Sistema de supervisión en tiempo real de subestaciones en empresas eléctricas Real time supervisory system for substations in electrical companies Alvaro Castro Chevarría RESUMEN ABSTRACT Las empresas eléctricas tienen la necesidad de supervi- The present project is about the electrical companies sar en tiempo real y de manera centralizada las diferentes need of to report in real time the relevant information of subestaciones remotas que conforman su sistema eléc- the electrical system to the regulatory public organism, trico; el presente trabajo pretende cumplir con esta ne- modifying the traditional way by other alternative one cesidad modificando la manera tradicional en que se ha that allows to take advantage of the use of new technolo- venido llevando a cabo esta tarea por una alternativa que gies that will allow to obtain more functional benefits and permite aprovechar el uso de nuevas tecnologías que less costs of implementation. además permiten obtener mayores beneficios funcionales y menores costos de implementación This system of supervision in real time that we propose have a computer or central server located in the electrical El sistema de supervisión en tiempo real que proponemos company control center and the devices IEDs (Electronic está conformado por un computador o servidor central Intelligent Device) who gather the relevant information ubicado en el centro de control de la compañía eléctrica y of the electrical system located in the substations of the los dispositivos IEDs (Dispositivo Electrónico Inteligente) above mentioned company. The central computer and que recogen la información relevante del sistema eléctri- the devices of substation will be joined by ethernet com- co ubicado en las subestaciones de dicha compañía. El munication switches in TCP/IP. computador central y los dispositivos de subestación se encontrarán unidos por medio de equipos de comunica- The devices of substation called IEDs (Electronic Intelli- ciones que conforman una red de tipo Ethernet o TCP/IP. gent Device) are composed fundamentally by relays, meters, controllers, plcs and others that allow to expire with Los dispositivos de subestación llamados IEDs (Dispositi- the functions of protection, measurement and control of vo Electrónico Inteligente) están compuestos fundamen- the equipments of power of the substation contain the talmente por relés, medidores, controladores, plcs y otros relevant information of the electrical system what will be que permiten cumplir con las funciones de protección, taken advantage for been sent to the system of supervi- medición y control de los equipos de potencia de la sub- sion in real time. This one is the principal difference and estación, éstos contienen la información relevante del sis- advantage with regard to the traditional way of imple- tema eléctrico lo que será aprovechado para su envío al menting a system of supervision what is more we use di- sistema de supervisión en tiempo real. Esta es la principal rectly the IEDs or devices of substation to obtain the rele- diferencia y ventaja con respecto a la forma tradicional de vant information of the electrical system, stopping using implementar un sistema de supervisión ya que nosotros the concentrating one or the RTU (terminal remote unit) utilizaremos directamente los IEDs o dispositivos de sub- typical of the traditional solution. estación para obtener la información relevante del sistema eléctrico dejando de usar el concentrador o la RTU PALABRAS CLAVES (Unidad Terminal Remota) característicos de la solución tradicional. Sistema de supervisión, SCADA, sistema en tiempo real, dispositivos electrónicos inteligentes, subestaciones eléctricas. Invest. Apl. Innov. 2(1), 2008 37 Castro A. – Sistema de supervisión en tiempo real de subestaciones en empresas eléctricas KEY WORDS SISTEMA SUPERVISOR DE SUBESTACIONES ELéCTRICAS Supervision system, SCADA, real time system, intelligent electronic devices, electrical substations. El sistema supervisor es el que recibe los parámetros eléctricos de las principales cargas instaladas, posiciones INTRODUCCIóN de equipos de maniobra y eventos de los diferentes dispositivos que conforman el sistema en forma continua El presente trabajo tiene por objeto la implementación de permitiendo mantener la información de campo perma- un Sistema en Tiempo Real para la supervisión de subes- nentemente actualizada y disponible para su consulta y taciones eléctricas ubicadas en provincias de nuestro país utilización. desde un Servidor Central, ubicado en las oficinas de la Compañía Eléctrica propietaria de las mismas. Los sistemas supervisores en tiempo real en el sector eléctrico reciben la denominación de Sistemas SCADA Un sistema en tiempo real es un sistema informático que (Supervisory Control and Data Acquisition). responde a estímulos producidos externamente dentro de un intervalo de tiempo finito y especificable 1. De esta manera un Sistema en Tiempo Real depende no sólo del resultado lógico de la computación, sino también del instante en el cual se producen dichos resultados; es debido a estas características que son utilizados en aplicaciones de control, supervisión y comunicaciones. En la actualidad la construcción de cualquier subestación de transmisión o distribución de energía eléctrica, incluye Figura 1. Sala de control de un sistema de supervisión. como parte del proyecto, el poder transmitir los parámetros eléctricos de las principales cargas instaladas, posi- 38 ciones de equipos de maniobra, eventos y manejo de las Componentes del Sistema Supervisor protecciones a sistemas remotos que permitan al usuario conocer el funcionamiento y supervisar a distancia las Los componentes de un sistema supervisor comprenden unidades que forman parte del sistema. Estos nuevos pro- desde los equipos de detección, protección de fallas, co- yectos están diseñados con el fin de minimizar la nece- municación, medición y procesamiento de datos hasta el sidad del recurso humano, sobre la base de automatizar software que integra todos los dispositivos inteligentes todo lo que sea posible y pensando en utilizar tecnologías que forman parte del sistema, sin embargo los compo- modernas que permitan la integración de equipos hete- nentes más relevantes de un sistema supervisor son los rogéneos. sensores de estado y de medida, los cuales, instalados en el campo, son la base de la generación de la informa- Estas nuevas soluciones tecnológicas hacen posible la ción para el sistema supervisor. integración de diversos productos disponibles en el mercado además de lograr una comunicación rápida y Los sensores de estado son los que pueden tener sólo eficiente. dos posibles valores o un cero o un uno lógico y permiten reflejar los estados de los elementos de control del siste- En el presente trabajo se pretende realizar la implementa- ma como por ejemplo, el estado de un interruptor de po- ción del sistema de supervisión en tiempo real, haciendo tencia para indicar si está abierto o cerrado (Open/Close), uso de estas tecnologías basadas en el uso de redes Ether- si un motor está funcionando o detenido y además sirven net en lo que corresponde a las comunicaciones y de la también para la señalización de alarmas y eventos. tecnología OPC OLE para Procesos de Control en lo que corresponde al Software. Los sensores de medida son capaces de medir valores analógicos como voltajes, amperajes, volúmenes de líqui- 1 S.J. Young Real Time Languages: Design and Development. Invest. Apl. Innov. 2(1), 2008 dos y gases, temperatura, etc., en forma continua. Castro A. – Sistema de supervisión en tiempo real de subestaciones en empresas eléctricas Los relés y controladores son los elementos de protección en las diferentes empresas eléctricas y consiste de un sis- y control del sistema eléctrico que integrados al sistema per- tema de supervisión y control del tipo centralizado. miten la ejecución de acciones automáticas o manuales. Estos sistemas se basan en el concepto de que toda la La red de comunicaciones es la columna vertebral de inteligencia del sistema está concentrada en un equipo todo el sistema en tiempo real y de ésta dependerá la central al cual llegan todas las señales de los sensores de velocidad y tiempos de respuesta del sistema a eventos estado y de medida, este equipo central que posee uno o externos. mas procesadores tiene la capacidad de procesamiento para realizar las tareas de análisis y toma de decisiones Con los elementos descritos, es posible implementar bá- del sistema, es decir, todo el proceso de información ge- sicamente un sistema supervisor capaz de representar, en nerada por las unidades de campo se realiza en el equipo un modelo a escala, la funcionalidad de la planta o siste- central del sistema. ma eléctrico. Este equipo central puede ser un concentrador o una RTU El Software es el último componente que se requiere, es (unidad terminal remota) que son característicos de la so- la forma de representar el sistema, es decir, las pantallas lución tradicional. mímicas que representan los sistemas eléctricos y que permiten apreciar su comportamiento en el tiempo, inicialmente se utilizaron paneles mímicos con luces para la señalización y displays para la medición, en la actualidad se utilizan computadoras que contienen el software en tiempo real que permiten mostrar la información en pantallas gráficas. SISTEMA DE SUPERVISIÓN TRADICIONAL Hace referencia a la forma convencional cómo se ha venido llevando a cabo la implementación de estos sistemas En las soluciones basadas en el uso de concentradores, todas las conexiones de los sensores de campo a la unidad central se realizan por medio de cables eléctricos, por lo menos un par de cables por cada señal y no mediante técnicas de comunicación, lo cual implica un alto nivel de cableado. A continuación se muestra una arquitectura de comunicaciones basada en el uso de concentradores, en donde se puede apreciar que la comunicación entre éstos es por medio de protocolos del tipo serial cuyas velocidades de transmisión y performance son mínimas. Figura 2. Arquitectura de comunicaciones basada en concentradores. Invest. Apl. Innov. 2(1), 2008 39 Castro A. – Sistema de supervisión en tiempo real de subestaciones en empresas eléctricas Las mismas limitaciones presentan las soluciones basadas en el uso de RTUs que ya cuentan con comunicaciones del tipo serial para integrar los dispositivos de subestación, como es el caso de la arquitectura de comunicaciones presentada a continuación. Figura 4. Capas, interfaces y protocolos en el modelo OSI. Figura 3. Arquitectura de comunicaciones basada en RTUs. Se trata por tanto de una arquitectura de siete niveles en la que en cada nivel se han tomado protocolos estándar, En este tipo de transmisión serial se forma un “tren” de siendo posible que sobre la misma infraestructura física bits, uno tras de otro viajan del lugar de emisión al recep- puedan coexistir diferentes protocolos de comunicación tor utilizando una sola vía, en este caso será un conductor al nivel de aplicación basados en TCP/IP como es el caso eléctrico de cable serial, como en el caso de los trenes con de Modbus TCP, DNP TCP y IEC61850 (MMS). una sola vía; si se desea transmitir en el sentido contrario, 40 se debe esperar que la vía esté libre, es por ello que hoy El sistema de supervisión que proponemos se basa ade- en día en que se necesitan transmitir mayores cantidades más en el uso de dispositivos inteligentes intermedios o de datos son muy limitados. IEDs (Dispositivo Electrónico Inteligente) con capacidad SISTEMA DE SUPERVISIóN PROPUESTO BASADO EN EL USO DE TECNOLOGíAS ABIERTAS de análisis y toma de decisión sobre su ámbito específico de gestión. Estas inteligencias intermedias reemplazan las tareas que tenía el equipo central. Las Unidades Electrónicas Inteligentes o IEDs, para el caso La arquitectura de comunicaciones del sistema que pro- de las subestaciones eléctricas, pueden ser los PLCs, los ponemos se basa en el uso de redes Ethernet dentro del controladores industriales, los relés digitales, los medido- modelo de referencia de la OSI, las capas de la OSI (Open res de energía o las RTUs con puerto de comunicaciones Systems Interconnect) fueron creadas por la ISO (Inter- ethernet. national Organization for Standarization) en 1974 con el propósito de abrir la comunicación entre diferentes sistemas sin recurrir a cambios a la lógica y fundamentos del hardware y software. El modelo de referencia OSI no es un protocolo, es un modelo para entender el diseño de una arquitectura de red que sea flexible, robusta e interoperable. Su filosofía se basa en descomponer la funcionalidad de la cadena de transmisión en diversas capas o niveles, cuya interfaz con las adyacentes esté estandarizada. Esto supone por ejemplo, que dos aplicaciones de software de comunicación distintas puedan utilizar el mismo medio físico de comunicación. Invest. Apl. Innov. 2(1), 2008 Figura 5. Arquitectura de comunicaciones basado en IEDs. Castro A. – Sistema de supervisión en tiempo real de subestaciones en empresas eléctricas De otro lado, el software de supervisión que proponemos la marca Ruggedcom instalados en cada subestación al esta basado en la tecnología OPC (OLE for Process Con- que van conectados todos los IEDs de la subestación que trol) que bajo el patrocinio de Microsoft logró constituir por su alta performance y robustez son los adecuados una estandarización orientada a definir una mecánica de para su aplicación en ambientes industriales y/o subes- enlace y comunicación entre programas de software de taciones eléctricas, éstos a su vez se encuentran unidos supervisión o SCADA. en una sola red de comunicaciones por medio del uso de routers y enlaces de comunicaciones propietarios o enla- IMPLEMENTACIóN DEL SISTEMA DE SUPERVISIóN ces dedicados brindados por las principales empresas de La columna vertebral del sistema es la red de comunica- A continuación se muestra la arquitectura de comunica- ciones Ethernet conformada por switches industriales de ciones de todo el sistema. comunicaciones del país. 41 Figura 6. Arquitectura de comunicaciones de todo el sistema basado en IEDs. El equipamiento que se integró al sistema son los diferen- Modbus TCP/IP. La experiencia en diversos proyectos de- tes IEDs conformados por relés, controladores y medido- sarrollados, nos demuestra que para obtener una buena res existentes en cada subestación eléctrica. performance de comunicación se debe considerar un (01) conversor por cada cuatro equipos como máximo. La mayoría de relés de protección y medidores disponen de un puerto de comunicaciones Ethernet con protocolo Se suministró asimismo un controlador lógico programa- Modbus TCP/IP lo que facilita su integración al sistema de ble o PLC que se encargó de recepcionar todas las señales control y supervisión, estos relés son conectados median- analógicas y/o digitales que se requirieron para obtener te este puerto a la red Ethernet que permite mantener la posición de los equipos (seccionadores, interruptores, altas velocidades de transmisión y una alta performance etc.) y envío de alarmas que no estén cableadas a los IEDs del sistema. existentes. Este controlador posee el protocolo de comunicación Modbus TCP/IP y se conectaron a la red de co- Para aquellos dispositivos que no tienen el puerto Ether- municaciones Ethernet de la subestación. net y que manejan el protocolo de comunicación serial Modbus RTU, los cuales disponen de 1 puerto de comu- En el Servidor SCADA el sistema operativo empleado es nicaciones RS-485, se integraron al sistema por medio Windows 2003 Server que por su robustez y madurez ha del uso de convertidores de protocolo Modbus RTU a demostrado ser el líder en el área Industrial, luego se ins- Invest. Apl. Innov. 2(1), 2008 Castro A. – Sistema de supervisión en tiempo real de subestaciones en empresas eléctricas taló el software OPC Server para Modbus TCP/IP con la ca- En razón a lo anterior planteamos el uso del protocolo pacidad de poder recibir simultáneamente la información MODBUS TCP/IP para el envío y recepción de datos entre en tiempo real de todos los dispositivos involucrados en el Centro de Control y los IEDs ubicados en las subesta- la integración del sistema SCADA. Fue necesario construir ciones remotas. Resaltando finalmente que el sistema de para cada equipo el mapeo de direcciones Modbus e in- comunicaciones propuesto es hábil de integrar dispositi- troducirlo en la tabla de configuración de dispositivos del vos en Modbus TCP/IP u otro protocolo bajo TCP/IP de ser servidor OPC. requerido en el futuro. Después se instaló el Software SCADA SCAN1000 de Hexatec- Inglaterra versión 5.00, que tiene una poderosa interfaz de comunicación que permite utilizar OPC; así como una interfaz de usuario con alta capacidad de animación en tiempo real y cambios en línea. Estas características posicionan a SCAN1000 como una madura plataforma para sistemas de alta confiabilidad, con la finalidad de disponer de un ambiente óptimo para el nuevo concepto de HMI (Interfaz Hombre Máquina), así como en la supervisión de unidades lógicas de control y de adquisición de datos. En la pantalla del Servidor se construyeron una serie de Figura 7. Pantalla del unificar general del sistema eléctrico. RESULTADO pantallas, tales como las siguientes: Como resultado de esta implementación se obtuvieron • Menú Inicial • Diagrama Unifilar General • Diagrama Unifilar de cada alimentador 42 • Registro de Eventos en la Subestación • Panel anunciador de alarmas • Reportes Este sistema, desde el punto de vista computacional, adquiere datos de los dispositivos electrónicos inteligentes IEDs (relés y medidores) con capacidad de comunicaciones a través de la red Ethernet de Cobre (Cable UTP-Cat5). Posteriormente estas variables son reportadas al Servidor SCADA utilizando el protocolo Modbus TCP/IP en donde los parámetros eléctricos son mostrados y administrados por la aplicación desarrollada. Modbus es un protocolo de comunicaciones situado en el nivel 7 (Aplicación) del Modelo OSI, basado en la arquitectura maestro/esclavo o cliente/servidor, fue diseñado por Modicon y convertido en un protocolo de comunicaciones estándar de facto debido a su fácil implementación y a que requiere poco desarrollo. La versión Modbus RTU es muy utilizada en sistemas de supervisión y adquisición de datos SCADA y la versión Modbus TCP es muy semejante al formato RTU, pero estableciendo la transmisión mediante paquetes TCP/IP. los siguientes logros: • La arquitectura propuesta se basa en el uso de una colección de normas que permite tener una Arquitectura de Comunicaciones Común que soporta la interoperatibilidad de IEDs de múltiples fabricantes. Las arquitecturas anteriores se basan en el uso de protocolos propietarios y de arquitecturas de comunicaciones cerradas que no garantizan que éstos vayan a comunicarse con los demás equipos de la red. Teniendo que comprarse muchas veces el mismo dispositivo de la misma marca y hasta del mismo modelo para que exista comunicación de extremo a extremo. Los estándares son la esencia de la interconexión de redes de comunicaciones, de muchas maneras, ellos son la interconexión. Asímismo, los estándares son la base de los productos y típicamente son los que marcan la diferencia entre la comunicación y la incompatibilidad. • La arquitectura propuesta se basa en el uso del modelo de referencia de la OSI, y la estructura de las capas de la OSI (Open Systems Interconnect) para interconexión de Sistemas Abiertos creadas por la ISO (International Organization for Standarization). Las arquitecturas anteriores se basan en el uso de concentradores o RTUs que reducen la performance del sistema e incrementan el numero de puntos de falla además que tienen un crecimiento limitado. Invest. Apl. Innov. 2(1), 2008 Castro A. – Sistema de supervisión en tiempo real de subestaciones en empresas eléctricas • La Arquitectura propuesta se basa en el uso de Swit- está limitado a tener que adquirir equipos industriales del ches Industriales de acuerdo con la norma IEC-61850 mismo fabricante o a un único protocolo, pues es posible que conforman una Red Ethernet de gran velocidad integrar equipos de diferentes propietarios en diferentes y performance que permiten el manejo de grandes protocolos sin causar conflictos con los existentes. volúmenes de información conforme a las necesidades actuales de transmisión y el uso de sistemas REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS distribuidos de control y supervisión, en cambio las arquitecturas anteriores están limitados a simples esquemas de conexión serial con capacidades de funcionamiento limitadas de comunicaciones. • La Arquitectura de Comunicación propuesta permite velocidades de transmisión muy altas del orden de 1 Gbps, 100 Mbps o 10 Mbps y soportará velocidades de transmisión mayores en el futuro, en cambio la Arquitectura de Comunicación basada en transmisión 1 S.J. Young, Real Time Languages: Design and Development. 2 Mark Adamiak, Introduction to the IEC61850 Protocol. 3 TECSUP, Simposio Internacional de Automatización, Control y Protección de Subestaciones. 4 William Ackerman, Automatización de Subestaciones Eléctricas de Potencia. RS-232 posee muy bajas velocidades de transmisión 5 Udren, E.; Kunsman, S.; Dolezilek, D. (2000). Significant del orden de 19,2 kbps o 9,6 kbps no siendo posible substation communication standardization develop- transmitir a velocidades mayores debido a las limita- ments. 2000 Western Power Delivery Automation. ciones de esta tecnología. • La Arquitectura de Comunicación propuesta permite 6 Se consigue en:http://www.selinc.com/ techpprs/6105.pdf reducir los Costos de Integración de diferentes equipos 7 Janssen, M.C.; Koreman, C.G.A.. Substation components y sistemas de Supervisión y Control porque a diferencia plug and play instead of plug and pray. The impact of de sus predecesoras, los costos de integración resulta- IEC 61850. KEMA T&D Power. Se consigue en: ban excesivos y se obtenía una baja performance. CONCLUSIONES Toda implementación actual de automatización de subestaciones eléctricas y de sistemas de supervisión de las mismas debe tener en cuenta el uso de estándares basados en el modelo de referencia de la OSI para interconexión de Sistemas Abiertos creados por la ISO (Interna- 8 http://www.nettedautomation.com/standardization/ IEC_TC57/WG10-12/index.html 9 Schubert, H. (1999) Project OCIS, aims and first results an accompanying project to the standardization of communication networks and systems in substations “IEC 61850”. 10.OPC Foundation (1998), OPC Overview. tional Organization for Standarization). ACERCA DEL AUTOR Los sistemas de supervisión deben no sólo integrar a los Alvaro Castro Chevarria estudió Ingeniería Informática en dispositivos existentes sino que deben estar preparados la Pontificia Universidad Católica del Perú y Electrónica para poder integrar los dispositivos futuros, como es el de Sistemas Computarizados en Tecsup. Ha recibido ca- caso en el sector eléctrico del estándar IEC-61850, el cual pacitación en programación de controladores en la Uni- permite integrar directamente a dispositivos (IEDs) de versidad de ABB en Suecia (2001), y de automatización distintos fabricantes, sin la necesidad del uso de conver- de subestaciones eléctricas bajo la norma IEC-61850 en sores o concentradores de comunicación en lo que res- GE Multilin de Canadá (2005). Ha participado en la imple- pecta al hardware y del mapeo de direcciones en lo que mentación de sistemas SCADA y en la automatización de corresponde al software. las subestaciones eléctricas de empresas peruanas de minería, de generación y de distribución de energía eléc- El uso de la tecnología OPC en lo que respecta al software trica. Se desempeña como Ingeniero de Proyectos para la de supervisión garantiza una comunicación transparente división de Process Automation en ABB, y es profesor del con los dispositivos en el protocolo establecido, permi- curso “Supervisión de Procesos por Computadora” para tiendo construir aplicaciones de supervisión y control de los programas de especialización y capacitación continua una manera fácil y rápida y si en algún momento se desea en TECSUP. En la actualidad se desempeña como ingenie- hacer una renovación tecnológica, una ampliación o la ro de proyectos para la división de Process Automation integración de dispositivos en un nuevo protocolo, no se en ABB Perú. Invest. Apl. Innov. 2(1), 2008 43