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investigacion

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    1 DATOS DE LA EMPRESA

    1.1 Identificacin de la Empresa

    Nombre : EnerSur

    RUC : 20333363900

    Tipo de Sociedad : Sociedad Annima

    Giro Comercial : Generacin Elctrica

    Direccin : Av. Repblica de Panam 3490- San Isidro

    Telfono : (01) 616-7979

    Gerente General : Michel Gantois

    1.2 Descripcin de la Empresa

    EnerSur1 se dedica a las actividades de generacin, transmisin y comercializacin de

    energa elctrica, de acuerdo con la legislacin aplicable a estas actividades

    EnerSur opera cinco centrales de generacin elctrica, adems de una subestacin

    elctrica. Estas son: Central Termoelctrica Ilo1, Central Termoelctrica Ilo21, Central

    Termoelctrica de Reserva Fra Ilo31, Central Hidroelctrica Yuncn, Central

    Termoelctrica de Ciclo Combinado Chilcauno y la Subestacin Moquegua

    EnerSur forma parte del Grupo GDF SUEZ, un conglomerado de empresas cuya matriz es

    GDF SUEZ, sociedad constituida y existente bajo las leyes de Francia, que lista sus

    acciones en las bolsas de Bruselas, Luxemburgo y Pars. El Grupo GDF SUEZ naci tras

    la fusin de SUEZ S.A. y GAZ de FRANCE S.A ambas empresas de origen francs, en

    julio de 2008. La estructura accionaria de GDF SUEZ rene a los accionistas que, con la

    excepcin del estado francs, tienen una participacin en el capital de GDF SUEZ menor

    al 5.20%. Desde el upstream hasta el downstream, GDF SUEZ opera en toda la cadena de

    valor energtica, tanto en electricidad como en gas natural. Desarrolla sus actividades

    (energa y servicios energticos) sobre la base de un modelo de crecimiento responsable

    para hacer frente a los grandes retos de satisfacer las necesidades de energa, garantizar

    la seguridad del suministro, luchar contra el cambio climtico y maximizar el uso de los

    recursos.

    En el ao 1997 EnerSur inici sus trabajos en la provincia de Ilo, Regin Moquegua, donde

    opera tres centrales trmicas y una subestacin elctrica. En noviembre de 2005, inici

    operaciones en Paucartambo, Regin Pasco, a travs de la Central Hidroelctrica de

    Yuncn e instalo un ciclo combinado tres por uno, esta vez ubicada en el distrito de Chilca

    - Caete, la cual opera con gas natural de Camisea. Genera un total de 1820 MW de

    potencia y provee de electricidad a importantes clientes que operan en diferentes lugares

    del pas.

    Central Trmica Ilo1, ubicada al norte de la ciudad de Ilo, fue adquirida en 1997 a

    Southern Peru Copper Corporation (SPCC). Est ubicada junto a la fundicin de

    cobre de SPCC.

    1 Obtenido de la Memoria Anual de Enersur 2013, disponible en:

    http://www.enersur.com.pe/junta_general_accionistas_2014/EnerSur_Memoria_Anual_2013.pdf

  • 2

    La central est conformada por cuatro calderos de fuego directo que operan con

    petrleo residual 500, tres turbinas a vapor (TV2, TV3 y TV4) con potencia nominal

    total de 154.00 MW; dos turbinas a gas de 39.29 MW y 42.20 MW de potencia

    nominal, respectivamente, y un grupo moto-generador de 3.30 MW de potencia

    nominal que opera con biodiesel B5. Una de las turbinas a gas posee arranque en

    black start y es nica en el sistema sur del Per.

    La C.T. Ilo1 tiene una potencia nominal total de 238.99 MW y cuenta con dos plantas

    desalinizadoras que proveen de agua industrial y potable a la operacin de la central

    y a SPCC.A inicios del 2013 la turbina a vapor 1 (TV1) de 22.00 MW fue retirada de

    servicio

    Central Trmica Ilo21: es la nica central de generacin elctrica a carbn en el Per

    y est ubicada al sur de la ciudad de Ilo. Su construccin se inici en julio de 1998 y

    entr en operacin comercial en agosto del 2000.

    Posee un generador accionado por una turbina a vapor con una potencia nominal de

    135.00 MW. La planta cuenta con una cancha de carbn con capacidad de

    almacenamiento para 200,000 toneladas y un muelle de 1,250 metros de largo

    diseado para buques de 70,000 toneladas de desplazamiento.

    Dispone de dos plantas desalinizadoras que proveen agua industrial y potable para

    la operacin de la central, as como una planta de tratamiento de aguas destinada

    para tratar las aguas residuales. Con ellas se trabaja la forestacin de las reas

    circundantes a la central.

    Para distribuir la energa producida en C.T. Ilo21 hacia el SEIN y, posteriormente, a

    sus clientes, EnerSur implement la expansin de un sistema de transmisin

    elctrica en la zona. Este consiste en una lnea de transmisin de 220 kV doble

    terna Ilo21-Moquegua, de 400 MVA cada una adems de la subestacin

    Moquegua, equipada con dos autotransformadores de 300 MVA cada uno y,

    finalmente, las lneas de transmisin de 138 kV, Moquegua- Botiflaca y Moquegua-

    Toquepala. Este plan de expansin de EnerSur ha permitido reforzar la red de

    transmisin de electricidad de la zona.

    Central Trmica Ilo31 est ubicada al costado de la central a carbn C.T. Ilo21. Es

    una central que, de acuerdo al contrato firmado con el Estado peruano, opera bajo el

    rgimen de reserva fra.

    La central inici su implementacin en mayo del 2011 y entr en operacin comercial

    el 21 de junio del 2013. Su construccin demand una inversin aproximada de 220

    millones de dlares.

    Posee tres turbinas a gas que utilizan biodiesel B5 y una potencia de 460 MW (con

    capacidad de alcanzar 560 MW). La central cuenta con tanques de almacenamiento

    de diesel con una capacidad de 195,000 barriles, que aseguran una operacin de 10

    das a mxima carga.

    Subestacin Moquegua: Se ubica en la provincia de Mariscal Nieto, departamento de

    Moquegua, a 6 kilmetros al sur de la ciudad de Moquegua.

    La subestacin cuenta con una sala de control, dos autotransformadores de 300

    MVA 138/220 kV cada uno y doble barra en 220 y 138 kV. En las barras de 220 kV

    se conectan las lneas de transmisin Socabaya-Moquegua, Ilo2- Moquegua,

    Moquegua-Puno, Moquegua-Tacna y Moquegua-Montalvo; mientras que en las

    barras de 138 kV estn las lneas Ilo1-Moquegua, Moquegua- Botiflaca, Moquegua-

  • 3

    Toquepala-REP y el suministro a la Ciudad de Moquegua, va celda de

    transformacin 138/10 kV.

    La subestacin es un importante centro de recepcin, transformacin y distribucin

    de electricidad en el sur del pas que sirve de punto de conexin de las centrales

    Ilo1, Ilo21 e Ilo31 al SEIN.

    Central Hidroelctrica de Yuncan: Mediante un concurso pblico internacional, el 6

    de febrero del 2004 EnerSur se adjudic la concesin de la C.H. Yuncn bajo la

    modalidad de contrato de usufructo, por un plazo de 30 aos, contados a partir de

    setiembre del 2005, fecha que se firma el acta de entrega. El costo total de la

    concesin asciende a 205 millones de dlares

    La C.H. Yuncn, que posee una potencia nominal de 134.16 MW, est en las

    cuencas de los ros Paucartambo y Huachn, departamento y provincia de Pasco, a

    340 kilmetros al noreste de la ciudad de Lima. Posee tres turbinas pelton de 44.72

    MW de potencia nominal cada una, que le permiten producir anualmente, en funcin

    de los recursos hdricos disponibles, un promedio esperado de 840 GWh de energa.

    Para captar el ro Paucartambo se ha construido una presa y un reservorio de control

    diario llamado Huallamayo, con un capacidad de 1.8 millones de m3 y un volumen

    til de 458,000 m3. El caudal captado mediante un sistema de tneles de 21

    kilmetros de longitud total llega al conducto forzado y, posteriormente, a la casa de

    mquinas en caverna, donde es aprovechado para generar energa.

    Luego de esto, las aguas se entregan al desarenador de la C.H. de Yaupi de SN

    Power. Esta ltima pera en cascada con la C.H. Yuncn. La C.H. Yuncn

    comprende una lnea de transmisin de 220 kV, de 50 kilmetros de longitud y una

    terna de 260 MVA, que interconecta la central (SE Santa Isabel) con el sistema

    principal de transmisin en la subestacin Carhuamayo Nueva.

    En agosto del 2009 se implement la sala de mando remoto, ubicada a 375 Km de la

    central (oficinas de Lima). Desde all se opera y controla la puesta en servicio,

    sincronizacin y variaciones de carga de unidades, as como del equipamiento

    electromecnico de la subestacin Santa Isabel, adems de las presas de

    Huallamayo y Uchuhuerta

    Central Trmica ChilcaUno se encuentra ubicada en Chilca, provincia de Caete,

    departamento de Lima, a 63.5 kilmetros al sur de la capital. Es la primera central

    construida desde la llegada del gas natural de Camisea, combustible que utiliza para

    la generacin de energa elctrica. Posee tres turbinas a gas dos de 180.00 MW de

    potencia nominal y una tercera de 199.80 MW de potencia nominal que pueden

    operan tanto en ciclo abierto como en ciclo cerrado. Cuenta con tres calderos de

    recuperacin de calor instalados en la salida de gases de cada turbina a gas que

    generan vapor para una cuarta turbina a vapor de 292.00 MW de potencia nominal.

    Actualmente, la central tiene una potencia nominal total de 852.00 MW.

    La central se empez a construir en septiembre del 2005 y al ao siguiente ingres

    en operacin comercial la primera unidad. Posteriormente, en julio del 2007, entr en

    funcionamiento la segunda unidad y, en agosto del 2009, la tercera. En noviembre

    del 2012 entr en operacin comercial la turbina a vapor, cerrando el ciclo y

    convirtiendo la central en una central de ciclo combinado.

    Cuenta con una estacin de filtracin, regulacin de presin y medicin de flujo que

    acondiciona y prepara el gas natural segn los requerimientos de combustin de las

    turbinas.

  • 4

    Para conectarse al SEIN y poder entregar la energa generada, la central dispone de

    una subestacin elctrica de doble barra en 220 kV y de torres de transmisin donde

    se conectan las lneas provenientes de la subestacin de Chilca (SE Chilca) operada

    por la empresa Red de Energa del Per (REP). La central cuenta con una sala que

    centraliza el monitoreo y el control de las tres unidades de generacin, su estacin

    de regulacin y medicin de gas natural y la subestacin elctrica.

    Figura 1 Potencia Nominal de EnerSur

  • 5

    2 INTRODUCCION

    2.1 Objetivo del Proyecto

    Implementar un nuevo Sistema de control para reemplazar el sistema existente que

    permita la adecuada supervisin en tiempo real del sistema elctrico de EnerSur, y

    que cumpla con la Norma Tcnica para la coordinacin de la operacin en tiempo

    real de los sistemas interconectados RD N 014-2005-EM/DGE y la Norma Tcnica

    para el intercambio de informacin en tiempo real para la operacin del Sistema

    Elctrico Interconectado Nacional RD N 055-2007-EM/DGE, adems el nuevo

    sistema contar con una interface Hombre-Mquina amigable y flexible, asimismo

    que pueda utilizarse como fuente de informacin confiable y de alta disponibilidad, lo

    que permitir obtener informacin de la operacin para las evaluaciones y/o informes

    necesarios. El nuevo sistema deber permitir cumplir con el requerimiento de tiempo

    de transferencia de 2 segundos para seales discretas y 5 segundos de seales

    analgicas solicitados y un ndice de indisponibilidad mayor a 95%.

    Tener la funcionalidad de operacin en tiempo real, y de almacenamiento y

    recuperacin de informacin histrica para la presentacin de informes para que el

    personal de gestin tenga acceso a la informacin pertinente con el fin de optimizar

    el funcionamiento de las centrales elctricas y la toma de decisiones estratgicas.

    Adems, los datos sern accesibles a los usuarios autorizados de EnerSur a travs

    de una zona desmilitarizada (DMZ).

    Recoger seales de campo de los DCS existentes en las centrales elctricas y tener

    interfaces con el sistema ION de Medicin de la Energa y los sistemas informticos

    externos incluido el Centro de Coordinacin del COES y de otros Centros de Control

    de Empresas de Servicios Elctricos.

    Poseer componentes redundantes a fin de cumplir los requisitos de alta

    disponibilidad y que proporcionen la conmutacin manual y automtica para superar

    fallos de dispositivos, de comunicacin y de energa.

    2.2 Antecedentes

    En Marzo del 2005, mediante Resolucin Directoral No. 014-2005-EM/DGE, se public la

    Norma Tcnica para la Coordinacin de la Operacin en Tiempo Real de los Sistemas

    Interconectados. Al respecto se establece que el Comit de Operacin Econmica de

    Sistema Interconectado Nacional en adelante COES, en calidad de coordinador del

    Sistema Interconectado Nacional en adelante SEIN, tiene la potestad de retransmitir a

    EnerSur informacin de diversas seales del SEIN y lo faculta a no enviar seales en

    tiempo real a las empresas que no cumplan con los requisitos establecidos.

    En julio de 2005, EnerSur implement y puso en operacin el Centro de Control en

    adelante CCE, el cual est encargado de coordinar todas las actividades de operacin de

    las plantas de produccin de EnerSur, as como la atencin en tiempo real a los clientes y

    la coordinacin con el COES.

    En diciembre 2005, se culmin la implementacin del Sistema de Gestin Operacional

    Comercial en adelante GOC, dicha implementacin fue realizada por la empresa chilena

    IMA Industrial Ltda.

  • 6

    Este sistema se implement con el objetivo de brindar informacin relevante a la Gerencia

    de Operaciones y la Gerencia Comercial para mejorar la toma de decisiones y la operacin

    del CCE en Lima, empleando como herramienta fundamental e imprescindible el GOC

    para el monitoreo de las instalaciones Centrales Trmicas en adelante CT y Central

    Hidrulica en adelante CH de CT Ilo1, CT Ilo21, CT Chilca, CH Yuncan y Sub Estacin de

    Moquegua, adems del SEIN.

    Posteriormente, en diciembre del 2007, se public por Resolucin Directoral No. 055-2007-

    EM-DGE, la Norma Tcnica para el Intercambio de Informacin en Tiempo Real para la

    Operacin del Sistema Elctrico Interconectado Nacional, en la cual se indica los

    requerimientos que deben cumplir los sistemas SCADA de los integrantes del COES para

    el intercambio de informacin mediante protocolo ICCP con el Centro de Control del

    Coordinador Nacional.

    2.3 Problemtica

    El problema se origina a raz de la necesidad de cumplir la Norma Tcnica para el

    Intercambio de Informacin en Tiempo Real para la Operacin del Sistema Elctrico

    Interconectado Nacional, para ello EnerSur inici una evaluacin del GOC y verifico la

    factibilidad de su actualizacin o reemplazo.

    Se contrat los servicios de un Consultor internacional - KEMA para realizar la evaluacin

    tcnica del sistema actual dando como resultado el reemplazo del Sistema GOC por un

    nuevo Sistema SCADA llamado Sistema de Supervisin de EnerSur en adelante SSE ya

    que el Sistema GOC emplea una base de datos estructurada para mantener en lnea

    aplicaciones configurables por el usuario, interface grfica y almacenamiento histrico en

    configuracin simple, es decir sin redundancia en servidores ni Base de Datos.

    2.4 Solucin

    Con el fin de cumplir lo requerido en la norma el sistema deber obtener la informacin de

    las plantas y subestaciones, convirtiendo la informacin de cada protocolo nativo a un

    protocolo estndar el cual llegar a Lima mediante la WAN de EnerSur.

    La informacin ingresar a los servidores SCADA y deber ser empleada en las consolas

    de operacin, almacenada en el sistema histrico y procesada por los servidores ICCP

    para su intercambio con el COES.

    Los servidores y equipos de red debern ser redundantes; con excepcin de los servidores

    ubicados en la Zona Desmilitarizada (DMZ): Servidor Web y Servidor Histrico Replicado;

    para obtener una mayor disponibilidad y que centralice la informacin operativa de todas

    las plantas de generacin y que permita la adecuada coordinacin y supervisin en tiempo

    real del sistema elctrico de EnerSur, adems, contar con interface Hombre-Mquina

    para ser utilizado como fuente de informacin confiable y de alta disponibilidad, obteniendo

    informacin de las operaciones para las evaluaciones e informes.

    Asimismo para el almacenamiento de la informacin histrica, se ha considerado un

    arreglo de discos externo, con lo cual se tiene una Base de Datos Histrica independiente

    de los servidores de altas prestaciones.

  • 7

    Figura 2: Arquitectura Propuesta por Consultor

    THERMAL/HYDRO POWER PLANTS

    DCS OR SCADA SYSTEMS

    EnerSur's WAN

    INTERFAZ ICI03

    INFI90

    LOOP2 ILO21

    RS232

    INTERFAZ ICI03

    INFI90

    LOOP1 SCADA

    RS232

    SWITCH

    HIRSCHMANN

    RED PLC ALSPA

    C80-35

    INTERFAZ ICI03

    INFI90

    LOOP3 ILO1

    RS232

    YUNCAN

    NODE

    OPC IO SERVER

    SIMATIC PC

    STATION UNIT

    S.S.E.E. 220 kV

    Infinet 90 Infinet 90

    ILO2 ILO1 YUNCAN CHILCADCS ABB Bailey INFI90 DCS ABB Bailey INFI90 DCS ALSPA P320 DCS TELEPERM XP (TXP)

    PLC ALSPA C80-35

    M

    M

    CHILCA

    NODE

    Control Room

    Operator Console 1 Operator Console 2

    TASE.2 Servers SCADA & Real-Time

    Database ServersIS&R Servers

    Computer Room

    WEB Server

    IS&R Server

    DMZ

    Firewalls

    Switch

    Switch

    Corporate

    LAN

    Routers

    Engineering Workstation

    Real Time LANCOES CONTROL CENTER

    TASE.2

    Server/Client

    COES

    LEGEND

    Time Reference

    Unit

    ILO 1

    NODE

    TASE.2

    Server/Client

    TASE.2

    Server/Client

    TASE.2

    Server/Client

    UTILITY CONTROL CENTER

    UTILITY CONTROL CENTER

    UTILITY CONTROL CENTER

    CHILCA S/S

    220 kV

    EnerSur's Business Management System

    - BMS (future)

    EnerSur's Corporate Network PCs

    ILO 2

    NODE

    DCS ABB Bailey INFI90MOQUEGUA S/S

    MOQUEGUA S/S

    NODE

    Infinet 90

    EnerSur's ION Energy Revenue System

    Scope of Supply if the Bidder prefers to provide new DCS interfaces to DANs

    Scope of Supply

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    3 MARCO TEORICO

    3.1 DCS

    El DCS, viene de las siglas en ingls: Distributed Control System, es un sistema de control

    que cumple con sus funciones de control a travs de una serie de mdulos de control,

    automticos e independientes, distribuidos en una planta o proceso.

    La filosofa de funcionamiento de esta arquitectura es evitar que el control de toda la planta

    este centralizado en una sola unidad, que es lo que se busca con el SCADA. De esta

    forma, si una unidad de control falla, el resto de las unidades podran seguir funcionando.

    Los sistemas DCS se desarrollan sobre la base de dispositivos de control, tales como

    controladores o PLCs, en los que, un programa de control se encarga de tomar decisiones

    dependiendo de los datos que recibe en sus entradas. Las decisiones son enviadas hacia

    actuadores que son los que se encargan de mantener las variables del proceso bajo

    control en los valores apropiados.

    Un operador humano no necesita supervisar lo que hace el DCS, pero si necesita

    comunicarse con ste de alguna forma (por ejemplo, mediante consolas de mano), para

    cambiar su programacin o configuracin.

    3.2 SCADA

    Su nombre proviene de las siglas en ingls: "Supervisory Control And Data Acquisition"

    (Sistema de control, supervisin y adquisicin de datos). Es un sistema basado en

    computadores que permite supervisar y controlar variables de proceso a distancia,

    proporcionando comunicacin con los dispositivos de campo (controladores autnomos) y

    controlando el proceso de forma automtica por medio de un software especializado.

    Tambin provee de toda la informacin que se genera en el proceso productivo a diversos

    usuarios, tanto del mismo nivel como de otros usuarios supervisores dentro de la empresa

    (supervisin, control calidad, control de produccin, almacenamiento de datos, etc.)

    La principal funcionalidad de los Sistemas SCADA es brindar a los operadores una

    herramienta fcil y amigable diseada sobre plataformas conocidas como Windows o

    Linux, desde el cual puedan ayudar a desempear mejor las labores de los operadores y

    lograr almacenar la informacin de las medidas, maniobras o incidencias de un largo

    periodo de tiempo.

    Los sistemas SCADA involucran muchos subsistemas, por ejemplo, la adquisicin de los

    datos puede estar a cargo de un PLC (Controlador Lgico Programable) o de dispositivos

    los cuales toman las seales y las enva a las estaciones remotas usando un protocolo

    determinado, otra forma podra ser que una computadora realice la adquisicin va un

    hardware especializado y luego esa informacin la transmita hacia un equipo de radio va

    su puerto serial, y as existen muchas otras alternativas.

    Las tareas de Supervisin y Control generalmente estn ms relacionadas con el software

    SCADA, en l, el operador puede visualizar en la pantalla del computador de cada una de

    las estaciones remotas que conforman el sistema, los estados de sta, las situaciones de

  • 9

    alarma y tomar acciones fsicas sobre algn equipo lejano, la comunicacin se realiza

    mediante buses especiales o redes LAN. Todo esto se ejecuta normalmente en tiempo

    real, y estn diseados para dar al operador de planta la posibilidad de supervisar y

    controlar dichos procesos.

    3.2.1 Funciones bsicas de un SCADA

    Las funciones bsicas de un sistema SCADA son las que se describen a continuacin:

    Supervisin remota de instalaciones: Mediante esta funcin, el usuario es capaz de

    conocer el estado de las instalaciones bajo su responsabilidad y coordinar

    eficientemente las labores de produccin y mantenimiento en el campo. El intervalo

    de recoleccin peridica de la informacin del campo depende de las dimensiones,

    pero generalmente est en el orden de unos cuantos milisegundos.

    Control remoto de instalaciones: Los sistemas SCADA permiten activar o desactivar

    equipos remotos de manera automtica o a solicitud del operador. Igualmente es

    posible realizar ajustes remotamente a parmetros del proceso.

    Procesamiento de informacin: En algunos casos, los datos capturados requieren

    procesamiento adicional, a efectos de consolidar informacin proveniente de

    diferentes lugares remotos, como por ejemplo de balance de masa entre diferentes

    instalaciones.

    Presentacin de grficos dinmicos: Esto se refiere al despliegue de pantallas con

    el diagrama del proceso conteniendo informacin instantnea del comportamiento

    del mismo.

    Generacin de reportes: Los sistemas SCADA permiten la generacin automtica o

    a peticin de reportes impresos de produccin y balances.

    Presentacin de alarmas: Mediante esta funcin se alerta al operador sobre la

    ocurrencia de condiciones anormales o eventos que pudieran requerir su

    intervencin. Normalmente, la criticidad del evento o alarma se indica mediante el

    uso de colores y/o seales auditivas. Las alarmas se registran para anlisis

    posteriores.

    Almacenamiento de informacin histrica: Los sistemas SCADA permiten registrar

    y almacenar informacin operacional y alarmas. Por ejemplo, se pueden llevar

    datos de los ltimos 5 minutos, 1 hora, 1 da, 1 mes y hasta un ao.

    Presentacin de grficos de tendencias: Con informacin en tiempo real o histrico,

    se pueden construir grficos e inferir el comportamiento de variables operacionales

    en el tiempo.

    Programacin de eventos: Se refiere a la posibilidad de programar en el tiempo la

    generacin de reportes, despliegue de diagramas del proceso o activacin de

    tareas o comandos del sistema.

    Posibilidad de crear paneles de alarma, que exigen la presencia del operador para

    reconocer una parada o situacin de alarma, con registro de incidencias.

    Generacin de datos histricos de las seales de planta, que pueden ser volcados

    para su proceso sobre una hoja de clculo.

    Ejecucin de programas, que modifican la ley de control, o incluso anular o

    modificar las tareas asociadas al autmata, bajo ciertas condiciones.

    Posibilidad de programacin numrica, que permite realizar clculos aritmticos de

    elevada resolucin sobre la CPU del ordenador.

  • 10

    3.2.2 Criterios de eleccin y diseo de un SCADA

    Un sistema de control cualquiera es til, evidentemente, mientras funcione correctamente.

    En caso contrario puede crear problemas de forma directa (mal funcionamiento de un

    sistema de potabilizacin de agua), o indirecta (el fallo del control sobre una estacin

    transformadora puede hacer que el sistema de control central provoque un efecto domin

    al sobrecargar las estaciones adyacentes, que no estn preparadas para ello).

    La reaccin de un sistema ante situaciones inesperadas determinar su grado de

    fiabilidad, es decir, el tiempo de operacin del mismo, y puede mejorarse mediante el uso

    de tcnicas de diseo adecuadas.

    Los parmetros que influyen en la decisin de desarrollo o de compra pueden ser los

    siguientes:

    Disponibilidad: Por disponibilidad de un sistema se entiende la medida en la que

    sus parmetros de funcionamiento o partes se encuentran listas o en espera para

    el funcionamiento del mismo. Estamos hablando de tener instalados y en reserva

    tanto partes de hardware como de software.

    Robustez: Ante un fallo de diseo, un accidente o una intrusin, un sistema

    eficiente debe poder mantener un nivel de operatividad suficiente como para

    mantener unos mnimos de servicio. Si las cosas empiezan a ir mal, cunto

    aguantar el sistema antes de empezar a fallar? Es lo que llamaramos el plan de

    contingencia.

    Seguridad: Un fallo en el diseo, un usuario malintencionado o una situacin

    imprevista podran alterar los parmetros de funcionamiento de un sistema. Hoy en

    da cualquier sistema de control puede utilizar uno o varios mtodos de

    comunicacin para enlazar todos los puntos de control de un proceso y, en el

    momento en que se utilizan sistemas de comunicacin que implican el acceso

    desde mltiples puntos, no siempre dentro de la empresa, es posible que alguno de

    estos accesos sea no deseado.

    Prestaciones: El equipo debe poder asimilar toda la informacin incluso bajo

    condiciones extremas de trabajo de manera que no se pierda ningn dato aunque

    no necesariamente los almacene en tiempo real.

    Mantenibilidad: Los tiempos de mantenimiento pueden reducirse al mnimo si el

    sistema est provisto de buenas herramientas de diagnstico para realizar tareas

    de mantenimiento preventivo, modificaciones y pruebas simultneas al

    funcionamiento normal del sistema.

    Escalabilidad: Es importante que el sistema pueda ampliarse con nuevos

    componentes tanto de software como de hardware segn los requerimientos de la

    operacin

    3.2.3 Arquitectura de un Sistema SCADA

    Un sistema SCADA necesita ciertos componentes inherentes de hardware en su sistema

    para poder tratar y gestionar la informacin captada:

    Hardware

    HMI Interface Hombre - Mquina: Ayuda al operador a observar el estado de los

    dispositivos de campo presentes en los procesos industriales, permitiendo que

    exista un buen control y supervisin de la planta.

  • 11

    Unidad terminal maestra (MTU): La MTU es el computador principal del sistema, el

    cual supervisa y recoge la informacin del resto de las subestaciones; soporta una

    interfaz hombre-mquina. El sistema SCADA ms sencillo es el compuesto por un

    nico computador, el cual es la MTU que supervisa toda la estacin.

    Unidad remota de telemetra (RTU): Una RTU es un dispositivo instalado en una

    localidad remota del sistema, est encargado de recopilar datos para luego ser

    transmitidos hacia la MTU. Esta unidad est provista de canales de entrada para

    deteccin o medicin de las variables de un proceso y de canales de salida para

    control o activacin de alarmas y un puerto de comunicaciones; fsicamente estos

    computadores son tipo armarios de control. Una tendencia actual es la de dotar a

    los Controladores Lgicos Programables(PLCs) la capacidad de funcionar como

    RTU.

    Red de comunicacin: El sistema de comunicacin es el encargado de la

    transferencia de informacin entre la planta y la arquitectura hardware que soporta

    el sistema SCADA, puede ser construida con cables o puede ser inalmbrica,

    haciendo uso de cualquier protocolo industrial existente en el mercado.

    Instrumentacin de campo: Los instrumentos de campo estn constituidos por

    todos aquellos dispositivos que permiten tanto realizar la automatizacin o control

    del sistema (PLCs, controladores de procesos industriales, y actuadores en

    general) y son los encargados de la captacin de informacin del sistema.

    Software

    Configuracin: Permite al programador definir el entorno de trabajo del sistema,

    personalizndolo de acuerdo a sus necesidades.

    Mdulo de proceso: Ejecuta acciones de mando pre-programadas a partir de

    valores actuales de las variables de campo ledas en tiempo real.

    Gestin y archivo de datos: Permite el almacenamiento y proceso de datos, segn

    cdigos de programacin que permite comunicarse con el hardware

    OPC: Actualmente los sistemas SCADA disponen de un tipo de comunicacin que

    se ha convertido en un estndar a nivel internacional para transferir datos

    independientemente de la aplicacin y del lenguaje de comunicacin. Dicho

    estndar es el denominado OPC.

    El OPC (Object Linking and Embedding for Process Control) es un estndar de

    comunicacin en el campo del control y supervisin de procesos. Este estndar

    permite que diferentes fuentes enven datos a un mismo servidor OPC, al que a su

    vez podrn conectarse diferentes programas compatibles con dicho estndar. De

    este modo se elimina la necesidad de que todos los programas cuenten con drivers

    para dialogar con mltiples fuentes de datos, basta que tengan un driver OPC.

    Tiene como propsito cubrir las necesidades de acceso en forma estndar de las

    distintas aplicaciones hacia los dispositivos o base de datos. Es decir una

    aplicacin X y una Y se podran comunicar con distintos servidores A, B, C de

    diferentes protocolos de comunicacin, siempre y cuando estos tengan interfaces

    OPC las cuales se les puede aprovechar para conectarlas con las aplicaciones

    En la actualidad la mayora de dispositivos controladores contienen drivers OPC,

    por tanto no es necesario adaptar los drivers ante nuevos dispositivos de otras

    marcas. La arquitectura OPC es de entorno heterogneo, es decir integra equipos

    de distintos fabricantes y simplifica las comunicaciones.

  • 12

    3.2.4 Tipos de SCADA

    Los distintos SCADA pueden dividirse en dos categoras y segn estas definirlas:

    Sistemas SCADA abiertos y propietarios

    Los sistemas abiertos u Open son aquellos desarrollados para poder ser aplicados a

    cualquier tipo de tecnologa o dispositivo de control, es decir si se necesita enlazar un

    equipo de distintos fabricantes, es necesario solo contar con los drivers que interpreten los

    distintos cdigos de comunicacin utilizados. La principal ventaja de este tipo de sistema

    es su capacidad de crecimiento conjunto con la planta, es decir nuevos equipos pueden

    ser implementados as sean de distintos fabricantes.

    Los sistemas propietarios son aquellos desarrollados por los propios fabricantes de

    equipos o dispositivos de control, los cuales se comunican entre s con sus propios drivers;

    la principal desventaja de este tipo de software SCADA es la gran dependencia que se

    tiene del proveedor del sistema

    Sistemas SCADA comerciales y gratuitos

    Un sistema SCADA comercial es aquel en el que por lo general su desarrollo est a cargo

    de una compaa, la cual se encarga de crear todas las interfaces necesarias para

    comunicar los distintos dispositivos, y una vez finalizado esto, entregar al usuario un

    producto de fcil uso. Mientras ms confiable y amigable sea el software, este es ms

    costoso, por tanto de difcil acceso para pequeas empresas las cuales se ven obligadas a

    contar con todo un personal a disposicin del monitoreo de la planta.

    Un sistema SCADA gratuito por lo general fue creado como un SCADA comercial, con el

    transcurso del tiempo se vio que haba mayores ventajas en poner estos sistemas con su

    cdigo de programacin en forma abierta a disposicin de distintos desarrolladores

    alrededor del mundo, los cuales cooperan con su desarrollo, por lo general la nica

    condicin para poder adquirir estos software es comprometerse a que una vez logrado el

    objetivo buscado, este conocimiento sea compartido

    3.3 Protocolo de Comunicaciones

    Figura 3 Protocolo de Comunicacines

  • 13

    3.3.1 Ethernet

    El requerimiento de la norma estndar IEC 61850 (Communications Networks and

    Systems in Substations), de integrar los diferentes equipos electrnicos (IEDs) del sistema

    en una arquitectura comn de comunicaciones, se logra mediante la utilizacin de la

    plataforma de comunicaciones de la tecnologa de red Ethernet (Capas 1 y 2 del modelo

    OSI). Esta tecnologa permite la conexin de dispositivos con distintas funciones y de

    diferentes fabricantes en una red comn.

    La Ethernet se tom como base para la redaccin del estndar internacional IEEE 802.3.

    Usualmente se toman Ethernet e IEEE 802.3 como sinnimos. Ambas se diferencian en

    uno de los campos de la trama de datos. Los elementos de una red Ethernet son: tarjeta

    de red, repetidora, concentradora, puentes, los conmutadores, los nodos de red y el medio

    de interconexin. Para configurar esta comunicacin solo se necesita establecer el puerto

    del servidor y la direccin IP del servidor.

    Ethernet es la tecnologa de redes ms utilizada en el mundo con lo que se pueden realizar

    conexiones del tipo LAN (Local Area Network), MAN (Metropolitan Area Network) y WAN

    (Wide Area Network). Dentro de las ventajas de la tecnologa Ethernet, se encuentran:

    Velocidades de transmisin de 10 Mbps y 100 Mbps y velocidades en desarrollo

    que van desde 1 Gbps hasta 10 Gbps.

    Soporta diferentes medios de transmisin dependiendo de los requerimientos (Fibra

    ptica, cobre y redes inalmbricas)

    Redes redundantes con arquitecturas tolerantes a las fallas

    Manejo de mensajes con niveles de prioridad para tareas de control en tiempo real.

    Redes virtuales para seguridad del sistema y aislamiento de determinado trfico de

    datos.

    Operacin full-duplex determinstica sin colisiones

    Ethernet es un protocolo que define el proceso de comunicacin a los niveles 1 (Physical

    Layer capa fsica) y 2 (Data Link Layer - capa de enlace de datos) del modelo de capas

    OSI.

    La capa fsica es relativamente sencilla, define las conexiones fsicas requeridas para la

    conexin entre los equipos. Por ejemplo para el presente proyecto se utilizarn enlaces del

    tipo 100BaseTX (100 Mega baudios por segundo enlaces en cable de cobre trenzado)

    todos en conexin Full Duplex.

    La capa de enlace de datos crea el enlace entre la seal de transmisin en el hardware y

    el software. Crea paquetes de paquetes con los datos de las capas de nivel superior y los

    rotula con las direcciones fsicas (MAC) de las tarjetas de red del emisor y el receptor.

    El switch Ethernet es el equipo de enlace principal en la red de comunicaciones, su trabajo

    consiste en remitir paquetes entre sus puertos. El switch lee el mensaje que entra por un

    puerto y determina la direccin MAC del equipo destino de dicho mensaje y lo remite al

    puerto donde se encuentra el equipo con la MAC respectiva. Los switch van creando

    dinmicamente una base de datos con las direcciones MAC asociadas a cada puerto.

    Cuando llega un mensaje que posee una direccin MAC que el switch no conoce, este

  • 14

    retransmite el mensaje por todos sus puertos y espera la respuesta del MAC respectivo

    para actualizar su base de datos de direcciones.

    3.3.2 TCP/IP, UDP/IP

    3.3.2.1 IP (Internet Protocol)

    Este protocolo representa la capa 3 dentro del modelo OSI (Network Layer Capa de red).

    La capa de red determina la ruta fsica que debe seguir un paquete. El protocolo usado

    para esta capa es el IP, el cual mediante una asignacin de direcciones de 32 bits con una

    estructura dividida en 4 octetos, identifica un equipo especfico dentro de muchas redes.

    Dependiendo de la estructura de las redes locales (LAN) se utiliza una clase de

    direcciones IP (A, B, C o D).

    Con el fin de crear una relacin entre las direcciones IP utilizadas en esta capa con las

    direcciones MAC que utiliza el protocolo Ethernet (capa 2 y 1), se utilizan los protocolos

    ARP, y RARP, mediante los cuales los equipos de la red crean una tabla relacional, con

    informacin que relaciona para una direccin IP especfica la direccin MAC respectiva

    (caso del ARP), y viceversa, para cada direccin MAC relaciona la direccin IP especfica

    (caso del RARP)

    3.3.2.2 TCP (Transmisin Control Protocolo)

    La capa 4 o de transporte (Transport Layer) es la responsable de asegurar que un mensaje

    es transferido completamente y sin errores hasta el otro extremo. As mismo esta capa es

    la interfaz entre las capas superiores del modelo OSI (capas orientadas a aplicaciones) y

    las capas inferiores (capas relacionadas con la red). TCP y UDP son protocolos

    especficos de esta capa.

    TCP es utilizado cuando se requiere de una alta confiabilidad en la transmisin de los

    mensajes. Este protocolo divide el mensaje en paquetes y los enva a las capas inferiores

    para su transmisin. El protocolo TCP, define dentro de su estructura de datos unos

    campos para determinar la recepcin exitosa de los paquetes. Hasta tanto el receptor no

    haya notificado al emisor de la recepcin exitosa de un tren de paquetes, el emisor no

    enva nuevos paquetes y por el contrario reenva los paquetes que no fueron recibidos. El

    tamao del tren de paquetes enviados se ajusta dinmicamente durante la transmisin y

    depende de los resultados de calidad de la recepcin determinados por el protocolo TCP.

    3.3.2.3 UDP (User Datagram Protocol)

    UDP es utilizado cuando se requiere de una conexin rpida de mensajes que no

    necesitan una alta confiabilidad. El protocolo no utiliza campos para la verificacin de la

    recepcin de los paquetes y no tiene rutinas para el reenvo de paquetes. Los paquetes

    que no llegan al receptor se pierden. Un ejemplo de aplicacin de este protocolo es la

    transmisin de seales de video por la red, donde se requiere velocidad en la transmisin

    del mensaje para poder tener una imagen con movimientos reales y donde la prdida de

    un paquete no es significativo (se ve como un pequeo salto en la imagen), o como los

    mensajes de sincronizacin de tiempo SNTP, donde se requiere de tiempos cortos de

  • 15

    latencia del mensaje, y si el paquete no llega al receptor, este espera hasta la prxima

    solicitud de sincronizacin utilizando mientras tanto su reloj interno como referencia.

    3.4 Medios Fsico de Transmisin

    Los medios de Transmisin ms utilizados son:

    Par Trenzado: El par trenzado: consiste en un par de hilos de cobre conductores

    cruzados entre s, con el objetivo de reducir el ruido de diafona. A mayor nmero

    de cruces por unidad de longitud, mejor comportamiento ante el problema de

    diafona. Existen dos tipos de par trenzado:

    o Protegido: Shielded Twisted Pair (STP).

    o No protegido: Unshielded Twisted Pair (UTP): es un cable de pares

    trenzado y sin recubrimiento metlico externo, de modo que es sensible a

    las interferencias..

    Cable Coaxial: se compone de un hilo conductor, llamado ncleo, y una malla

    externa separados por un dielctrico o aislante. El cable coaxial transporta seales

    con rango de frecuencias ms altos que los cables de pares trenzados

    Fibra ptica: Es un enlace hecho con un hilo muy fino de material transparente de

    pequeo dimetro y recubierto de un material opaco que evita que la luz se disipe.

    Por el ncleo, generalmente de vidrio o plsticos, se envan pulsos de luz, no

    elctricos. Hay dos tipos de fibra ptica: la multimodo y la monomodo. En la fibra

    multimodo la luz puede circular por ms de un camino pues el dimetro del ncleo

    es de aproximadamente 50 m. Por el contrario, en la fibra monomodo slo se

    propaga un modo de luz, la luz slo viaja por un camino. El dimetro del ncleo es

    ms pequeo (menos de 5 m).

    Sistema de Radio

    Inalmbrico

    Etc.

    3.5 Protocolos Industriales y Telecontrol

    Los protocolos utilizados en telecontrol, son los que se encargan de transportar la

    informacin o datos desde una RTUs (Remote Terminal Unit), IEDs (Intelligent Electronic

    Device), Gateway o servidor de comunicaciones asociado a un proceso, hasta el sistema

    SCADA propiamente dicho.

    Protocolos para conexin a IEDs y subestaciones:

    IEC 61850 [Protocolo orientado al telecontrol SCADA]

    IEC 60870-5-103 [Protocolo orientado al telecontrol SCADA]

    IEC 60870-5-101 [Protocolo orientado al telecontrol SCADA]

    DNP V3.00 [Bus de campo]

    Profibus DP [Bus de campo]

    Modbus [Bus de campo]

    Protocolos para conexin a centros de control

    IEC 60870-5-101 [Protocolo orientado al telecontrol SCADA]

  • 16

    IEC 60870-5-104 [Protocolo orientado al telecontrol SCADA]

    DNP V3.00[Protocolo orientado al telecontrol SCADA]

    Protocolos para conexin entre centros de control

    ICCP [Protocolo orientado al telecontrol SCADA]

    IEC 61850: El protocolo IEC 61850 es considerado el estndar para la automatizacin de

    equipos de Subestaciones Elctricas de diversos fabricantes; fue diseado como el nico

    protocolo que ofrece una completa solucin de comunicacin para Subestaciones

    Elctricas y la principal caracterstica que ofrece es la interoperabilidad entre los equipos.

    Este protocolo fue creado luego de la colaboracin y cooperacin de los principales

    fabricantes de equipos para las Subestaciones Elctricas con lo cual fue formado el IEC

    61850 Community (Grupo de fabricantes que colaboran con el desarrollo del protocolo IEC

    61850).

    IEC 60870-5: Su origen se fundament en buscar soluciones apropiadas para

    telecomunicaciones, telecontrol y telemetra de protecciones entre subestaciones de

    energa elctrica y sistemas de supervisin de las mismas.

    IEC 60870-5-103: Es una norma internacional preparada por comit Tcnico 57 para la

    monitorizacin de los sistemas de energa, sistemas de control y sus comunicaciones

    asociadas. Su uso estndar es en comunicacin serial y asncrono para las protecciones

    elctricas.

    IEC 60870-5-101: Es una norma internacional preparada por comit Tcnico 57 para la

    monitorizacin de los sistemas de energa, sistemas de control y sus comunicaciones

    asociadas. Su uso estndar es en comunicacin serial y asncrono para el telecontrol de

    canales entre los dispositivos a comunicar.

    IEC 60870-5-104: Es una extensin del protocolo IEC 60870-5-101 con cambios en los

    servicios de las capas de transporte, de red, de enlace y de la capa fsica para satisfacer la

    totalidad de accesos a la red. El estndar utiliza la interfaz de red TCP/IP (Transmission

    Control Protocol/Internet Protocol), para disponer de conectividad a la red LAN (Red de

    rea Local). Para los sistemas de energa se utiliza el protocolo IEC 104 y el protocolo IEC

    101 para el centro telecontrol.

    IEC 60870- 6 o ICCP Tase.2: El protocolo ICCP (Inter Control Center Protocol), es un

    protocolo diseado para la transferencia de datos entre centros de control en tiempo real

    (on-line), es considerado tambin como un protocolo abierto. El protocolo ICCP especifica

    la utilizacin de MMS (Manufacturing Messages Specification) que define la nomenclatura,

    listado y direccionamiento de las variables y la interpretacin de los mensajes

    MMS es un sistema de transmisin de paquetes normalizado para la intercambio de datos,

    en tiempo real, e informacin de control remoto entre equipos de red y/o computadores,

    diseado para alcanzar un gran nivel de interoperabilidad. Los servicios proporcionados

    son genricos y por lo tanto apropiados para gran cantidad de equipos, aplicaciones e

    industrias.

  • 17

    El protocolo ICCP est basado en los conceptos de cliente servidor, es quizs uno de los

    principales objetivos lograr la implementacin de la interoperabilidad de software de

    diferentes proveedores.

    DNP V3.00: (Distributed Network Protocol) Es un protocolo industrial para comunicaciones

    entre equipos de control y proteccin, usado especialmente en Norte Amrica para

    sistemas SCADA, es usado principalmente en el sector elctrico, pero tambin es usado

    en otros servicios pblicos. El protocolo DNP3.0 presenta importantes funcionalidades que

    lo hacen ms robusto, eficiente y compatible que otros protocolos ms antiguos, tales

    como Modbus, con la contrapartida de resultar un protocolo ms complejo.

    Profibus: Bus de campo estndar utilizado en sistemas de automatizacin, principalmente

    en los pases europeos y en sistemas que soporten periferia descentralizada. Profibus

    (Process Field Bus) Se trata de una red abierta, estndar e independiente de cualquier

    fabricante, cuenta con varios perfiles y se adapta a las condiciones de las aplicaciones de

    automatizacin industrial

    Modbus: Bus de campo estndar utilizado en sistemas de automatizacin en los pases de

    influencia US, y en sistemas que soporten periferia descentralizada. Interface serie va

    RS485 (COM-Expander o serial Hub). Las razones por las cuales el uso de Modbus es

    superior a otros protocolos de comunicaciones son: Es un protocolo abierto, su

    implementacin es fcil y requiere poco desarrollo y maneja bloques de datos sin suponer

    restricciones.

    3.6 Protocolos Capa de Aplicaciones

    SNTP: El protocolo SNTP provee los mecanismos para sincronizar y coordinar la

    distribucin del tiempo en la red basado en un diseo de tiempo retornable el cual

    depende nicamente de las mediciones de las compensaciones (offset) de los relojes y no

    requiere de transmisiones fidedignas de mensajes. En principio el SNTP sincroniza el

    tiempo hasta con una precisin del orden de los nanosegundos, la cual depende sin

    embargo de la precisin del hardware de los relojes locales (estabilidad del reloj). Por lo

    anterior el protocolo incluye previsiones para especificar las caractersticas y estimar el

    error del reloj local y del servidor de tiempo con el cual se est sincronizando y previsiones

    para ajustar el tiempo y frecuencia del reloj lgico (software) como resultado de las

    correcciones determinadas por el SNTP

    3.7 Automatizacin de Subestaciones Elctricas

    Actualmente el proceso de automatizacin de las subestaciones elctricas, es un proceso

    enfocado principalmente a la correcta operacin y funcionalidad de los equipos que

    conforman la subestacin elctrica, como se sabe en la actualidad las Subestaciones

    poseen equipos que en su mayora tienen una antigedad entre 10 y 20 aos, por lo que la

    integracin en un sistema SCADA de estos equipos se ve obstaculizada por la antigedad

    de estos.

    No obstante, la automatizacin de las Subestaciones Elctricas en la actualidad se viene

    dando de modo tal que los equipos son integrados a sistemas SCADA HMI (Human

    Machine Interface), a travs de diversos protocolos, dependiendo del fabricante de cada

  • 18

    uno de los equipos, es por eso que se ven integraciones de sistemas SCADA con la

    integracin de equipos de una marca, otras integraciones con equipos de diferente marca,

    o incluso se ven integraciones mixtas en las cuales se integran a un mismo sistema

    SCADA diferentes equipos de distintos fabricantes, esto se logra por la utilizacin de

    protocolos libres (abiertos).

    Los procesos de transformacin y proteccin elctrica, que se dan en las Subestaciones

    Elctricas, vienen siendo controlados por equipos diseados para cada una de las

    funciones necesarias de cada implementacin, es la finalidad de todo ingeniero de control

    y automatizacin, lograr integrar estos equipos en sistemas robustos y confiables que

    puedan trabajar sin detenerse (on-line) las 24 horas del da; para de esta manera

    resguardar una correcta operacin de todo el sistema, monitoreando y almacenando la

    informacin importante ante la ocurrencia de cualquier evento o incidencia. Este es el

    proceso de automatizacin de Subestaciones Elctricas, el cual en diferentes pases viene

    siendo normado y requerido pues al estar automatizada la Subestacin, se pueden

    implementar Sistemas SCADA que a su vez puedan comunicarse con otros Sistemas

    SCADA y lograr la transferencia de informacin de uno a otro lado, de manera automtica.

    La automatizacin de Subestaciones Elctricas se encuentra siempre en constante

    evolucin y el objetivo es lograr una integracin total de cada uno de los equipos y

    principalmente lograr la interoperabilidad entre todos los equipos, para que de esta manera

    las acciones puedan ser realizadas en el menor tiempo posible y con la precisin

    necesaria.

    Necesidad de Comunicacin SCADA SCADA:

    La comunicacin entre Sistemas SCADA es en la actualidad una de las principales

    necesidades entre empresas elctricas, pues el intercambio de informacin es siempre

    favorable, de esta manera ante el suceso de un evento o incidencia, se puede abarcar con

    mayor detalle el rango que fue afectado, contando con la informacin no solo de nuestro

    Sistema SCADA sino tambin con la informacin de otro Sistema SCADA.

    Actualmente en nuestro pas la comunicacin SCADA SCADA, viene siendo muy

    desarrollada, debido a la norma regulatoria del estado, que obliga a las empresas

    elctricas a enviar la informacin necesaria que el Organismo Coordinador solicite (COES,

    Comit Organizador de la Energa del Sistema) para que posteriormente sea enviada al

    Organismo Supervisor de la Energa (OSINERGMIN), con la finalidad de que esta haga

    cumplir las expectativas y objetivos planificados.

    En la comunicacin SCADA SCADA existe un protocolo en especial, diseado para la

    implementacin de esta solicitud, es el protocolo ICCP (Inter Control Center Protocol).

    3.8 Niveles de Automatizacin de Subestaciones

    Siguiendo los modelos de los sistemas de control de Subestaciones Elctricas, desde el

    punto de vista del control y automatizacin, est por lo general dividida en 4 niveles de

    automatizacin, considerado el nivel 0 como el inferior y el 3 como el superior.

    El primer nivel (nivel 0), es el nivel de Patio en el cual se encuentran los equipos de

    campo, como lo son interruptores y seccionadores, estos equipos por lo general

  • 19

    poseen el mando del control en cada uno de ellos. El control de la operacin de

    este nivel se puede realizar desde cada uno de los equipos o desde los circuitos

    de cada una de las celdas, de acuerdo a la lgica de control y enclavamientos que

    posea cada circuito.

    El segundo nivel (nivel 1), es el nivel de Gabinete - IEDs, est conformado por

    equipos especializados en controlar y proteger la operacin de los equipos de

    campo. En este nivel se poseen equipos con caractersticas diversas incluso con

    funciones de integracin de varias IEDs en una sola. En este nivel el control de la

    operacin es dada desde el propio IED o desde los tableros en los cuales se

    encuentre instalado el IED, en dichos tableros se poseen pulsadores, botones y

    rels auxiliares que en conjunto realizan las funciones de control, enclavamientos,

    regulacin, proteccin y medicin de las seales de campo.

    El tercer nivel (nivel 2), es el nivel de Subestacin, en el cual desde un Sistema

    SCADA HMI, se realizan las funciones de control, supervisin y adquisicin de

    datos de toda la Subestacin, en este nivel se cuenta con un desarrollo de

    ingeniera para la integracin de todos los IEDs en un solo sistema SCADA HMI.

    En este nivel el control de la operacin se realiza desde el Software SCADA

    implementado y el control y la seguridad de las maniobras a efectuarse es

    resguardada bajo el control de cada uno de los operadores y supervisores del

    Sistema SCADA. Desde este nivel se puede obtener la informacin general de

    cada uno de los IEDs, Estado de los equipos de campo (interruptores y

    seccionadores), Valores analgicos de medicin (tensiones, corrientes y ms).

    Niveles de aceite y gas., Consumo de energa, etc.

    El cuarto nivel (nivel 3), es el nivel de Centro de Control SCADA, en este nivel se

    concentra la informacin de los Sistemas SCADA HMI implementados en el tercer

    nivel, en este nivel es primordial el medio de comunicacin establecido entre el

    Centro de Control SCADA con los Sistemas SCADA HMI de cada Subestacin,

    pues la confiabilidad del sistema ser controlada y supervisada desde este nivel.

    Este nivel es el principal y ms importante pues, si la integracin de todos los

    niveles inferiores fue desarrollado correctamente, con el desarrollo de este nivel

    simplemente ya no sera necesaria la utilizacin de personal supervisor en cada

    Subestacin, bastara contar con una cuadrilla especial que pueda ser utilizada

    ante cualquier contingencia, por todo lo dems, desde el Centro de Control SCADA,

    se puede desarrollar, supervisar, controlar y adquirir la informacin importante, todo

    esto de manera directa on-line.

    3.9 Norma Tcnica para la coordinacin en tiempo Real (NTOTR)

    La Norma tiene como objeto establecer las responsabilidades tcnicas y procedimientos

    relacionados con la operacin de la Red ICCP del SEIN (RIS) para el intercambio de

    informacin entre el coordinador y los integrantes del SEIN.

    Todos los miembros del SEIN debern contar con un Centro de Control que recoja

    automticamente los datos desde sus propias instalaciones, los cuales debern ser

    enviados al centro de control del COES en tiempo real. El COES es responsable por la

    definicin del protocolo de comunicacin y de las especificaciones tcnicas mnimas, las

    cuales debern ser obligatoriamente cumplidas por todos sus miembros. Norma tcnica

    para la coordinacin en tiempo real (NTOTR) de los sistemas interconectados DGE

    MEM. Una baja frecuencia de actualizacin de los pone en riesgo de fallo a los sistemas

  • 20

    de operaciones de tiempo real. En caso que el proveedor de datos presente problemas con

    la transferencia de datos el COES podr solicitar una revisin.

    El COES deber tener una disponibilidad global del 95% para todas las funciones crticas

    incluyendo dentro de ellas la adquisicin de datos anlogos y de estado de todos los

    centros de control remoto de todos los miembros del SEIN. La estampa de tiempo en esta

    etapa deber ser hecha por la RTU y su duracin es indefinida.

    Estampa de tiempo: La precisin de la estampa de tiempo se refiere al lapso de tiempo

    entre el instante en que un valor anlogo o digital es escaneado (en la RTU) y la

    asignacin del da, hora, minuto y segundo enviado como estampa de tiempo de dato

    ICCP. Todos los datos enviados por los participantes del RIS debern tener una estampa

    de tiempo al segundo (Time Tag) o al milisegundo (extendida), dependiendo de la

    situacin.

    Para mediciones en general: La banda muerta del scan deber estar dentro del 1%

    del valor nominal. El tiempo para la transferencia de los datos escaneados desde la

    respectiva RTU hasta su llegada al Scada del COES no deber ser mayor a 5

    segundos. La estampa de tiempo deber tener un mximo de error de +/- 5ms

    respecto al tiempo de referencia en el reloj del COES. Todos los datos debern ser

    transferidos utilizando una estampa de tiempo con una resolucin al milisegundo.

    Para seales de estado: El tiempo para la transferencia de los datos escaneados

    desde la respectiva RTU hasta su llegada al Scada del COES no deber ser mayor

    a 2 segundos. La estampa de tiempo deber tener un mximo de error de +/- 5 ms

    respecto al tiempo de referencia en el reloj del COES. Todos los datos debern ser

    transferidos utilizando una estampa de tiempo extendida con una resolucin al

    milisegundo.

    Criterios de AceptacinLimites Aceptados

    segn norma

    Tiempos de transferencia analgicas hacia el COES 5 segundos

    Tiempos de transferencia discretas hacia el COES 2 segundos

    ndice de Disponibilidad de transferencia ICCP 95%

    Banda Muerta de datos transferidos desde nodos 1% del valor nominal

    Precisin en la estampa de tiempo +/- 5 ms

    Tabla 1: Criterio de Aceptacin de la Norma Tcnica del COES

  • 21

    3.10 Descripcin de la Tecnologa a Implementar

    3.10.1 Sistema Spectrum PowerCC

    3.10.1.1 Generalidades del Sistema Spectrum PowerCC

    Spectrum PowerCC es un sistema SCADA de arquitectura abierta basado en el uso de

    componentes y diseado con los principios de orientacin a objetos.

    Dentro de las caractersticas que el sistema contiene, sin limitarse a ellas, se encuentran

    las siguientes:

    La plataforma del sistema es MS Windows.

    Uso de interfaces de usuario basadas en WEB e Internet Explorer

    Funcionalidades Distribuidas. El software est divido en paquetes funcionales los

    cuales son asignados flexiblemente a los diferentes componentes del hardware

    aumentando la disponibilidad y el desempeo del sistema

    Para el desarrollo de la ingeniera el sistema cuenta con un modelo de

    implementacin de los datos (CIM - IEC Standard 61970) conforme a estndares

    internacionales

    Adaptable y expansible para futuras implementaciones en el proyecto

    Manejo de informacin (datos de configuracin incluidos grficos, datos de proceso,

    datos ingresados por el operador, datos histricos) utilizando una base de datos

    relacional abierta (Oracle) y cumpliendo con la disponibilidad y los requerimientos

    de las aplicaciones en tiempo real.

    Uso de hardware estndar y software IT basado en diseo orientado a objetos

    Comunicacin con protocolos estndar (IEC, OPC, etc.)

    Uso de productos externos (3rd party) ampliamente aceptados y establecidos en el

    mercado (RDBMS, ORACLE, etc.)

    Optimo control y manejo de aplicaciones de energa, basado en el know-how de

    Siemens obtenido a travs de muchos aos de experiencia el rea de centros de

    control

    La arquitectura basada en componentes, y el CIM (common information model) acorde al

    estndar IEC constituyen las ms importantes caractersticas de diseo en la arquitectura

    del Spectrum PowerCC. Con este modelo de arquitectura estandarizado, el sistema

    permite una flexible interaccin de componentes y reas funcionales siguiendo con el

    principio plug-and-play.

    3.10.1.2 Arquitectura del Sistema Spectrum PowerCC

    La arquitectura de diseo del Spectrum PowerCC sigue el modelo Dominio-Componentes:

    Dominios: son las reas principales de conocimiento, funcionalidad o

    responsabilidad dentro del sistema (por ejemplo, Sistema Base, Comunicaciones,

    Sistema de Tiempo Real, Presentacin, etc.)

    Componentes representan la nocin en trminos de programacin orientada a

    objetos donde se definen los mtodos de cmo las funciones especficas son

    soportadas por cada dominio en el sistema. Los componentes se agrupan en reas

  • 22

    funcionales (Gestin de Alarmas, Gestin SCADA, Comunicaciones entre Centros

    de Control, Front End, etc.).

    Figura 4 Arquitectura Software Spectrum PowerCC

    Los objetos del proceso se modelan y se almacenan estrictamente en base al CIM - Norma

    IEC 61970, Common Information Model (modelo comn de la informacin). Este modelo

    permite un intercambio de datos fcil y suave entre las diversas aplicaciones y sistemas,

    sin tener que realizar adaptaciones especficas.

    La representacin de datos corresponde a la aplicacin lgica y es independiente de la

    implementacin fsica actual de los datos. El sistema de bases de datos relacional maneja

    la administracin total de los datos, incluyendo el almacenaje de los datos medidos y de

    los datos de los contadores de energa. Esto permite un acceso fcil y confortable de los

    datos va el SQL.

    Adems, el PowerCC ofrece una serie de interfaces abiertas, basados en la tecnologa de

    componente de Microsoft, incluyendo ODBC (Open Database Connectivity), OLE (Object

    Linking and Embedding) y OPC (OLE for Process Control). Especialmente el interfaz de

    OPC permite una integracin con el mundo de la automatizacin de procesos y

    Controladores Lgicos Programables. Junto a los protocolos de la transmisin nacional e

    internacionalmente estandarizados IEC 60870-5 e IEC 60870-6, se pueden utilizar una

    serie de protocolos especficos de proveedores para el acoplamiento del proceso.

    Modelo de Datos

    El Spectrum PowerCC utiliza un modelo estructurado de los datos, en los que se

    almacenan definiciones de todos los tipos de objetos. Por ejemplo: objetos del proceso

    tales como interruptores de potencia y lneas, topologa, mapas globales, hardware y

    aplicaciones.

    Sistema Base

    El componente de software bsico de sistema del Spectrum PowerCC, provee y soporta

    los requerimientos bsicos para el funcionamiento del sistema como son:

    Funciones de arranque y parada del sistema

  • 23

    Redundancia y sistemas de recuperacin

    Administracin de usuarios y seguridad

    Servicios y diagnsticos

    3.10.1.3 Descripcin del Sistema Spectrum PowerCC

    Las funciones del Spectrum PowerCC estn corriendo en un par de servidores

    redundantes de alto rendimiento.

    Cuando una falla es detectada en el servidor principal, el servidor que est en hot-stand-by

    toma el control en pocos segundos automticamente. Esto es posible ya que el servidor

    que se encuentra en Hot-Stand by est recibiendo la misma informacin que el servidor

    principal del proceso y lo nico que tiene inhibido son los comandos. La comunicacin de

    cada uno de los servidores se realiza a travs de la SPC-LAN.

    Las funciones que no son relevantes para el inmediato monitoreo y control de la red, tal

    como el mantenimiento de datos o tendencias histricas, corren en modo warm-stand-by.

    Estas funciones estn disponibles en pocos minutos despus de una falla. Los datos son

    mantenidos redundantemente mediante un sistema RAID garantizando la no prdida de

    datos.

    La interfaz grfica de usuario (GUI) ser full-graphic y cumpliendo con las normas y

    direccionamientos de MS WINDOWS.La interfaz con el usuario en lo concerniente a

    despliegues, dilogos con el operador (registros, alarmas, instrucciones, mensajes) est en

    idioma espaol.

    3.10.2 SICAMPASS

    3.10.2.1 Generalidades del SICAMPASS

    El SICAM PAS est compuesto por un sistema modular y abierto, donde las tareas

    especficas de control son realizadas por sistemas numricos programables e integradas

    en el mundo de la tecnologa de las comunicaciones IT:

    Adquisicin y distribucin de la informacin en tiempo real

    Sealizacin local (Nivel 1 y Nivel 2) y remota (Nivel 3)

    Supervisin

    Automatizacin

    Control local y remoto

    Control con enclavamientos

    Control bajo secuencias de mando

    Conexin centralizada mediante protocolos estndar (configuracin

    Maestro/Esclavo) con equipos de proteccin, controladores de campo y estaciones

    esclavas

    Conexin descentralizada mediante protocolos estndar (configuracin

    Cliente/Servidor) con equipos de proteccin y controladores de campo

    Registro y archivo de la informacin del proceso

    Integracin a otros sistemas mediante la plataforma OPC (Sistema abierto)

  • 24

    Sistema Modular

    Por su diseo modular, el sistema de automatizacin es escalable y expansible en la

    medida que se puede implementar en un rango amplio de tipos y tamaos de

    subestaciones con diferentes aplicaciones y requerimientos, y ser ampliado a la medida de

    las necesidades.

    Si se requiere ampliar la capacidad de puntos de interfaz del sistema, o se requiere

    distribuir (en varios equipos) el proceso de interfaz de datos, el sistema SICAM PAS

    posee un componente denominado procesador de interfaz de equipos o SICAM PAS

    DIPs, el cual funciona como un procesador de interfaz de datos adicional. El sistema

    SICAM PAS utiliza una sola base de datos relacional la cual est contenida en el SICAM

    PAS Full Server. Los SICAM PAS DIPs no poseen bases de datos. La informacin del

    proceso recopilada por los SICAM PAS DIPs es administrada en esta base de datos

    nica.

    Figura 5 SICAM PAS FULL SERVER y DIP

    Sistema Abierto

    Por su diseo abierto, el sistema es flexible y migrable, utiliza los estndares industriales

    ampliamente aceptados para el manejo de la informacin, permite la implementacin de

    soluciones especficas para cada proyecto y permite la utilizacin de sistemas de otros

    fabricantes. Este sistema de automatizacin digital se integra a la tecnologa de las

    comunicaciones IT aprovechando las ventajas actuales de esta tecnologa y todas sus

    posibilidades futuras.

    3.10.2.2 Descripcin del SICAM PAS

    El sistema SICAM PAS est conformado por un software servidor denominado SICAM

    PAS Full Server que contiene la base de datos relacional en tiempo real del sistema y

    realiza las funciones de interfaz de datos (gateway de datos y comunicaciones). Al

    computador en el que se instala el software del sistema SICAM PAS Full Server se le

    denomina SIMATIC PC BOX - SICAM Station Unit

    Existen tres modelos de licencia para el sistema SICAM PAS Full Server, en las llaves se

    encuentran encriptadas las licencias de los mdulos bsicos y opcionales de comunicacin

    y de automatizacin del sistema:

    Licencia para versin Runtime

    Licencia para versin Configuracin

    Licencia para Runtime y Configuracin incluidos en la misma llave de hardware

    Los mdulos del paquete bsico del sistema SICAM PAS que estn contenidos de forma

    estndar en cada sistema SICAM PAS son:

  • 25

    Sistema de Distribucin de datos en tiempo real DSI

    Base de Datos Sybase SQL

    SICAM PAS UI Operation

    SCADA-Value-

    Feature Enabler

    OPC Server

    Por otro lado se encuentran los mdulos opcionales: que pueden ser instalados en el

    SIPAM PAS:

    SICAM PAS UI Configuration

    Automatizacin CFC

    IEC 61850 (Cliente) para la conexin de unidades (controladores e IEDs) de campo

    con propiedades de servidores IEC61850

    Profibus FMS para la conexin de unidades de campo SIPROTEC 4

    Profibus DP

    IEC 60870-5-103 Master

    IEC 60870-5-101 Master

    IEC 60870-5-101 Slave

    IEC 60870-5-104 Slave

    DNP V3.00 Master

    DNP V3.00 Slave

    Modbus RTU Master

    OPC Client

    3.10.2.3 Mdulos del paquete bsico del sistema SICAM PAS

    3.10.2.3.1 DSI y Base de Datos Sybase SQL

    En cada SICAM Station Unit se tiene la aplicacin DSI (Sistema de Distribucin de datos

    en tiempo real), la cual se encarga de solicitar la informacin del proceso a los servidores

    de datos y de distribuir esta informacin a las dems interfaces de comunicaciones (por

    ejemplo, Centro de Control, Estacin de Operacin, aplicacin de Automatismos, etc.)

    Para creacin de las interfaces de proceso de la base de datos, el SICAM PAS cuenta con

    los mdulos o servicios de aplicacin, por ejemplo: servicios de comunicaciones, creacin

    de interfaces con los procesos de adquisicin y transmisin de datos (Mdulo de

    IEC61850, Mdulo de OPC Server, etc.); servicios de automatizacin, para crear la interfaz

    con los procesos de automatismo del sistema (mdulo de CFC). Sobre la base de datos

    corre un motor que distribuye los datos entre sta y los mdulos de proceso. Este motor

    corre como un servicio propio del sistema operacional Windows XP y por lo tanto siempre

    est activo (a menos que manualmente se apague).

    Por otro lado se tiene la aplicacin Sybase SQL, la cual representa la base de datos

    relacional del sistema en tiempo real, y es donde se relaciona la configuracin del

    sistema en la cual est contenida la configuracin, las propiedades, la arquitectura y los

  • 26

    enlaces del sistema de control y los datos del proceso que entrega la aplicacin DSI. Bajo

    este esquema cada SICAM Station Unit funciona como un cliente independiente en la red.

    Adicional a los mdulos o servicios de proceso el sistema SICAM PAS utiliza los mdulos

    de interfaz con el usuario para las labores de configuracin, gestin y visualizacin de la

    base de datos, por ejemplo: el mdulos UI-Configurator, que permite la configuracin de la

    base de datos; el mdulo UI-Operation, que permite prender o apagar los servicios de

    proceso; el mdulo Value-Viewer, que permite ver en tiempo real el flujo de datos de cada

    servicio de proceso y el mdulo Feature Enabler, que permite habilitar o deshabilitar los

    servicios de proceso.

    Figura 6 Base de Datos y DSI SICAM PAS

    3.10.2.3.2 Mdulos SICAM PAS UI Configuration

    Esta aplicacin es la encargada de realizar la configuracin y parametrizacin del sistema.

    La configuracin se puede hacer sobre la base de datos en ejecucin (Online) o se puede

    descargar la configuracin en otro PC, realizar los cambios fuera de lnea, para luego

    descargar el proyecto configurado nuevamente en la SICAM Station Unit. Mediante

    funciones de importacin y exportacin es posible intercambiar datos de configuracin.

    Esto minimiza los costos y errores durante la etapa de configuracin y parametrizacin del

    sistema.

    3.10.2.3.3 Mdulo SICAM PAS UI Operation

    Mediante esta aplicacin se puede ver el estado del sistema y controlar manualmente el

    estado de las conexiones de datos (servicios de comunicacin). Esta aplicacin permite

    prender y apagar manualmente las aplicaciones, las interfaces y equipos. Cuando un

    servicio se encuentra apagado, los datos de esa conexin no son transmitidos al sistema

    SICAM PAS. La presentacin de los equipos se muestra en un formato tipo rbol donde se

    muestran en orden jerrquico, los servicios, las interfaces y los equipos del sistema. En la

    pantalla de la derecha se muestran las opciones de control para el tem seleccionado. La

    estructura tipo rbol para la representacin de los elementos del sistema se utiliza en todas

    las aplicaciones del sistema SICAM PAS con el fin de homogenizar la interfaz de usuario.

  • 27

    Figura 7 Pantalla SICAM PAS UI Operation

    3.10.2.3.4 Mdulo Value-Viewer

    La aplicacin Value Viewer muestra en tiempo real en un listado toda la informacin que

    est siendo distribuida por la base de datos DSI en el sistema SICAM PAS. Esta

    informacin puede ser usada para verificar los enlaces de comunicacin. Para efectos de

    diagnstico y puesta en servicio, los valores de los datos pueden ser modificados

    manualmente.

    Figura 8 Modulo Value Viewer

    La aplicacin permite seleccionar el elemento del que se quiere supervisar los datos de

    comunicacin utilizando la misma estructura de rbol utilizada en las otras aplicaciones del

    sistema SICAM PAS. En la pantalla del medio se representa en un formato lista toda la

    informacin del tem seleccionado, y en la pantalla de la derecha se despliega los detalles

    del dato de informacin especfico seleccionado para el elemento dado. En esta pantalla

    es posible cambiar los valores de los datos en tiempo real, para verificar por ejemplo el

    comportamiento del sistema (Comandos, Secuencias, Enclavamientos).

  • 28

    3.10.2.3.5 Mdulo Feature Enabler

    Mediante el mdulo Feature Enabler se activan los servicios bsicos y opcionales de

    comunicacin y de automatizacin requeridos por el sistema

    Figura 9 Mdulo Feature Enabler

    3.10.3 Comunicaciones del Sistema

    Mediante las posibilidades de comunicacin del sistema de automatizacin es posible

    crear los enlaces necesarios para el intercambio de informacin dentro del sistema y con

    los centros de control de nivel superior, IEDs, controladores de campo y otros sistemas de

    base de datos de procesos de automatizacin.

    Para las comunicaciones con centros de control de nivel superior estn disponibles los

    siguientes protocolos:

    IEC 60870-5-101

    IEC 60870-5-104

    DNP V3.00

    OPC Server

    Para las comunicaciones con IEDs y controladores de campo estn disponibles los

    siguientes protocolos:

  • 29

    IEC 61850 sobre TCP/IP

    Profibus

    IEC 60870-5-103

    IEC 60870-5-101

    IEC 60870-5-104

    DNP V3.00

    Modbus RTU

    OPC Client

    Adicionalmente, el uso extensivo del protocolo TCP / IP permite la integracin a los

    sistemas de comunicacin con tecnologa IT, como por ejemplo la utilizacin de los

    protocolos de aplicacin SNTP, SNMP y RSTP.

    Mediante la utilizacin del OPC Client puede el sistema SICAM PAS intercambiar datos

    con cualquier sistema con OPC Server, por ejemplo controladores para protocolos de otros

    fabricantes.

    Mediante la utilizacin del OPC Server puede el sistema SICAM PAS intercambiar datos

    con cualquier aplicacin de lectura de datos OPC Client, por ejemplo sistemas de

    visualizacin de datos de otros fabricantes.

    Para las conexiones fsicas se tienen disponibles interfaces en RS232, RS485 y Ethernet

    en 10/100BaseX con cables tipo SFTP o Fibra ptica. Para las interfaces fsicas de las

    redes de comunicacin aplican los siguientes lmites de distancia:

    RS232, cable de 15 metros apantallado

    RS485, cable de 1000 metros apantallado

    Ethernet 10/100BaseTX, cable SFTP de 20 metros

    Ethernet 10/100BaseFX, cable fibra ptica multimodo de vidrio con una distancia

    mxima de 2000 metros entre equipos.

  • 30

    4 DESCRIPCION DEL SISTEMA ACTUAL

    4.1 DCS de las Centrales de Generacin

    Las Centrales Trmicas Ilo1, Ilo2 y las subestaciones Ilo1, Ilo2, Moquegua,

    Botiflaca y Mill Site, disponen de un DCS Infi 90 de ABB Bailey con una red de

    comunicacin INFI-NET, utilizando el protocolo propietario ABB INFI-NET.

    Las interfaces de comunicacin del INFI-NET se denominan ICI y disponen de dos

    puertos de comunicacin, el puerto SCSI (4Mbytes/seg) y el puerto RS-232 / RS-

    485.

    Para la comunicacin con el GOC existente, estn instalados dos servidores con

    mdulos ASPENTECH CIM IO versin 7.0.1 y Rovisys OPC 90 Cliente /Servidor,

    uno en el nodo ILO1 y el otro en el nodo ILO2, teniendo este ltimo un segundo

    interface de comunicacin para las subestaciones Moquegua, Botiflaca y Mill Site.

    Figura 10 Sistema de Control Distribuido Ilo2, Ilo1 y Moquegua

    La Central Hidroelctrica de YUNCAN dispone de un DCS ALSPA P320 de

    ALSTOM utilizando la red C80-35, mediante la cual realizan las funciones de

    control y mando de la planta. Este DCS utiliza la red de campo F800 utilizando una

    tecnologa basada en el bus de campo WorldFIP con el protocolo de comunicacin

    Ethernet S8000 entre los PLCs y el Sistema de Supervisin.

    Para el sistema GOC existente el nodo Yuncan utiliza tambin el mdulo

    ASPENTECH CIM IO version 7.0.1 y un servidor OPC APPLICOM Multi-Protocol

  • 31

    (Data Access v1.0a, v2.05 & v3.0) que convierte la seales directamente recibidas

    desde la red ALSPA C80-35.

    Figura 11 Sistema de Control Distribuido Yuncan

    La Central Trmica Chilca dispone de un DCS Siemens TELEPERM XP (TXP),

    actualmente denominado SPPA-T2000, el cual utiliza una red profibus. El TXP se

    comunica mediante el protocolo IEC 60870-5-101, utilizando un canal serial RS-

    232, con el gateway CM104 (diseado para intercambio de datos con equipos no

    suministrados por Siemens) y desde este ltimo hacia el PC SIMATIC, donde est

    instalado el OPC IO Server.

    La subestacin Chilca adems, dispone de un Sistema de Automatizacin de

    Subestacin (SAS) SICAM PAS de Siemens utilizando el protocolo IEC 61850

    (Ethernet). Dicho SAS est instalado en el mismo PC SIMATIC a travs de un

    switch Ruggedcom. La sincronizacin del sistema se realiza a travs de un GPS

    ubicado en la misma PC utilizando el protocolo SNTP.

    Para el sistema GOC existente el nodo Chilca utiliza tambin el mdulo

    ASPENTECH CIM IO como interface al sistema GOC existente.

  • 32

    Figura 12 Sistema de Control Distribuido Chilca

    Figura 13 Sistema de Control Distribuido Chilca Subestacin

    Sistema de Medicin de Energa: EnerSur dispone de un sistema de medicin de

    energa ION ERMS, el cual utiliza el software ION Enterprise, versin 5.6 de

    Schneider Electric. El ERMS dispone de un servidor que colecta los datos de

    energa desde cada uno de los medidores localizados en las instalaciones de los

    principales clientes de EnerSur. Esta informacin es almacenada en la base de

    datos del ERMS y puede ser accesada va SQL. Adems, el ERMS dispone de un

    servidor OPC que traduce la informacin del sistema ION en informacin OPC para

    su respectiva exportacin y visualizacin.

  • 33

    4.2 Sistema de Gestin Operacional Comercial GOC

    EnerSur, como parte del SEIN, est obligado a cumplir con las regulaciones del sector

    elctrico peruano, referentes a la operacin del sistema en tiempo real. Actualmente, el

    sistema GOC de EnerSur, no cumple con dichos requerimientos.

    El Sistema GOC con Plataforma InfoPlus 21 de ASPENTECH, emplea una base de datos

    estructurada para mantener en lnea aplicaciones configurables por el usuario, interface

    grfica y almacenamiento histrico en configuracin simple, es decir sin redundancia en

    servidores ni Base de Datos.

    El sistema GOC contiene los siguientes equipos:

    Dos (2) servidores de aplicaciones, uno para la Base de Datos InfoPlus 21 y otro

    como servidor WEB, conectados a la Red Corporativa de EnerSur, que conforman

    el ncleo del Sistema.

    Dos (2) consolas de operacin tipo PC con dos (2) monitores con acceso a la base

    de datos del GOC para la visualizacin de la informacin de tiempo real, y un tercer

    PC con aplicaciones Microsoft Office para administracin de reportes y correo

    electrnico. Los tres PCs estn conectados a la Red Corporativa y acceden a la

    informacin a travs del servidor WEB

    Un (1) nodo COES para el intercambio de informacin con el Coordinador

    responsable de la operacin en tiempo real del SEIN.

    Cuatro (4) nodos de adquisicin de datos, uno para cada planta de generacin y

    subestaciones asociadas (ILO 1, ILO 2, YUNCAN y CHILCA). Adicionalmente, el

    nodo ILO 2 adquiere datos del sistema micro SCADA de ABB que incluye las

    subestaciones Moquegua de EnerSur y Cuajone y Toquepala de SPCC. .

    Tres (3) Firewall Fortinet

    Un (1) GPS Arbiter System para la sincronizacin del Dominio Enersur

    El sistema GOC contiene el siguiente software:

    Aspen CIM-I-O: Para la conectividad certificada con los DCS/PLCs de las plantas

    InfoPlus 21: Base de Datos en Tiempo Real, ncleo del sistema.

    AspenCalc: Permite visualizar los clculos sobre las variables de tiempo real de la

    Base de Datos.

    Role Based Visualization (Web 21): Publica via WEB los grficos de proceso y las

    variables de la Base de Datos y permite la consulta al InfoPlus 21 mediante el

    Internet Explorer.

    Aspen Process Explorer: Interfaz de usuario nativa del Sistema InfoPlus 21 que

    cuenta adems con complemento de Excel para consulta e interfaz estndar ODBC

    para compartir informacin con otras aplicaciones.

    Windows Server 2003 Web Edition (en todos los servidores)

    Windows XP Profesional Versin 2002 Services Pack 2 (en los nodos del GOC)

    CIM IO versin 7.0.1

    Release 3.0.1 de ASPENTECH

    OPC 90 Client/Server INFI90- ROVISYS for ABB Bailey: Para traducir las seales

    recibidas desde el DCS INFI-90 de ABB de la planta. El OPC INFI 90 escribe la

  • 34

    estampa de tiempo en la seal recibida del DCS de ABB, considerando la hora del

    nodo.

    Applicom Multi-Protocolos OPC Server: Para traducir las seales recibidas

    directamente desde la Red de PLCs ALSPA C80-35 del DCS ALSTOM de la planta.

    OPC IO Server: Para traducir las seales recibidas desde el SIMATIC PC STATION

    UNIT de la subestacin Chilca, el cual a su vez recibe por interfaz serial las

    informaciones del DCS de la planta de CHILCA.

    CIM IO AX-S4 ICCP (Access for ICCP) de ASPENTECH y el SISCO ICCP: Para el

    envo y recepcin de seales del COES.

    Los equipos del GOC en Lima y los DAN se interconectan mediante el sistema de

    telecomunicaciones, WAN Corporativa, basada en TCP/IP, la informacin del sistema GOC

    comparte el ancho de banda de la dems informacin de voz y datos.

    Figura 14 Arquitectura del Sistema GOC de EnerSur

  • 35

    5 MARCO OPERATIVO

    El nuevo Sistema de Supervisin de EnerSur (SSE) presenta numerosas ventajas con

    relacin al sistema GOC existente, en especial relacionados con la satisfaccin de las

    necesidades comerciales y operacionales de las respectivas Gerencias Comercial y de

    Operaciones de EnerSur y a la funcionalidad adicional, alta disponibilidad y desempeo,

    mejores caractersticas de expansin y flexibilidad para cambios y adiciones, as como de

    seguridad de informacin que se requieren de un verdadero sistema de tiempo real para

    supervisin de las plantas generadoras de la empresa, consideradas activos de

    infraestructura crtica, El SSE tambin representa el estado de arte de los sistemas SCADA

    especficos para el rea de energa, en comparacin con la tecnologa de sistemas de control

    de procesos industriales del sistema GOC de la generacin anterior.

    5.1 Solucin Propuesta

    En el Centro de Control

    Hardware y software asociado al SSE

    Interface con los siguientes sistemas de EnerSur:

    Red Corporativa

    ION Energy Revenue Measurement System (ERMS)

    Interface con los usuarios y sistemas externos incluidos el centro de control del

    COES y otros centros de control de compaas elctricas va enlace de

    comunicacin ICCP.

    En las Plantas de Generacin

    Hardware y software asociado a los nodos de adquisicin de datos DANs.

    Interfaces de cada DAN con los DCS, incluidos tarjetas y cables.

    SSE - Spectrum Power CC

    La arquitectura del SSE permitir obtener la informacin de las plantas y subestaciones,

    convirtiendo la informacin de cada protocolo nativo al protocolo IEC 60870-5-104, el cual

    llegar a Lima mediante al WAN de EnerSur. La informacin ingresar a los servidores

    SCADA, para luego ser empleada en las consolas de operacin, almacenada en el sistema

    histrico, y procesada por los servidores ICCP para su intercambio con el COES.

    Los servidores y equipos de red se encuentran en configuracin redundante para obtener

    una mayor disponibilidad, con excepcin de los servidores ubicados en la Zona

    Desmilitarizada (DMZ).

    Asimismo para el almacenamiento de la informacin histrica, se ha considerado un

    arreglo de discos externo, con lo cual se tendr una Base de Datos Histrica independiente

    de los servidores de altas prestaciones.

    SSE - SICAMPAS

    El mtodo de adquisicin de la informacin del Nodo se adapta a la filosofa de

    comunicacin presente en cada instalacin. Debido a la variada cantidad de protocolos se

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    utiliza la tecnologa OPC Cliente/Servidor para leer la informacin y luego se enva por

    protocolo IEC 60870-5-104, a travs de la WAN, hacia el SCADA ubicado en Lima.

    Las seales de estado se transmiten por excepcin y las seales de medidas son enviadas

    cada cierto intervalo de tiempo configurable. La estampa de tiempo asociada a cada dato

    es realizada gracias al GPS en el origen de cada nodo.

    Figura 15 Diagrama general de los Nodos de Adquisicin de Datos.

    5.2 Sistema de Telecomunicaciones

    El Sistema de telecomunicaciones fue implementado por el rea de Tecnologa de

    Informacin para atender los requerimientos de comunicacin de voz, datos y video entre

    las sedes de EnerSur. Cumple la funcin de establecer una Red WAN confiable y segura

    con un canal de comunicacin primario para toda la comunicacin de voz y datos, y un

    canal de respaldo de un menor ancho de banda donde se atiende la informacin de mayor

    prioridad.

    La informacin del SSE est considerada dentro del grupo de mayor prioridad por lo cual

    se transmitir su informacin mediante el canal principal o el canal de respaldo de manera

    transparente para los usuarios. Adicionalmente tendr un ancho de banda mnimo

    garantizado que cambiar de manera flexible de acuerdo al consumo que presente la

    informacin.

    El sistema de telecomunicaciones tiene un:

    Enlace Principal: Red IP/MPLS (Multiprotocol Label Switching)

    Backup: Satelital Red IP/MPLS DIRECT IP HT

    Ambos sistemas estn suministrados por Global Crossing, empresa que tiene el mejor

    performance a nivel nacional. Para los nodos, plantas de generacin, el sistema de

    Telecomunicaciones de EnerSur provee un enlace terrestre principal de 2 Mbps y enlace

    terrestre Backup compartido de 1 Mbps tal c