Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas Facultad de Ingenieŕıa Eléctrica Departamento de Automática y Sistemas Computacionales Tesis de Maestŕıa Aplicación SCADA para la monitorización del sistema eléctrico aislado “Cayo Santa Maŕıa” Tesis presentada en opción al grado de Máster en Automática y Sistemas Informáticos Autor: Ing. Sergio Emil Samada Rigó Tutor: Dr.C. Alain Sebastián Mart́ınez Laguardia Santa Clara 2018 “Año 60 de la Revolución” Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas Facultad de Ingenieŕıa Eléctrica Departamento de Automática y Sistemas Computacionales Tesis de Maestŕıa Aplicación SCADA para la monitorización del sistema eléctrico aislado “Cayo Santa Maŕıa” Tesis presentada en opción al grado de Máster en Automática y Sistemas Informáticos Autor: Ing. Sergio Emil Samada Rigó email: ssamada88@gmail.com Departamento de Automática y Sistemas Computacionales, FIE, UCLV Tutor: Dr.C. Alain Sebastián Mart́ınez Laguardia email: amguardia@uclv.edu.cu Departamento de Automática y Sistemas Computacionales, FIE, UCLV Santa Clara 2018 “Año 60 de la Revolución” Dedicatoria A mi pequeño, Sergio Emil, mi inspiración. Que este esfuerzo le sirva de ejemplo en el futuro que tiene por construir. A mi mamá, Dámaris, la art́ıfice de todo lo que soy. A mi abuela, Blanca, no existe un solo d́ıa que no te recuerde, te quiero y extraño mucho. A mi abuelo, Charles, afortunado de tenerte, siempre has sido un ejemplo para mı́. i Agradecimientos A mi esposa Yohanna, por soñar junto a mı́, por su comprensión desmedida y por darme la dicha de formar una hermosa familia. A mi abuelo, mis padres y mis hermanos, por la confianza que han depositado en mı́ y por acompañarme en el dif́ıcil trayecto de la vida; sin ustedes seŕıa imposible llegar a ser quien soy. A Osniel, por brindarme su excepcional conocimiento, orientación y amistad, este resultado en gran medida es suyo. Al Dr.C. Waldo Pérez Garćıa, por estar siempre presente como parte de mi familia, por transmitirme sus experiencias, sensatez y profesionalidad. A mi tutor, Dr.C. Alain Mart́ınez Laguardia, por contribuir en mi formación como profesional y por compartir su sabiduŕıa. A los colegas del grupo de Automática y Comunicaciones de la Empresa Eléctrica de Villa Clara: Manuel, Yoelvis, Yasmani y Reinaldo, por los buenos años de trabajo conjunto. A los compañeros de la maestŕıa, en especial a Ernesto y Emilio, para mı́ es un privilegio contar con su amistad. A Los profesores del Departamento de Automática y Sistemas Computacionales de la Facultad de Ingenieŕıa Eléctrica, en especial a Gilberto, Ailet y Valeriano, por el apoyo recibido. Sergio Emil Santa Clara, 2018 ii Resumen La monitorización y control de todo proceso industrial en la sociedad actual consti- tuye un requisito indispensable para lograr una eficiente productividad. Particularmente para los sistemas eléctricos, tanto aislados como sincronizados con una red, el tema ha cobrado gran auge, debido a la evolución de estos hacia redes inteligentes. Este trabajo se enmarca en el diseño de un sistema SCADA que integre la central de generación y la subestación eléctrica, de forma flexible hacia los proyectos futuros y que permita mejorar la operación del sistema eléctrico aislado Cayo Santa Maŕıa. El diseño se llevó a cabo utilizando la plataforma de desarrollo Eros, versión 5.9 y para la adquisición de las variables de campo se manejó el protocolo Modbus y el estándar OPC. Como parte de este sistema además se diseñó la red de comunicacio- nes entre los objetivos tecnológicos a nivel f́ısico, se programó un cliente web para la monitorización de los parámetros del SCADA desde la red corporativa y se agregaron las variables más significativas al supervisor ION Enterprise que opera el Despacho Provincial de Carga. Como resultado, la solución obtenida supone un ahorro económico considerable, satisface los requerimientos funcionales y de operación preestablecidos, y brinda una elevada flexibilidad frente a posibles modificaciones futuras. iii Índice general Dedicatoria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . I Agradecimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . II Resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . III Índice general . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . IV Índice de figuras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . VI Índice de tablas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . VIII 1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.1. Estructura del informe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 2. Sistemas SCADA en la gestión energética . . . . . . . . . . . . . . . 8 2.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 2.2. Arquitectura y caracteŕısticas funcionales de los sistemas SCADA . . . 9 2.3. Ejemplos de uso de aplicaciones SCADA en sistemas eléctricos . . . . . 10 2.4. Plataformas comerciales de desarrollo para sistemas SCADA . . . . . . 13 2.4.1. SIMATIC WinCC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 2.4.2. Movicon . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 2.4.3. PACiS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 2.4.4. Eros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 2.5. Análisis y elección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 2.6. Conclusiones parciales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 3. Diseño del sistema SCADA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 3.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 3.2. Diseño de la red local . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 3.3. Subestación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 3.3.1. DAPServer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 3.4. Generación Mtu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 3.4.1. AGC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 3.4.2. Nport 5600 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 3.5. Generación Hyundai y Man . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 3.6. Diseño de las interfaces de usuario o HMI . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 iv Índice general 3.7. Cliente web . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 3.8. Conclusiones parciales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 4. Discusión de los resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 4.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 4.2. Interconexión Eros-ION Enterprise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 4.2.1. DPC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 4.2.2. ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 4.2.3. Arquitectura de la interconexión Eros-ION . . . . . . . . . . . . 53 4.3. Interfaces gráficas de usuario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 4.3.1. Interfaces principales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 4.3.2. Interfaz de alarmas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 4.4. Pruebas al sistema de adquisición de datos . . . . . . . . . . . . . . . . 59 4.5. Pruebas funcionales al SCADA y el cliente web . . . . . . . . . . . . . 61 4.6. Valoración económica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 4.7. Conclusiones parciales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 Recomendaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 Referencias bibliográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 A.Configuración de la comunicación OPC . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 A.1. Configuración en el cliente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 A.1.1. DCOM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 A.1.2. OpcEnum.exe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 A.2. Configuración OPC en el equipo servidor . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 v Índice de figuras 2.1. Explorador de SIMATIC WinCC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 2.2. Ventana de trabajo de Movicon. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 2.3. Estructura de un proyecto en Movicon. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 2.4. Arquitectura de PACiS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 2.5. Editor de Configuración del Sistema PACiS. . . . . . . . . . . . . . . . 23 2.6. Ventana de trabajo del Eros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 3.1. Topoloǵıa de la red. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 3.2. Componentes vinculados a la red de fibra en cada nodo. . . . . . . . . . 32 3.3. Panel de distribución para la fibra óptica de 24 puertos, A270 ODF. . . 32 3.4. Conversor Planet FT-802. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 3.5. Conmutador ZTE ZXR10 2918E. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 3.6. Arquitectura del sistema DS Agile. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 3.7. Servidor DAPmini. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 3.8. Adquisición de datos de los grupos Mtu. . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 3.9. Terminales del AGC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 3.10. Adquisición de datos de los grupos Hyundai y Man. . . . . . . . . . . . 44 3.11. Estructura de las interfaces de usuario del SCADA. . . . . . . . . . . . 46 3.12. Boceto del cliente web. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 4.1. Integración de las variables del SCADA de Cayo Santa Maŕıa en el su- pervisor ION del DPC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 4.2. Interfaz de navegación por botones y por el menú desplegable. . . . . . 55 4.3. Interfaz de Inicio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 vi Índice de figuras 4.4. Interfaz relacionada con la Generación. . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 4.5. Interfaz relacionada con la Subestación. . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 4.6. Interfaz relacionada con el Consumo Energético y la Facturación. 58 4.7. Barra de Alarmas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 4.8. Interfaz de almacenamiento de Alarmas. . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 4.9. Lecturas de registros de entrada y entrada discreta asociados al contro- lador Dap. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 4.10. Lecturas de registros de entrada y entrada discreta asociados al contro- lador AGC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 4.11. Lecturas de registros, de los grupos Hyundai, a través de OPC. . . . . . 61 4.12. Generación y carga del sistema aislado durante pruebas realizadas. . . . 62 4.13. Interfaz relacionada con la Generación en una prueba real. . . . . . . 62 4.14. Interfaz relacionada con el grupo Mtu 1 en una prueba real. . . . . . . 63 4.15. Sección Generales del cliente web. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 4.16. Sección Hyundai del cliente web. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 4.17. Relación precios-demanda de servicios de SERCONI. . . . . . . . . . . 66 4.18. Costo equivalente al desarrollo de la aplicación por SERCONI. . . . . . 66 A.1. Ejecutar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 A.2. Administrador de Servicios de Componentes. . . . . . . . . . . . . . . . 76 A.3. Propiedades de Mi PC, propiedades predeterminadas. . . . . . . . 77 A.4. Acceso a las propiedades de OpcEnum a través del Administrador de Servicios de Componentes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 A.5. Propiedades de OpcEnum, nivel de autenticación. . . . . . . . . . . 79 A.6. Propiedades de OpcEnum, ejecución. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 A.7. Propiedades de OpcEnum, seguridad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 A.8. Acceso a las propiedades de MatrikonOPC Server for Simulation and Testing a través del Administrador de Servicios de Componentes. . . . 81 vii Índice de tablas 3.1. Componentes de hardware del AGC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 A.1. Usuarios a agregar en los Permisos de acceso e Inicio y activación. . . 78 A.2. Permisos establecidos a cada usuario para manejar OPCenum. . . . . . 81 viii Caṕıtulo 1 Introducción Como muchos de los descubrimientos de los seres humanos, éste ya se encontraba ah́ı desde el principio, formando parte de la naturaleza. El fenómeno de la electricidad comenzó a ser observado por los griegos en la antigüedad pero su estudio cient́ıfico sistemático no comenzó hasta los siglos XVII y XVIII. A finales del siglo XIX los inge- nieros lograron aprovecharla para el uso residencial e industrial. La creciente sucesión de aplicaciones que esta forma de la enerǵıa produjo, hizo de la electricidad una de las principales fuerzas motrices de la segunda revolución industrial (Ford, 1922). Por lo general, la enerǵıa eléctrica se crea a través de generadores electromecánicos movidos por el vapor producido a partir de combustibles fósiles, también por el calor desprendido en reacciones nucleares, o de otras fuentes como la enerǵıa cinética extráıda del viento o el agua y la enerǵıa térmica del sol. En śıntesis, se obtiene a partir de la transformación de una clase de enerǵıa “no eléctrica” (Hourné, 2012). La electricidad constituye una forma de enerǵıa tan versátil que se ha convertido en la columna vertebral de la sociedad industrial moderna. Posee innumerables aplicaciones que incluyen desde los planos domésticos e industriales hasta los de la medicina y el transporte. Como ejemplos se pueden citar: las telecomunicaciones, la computación, la robótica, los motores eléctricos, los transformadores, las máquinas frigoŕıficas y de climatización, la electroqúımica, la iluminación y el alumbrado, la electromedicina y los electrodomésticos. Los competitivos niveles de productividad, eficiencia y calidad de servicio, en el progreso desencadenado con el decursar de los años, ha conllevado a constantes cambios e innovación en la industria eléctrica (que incluye desde la generación, transmisión y distribución hasta la comercialización de la enerǵıa) (Red-Eléctrica-España, 2009). 1 Caṕıtulo 1: Introducción El surgimiento de la automatización ha emergido como elemento fundamental en el perfeccionamiento de este sistema de producción. Gracias a la automática es posible garantizar el correcto funcionamiento, explotación, supervisión y gobierno de tal sistema (Izaguirre, 2012). La industria eléctrica ha alcanzado un auge notable en cuanto a nivel de auto- matización se refiere en las últimas décadas. Estos logros devienen de la inclusión de dispositivos de estado sólido basados en microprocesadores, denominados dispositivos electrónicos inteligentes (IED, Intelligent Electronic Device) y sistemas SCADA (Super- visory Control and Data Acquisition). Los primeros presentan interfaces de comunica- ción, almacenan datos históricos y constan de unidades terminales remotas integradas para la entrada y salida de datos (I/O, input/output) (Andréula, 2010). Los sistemas SCADA, por su parte, permiten manejar grandes cantidades de información en tiempo real y en diferentes puntos del proceso. Luego la transmiten a centros procesadores los cuales en función de los algoritmos que emplean, para su centro de trabajo, la utilizan para representarla, realizar acciones de control o simplemente almacenarla (Izaguirre, 2012; Ballesteros, 2009). A nivel mundial varias compañ́ıas ofrecen soluciones integrales y flexibles para requi- sitos de automatización en este campo, con altos niveles de calidad y seguridad. Entre estas se destacan: Schneider Electric, ABB, Siemens, Alstom entre otras, cada una con sus particularidades pero en general gozan de excelente prestigio internacional. En Cuba, la Unión Nacional Eléctrica (UNE) es la entidad encargada de la pro- ducción, transmisión, distribución y comercialización de la electricidad y tiene como compromiso lograr estas actividades de forma segura, confiable y eficiente, con elevado nivel de satisfacción, promoviendo el desarrollo y bienestar de los recursos humanos en ellas movilizados y con profundo respeto al entorno ambiental (Dirección-Generación- Distribuida, 2007). Si bien el avance de la industria eléctrica en el páıs se apoyó en un programa inver- sionista de construcción de varias termoeléctricas en el siglo pasado (lo que trajo consigo un salto en el incremento de las capacidades de generación y la producción) (Padrón, 2011), hay que destacar que en el Peŕıodo Especial se produjo un decrecimiento signifi- cativo en la disponibilidad de generación de enerǵıa eléctrica como consecuencia de la 2 Caṕıtulo 1: Introducción crisis económica y dentro de esta, espećıficamente, la escasez de combustible. Posterior- mente en los años 2004 y 2005 se conforma el programa de La Revolución Energética en Cuba con un enfoque integrador y sistémico a partir de la reformulación de las estrate- gias de la nación. Este se desarrolla a partir de la necesidad existente de incrementar las cuotas de producción de enerǵıa pero transitando hacia un esquema de generación distribuida (Dirección-Generación-Distribuida, 2007). El esquema de generación distribuida ha estado identificado con la instalación de emplazamientos compuestos por bateŕıas de grupos electrógenos (motor de combustión interna que opera con diesel o fuel oil acoplado a un generador) distribuidos en de- pendencia de su potencia y utilidad a todo lo largo y ancho del páıs, conectados en su mayoŕıa al Sistema Electroenergético Nacional (SEN) y con el fin de apoyar a las centrales termoeléctricas en el proceso normal de generación (Hourné, 2012; Castro, 2011; Llosas, 2010). Con la inserción de estos grupos electrógenos, los cuales poseen tecnoloǵıa de calidad y elevados niveles de automatización, se ha apostado también por la modernización de las subestaciones eléctricas. Se han colocado analizadores de redes y protecciones digitales, telecontrol para manipular los interruptores, cuchillas motorizadas entre otras. Esto ha propiciado la instalación de sistemas SCADA en los Despachos Provinciales de Carga (DPC) y el Despacho Nacional de Carga (DNC), con el propósito de hacer más eficiente la operación del SEN. Sistemas como Eros y Power Logic ION Enterprise resultan objetos de mención. La Empresa Eléctrica de Villa Clara no ha sido excluida de este proceso de transfor- mación. Conjuntamente con el montaje y puesta en marcha de los grupos electrógenos, comenzó la sustitución de los dispositivos de medición y protección analógicos por digi- tales en las subestaciones eléctricas. Entre las ventajas que poseen se encuentran el alto por ciento de exactitud en las variables medidas y la inclusión de módulos de comuni- cación remota que permite integrarlos a sistemas SCADA. También cabe mencionar la instalación del SCADA Ion de Schneider Electric, a nivel de DPC, en el cual se con- centran todas las mediciones de los objetivos operativos bajo su jurisdicción (aquellos que tengan canal de comunicación con el DPC), d́ıgase subestaciones de transmisión, subtransmisión y distribución primaria, además de grupos electrógenos. Para el caso 3 Caṕıtulo 1: Introducción particular de los grupos electrógenos se cuenta con el SCADA Eros, que centraliza la información proveniente de cada emplazamiento y a su vez este tributa al SCADA Ion. Como se ha expresado anteriormente, se han logrado resultados notables en la últi- ma década, sin embargo, aún quedan varios inconvenientes a los cuales hay que prestar atención. El sistema Cayo Santa Maŕıa, constituye un objetivo estratégico para la em- presa y el páıs en general. Como sistema eléctrico garantiza la generación, transmisión y distribución de toda la enerǵıa que se consume en este importante polo tuŕıstico, situa- do al norte de la provincia de Villa Clara, lo que se traduce en un aporte significativo a la economı́a cubana. Este sistema no está conectado a la red nacional, por lo que constituye un sistema de suministro eléctrico aislado (Elices, 2001). La enerǵıa se produce a partir de un esquema de bateŕıas de grupos electrógenos distintos en cuanto a: su tecnoloǵıa (Hyundai, Mtu y Man) y su capacidad de generación (1700, 1800 y 3850 kW). Además de la central de generación, el sistema está compuesto por una subestación eléctrica de 13.8 kV, con tecnoloǵıa de Alstom, que puede ser telecomandada de forma local o remota. A esto se le sumaŕıa como proyecto futuro la automatización de las islas de combustible. A corto plazo, el aumento de la capacidad de generación instalada, debido a la continua construcción de hoteles e instalaciones para el turismo, conlleva a un desaf́ıo considerable, incluso para los operadores más experimentados. Por la caracteŕıstica de ser un sistema aislado, es importante subrayar que un incidente menor podŕıa desatar una reacción en cadena que culminaŕıa en un apagón generalizado, provocando aśı una afectación significativa de la calidad del servicio eléctrico ofrecido a los clientes. Para la gestión del sistema no existe un centro de despacho energético definido, donde esté integrada toda la información, tanto de la generación como de la subestación en un sistema SCADA único. Cada tecnoloǵıa de generación aśı como la subestación eléctrica cuenta con un supervisor independiente; además, los centros de control de la generación y la subestación se localizan geográficamente desplazados, lo que produce ineficiencias en la operación. Todo lo anterior conduce a plantearse como problema cient́ıfico: no se dispone de una herramienta de software capaz de integrar la generación y la subestación eléctrica en el sistema eléctrico aislado Cayo Santa Maŕıa que permita mejorar la operación. 4 Caṕıtulo 1: Introducción Para dar solución al problema se define como objetivo general: diseñar un sistema SCADA que integre la central de generación y la subestación eléctrica, de forma flexible hacia los proyectos futuros y que permita mejorar la operación del sistema eléctrico aislado Cayo Santa Maŕıa. Como objetivos espećıficos se proponen: Describir las tendencias de desarrollo de aplicaciones SCADA para la automati- zación de sistemas eléctricos. Diseñar la topoloǵıa y arquitectura de la red que interconecta los objetivos ope- rativos y corporativos a nivel f́ısico. Diseñar el prototipo de software SCADA sencillo y ajustado a las necesidades funcionales y de operación. Programar un cliente web para monitorizar los parámetros del sistema eléctrico desde la red corporativa. Evaluar el desempeño de la aplicación a partir de pruebas realizadas. Para cumplir con los objetivos se consideran las siguientes tareas de investigación: Descripción de las tendencias de desarrollo de aplicaciones SCADA para la auto- matización de sistemas eléctricos. Caracterización de plataformas comerciales de desarrollo como base para la elec- ción. Diseño de la topoloǵıa y arquitectura de la red a nivel f́ısico. Diseño del prototipo SCADA, lo cual incluye: a) Selección del sistema de adquisición de datos. b) Diseño de las interfaces de usuario. c) Inclusión en el supervisor del DPC las variables del SCADA de Cayo Santa Maŕıa. 5 Caṕıtulo 1: Introducción Programación del cliente web para monitorizar los parámetros del sistema eléctri- co desde la red corporativa. Evaluación del desempeño de la aplicación a partir de pruebas realizadas. El resultado alcanzado con este trabajo radica en la obtención de un sistema SCADA con una solución técnica y económicamente factible para la empresa. Con la ejecución del proyecto se resuelve la problemática vinculada a la adquisición de un software de alta complejidad y valor, por lo tanto, desplegar una herramienta de este tipo, contribuye a perfeccionar la operación del sistema eléctrico aislado Cayo Santa Maŕıa. Lo anteriormente señalado tributa en un aumento de la calidad del servicio eléctrico. También teniendo en cuenta el crecimiento de la demanda de enerǵıa eléctrica en la región, puede ser flexible hacia los proyectos futuros sin la necesidad de ser realizados estos por compañ́ıas externas. Para acometer esta tarea están disponibles los recursos materiales y humanos a fin de lograr los objetivos propuestos. La temática a tratar tiene un significado notable en el progreso de los sistemas de generación de enerǵıa eléctrica en Cuba. Si bien la implementación de sistemas SCADA no constituye una materia novedosa en estos tiempos, por la cantidad de compañ́ıas que los desarrollan, para la Empresa Eléctrica de Villa Clara śı representa un valioso aporte económico y práctico. También vale la pena resaltar que el sistema aislado Cayo Santa Maŕıa es uno de los pocos, en el páıs, que cuenta para la generación con motores de tecnoloǵıas y capacidades distintas (tal y como se mencionó anteriormente), lo que hace aún más importante el tema de la monitorización. 1.1. Estructura del informe El trabajo, posterior a este caṕıtulo introductorio, está compuesto por tres caṕıtulos de contenido, conclusiones, recomendaciones, referencias bibliográficas y finalmente los anexos. A continuación se resumen los aspectos tratados en cada caṕıtulo de contenido: Caṕıtulo 2: Se define la arquitectura y caracteŕısticas funcionales de los sistemas SCA- 6 Caṕıtulo 1: Introducción DA. Se realiza un análisis de la literatura cient́ıfica a partir de trabajos que im- plementan soluciones SCADA relacionadas con sistemas eléctricos, especialmente aquellos que se consideran aislados. Por último, se expone una caracterización de cuatro entornos comerciales de desarrollo tomados como base para elegir el que se empleará finalmente. Caṕıtulo 3: Se diseña la arquitectura y topoloǵıa de la red a nivel f́ısico. Se describen las caracteŕısticas de las tecnoloǵıas de generación y distribución de enerǵıa, los sistemas de automatización operantes y se definen los protocolos industriales de comunicación a emplear para la integración al SCADA. Por último se expone el diseño de las interfaces de usuario aśı como del cliente web. Caṕıtulo 4: Se abordan brevemente las caracteŕısticas del DPC aśı como el supervisor operante y se expone la arquitectura, conjuntamente con las herramientas, para integrar los sistemas Eros-ION. Se ilustran las interfaces de usuario que compo- nen el SCADA diseñado. Se muestran los resultados que validan el sistema de adquisición y las pruebas realizadas al SCADA y el cliente web. Por último se ofrece una valoración económica. 7 Caṕıtulo 2 Sistemas SCADA en la gestión energética 2.1. Introducción Conjuntamente al afán del ser humano de controlar aquellos procesos complejos y el impulso acelerado de la electrónica, los medios técnicos de automatización y la ingenieŕıa de software, ha sido posible el surgimiento de los sistemas SCADA. Estas herramientas se emplean en el control de oleoductos, yacimientos de gas y petróleo, redes de distribución de gas natural, generación energética y sistemas de transmisión de enerǵıa eléctrica; permitiendo minimizar las tareas de los operadores, alcanzar un mayor rendimiento, aumentar la productividad y ofrecer mayor seguridad (Gómez, 2007). El caṕıtulo queda distribuido de la siguiente forma: Arquitectura y caracteŕısticas funcionales de los sistemas SCADA. Ejemplos de uso de aplicaciones SCADA en sistemas eléctricos. Plataformas comerciales de desarrollo para sistemas SCADA. Análisis y elección. Conclusiones parciales 8 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética 2.2. Arquitectura y caracteŕısticas funcionales de los sistemas SCADA Un sistema SCADA no sigue un esquema internacional ni tampoco un criterio estándar en su concepción, debido a que varios autores y compañ́ıas de desarrollo confor- man sus propias ideas al respecto. Aún aśı, se puede presentar en términos generales un diseño arquitectónico adecuado (Padrón, 2011). Según Hernández (Hernández, 2006), los sistemas SCADA constan de cuatro niveles: Nivel de instrumentación: El sistema maneja una instrumentación de tipo electróni- co donde la variable f́ısica se convierte en una señal eléctrica. Nivel RTU: La RTU (Remote Terminal Unit), es un dispositivo microprocesador que recoge, almacena y procesa la información que proviene de la instrumentación de campo. Nivel de comunicaciones: Encargado de tomar la información de la RTU y trans- mitirla por el medio escogido hasta el centro de control. Centro de control: Está compuesto por un conjunto de computadoras, periféricos y software que realizan el procesamiento de las señales y la presentación de los datos al operador. De la misma forma deben contener una serie de requisitos funcionales para que puedan ser explotadas todas sus prestaciones al máximo. Dichos requisitos se exponen a continuación (Gómez, 2007; Rodŕıguez, 2013): Funcionalidad completa tanto de configuración como de visualización, en sistemas operativos de alto nivel y sobre cualquier computadora estándar. Arquitectura abierta capaz de combinar aplicaciones estándares y de usuario, que posibiliten a los desarrolladores crear soluciones de monitorización y supervi- sión optimizadas: ActiveX para la ampliación de prestaciones, OPC (OLE for Process Control) para comunicaciones con terceros, OLE-DB (Object Linking 9 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética and Embedding-Data Base) para la comunicación con bases de datos, lenguaje estándar integrado VBA (Visual Basic for Applications) o ANSI C, acceso a fun- ciones y datos mediante API (Application Program Interface). Sencillez de instalación, sin exigencias de hardware elevadas, fáciles de manejar y con interfaces de usuario sencillas. Integración con herramientas ofimáticas y de producción. Fácilmente configurable y escalable, capaz de crecer o adaptarse según las nece- sidades cambiantes de la empresa. Independiente del sector y la tecnoloǵıa. Comunicaciones flexibles y de forma transparente con los usuarios, el equipo de planta y el resto de la empresa (redes locales y de gestión). La topoloǵıa vaŕıa de acuerdo a las caracteŕısticas de cada aplicación, e incluso, de acuerdo a las carac- teŕısticas del proceso, puede ser necesario el uso de componentes redundantes. 2.3. Ejemplos de uso de aplicaciones SCADA en sis- temas eléctricos En sentido general, varios trabajos en la literatura cient́ıfica abordan temas rela- cionados con el diseño e implementación de sistemas SCADA para la monitorización y supervisión de sistemas eléctricos, tanto aislados como sincronizados con una red. Con la evolución de los sistemas eléctricos hacia redes inteligentes (Smart Grid) este tema ha cobrado gran auge en la última década. A continuación se exponen algunos resultados. Villegas (Villegas, 2015) exhibe el diseño e implementación de un sistema de adquisi- ción de datos y monitorización, para los generadores śıncronos del simulador experimen- tal de sistemas eléctricos de potencia de la SEPI-ESIME. El simulador está compuesto por cuatro áreas de control y se utiliza para fines de docencia y de investigación. Desde el punto de vista de equipamiento contiene todos los tipos de máquinas eléctricas: es- peciales, escaladas y no escaladas, incluso se pretende interconectar fuentes de enerǵıa 10 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética renovables La adquisición de datos se realiza en tiempo real, con tiempos de muestreo configurables; el conjunto de variables a monitorizar incluye, tanto las eléctricas, como las mecánicas de los generadores, para lo que se emplea un arreglo de compuertas pro- gramables (FPGA, Field Programmable Gate Array). Como herramientas de software para la monitorización y el análisis de señales se utiliza LabVIEW y MATLAB. Weber (Weber, 2011) y Lanas (Lanas, 2011) presentan la implementación de una plataforma SCADA aśı como un programa especializado en la gestión de los recursos energéticos. Ambos trabajos persiguen optimizar el despacho y minimizar los costos de operación del sistema de electrificación sustentable aislado de la localidad de Huatacon- do (Chile). El sistema eléctrico en cuestión está conformado por un grupo electrógeno diésel y unidades de generación distribuida a base de enerǵıas renovables no convencio- nales, tales como: paneles fotovoltaicos, sistemas de almacenamiento con bateŕıas y una planta eólica. Para la interconexión de estos elementos de generación se manejan los estándares Ethernet, RS-485 e IEEE 802.15.4 (ZigBee) a través de los protocolos OPC y Modbus. El flujo de información se centraliza en un servidor que incluye un enlace seguro a través de internet, mediante una red privada virtual (VPN, Virtual Private Network), para monitorizar de forma remota el sistema aislado. Manassero, Torres, López, Furlani, Regalini y Orué (Manassero, 2011) proponen un Sistema Integral de Supervisión (SIS), para monitorizar, en tiempo real, las variables f́ısicas del sistema de combustible, aśı como las variables eléctricas de los grupos de generación de las centrales térmicas que administra la compañ́ıa ENARSA (Enerǵıa Argentina S.A). El SIS se basa en un sistema de control distribuido con controladores lógicos programables (PLC, Programmable Logic Controller) a partir de una red f́ısica con topoloǵıas en estrella y en bus; espećıficamente, la adquisición de datos se maneja en tres niveles: un nivel de campo con enlaces RS-485 a través del protocolo Modbus RTU, un segundo nivel, que utiliza Modbus TCP sobre Ethernet entre los autómatas, los módulos de E/S distribuidos, la interfaz de usuario (HMI, Human Machine Interface) y un gateway que concentra todas las mediciones para luego transmitirlas al centro de control (COG, Control Operativo de Generación) de ENARSA; y un tercer nivel basado en una interfaz satelital entre el concentrador y el COG. En Silupú (Silupú, 2016) se muestra el diseño de un sistema SCADA para integrar 11 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética las subestaciones de 66 kV del interconectado eléctrico denominado “Lote 1AB”, al SCADA distribuido que opera la compañ́ıa Pluspetrol Norte S.A. La interconexión de las subestaciones se fundamenta en una red Ethernet sobre fibra óptica; la adquisición de las variables de campo en cada subestación utiliza el protocolo Modbus (tanto RTU como TCP) y la norma IEC (International Electrotechnical Commission) 61850. En el centro de control se manejan interfaces de seguridad, tales como: cortafuegos, zona desmilitarizada (DMZ, DeMilitarized Zone) y VPN, con el fin de independizar la red industrial de la corporativa. Como herramienta de software se emplea la plataforma de desarrollo de Wonderware. Según los resultados expuestos, las tecnoloǵıas empleadas en el desarrollo de sistemas SCADA son diversas y dependen en gran medida de los recursos económicos disponi- bles para invertir en equipamiento. En los casos de sistemas conformados por fuentes de generación con enerǵıas renovables o grupos electrógenos de pequeña potencia, la ten- dencia es utilizar plataformas como Arduino y microcontroladores de interfaz periférico (PIC, Peripheral Interface Controller) (Fernández, 2015; Guamán, 2016). Esta elección se fundamenta en el ahorro significativo, por concepto de adquisición del hardware que procesa la información de la instrumentación de campo, y en las pocas variables que se tienen en cuenta para la monitorización de estos sistemas. Las micro-redes aisladas, por su parte, enlazan subestaciones eléctricas con grupos electrógenos de potencia elevadas para régimen de trabajo continuo. En este sentido, se opta por instalar sistemas SCADA comerciales y de control distribuidos apoyados en PLC, y paralelamente se implementan sistemas de gestión distribuidos (DMS, Distri- bution Management System) que permiten integrar los SCADA con aplicaciones orien- tadas a la operación de las redes eléctricas. La decisión de usos de soluciones propietarias se basa en la complejidad de los procesos de conversión de enerǵıa, en la extensa cantidad de variables que se tienen en cuenta y en las condiciones medioambientales a las que está sometido el equipamiento. Sus ventajas radican en que se optimiza la operación y control, y se brinda la información necesaria para llevar a cabo el mantenimiento de los equipos; como desventaja cabe destacar que ofrecen poca flexibilidad a la hora de incluir nuevos dispositivos, pues para hacerlo es necesario invertir, nuevamente, recursos monetarios para la contratación de 12 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética servicios de ingenieŕıa. Para el sistema caso de estudio, queda demostrado que la solución a emplear es una plataforma de desarrollo comercial. Como base para esta elección se seleccionan: WinCC, Movicon, PACiS y Eros. 2.4. Plataformas comerciales de desarrollo para sis- temas SCADA A continuación se examinan las caracteŕısticas fundamentales de los entornos de desarrollo abordados, siempre considerando aquellos elementos indispensables que tri- butan a las prestaciones. 2.4.1. SIMATIC WinCC SIMATIC WinCC, es una herramienta para la visualización de procesos automatiza- dos y desarrollada por la compañ́ıa alemana Siemens. Diseñado desde el comienzo para uso internacional, constituye el primer SCADA disponible en el mercado con tecnoloǵıa de software de 32 bits para sistemas operativos Windows. Referencias de numerosos sectores en todo el mundo demuestran la versatilidad de la solución y su alto rendi- miento. El sistema básico de WinCC está constituido en su núcleo por dos aplicaciones: una de configuración (WinCC Explorer) y otra de modo de ejecución (WinCC Runti- me). El explorador (Figura 2.1) representa el acceso a todas las opciones de WinCC y está formado por un sistema modular tal y como se enuncia a continuación (Sab́ın, 2007; SIEMENS, 2008): Editor gráfico: Se diseñan los sinópticos que componen la aplicación SCADA a crear. Administrador de variables y comunicaciones: Se establece la configuración de las comunicaciones con los dispositivos de campo aśı como se declara el formato, tamaño y procedencia de las variables a emplear. 13 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética Figura 2.1: Explorador de SIMATIC WinCC. Archivo de procesos: Se configura el almacenamiento de datos y su posterior visua- lización en forma de curvas o de tablas. Alarmas: Se conforma el tratamiento de alarmas del proceso y su visualización. Editor de reportes: Se configura el env́ıo de informes a impresora. Administrador de usuarios: Se crean los derechos de cada usuario sobre el acceso a la información del proceso. Script Global o compilador: Permite programar acciones propias y ejecutarlas de manera periódica o mediante eventos de cambio de variables. Para este fin se utilizan los lenguajes de alto nivel ANSI C o VBA. Referencia cruzada: Permite obtener una lista de referencia de las variables utiliza- das dentro del proyecto. WinCC Runtime, es la encargada de trabajar la aplicación en modo de ejecución, es decir, posterior al diseño. Debe garantizar la lectura de toda la información almacenada 14 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética en la base de datos a través de WinCC Explorer, la visualización del proceso en pantalla y la comunicación con la instrumentación de campo. También almacena en la base de datos los valores del proceso tales como: alarmas, eventos y las acciones que tienen lugar mediante la interacción entre el usuario y la PC. WinCC permite la creación de soluciones en configuración de estación monopues- to (donde el proyecto se ejecuta en un único equipo) o estación multipuesto. Para estaciones multipuesto se pueden crear soluciones cliente-servidor dependiendo de los requerimientos, tanto del sistema como de seguridad; a su vez, el sistema de software está disponible en dos variantes básicas: Paquete completo, compuesto por la licencia tanto para modo de ejecución como para configuración. Paquete modo de ejecución, compuesto solo por la licencia para modo de ejecución. Otros puntos a destacar lo constituyen los históricos (valores del proceso, alarmas y datos de usuario) y la comunicación con dispositivos de campo. Los históricos son manejados a través del sistema de gestión de bases de datos Microsoft SQL Server con elevado rendimiento: gestiona hasta 10 000 valores medidos y 100 alarmas por segundo con requerimientos de memoria muy bajos. Este resultado se fundamenta en algoritmos inteligentes de compresión utilizados. En el caso de la comunicación con dispositivos de campo, WinCC ofrece un amplio set de manejadores que permiten el enlace con autómatas, además de Siemens, de Modicon, Omron, Allen Bradley, Mitsubishi, Sch- neider Electric entre otros. Por último también incluye el estándar OPC. El paquete de opciones de WinCC está disponible para un conveniente número de expansiones del sistema básico y puede ser libremente combinado de acuerdo a los requerimientos de la solución a desarrollar (SIEMENS, 2008). A continuación se exponen algunos de los módulos más importantes: Servidor WinCC (WinCC/Server): Constituye la expansión de una solución mo- nousuario en un sistema cliente-servidor (distribuido) con hasta 12 servidores redundantes y 32 clientes. 15 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética Redundancia WinCC (WinCC/Redundancy): Incrementa la disponibilidad del sistema por concepto de estaciones redundantes o servidores que se supervisan mutuamente, lo que asegura la capacidad de operación del sistema y permite la adquisición común de datos del proceso. Navegador Web WinCC (WinCC/WebNavigator): Proporciona la capacidad de operación y supervisión del proceso v́ıa internet o intranet, mediante navegado- res como Microsoft Internet Explorer, Firefox o el navegador proporcionado por WinCC. Todo esto se logra sin realizar cambios en el proyecto. WinCC/WebUX: Ofrece el acceso a la información del proceso a través dispositivos móviles (tablet PCs o smart-phones). WinCC/Telecontrol: Integra estaciones remotas distribuidas para el telecontrol de sistemas que lo requieran, fundamentalmente aquellos que se encuentran despla- zados geográficamente. Análisis de datos (WinCC/DataMonitor): Muestra, analiza, evalúa y distribuye el estado actual del proceso y los datos históricos (variables medidas, alarmas y datos de usuarios) desde la base de datos del proceso. La instalación de este cliente puede ser realizada incluso en una PC de oficina y contiene diversas herramientas de análisis. Puente de datos del proceso (WinCC/IndustrialDataBridge): Posibilita el in- tercambio de datos de forma bidireccional sin uso de la programación, entre WinCC, sistemas de automatización de diferentes fabricantes y sistemas de tec- noloǵıas de información globales. Estándares como ODBC (Open Database Con- nectivity), OLE-DB, OPC y formatos de Microsoft Office son utilizados para este fin. Auditor WinCC (WinCC/Audit): Facilita la supervisión de cambios en las activi- dades del operador cuando el sistema opera en modo de ejecución, y la grabación de los cambios del proyecto en la estación de ingenieŕıa. Esta grabación se realiza en una base de datos segura y garantiza la continua trazabilidad de ambos, tanto de las actividades del operador como de los cambios del proyecto. 16 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética Servidor de información (SIMATIC Information Server): Soporta la creación de reportes y el análisis de los datos históricos del proceso. Los reportes creados están disponibles a través de interfaces web y pueden integrarse a herramientas de Microsoft Office para el acceso transparente a los datos señalados. Históricos (SIMATIC Historian Process): Proporciona alto rendimiento para ar- chivar información a largo plazo y en modo de tiempo real. Los datos del proceso son adquiridos desde cualquier estación de WinCC y no hay restricciones en con- sideración al número de subsistemas (sistemas de simple estación o servidores redundantes) o la cantidad de datos (variables y alarmas). 2.4.2. Movicon Implementado por la compañ́ıa italiana Progea, Movicon (Monitoring Vision and Control), fue concebido originalmente para la automatización industrial y de edificios inteligentes, sobre la base de sistemas operativos Windows. El éxito conseguido por este entorno de desarrollo desde su invención, ha posibilitado su generalización a va- rios sectores de la sociedad moderna, como se pueden citar las industrias: automotriz, ferroviaria, aeroespacial, qúımica y petroqúımica, de alimentos y bebidas, textil, far- macéutica y eléctrica (Valdés, 2009). La parametrización de todos los módulos de la aplicación a realizar se lleva a cabo en una única ventana, mediante el uso de menús, barras de herramientas y ventanas de proyecto. Los sinópticos, scripts y archivos de configuración se editan en el área de edición, ubicada en el centro de la ventana de aplicación. Posterior al diseño del proyecto, se utiliza una aplicación de modo de ejecución (Valdés, 2009; Amador, 2011). La Figura 2.2 muestra el entorno de trabajo de Movicon. El sistema de software de Movicon requiere de una licencia comercial y está protegido contra el uso ilegal. Existen dos formas de desbloquear y habilitar el programa en concordancia con los requerimientos del cliente: mediante llaves de hardware (dongles) conectadas a los puertos USB o LPT, o mediante llaves de software (softKey) (Progea, 2016). Otra caracteŕıstica interesante es que Movicon está diseñado para la gestión mul- 17 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética Figura 2.2: Ventana de trabajo de Movicon. tilenguaje con cambio de idioma online, tanto para el modo de aplicación como para el de ejecución. Para ello soporta el estándar de codificación de caracteres UNICODE para cualquier tipo de idioma (asiático, árabe entre otros) (Progea, 2013a). La estructura genérica de un proyecto de Movicon está resumida en la Figura 2.3. El núcleo del proyecto está constituido por la Base de Datos de Tiempo Real, donde se almacenan los valores de las variables de la aplicación. Con este módulo principal inter- actúan los restantes módulos: Comunicaciones, Servidor Web, Scripts VBA y Lógicas IL (Instruction List), Planificadores de Comandos y Eventos, Registradores de Datos (Data Logger) y Recetas, Administración de Alarmas, Registros de Eventos Históricos y Rastreo de Variables, Interfaces de Usuario y Administración de Usuarios y Contraseñas (Progea, 2013a,b). Paralelamente Movicon emplea varias herramientas externas para llevar a cabo ope- raciones o funciones espećıficas tales como: Despachador de alarmas (Alarm Dispatcher): Empleada para configurar las no- tificaciones de alarmas v́ıa SMS (Short Message Service), voz o fax. Además puede 18 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética Figura 2.3: Estructura de un proyecto en Movicon. ser empleada para enviar mensajes dentro de subrutinas básicas, relacionadas o no, directamente con las alarmas. Imp.-exp. de variables CSV (CSV Tag Importer-Exporter): Permite la impor- tación/exportación de la Base de Datos de Tiempo Real en archivos con extensión “.csv”. Los comandos de importación/exportación funcionan sobre todos los tipos de datos de la Base de Datos de Tiempo Real: variables, prototipos de estructuras y drivers de comunicación instalados. Referencia cruzada (Cross Reference): Permite obtener una lista de referencia de las variables utilizadas dentro del proyecto. Asistente de generación de alarmas (Tag Alarm Wizard): Crea listas de alar- mas de forma rápida. Limpiador de registros (Clean Log): Elimina viejos archivos de registros de la red que excedan un tiempo de vida programado. 19 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética Visualizador de reportes (Report Viewer): Muestra los archivos de reportes crea- dos. Las interfaces gráficas en Movicon están conformadas por los sinópticos. Constituyen recursos embebidos dentro del entorno de trabajo sobre los cuales se agregan objetos gráficos, animaciones, y permiten realizar las tareas de supervisión. Los sinópticos están basados en funciones gráficas vectoriales SVG (Scalable Vectorial Graphics) adaptables a cualquier resolución de pantalla, para ello, Movicon ofrece una amplia biblioteca de śımbolos y gráficos que hace posible simular los ambientes industriales (Valdés, 2009). Relacionado con las comunicaciones, Movicon incluye un módulo que facilita: la ad- quisición de datos, el env́ıo de señales de control, los enlaces con otros proyectos que se ejecutan en estaciones remotas, la interacción con bases de datos relacionales y la co- municación vertical con aplicaciones de gestión a nivel de empresa. Este módulo emplea una amplia biblioteca de manejadores, que contribuyen a lograr una comunicación efi- ciente y optimizada con dispositivos de los principales fabricantes del mercado (Progea, 2012). También se incluyen los estándares OPC y ODBC; el primero garantiza la conexión con aplicaciones o dispositivos a través de las especificaciones OPC DA (Data Access) y OPC AE (Alarms and Events), y el segundo, permite enlazar dinámicamente variables de la Base de Datos de Tiempo Real con campos de una base de datos perteneciente a los sistemas de gestión de Microsoft: Access, Excel o SQL Server. Por último Movicon se compone del recurso de servicios de red, donde se define la arquitectura del proyecto y la configuración de las estaciones en modo cliente-servidor (Valdés, 2009). 2.4.3. PACiS Desarrollado con los requerimientos globales para aplicaciones avanzadas, PACiS es la última generación de soluciones de automatización de enerǵıa que ofrece Schneider Electric. Diseñado para sistemas operativos Windows, y para el acoplamiento óptimo con la gama MiCOM de IED, brinda soluciones completas a toda la cadena de enerǵıa, desde los equipos primarios hasta el software de gestión de mercado (Schneider-Electric, 2011b). 20 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética PACiS se puede adaptar espećıficamente a una sola subestación, como es usual en- contrar en las empresas eléctricas. También puede brindar un esquema óptimo unificado para varias subestaciones, conjuntamente con fuentes de generación y posibles picos de carga, tal como es el caso de las plantas industriales o de infraestructuras (Schneider- Electric, 2011b). Las comunicaciones f́ısicas entre los componentes están fundamentadas en enlaces serie y Ethernet, con el fin de hacer frente a las diferentes necesidades de rendimiento de la aplicación, la reutilización de equipos existentes y la integración de equipos de terceros. PACiS incluye protocolos series t́ıpicos, tales como, DNP3, Modbus y T103, lo que permite que dispositivos con estas interfaces puedan ser completamente integrados dentro de un esquema de control remoto. Igualmente soporta un amplio rango de IED de protección y medición: MiCOM, SEPAM, ION y otros. Es válido señalar que aun cuando la integración con centros de control remotos están usando cada vez más los protocolos DNP3, IEC 60870-5-101 o IEC 60870-5-104, PACiS respalda una serie completa de protocolos de vieja generación(GI 74, WISP y HNZ) (Schneider-Electric, 2011c). El enlace a través de Ethernet se logra mediante los conmutadores de la gama MiCOM H. Estos dispositivos son diseñados para ambientes industriales y pueden em- plearse o no, integrados dentro de los equipos MiCOM en forma de tarjeta, para una solución más compacta. Admiten varias topoloǵıas: anillo, estrella y mixtas, con el obje- tivo de incrementar la disponibilidad cuando se necesite una configuración redundante (Schneider-Electric, 2011b). En cuanto a protocolos sobre Ethernet, PACiS actualmente respalda la norma IEC 61850. Esta norma ha emergido con gran aceptación a partir de UAC2 (Utilitity Com- munication Architecture) e IEC 60870-5-101/104, con el propósito de ser estandarizada en sistemas eléctricos (IEC, 2003; Prat, 2009). Refiriéndose a la arquitectura, PACiS incluye dos variantes, una base o inicial y la otra total, en la Figura 2.4 se muestran ambas configuraciones. La arquitectura base interconecta una RTU o una computadora con una serie de IED: relevadores de protección, centros de medida y controladores de bah́ıa. Esta arquitectura maestro- esclavo se emplea t́ıpicamente dentro de una subestación de distribución simple, una estación generadora de enerǵıa eólica o una bah́ıa de una subestación de transmisión. 21 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética Figura 2.4: Arquitectura de PACiS. La arquitectura total comprende una red Ethernet que enlaza componentes desde la arquitectura base: la interfaz del operador (OI, Operator Interface), IED, gateways de telecontrol entre otros. La red Ethernet puede ser local en una subestación, caso t́ıpico de una aplicación de transmisión, o puede interconectar sitios dispersos tal como se encuentra en aplicaciones industriales o de infraestructura. Otro elemento a tener en cuenta en aplicaciones que lo requieran es la capacidad de redundancia, la cual puede obtenerse en la fuente de alimentación con conmutación o en cada componente, incluyéndose también en la base de datos de configuración. Una aplicación puede estar constituida de unos pocos equipos integrados o tener funciones repartidas en varios de ellos; lo que implica un equilibrio entre disponibilidad funcional, costo y solidez. Desde el punto de vista de diseño, una aplicación PACiS consta de varias herramien- tas para su configuración: (Schneider-Electric, 2013, 2011a): 22 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética PACiS SCE (System Configuration Editor): Es la herramienta central enfocada a crear las bases de datos que a posteriori serán descargadas a los equipos PA- CiS. Gracias a su enfoque orientado al objeto, PACiS SCE permite el modelado coherente de los datos de configuración: dispositivos, topoloǵıas eléctricas, repre- sentaciones gráficas y automatismos. Además, genera la configuración de archivos de datos para dispositivos IEC 61850 dentro del proyecto. Figura 2.5: Editor de Configuración del Sistema PACiS. Para generar cualquier base de datos a un dispositivo determinado, PACiS SCE no solo maneja la estructura y parámetros del dispositivo en śı, sino que también gestiona el intercambio de datos entre dicho dispositivo con los demás dentro del sistema, e incluso con aquellos que no pertenecen al PACiS. Como ejemplo se pueden mencionar dispositivos de protección y analizadores. La ventana de aplicación PACiS SCE se muestra en la Figura 2.5. Está compuesta 23 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética por las barras de menú, de herramientas y de estado, aśı como un área de trabajo totalmente personalizable en la cual se incluyen ventanas de atributos, plantillas y editores. El acceso a la configuración y propiedades de los objetos se representa en forma jerárquica y de árbol. PACiS SMT (System Management Tool): Se emplea para descargar las bases de datos proporcionadas por PACiS SCE y para verificar la coherencia de las versio- nes. La coherencia de las versiones es bien significativa en sistemas distribuidos, donde se supone que las bases de datos cambien varias veces durante la vida útil; por lo tanto cualquier inconsistencia puede acarrear problemas colaterales. Se pueden manejar hasta dos bases de datos por dispositivo, para minimizar las interrupciones en el servicio durante la extensión o modificación de la aplicación. Igualmente PACiS SMT gestiona el modo de ejecución de la aplicación y super- visa los estados de las comunicaciones de todos los dispositivos que utilicen IEC 61850, ya sean del sistema PACiS o de terceros. PACiS ES (Equipment Simulator): Reproduce un equipo o grupo de equipos fal- tantes o existentes, para probar cualquier acción del usuario o procedimiento de automatización antes de su funcionamiento en sitio. Además de estas herramientas principales, PACiS dispone de otras aplicaciones pa- ra configurar los controladores de bah́ıa, los gateways de telecontrol y las protecciones digitales. De forma general, integra otras prestaciones como son la elaboración de re- portes avanzados, pantallas exclusivamente de alarmas con filtros y métodos para la ubicación precisa de fallos, visualización de la información en lenguaje dual y análisis de registros de oscilograf́ıas. 2.4.4. Eros Eros es el Sistema de Supervisión y Control de Procesos, desarrollado para sistemas operativos Windows, por la División de Automatización de la Empresa de Servicios de Computación, Comunicaciones y Electrónica del Ńıquel de Cuba (SERCONI). Contiene la experiencia acumulada durante más de 15 años y ha sido empleado en diversos 24 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética sectores industriales. Además de la producción de software este grupo ha desarrollado varios IED, entre ellos, un autómata programable denominado EROSPLC. El entorno de trabajo está compuesto por una ventana de aplicación que incluye un menú principal, una barra de herramientas, un espacio de trabajo y por último dos barras, una para la señalización de alarmas y otra de información a los usuarios. En el menú principal está contenido el acceso a todas las caracteŕısticas y herramientas del Eros: creación de mı́micos, tabla y registrador de variables (tendencias), gráficos de perfiles y de pastel, correo electrónico, configuración del sistema, recetas, entre otras. La Figura 2.6 muestra la ventana de trabajo. Figura 2.6: Ventana de trabajo del Eros. Eros dispone de un entorno de programación que permite ejecutar bloques de pro- gramas. Estos scripts, como también se denominan, se ejecutan dentro del sistema en cada ciclo de medición, para realizar una tarea determinada. Esto permite ampliar sus- tancialmente sus posibilidades, al poderse enlazar en los scripts, variables y registros que son medidos en diferentes dispositivos e incluso en diferentes redes. Para este propósito existe un compilador con un lenguaje de alto nivel similar al PASCAL, que convierte el código fuente en un código intermedio, altamente optimizado y que es ejecutado, pos- 25 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética teriormente, por una máquina virtual diseñada para tales efectos (Grupo-Eros, 2011). La comunicación con los dispositivos de campo se realiza mediante manejadores de comunicación. Eros agrega una gran variedad de manejadores para dispositivos con interfaces OPC, Modbus, aśı como autómatas programables (Siemens, Nova, Omron, LG, EROSPLC), reguladores autónomos (CD600, DE20, DR24), analizadores de re- des eléctricas (Circutor SMOR) y sistemas de pasaje. Paralelamente se incluyen dos módulos más; el primero está embebido dentro de la herramienta de configuración del sistema, y a través del protocolo TCP/IP, habilita la comunicación remota con otras PC que ejecuten el Eros; el segundo módulo, implementa una interfaz OLE o ActiveX para facilitar la interacción en caliente con otros sistemas, tales como, páginas web dinámicas y documentos Microsoft Office (Grupo-Eros, 2011). Conjuntamente Eros dispone de un grupo de herramientas o aplicaciones con fines espećıficos: Sistema de reportes: Permite generar reportes, a partir de datos y mediciones ob- tenidas mediante la conexión al Eros como cliente del mismo. Los reportes son presentados en formato de página web o de Microsoft Excel (Grupo-Eros, 2010b). Servidor Modbus: Transfiere información entre el SCADA Eros y cualquier dispo- sitivo o software que utilice el protocolo Modbus (IED u otro SCADA). Esta aplicación se comporta como un esclavo, por lo que puede formar parte de una red de dispositivos (Grupo-Eros, 2010c). EROSBDServer: Exporta las mediciones que realiza el Eros a bases de datos de Mi- crosoft SQL Server. Esto logra la integración del área de procesos y administrativa de una planta o empresa, y por lo tanto, elimina la brecha que generalmente media en la automatización total de una industria determinada (Grupo-Eros, 2010a). 2.5. Análisis y elección En un análisis cŕıtico de los sistemas examinados, se puede arribar a conclusiones que sirven de gúıa para elegir la plataforma a emplear. WinCC y Movicon brindan 26 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética perfecta funcionalidad de operación y supervisión para procesos industriales, sus di- seños modernos, empleando criterios de practicidad y ergonomı́a, hacen posible que los usuarios lo empleen de forma intuitiva. La configuración de una aplicación basada en estos dos entornos de desarrollo es simple y eficiente, lo que representa un ahorro considerable de tiempo de programación. El hecho de contar con una base de datos del proceso integrada, trae consigo un intercambio de información entre sistemas de diversos fabricantes, y por lo tanto, mayor transparencia en la producción. En Cuba empresas como CEDAI, ATI y COPEXTEL los emplean en sus proyectos de automatización integral, alcanzando resultados exitosos. En el caso particular de Movicon, la empresa COPEXTEL es la encargada de su comercialización en el páıs. Una extensa lista de trabajos en la última década, reflejan el desarrollo de aplica- ciones SCADA con Movicon o WinCC, tanto en sectores industriales o instalaciones dedicadas al turismo (Bárzaga, 2016; Valdivia, 2017; Berasategui, 2016; Amador, 2011; Urquijo, 2009). Aún aśı el alto coso de las licencias, hace posible que no se considere viable en este momento para desarrollar la aplicación objeto de estudio. PACiS, por su parte, también cuenta con elevado reconocimiento internacional, a pesar de lo engorroso que resulta la configuración de una aplicación, si se compara con Movicon o WinCC. Esto precisamente se debe a la diversidad de herramientas existentes para el correcto funcionamiento de una aplicación. En Cuba no se tiene experiencia en el montaje y puesta en servicio de este sistema, incluso, no existen referencias de trabajos realizados en la comunidad cient́ıfica donde se use PACiS. Aún aśı se conoce que paulatinamente se ha introducido en el páıs y un ejemplo lo constituye la subestación eléctrica de Cayo Coco, en la provincia de Ciego de Ávila. Asimismo, desde el año 2016, se han instalado bateŕıas de grupos electrógenos, tecnoloǵıa Mtu provenientes de la República Popular China, con PACiS como sistema de automatización. El autor de este trabajo participó en una de las pruebas FAT (Factory Aceptance Test) realizadas a estos grupos. Según lo expuesto, para el caso de la investigación queda descartada; la necesidad de adquisición del hardware de la gama MICOM, además de las licencias para las herramientas de software, encareceŕıan significativamente el proyecto a realizar. Por último, la plataforma Eros es un sistema también moderno y modular. Contie- 27 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética ne interfaces cómodas al usuario y está dotado de funciones fiables y probadas en el ámbito de la producción. Eros compite ventajosamente con otros sistemas similares en cuanto a la facilidad de configuración, al ofrecer siempre funcionalidades por omisión; la parametrización se realiza en caliente, por lo que no necesita, a diferencia de otros SCADA, detener el proceso de supervisión para efectuar cambios en la configuración. La utilización del Eros va en ascenso, si se considera su instalación en diversas empre- sas, tanto en Cuba como fuera de la Isla. Según el catálogo de productos de automatiza- ción de SERCONI, en Brasil se han instalado más de 10 copias en centrales azucareros localizados en Sao Paulo. En Cuba la instalación supera las 150 copias, distribuidas en fábricas de cemento, salineras, centrales azucareros, refineŕıas de petróleo, sistemas de generación distribuida (88 copias en grupos electrógenos) entre otros (Grupo-Eros, 2013). En la esfera de la investigación cient́ıfica se pueden señalar varios trabajos en los que se emplea Eros como sistema SCADA (Regalón, 2015; Montero, 2013; Dı́az, 2010). Para la aplicación de Cayo Santa Maŕıa, la elección del Eros supone un ahorro económico considerable. Esto es debido a que la Empresa Eléctrica de Villa Clara posee un contrato con SERCONI para la supervisión de grupos electrógenos y por consiguiente paga la licencia. Otra caracteŕıstica a señalar es que se dispone de un grupo de trabajo con la experiencia necesaria para dar soporte al SCADA, una vez puesto en marcha, sin la necesidad de contratar personal ajeno a la empresa. Desde el punto de vista técnico, esta plataforma cumple con los requisitos para diseñar una solución con calidad, ajustado a las necesidades del proceso tecnológico actual y flexible hacia los proyectos futuros; punto interesante lo constituye el tema de los manejadores de comunicaciones debido a la diversidad de IED que existen en la planta. Con las potencialidades analizadas y el ahorro monetario que traduce su utilización, queda definido que la plataforma a emplear es Eros. 2.6. Conclusiones parciales Sobre los temas tratados en el caṕıtulo se arriba a las conclusiones siguientes: 1. Las aplicaciones SCADA resultan imprescindibles en la automatización de siste- 28 Caṕıtulo 2: Sistemas SCADA en la gestión energética mas eléctricos. Las ventajas radican en minimizar las tareas de los operadores, alcanzar mayor rendimiento, aumentar la productividad y propiciar mayor segu- ridad. 2. Para las micro-redes aisladas, la implementación de soluciones SCADA recurre a plataformas comerciales y sistemas de control distribuidos en detrimento de soluciones abiertas. 3. La elección del Eros como plataforma de desarrollo constituye una solución técnica y económicamente factible. 29 Caṕıtulo 3 Diseño del sistema SCADA 3.1. Introducción El desarrollo de toda aplicación SCADA de mediana escala conlleva a un trabajo arduo, si se tiene en cuenta el total de variables e interfaces gráficas que lo conforman. En este caṕıtulo se aborda el diseño del SCADA y el cliente web, tomando como punto de partida las necesidades de operadores y especialistas. El caṕıtulo queda organizado de la siguiente manera: Diseño de la red local. Arquitectura del sistema de adquisición de datos. Diseño de las interfaces de usuario o HMI. Cliente web. Conclusiones parciales. 3.2. Diseño de la red local La arquitectura de la red f́ısica se basa en una topoloǵıa de estrella a partir de cables de fibra óptica multimodo de 50/125 µm. La conexión mediante cable UTP (Unshielded Twisted Pair), es debido a la existencia de un ordenador para fines administrativos y no se consideró necesario invertir recursos para este fin; en cambio, el enlace redundante de seis hilos entre ambos centros de control, se fundamenta en el beneficio de una v́ıa de 30 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA comunicación alternativa entre los dos sitios donde mayor información fluye. La Figura 3.1 muestra el esquema de conexiones. SIMBOLOGÍA GENERACIÓN MAN CENTRO DE CONTROL GENERACIÓN ODF ADMINISTRATIVO GENERACIÓN MTU ODF CASA DE BOMBAS ISLAS DE COMBUSTIBLE GENERACIÓN HYUNDAIODF ALMACÉN 24 6 6 6 6 6 6 6 6 Cobre UTP Categoría 5E Número de hilos que compone el cable Fibra Óptica Multimodo 50/125 µmEMPRESA ELÉCTRICA VILLA CLARA DPC CENTRO DE CONTROL SUBESTACIÓN FUTURA GENERACIÓN ODF ETECSA 256 kbps # LABORATORIO QUÍMICO ODF ODF ODFODFODF Figura 3.1: Topoloǵıa de la red. Dentro de la red local convergen dos subredes virtuales (VLAN, Virtual Local Area Network), una operativa y la otra corporativa, como motivo de las poĺıticas de seguri- dad. Además, la comunicación con el DPC se respalda a través de un contrato con la Compañ́ıa de Telecomunicaciones de Cuba (ETECSA), a partir de dos enlaces a 256 kbps mediante modem. El objetivo de contratar dos canales está dado, precisamente, en utilizar uno para cada VLAN . En cada nodo de la fibra coexisten un panel de distribución óptico (ODF, Optical Distribution Frame), un conversor de medio de fibra óptica a cobre y un conmutador. Como excepción en la casa de bombas y el punto de generación futura solo están instalados paneles de distribución, debido a que se prevé su utilización para proyectos futuros. La Figura 3.2 muestra en detalle los componentes relacionados con la fibra en cada nodo. Los paneles de distribución para la fibra óptica son comercializados por la compañ́ıa japonesa Furukawa Electric. El montaje se realiza sobre un bastidor o rack y poseen, 31 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA CENTRO DE CONTROL GENERACIÓN SOCIOADMINISTRATIVO CASA DE BOMBAS GENERACIÓN HYUNDAI LABORATORIO QUÍMICO FUTURA GENERACIÓN CENTRO DE CONTROL SUBESTACIÓN ODF CONVERSOR PLANET FT-802 SWITCH ZXR10 2918E MODEM MODEM ODF CONVERSOR PLANET FT-802 SWITCH TPLINK 16 puertos ODF CONVERSOR PLANET FT-802 SWITCH ZXR10 2918E ODF CONVERSOR PLANET FT-802 SWITCH INDUSTRIAL 8 puertos GENERACIÓN MTU ODF CONVERSOR PLANET FT-802 SWITCH TPLINK 8 puertos ISLAS DE COMBUSTIBLE ODF CONVERSOR PLANET FT-802 SWITCH TPLINK 8 puertos ODF CONVERSOR PLANET FT-802 SWITCH TPLINK 8 puertos ODF ODF Figura 3.2: Componentes vinculados a la red de fibra en cada nodo. en dependencia del modelo, 12 o 24 puertos. La Figura 3.3 representa el panel A270 ODF de 24 puertos. Figura 3.3: Panel de distribución para la fibra óptica de 24 puertos, A270 ODF. En el caso de los conversores de medio, los propuestos son los FT-802 de la com- pañ́ıa taiwanesa Planet Technology (Figura 3.4), entre sus principales caracteŕısticas se destacan (Planet-Technology, 2010): Adaptador de enerǵıa AC-DC (salida 5V DC, 2A máx.). 32 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA Conectores SC (Set and Connect) para la fibra y RJ45 para el cable de cobre. Protocolos y estándares IEEE 802.3 10Base-T, 802.3u 100Base-TX 100Base-FX. Velocidad de transferencia de datos para la fibra 100 Mbps y para el cobre 10/100 Mbps Soportes de modo dúplex o semi-dúplex por autonegociación para el cobre, aśı co- mo dúplex y semi-dúplex por interruptor para la fibra. Interruptor para habilitar o deshabilitar la función Paso de Error de Enlace. Distancia máxima para fibra multimodo 2 km. Indicadores asociados a la fuente de alimentación, estados y modos de transmisión de datos, errores de enlace, entre otros (seis en total). Figura 3.4: Conversor Planet FT-802. Los conmutadores propuestos, modelo ZXR10 2918E y ubicados en ambos centros de control, son fabricados por la compañ́ıa China ZTE (Figura 3.5). Son conmutadores del tipo capa 3 del modelo OSI (Open System Interconnection) y proporcionan servicios de definición de VLAN, VPN, DHCP (Dynamic Host Configuration Protocol) entre otros. La función principal, está enfocada en manejar las subredes virtuales. A continuación se enumeran algunas de las caracteŕısticas principales (ZTE, 2010): Alimentación de entrada -48 V DC o 110/240 V AC, 50/60 Hz. 16 puertos Ethernet 10/100Base-TX fijos. 33 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA 2 puertos, configurados como puerto Ethernet 10/100/1000Base-T o puerto SFP (Small Form-Factor Pluggable Transceptor) 100Base-FX/1000Base-FX, pero con la particularidad que no pueden usarse simultáneamente. 1 puerto de consola para gestionar varios servicios. Indicadores asociados al sistema (arranque, fuente de alimentación) y a los puertos (estado del enlace, transferencia de datos, velocidad y modos de trabajo) Figura 3.5: Conmutador ZTE ZXR10 2918E. Igualmente cuenta con diversos modos de configuración: Conexión a través del puerto de consola con HyperTerminal. Sesión TELNET. Conexión SNMP (Simple Network Management Protocol). Conexión web. Por último, los demás conmutadores son capa 2 y manejan la interconexión sola- mente con los dispositivos de su sitio. 3.3. Subestación La subestación eléctrica 13,8 kV se opera mediante DS Agile (Digital Substation Agile) de Alstom. Este sistema ofrece una solución para el telecontrol de subestaciones basada en una red principal IEC 61850 sobre Ethernet con topoloǵıa de anillo redun- dante. A la red principal están conectados: 2 conmutadores Ethernet MICOM Alstom de la serie H. 34 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA 2 estaciones de trabajo con DS Agile OI (Operator Interface). En una estación está compartido el servidor con un cliente y en la otra un cliente redundante. 23 relés de protección del tipo MICOM P142, P143 y P642. 3 controladores de bah́ıa MICOM Alstom C264. 3 gateways MICOM Alstom A300 para el telecontrol de la subestación; el primero está configurado como servidor OPC, el segundo con el protocolo DNP3 y el tercero con los protocolos IEC 60870-5-104 e IEC 60870-5-101. Controlador DapServer, empleado igualmente para telecomandar la subestación mediante el protocolo Modbus. Además de los dispositivos señalados están instalados: 36 analizadores de redes del tipo DIRIS A40, enlazados a los MICOM C264 mediante un bus RS-485 y protocolo Modbus y un GPS acoplado al puerto IRIG-B de un controlador de bah́ıa para la sincronización horaria de todos los IED. De forma general, el control de la subestación se puede realizar: localmente desde las celdas o el panel de mando y remoto desde el OI, los gateways o el servidor DAP. Precisamente la integración de los parámetros de la subestación se lleva a cabo mediante el servidor DAP. La Figura 3.6 muestra la arquitectura de DS Agile. 3.3.1. DAPServer La familia de productos DAP (Digital Automation Platform) de Alstom, es di- señada para subestaciones eléctricas y sistemas de potencia industrial. Espećıficamente, el DAPServer, es un IED empotrado sobre un sistema operativo Linux que posee las siguientes caracteŕısticas (Alstom, 2013a): Base de datos de tiempo real. Hardware de vigilancia (watchdog) y componentes de diagnóstico en ĺınea y au- toreinicio. 35 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA CONTROLADORES DE BAHÍA MICOM C264 TELECONTROL CELDAS DE CONMUTACIÓN GPS ANALIZADORES DIRIS (10) ANALIZADORES DIRIS (11) SERVIDOR OPC DNP3 IEC 60870-5-104 IEC 60870-5-101 MICOM A300 MICOM A300 PROTECCIONES DIGITALES (23) ANALIZADORES DIRIS (4) HYUNDAI ANALIZADORES DIRIS (4) MTU ANALIZADORESDIRIS (7) MAN SW_1 SW_2 MODBUS DAPServer FIBRA ÓPTICA ETHERNET IEC 61850 ANILLO REDUNDANTE COBRE UTP 5E ETHERNET M O D B U S R S 4 8 5 M O D B U S R S 4 8 5 M O D B U S R S 4 8 5 MICOM A300 Figura 3.6: Arquitectura del sistema DS Agile. Seguridad y gestión de servicios de aplicación de redes como SSH/SSL/TSL (Se- cure Shell/Secure Sockets Layer/Test and Set Lock), IPsec (Internet Protocol Se- curity), SFTP (Secure File Transfer Protocol), cortafuegos y funciones de ruteo. Arquitectura redundante de acuerdo a las necesidades de uso. La redundancia puede obtenerse en el servidor, los canales de comunicación o la fuente de alimen- tación. Entre las funcionalidades más importantes se destacan (Alstom, 2013a, 2014): Servicio de conversión de protocolo: Aporta flexibilidad en la selección e integra- ción de IED dentro de subestaciones sin restricciones de protocolos. Concentrador de datos: Posibilidad de concentrar datos de un amplio rango de dis- positivos, en su base de datos intŕınseca de tiempo real, para luego servirlos hacia 36 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA otros SCADA, paneles HMI locales u otros dispositivos. Para este fin DAPServer puede ejecutar cálculos complejos y operaciones lógicas de los datos adquiridos antes de ser enviados. Puerto virtual: Proporciona un camino de comunicación virtual y seguro entre la PC y dispositivos locales o remotos. HMI: Incluye una interfaz integrada (DAPview) que proporciona mediciones, indica- ciones, gestión de alarmas, tendencias y control de subestaciones tanto en sitio como de forma remota a través de un navegador web. Controlador lógico programable: Está equipado con un módulo de software opcio- nal, mediante el que se pueden crear aplicaciones programadas en base a eventos o para la ejecución periódica. Libreŕıa de dispositivos: Brinda un conjunto de plantillas que incluyen protocolos de comunicaciones para los IED más comunes (direccionamiento). En este sentido están disponibles asistentes de importación que permiten reducir el tiempo de configuración y errores al ingresar los datos. La configuración, mantenimiento y diagnóstico de DAPServer se produce a través de la herramienta DAPStudio. Esta interfaz posibilita el acceso a todas las funciones y a la base de datos de DAPserver. De la misma forma se pueden gestionar los proyectos, es decir, cargar (desde el servidor hacia el ordenador) y descargar (desde el ordenador hacia el servidor) la configuración, actualizar o modificar el firmware, manejar las zonas de memoria, definir la sincronización horaria entre otras opciones (Alstom, 2013a,b). La funcionalidad de comunicación de DAPServer es flexible, capaz de acomodar diferentes tecnoloǵıas. Un amplio rango de protocolos son soportados, tales como: SPA- Bus, Modbus, DNP3, IEC 60870-5-101/103/104 e IEC 61850. También soporta los modos de operación como cliente o simultáneamente cliente y servidor (Alstom, 2013a). Actualmente se comercializan varias versiones en función de las necesidades de la aplicación de automatización, y van desde el “DAPmini” hasta el sistema multiprocesa- dor distribuido de seis nodos “DAP300” (Alstom, 2014). El dispositivo que opera en la subestación es el “DAPmini” (Figura 3.7) y las principales caracteŕısticas de hardware se resumen a continuación: 37 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA Figura 3.7: Servidor DAPmini. Procesador PowerPC. 64 MB Flash, 256 MB SDRAM. Almacenamiento interno CF. 3 puertos Ethernet 10/100 Base-T. 5 puertos RS-232, 300-115, 200 bps. 1 puerto RS-232 (consola). Entrada y salida IRIG-B. Asistente de importación de configuración para RTU tipo D20. 3.4. Generación Mtu Estructuralmente los grupos electrógenos Mtu están ubicados dentro de contenedo- res, y a su vez todos tributan a un contenedor adicional, denominado de media tensión, en el cual están instalados los interruptores de salida a la subestación. Para el régimen de trabajo de cada grupo los motores de combustión interna operan con combustible diesel. El control y protección de cada par motor-generador lo ejerce el Controlador para Motores Diesel Mtu (MDEC, MTU Diesel Engine Controller) acoplado al Controlador Avanzado de Grupos Electrógenos (AGC, Advanced Gen-set Controller). Paralelamente se emplea el servidor de puerto serie Nport como enlace entre los AGC y el SCADA. 38 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA La Figura 3.8 muestra de forma simplificada la arquitectura del sistema de adquisición de datos de los grupos Mtu. AGC AGC AGC Nport SCADA Modbus RS-485 TCP/IP Ethernet MDEC MDEC MDEC Can Bus Figura 3.8: Adquisición de datos de los grupos Mtu. 3.4.1. AGC La familia de productos Multi-line 2, de la compañ́ıa danesa DEIF, engloba una gama completa de equipos multifunción de protección y control de generadores, inte- grando las funciones necesarias en una solución compacta. Particularmente, el AGC, tiene como filosof́ıa de diseño ofrecer un dispositivo de bajo costo a los fabricantes de grupos electrógenos que precisen de un equipo flexible, en aplicaciones desde media has- ta gran envergadura. En la actualidad se comercializan versiones básicas que pueden complementarse con funciones opcionales para lograr una solución óptima. El AGC es un IED basado en microprocesador, consta de un sistema de medición trifásico que constituye la base para realizar todas las funciones de control y protección de un grupo electrógeno. Está dividido por un conjunto de placas electrónicas, algunas estándar (no intercambiables) y otras destinadas a opciones espećıficas. La Figura 3.9 y la Tabla 3.1 muestran una vista de los terminales aśı como los componentes de hardware. Igualmente se compone de: un puerto de comunicación de- nominado de servicio, otro puerto destinado al display y un puerto Ethernet que aparece solo en algunas opciones de AGC (DEIF, 2008, 2013). 39 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA Figura 3.9: Terminales del AGC. Tabla 3.1: Componentes de hardware del AGC. Ranura Tipo Terminales Opción AGC 1 Fuente de alimentación e I/O binarias 1-28 Estándar 2 Comunicación externa 29-36 H1, H2, H3 3 Control del reparto de carga (I/O) 37-64 G3, M12 4 Control: gobernador y AVR 65-72 Estándar 5 Circuitos de medición AC 73-89 Estándar 6 Salidas configurables a relés 90-97 F1, M13, M14, M15 7 Parámetros del motor 98-125 Estándar 8 Comunicación interna 126-133 G4, H4 9 TCP/IP Ethernet RJ45 Con. N1 A continuación se sintetizan las caracteŕısticas principales de estos dispositivos: Múltiples modos de operación tanto para aplicaciones con un solo generador como varios. Entre los modos de operación se pueden citar: automático en fallo de red, aislado, potencia fija/carga base, transferencia de carga, entre otros. Protecciones al generador: sobrecorriente, potencia inversa, razón de cambio de frecuencia, entre otras. Comunicación con motores de combustión de varios fabricantes a través de los con- troladores ADEC/MDEC (Advanced/MTU Diesel Engine Controller) utilizando el protocolo CAN BUS (J1939). Control remoto mediante los protocolos Modbus y Profibus DP sobre el estándar 40 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA RS-485, TCP/IP Ethernet o módem GSM (Global System for Mobile Communi- cations). Almacenamiento de históricos (alarmas y eventos). Interfaz multilenguaje. Temperatura de operación que oscila entre −40 y 70 0C. Grado de protección de la unidad hasta IP66. La configuración es realizada de forma sencilla, mediante la estructura del menú de la pantalla (protegido con contraseña) o la conexión RS-232 al ordenador a través del puerto de servicio. Para este último caso se emplea el software Multiline 2 Utility, diseñado para sistemas operativos Windows y que ofrece funciones adicionales tales como: la supervisión de toda la información relevante durante la puesta en marcha, el grabado y descarga de la configuración y las actualizaciones. 3.4.2. Nport 5600 La familia de servidores Nport 5600, están diseñados para leer IED con conexión serie, a partir de una conexión Ethernet basada en TCP/IP. Actualmente se distribuyen varios modelos donde vaŕıa el medio f́ısico de conexión, el número de puertos y el modo de energizarse. La configuración de cada Nport se lleva a cabo: utilizando los botones y la pantalla directamente en el dispositivo, mediante una sesión TELNET, a través de una consola web (navegador) y con la herramienta Nport Administration Suite. Desde el punto de vista de conexión al SCADA, cada Nport maneja drivers COM que operan sobre sistemas operativos Windows y TTY sobre Linux. Los drivers establecen el enlace de forma transparente entre los puertos series del Nport y el puerto local COM/TTY de la computadora host ; este modo de trabajo permite hasta cuatro conexiones simultáneas a un mismo dispositivo serie (MOXA, 2010). El servidor Nport 5630-16 es el que se emplea para mediar la comunicación entre los AGC y el SCADA. Está conformado de 16 puertos serie RS-485 y 1 puerto LAN 41 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA 10/100 Mbps, ambos tipos con conectores RJ45, también incluye protecciones contra descargas electrostáticas a cada puerto (15 kV para los serie y 1.5 kV para el LAN) y posee indicadores para manejar los estados de alimentación, el arranque, la conectividad y la transmisión de datos (MOXA, 2010). 3.5. Generación Hyundai y Man Los grupos electrógenos tecnoloǵıa Hyundai 1700 kW están agrupados por bateŕıas. Una bateŕıa constituye el número mı́nimo de objetos tecnológicos que operan conjunta- mente para llevar a cabo el proceso de generación. Al igual que los Mtu antes descritos, cada objeto está incluido dentro de un contenedor. En el caso de los grupos Man, los objetos tecnológicos están en su mayoŕıa contenidos en una estructura también cerrada. Si se establece una comparación en cuanto al proceso de generación de estas dos tec- noloǵıas, se concluye que es semejante, la principal diferencia con respecto a los grupos Mtu radica en que los motores de combustión emplean fuel oil para su régimen conti- nuo de trabajo. Al manejarse este tipo de combustible, muy viscoso para el consumo directamente por el motor, se precisa de una serie de procesos que tributen a calentarlo y refinarlo, entes de ser consumido por este. La purificación y calentamiento del fuel oil se realiza en la unidad de tratamiento de combustible pesado, para ello se utiliza el vapor producido por calderas recuperadoras. El principio de trabajo de las calderas, se fundamenta en el uso de los gases de escape de los motores que resultan del proceso de combustión; mientras, el agua suministrada a la caldera proviene de una planta de tratamiento qúımico que elimina las impurezas del agua (Garćıa, 2017). Desde el punto de vista de automatización, ambos procesos se controlan a partir de sistemas distribuidos basados en PLC y SCADA. En los Hyundai, los PLC son Siemens S7-300, con CPU-315 y para la regulación y protección de los generadores se emplea el controlador de conexión en paralelo al generador (GPC, Generator Paralelling Contro- ller). El SCADA instalado es WinCC versión 6.2. En los grupos Man, los autómatas son ABB de la serie AC800, con CPU PM851 y PM856 respectivamente. El sistema SCADA que opera es Industrial 800xA, versión 5.0, también de ABB. 42 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA La unificación de los parámetros de estos grupos a la aplicación, se realiza a través del estándar abierto OPC. Este protocolo ofrece elevada fiabilidad en la comunica- ción aśı como un ahorro considerable de tiempo para su configuración. Para lograr este propósito es imprescindible emplear la tecnoloǵıa DCOM (Distributed Component Object Model) y el buscador de servidores OPC, OPCENUM.exe, debido a que el inter- cambio entre los servidores (WinCC e Industrial 800xA) y el cliente (Eros) se realiza de forma remota. En la Figura 3.10 se muestra de forma general la arquitectura de la red industrial para integrar la generación Hyundai y Man, y en el Anexo A se ex- pone el procedimiento para establecer la comunicación OPC a través del DCOM y el OPCENUM.exe 3.6. Diseño de las interfaces de usuario o HMI La interacción eficaz entre el usuario y el proceso, depende en gran medida de la información relevante que sean capaz de brindar las interfaces de usuario. El diseño de estas HMI se colegia con los especialistas y operadores de la empresa que actúa como cliente, de forma tal que se normalicen: los intereses de colores, la jerarqúıa, la navegación, los niveles de seguridad y otras caracteŕısticas que resultan indispensables. A pesar de lo anterior diversas investigaciones destacan la importancia que conlleva a realizar un buen diseño basado en normas. Ponsa, Dı́az y Amante (Ponsa, 2007, 2009) proponen una metodoloǵıa para la gúıa ergonómica de diseño de interfaces de supervisión (GEDIS), enfocada a ambientes in- dustriales con salas de supervisión computarizadas y centralizadas. La metodoloǵıa incluye varias pautas o elementos a seguir, organizados de lo general a lo particular. Como resultado final se determina un ı́ndice de evaluación global de la interfaz anali- zada, el cual puede ser empleado para la comparación con otros diseños o simplemente para proponer modificaciones al diseño en el que se aplique. A continuación se descri- ben de forma sintetizada los elementos que, según esta gúıa, son fundamentales para reproducir interfaces de supervisión de procesos. Arquitectura: Se define el mapa gráfico de las pantallas que componen el sistema y sus relaciones lógicas, aśı como las funciones que realiza cada pantalla. 43 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA GENERACIÓN HYUNDAI Industrial Ethernet Modbus Profibus S7-300 S7-300 GPC S7-300 ET-200M SW SW GENERACIÓN MAN PM851 PM851 PM856 Profibus CI801 E/S Panel HMI SW SW SW Ethernet SCADA SCADA Industrial 800xA SCADA SIMATIC WinCC OPC O P C Figura 3.10: Adquisición de datos de los grupos Hyundai y Man. Distribución de las pantallas: Se define la tipoloǵıa o clasificación de las pantallas y se crean las plantillas asociadas a cada tipo. Navegación: Se define formalmente las formas de navegación (barra de botones, ı́conos y menús), la ubicación y el tamaño que ocupa. Uso del color: Se definen las especificaciones de colores en el estado de los equipos, 44 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA el fondo de pantalla, los materiales y fluidos, las alarmas, el texto y los valores numéricos. Información textual: Se definen los estándares de las fuentes (tamaño, acrónimos y abreviaturas) y los criterios aplicados a la alineación y el espaciado. Estado de los equipos y eventos del proceso: Se define el estándar gráfico de śımbo- los e ı́conos que representan el estado de los equipos, aśı como los cambios de esta- dos digitales (Encendido/Apagado) asociados a eventos. Para este fin se emplean los estándares locales, nacionales o internacionales, de manera que la simboloǵıa sea homogénea y fácil de reconocer y diferenciar por el operador. Información y valores del proceso: Se define la lista clasificada de valores analógi- cos de la planta y los grupos de datos relacionados que, conjuntamente a los prototipos de la fase anterior, serán agregados a cada pantalla. Gráficos de tendencias y tablas: Se definen los grupos de tendencias y las tablas de datos que serán mostradas al operador, a partir del grupo de variables definidas en la etapa anterior. Comandos e ingreso de datos: Se definen los estándares de los botones de comando y selecciones, el de ingreso de datos y las plantillas de los diálogos. Alarmas: Se definen las caracteŕısticas principales del sistema de alarmas y mensajes al operador, el esquema de las prioridades y la ubicación en la pantalla (en caso de no haberse definido en la fase de distribución). Además se completa la simboloǵıa relativa a esta representación. El diseño de las interfaces del SCADA que se propone en este trabajo, sigue pautas relacionadas con la GEDIS; aún aśı, debido a los cuatro supervisores operantes en el sistema eléctrico, se hace de vital interés lograr cierta similitud con respecto a ellos, principalmente en cuanto al uso del color en el estado de los equipos. Algunos de los requisitos analizados con los especialistas se definen a continuación: La arquitectura jerárquica de las pantallas no debe excederse de cuatro niveles. Los elementos de navegación deben ser fácilmente accesibles. 45 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA Los tiempos de muestreo deben establecerse a 250 ms para las variables relacio- nadas con la generación y 1000 ms para las restantes variables. Definir tres niveles de seguridad: administrador, supervisor y operador. La gestión de usuarios y modificaciones de los sinópticos pueden ser realizadas solo por el usuario administrador. Definidos los requisitos funcionales y de operación, la estructura de las pantallas queda según la Figura 3.11. El usuario, en general, interactúa con cuatro sinópticos principales: USUARIOS GENERACIÓN SUBESTACIÓN INICIO MTU MAN HYUNDAI BARRA 480 MAN BARRA HYUNDAI DEFINIR RESERVA RODANTE GRÁFICOS DE TENDENCIA CON SALVA EN HISTÓRICOS FRECUENCIA RESERVA RODANTE POTENCIA Y CARGA ACTIVAS DEL SISTEMA CONSUMO ENERGÉTICO Y FACTURACIÓN Figura 3.11: Estructura de las interfaces de usuario del SCADA. Inicio: Contiene las mediciones generales del sistema con un enlace a otra pantalla en la cual se realiza el cálculo de la reserva rodante. 46 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA Generación: Contiene las mediciones de potencia activa y reactiva aśı como los estados de trabajo de todos los grupos instalados. A partir de este sinóptico es posible acceder a otras pantallas que a su vez incluyen todos los parámetros en detalle de cada grupo (espećıficamente una pantalla para cada uno) aśı como las mediciones de las barras Hyundai y Man. Subestación: Contiene las mediciones principales de cada celda de conmutación que alimenta a los circuitos (dispuestos en circuitos de entrada y de distribución). También se representan los estados de apertura y cierre de los interruptores y cuchillas. Consumo Energético y Facturación: Contiene las variables relacionados con el con- sumo energético. Además de los sinópticos antes descritos, el SCADA según los requisitos, incluye una pantalla para el tratamiento de alarmas y otras con gráficos de tendencia con salva en históricos. Por último se emplea un sistema de reportes con las mediciones más significativas, tanto de la generación como de la carga en los circuitos de salida de la subestación, en intervalos de tiempo de una hora. 3.7. Cliente web La necesidad de monitorización de los parámetros del sistema eléctrico, desde la red corporativa, hace pensar primeramente en instalar estaciones clientes del SCADA, a todos los especialistas que necesitan de esta opción. Debido a que no se permite el acceso directamente a la red operativa esta solución queda descartada; por lo tanto se opta por utilizar un cliente web. Normalmente las soluciones propietarias integran servidores web y solo se necesita de un navegador. Una vez que el SCADA esté en modo de ejecución, es posible visualizar los sinópticos deseados a través de esta interfaz. En el caso particular del Eros, esta herramienta no está directamente disponible, sin embargo, mediante la EROSNet se pueden crear páginas web dinámicas con este propósito. 47 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA La EROSNet es un servidor COM presentado como una biblioteca de enlace dinámi- co (DLL, Dynamic-Link Library). En general, esta biblioteca exporta las funcionali- dades básicas del Eros a través de la interacción con otros sistemas que soporten la tecnoloǵıa COM. Las aplicaciones basadas en la EROSNet son del tipo de arquitectura cliente-servidor, en la que se puede discernir como servidor al Eros y como cliente a la aplicación que desarrolla el usuario. Por lo tanto, para desplegar un cliente solo es necesario crear instancias de la clase TEROSClient (Rodŕıguez, 2010). Las caracteŕısticas funcionales del cliente, al igual que las del SCADA, fueron dis- cutidas previamente con los especialistas que darán uso al mismo. Como principal re- quisito resulta que las variables a visualizar sean del tipo “solo lectura”, es decir, sin la posibilidad de ejercer control sobre el Eros. El otro requisito define que el tiempo de refrescamiento de las variables sea de 1000 ms. La programación del cliente para adquirir las variables incluidas en el SCADA se desarrolla empleando el lenguaje JavaScript; se utilizan dos métodos fundamentales: el primero está asociado a la conexión con el Eros, a través de los atributos Host y Puerto, el segundo devuelve, directamente, las variables como una cadena de caracteres. Desde el punto de vista de diseño, la interfaz gráfica se codifica utilizando el frame- work front-end Bootstrap. Este conjunto de herramientas de código abierto es compa- tible con la mayoŕıa de los navegadores, contiene plantillas de diseño con tipograf́ıas, formularios, botones, cuadros, menús de navegación y otros componentes basados en HTML (HyperText Markup Language) y CSS (Cascading Style Sheets), también incluye extensiones de JavaScript opcionales adicionales. Otra de sus caracteŕısticas destaca- das es que las aplicaciones con Bootstrap son responsivas o adaptables, es decir que las páginas se ajustan de manera dinámica de acuerdo a la resolución del dispositivo utilizado (Spurlock, 2013; Pavón, 2014; Twitter, 2017). La Figura 3.12, representa el boceto a priori de la interfaz gráfica del cliente web. El diseño es sencillo, compuesto en la parte superior por una barra de navegación, seguido el encabezado, luego el contenido y por último el pie de página. La barra de navegación incluye elementos de enlace (SECC) a las secciones que conforman el contenido, decisión que se fundamenta en agrupar los parámetros de cada tecnoloǵıa y con ello organizar de forma coherente la información. La representación 48 Caṕıtulo 3: Diseño del sistema SCADA BARRA DE NAVEGACIÓN ENCABEZADO CONTENIDO PIE DE PÁGINA LOGO SECC SECC SECC SECC SECC IMAGEN SECCIÓN GENERALES SECCIÓN HYUNDAI SECCIÓN MAN SECCIÓN MTU SECCIÓN SUBESTACIÓN SECCIÓN CONTACTO INFORMACIÓN DESAROLLADORES SECC Figura 3.12: Boceto del cliente web. de la información relevante del sistema se realiza en forma de tablas, para lo que se maneja el complemento DataTables() de la libreŕıa JQuery de JavaScript. DataTables() proporciona controles e interacciones avanzadas con tablas en formato HTML, como por ejemplo: filtro de búsqueda y elementos de paginación (JQuery, 2017). 3.8. Conclusiones parciales Posterior a tratar los diseños de la red local, el sistema de adquisición de datos y las interfaces del SCADA y el cliente web se llegan a las siguientes conclusiones: 1. El diseño de la red propició de forma exitosa la interconexión de todos los obje- tivos a nivel f́ısico. La creación de las subredes virtuales hizo posible