sistema de supervisión en tiempo real de subestaciones

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
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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-
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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.
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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,
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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.
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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-
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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.
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• 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
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