IMPLEMENTACIУN DE NUEVO SISTEMA SCADA CON APLICACIONES EMS

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IMPLEMENTACIÓN DE NUEVO SISTEMA SCADA CON
APLICACIONES EMS

• ENTE PROVINCIAL DE ENERGÍA DEL NEUQUÉN
• GERENCIA DE TRANSPORTE
• ÁREA CONTROL Y TELECOMUNICACIONES

Autores Ing. Rubén E. Gómez Ing. Leonardo D.
Hernández
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1.223 km. de líneas en 132 kV 1.039 km de
líneas en 33 kV 2.700 km de líneas en 13,2 kV y
1.309 km de líneas en baja tensión 21
estaciones transformadoras en 132 / 33 / 13,2 kV
con unos 1000 MVA de potencia instalada 16
estaciones transformadoras en 33 / 13,2 kV con
más de 100 MVA de potencia instalada 2818
transformadores 13,2 / 0,4 kV con 182 kVA de
potencia instalada. Más de 1250 instalaciones
de energía solar 4 centrales de generación
térmica aisladas, sin interconexión a la red
provincial
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TELECONTROL DE LAS ESTACIONES
RTU - EPEN Transportista, 8 RTU Harris
instaladas
5 PLANICIE BANDERITA 12 ARROYITO 13 EL
CHOCON 14 PIEDRA DEL AGUILA 21 PUESTO
HERNANDEZ 22 CHIHUIDO 23 EL TRAPIAL 30 RINCON
DE LOS SAUCES
RTU EPEN Distribuidor, 8 RTU Autotrol , 7 RTU
Harris Instaladas
1 GRAN NEUQUEN 2 PLAZA HUINCUL 3
CUTRAL CO 8 PARQUE INDUSTRIAL 9 VISTA
ALEGRE 11 COLONIA VALENTINA 15 ZAPALA 27 PIO
PROTO 4 LOMA LA LATA 6 MEGA 24 CHOS
MALAL 25 ANDACOLLO 26 SAN MARTIN 29 CHAÑAR 31
AÑELO
RTU EPEN Distribuidor/Transportista , 1 RTU
Autotrol, 1 RTU Harris
7 CENTENARIO 10 ALTO VALLE
RTU A FUTURO
28 JUNIN DE LOS ANDES 16 ALUMINE 17 VILLA
PEHUENIA 18 LAS LAJAS 19 LONCOPUE 20 CAVIAHUE 32
VILLA LA ANGOSTURA 33 PASO COIHUE
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OBJETIVOS

• Aumentar la confiabilidad del sistema SCADA.
• Disminuir la tasa de fallas del sistema SOTR.
• Aumentar la disponibilidad de información sobre
  la red eléctrica en tiempo real.
• Incorporar nuevas herramientas para los
  sectores operativos, de mantenimiento, de
  ingeniería y planificación
• Aumentar la capacidad de Intercambios
  técnico-comercial
• Mejorar la calidad de los registros -
  Seguimiento de Fallas Estadísticas de
  Funcionamiento
• Renovación del Hardware del sistema SCADA
• Diseñar una arquitectura Hardware/Software
  Robusto y confiable ante distinto tipo de
  fallas.

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ESTUDIOS REALIZADOS

• La experiencia acumulada en la utilización de los
  sistemas existentes
• Las nuevas capacidades de los programas de mismas
  procedencia, comparadas con las de otros
  potencialmente aplicables
• Las capacidades de los equipos (hardware) de
  nueva generación
• Las migraciones posibles de realizar en forma
  directa y las que requerían adaptaciones o
  transiciones
• Los costos directos (de adquisición y puesta en
  marcha)
• Los costos indirectos (curvas de aprendizaje,
  soportes post venta no probados, etc.)
• La optimización de los recursos técnicos y
  humanos
• La presencia y permanencia en el mercado de los
  proveedores fabricantes
• La disponibilidad de vínculos de
  telecomunicaciones suficientes y adecuados
• La experiencia de empresas con funciones
  similares al EPEN

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SOLUCIÓN PROYECTADA

• 1 Arquitectura de SCADA único compartido entre
  CCO y COTDT
• 2 Adopción de sistema QNX/Realflex, con
  aplicaciones INS, SQL, SGE.
• 3 Adopción de Sistema para Gestión de Energía
  (SGE) acoplado a base de datos del SCADA
• 4 Adopción de Distributed Network Protocol
  (DNP3) como protocolo principal.
• 5 - Actualización del programa de comunicaciones
  con CAMMESA bajo protocolo ELCOM
• 6 Montaje de servidores, interfaces de
  comunicaciones, convertidores (gateways) en rack
  modular.
• 7 Reemplazo del panel mímico estático de
  mosaico por proyección dinámica sobre pantalla.
• 8 Adopción de medidas de cyber-seguridad
• 9 Prever cursos de capacitación para
  operadores, administradores y mantenimiento de
  los sistemas
• 10 Reemplazo de equipamiento crítico, por
  ejemplo switch X.25, y adquisición de repuestos.
• 11 - Modalidad de contratación llave en mano,
  en el marco del Reglamento de Contrataciones
  pertinente al EPEN, con bases, condiciones y
  especificaciones particularizadas para esta
  provisión.

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ARQUITECTURA DEL SISTEMA
En CCO (ET Gran Neuquén) - Dos Servidores tipo
PC industrial con doble placa de red e interfase
X.25..Monitor, teclado y ratón con conmutador
KVM. - Dos PC con dos monitores de 22 y doble
placa de red como consolas de operación - Una PC
como consola de ingeniería con monitor de 22 y
doble placa de red. - Una PC del sistema SGE un
monitor y doble placa de red. - Una PC con doble
placa de red como servidor SQL - Una UCC con
controladores DNP3 Vancomm y Modbus, en entornos
LAN y serie. - Un Proyector y pantalla mímico
dinámico. - Tres (3) conmutadores Ethernet
(Switches) grado industrial con capacidad VLAN -
Dos (2) Servidores seriales de 32 puertos RS232 a
través de un puerto Ethernet. - Un (1) servidor
de tiempo bajo protocolo NTP con sincronización
GPS, exactitud 500 ns. En COTDT (ET Alto
Valle) - Una PC con dos monitores de 22 como
consolas de operación. - Una PC y monitor como
consola del SGE - Un (1) Switch X.25 (reemplazo
de existente)
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(No Transcript)
9
(No Transcript)
10
GABINETE PRINCIPAL DE EQUIPOS
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CARACTERISTICAS DEL NUEVO SCADA

• Conjunto de programas para control y monitoreo en
  Tiempo Real.
• Configuración Hot Standby.
• Diseño eficiente y de gran desempeño para grandes
  bases de datos.
• Soporte de estampa de tiempo con resolución en
  Milisegundos.
• Procesadores de datos para tiempo real.
• Base de datos de históricos.
• Procesamiento de Alarmas y Eventos.
• Procesamiento de cálculos.
• Capacidad de Control.
• Lenguaje de secuencia de comandos CSL .
• FlexView HMI.
• Gran variedad de protocolos soportados -DNP 3,
  IEC870 and Modbus.
• Buffer de alarmas y eventos ampliamente
  configurable a través de las consolas FlexView.
• Número ilimitado de Clientes FlexView.
• Migración automática desde el sistema RealFlex
  4 .
• Kit de migración para drivers de RealFlex 4.
• Server API para las aplicaciones en QNX que
  interactuan con consolas FlexView.
• Kit de desarrolladores de Driver y aplicaciones

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CONJUNTO DE PROGRAMAS

• Consola EMS COTDT
• Windows 7
• DigSILENT Power Factory 14
• Estimador de estado.
• Flujo de potencia.
• Análisis de contingencia.
• Análisis de cortocircuito.
• Symantec Antivirus Corporativo
• Consola de Ingeniería CCO
• Windows 7
• FlexView 3.1 Build 8.1.1.43 (Develpment)
• Flex Builder 3.1 Build 8.1.1.25 (Develpment)
• Flex .CFE 3.1
• Flex.Report V3.1
• INS
• Flex OPC Master
• Flex OPC Server
• Microsoft Office 2010
• Symantec Antivirus Corporativo

• Servidores Principal y Respaldo
• Realflex 6 ver 6.5.8, Principal y respaldo -
  Hot Stand By
• incluye QNX 6.5.0 Runtime.
• Elcom 90 Principal y respaldo - Hot Stand By
• DNP3.0 Master Ver.
• Modbus Master Ver. 6.5.8 r8.55
• Flex OPC Master
• Flex OPC Server
• Consolas Operativas CCO / COTDT
• Windows 7 en consolas Operativas CCO1,CCO2 y
  COTDT 1
• FlexView 3.1 Build 8.1.1.43 (Runtime)
• Symantec Antivirus Corporativo
• Consola EMS CCO
• Windows 7
• DigSILENT Power Factory 14
• Configurador de estado de la red.
• Estimador de estado.
• Flujo de potencia.
• Análisis de contingencia.

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VANCOMM VS DNP3.0

• Vancomm
• Implementación de los mensajes en una sola
  capa.
• Implementado solo sobre Puerto Serial RS232
• Mensajes distribuidos en múltiples frames No
  numerados
• Tamaño máximo de cada Frame es de 14bytes H
  BCH
• Solo el 1er frame contiene preámbulo
• Las consultas y comandos del Master requieren
  solo 1 frame
• Todos los frames contienen el BCH para
  detección de errores.

DNP3 Implementación en capas asociadas al modelo
de referencia OSI. Capa de aplicación tamaño
máximo sin limite Capa de pseudo -transporte
tamaño máximo 2048 bytes Capa de enlace máximo
tamaño de la trama 292 bytes Implementado
sobre comunicación serial Rs232 y/o sobre TCP/IP
Consultas y respuestas con multiples tipos de
datos sobre un mensaje. Mensajes segmentados en
multiples frames para asegurar una excelente
detección y corrección de errores. Incluye
únicamente los datos de los cambios en los
mensajes de respuesta. asigna items a distintas
clases de datos, interrogandolos en función de
su prioridad. Respuestas no solicitadas. Sincron
ización horaria Estampa de tiempo aplicable a
distinto tipo de datos. Resolución en
milisegundos. Permite operaciones con
multiples masters y peraciones peer to peer.
Permite objetos definidos por el usuario y
transferencia de archivos.
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SISTEMA para gestión de comunicaciones ELCOM
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(No Transcript)
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SISTEMA DE MENSAJESINS
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FLEX BASE SQLAcceso a datos del SCADA desde
la red corporativa
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SISTEMA para GESTIÓN de la ENERGÍA(Energy
Management System)
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(No Transcript)
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ESTRATEGIA PARA LA MIGRACIÓN

• RTU con protocolos DNP3 y Vancomm
• -Conmutación de protocolos mediante Compartidor
  de Puertos instalado en RTU.
• -Ajuste de la telemetría de comunicaciones en
  cada caso.
• -Forzado de señales DI en RTU verificación de
  eventos en SCADA.
• -Contraste de mediciones V,I,P y Q (forzando
  valores al 0,25,50 y 100 de la escala).
• -Comandos ET en control Local, pruebas Desde
  SCADA hasta relé del modulo DO.
• -Verificación de Estampa de tiempo (SOE RTU
  Históricos SCADA).
• RTU con protocolo Vancomm
• Verificación en UCC por Eventos con estampa de
  tiempo (SOE RTU- UCC Históricos SCADA)
• ELCOM
• Se estableció un canal X25 de prueba con Cammesa
  denominado Zepen.
• Se simularon mediante un script las señales de
  todos los grupos y Cammesa realimento la prueba
  con el envió de los archivos registrados en su
  sistema.
• Se verificó
• la consistencia de los datos
• Estampa de tiempo del evento
• Estampa de tiempo del envío de los datos
• Prueba Del sistema SCADA a Plena Carga
• Prueba Del Sistema ELCOM a Plena Carga
• Capacitación Del sector Operativo y de
  Mantenimiento previo a la puesta en servicio.

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PROBLEMAS MAS RELEVANTES

• Latencia de la red para el protocolo DNP3.
• Necesidad de conmutar entre protocolos (Vancomm
  /DNP) en cada ensayo.
• FRAD - Mayor numero de Fragmento de tramas
  DNP3.0, con respecto a Vancomm.
• Mayor tiempo en actualizar los estados luego de
  ejecutar un comando.
• Equipos existentes intermedios COTDT-CCO,
  limitan la implementación de la VLAN.
• SGE información para modelar el sistema en tiempo
  real.
• SGE información para estimador de estados -
  Observabilidad de la red eléctrica.
• Problemas en el desarrollo de la conmutación de
  servidores ELCOM/REALFLEX
• Problemas en desarrollo del Driver DNP3 del
  SCADA y en aplicaciones FlexView Runtime y
  FlexBase

SOLUCIONES ADOPTADAS

• Placa Buffer diseñada por el proveedor -
  Reemplazo del FRAD(APS) - .
• Compartidor de puertos instalado por el proveedor
• Optimización de la red. en los vínculos con
  problemas.
• Ajustes en la telemetría del SCADA.
• Solución intermedia mediante VPN Final -
  Reemplazo a futuro por equipos con capacidad VLAN
• Obtener a través del ELCOM -gtRF -gtSGE los datos
  de la red Eléctrica
• Obtener a través del ELCOM -gtRF -gtSGE los datos
  de la red Eléctrica
• Resuelto por el proveedor del producto en base a
  ensayos realizados sobre el sistema
• Resuelto por el proveedor del producto en base a
  ensayos realizados sobre el sistema

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LECCIONES APRENDIDAS

• La actualización de un sistema SCADA no es un
  simple upgrade de programas.
• Las mejoras y nuevas prestaciones deben
  analizarse para adoptar las que resulten
  realmente necesarias.
• Considerar todo aquello que convenga incluir en
  el nuevo sistema con miras a facilitar
  ampliaciones futuras.
• Proyectar el sistema maximizando la participación
  y el compromiso de los usuarios finales del
  Sistema.
• Actualizar el mismo sistema de programas en lugar
  de reemplazar por otro de diferente fabricante,
  salvo conveniencia o necesidad fundada.
• Compatibilizar el nuevo controlador de protocolo
  ELCOM con el de CAMMESA y los otros agentes a
  vincular.
• Verificar la capacidad de la red de
  telecomunicaciones existente para afrontar los
  requerimientos del nuevo sistema.
• Implementar una estrategia de migración y un plan
  de contingencia bien informado en la empresa y
  el COC de CAMMESA.
• Es esencial partir de un conjunto de
  especificaciones explícito, completo, y con metas
  realizables.
• Adquirir Lote de repuestos, módulos o partes que
  no son asequibles en el mercado corriente.
• Establecer antes de la puesta en operación
  definitiva del sistema, un período de prueba en
  marcha.
• En cualquier caso conviene establecer un amplio
  período de atención en garantía, no menor a 1
  (un) año.

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Muchas Gracias!Preguntas?

• ENTE PROVINCIAL DE ENERGÍA DEL NEUQUÉN
• GERENCIA DE TRANSPORTE
• ÁREA CONTROL Y TELECOMUNICACIONES

• Ing. Rubén E. Gómez,
• rgomez_at_epen.gov.ar
• Ing. Leonardo D. Hernández
• ldhernandez_at_epen.gov.ar