SCADA, Comunicación en Tiempo Real de dispositivos de campo

Por Raúl García
InTech México  Automatización,
Edición Julio – Septiembre 2010


Los sistemas de Adquisición de Datos y Control Supervisorio (SCADA), se refieren a la aplicación de un software especialmente diseñado para funcionar sobre ordenadores en el control de producción, proporcionando comunicación con diferentes dispositivos de campo y procesos de forma automática. A continuación exponemos tres ejemplos que revelan a detalle el uso de un sistema SCADA y sus avances tecnológicos: ABB México, Emerson Process Management y National Instruments.


 PROYECTO SCADA-LPG DUCTO BURGOS-MONTERREY ABB MÉXICO

Desde su concepción el proyecto comprendió tres áreas operacionales; Estación de bombeo, ducto y Terminal de recibo y Distribución; para lo cual el ABB conjuntóun equipo multifuncional que cubrió las distintas disciplinas requeridas: Instrumentación y Control, Telecomunicaciones, Sistemas Informáticos y Telefonía.En sí el proyecto consistió en el suministro,ingeniería, desarrollo, pruebas y puesta en marcha de los siguientes sistemas:

  • Sistema de Control y Adquisición de Datos
  • Unidades Terminales Remotas
  • Sistemas de Control Distribuido
  • Sistema de Control de Acceso, Recibo y Despacho en Terminal de Distribución
  • Sistema de Telecomunicaciones UHF, Microondasy Satelital
  • Sistemas de Comunicación de Voz y Datos

Lo anterior para un nuevo dueto de 12″y 100 km. para transporte de Gas Licuado de Petróleo desde el Complejo Procesador de Gas “Burgos” en Reynosa, Tamaulipas,hasta una nueva Terminal de Distribución situada cerca de Monterrey Nuevo León.


En el caso específico del Sistema SCADA, éste fue y es lacolumna vertebral que le permitió a ABB México el monitoreo,medición, control y administración del proyecto.


Sistema SCADA

En el caso específico del Sistema SCADA,éste fue y es la columna vertebral que le permitió a ABB México el monitoreo, medición,control y administración de los sistemas de bombeo y medición en la Estación”Burgos”, Gasoducto y Válvulas.

Principales y la Terminal de Recibo y Distribución”Aeropuerto Norte”.

Así, a través del SCADA de ABB fue posible integrar los distintos subsistemas especializados,que son vitales también parala operación segura y eficiente del dueto,como son el Sistema de Detección de Fugas,el Sistema de Ventas y Facturación dePemex y el Sistema SCADA Nacional de PemexGas y Petroquímica Básica situado enla torre corporativa de Pemex en México,Distrito Federal.

El SCADA suministrado por ABB se basa en la suite de productos SCADA Vantage,el cual es un sistema abierto, modular y distribuido que se adhiere a los más modernosestándares internacionales comoson los de Microsoft Windows, OPC Foundationy MODBUS PEMEX, y puede administrar millones de datos o puntos, tantohistóricos como en tiempo real.

La estructura del sistema es del tipo Cliente/Servidor, pues un sistema SCADA Vantagepuede consistir de múltiples Servidores y múltiplesclientes, Usando TCP/IP los servidoresSCADA Vantage comunican unos con otros y con servidores redundantes.

Beneficios

La capacidad de conectarse a estándares industrialestales como OLE forProcess Control(OPC) y MODBUS PEMEX, permitió el cabalcumplimiento con los requerimientos técnicosde la petrolera, permitiendo el monitoreo y la operación coordinada de toda la instalación desde el centro de control central SCADA de PGPB en México,D.F., así como la coordinacióndel despacho deGas licuado con baseen la coordinación conel Sistema de Ventas y Facturación de Pemex.

Respecto a la seguridad,el sistema interactúaestrechamente con el Sistema de Detección y Localización de Fugas, proporcionando los datos de medición requeridos para la ejecución del modelo de funcionamiento del gasoducto,el cual sirve para detectar y calcular la localización aproximada de fugas en el mismo(con un alto grado de precisión).Con base en esta información, el sistema SCADA proporciona también la funcionalidad del cierre manual/automático de válvulas de seccionamiento del dueto, tanto a nivel local como a nivel remoto a travésdel sistema de Telecomunicaciones.

El desarrollo coordinado de todaslas disciplinas tecnológicas involucradas,bajo una misma entidad responsable(ABB), permitió la implantación de lamejor solución Costo/Beneficio, la cualincorporó toda la experiencia acumuladadurante la ejecución de proyectos de estegrado de complejidad.


SOLUCIONES UTR PARA SCADA: EMERSON PROCESS MANAGEMENT

Para Emerson, los Sistemas SCADA pueden ser considerados en una aplicación local de una planta de proceso o en un área extensa geográficamente y se integran básicamente por:

  1. Instrumentación electrónica de campo.
  2. Unidades terminales remotas (UTR).
  3. Sistema de comunicaciones.
  4. Interface hombre máquina (HMI).

El uso del UTR

En la actualidad, la diversidad de equipos electrónicos de campo así como la diversidad de los medios de comunicación, incluidos protocolos de comunicación que se pueden manejar en un SCADA, requiere que se considere una UTR versátil que sea capaz de integrar dicha instrumentación y se pueda conectar al medio de comunicación másidóneo para el sistema particular, es decir que sea capaz de integrarse tanto a sistemas de radio convencionales, como a equipos de espectro disperso, satelitales, módems telefónicos,redes Ethernet, etcétera.

La justificación para el uso de UTRs en los SCADA es que estos equipos permiten mantener la información y/o el control del proceso donde estén trabajando, de manera local e independiente en caso de falla del sistema de comunicación, garantizando así el funcionamiento del proceso aunque se pudiera perder la visualización remota del mismo.

En un SCADA, los sistemas de comunicaciones pueden ser de un solo tipo o incluir una mezcla de diversas soluciones según se requiera en el sistema, es decir:pueden convivir soluciones que impliquen el uso de radios convencionales, de espectro disperso, satelitales y/o cualquier otro que sea adecuado para cubrir la necesidad del sistema.


Para Emerson, los Sistemas SCADA pueden ser considerados en una aplicación local de una planta de proceso o en un área extensa geográficamente.


La interface hombre máquina (HMI) esun sistema en sí mismo y puede estar integrado por uno o varios sitios donde se requiera ver y/o controlar la información delos procesos que se integran en el SCADA,comúnmente denominados cuartos de control control.También, la HMI estará integrada usualmente por hardware como estaciones de trabajo, servidores,UPS, ruteadores, switches,etcétera., así como por el software donde se crean las bases de datos y las pantallas gráficas para visualizar y/o controlar los procesos que integran el SCADA que se reciben a través del sistema de comunicaciones.

Experiencia

Emerson Process Management recientemente desarrolló y suministróequipos donde la necesidad del cliente fue:

  1. Medición fiscal de diversos productos líquidos.
  2. Dicha medición debía estar en cumplimiento con las recomendaciones del API, incluyendo probadores y estar certificada.
  3. Controlar la apertura y cierre de válvulas  reguladoras y de seccionamiento.
  4. Comunicar las estaciones de medición distribuidas a nivel nacional en agrupamientos regionales y hasta la Ciudad de México a través de diversos medios de comunicación,tales como redes de microondas,comunicación satelital, comunicación de radio UHF y radio de espectro disperso.

A través de la División Remate Automation Solutions, Emerson desarrolló la solución con equipos UTR modelo ControlWave ya que estos tienen las características adecuadas para integrarse a cualquier medio de comunicación, manejan los protocolos de comunicación de la instrumentación y de comunicación al SCADA solicitados por el cliente, tienen la capacidad de memoria idónea para correr la aplicación, incluidos la medición de flujo, control de válvulas,monitoreo de diversas variables operativas de las estaciones de medición, manejo de probadores y el almacenamiento de datos.

La versatilidad de estos equipos radica en que son programables al 100% Y dicha programación está en cumplimiento con el estándar lEC 61131-3. Además de ser de muy fácil operación debido a que se suministrancon una interface hombre máquina básica para el operador, la cual consta de algunas pantallas tipo web, donde el operario puede configurar y visualizar la información del equipo de una manera muy sencilla navegando con wizards típicos de utilerías Microsoft.


SISTEMA DE MONITOREO DE VARIABLES OPERATIVAS PARA LA DISTRIBUCIÓN DE ACEITE CRUDO: NATIONAL INSTRUMENTS

Por Ing. Martín Fernández Corzo, encargado de Automatización, PEMEX Exploración y Producción

Pemex Exploración y Producción está en cargado de explorar, producir, transportary comercializar los hidrocarburos que se extraen en México; y a través de la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos en la Región Sur tiene la responsabilidad de transportar y distribuir aceite crudo de los tipos Olmeca, Istmo y Maya.Diariamente se transportan y distribuyen en promedio 1’520,000 barriles, lo que representa un porcentaje de participación del 43% de la producción nacional. En términos económicos, este volumen de distribución es el equivalente a USD $3 billones en aceite crudo.

La determinación precisa de estos volúmenes se logra a través de la operación y supervisión de los sistemas de medición electrónicos que están instalados. Sin embargo,la coordinación operativa de la distribución de aceite entre los Activos de Producción y la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Región Sur, así como entre las regiones y la sede, se realiza por medio telefónico y correo electrónico. Esto abre la necesidad de contar con un sistema integrado de monitoreo remoto y de bajo costo que mejore la coordinación entre estos organismos y que, además, aproveche los sistemas existentes de medición de las variables operativas asociadas con el transporte y distribución del aceite crudo.


Gracias a las capacidades de generación de reportes de LabVIEW, se agilizó la generación de reportes diarios y la consulta del promedio diario de volúmenes de distribución.


Descripción de la aplicación:

Para implementar el sistema de monitoreo y manejo de aceite crudo, llamado SIMVO(Sistema de Monitoreo de Variables Operativas),se partió de las siguientes premisas:

  • Comunicación sencilla: El sistema debía de enlazar las diferentes redes de comunicación a través de protocolos y estándares industriales. Para esta aplicación,se optó por utilizar OPC (OLE for Process Control) para la comunicación entre las diferentes estaciones.
  • Bajo costo: Para poder reducir el costo total del proyecto, se decidió desarrollar el proyecto con el personal del grupo de ingeniería interno de Pemex.
  • Uso de infraestructura existente: Debido a que ya se contaba con una Intranety sistemas de medición, control y monitoreo, el SIMVO debía de ser capaz de aprovechar la instrumentación en campo existente.
  • Seguridad de la red: Con la finalidad de proteger la red informática, se decidió separar la red industrial y así prevenir contra virus, acceso de personal no autorizado,e incompatibilidad de versiones.

Después de evaluar diferentes opciones de software disponibles en el mercado para diseñare implementar el SIMVO, se decidió utilizar LabVIEW y su Módulo de Datalogging and Supervisory Control (DSC). Este ambiente de desarrollo cuenta con varias características que resolvieron específicamente las necesidades del proyecto.

Es así que con el reto de implementar un sistema de monitoreo de distribución de aceite que integre y centralice los puntos de salida de producción y distribución de crudo. Ese sistema debía de ser desarrollado internamente y aprovechar la infraestructura ya existente en redes e instrumentos de campo para reducir costos.

La solución fue utilizar el ambiente gráfico de LabVIEW de National Instruments para implementar un sistema de monitoreo conmúltiples estaciones y capacidad de mostrar información en tiempo real sobre las variables operativas relacionadas con los procesos de almacenamiento, bombeo, medición y distribución de aceite crudo.

Conclusiones

Debido a las características de facilidad de uso y conectividad de LabVIEW, fue posible integrar toda la instrumentación decampo y diseñar el sistema de monitoreo rápidamente y a un bajo costo. Una de las principales ventajas de utilizar LabVIEW fue su facilidad de uso para comenzar a desarrollarla aplicación. Además, a diferencia de los paquetes de desarrollo de otros proveedores,sólo fue necesario utilizar LabVIEW y su módulo de DSC para integrar los diferentes dispositivos de medición en el campo y comunicar la base de datos con la red empresarial de Pemex.

Desde que se finalizó la primera parte de este proyecto (que incluyó la instalación de las primeras 12 máquinas), se vieron varios beneficios.Por un lado, se aceleró el proceso de toma de decisiones para reaccionar ante sucesos no deseados al contar con datos en tiempo real de todo el proceso de distribución. Además, se logró una mejor comunicación entre los diferentes centros de suministro y distribución de aceite crudo lo que se ve reflejado en un control más preciso de los inventarios de crudo. Esto resultó clave, ya que un error en las mediciones de 1% representaría potencialmente pérdidas diarias de alrededor de USD $1 millón diarios.


PI System, ideal para Scada

Con el PI System, la empresa OSlsoft México ha puesto al alcance delos especialistas en automatización y control una herramienta de fácil utilización con la que se puede obtener información de diversos procesos industriales. Una ventaja de PI System es la posibilidad de sincronizarse con el sistema Scada y con otras interfaces de PLC, control distribuido (DCS) y protocolos IT, soportando archivos OPC, ODBC, XML y ASCII.

A nivel internacional OSlsoft ha hecho alianzas estratégicas con importantes firmas del mundo informático y consultoría empresarial,como Microsoft, SAp, Cisco, IBMy Accenture; y esta herramienta es utilizada ya en más de cien países,con Scada y con otros sistemas.

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