 32, 33 para mostrar que son modelos detallados.

El modelo de transformador trifásico está basado en el circuito eléctrico equivalente por fase, referido al lado primario, tal como se muestra en la figura 8:

- La resistencia del devanado primario R1 e inductancia de fuga Ls1

- La resistencia del devanado secundario R'2 y la inductancia de fuga L's2, notificadas al lado primario

- Una rama común con la inductancia principal (o magnetizante) Lh1 (trifásica o monofásica, según el tipo de construcción del núcleo magnético)

Las ODE correspondientes a este circuito son:

El modelo de la máquina eléctrica se basa en los circuitos axiales directos y de cuadratura (d y q) equivalentes de una máquina de rotor laminado. Tiene en cuenta las magnitudes características transitorias y sub-transitorias, tal como se muestra en la figura 9.

En el eje directo:

- La resistencia de devanados de la fase del estator Rs y la inductancia de fuga Lss

- La inductancia inductora de magnetización directa del estator

- La resistencia del devanado de campo del rotor Rr y la inductancia de fuga Lsr

- La resistencia directa RD del devanado del amortiguador y la inductancia de fuga LsD

- Inductancia mutua exclusiva entre el circuito de excitación y el devanado del arrollamiento LsDf En el eje de cuadratura;

- Inductancia de magnetización en la cuadratura - eje Laq

- La resistencia del devanado del amortiguador y la inductancia de fuga rQ y LsQ

- Las ODE correspondientes a este circuito son:

Conociendo las corrientes que circulan en la máquina, es posible derivar el par electromecánico aplicado al eje de la máquina.

Se dice que este modelo de la máquina síncrona se basa en el eje d. Los circuitos electromagnéticos del rotor están, de hecho, bien descritos y modelizados cuando las variables de estado se expresan en un marco de dos ejes, que rota de forma síncrona con el rotor. Debido a que entonces es necesario expresar esas variables con respecto al sistema trifásico del estator, existe una transformación para pasar del marco giratorio al marco estático, más adecuado para expresar/describir desde el lado del estator. Esta transformación se conoce como transformación de "Park", que es principalmente una proyección del eje d/q a un sistema estático trifásico, con un parámetro que es la posición angular eléctrica del rotor.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un sistema (1 ;1 ’) de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica que comprende

i) un sistema (11; 11”) de adquisición de datos en tiempo real conectado a sensores dedicados posicionados en una central hidroeléctrica (2) y configurados para adquirir en tiempo real datos de la central medidos en tiempo real, comprendiendo dichos datos de la central medidos en tiempo real

- entradas de simulación medidas en tiempo real (111; 111’)

ii) un sistema de simulación en tiempo real (12;12’)

iii) y un sistema de diagnóstico en tiempo real (13;13’),

caracterizado

- por que dicho sistema de simulación en tiempo real (12;12’) está configurado para recibir dichas entradas de simulación medidas en tiempo real (111 ;111’) desde dicho sistema de adquisición de datos en tiempo real (11 ;11’),

- por que un software de simulación en tiempo real (121 ;121 ’) está almacenado en un ordenador comprendido en dicho sistema de simulación en tiempo real (12;12’), estando dicho software de simulación en tiempo real (121 ;121 ’) configurado para simular en tiempo real un comportamiento transitorio de la central hidroeléctrica (2) basándose en dichas entradas de simulación medidas en tiempo real (111) y proporcionar en tiempo real datos de la central hidroeléctrica simulada en tiempo real relacionados con dicho comportamiento transitorio de la central hidroeléctrica (2),

- por que dichos datos de la central simulados en tiempo real comprenden al menos una magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123;123’), correspondiendo dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123;123’) a una magnitud simulada de una magnitud de la central no medida o una magnitud de la central no medible

- y por que dicho sistema de diagnóstico en tiempo real (13;13’) está configurado

- para comparar en tiempo real dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123;123’) con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123;123’) supera dicho umbral predeterminado, una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central

- y/o para calcular en tiempo real al menos una salida relacionada con dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123;123’) y para comparar en tiempo real dicha salida con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha salida supera dicho umbral predeterminado, una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central.

2. El sistema de monitorización en tiempo real según la reivindicación precedente, caracterizado por que

- dicha magnitud de la central no medida o no medible es una presión a lo largo de una galería (23), una tubería (25) y/o a lo largo de una tubería forzada (24) y por que dicho problema de comportamiento transitorio de la central es, respectivamente, una superación de un umbral de presión predeterminado mínimo o máximo a lo largo de dicha galería (23), dicha tubería (25) y/o a lo largo de dicha tubería forzada (24),

- y/o por que dicha magnitud de la central no medida o no medible es un caudal de agua en una tubería (25) y por que dicho problema de comportamiento transitorio de la central es una superación de un umbral de caudal de agua predeterminado máximo en dicha tubería (25),

- y/o por que dicha magnitud de la central no medida o no medible es una corriente y/o voltaje de un motogenerador (31) y/o de un transformador (35) y por que dicho problema de comportamiento transitorio de la central es, respectivamente, una superación de un umbral de corriente y/o voltaje predeterminado máximo de dicho motogenerador (31) y/o de dicho transformador (35),

- y/o por que dicha magnitud de la central no medida o no medible es un par en un árbol (30) y por que dicho problema de comportamiento transitorio de la central es una superación de un umbral de par predeterminado máximo de dicho árbol (30),

- y/o por que dicha magnitud de la central no medida o no medible es un par transmitido en los cimientos (34) de la central (2) y por que dicho problema de comportamiento transitorio de la central es una superación de un umbral de par predeterminado máximo transmitido en dichos cimientos (34).

3. El sistema de monitorización en tiempo real según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado - porque dichos datos medidos en tiempo real de la central comprenden además al menos una magnitud monitorizada medida en tiempo real (112),

- por que dichos datos de la central simulados en tiempo real comprenden al menos una magnitud monitorizada simulada en tiempo real (122), correspondiendo dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (122) a una magnitud simulada de dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real (112)

- y por que dicho sistema de diagnóstico en tiempo real (13) está configurado

- para comparar en tiempo real dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real (112) con dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (122) para activar, en caso de desviación por encima de un umbral predeterminado, otra alarma que identifica otro problema de comportamiento transitorio de la central - y/o para calcular en tiempo real al menos una salida relacionada con dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real (112) y al menos otra salida relacionada con dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (122) y comparar en tiempo real dicha salida con dicha otra salida para activar, en caso de desviación por encima de un umbral predeterminado, otra alarma que identifica otro problema de comportamiento transitorio de la central.

4. El sistema de monitorización en tiempo real según la reivindicación precedente, caracterizado por que dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real (112) comprende al menos un de las siguientes magnitudes de componente:

- una magnitud de componente hidráulico, tal como la presión de una tubería forzada (24), la presión de una tubería (25) y/o el nivel de agua de un tanque de compensación (22),

- una magnitud de componente mecánico, tal como la velocidad de rotación del rotor (32) de motogenerador y/o el par del rotor (32) de motogenerador,

- una magnitud de componente eléctrico, tal como la corriente del rotor (32) de motogenerador y/o el voltaje del rotor (32) de motogenerador,

- o cualquier combinación de los mismos.

5. El sistema de monitorización en tiempo real según cualquiera de las reivindicaciones 3 a 4, caracterizado por que dicho otro problema de comportamiento transitorio de la central se selecciona entre cierre intempestivo de álabe guía (27), cierre intempestivo de válvula, no cierre de válvula de seguridad en caso de procedimiento de emergencia, apertura de válvula de aire, introducción de aire en la tubería (25), obstrucción de flujo por cuerpo extraño o rugosidad de la pared, comienzo de cavitación, golpe de ariete, separación de la columna de agua, aire atrapado, cavitación de diafragma, rotura o torcedura de la tubería (25), sincronización fuera de fase, cortocircuito del motogenerador (32), fluctuación de presión debida a componente activo, tal como turbina y/o bomba (29), fluctuación de presión debida a componente pasivo, tal como válvula (26), y/o cualquier combinación de los mismos.

6. El sistema de monitorización en tiempo real según la reivindicación 1 o 2, caracterizado

- porque dichos datos medidos en tiempo real de la central comprenden además al menos una magnitud monitorizada medida en tiempo real (112),

- y por que dicho sistema de diagnóstico en tiempo real (13) está configurado

- para comparar en tiempo real dicha al menos una magnitud monitorizada medida en tiempo real (112) con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real (112) supera dicho umbral predeterminado, una alarma adicional que identifica un problema de comportamiento transitorio adicional de la central

- y/o para calcular en tiempo real al menos una salida relacionada con dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real (112) y comparar en tiempo real dicha salida con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha salida supera dicho umbral predeterminado, una alarma adicional que identifica un problema de comportamiento transitorio adicional de la central.

7. El sistema de monitorización en tiempo real según la reivindicación precedente, caracterizado por que

- dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real (112) es el nivel de agua de un tanque de compensación (22) y por que dicho problema de comportamiento transitorio adicional de la central es una superación de un umbral de nivel de agua predeterminado mínimo o máximo en dicho tanque de compensación (22),

- y/o por que dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real (112) es una presión en la parte inferior de una tubería forzada (24) y por que dicho problema de comportamiento transitorio adicional de la central es una superación de un umbral de presión predeterminado mínimo o máximo en la parte inferior de dicha tubería forzada (24),

- y/o por que dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real (112) es una corriente y/o voltaje de un rotor (32) de motogenerador y/o estator (33) y por que dicho problema de comportamiento transitorio adicional de la central es, respectivamente, una superación de un umbral de corriente y/o voltaje predeterminado máximo de dicho rotor (32) de motogenerador y/o estator (33).

8. El sistema de monitorización en tiempo real según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado - por que dicho sistema de monitorización en tiempo real comprende un sistema de simulación preventiva (16) configurado para recibir dichas entradas de simulación medidas en tiempo real (111) a partir de dicho sistema de adquisición de datos en tiempo real (11), dichas entradas de simulación medidas en tiempo real (111) que comprenden un valor real de cada uno de al menos un parámetro de control de la central

- por que al menos un valor virtual predeterminado de dicho parámetro de control de la central y al menos una tasa de variación predeterminada de dicho parámetro de control de la central están almacenados en un ordenador - por que al menos un software de simulación preventiva (161) está almacenado en el ordenador comprendido en dicho sistema de simulación preventiva (16) y está configurado para simular periódicamente un comportamiento transitorio virtual de la central hidroeléctrica (2) desde dicho valor real hasta dicho valor virtual predeterminado de dicho parámetro de control de la central siguiendo dicha tasa de variación predeterminada de un parámetro de control de la central y para proporcionar periódicamente datos de la central simulados preventivos relacionados con dicho comportamiento transitorio virtual de la central hidroeléctrica (2) que comprenden al menos una magnitud monitorizada simulada preventiva (162),

- y porque dicho sistema de monitorización en tiempo real comprende además un sistema de diagnóstico preventivo (17) configurado

- para comparar dicha magnitud monitorizada simulada preventiva (162) con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha magnitud monitorizada simulada preventiva (162) supera dicho umbral predeterminado, otra alarma adicional que identifica otro problema adicional de comportamiento transitorio de la central de manera preventiva

- y/o para calcular al menos una salida relacionada con dicha magnitud monitorizada simulada preventiva (162) y comparar dicha salida con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha salida supera dicho umbral predeterminado, otra alarma adicional que identifica otro problema adicional de comportamiento transitorio de la central de manera preventiva.

9. El sistema de monitorización en tiempo real según la reivindicación precedente, caracterizado por que dicho valor virtual predeterminado de un parámetro de control de la central y dicha tasa de variación predeterminada de parámetro de control de la central están relacionados con una secuencia operativa seleccionada entre una parada de emergencia, una parada rápida, un cierre o apertura intempestivo de válvula, una puesta en marcha de la unidad, una carga de la unidad y un rechazo de carga de la unidad.

10. El sistema de monitorización en tiempo real según cualquiera de las reivindicaciones 8 a 9, caracterizado por que

- dicha magnitud monitorizada simulada preventiva (162) es el nivel de agua de un tanque de compensación (22) y por que dicho otro problema de comportamiento transitorio adicional de la central es una superación de un umbral de nivel de agua predeterminado mínimo o máximo en dicho tanque de compensación (22),

- y/o por que dicha magnitud monitorizada simulada preventiva (162) es una presión a lo largo de una galería (23) y/o a lo largo de una tubería forzada (24) y por que dicho otro problema adicional de comportamiento transitorio de la central es, respectivamente, una superación de un umbral de presión predeterminado mínimo o máximo a lo largo de dicha galería (23) y/o a lo largo de dicha tubería forzada (24),

- y/o por que dicha magnitud monitorizada simulada preventiva (162) es un caudal de agua en una tubería (25) y por que dicho otro problema adicional de comportamiento transitorio de la central es una superación de un umbral de caudal de agua predeterminado máximo en dicha tubería (25),

- y/o por que dicha magnitud monitorizada simulada preventiva (162) es una corriente y/o voltaje de un motogenerador (31) y/o de un transformador (35) y por que dicho otro problema adicional de comportamiento transitorio de la central es, respectivamente, una superación de un umbral de corriente y/o voltaje predeterminado máximo de dicho motogenerador (31) y/o de dicho transformador (35),

- y/o por que dicha magnitud monitorizada simulada preventiva (162) es la velocidad de rotación de una turbina y/o bomba (29) y por que dicho otro problema adicional de comportamiento transitorio de la central es una superación de una velocidad de rotación predeterminada máxima de dicha turbina y/o bomba (29).

11. El sistema de monitorización en tiempo real según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que dichas entradas de simulación medidas en tiempo real (111;111') comprenden condiciones límite de la central, de modo que el sistema de simulación en tiempo real (12:12’) esté sincronizado en tiempo real con las condiciones límite de la central, comprendiendo dichas condiciones límite de la central al menos uno de los siguientes parámetros de condiciones límite:

- un parámetro de condiciones límite hidráulico, tal como el nivel de agua de un depósito (21),

- un parámetro de condiciones límite eléctrico, tal como el voltaje de una red eléctrica (37) y/o la frecuencia de una red eléctrica (37)

- o cualquier combinación de los mismos.

12. El sistema de monitorización en tiempo real según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que dichas entradas de simulación medidas en tiempo real (111;111’) comprenden al menos un parámetro de control de la central de modo que el sistema de simulación en tiempo real (12;12') esté sincronizado en tiempo real con al menos un parámetro de control de la central, comprendiendo dicho al menos un parámetro de control de la central al menos uno de los siguientes parámetros de control:

- un parámetro de control hidráulico, tal como apertura de un álabe guía y/o apertura de una válvula y/o ángulo de una pala (28) y/o posición de un álabe de tobera,

- un parámetro de control eléctrico, tal como el voltaje del sistema de excitación de un motogenerador (31) y/o el estado del disyuntor,

- o cualquier combinación de los mismos.

13. El sistema de monitorización en tiempo real según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque dicho software de simulación en tiempo real (121,121’) o dicho software de simulación preventiva (161) está configurado para simular un comportamiento transitorio de la central hidroeléctrica mediante modelar simultáneamente al menos un componente hidráulico, al menos un componente mecánico, al menos un componente eléctrico de la central hidroeléctrica y al menos una interacción entre dichos componentes.

14. El sistema de monitoreo en tiempo real según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque dicho sistema de diagnóstico en tiempo real (13; 13 ') está configurado para calcular dicha al menos una salida como se indica en la reivindicación 1, 3, 6 u 8 y porque dicha salida es un resultado de análisis de tiempo-frecuencia o un resultado de análisis de la envolvente de dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123; 123 '; 122), dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real (112) o dicha magnitud monitorizada simulada preventiva (162).

15. Un método de monitorización en tiempo real de una central hidroeléctrica que comprende las siguientes etapas: a) adquirir en tiempo real a partir de una central hidroeléctrica (2) datos de la central medidos en tiempo real que comprenden entradas de simulación medidas en tiempo real (111 ;111 ’),

b) simular en tiempo real un comportamiento transitorio de la central hidroeléctrica basándose en dichas entradas de simulación medidas en tiempo real (111 ;111’),

c) proporcionar en tiempo real datos de la central simulados en tiempo real relacionados con dicho comportamiento transitorio de la central hidroeléctrica que comprenden al menos una magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123;123') que corresponde a una magnitud simulada de una magnitud de la central no medida o de una magnitud de la central no medible,

d) comparar en tiempo real dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123;123’) con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123; 123’) supera dicho umbral predeterminado, una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central y/o calcular en tiempo real al menos una salida relacionada con dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (123;123') y comparar en tiempo real dicha salida con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha salida supera dicho umbral predeterminado, una alarma que identifica un problema de comportamiento transitorio de la central.

16. El método de monitorización en tiempo real según la reivindicación precedente,

donde los datos medidos en tiempo real de la central adquiridos en la etapa a) comprenden además al menos una magnitud monitorizada medida en tiempo real (112),

donde dichos datos de la central simulados en tiempo real proporcionados en la etapa c) comprenden al menos una magnitud monitorizada simulada en tiempo real (122) correspondiente a una magnitud simulada de dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real (112),

y donde en la etapa d) dicha cantidad monitorizada medida en tiempo real (112) se compara en tiempo real con dicha cantidad monitorizada simulada en tiempo real (122) para activar, en caso de desviación por encima de un umbral predeterminado, otra alarma que identifica otro problema de comportamiento transitorio de la central y/o donde en la etapa d) al menos una salida relacionada con dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real (112) y al menos otra salida relacionada con dicha magnitud monitorizada simulada en tiempo real (122) se calculan en tiempo real y dicha salida se compara en tiempo real con dicha otra salida para activar, en caso de desviación por encima de un umbral predeterminado, otra alarma que identifica otro problema de comportamiento transitorio de la central.

17. El método de monitorización en tiempo real según la reivindicación 15,

y donde en la etapa d) dicha al menos una magnitud monitorizada medida en tiempo real (112) se compara en tiempo real con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real (112) supera dicho umbral predeterminado, una alarma adicional que identifica un problema de comportamiento transitorio adicional de la central

- y/o donde en la etapa d) al menos una salida relacionada con dicha magnitud monitorizada medida en tiempo real (112) se calcula en tiempo real y dicha salida se compara en tiempo real con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha salida supera dicho umbral predeterminado, una alarma adicional que identifica un problema de comportamiento transitorio adicional de la central.

18. El método de monitorización en tiempo real según una cualquiera de las reivindicaciones 15 a 17,

donde dichas entradas de simulación medidas en tiempo real (111) adquiridas en la etapa a) comprenden un valor real de cada uno de al menos un parámetro de control de la central

y donde el método de monitorización en tiempo real comprende además las siguientes etapas

e) simular periódicamente al menos un comportamiento transitorio virtual de la central hidroeléctrica (2) desde dicho valor real de parámetro de control de la central hasta al menos un valor virtual predeterminado de dicho parámetro de control de la central siguiendo al menos una tasa de variación predeterminada de dicho parámetro de control de la central,

f) proporcionar periódicamente datos de la central simulados preventivos relacionados con dicho comportamiento transitorio virtual de la central hidroeléctrica (2) que comprenden al menos una magnitud monitorizada simulada preventiva (162),

g) comparar dicha magnitud monitorizada simulada preventiva (162) con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha magnitud monitorizada simulada preventiva (162) supera dicho umbral predeterminado, otra alarma adicional que identifica otro problema adicional de comportamiento transitorio de la central de manera preventiva y/o calcular al menos una salida relacionada con dicha magnitud monitorizada simulada preventiva (162) y comparar en tiempo real dicha salida con un umbral predeterminado para activar, cuando dicha salida supera dicho umbral predeterminado, otra alarma adicional que identifica otro problema adicional de comportamiento transitorio de la central de manera preventiva.