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FACULTAD DE INGENIERIA

SISTEMA SCADA APLICACIÓN EN SISTEMAS DE POTENCIA DOCENTE: ING. LOZANO MIRANDA, Jorge Eliseo

INTEGRANTES:   

CHANCASANAMPA GOMEZ, Eder .K. ARIAS CASTILLO, Felimon K

HUANCAYO - PERU

INTRODUCCION

SCADA proviene de las siglas de Supervisory Control And Data Acquisition (Adquisición de datos y supervisión de control). Es una aplicación software de control de producción, que se comunica con los dispositivos de campo y controla el proceso de forma automática desde la pantalla del ordenador. También Proporciona información del proceso a diversos s: operadores, supervisores de control de calidad, supervisión, mantenimiento, etc. Los sistemas de interfaz entre y planta basados en es de control repletos de indicadores luminosos, instrumentos de medida y pulsadores, están siendo sustituidos por sistemas digitales que implementan el sobre la pantalla de un ordenador. El control directo lo realizan los controladores autónomos digitales y/o autómatas programables y están conectados a un ordenador que realiza las funciones de diálogo con el operador, tratamiento de la información y control de la producción, utilizando el SCADA.

DEFINICIÓN: SCADA permite la supervisión y control de todas las operaciones relacionadas con el control, medición y distribución de la energía eléctrica realizadas dentro de las subestaciones. También garantiza el remoto para el telemando de la subestación desde el Despacho Central de Cargas. Los sistemas SCADA utilizan las computadoras y tecnologías de comunicación para automatizar el monitoreo y el control de procesos industriales. Estos sistemas son de partes integrales de la mayoría de loa ambientes industriales complejos o geográficamente dispersos, ya que pueden obtener la información de una gran cantidad de fuentes rápidamente y la presentan a un operador en una forma amigable. Los sistemas SCADA mejoran la eficiencia del proceso de monitoreo y control proporcionando la información oportuna para poder tomar decisiones operacionales apropiadas. a) El fenómeno físico lo construye la variable que deseamos medir. Dependiendo del proceso, la naturaleza del fenómeno es muy diversa:  Presión  Temperatura  Flujo  Potencia  Intensidad de corriente  Voltaje  PH  Densidad Este fenómeno debe ser claro para el sistema SCADA es decir una variable eléctrica y para ello se utiliza los sensores o transductores. b) Los sensores o transductores convierten las variaciones el fenómeno físico en variaciones proporcionales de una variable eléctrica. Las variables eléctricas más utilizadas son:  Voltaje,  corriente,  carga,  resistencia,  capacitancia c) La función de los acondicionadores de señal es la de referenciar estos cambios eléctricos a una misma escala de corriente o voltaje. Además provee aislamiento eléctrico y filtraje de la señal con el objeto de proteger al sistema de transientes y ruidos originados en el campo

d) Una vez acondicionada la señal la misma se convierte en un valor digital equivalente en el bloque de conversión de datos. Generalmente esta función es llevada a cabo por un circuito de conversión analógica / digital. e) El computador almacena esta información, la cual es utilizada para su análisis y para toma de decisiones. Simultáneamente se muestra la información al del sistema en tiempo real. Basado en la información, el operador f)

puede tomar la decisión de realizar una acción de control sobre el proceso. El operador comanda al computador realizar la accion sobre el proceso y denuevo debe convertirse la informacion digital a una señal electrica. Esta señal electrica es processado por una salida de control, el cual funciona como una accionadorde señal, el cual escala para manejar un dispositivo dado: valvulas, bobinas y set point de un controlador.

Por medio de una sofisticada interfaz hombre-máquina ejecutada sobre un PC Industrial, es posible monitorizar de forma integral eventos, alarmas, análisis, visualización y control de la información adquirida desde los PLC´s que gobiernan cada celda tanto en corriente alterna como en continua. El sistema se conecta a una red de controladores lógicos programables (PLC´s), y también a los subsistemas de medida y protección (desarrollados por SICA), permitiendo la adquisición de datos en tiempo real desde todos los elementos de la subestación. Estos datos son almacenados y analizados en una base de datos o enviados directamente a la pantalla del PC como información visual. La aplicación permite la generación de alarmas y eventos, así como realizar funciones de mando local sobre la subestación.

FUNCIONES DEL SISTEMA SCADA: Dentro de las funciones básicas realizadas por un sistema SCADA están las siguientes:

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Supervisión remota de instalaciones y equipos: Permite al operador conocer el estado de desempeño de las instalaciones y los equipos alojados en la planta, lo que permite dirigir las tareas de mantenimiento y estadística de fallas.

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Control remoto de instalaciones y equipos: Mediante el sistema se puede activar o desactivar los equipos remotamente (por ejemplo abrir válvulas, activar interruptores, prender motores, etc.), de manera automática y también manual. Además es posible ajustar parámetros, valores de referencia, algoritmos de control, etc.



Procesamiento de datos: El conjunto de datos adquiridos conforman la información que alimenta el sistema, esta información es procesada, analizada, y comparada con datos anteriores, y con datos de otros puntos de referencia, dando como resultado una información confiable y veraz.

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Visualización gráfica dinámica: El sistema es capaz de brindar imágenes en movimiento que representen el comportamiento del proceso, dándole al operador la impresión de estar presente dentro de una planta real. Estos gráficos también pueden corresponder a curvas de las señales analizadas en el tiempo.



Generación de reportes: El sistema permite generar informes con datos estadísticos del proceso en un tiempo determinado por el operador.

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Representación se señales de alarma: A través de las señales de alarma se logra alertar al operador frente a una falla o la presencia de una condición perjudicial o fuera de lo aceptable. Estas señales pueden ser tanto visuales como sonoras.

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Almacenamiento de información histórica:

Se cuenta con la opción de almacenar los datos adquiridos, esta información puede analizarse posteriormente, el tiempo de almacenamiento dependerá del operador o del autor del programa. 

Programación de eventos: Esta referido a la posibilidad de programar subprogramas que brinden automáticamente reportes, estadísticas, gráfica de curvas, activación de tareas automáticas, etc.

ELEMENTOS DE UN SISTEMA SCADA UN SISTEMA SCADA ESTA CONFORMADO POR: 

Un sistema de SCADA incluye un interfaz utilizador, generalmente llamado el Human Machine Interface (HMI). El HMI de un sistema SCADA es el entorno visual que brinda el sistema para que el operador se adapte al proceso desarrollado por la planta. Permite la interacción del ser humano con los medios tecnológicos implementados. Esta interfaz incluye generalmente los controles donde el operador se puede interconectar con el sistema de SCADA.



Unidad Terminal Maestra (MTU): Cuando hablamos de la Unidad Terminal Maestra nos referimos a los servidores y el software responsable para comunicarse con el equipo del campo (RTU´s, PLC´s, etc.). En estos se encuentra el software HMI corriendo para las estaciones de trabajo en el cuarto de control o en cualquier otro lado. Esta terminal ejecuta las acciones de mando (programadas) en base a los valores actuales de las variables medidas. La programación se realiza por medio de bloques de programa en lenguaje de alto nivel (como C, Basic, etc.). También se encarga del almacenamiento y procesamiento ordenado de los



datos, de forma que otra aplicación o dispositivo pueda tener a ellos. Unidad Terminal Remota (RTU): RTU es un dispositivo instalado en una posición remota que obtiene datos, los descifra en un formato y transmite los datos de nuevo a una unidad terminal maestra (MTU). La RTU también recoge la información del dispositivo principal y pone los procesos en ejecución que son dirigidos por la MTU. La RTU se conecta al equipo físicamente y lee los datos de estado como abierto/cerrado desde una válvula o un intercambiador, lee las medidas como presión, flujo, voltaje o corriente y así la RTU puede enviar señales que pueden controlar los dispositivos para abrirlos, cerrarlos, intercambiar la válvulas, configurar la velocidad de una bomba, etc.



Sistema de Comunicaciones: Se encarga de la transferencia de información del punto donde se realizan las operaciones, hasta el punto donde se supervisa y controla el proceso. Lo

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conforman los transmisores, receptores y medios de comunicación. Transductores: Un transductor es un dispositivo capaz de transformar o convertir un determinado tipo de energía de entrada, en otra de diferente de salida. El nombre del transductor ya nos indica cual es la transformación que realiza, aunque no necesariamente la dirección de la misma. Es un dispositivo usado para obtener la información de entornos físicos y conseguir (a partir de esta información) señales o impulsos eléctricos o viceversa. En este caso permitirá la conversión de una señal física en una señal eléctrica (y viceversa). Su calibración es muy importante para que no haya problema con la confusión de valores de los datos.

Esquema de los elementos de un sistema SCADA

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE UN SISTEMA SCADA COMO APORTE A UNA COMPAÑÍA. VENTAJAS:   

la computadora puede registrar y almacenar una gran cantidad de datos. los datos pueden mostrarse de la manera requerida por el . se pueden conectar al sistema miles de sensores distribuidos sobre una gran

 

área. el operador puede incorporar simulaciones de datos reales al sistema. se pueden recolectar muchos y diversos tipos de datos desde los dispositivos distribuidos en la red.



los datos pueden visualizarse desde cualquier lugar y no solamente

DESVENTAJAS:    

programación compleja. inexistencia de reloj global (en ocasiones). fallos independientes; (aunque el sistema sea más robusto). inseguridad al momento de operar.

CONCLUSIÓN 

en este tipo de sistemas usualmente existe un ordenador, que efectúa tareas de supervisión y gestión de alarmas, así como tratamiento de datos y control de procesos.

la

comunicación

se

realiza

mediante

buses

especiales

(radiocomunicación o enlaces satelitales) o redes lan. todo esto se ejecuta en tiempo real, y están diseñados para dar al operador de planta la posibilidad de 

supervisar y controlar dichos procesos. el sistema scada es un gran multiplicador de trabajo, por llamarlo así, ya que permite a la empresa supervisar uno o varios procesos simultáneamente por



medio de un operador o varios operadores. permite mantener la empresa al tanto del estado del proceso, de tal manera que existirá un mayor desempeño productivo debido a que en caso de algún

error habrá una respuesta mas rápida ante el problema, ya q el proceso esta constantemente monitoreado. APLICACIÓNES:

DESARROLLO E INTEGRACION DE PROYECTOS Proyectos Scada y Automatización - Energía Implementación del sistema SCADA de Electro Sur Este (ELSE) con Centro de Control en la ciudad del Cusco, para la adquisición de datos y control de 11 subestaciones de alta y media tensión de los departamentos de Apurimac y Cusco, 03 Subestaciones de Distribución de la Empresa de Generación Eléctrica EGEMSA y 04 Subestaciones de Distribución de ELSE.

Alcance:

La implementación del proyecto comprendió el suministro, pruebas en fábrica, embarque, embalaje, instalación, desarrollo e ingeniería, integración, puesta en marcha y pruebas en sitio de un Sistema SCADA Survalent de Cuádruple Redundancia para la empresa de distribución de energía eléctrica Electro Sur Este. El alcance involucraba la implementación de un Centro de Control en la sede principal de ELSE en la ciudad del Cusco y una Estación de Monitoreo y Control en la Subestación de Tamburco en el departamento de Apurimac.

Descripción:

Electro Sur Este (ELSE) es una empresa distribuidora de energía eléctrica cuya área de concesión comprende los departamentos de Cusco, Apurímac y Madre de Dios. Su sede central se encuentra ubicada en la ciudad del Cusco. Dentro de su infraestructura eléctrica cuenta con redes de distribución en media y baja tensión, líneas de sub transmisión y centros de generación.

PROCETRADI en consorcio con Survalent Technology de Canadá obtuvo la Buena Pro para la implementación del sistema SCADA para Electro Sur Este. La finalidad del sistema era la adquisición de datos y control de 11 subestaciones de alta y media tensión de los departamentos de Apurimac y Cusco, 03 Subestaciones de Distribución de la Empresa de Generación Eléctrica EGEMSA y 04 Subestaciones de Distribución de ELSE, con Centro de Control ubicado en la ciudad del Cusco.

El Centro de Control de la ciudad del Cusco recibe la información del sistema eléctrico de ELSE en protocolo abierto DNP3. Se instaló Equipos Controladores de Celdas (ECC) WOODWARD-SEG equipados con funciones de protección 50/50N, 51/51N, 27, 81, df/dt, así como Concentradores de Subestación (CDS) Scout de Survalent, para la adquisición de información de campo, mediante enlaces seriales RS232 y RS485, de diferentes Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs) tales como Medidores de Energía PML ION 6200, Controladores de Bahía SEG CSP2, Relés de Protección SEG MRF3, Controladores de Recloser SEL 351R, utilizando protocolos abiertos de comunicación IEC60870-103, DNP3, Modbus RTU.

La Información histórica se almacena en un Servidor de Históricos y es manejada mediante software SQL Server a través del Aplicativo Survalent “Transcriptor”.

Se efectuó también la Interconexión vía protocolo IC del Centro de Control de ELSE con el Centro de Control de la empresa EGEMSA para la obtención de la información de las Subestaciones Cachimayo, Machupicchu y Dolorespata de EGEMSA.

El sistema de comunicaciones para obtener la información SCADA de las subestaciones utilizó diferentes tecnologías: enlaces de Onda Portadora, Fibra Óptica, inalámbricos utilizando tecnología celular GPRS y radio UHF, e Internet.

Implementación del sistema SCADA/IC de Antamina para envío de los datos de operación de la subestación Vizcarra y subestación Antamina hacia las oficinas del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES SINAC), en el distrito de San Isidro, Lima. Incluye integración al SCADA de equipos de seccionamiento, relés de protección y medidores en las dos subestaciones.

Alcance:

La implementación del proyecto comprendió el suministro, desarrollo e ingeniería, integración, embarque, embalaje, instalación, puesta en marcha y pruebas de operación en sitio de un Sistema SCADA/IC Survalent de Doble Redundancia para la Compañía Minera Antamina, que permite recopilar información de la SE Antamina y SE Vizcarra en un Centro de Control ubicado en la Subestación Antamina, integrar los sistemas de protección de dichas subestaciones y transmitir datos al Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES SINAC) en Lima mediante Protocolo IC.

Descripción:

Antamina es una compañía minera ubicada en el distrito de San Marcos, provincia de Huari, departamento de Ancash, a 270 kilómetros al noreste de Lima y a una altura entre 4.000 y 4.300 metros sobre el nivel del mar. Opera una mina de tajo abierto y una planta de trituración y preparado de minerales concentrados. La mina produce cobre, cinc, plomo, bismuto, plata y molibdeno, y su producción es, siendo sus concentrados principales cobre y cinc.

PROCETRADI efectuó la integración de los dispositivos de seccionamiento, relés de protección y medidores de las subestaciones Antamina y Vizcarra en un respectivo Concentrador de Subestación (CDS) Scout de Survalent, utilizando protocolos abiertos de comunicación DNP3 y Modbus. Entre los IEDs integrados de diferentes fabricantes tenemos los relés de protección GE SR 750, medidores GE PQM, relés de protección ABB REL 521, relés de protección ABB REB 551.

La información de los concentradores Scout de cada subestación es recopilada por el sistema SCADA/IC Survalent de Doble Redundancia con protocolo abierto DNP3. En el caso de la subestación Vizcarra la información del CDS Scout es enviada a la subestación Antamina mediante Onda Portadora. La información de interés del COES SINAC es enviada a Lima mediante enlace satelital, utilizando el Protocolo IC (Inter-Control Center Communications Protocol) integrado en el sistema SCADA de Doble Redundancia de Survalent.

Implementación del sistema de control y automatización (SCADA) para la Subestación Cantera de 220kV de la empresa Edecañete.

Alcance:

La implementación del proyecto comprendió el suministro, desarrollo e ingeniería, integración, instalación, puesta en marcha y pruebas en sitio de un sistema SCADA/HMI Survalent para la SE Cantera de la empresa de distribución de energía eléctrica Edecañete S.A.

Descripción:

Edecañete es una empresa dedicada a la distribución de la energía eléctrica en la provincia de Cañete, departamento de Lima.

PROCETRADI realizó la integración de los dispositivos electrónicos inteligentes IEDs (Reles de protección, Unidades Controladoras de Bahía y

Medidores) de diferente fabricante de la SE Cantera en un sistema SCADA/HMI Survalent:

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Controlador de Bahía REF545 (fabricante ABB)



Medidores ION 8300 (Fabricante PML)



Reles de Protección REL 511 (Fabricante ABB)



Reles de Protección REL 521 (Fabricante ABB)



Reles de Protección RET 521 (Fabricante ABB)



Equipos QUALITROL y HYDRAN (Fabricante General Electric)

La información de estos dispositivos es supervisada en forma local por el HMI Survalent y en forma remota por el Centro de Control de Luz del Sur y el Centro de Control de Red Eléctrica del Perú (REP) mediante enlaces de comunicación por Onda Portadora, proporcionado por Edecañete.

Implementación del sistema SCADA para la Subestación Santa Rosa 60kV/10kV de la empresa Electro Oriente.

Alcance:

La implementación del proyecto comprendió el suministro, desarrollo e ingeniería, integración, instalación, puesta en marcha y pruebas en sitio de un Sistema SCADA Survalent para la subestación Santa Rosa de la empresa de servicio público Electro Oriente.

Descripción: Electro Oriente es una empresa dedicada al servicio público de electricidad con sede central en la ciudad de Iquitos, departamento de Loreto. Se encarga de la generación, distribución y comercialización de la energía eléctrica dentro de su ámbito, que comprende la Región Loreto.

PROCETRADI implementó un Sistema SCADA Survalent, que permite adquirir la información de los dispositivos IEDs, medidores ION 6200 de PML y relés de protección WOODWARD-SEG, desde la Sala de Mando de la Subestación Santa Rosa 60/10kV ubicada en la Central Térmica Wartsila, distante 5.5 km.

El sistema de comunicación implementado es inalámbrico (WLAN) utilizando la tecnología de espectro ensanchado DSSS (Direct Sequence Spread Spectrum).

Implementación del sistema SCADA para la Subestación Bellavista 60kV/10kV de la empresa Electro Puno

Alcance:

La implementación del proyecto comprendió el suministro, desarrollo e ingeniería, integración, instalación, puesta en marcha y pruebas en sitio de un Sistema SCADA Survalent para la Subestación Bellavista de 60/10kV. El sistema permite la adquisición de datos y control de los alimentadores del lado en 10 kV.

Descripción:

Electro Puno S.A.A es una Empresa Concesionaria de Distribución de Energía Eléctrica, proveedora del servicio de energía eléctrica en la región Puno. Su sede central se encuentra ubicada en la ciudad de Puno, departamento del mismo nombre.

PROCETRADI implementó un Sistema SCADA Survalent en la SE Bellavista para la adquisición de datos y control de los alimentadores del

lado de 10 kV. Los IEDs integrados fueron medidores ION 6200 de PML y relés de protección WOODWARD-SEG.

Implementación del sistema de control y automatización SCADA para la Subestación SET Surco 60 KV de la empresa Luz del Sur

Alcance:

La implementación del proyecto comprendió el suministro, desarrollo e ingeniería, integración, instalación, puesta en marcha y pruebas en sitio de un Sistema SCADA Survalent en la Subestación Surco 60/10kV.

Descripción: Luz del Sur es una empresa privada de distribución de electricidad que atiende a más de 741,424 mil clientes en la zona sur-este de Lima, capital del Perú. Su sede central se ubica en Lima.

PROCETRADI implementó un Sistema Scada Survalent en la Subestación Surco 60/10kV. Este sistema permite la adquisición de datos y control de los circuitos en 10kV y 60kV. Los dispositivos IEDs integrados fueron los Relés de Protección ABB DPU 2000 y una Unidad Terminal Remota (RTU) GE D25.

Automatización de 06 Cabinas Exteriores Y 01 Recloser de las Redes de Distribución de la empresa Edecañete

Alcance:

La implementación del proyecto comprendió el suministro, desarrollo e ingeniería, integración, instalación, puesta en marcha y pruebas de las 06 Cabinas Exteriores de Protección y Seccionamiento (CEPS) y 01 Recloser, ubicadas en puntos intermedios de las redes de distribución primaria en 10kV y 22.9kV.

Descripción: Edecañete es una empresa dedicada a la distribución de la energía eléctrica en la provincia de Cañete, departamento de Lima.

PROCETRADI implementó un sistema SCADA de Survalent para la adquisición de datos de los dispositivos IEDs involucrados en la automatización de las 06 Cabinas Exteriores de Protección y Seccionamiento (CEPS) y 01 Recloser de las redes de distribución primaria en 10kV y 22.9kV.

En cada una de las CEPS se efectuó el montaje de tableros de automatización, así como la integración desde el Sistema SCADA Survalent de los siguientes IEDs: 

Unidad Terminal Remota (RTU) Scada Pack (Fabricante Control Micro System)



Medidor ION 6200 (Fabricante PML)



Relé de Protección DFP300 (Fabricante General Electric)

Implementación de un Sistema de Monitoreo en Tiempo Real para OSINERGMIN que le permita disponer de la información en tiempo real del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del Coordinador del SEIN COES-SINAC.

Alcance:

Diseño, suministro de equipos, instalación, configuración, pruebas y puesta en servicio de un sistema de monitoreo que permita a OSINERGMIN disponer de la información operativa del Coordinador del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, COES SINAC y conocer la situación del Sistema Eléctrico, correspondiente al estado operativo de las instalaciones de unidades de generación, instalaciones de transmisión y cierto nivel de distribución, en tiempo real.

Descripción: OSINERGMIN (Organismo Supervisor de la Inversión en Energía

y

Minería)es

el

organismo

regulador, supervisor y fiscalizador de las actividades que desarrollan las personas jurídicas y las personas naturales, en los subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería en el Perú. Su sede principal se encuentra ubicada en el distrito de Magdalena del Mar, Lima.

PROCETRADI en consorcio con Survalent obtuvo la Buena Pro del Proyecto Llave en Mano que consistió en la implementación de un sistema SCADA/IC de Survalent, a fin de que OSINERGMIN disponga de un Sistema de Monitoreo en Tiempo Real que le permita disponer la información en tiempo real del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) desde el COES-SINAC. Se utilizó el protocolo IC para la transmisión de datos, protocolo que viene integrado en el sistema SCADA de Survalent. La información del COES SINAC es transmitida a través de línea dedicada.

La Información histórica es manejada mediante software SQL Server a través del Aplicativo Survalent “Transcriptor”.

Sistema de Automatización de la Subestación Vizcarra

Cliente: Compañía Minera Santa Luisa

Alcance:

Diseño, fabricación, suministro, integración, pruebas, puesta en servicio, documentación y capacitación del Sistema de Automatización de la Subestación Vizcarra, comprendiendo las celdas 220KV de la Compañía Minera Antamina (CMA), Compañía Minera Santa Luisa y la empresa de transmisión ISA Perú.

Instalaciones Involucradas: Líneas 220kV L2255 de Antamina, Línea 220kV L2254 de ISA y Línea 220kV L2252 de Santa Luisa, todo con una potencia aproximada de 80MW

Características del Sistema:

Adquisición y distribución de la información en tiempo real; Señalización local y remota; Supervisión y Automatización; Control local y Remoto; Control con Enclavamientos; Control bajo secuencias de mando; Conexión centralizada mediante protocolos estándar (configuración Maestro/Esclavo) con equipos de protección, controladores de campo y estaciones esclavas; Conexión descentralizada mediante protocolos estándar (configuración

Cliente/Servidor) con equipos de protección y controladores de campo; Registro y archivo de la información del proceso.

Servicio de Ingeniería para el envío de datos de energía en tiempo real al COES

Cliente:

Cementos Lima S.A.

Descripción del Proyecto: Diseño, fabricación, suministro, integración, pruebas, puesta en servicio, documentación y capacitación del sistema de envío de datos del sistema eléctrico en 60KV de Cementos Lima hacia el COES en protocolo IC.

Instalaciones Involucradas:

Línea 60kV L6462 y L6453 y sistema de generación GEA ubicados en S.E. Atocongo de Cementos Lima. La máxima demanda involucrada es de 41MW. La integración incluye todas las señales de estados, alarmas y analógicas requeridas por el COES. Se incluye el equipamiento de maniobra, las alarmas de protección y las señales de los medidores de energía.

TeleControl de las subestaciones Huancayo Este y Huayucachi de la línea de transmisión 60kV Huancayo Este-Huayucachi

Cliente: Tecsur-ElectroCentro

Alcance:

Diseño, fabricación, suministro, integración, pruebas, puesta en servicio y documentación del Sistema de TeleControl en las subestaciones Huancayo Este y Huayucachi.

Instalaciones Involucradas: Línea 60kV Huancayo Este-Huayucachi, tableros de protección línea 60kV, tablero de protección de transformador 60kV, tableros de medición, tableros de mando y control y cinco tableros de protección y mando de media tensión en 10kV.

Características del Sistema:

Adquisición y distribución de la información en tiempo real de todas las señales de estados, alarmas y analógicas requeridas por ElectroCentro vía cableado directo y por comunicación con los relés de protección, es de alarmas y medidores de energía en protocolos DNP3 y ModBus; Supervisión; Automatización; Control local y Remoto; Control con Enclavamientos; Control bajo secuencias de mando; Conexión centralizada mediante protocolo mediante protocolo estándar IEC-60870-5-104 (configuración Maestro/Esclavo); Conexión descentralizada (configuración Cliente/Servidor) con equipos de protección y controladores de campo; la integración incluye la implementación de comunicación telefónica por fibra óptica.

istrar un sistema eléctrico, en el que conviven fuentes generadoras de diversa índole y tamaño, con redes de transmisión y distribución, también heterogéneas en su extensión y demanda, representa un desafío mayúsculo, incluso para los operadores más experimentados. En una fracción de segundo, las condiciones del sistema pueden cambiar, exigiendo respuestas rápidas para evitar eventos que signifiquen la falla de uno de sus subsistemas o incluso un “black-out”. Para facilitar la gestión de los sistemas eléctricos, las empresas eléctricas cuentan con plataformas SCADA para supervisar y controlar el estado operativo de los diversos componentes de la red. En este reportaje, revisamos la importancia de los SCADA “eléctricos” y las tendencias que están marcando .

SCADA para redes de transmisión y distribución eléctrica: Facilitando el manejo del coloso eléctrico

En muchas ocasiones, una red eléctrica puede ser una bestia muy compleja y difícil de domar. Al ser un verdadero enjambre de subsistemas interconectados entre sí, un incidente menor, por ejemplo, en una subestación podría provocar la caída de otros sistemas, desatando una reacción en cadena que podría terminar en un apagón generalizado. Para supervisar el estado de los componentes, así como del sistema en su conjunto, se utilizan las llamadas plataformas SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition, Control de Supervisión y Adquisición de Datos), que permiten automatizar gran parte del trabajo de los operadores a cargo del funcionamiento de la red. “La Automatización, en su concepto más amplio, es esencial para la calidad de servicio de energía eléctrica, pues reduce los tiempos de respuesta (reacción en casos de perturbaciones), recolecta y entrega datos fundamentales para la toma de decisiones o análisis, y permite la simulación de escenarios, entre otras funcionalidades”, explican los ejecutivos de Schneider Electric, Marcio Schmitt, Automation Business Development Director for Latin America, y Karolina Aravena, Ingeniero de Automatización Infraestructura. En particular, como señala Christian Candela, Gerente Energy Automation en Siemens, el principal objetivo de un sistema SCADA eléctrico es mantener confiable el suministro de energía a los consumidores, permitiendo monitorear, controlar y optimizar el proceso de transmisión y distribución eléctrica en tiempo real. “Si bien parece un rol simple, es un tema muy complejo que depende, entre otros factores, de la matriz de generación, las condiciones geográficas del país, los diferentes tipos de consumidores, y el nivel de automatización de las distintas redes”, indica. “En la actualidad estamos observando que se está generando una conciencia relacionada con el buen manejo de nuestro sistema eléctrico. Si bien algunos de los

sistemas que se usan actualmente pueden tener más de ocho años de antigüedad (que, en términos de tecnología, es mucho tiempo), las principales compañías de transmisión y distribución así como los grandes consumidores, están realizando importantes inversiones en modernización o adquisición de nuevos sistemas SCADA”, acota. Aunque en el mundo industrial también se utiliza software SCADA para la automatización de procesos, éstas difieren de forma significativa de las plataformas usadas para la supervisión y control de las redes eléctricas. Los profesionales de Schneider Electric, señalan que mientras la automatización de procesos está preocupada de una gran cantidad de datos y controles en una planta (fábrica), la automatización eléctrica está distribuida por una zona muy amplia. “Portando los modernos sistemas de automatización eléctrica, debe poseer una alta capacidad de decisión local (automatización en el nivel de subestación), pero también trabajan coordinados por un sistema regional más amplio (centro de despacho/control), más que comunicase con todas las subestaciones, grandes consumidores y plantas de generación”.

misma velocidad”, indican.

Asimismo, destacan la importancia de los tiempos de respuesta. “Para el sistema eléctrico, milésimas de segundo pueden hacer toda la diferencia entre una falla ni percibida por la población, contra un desligamento o black-out. Los eventos y perturbaciones del sistema eléctrico son muy rápidos, y el sistema debe estar preparado para detectar y responder con la

Coincidiendo con lo anterior, Candela, de Siemens, sostiene que “a simple vista, se podría pensar que se trata de los mismos sistemas, pero son prácticamente dos mundos distintos. “Los SCADA eléctricos (mejor conocidos como EMS o Energy Management Systems) deben estar preparados para recibir grandes cantidades de información (conocidas como ‘avalanchas’) en un muy corto plazo de tiempo. Por ejemplo, en un ‘blackout’ como el ocurrido el año pasado, miles de señales fueron registradas en un lapso de segundos. Esto es posible, gracias a que cada señal generada cuenta con su propia estampa de tiempo; es decir, cada señal lleva un registro de la hora exacta en que ésta ocurrió”, agrega. Además, el profesional explica que existen estándares que aplican directamente para los Energy Management Systems. “Por ejemplo, la norma IEC 61968/61970, también conocida como el Common Information Model (CIM), la cual define un lenguaje común relacionado con la industria eléctrica de potencia. El cumplimiento de esta norma permitiría una integración mucho más clara, rápida y eficiente entre los diferentes sistemas SCADA”, comenta. “Hoy prácticamente toda compañía Generadora, de Transmisión, de Distribución, e incluso los grandes consumidores de energía cuentan con un SCADA eléctrico, pero con la particularidad de que cada uno usa un ‘lenguaje distinto’. La integración de estos sistemas requiere de grandes inversiones de ingeniería y soluciones IT”. Por su parte, Gerald Esparza, Jefe del Area de Aplicaciones Tecnológicas de CLAS Ingeniería Eléctrica, aporta otra diferencia: las RTUs (Unidad de Terminal Remota) e IEDs (Dispositivos Electrónicos Inteligentes) –los elementos que generan y recogen los datos en terreno- se comunican con el SCADA, a través de protocolos de

comunicación “en tiempo real”, como DNP 3.0, IEC 61850, IC o IEC 60870-6, que permiten comunicación y cuentan, por lo general, sincronización con GPS.

La “red inteligente” necesita SCADAs En los últimos meses, mucho se ha hablado del modelo de “Smart Grid” que, como explican los profesionales de Schneider Electric, incorpora equipos inteligentes en la red eléctrica, desde el punto de consumo en las habitaciones hasta el sistema de transmisión en Alta Tensión, pasando por toda la distribución eléctrica. “El SCADA es un elemento de esta cadena que, si bien es diseñado, es el elemento que trabaja los datos que vienen de los equipos y sistemas inteligentes, presentándolos de manera organizada y fácil para el operador del sistema”, comentan. “Si bien es cierto el modelo Smart Grid hace más eficiente el sistema de redes eléctricas, también lo hace más complejo, por lo que se torna necesario un sistema SCADA para una clara visualización de la instalación”, agrega Esparza. Para las empresas usuarias de SCADAs eléctricos, la seguridad informática es un tema de creciente preocupación. Sobre este punto, Marcio Schmitt y Karolina Aravena, de Schneider Electric, recomiendan trabajar esta temática en tres dimensiones: Estandarización, como la iniciativa de NERC en EE.UU., o de IEC en Europa; Tecnología, donde fabricantes están poniendo recursos de I&D para donar más robustez a sus equipos o sistemas; y procedimientos de seguridad que deben ser seguidos por los s de los sistemas informáticos. Para Candela, de Siemens, este tema siempre será un tema de preocupación, más en estos tiempos de apertura y conectividad. “Hoy en día, estos sistemas deben tener una integración horizontal y vertical a todo nivel. Por lo tanto, más que ocultarnos, debemos enfrentar este tema, por ejemplo, adoptando sistemas avanzados de ciberseguridad, como los que sugiere la NERC en su estándar CIP (Critical Infrastructure Protection)”, comenta. En este sentido, los profesionales de Schneider Electric recuerdan que los sistemas SCADA son destinados a aplicaciones críticas. “Por esto, es importante seleccionar proveedores que tengan dominio de la tecnología, que sean fabricantes del sistema, que tengan estructura de atención técnica, que el sistema tenga alta capacidad de integrar diferentes subsistemas, y que esté dimensionado no sólo para aplicaciones actuales, sino también para ampliaciones futuras”, recomiendan. Para Candela, de Siemens, un criterio muy importante es que se trate de un sistema SCADA abierto y modular. “Esto quiere decir que cumpla con estándares internacionales, que tenga interfaces abiertas, que maneje conceptos de Seguridad IT y que sea escalable en el tiempo”, aclara. Asimismo, recuerda que no necesariamente todos los clientes necesitan lo mismo. “Los sistemas SCADA de la actualidad permiten prácticamente implementar una plataforma a la medida de cada cliente, agregando o eliminando módulos. A su vez, es muy sencillo posteriormente poder ampliar estos sistemas dependiendo de los nuevos requerimientos de los clientes, concluye.