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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
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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-
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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.
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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
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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.
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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.
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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
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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.
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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.
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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
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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
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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]
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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.
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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
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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
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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
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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)
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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:
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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).
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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:
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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.
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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
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(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.
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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
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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
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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