Facilitando el manejo del coloso eléctrico

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


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 cuentan con plataformas SCADA para supervisar y controlar el estado operativo de los diversos componentes de la red. En este reportaje, revisamos la importancia de los SCADA “eléctricos” y las tendencias que están marcando.

En muchas ocasiones, una red eléctrica puede ser una bestia muy compleja y difícil de domar. Al ser un verdadero enjambre de subsistemas interconectados entre sí, un incidente menor, por ejemplo, en una subestación podría provocar la caída de otros sistemas, desatando una reacción en cadena que podría terminar en un apagón generalizado. Para supervisar el estado de los componentes, así como del sistema en su conjunto, se utilizan las llamadas plataformas SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition, Control de Supervisión y Adquisición de Datos), que permiten automatizar gran parte del trabajo de los operadores a cargo del funcionamiento de la red. “La Automatización, en su concepto más amplio, es esencial para la calidad de servicio de energía eléctrica, pues reduce los tiempos de respuesta (reacción en casos de perturbaciones), recolecta y entrega datos fundamentales para la toma de decisiones o análisis, y permite la simulación de escenarios, entre otras funcionalidades”, explican los ejecutivos de Schneider Electric, Marcio Schmitt, Automation Business Development Director for Latin America, y Karolina Aravena, Ingeniero de Automatización Infraestructura.

En particular, como señala Christian Candela, Gerente Energy Automation en Siemens, el principal objetivo de un sistema SCADA eléctrico es mantener confiable el suministro de energía a los consumidores, permitiendo monitorear, controlar y optimizar el proceso de transmisión y distribución eléctrica en tiempo real. “Si bien parece un rol simple, es un tema muy complejo que depende, entre otros factores, de la matriz de generación, las condiciones geográficas del país, los diferentes tipos de consumidores, y el nivel de automatización de las distintas redes”, indica.

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

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

Coincidiendo con lo anterior, Candela, de Siemens, sostiene que “a simple vista, se podría pensar que se trata de los mismos sistemas, pero son prácticamente dos mundos distintos. “Los SCADA eléctricos (mejor conocidos como EMS o Energy Management Systems) deben estar preparados para recibir grandes cantidades de información (conocidas como ‘avalanchas’) en un muy corto plazo de tiempo. Por ejemplo, en un ‘blackout’ como el ocurrido el año pasado, miles de señales fueron registradas en un lapso de segundos. Esto es posible, gracias a que cada señal generada cuenta con su propia estampa de tiempo; es decir, cada señal lleva un registro de la hora exacta en que ésta ocurrió”, agrega.

Además, el profesional explica que existen estándares que aplican directamente para los Energy Management Systems. “Por ejemplo, la norma IEC 61968/61970, también conocida como el Common Information Model (CIM), la cual define un lenguaje común relacionado con la industria eléctrica de potencia. El cumplimiento de esta norma permitiría una integración mucho más clara, rápida y eficiente entre los diferentes sistemas SCADA”, comenta. “Hoy prácticamente toda compañía Generadora, de Transmisión, de Distribución, e incluso los grandes consumidores de energía cuentan con un SCADA eléctrico, pero con la particularidad de que cada uno usa un ‘lenguaje distinto’. La integración de estos sistemas requiere de grandes inversiones de ingeniería y soluciones IT”.

Por su parte, Gerald Esparza, Jefe del Area de Aplicaciones Tecnológicas de CLAS Ingeniería Eléctrica, aporta otra diferencia: las RTUs (Unidad de Terminal Remota) e IEDs (Dispositivos Electrónicos Inteligentes) –los elementos que generan y recogen los datos en terreno- se comunican con el SCADA, a través de protocolos de comunicación “en tiempo real”, como DNP 3.0, IEC 61850, ICCP o IEC 60870-6, que permiten comunicación y cuentan, por lo general, sincronización con GPS.

La “red inteligente” necesita SCADAs

En los últimos meses, mucho se ha hablado del modelo de “Smart Grid” que, como explican los profesionales de Schneider Electric, incorpora equipos inteligentes en la red eléctrica, desde el punto de consumo en las habitaciones hasta el sistema de transmisión en Alta Tensión, pasando por toda la distribución eléctrica. “El SCADA es un elemento de esta cadena que, si bien es diseñado, es el elemento que trabaja los datos que vienen de los equipos y sistemas inteligentes, presentándolos de manera organizada y fácil para el operador del sistema”, comentan.

“Si bien es cierto el modelo Smart Grid hace más eficiente el sistema de redes eléctricas, también lo hace más complejo, por lo que se torna necesario un sistema SCADA para una clara visualización de la instalación”, agrega Esparza. Para las empresas usuarias de SCADAs eléctricos, la seguridad informática es un tema de creciente preocupación. Sobre este punto, Marcio Schmitt y Karolina Aravena, de Schneider Electric, recomiendan trabajar esta temática en tres dimensiones: Estandarización, como la iniciativa de NERC en EE.UU., o de IEC en Europa; Tecnología, donde fabricantes están poniendo recursos de I&D para donar más robustez a sus equipos o sistemas; y procedimientos de seguridad que deben ser seguidos por los usuarios de los sistemas informáticos.

Para Candela, de Siemens, este tema siempre será un tema de preocupación, más en estos tiempos de apertura y conectividad. “Hoy en día, estos sistemas deben tener una integración horizontal y vertical a todo nivel. Por lo tanto, más que ocultarnos, debemos enfrentar este tema, por ejemplo, adoptando sistemas avanzados de ciberseguridad, como los que sugiere la NERC en su estándar CIP (Critical Infrastructure Protection)”, comenta.

En este sentido, los profesionales de Schneider Electric recuerdan que los sistemas SCADA son destinados a aplicaciones críticas. “Por esto, es importante seleccionar proveedores que tengan dominio de la tecnología, que sean fabricantes del sistema, que tengan estructura de atención técnica, que el sistema tenga alta capacidad de integrar diferentes subsistemas, y que esté dimensionado no sólo para aplicaciones actuales, sino también para ampliaciones futuras”, recomiendan.

Para Candela, de Siemens, un criterio muy importante es que se trate de un sistema SCADA abierto y modular. “Esto quiere decir que cumpla con estándares internacionales, que tenga interfaces abiertas, que maneje conceptos de Seguridad IT y que sea escalable en el tiempo”, aclara. Asimismo, recuerda que no necesariamente todos los clientes necesitan lo mismo. “Los sistemas SCADA de la actualidad permiten prácticamente implementar una plataforma a la medida de cada cliente, agregando o eliminando módulos. A su vez, es muy sencillo posteriormente poder ampliar estos sistemas dependiendo de los nuevos requerimientos de los clientes, concluye.