Fundamentos de los Sistemas SCADA

Por Ing. Fernando Mirafuentes
Gerente de Proyectos de Emerson Process Management
México Automatización,
Edición Abril – Junio 2004.

El origen de la palabra SCADA proviene de las primeras letras del término “Supervisor y Control and Data Acquisition” que en nuestro idioma significa “Control de Supervisión y Adquisición de Datos”. Las arquitecturas de los sistemas SCADA son más económicas a medida que se aprovecha el avance tecnológico, exceptuando las arquitecturas de sistemas con tecnologías de los 80’s y principios de los 90’s, los cuales, lejos de representar un beneficio técnico y económico, representan una carga a futuro en la modernización y el mantenimiento de los mismos. También tienen sustanciales progresos en los últimos años en lo que respecta a funcionalidad, escalabilidad, funcionamiento y apertura, de tal forma que ahora ofrecen a los usuarios mayores beneficios.

Se le denomina sistema SCADA al conjunto integrado por software, hardware y a las comunicaciones que se utilizan para recolectar datos desde uno o más puntos distantes, y/o ejecutar comandos de control hacia estos mismos puntos.

Un SCADA es una aplicación de software especialmente diseñada para proveer comunicación con los dispositivos de campo y controlar el proceso de forma automática desde la pantalla de una estación de operación. Además, proporciona toda la información que se genera en el proceso productivo a diversos usuarios, tanto del mismo nivel como de otros supervisores dentro de la empresa: control de calidad, supervisión y mantenimiento, entre otros.

El SCADE hace innecesario que un operador tenga que hacer visitas frecuentes a un puto lejano cuando dicho punto remoto puede ser operado normalmente en un punto centralizado. Por tal motivo, en el mismo se incluye la interface del operador y la manipulación de datos relacionados con la aplicación, sin limitaciones.

Estos sistemas efectúan tareas de supervisión y gestión de alarmas, así como tratamiento de datos y control de procesos. La comunicación se realiza mediante buses especiales o redes LAN. Todo se ejecuta normalmente en tiempo real, y están diseñados para dar al operador de la planta la posibilidad de supervisar y controlar dichos procesos de manera remota. Algunos fabricantes desarrollan paquetes de software que ellos llaman SCADA, los cuales se utilizan muy frecuentemente como sistemas SCADA, aunque sean solamente una parte del sistema total.

En resumen, se le denomina sistema SCADA al conjunto integrado por software, hardware y a las comunicaciones que se utilizan para recolectar datos desde uno o más puntos distantes, y/o ejecutar comandos de control hacia estos mismos puntos, Mediante el sistema SCADA el operador puede hacer cambios de setpoints de controladores de proceso distantes, abrir o cerrar válvulas o interruptores, monitorear alarmas, y obtener información de la medición en un punto central de todo un proceso ampliamente distribuido, como campos de gas o crudo, sistemas de tuberías o complejos de generación hidroeléctrica.

Es importante mencionar que no se debe relacionar el término SCADA con el factor distancia, ya que éste se puede aplicar también en áreas físicas muy acotadas. Cuando las dimensiones de los procesos llegan a ser muy grandes (cientos o miles de kilómetros de un punto a otro), se pueden apreciar grandemente los beneficios que un sistema SCADA ofrece, en términos de reducir costos de operación, tan simple como evitar las visitas de rutina a dichos puntos distantes, sustituyéndolas por las facilidades que ofrece el rápido monitoreo centralizado.

Diferencias entre SCADA y DCS

Otro gran problema en el diseño de los sistemas SCADA es la terrible confusión de un proceso controlado por un Sistema de Control Distribuido (DCS) y un sistema SCADA. Como ya se definió en el párrafo anterior, un SCA DA es un sistema basado en computadoras que permite supervisar y controlar a distancia un proceso. En un DCS la supervisión y el control de proceso de una planta se ubica en dimensiones fácilmente acotadas.

En un sistema SCADA el lazo de control es generalmente cerrado por el operador. En un DCS, las acciones de control normalmente tienden a ser en forma automática.

Hoy en día es fácil hallar un sistema SCADA realizando labores de control automático en cualquiera de sus niveles, aunque su labor principal sea de supervisión y control por parte del operador. En la Tabla 1 se muestra un cuadro comparativo de las principales características de los sistemas SCADA y los sistemas de Control Distribuido (DCS).

Flujo de información de los Sistemas SCADA

El fenómeno físico lo constituye la variable que deseamos medir. Dependiendo del proceso, la naturaleza del fenómeno es muy diversa: Presión, flujo, potencia, intensidad de corriente, voltaje, PG, densidad, etcétera. Este fenómeno debe traducirse a una variable que sea perceptible para el sistema, es decir, a una variable eléctrica. Para ello, se utilizan los sensores, transmisores o transductores. Estos convierten las variaciones del fenómeno físico en variaciones proporcionales de una variable eléctrica.

Las variables eléctricas más utilizadas son: voltaje, corriente, carga, resistencia o capacitancia. Sin embargo, esta variedad de tipos de señales eléctricas deben ser procesadas para ser entendidas por el computador digital. Para ello se utilizan Acondicionadores de Señal, cuya función es la de referenciar estos cambios eléctricos a una misma escala de corriente o voltaje.

Además, proveen aislamiento eléctrico y filtraje de la señal con el objetivo de proteger al sistema de picos de voltaje y ruidos que se originan por la maquinaria y equipos que operan en el campo. Una vez que se acondiciona la señal, la misma se convierte en un valor digital equivalente en el bloque de Conversión de Datos. Generalmente, esta función se lleva a cabo por un circuito de conversión analógico/digital. El computador almacena esta información, la cual se utiliza para su análisis y para la toma de decisiones. Simultáneamente, en tiempo real, se muestra la información al usuario del sistema.

En un sistema SCADA el lazo de control es generalmente cerrado por el operador. En un DCS, las acciones de control normalmente tienden a ser en forma automática. Basado en la información, el operador puede tomar la decisión de realizar una acción de control sobre el proceso. El operador comanda al computador a realizarla, y de nuevo debe convertirse la información digital a una señal eléctrica.

Esta señal eléctrica se procesa por una salida de control, la cual funciona como un acondicionador de señal, escalándola para manejar un dispositivo dado: bobina de un relee, setpoint de un controlador, etcétera.

 Necesidad de un Sistema SCADA

Para evaluar si un sistema SCADA es necesario para manejar el proceso a controlar en una instalación dada, se deben cumplir las siguientes características:

  1. El número de variables del proceso que se necesita monitorear es alto.
  2. El proceso está geográficamente distribuido. Esta condición no es limitativa, ya que puede instalarse un SCADA para la supervisión y control de un proceso concentrado en una localidad.
  3. La información de Los cambios en el proceso se necesita en el momento en que suceden, o en otras palabras, la información se requiere en tiempo real.
  4. La necesidad de optimizar y facilitar las operaciones de la planta, así como la toma de decisiones, tanto gerenciales como operativas.
  5. Los beneficios obtenidos en el proceso justifican la inversión en un sistema SCADA. Estos beneficios pueden reflejarse como aumento de la efectividad de la producción, de los niveles de seguridad, etcétera.
  6. La complejidad y velocidad del proceso permiten que la mayoría de las acciones de control sean iniciadas por un operador. En caso contrario, se requerirá de un Sistema de control automático o, que puede estar constituido por un Sistema de Control Distribuido, PLC’s, Controladores a Lazo Cerrado o una combinación de ellos.

Funciones Dentro de las funciones básicas realizadas por un sistema SCADA están las siguientes:

  1. Recabar, almacenar y mostrar información, en forma continua y confiable, correspondiente a la señalización de campo: estados de dispositivos, mediciones, alarmas, etcétera.
  2. Ejecutar acciones de control iniciadas por e! operador, tales como: abrir o cerrar válvulas, arrancar o parar bombas, etc. Esto es, que exigen la presencia y la acción de un operador.
  3. Alertar al operador de cambios detectados en la planta, tanto aquellos que no se consideren normales (alarmas) como cambios que se produzcan en la operación diaria de la planta (eventos). Esos cambios son almacenados en el sistema para su posterior análisis.
  4. Aplicaciones en general, basadas en la información obtenida por el sistema, tales como: reportes, gráficos de tendencia, historia de variables, cálculos, predicciones, detección de fugas, etc.
  5. Ejecución de programas que modifican la ley de control, o incluso anular o modificar las tareas asociadas al autómata, bajo ciertas condiciones.

Con estas funciones se pueden desarrollar aplicaciones para computadora (tipo PC, por ejemplo), con captura de datos, análisis de señales, presentaciones en pantalla, envío de resultados a disco e impresora, etcétera.

Desarrollo de las partes de un Sistema SCADA

Los módulos o bloques de software que permiten las actividades de adquisición, supervisión y control son los siguientes:

A) Instrumentación de Campo.

En esta parte la evolución ha sido impresionante. La tecnología predominante en la instrumentación ha progresado a lo largo del tiempo:

En los 60’s, la instrumentación neumática; en los 80’s, la instrumentación electrónica; ya finales de los 90’s, la instrumentación inteligente y a base de protocolos de comunicación (buses de I campo). Hoy en día, la tendencia tecnológica en estos dispositivos es poderse comunicar con las Unidades Terminales Remotas (RTU) o las Unidades Terminales Maestras (MTU), a base de protocolos abiertos tales como HART, FOUNDATION FIELDBUS, y en un futuro no muy lejano por TCP /IP e inalámbricos.

Esta modernización ha traído consigo que las RTU y las MTU tengan desarrollos importantes. En el pasado, la tendencia de las RTU y MTU fue tener protocolos propietarios o exclusivos de una empresa, normalmente a velocidades no mayores de 19.4 Kbps. Algunos proveedores de esta instrumentación habían quedado en el esquema de comunicación analógica punto a punto de 4-20 mA.

La tendencia de esta instrumentación es poder tener la inteligencia en campo, lo cual robustece el concepto de los SCADA, comunicarse a base de protocolos que permitan e! transporte de mayor cantidad de información, tanto de! proceso como de él mismo hacia e! punto central, incluyendo diagnóstico, ajuste, reportes etcétera, para una mejor operación y un mantenimiento predictivo. Otro aspecto en la inversión inicial con la nueva tendencia en la instrumentación es e! ahorro considerable de cable y canalizaciones, así como e! mantenimiento respectivo de los mismos.

B) Unidades Terminales Remotas (RTU).

Estas unidades integran las señales de campo, tomando decisiones en base a un cálculo determinado. Es decir, son equipos dedicados en base a estándares API, AGA, etcétera. Asimismo, dado que este equipo cumple con una función específica tomando las decisiones localmente, lo único que restaría es informar al computador central dónde se encuentra el operador, y el estatus en que se encuentra el proceso controlado, teniendo la opción de que el operador tome las acciones adicionales a las ya realizadas por el computador de flujo. Empujado por el desarrollo tecnológico de la instrumentación de campo, ha logrado que exista una carrera tecnológica en estos dispositivos, teniendo mejores procesadores y mayores capacidades de control. Otro aspecto que ha marcado la diferencia en estos dispositivos es la flexibilidad de poder comunicarse con el mundo exterior, migrando de protocolos propietarios o exclusivos de algunos proveedores a protocolos abiertos, que permiten la comunicación vía radiofrecuencia en mayor ancho de banda y mayor velocidad, así como la comunicación vía Ethernet o telefonía satelital.

C) Unidades Terminales Maestras (MTU).

Esta parte del sistema SCADA es donde se centralizan todas las Unidades Terminales Remotas, la información  proporcionada por dichas RTU e Instrumentación de Campo, los históricos, las tendencias, y por supuesto que la base de datos de toda la información configurada. Es una práctica común que en el diseño de los sistemas, se separe el concepto de DCS del concepto de un SCADA, debido a que por cuestiones de capacidad, una MTU de un SCADA no podría soportar  las señales configuradas en un DCS, y éste, debido al volumen de información y a la infraestructura necesaria para llevarla a un pun to remoto, resultaría excesivamente caro, esto sin tomar en cuenta las limitantes de comunicación inherentes a estos sistemas. Hoy en día, debido al desarrollo tecnológico, e! poder integrar un DCS con un SCADA es una realidad.

Los Procesadores de Control de los DCS, debido a su arquitectura abierta con protocolos de fácil comunicación, así como su diseño de bajo costo, permiten que dicha plataforma de control pueda incluir a la plataforma de Control de los SCADA. Con esto, por ejemplo, se puede controlar el proceso en forma local de cada una de las estaciones de rebombeo, y a su vez monitorear todas éstas en un punto central con la arquitectura de un S~ADA. En los 80’s y los 90’s era difícil imaginar esta tendencia, debido a que los MTU estaban siendo integrados con PLC, y los DCS eran equipos robustos con protocolos cerrados, que difícilmente se comunicaban fuera de su ámbito. Al día de hoy este concepto ya es obsoleto, y h integración de una misma plataforma para n DCS o un SCADA es una realidad. I

D) Configuración.

Esta parte le permite al usuario definir el entorno de trabajo de su SCADA, adaptándolo a la aplicación articular que se desea desarrollar. En el pasado, esta tarea requería de un personal que debería ser especializado en dicha configuración, lo cual dependa de un grupo mínimo de personas o del proveedor del equipo, haciendo esto algo poco confiable o de mínimo beneficio al cliente. Al igual que en las computadoras personales, el desarrollo en el software de nuevas generaciones permite que dicha configuración ya sea casi del dominio general, dado que las plataformas de estas configuraciones están basadas en el sistema Microsoft Windows, herramienta de uso común en diferentes sistemas digitales.

Un aspecto importante a considerar en la configuración a través de PLC, es que con los sistemas a base de estos dispositivos se debe tener en primer lugar una base de datos en la interfaz gráfica y otra base de datos en el PLC, a diferencia de las nuevas tecnologías que ya permiten tener una sola base de datos, lo cual resulta en una mayor consistencia de los datos. La Interfaz gráfica proporciona al operador las funciones de control y supervisión de la planta. El proceso se representa mediante sinópticos gráficos almacenados en el ordenador de proceso y generados desde el editor incorporado en el SCADA o importados desde otra aplicación durante la configuración del paquete. El Módulo de proceso ejecuta las acciones de mando pre programadas a partir de los valores actuales de variables leídas.

La Gestión y Archivo de Datos se encarga del almacenamiento y procesado ordenado de los datos, de forma que otra aplicación o dispositivo pueda tener acceso a ellos. Las Comunicaciones se encargan de la transferencia de información entre la planta y la arquitectura hardware que soporta el SCADA, y entre esta y el resto de elementos informáticos de gestión.

E) Comunicaciones.

Los desarrollos de las comunicaciones han ido a la par con el avance tecnológico de las demás partes, permitiendo mayor flexibilidad en el aprovechamiento de infraestructura existente y la implementación de nuevos desarrollos, que ha permitido abaratar costos y configuraciones. En la década de los 80’s y 90’s, la comunicación que prevaleció en estos sistemas SCADA fue vía seria, mediante radio módems.

En un principio estos sistemas emplearon para su complicación radio enlaces Punto a Punto, con capacidades de un máximo de 1,200 bps. Posteriormente se emplearon radios de hasta 9,600 bps de! tipo punto multipunto, facilitando aún más la administración de estas comunicaciones; sin embargo, una situación adversa era el requerimiento de frecuencias asignadas con licencia de explotación, lo que limitaba su implementación.

Adicionalmente los sistemas tenían que transportarse con protocolo de interface eléctrica para llegar a su destino, es decir de RS232 a RS485/422 y viceversa. También era molesto el uso de Multiplexores que permitieran llevarlos a sistemas de jerarquía superior, para ser recibidos y desplegados en otra unidad, edificación o ciudad, con un costo significativo del equipo. Con la llegada de la Tecnología de Espectro Disperso y la apertura de Frecuencias Libres de Explotación, aunado con las facilidades que ofrece un ambiente Ethernet, como son las de Conmutación y ruteo de paquetes en redes TCP/IP existentes, en ambientes industriales se ha preferido esta solución, con lo cual se logra alcanzar la vanguardia tecnológica, permitiendo facilidad de implementación, mejora “costo Vs. beneficio”, y administración rápida y segura, entre otras prestaciones.

Los radios en ambiente Ethernet, que actualmente se emplean para un sistema SCADA moderno, nos permiten conectar las RTU en modo punto multipunto a velocidades altas que van desde 2 mbps hasta 34 mbps, con lo cual permite. El flujo de información hacia la estación maestra o de intercambio de información con el RTU, si así se requiere.

La tecnología Ethernet nos permite tener un Switch en la RTU, y así poder conectar una estación local de monitoreo para servicio o una estación de trabajo, sin afectar el comportamiento del sistema. Más aún, si se desea se pueden tener rutas redundantes y auto conmutables que garanticen la continuidad del servicio. Ahora son posibles combinaciones múltiples, permitiendo incluso, compartir estos sistemas Radio-eléctricos para dar servicio a redes administrativas que puedan estar junto a los RTU’s aprovechando al máximo los recursos. Asimismo, existen otras opciones poco utilizadas, pero que se dan como alternativa en casos específicos o como respaldos, por ejemplo, los enlaces satelitales y vía GPRS/GSM.

El enlace satelital, a pesar de su alto costo, permite reunir información de diferentes puntos geográficamente distantes o con una orografía bastante accidentada, que no sería posible obtenga un costo razonable mediante enlaces terrestres vía microondas. El enlace vía GPRS/GSM es una solución práctica y económica a corto plazo, aunque al igual que los enlaces satelitales, representan a largo término un alto costo mensual, y en ocasiones dependiendo del proveedor, se hacen cargos por la cantidad de información transportada.

La implementación de esta opción está limitada a la zona de cobertura, con un bajo ancho de banda, típicamente hasta 14,400 bps. No obstante lo anterior, esta opción presenta ventajas muy interesantes, tales como una rápida implementación en áreas donde exista cobertura del sistema, bajo costo de mantenimiento – ya que está a cargo del proveedor del servicio, costo moderado de la renta, bajo costo de implementación por que no se requiere gran infraestructura, como una torre muy alta ni antena de mucha ganancia; incluso en zonas urbanas es posible implementarse dentro del gabinete del RTU. Otra ventaja de esta opción es que se pueden desplegar alarmas vía SMS (sistema de mensajes cortos) a algunos teléfonos celulares.

El uso típico de este sistema de enlace en los SCADA es para mediciones móviles o temporales, dentro de zonas urbanas donde pueda darse la facilidad del uso de una frecuencia, ya que las conocidas como libres se encuentran saturadas. Ejemplos de estos enlaces para sistemas SCADA son el control de carros tanque repartidores de gas, gasolinas, leche, etcétera.

En fin, un sistema SCADA debe cumplir varios objetivos para que su instalación sea perfectamente aprovechada. Entre estos: deben ser sistemas de arquitectura abierta, capaces de crecer o adaptarse según las necesidades cambiantes de la empresa. También, deben comunicarse con total facilidad y de forma transparente al usuario con el equipo de planta y con el resto de la empresa (redes locales y de gestión). Además, deben ser programas sencillos de instalar, sin excesivas exigencias de hardware, y fáciles de utilizar, con interfaces amigables con el usuario.

Emerson Process Management cuenta hoy en día con el avance tecnológico, y es vanguardista de los desarrollos y tendencias en los sistemas SCADA. Cuenta con los equipos, tanto en RTU como en las unidades maestras (MTU), con capacidad para la implementación de sistemas SCADA que puedan operar con enlaces a nivel Ethernet, satelital o GPRS/GSM, permitiendo llevar la información desde 9600 bps hasta 34 mbps dependiendo de la aplicación, con infraestructura de radios de muy bajo costo, dejando atrás los enlaces seriales. Hay algunas aplicaciones recientes que ejemplifican la aplicación de sistemas SCADA a soluciones reales en nuestro país.

En Petróleos Mexicanos (Pemex), mediante la infraestructura existente, se ha implementado un enlace de 5 Km a nivel Ethernet a 2 Mbps, entre la interfase gráfica o estación de trabajo y el controlador central (MTU), por medio de un canal El de la red de microondas de dicha empresa. Lo novedoso de esta aplicación es que el enlace se llevó a cabo sin ninguna interfase, sin ningún ruteador ni director de tráfico, que normalmente se venían usando en los SCADA implementados, sino por e! contrario de forma natural, e! canal de información de la MTU que opera en Ethernet (TCP/IP) de 1 a 100 Mbps, se conectó directamente a un canal digital El de la red de microondas de Pemex sin ningún problema, ajustando dicho canal El a que operara a 2 Mbps. Otra aplicación con tecnología de punta en los SCADA fue desarrollada recientemente en el Sistema Operador de los Servicios de Agua Potable y Alcantarillado de! Municipio de Puebla, donde se integró un SCADA para la medición y protección de 32 pozos y 5 áreas de tanques (Esquema 2).

Lo novedoso de esta aplicación fue el poder llevar a cabo los enlaces remotos a nivel Ethernet a 2 mbps, con lo cual deja la posibilidad de que, en una segunda etapa en esa misma red, se pueda incluir video, que permitirá interconectarse a sus sistemas administrativos para e! manejo de la facturación. Adicionalmente, se implementó un software que supervisa la operación de los enlaces en tiempo real.

Acerca del Autor

El Ing. Fernando Mira fuentes es egresado del Instituto Politécnico Nacional, en el área de Control y Automatización, en el año de 1980. Laboró en el Instituto Mexicano del Petróleo en la Subdirección de Proyectos de Plantas Industriales (1979-1982), posteriormente formó parte de Petróleos Mexicanos (1982-1997) en diferentes áreas llegando a ocupar el puesto de Subgerente de Ingeniería en Petroquímica Escolín, desempeñándose principalmente en el área de Ingeniería de Proyectos. Desde 1999 colabora con Emerson Process Management en el área de Soluciones, Uno de los trabajos recientes realizados en este ámbito de desarrollo ha sido la implementación de un SCADA en el gobierno de Puebla, para el monitoreo de 32 pozos de agua y 4 tanques de almacenamiento, con enlaces a nivel Ethernet (2 Mbps), y el enlace remoto que da bases para un nuevo SCADA a nivel Ethernet, en Ductos Golfo – Pemex Refinación.

0
Compartir:

One thought on “Fundamentos de los Sistemas SCADA

Dejar un comentario

This site uses Akismet to reduce spam. Learn how your comment data is processed.