Curso sobre Controladores Lógicos Programables (PLC).

Transcripción

1 Curso sobre Controladores Lógicos Programables (PLC). Por Ing. Norberto Molinari. Entrega Nº 31. Capitulo 6. Sistemas SCADAs 6.3 El Sistema de Comunicaciones La columna vertebral de un sistema SCADA es su sistema de comunicaciones. Este es un recurso esencial, que debe ser muy confiable. El sistema de comunicaciones vincula a las RTUs con la Estación Maestra; se pueden utilizar una variedad de medios de comunicación, incluyendo: Línea dedicada Línea telefónica Fibra óptica Telefonía celular Radio VHF (Very Hligh Frequency) Radio UHF (Ultra High Frequency) Microonda Comunicación satelital La selección del sistema de comunicaciones depende de varios factores: distancias involucradas, tipo de terreno (llanura, montaña, etc.), velocidad de comunicaciones requerida, y costo. La disponibilidad de infraestructura de comunicaciones existente puede ser un factor determinante en la selección. Desde este punto de vista es interesante mencionar que los Sistemas SCADA aplicados a Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica utilizan las mismas líneas de alta tensión como medio físico, superponiendo señales de comunicaciones a la energía eléctrica transportada, por medio de la tecnología FSK (Frequency Shift Key).

2 Las velocidades típicas de comunicaciones varían entre los 600 a 2400 bit/s, dependiendo de las dificultades que se produzcan en la transmisión. Una característica deseable del sistema de comunicaciones es la posibilidad de variar en forma automática la velocidad de transmisión según la dificultad que se tiene para transmitir. 6.4 Clasificación de sistemas SCADA Los Sistemas SCADA se caracterizan por una gran diversidad, dependiendo del proceso que controlan, la tecnología utilizada, etc. Es así que toda la clasificación encuentra abundantes excepciones. A continuación los agruparemos según su distribución geográfica, ya que los Sistemas SCADA comparten ciertas características en común desde este punto de vista. Las descripciones generales del hardware y el software básico utilizados en cada sistema son en general válidas, encontrándose diferencias mayores en el software de aplicación, que se adapta a cada caso Sistemas lineales Agruparemos aquí a los sistemas con un desarrollo lineal, tales como: Oleoductos Gasoductos Poliductos Acueductos Redes de ferrocarriles y subterráneos Redes de distribución de energía eléctrica Estos sistemas están asociados al transporte de elementos, a lo largo de grandes distancias. Las distancias cubiertas llevan a grandes problemas en el mantenimiento, por lo que una pequeña mejora en el mantenimiento de los equipos utilizados (estén asociados al proceso o al SCADA) puede justificar una importante inversión. Las RTUs pueden estar asociadas a distintos equipos: estaciones compresoras, estaciones reguladores de presión, válvulas de control y bloqueo, estaciones de medición, repetidoras del sistema de comunicaciones, etc. La diversidad de estos equipos lleva a la coexistencia de RTUs de distintos tamaños, según la complejidad del equipo que supervisan.

3 Cada una de estas aplicaciones presenta diferentes requerimientos: En los poliductos es necesario detectar la interfase entre los distintos fluidos transportados, su enrutamiento a distintos tanques. En acueductos, oleoductos y poliductos se debe controlar el envío de dispositivos de limpieza denominados scrappers (raspadores, también llamados pig). En sistemas ferroviarios, de subterráneos, etc., se debe estimar y verificar la posición de los trenes a lo largo de la línea. En algunos casos el sistema debe integrar funciones administrativas. Por ejemplo, algunos poliductos cumplen la función de transporte de líquidos de diversos tipos para distintas empresas. En este caso es necesario determinar programaciones y prioridades de acceso al servicio de transporte, facturación del servicio, etc. Los datos básicos para estas prestaciones son suministrados por el sistema SCADA, a través de las RTUs. En estos casos, el tipo de Estación Maestra utilizada resulta de la convergencia entre las necesidades del sistema SCADA y el sistema administrativo Sistemas ramificados: En este caso, el proceso abarca una superficie importante, como por ejemplo: Yacimientos Redes de distribución de gas, agua o electricidad Los sistemas asociados a estos procesos dependen en forma importante de sus características particulares. En las próximas secciones se presentarán ejemplos asociados a estos casos. 6.5 Ejemplos A título descriptivo, incluiremos a continuación tres descripciones típicas de sistemas SCADA. Estas descripciones no son una especificación de lo que un sistema SCADA debe ser para una aplicación. Más bien, son una descripción general, que guarda similitud con aplicaciones de la realidad.

4 6.5.1 Aplicación en un yacimiento de petróleo Un yacimiento consta de varios pozos, en los que se extrae el petróleo por medio de diversos equipos. El petróleo es transportado por cañerías hasta las baterías, en las que recibe un tratamiento inicial, para eliminar la arena, el gas, etc.. Estas baterías tratan el petróleo de varios pozos. Luego, es transportado por pequeños oleoductos hasta la planta de tratamiento, en donde recibe nuevos tratamientos (Fig. 6.9). Fig. 6.9 Sistema SCADA aplicado a un yacimiento. Las baterías y los pozos están distribuidos en un importante área geográfica. El mantenimiento de los equipos allí instalados demanda que personal de mantenimiento los recorra en forma diaria, para inspeccionar su funcionamiento. En estas recorridas se obtiene la información asociada al proceso, y al estado de los equipos. La implementación de un sistema SCADA disminuye la frecuencia requerida de estas recorridas, permitiendo disponer de información en forma instantánea y precisa, tanto relativa al proceso como a los equipos. Estos sistemas SCADA constan de pequeñas RTUs, alimentadas con paneles solares, ya que las baterías y los pozos no cuentan usualmente con energía eléctrica. Las RTUs se comunican con la Estación Maestra por medio de radios VHF, a velocidades de 300 a 1200 baudios. Es usual que la actualización de todas las variables de un yacimiento grande tome 10 minutos, o más. La Estación Maestra está basada en una PC, que corre un software para control de procesos apropiado, como el descripto en el Capítulo 8. En algunos casos, se cuenta con Estaciones de Operación adicionales, distribuyendo la función de interfase al operador. El petróleo y el gas obtenido son llevados a una Planta de Tratamiento, en donde se los lleva a una especificación adecuada para su transporte. Esta planta suele contar con un DCS o un OIS, que puede o no integrar en su red a la Estación Maestra del Sistema SCADA del yacimiento.

5 6.5.2 Lectura Automática de Mediciones (Automated Metering Reading, AMR) Estos sistemas se aplican en redes de distribución, para facilitar la facturación del servicio a grandes usuarios del servicio (gas, agua, etc.). Un sistema de AMR consta de numerosas RTUS, cada una asociada a un usuario (Fig. 6.10). Cada RTU es básicamente un medidor; pudiendo utilizarse RTUs de propósito general, o equipos específicamente diseñados para esta función. La RTU almacena la información del consumo del servicio, a intervalos especificados. También es responsable de los cálculos que sean requeridos para la determinación del consumo, por ejemplo, AGA 3 en el caso de gas natural. Se pueden incluir alarmas asociadas a diversos eventos: Fig.6 10 Sistema de lectura Automáticas de Mediciones (AMR) Falta de energía Modificación de la configuración Apertura del gabinete que contiene la RTU Falla de la RTU o los sensores Violación de límites contractuales en el consumo, dentro de bandas horarias y/o estaciones prefijadas Esta información es transmitida en forma periódica a la Estación Maestra. Esta puede ser una PC o workstation, que es parte de la red administrativa de la compañía de servicios. Puesto que la comunicación se establece en forma diaria, por un corto período, se pueden utilizar teléfonos celulares como sistema de comunicaciones.

6 La información disponible en la Estación Maestra es utilizada con fines administrativos, principalmente, la facturación del servicio al usuario. De esta forma, se elimina la necesidad de recorrer los medidores de los usuarios para determinar su consumo, y se disminuye el tiempo entre el consumo del servicio, y su facturación. Se logran así importantes ahorros financieros y operativos. El sistema logra una mayor simplicidad aún si el envío de la factura se implementa por medio de un Intercambio Electrónico de Datos (Electronic Data Interchange, EDI). En este caso, se eliminan por completo las numerosas operaciones manuales que la emisión de esta factura requiere (lectura del medidor, ingreso de este dato al sistema, determinación del consumo, aplicación de las tarifas estacionales, etc.), transformándolas en unas pocas operaciones electrónicas Aplicación en un oleoducto Describiremos el sistema SCADA de un oleoducto de unos 1000 km. de longitud. Consta de una estación cabecera (en la que se bombea el petróleo al oleoducto), varias estaciones intermedias de rebombeo, y una estación terminal (en la que se recibe el petróleo y se lo almacena en tanques) (Fig. 6.11). A efectos de bloquear el oleoducto por causas operativas o de emergencia, se cuenta con válvulas de bloqueo en distintos puntos de la línea. Se podría tratar de un oleoducto antiguo, que fue actualizado por etapas. Por lo tanto, actualmente las distintas estaciones podrían contar con sistemas de control de distintas tecnologías. Por ejemplo, en la Estación Cabecera y una de las Estaciones de Rebombeo podrían tener sendos OIS, recientemente instalados. Otra Estación de Rebombeo utilizaría un PLC para el control lógico, y controladores unilazo para los lazos de control regulatorio; disponiéndose de una Estación de Operación basada en PC corriendo software para control, como interfase al operador. Y la Estación Receptora estaría controlada por un DCS.

7 Fig Sistema SCADA para un oleoducto. Las Estaciones de Rebombeo pueden ser operadas en forma remota, no requiriendo personal permanente. Por otra parte se cuenta con RTUs de pequeño tamaño, asociadas a las válvulas de bloqueo y las estaciones retransmisoras del sistema de comunicaciones. Se dispone también de una Estación Maestra basada en una minicomputadora redundante, que soporta terminales gráficas y de caracteres, e impresoras. Estos periféricos están distribuidos en diversos puntos de supervisión. Dada la gran capacidad de procesamiento de los OIS, algunas de las funciones de la Estación Maestra se pueden correr en el OIS de la Estación Cabecera. El sistema de comunicaciones cuenta con un enlace por radio, que une las estaciones de bombeo a la Estación Maestra. Por otra parte, otro canal de comunicaciones enlaza las RTUs asociadas a válvulas de bloqueo y repetidoras de radio.

8 Fig modelado de un oleoducto en tiempo real. El sistema puede estar integrado por equipos de distintos proveedores, que fueron adquiridos a lo largo del tiempo: Minicomputadoras de propósito general Software para Sistemas SCADA DCS PLCs y controladores unilazo RTUs de pequeño tamaño Pcs Software para control basado en PC Sistema de comunicaciones OIS, con su software asociado Dada la magnitud del oleoducto, se requiere de un software para la modelación de oleoductos, que permita cumplir tres funciones: a) Modelado en tiempo real (Fig. 6.12): utiliza la información obtenida por el SCADA para determinar las condiciones existentes en la línea, calculando el valor de las variables como presión y temperatura en distintos puntos, y comparándolos con los admisibles. En caso de que los valores admisibles sean superados, se generan las correspondientes alarmas. El modelo analiza también la operación de las unidades de bombeo, determinando el rendimiento del sistema.

9 El modelo matemático incluye ecuaciones de cantidad de movimiento, energía y continuidad, considerando datos como la viscosidad, calor específico, rugosidad de la línea, etc. Dado que los instrumentos que determinan los datos para este modelo son pasibles de corrimientos y fallas, un módulo de validación de datos (Data Validator) es parte del software. b) Modelo predictivo on-line (look-ahead) (Fig. 6.13). Predice la evolución futura del ducto frente a las condiciones iniciales determinadas por el modelado en tiempo real. De esta forma se podrá determinar si se producirán en el futuro condiciones indeseables tales como la sobrepresión en un punto de la cañería, permitiendo al operador la implementación de acciones correctivas. Este modelo corre en forma prefijada a intervalos definidos. Por ejemplo, cada media hora analiza la línea y predice su comportamiento para las próximas 4 horas. Fig Predicción On line del comportamiento de un oleoducto. e) Modelo predictivo off-line (Fig. 6.14): Predice la evolución futura del ducto frente a condiciones iniciales especificadas por el usuario, que Incluyen la modificación en los caudales de operación, equipos utilizados, apertura y cierre de válvulas, cambio de régimen de las bombas, etc. De este modo se pueden analizar las consecuencias que tendrán estos cambios. Utilizando los datos suministrados por estos modelos, es posible efectuar análisis de comportamiento de bombas, detección de pérdidas, análisis de inventario, etc.

10 Fig Predicción Off line del comportamiento de un oleoducto, con variaciones programadas en la carga. La Fig resume las funciones que pueden implementarse en un sistema de estas características. Fig Funciones que se pueden implementar en un oleoducto. Continuará... Nota de Redacción: El lector puede descargar el curso capítulo a capítulo desde la sección Artículos Técnicos dentro del sitio de EduDevices ( )