Sistema de supervisión en tiempo real de subestaciones en empresas eléctricas

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1 Sistema de supervisión en tiempo real de subestaciones en empresas eléctricas Real time supervisory system for substations in electrical companies Alvaro Castro Chevarría RESUMEN ABSTRACT Las empresas eléctricas tienen la necesidad de supervisar en tiempo real y de manera centralizada las diferentes subestaciones remotas que conforman su sistema eléctrico; el presente trabajo pretende cumplir con esta necesidad modificando la manera tradicional en que se ha venido llevando a cabo esta tarea por una alternativa que permite aprovechar el uso de nuevas tecnologías que además permiten obtener mayores beneficios funcionales y menores costos de implementación El sistema de supervisión en tiempo real que proponemos está conformado por un computador o servidor central ubicado en el centro de control de la compañía eléctrica y los dispositivos IEDs (Dispositivo Electrónico Inteligente) que recogen la información relevante del sistema eléctrico ubicado en las subestaciones de dicha compañía. El computador central y los dispositivos de subestación se encontrarán unidos por medio de equipos de comunicaciones que conforman una red de tipo Ethernet o TCP/IP. Los dispositivos de subestación llamados IEDs (Dispositivo Electrónico Inteligente) están compuestos fundamentalmente por relés, medidores, controladores, plcs y otros que permiten cumplir con las funciones de protección, medición y control de los equipos de potencia de la subestación, éstos contienen la información relevante del sistema eléctrico lo que será aprovechado para su envío al sistema de supervisión en tiempo real. Esta es la principal diferencia y ventaja con respecto a la forma tradicional de implementar un sistema de supervisión ya que nosotros utilizaremos directamente los IEDs o dispositivos de subestación para obtener la información relevante del sistema eléctrico dejando de usar el concentrador o la RTU (Unidad Terminal Remota) característicos de la solución tradicional. The present project is about the electrical companies need of to report in real time the relevant information of the electrical system to the regulatory public organism, modifying the traditional way by other alternative one that allows to take advantage of the use of new technologies that will allow to obtain more functional benefits and less costs of implementation. This system of supervision in real time that we propose have a computer or central server located in the electrical company control center and the devices IEDs (Electronic Intelligent Device) who gather the relevant information of the electrical system located in the substations of the above mentioned company. The central computer and the devices of substation will be joined by ethernet communication switches in TCP/IP. The devices of substation called IEDs (Electronic Intelligent Device) are composed fundamentally by relays, meters, controllers, plcs and others that allow to expire with the functions of protection, measurement and control of the equipments of power of the substation contain the relevant information of the electrical system what will be taken advantage for been sent to the system of supervision in real time. This one is the principal difference and advantage with regard to the traditional way of implementing a system of supervision what is more we use directly the IEDs or devices of substation to obtain the relevant information of the electrical system, stopping using the concentrating one or the RTU (terminal remote unit) typical of the traditional solution. PALABRAS CLAVES Sistema de supervisión, SCADA, sistema en tiempo real, dispositivos electrónicos inteligentes, subestaciones eléctricas. 37

2 KEY WORDS Supervision system, SCADA, real time system, intelligent electronic devices, electrical substations. INTRODUCCIóN El presente trabajo tiene por objeto la implementación de un Sistema en Tiempo Real para la supervisión de subestaciones eléctricas ubicadas en provincias de nuestro país desde un Servidor Central, ubicado en las oficinas de la Compañía Eléctrica propietaria de las mismas. Un sistema en tiempo real es un sistema informático que responde a estímulos producidos externamente dentro de un intervalo de tiempo finito y especificable 1. De esta manera un Sistema en Tiempo Real depende no sólo del resultado lógico de la computación, sino también del instante en el cual se producen dichos resultados; es debido a estas características que son utilizados en aplicaciones de control, supervisión y comunicaciones. SISTEMA SUPERVISOR DE SUBESTACIONES ELéCTRICAS El sistema supervisor es el que recibe los parámetros eléctricos de las principales cargas instaladas, posiciones de equipos de maniobra y eventos de los diferentes dispositivos que conforman el sistema en forma continua permitiendo mantener la información de campo permanentemente actualizada y disponible para su consulta y utilización. Los sistemas supervisores en tiempo real en el sector eléctrico reciben la denominación de Sistemas SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). 38 En la actualidad la construcción de cualquier subestación de transmisión o distribución de energía eléctrica, incluye como parte del proyecto, el poder transmitir los parámetros eléctricos de las principales cargas instaladas, posiciones de equipos de maniobra, eventos y manejo de las protecciones a sistemas remotos que permitan al usuario conocer el funcionamiento y supervisar a distancia las unidades que forman parte del sistema. Estos nuevos proyectos están diseñados con el fin de minimizar la necesidad del recurso humano, sobre la base de automatizar todo lo que sea posible y pensando en utilizar tecnologías modernas que permitan la integración de equipos heterogéneos. Estas nuevas soluciones tecnológicas hacen posible la integración de diversos productos disponibles en el mercado además de lograr una comunicación rápida y eficiente. En el presente trabajo se pretende realizar la implementación del sistema de supervisión en tiempo real, haciendo uso de estas tecnologías basadas en el uso de redes Ethernet en lo que corresponde a las comunicaciones y de la tecnología OPC OLE para Procesos de Control en lo que corresponde al Software. 1 S.J. Young Real Time Languages: Design and Development. Figura 1. Sala de control de un sistema de supervisión. Componentes del Sistema Supervisor Los componentes de un sistema supervisor comprenden desde los equipos de detección, protección de fallas, comunicación, medición y procesamiento de datos hasta el software que integra todos los dispositivos inteligentes que forman parte del sistema, sin embargo los componentes más relevantes de un sistema supervisor son los sensores de estado y de medida, los cuales, instalados en el campo, son la base de la generación de la información para el sistema supervisor. Los sensores de estado son los que pueden tener sólo dos posibles valores o un cero o un uno lógico y permiten reflejar los estados de los elementos de control del sistema como por ejemplo, el estado de un interruptor de potencia para indicar si está abierto o cerrado (Open/Close), si un motor está funcionando o detenido y además sirven también para la señalización de alarmas y eventos. Los sensores de medida son capaces de medir valores analógicos como voltajes, amperajes, volúmenes de líquidos y gases, temperatura, etc., en forma continua.

3 Los relés y controladores son los elementos de protección y control del sistema eléctrico que integrados al sistema permiten la ejecución de acciones automáticas o manuales. La red de comunicaciones es la columna vertebral de todo el sistema en tiempo real y de ésta dependerá la velocidad y tiempos de respuesta del sistema a eventos externos. Con los elementos descritos, es posible implementar básicamente un sistema supervisor capaz de representar, en un modelo a escala, la funcionalidad de la planta o sistema eléctrico. El Software es el último componente que se requiere, es la forma de representar el sistema, es decir, las pantallas mímicas que representan los sistemas eléctricos y que permiten apreciar su comportamiento en el tiempo, inicialmente se utilizaron paneles mímicos con luces para la señalización y displays para la medición, en la actualidad se utilizan computadoras que contienen el software en tiempo real que permiten mostrar la información en pantallas gráficas. SISTEMA DE SUPERVISIÓN TRADICIONAL Hace referencia a la forma convencional cómo se ha venido llevando a cabo la implementación de estos sistemas en las diferentes empresas eléctricas y consiste de un sistema de supervisión y control del tipo centralizado. Estos sistemas se basan en el concepto de que toda la inteligencia del sistema está concentrada en un equipo central al cual llegan todas las señales de los sensores de estado y de medida, este equipo central que posee uno o mas procesadores tiene la capacidad de procesamiento para realizar las tareas de análisis y toma de decisiones del sistema, es decir, todo el proceso de información generada por las unidades de campo se realiza en el equipo central del sistema. Este equipo central puede ser un concentrador o una RTU (unidad terminal remota) que son característicos de la solución tradicional. En las soluciones basadas en el uso de concentradores, todas las conexiones de los sensores de campo a la unidad central se realizan por medio de cables eléctricos, por lo menos un par de cables por cada señal y no mediante técnicas de comunicación, lo cual implica un alto nivel de cableado. A continuación se muestra una arquitectura de comunicaciones basada en el uso de concentradores, en donde se puede apreciar que la comunicación entre éstos es por medio de protocolos del tipo serial cuyas velocidades de transmisión y performance son mínimas. 39 Figura 2. Arquitectura de comunicaciones basada en concentradores.

4 Las mismas limitaciones presentan las soluciones basadas en el uso de RTUs que ya cuentan con comunicaciones del tipo serial para integrar los dispositivos de subestación, como es el caso de la arquitectura de comunicaciones presentada a continuación. Figura 4. Capas, interfaces y protocolos en el modelo OSI. 40 Figura 3. Arquitectura de comunicaciones basada en RTUs. En este tipo de transmisión serial se forma un tren de bits, uno tras de otro viajan del lugar de emisión al receptor utilizando una sola vía, en este caso será un conductor eléctrico de cable serial, como en el caso de los trenes con una sola vía; si se desea transmitir en el sentido contrario, se debe esperar que la vía esté libre, es por ello que hoy en día en que se necesitan transmitir mayores cantidades de datos son muy limitados. SISTEMA DE SUPERVISIóN PROPUESTO BASADO EN EL USO DE TECNOLOGíAS ABIERTAS La arquitectura de comunicaciones del sistema que proponemos se basa en el uso de redes Ethernet dentro del modelo de referencia de la OSI, las capas de la OSI (Open Systems Interconnect) fueron creadas por la ISO (International Organization for Standarization) en 1974 con el propósito de abrir la comunicación entre diferentes sistemas sin recurrir a cambios a la lógica y fundamentos del hardware y software. El modelo de referencia OSI no es un protocolo, es un modelo para entender el diseño de una arquitectura de red que sea flexible, robusta e interoperable. Su filosofía se basa en descomponer la funcionalidad de la cadena de transmisión en diversas capas o niveles, cuya interfaz con las adyacentes esté estandarizada. Esto supone por ejemplo, que dos aplicaciones de software de comunicación distintas puedan utilizar el mismo medio físico de comunicación. Se trata por tanto de una arquitectura de siete niveles en la que en cada nivel se han tomado protocolos estándar, siendo posible que sobre la misma infraestructura física puedan coexistir diferentes protocolos de comunicación al nivel de aplicación basados en TCP/IP como es el caso de Modbus TCP, DNP TCP y IEC61850 (MMS). El sistema de supervisión que proponemos se basa además en el uso de dispositivos inteligentes intermedios o IEDs (Dispositivo Electrónico Inteligente) con capacidad de análisis y toma de decisión sobre su ámbito específico de gestión. Estas inteligencias intermedias reemplazan las tareas que tenía el equipo central. Las Unidades Electrónicas Inteligentes o IEDs, para el caso de las subestaciones eléctricas, pueden ser los PLCs, los controladores industriales, los relés digitales, los medidores de energía o las RTUs con puerto de comunicaciones ethernet. Figura 5. Arquitectura de comunicaciones basado en IEDs.

5 De otro lado, el software de supervisión que proponemos esta basado en la tecnología OPC (OLE for Process Control) que bajo el patrocinio de Microsoft logró constituir una estandarización orientada a definir una mecánica de enlace y comunicación entre programas de software de supervisión o SCADA. IMPLEMENTACIóN DEL SISTEMA DE SUPERVISIóN la marca Ruggedcom instalados en cada subestación al que van conectados todos los IEDs de la subestación que por su alta performance y robustez son los adecuados para su aplicación en ambientes industriales y/o subestaciones eléctricas, éstos a su vez se encuentran unidos en una sola red de comunicaciones por medio del uso de routers y enlaces de comunicaciones propietarios o enlaces dedicados brindados por las principales empresas de comunicaciones del país. La columna vertebral del sistema es la red de comunicaciones Ethernet conformada por switches industriales de A continuación se muestra la arquitectura de comunicaciones de todo el sistema. 41 Figura 6. Arquitectura de comunicaciones de todo el sistema basado en IEDs. El equipamiento que se integró al sistema son los diferentes IEDs conformados por relés, controladores y medidores existentes en cada subestación eléctrica. La mayoría de relés de protección y medidores disponen de un puerto de comunicaciones Ethernet con protocolo Modbus TCP/IP lo que facilita su integración al sistema de control y supervisión, estos relés son conectados mediante este puerto a la red Ethernet que permite mantener altas velocidades de transmisión y una alta performance del sistema. Para aquellos dispositivos que no tienen el puerto Ethernet y que manejan el protocolo de comunicación serial Modbus RTU, los cuales disponen de 1 puerto de comunicaciones RS-485, se integraron al sistema por medio del uso de convertidores de protocolo Modbus RTU a Modbus TCP/IP. La experiencia en diversos proyectos desarrollados, nos demuestra que para obtener una buena performance de comunicación se debe considerar un (01) conversor por cada cuatro equipos como máximo. Se suministró asimismo un controlador lógico programable o PLC que se encargó de recepcionar todas las señales analógicas y/o digitales que se requirieron para obtener la posición de los equipos (seccionadores, interruptores, etc.) y envío de alarmas que no estén cableadas a los IEDs existentes. Este controlador posee el protocolo de comunicación Modbus TCP/IP y se conectaron a la red de comunicaciones Ethernet de la subestación. En el Servidor SCADA el sistema operativo empleado es Windows 2003 Server que por su robustez y madurez ha demostrado ser el líder en el área Industrial, luego se ins-

6 taló el software OPC Server para Modbus TCP/IP con la capacidad de poder recibir simultáneamente la información en tiempo real de todos los dispositivos involucrados en la integración del sistema SCADA. Fue necesario construir para cada equipo el mapeo de direcciones Modbus e introducirlo en la tabla de configuración de dispositivos del servidor OPC. En razón a lo anterior planteamos el uso del protocolo MODBUS TCP/IP para el envío y recepción de datos entre el Centro de Control y los IEDs ubicados en las subestaciones remotas. Resaltando finalmente que el sistema de comunicaciones propuesto es hábil de integrar dispositivos en Modbus TCP/IP u otro protocolo bajo TCP/IP de ser requerido en el futuro. Después se instaló el Software SCADA SCAN1000 de Hexatec- Inglaterra versión 5.00, que tiene una poderosa interfaz de comunicación que permite utilizar OPC; así como una interfaz de usuario con alta capacidad de animación en tiempo real y cambios en línea. Estas características posicionan a SCAN1000 como una madura plataforma para sistemas de alta confiabilidad, con la finalidad de disponer de un ambiente óptimo para el nuevo concepto de HMI (Interfaz Hombre Máquina), así como en la supervisión de unidades lógicas de control y de adquisición de datos. Figura 7. Pantalla del unificar general del sistema eléctrico. 42 En la pantalla del Servidor se construyeron una serie de pantallas, tales como las siguientes: Menú Inicial Diagrama Unifilar General Diagrama Unifilar de cada alimentador Registro de Eventos en la Subestación Panel anunciador de alarmas Reportes Este sistema, desde el punto de vista computacional, adquiere datos de los dispositivos electrónicos inteligentes IEDs (relés y medidores) con capacidad de comunicaciones a través de la red Ethernet de Cobre (Cable UTP-Cat5). Posteriormente estas variables son reportadas al Servidor SCADA utilizando el protocolo Modbus TCP/IP en donde los parámetros eléctricos son mostrados y administrados por la aplicación desarrollada. Modbus es un protocolo de comunicaciones situado en el nivel 7 (Aplicación) del Modelo OSI, basado en la arquitectura maestro/esclavo o cliente/servidor, fue diseñado por Modicon y convertido en un protocolo de comunicaciones estándar de facto debido a su fácil implementación y a que requiere poco desarrollo. La versión Modbus RTU es muy utilizada en sistemas de supervisión y adquisición de datos SCADA y la versión Modbus TCP es muy semejante al formato RTU, pero estableciendo la transmisión mediante paquetes TCP/IP. RESULTADO Como resultado de esta implementación se obtuvieron los siguientes logros: La arquitectura propuesta se basa en el uso de una colección de normas que permite tener una Arquitectura de Comunicaciones Común que soporta la interoperatibilidad de IEDs de múltiples fabricantes. Las arquitecturas anteriores se basan en el uso de protocolos propietarios y de arquitecturas de comunicaciones cerradas que no garantizan que éstos vayan a comunicarse con los demás equipos de la red. Teniendo que comprarse muchas veces el mismo dispositivo de la misma marca y hasta del mismo modelo para que exista comunicación de extremo a extremo. Los estándares son la esencia de la interconexión de redes de comunicaciones, de muchas maneras, ellos son la interconexión. Asímismo, los estándares son la base de los productos y típicamente son los que marcan la diferencia entre la comunicación y la incompatibilidad. La arquitectura propuesta se basa en el uso del modelo de referencia de la OSI, y la estructura de las capas de la OSI (Open Systems Interconnect) para interconexión de Sistemas Abiertos creadas por la ISO (International Organization for Standarization). Las arquitecturas anteriores se basan en el uso de concentradores o RTUs que reducen la performance del sistema e incrementan el numero de puntos de falla además que tienen un crecimiento limitado.

7 La Arquitectura propuesta se basa en el uso de Switches Industriales de acuerdo con la norma IEC que conforman una Red Ethernet de gran velocidad y performance que permiten el manejo de grandes volúmenes de información conforme a las necesidades actuales de transmisión y el uso de sistemas distribuidos de control y supervisión, en cambio las arquitecturas anteriores están limitados a simples esquemas de conexión serial con capacidades de funcionamiento limitadas de comunicaciones. La Arquitectura de Comunicación propuesta permite velocidades de transmisión muy altas del orden de 1 Gbps, 100 Mbps o 10 Mbps y soportará velocidades de transmisión mayores en el futuro, en cambio la Arquitectura de Comunicación basada en transmisión RS-232 posee muy bajas velocidades de transmisión del orden de 19,2 kbps o 9,6 kbps no siendo posible transmitir a velocidades mayores debido a las limitaciones de esta tecnología. La Arquitectura de Comunicación propuesta permite reducir los Costos de Integración de diferentes equipos y sistemas de Supervisión y Control porque a diferencia de sus predecesoras, los costos de integración resultaban excesivos y se obtenía una baja performance. CONCLUSIONES Toda implementación actual de automatización de subestaciones eléctricas y de sistemas de supervisión de las mismas debe tener en cuenta el uso de estándares basados en el modelo de referencia de la OSI para interconexión de Sistemas Abiertos creados por la ISO (International Organization for Standarization). está limitado a tener que adquirir equipos industriales del mismo fabricante o a un único protocolo, pues es posible integrar equipos de diferentes propietarios en diferentes protocolos sin causar conflictos con los existentes. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 1 S.J. Young, Real Time Languages: Design and Development. 2 Mark Adamiak, Introduction to the IEC61850 Protocol. 3 TECSUP, Simposio Internacional de Automatización, Control y Protección de Subestaciones. 4 William Ackerman, Automatización de Subestaciones Eléctricas de Potencia. 5 Udren, E.; Kunsman, S.; Dolezilek, D. (2000). Significant substation communication standardization developments Western Power Delivery Automation. 6 Se consigue en: techpprs/6105.pdf 7 Janssen, M.C.; Koreman, C.G.A.. Substation components plug and play instead of plug and pray. The impact of IEC KEMA T&D Power. Se consigue en: 8 IEC_TC57/WG10-12/index.html 9 Schubert, H. (1999) Project OCIS, aims and first results an accompanying project to the standardization of communication networks and systems in substations IEC OPC Foundation (1998), OPC Overview. ACERCA DEL AUTOR 43 Los sistemas de supervisión deben no sólo integrar a los dispositivos existentes sino que deben estar preparados para poder integrar los dispositivos futuros, como es el caso en el sector eléctrico del estándar IEC-61850, el cual permite integrar directamente a dispositivos (IEDs) de distintos fabricantes, sin la necesidad del uso de conversores o concentradores de comunicación en lo que respecta al hardware y del mapeo de direcciones en lo que corresponde al software. El uso de la tecnología OPC en lo que respecta al software de supervisión garantiza una comunicación transparente con los dispositivos en el protocolo establecido, permitiendo construir aplicaciones de supervisión y control de una manera fácil y rápida y si en algún momento se desea hacer una renovación tecnológica, una ampliación o la integración de dispositivos en un nuevo protocolo, no se Alvaro Castro Chevarria estudió Ingeniería Informática en la Pontificia Universidad Católica del Perú y Electrónica de Sistemas Computarizados en Tecsup. Ha recibido capacitación en programación de controladores en la Universidad de ABB en Suecia (2001), y de automatización de subestaciones eléctricas bajo la norma IEC en GE Multilin de Canadá (2005). Ha participado en la implementación de sistemas SCADA y en la automatización de las subestaciones eléctricas de empresas peruanas de minería, de generación y de distribución de energía eléctrica. Se desempeña como Ingeniero de Proyectos para la división de Process Automation en ABB, y es profesor del curso Supervisión de Procesos por Computadora para los programas de especialización y capacitación continua en TECSUP. En la actualidad se desempeña como ingeniero de proyectos para la división de Process Automation en ABB Perú.