SISTEMAS SCADA PARA SISTEMAS ELECTRICOS
Los llamados SCADAs “eléctricos” son la principal herramienta en un sistema de transmisión y distribución eléctrica, permitiendo monitorear en tiempo real el sistema eléctrico, predecir los comportamientos de consumo, registrar los diferentes eventos, alertas y alarmas en función de los límites pre-establecidos y tomar las decisiones operacionales del sistema con una buena base de lo que ocurre con el sistema eléctrico que se monitorea.
Administrar un sistema eléctrico, en el que conviven fuentes generadoras de diversa índole y tamaño, con redes de transmisión y distribución, también heterogéneas en su extensión y demanda, representa un desafío mayúsculo, incluso para los operadores más experimentados. En una fracción de segundo, las condiciones del sistema pueden cambiar, exigiendo respuestas rápidas para evitar eventos que signifiquen la falla de uno de sus subsistemas o incluso un “black -out”. Para facilitar la
gestión de los sistemas eléctricos, las empresas eléctricas c uentan con plataformas SCADA para supervisar y controlar el estado operativo de los diversos componentes de la red. En este reportaje, revisamos la importancia de los SCADA “eléctricos” y las tendencias que están marcando .
Para supervisar el estado de los componentes, así como del sistema en su conjunto, se utilizan las llamadas plataformas SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition, Control de Supervisión y Adquisición de Datos), que permiten automatizar gran parte del trabajo de los operadores a cargo del funcionamiento de la red. La Automatización, en su concepto más amplio, es esencial para la calidad de servicio de energía eléctrica, pues reduce los tiempos de respuesta (reacción en casos de perturbaciones), recolecta y entrega datos fundamentales para la toma de decisiones o análisis, y permite la simulación de escenarios, entre otras funcionalidades.
el principal objetivo de un sistema SCADA eléctrico es mantener confiable el suministro de energía a los consumidores, permitiendo monitorear, controlar y optimizar el proceso de transmisión y distribución eléctrica en tiempo real. Depende, entre otros factores, de la matriz de generación, las condiciones geográficas del país, los diferentes tipos de consumidores, y el nivel de automatización de las distintas redes. Las principales compañías de transmisión y distribución así como los grandes consumidores, están realizando importantes inversiones en modernización o adquisición de nuevos sistemas SCADA”,
acota. Aunque en el mundo industrial también se utiliza software SCADA para la automatización de procesos, éstas difieren de forma significativa de las plataformas usadas para la supervisión y control de las redes eléctricas.
La automatización de procesos está preocupada de una gran cantidad de datos y controles en una planta (fábrica), la automatización eléctrica está distribuida por una zona muy amplia. “Portando los modernos sistemas de automatización eléctrica, debe poseer una alta capacidad de decisión local (automatización en el nivel de subestación), pero también trabajan coordinados por un sistema regional más amplio (centro de despacho/control), más que comunicase con todas las subestaciones, grandes consumidores y plantas de generación”. “Para el sistema eléctrico, milésimas de segundo pueden hacer toda la diferencia entre una falla ni
percibida por la población, contra un desligamento o black-out. Los eventos y perturbaciones del sistema eléctrico son muy rápidos, y el sistema debe estar preparado para detectar y responder con la misma velocidad”
Existen estándares que aplican directamente para los Energy Management Systems. “Por ejemplo, l a norma IEC 61968/61970, también conocida como el Common Information Model (CIM), la cual define un lenguaje común relacionado con la industria eléctrica de potencia. El cumplimiento de esta norma permitiría una integración mucho más clara, rápida y eficiente entre los diferentes sistemas SCADA”
Hoy prácticamente toda compañía Generadora, de Transmisión, de Distribución, e incluso los grandes consumidores de energía cuentan con un SCADA eléctrico, pero con la particularidad de que
cada uno usa un ‘lenguaje distinto’. La integración de estos sistemas requiere de grandes inversiones
de ingeniería y soluciones IT”. Las RTUs (Unidad de Terminal Remota) e IEDs (Dispositivos Electrónicos Inteligentes) –los elementos que generan y recogen los datos en terreno- se comunican con el SCADA, a través de protocolos de comunicación “en tiempo real”, como DNP 3.0, IEC 618 50, ICCP o IEC 60870-6, que permiten
comunicación y cuentan, por lo general, sincronización con GPS. un criterio muy importante es que se trate de un sistema SCADA abierto y modular. “Esto quiere
decir que cumpla con estándares internacionales, que tenga interfaces abiertas, que maneje conceptos de Seguridad IT y que sea escalable en el tiempo”, aclara. Asimismo, recuerda que no necesariamente todos los clientes necesitan lo mismo. “Los sistemas SCADA de la actualidad
permiten prácticamente implementar una plataforma a la medida de cada cliente, agregando o eliminando módulos. A su vez, es muy sencillo posteriormente poder ampliar estos sistemas dependiendo de los nuevos requerimientos de los clientes. Características Principales
Supervisión en tiempo real.
Adquisición de información local o remota.
Centralización de la información.
Facilidad de operación y de control.
Flexibilidad para adaptarse a cambios físicos en el proceso.
Facilidad de manejo de información histórica.
Manufactura flexible.
Integración con sistemas corporativos.
Sistema abierto.
Manejo de procesos batch
Uso y Funcionamiento El sistema es automatizado y consta de uno o más equipos de adquisición de datos, los que pueden ser unidades remotas (UTR ) o PLCs; estos equipos leen las variables de interés del proceso y generan acciones predeterminadas sobre equipos de proceso. La información relevante es transmitida por medio de un par físico, enlaces de radio, fibra óptica, canalizadores de micro ondas, u otro medio, a un sistema central. El sistema central está compuesto por uno más computadores más una red de área local, en los cuales se instala un software de aplicación SCADA. Este sistema es el encargado de administrar la información y apoyar al operador en el control del proceso. Beneficios
Reducción de los costos de producción y operación.
Aumento de producción.
Diversificación de la producción.
Reducción de los costos de mantenimiento.
Mejoramiento de la coordinación con el área de mantenimiento.
Se dispone de información precisa para efectos de estudio, análisis y estadística.
SINERGIA CON OTROS PRODUCTOS: Posee sinergia con sistemas de administración de la producción, sistemas de gestión, sistemas de mantenimiento, sistemas de clase mundial, u otros.
De igual modo, los SCADA eléctricos poseen funciones específicas para los sistemas de distribución y transmisión de energía, como simulación de estados, comprobación de comandos, manejos de carga, estimación de demandas, reportes predefinidos por sistema sobre operaciones, flujo de carga, demandas, etc. Además, algunos proveedores incorporan en sus sistemas aplicaciones c omo video
vigilancia, manejo de cuadrillas, acc eso vía web, acceso a clientes del sistema mediante Web, entre otras. Los sistemas SCADA “eléctricos”, empleados por las Utilit ies para la gestión de sus redes de t ransmisión y distribución, se diferencian de las plataformas usadas para la supervisión y control de procesos productivos, en varias características.
Por ejemplo, un SCADA eléctrico posee una mayor velocidad de detección, procesamiento y refresco de la información, dada la naturaleza de los sistemas eléctricos (fallas de los sistemas en cascada, del orden de los milisegundos). En cambio, un sistema SCADA de proceso opera de forma t ípica con tasas de refresco del orden de los 200 a 500 milisegundos. Asimismo, los SCADAs eléctricos operan con prot ocolos abiertos, generalmente de forma nativa al si stema. En cambio, los de procesos trabajan frecuentemente con protocolos propietarios o bien mediante drivers de comunicación o servidores de datos para comunicarse con equipos de terceros.
Sobre la seguridad informática Para cualquier sistema informático, y en especial aquéllos en los que se maneja información de cierta relevancia, la seguridad es un tema de preocupación constante. Los fabricantes de sistemas SCADA trabajan en la seguridad a nivel de softwa re y bases de datos, así como también incorporando herramientas de respaldo y recuperación de los sistemas. Por lo general, los SCADA están protegidos con distintos niveles de usuario, privilegios y niveles de responsabilidad, todo respaldado a tr avés de históricos y reportes de operación y eventos del sistema, en los cuales se almacena todas las acciones de un usuario sobre el sistema desde que inicia se sión hasta que la cierra, todo con estampación de ti empo, a modo de bitácora u hoja de vida de las operaciones y acciones ejecutadas por cada usuario.
Tendencias En la actualidad, los proveedores de estos sistemas están muy concentrados en desarrollar nuevas funcionalidades que pudieran complementar estas plataformas para realizar gestión relativa a los sistemas de transmisión y distribución eléctrica. A nivel de conectividad, el desarrollo está orientado a la disponibilidad de la información en todo lugar y cuando sea requerida, como por ejemplo vía web o a través de aplicaciones para teléfonos celulares.
Criterios para elegir un software SCADA para redes de transmisión y distribución eléctrica • Facilidad de integración. • Redundancia múltiple. • Herramientas de gestión incluidas en la misma aplicación. • Aplicaciones y protocolos incluidos de forma nativa en el sistema SCADA. • Interfaz gráfica sin límites de tags ni de vistas o pantallas. • Base de datos de los principales fabri cantes de equipos eléctricos (IED’s) ya in cluidas.
• Funciones específicas para distribución y transmisión (estimación, manejo de flujo, restricción y despacho de carga, control automático de generación, y simulación de estado y operación del sistema). • Escalable y actualizable en funciones y hardware. • Buen acceso a soporte y servicios.
2. SCADA Y SUS ELEMENTOS PRINCIPALES El SCADA consiste típicamente en una colección de equipos de cómputo conectados vía LAN donde cada máquina realiza una tarea especializada, como es la recolección de datos, la visualización y así sucesivamente. Para alcanzar un nivel aceptable de tolerancia de falla s con estos sistemas, es común tener computadores SCADA redundantes operando en paralelo en el centro de control. El SCADA de los sistemas eléctricos recibe toda la información de la s subestaciones, se comprueba el funcionamiento del sistema eléctrico en su conjunto y se toman las decisiones para modificarlo o corregirlo si es del caso. Los principales elementos que componen los Sistemas SCADA son:
2.1. Remote Terminal Units (RTU´s) o Estaciones remotas o Intelligent Electronics Device (IED’s) La RTU es un pequeño y robusto computador que proporciona inteligencia en el campo para permitir que se comunique con los instrumentos. Es una unidad i ndependiente (stand−alone) de adquisición y control de datos, cuya función es controlar el equipamiento del proceso en el sitio r emoto, adquirir datos del mismo explorando las entradas de información de campo conectadas con ellos y transferirlos al sistema central SCADA.
Las RTU's tienen la capacidad de comunicarse por radio, microonda, satélite, fibra óptica, etc., y algunos estándares de comunicación han comenzado recientemente a emerger para RTU's, como son el DNP3 e IEC60870-5-104. Las RTU´s han evolucionado a IED´s que corresponden a dispositivos electrónicos inteligentes capaces de supervisar y controlar procesos con funciones de Interfaz ser humano y máquina (HMI) y comunicación a sistemas superiores, es decir, sistemas SCADA sobre los estándares de comunicación mencionados. Entre los elementos que las RTU’s/IED’s supervisan a nivel eléctrico son: - Transformador de potencia - Interruptor - Seccionador - Transformador de potencial - Transformador de corriente
2.2. Master Terminal Unit (MTU) o HMI en Subestaciones y en Estación Principal La parte más visible y "centro neurálgico" del sistema es llamado Master Terminal Unit (MTU) o Interfaz ser humano y máquina (HMI − Human Machine Interface), cuyas funciones principales son recolectar datos de las RTU’s o IED’s, salvar los datos en una base de datos, ponerlos a disposición de los operadores en forma de gráficos, analizar los datos recogidos para ver si han ocurrido condiciones anormales, alertar al personal de operaciones sobre las mismas, generar los informes requeridos y transferir los datos hacia y desde otros sistemas corporativos. La MTU de SCADA se puede ejecutar en la mayoría de las plataformas y su tendencia es migrar hacia estándares abiertos como ODBC, INTEL PCs, sistemas estándares de gráficos y sistemas de computación corrientes.
La mayoría de los soluciones SCADA cuentan con HMI en las subestaciones (S/E) y HMI en el Centro de Control o Estación principal. Normalmente, los IED se comunican al HMI de S/E los que a su vez se comunican con el HMI principal.
7. CONCLUSIONES Debido al incremento de las posibilidades de ataques a los sistemas SCADA, este proceso de análisis de riesgos e implementación de medidas de control es un proceso que debe ser asumido por la dirección de las Empresas con compromiso, involucrando a equipos interdisciplinarios en su implementación y asignando los recursos requeridos. El análisis de riesgos debe ser un proceso periódico que permita a cada empresa conocer cuál es su estado actual, con el objetivo de marcarse hitos y priorizar las tareas, atendiendo en primer lugar aquellas que sean consideradas como críticas. Una vez que los controles estén siendo gestionados para los Sistemas SCADA, las Empresas estarán acercándose al cumplimiento de la No rma NERC CIP, norma que es el marco de trabajo que ti ene como función identificar y proteger los recursos cibernéticos críticos y garantizar el funcionamiento del sistema Eléctrico.
