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Aplicaciones SCADA y cliente Web para la monitorizacion del sistema electrico aislado "Cayo Santa Maria".

Sistemas SCADA e cliente Web para a supervisao do sistema eletrico isolado "Cayo Santa Maria"

I.Introduccion

Basicamente, un sistema SCADA es una herramienta de software que posee acceso a datos remotos de un proceso tecnologico, la cual, mediante herramientas de comunicacion, puede controlarlo (Padron-Ramos, 2011; Rodriguez-Penin, 2013). Sus principales ventajas son: minimizan las tareas de los operadores, logran un mayor rendimiento, aumentan la productividad y ofrecen mayor seguridad.

En la actualidad, los SCADA se emplean practicamente en todos los sectores de la sociedad, incluyendo: las industrias: automotriz, ferroviaria, aeroespacial, quimica, petroquimica, de alimentos y bebidas, textil, farmaceutica y electrica. En este sentido, diversas companias en todo el mundo, tales como las multinacionales Siemens, Schneider Electric, ABB, Wonderware y Alstom, comercializan sus propias plataformas de desarrollo, tanto para su uso en un proceso particular, como para uso general o uso en varios procesos.

La automatizacion de su sector industrial constituye un reto importante para Cuba, debido a los costos elevados que implica la instalacion y puesta en marcha de proyectos que incluyen aplicaciones de este tipo. Por ello, se han priorizado aquellos objetivos que tributan positivamente a la economia de la Nacion, como es el casos del Sistema Electrico Cayo Santa Maria, el cual garantiza la generacion, transmision y distribucion de toda la energia que se consume en este importante polo turistico ubicado en la region central del pais. Este sistema no esta conectado a la red nacional, por lo que constituye un sistema de suministro electrico aislado (Elices & Rouco, 2001). Su energia se produce a partir de un esquema de baterias de grupos electrogenos, distintos en cuanto a: su tecnologia (Hyundai, Mtu y Man) y su capacidad de generacion (1700, 1800 y 3850 kW, respectivamente). Ademas de la central de generacion, el sistema incluye una subestacion electrica de 13.8 kV, con tecnologia de Alstom, que puede ser telecomandada de forma local o remota.

En la ultima decada, el aumento de la capacidad de generacion instalada, debido a la continua construccion de instalaciones para el turismo, conlleva a un desafio considerable, incluso para los operadores mas experimentados. Por ser un sistema aislado, es importante subrayar que un incidente menor podria desatar una reaccion en cadena que culminaria en un apagon generalizado, lo que afectaria significativamente de la calidad del servicio electrico ofrecido a los clientes. Para la gestion del sistema no se dispone de un centro de despacho energetico definido, donde este integrada toda la informacion, tanto de la generacion, como de la subestacion, en un sistema SCADA unico. Cada tecnologia de generacion, asi como la subestacion electrica, cuenta con un supervisor independiente; ademas, los centros de control de la generacion y la subestacion estan geograficamente desplazados, lo que produce ineficiencias en la operacion.

La situacion descrita provoco que se llevara a cabo la investigacion que se reporta en este documento, cuyo objetivo fue: implementar un sistema SCADA que integre la central de generacion y la subestacion electrica, que brinde elementos de flexibilidad de cara a los proyectos futuros y que permita mejorar la operacion del sistema electrico.

El articulo continua con la siguiente estructura. En la seccion II se expone un marco teorico relacionado con la implementacion de sistemas SCADA para monitorizar sistemas electricos; en la seccion III se exhibe el diseno de la red local; en la seccion IV se expone la arquitectura del sistema de adquisicion de datos; en la seccion V se describe la configuracion de los reportes y la codificacion del cliente Web; en la seccion VI se presentan y discuten los resultados; y por ultimo, en la seccion VII se presentan las conclusiones.

II. Antecedentes

Varios trabajos en la literatura cientifica abordan temas relacionados con el diseno y la implementacion de sistemas SCADA para la monitorizacion y supervision de sistemas electricos, tanto aislados, como sincronizados con una red. A continuacion se presentan algunos de ellos.

Villegas (2015) exhibe el diseno e implementacion de un sistema de adquisicion de datos y monitorizacion para los generadores sincronos del simulador experimental de sistemas electricos de potencia de la SEPI-ESIME. El simulador esta compuesto por cuatro areas de control y se utiliza para fines de docencia e investigacion. Desde el punto de vista de equipamiento, contiene todos los tipos de maquinas electricas: especiales, escaladas y no escaladas, incluso pretende interconectar fuentes de energia renovables. La adquisicion de datos se realiza en tiempo real, con tiempos de muestreo configurables; el conjunto de variables a monitorizar incluye, tanto las electricas, como las mecanicas de los generadores, para lo que se emplea un arreglo de compuertas programables [Field Programmable Gate Array, FPGA]. Emplea LabVIEW y MATLAB como herramientas de software para la monitorizacion y el analisis de senales

Weber (2011) y Lanas (2011) presentan la implementacion de una plataforma SCADA, asi como un programa especializado en la gestion de los recursos energeticos. Ambos trabajos persiguen optimizar el despacho y minimizar los costos de operacion del sistema de electrificacion sustentable aislado de la localidad de Huatacondo (Chile). El sistema electrico en cuestion esta conformado por un grupo electrogeno diesel y unidades de generacion distribuida basadas en energias renovables no convencionales, tales como: paneles fotovoltaicos, sistemas de almacenamiento con baterias y una planta eolica. Para la interconexion de estos elementos de generacion se manejan los estandares Ethernet, RS-485 e IEEE 802.15.4 [ZigBee], a traves de los protocolos OPC y Modbus. El flujo de informacion se centraliza en un servidor que incluye un enlace seguro a traves de Internet, mediante una red privada virtual [Virtual Private Network, VPN], para monitorizar de forma remota el sistema aislado.

Manassero, Torres, Lopez, Furlani, Regalini y Orue (2012) proponen un Sistema Integral de Supervision [SIS], para monitorizar, en tiempo real, las variables fisicas del sistema de combustible, asi como las variables electricas de los grupos de generacion de las centrales termicas que administra la firma Energia Argentina S.A [ENARSA]. El SIS se basa en un sistema de control distribuido con controladores logicos programables [Programmable Logic Controller, PLC] a partir de una red fisica con topologias en estrella y en bus; especificamente, la adquisicion de datos se maneja en tres niveles: un nivel de campo, con enlaces RS-485 a traves del protocolo Modbus RTU; un segundo nivel, que utiliza Modbus TCP sobre Ethernet entre los automatas, asi como modulos de E/S distribuidos, interfaz de usuario [Human-Machine Interface, HMI] y un gateway que concentra todas las mediciones para luego transmitirlas al centro de control [Control Operativo de Generacion, COG] de ENARSA; y un tercer nivel, basado en una interfaz satelital entre el concentrador y el COG.

En Silupu (2016) se muestra el diseno de un sistema SCADA para integrar las subestaciones de 66 kV del interconectado electrico denominado "Lote 1AB", al SCADA distribuido que opera la compania Pluspetrol Norte S.A. La interconexion de las subestaciones se fundamenta en una red Ethernet sobre fibra optica; la adquisicion de las variables de campo en cada subestacion utiliza el protocolo Modbus (tanto RTU, como TCP) y la norma IEC 61850; en el centro de control se manejan interfaces de seguridad, tales como cortafuegos, zona desmilitarizada [DeMilitarized Zone, DMZ,] y VPN, con el fin de independizar la red industrial, de la corporativa. Como herramienta de software se emplea la plataforma de desarrollo de Wonderware.

En general, las tecnologias empleadas en el desarrollo de sistemas SCADA son diversas y dependen en gran medida de los recursos economicos disponibles para invertir en equipamiento. En los casos de sistemas conformados por fuentes de generacion con energias renovables o grupos electrogenos de pequena potencia, la tendencia es utilizar plataformas, como Arduino, y microcontroladores PIC (Fernandez & Duarte, 2015; Guaman, Vargas, Nogales, Guevara, Garcia & Rios, 2016), eleccion que se fundamenta en el ahorro considerable en la adquisicion del hardware que procesa la informacion de la instrumentacion de campo, y en las pocas variables que se tienen en cuenta para la monitorizacion de estos sistemas.

Las microredes aisladas, por su parte, enlazan subestaciones electricas con grupos electrogenos de potencia elevada para regimen de trabajo continuo. En este sentidos, se opta por instalar sistemas SCADA comerciales y de control distribuidos apoyados en PLC, y paralelamente se implementan sistemas de gestion distribuidos [Distribution Management System, DMS], que permiten integrar los SCADA con aplicaciones orientadas a la operacion de las redes electricas.

La decision de uso de soluciones propietarias se basa en la complejidad de los procesos de conversion de energia, en la extensa cantidad de variables que se tienen en cuenta y en las condiciones medioambientales a las que esta sometido el equipamiento. Sus ventajas radican en que se optimizan la operacion y el control, y se brinda la informacion necesaria para llevar a cabo el mantenimiento de los equipos; como desventaja cabe destacar que ofrecen poca flexibilidad a la hora de incluir nuevos dispositivos, pues para hacerlo es necesario invertir nuevamente recursos monetarios para la contratacion de servicios de ingenieria.

Para implementar la aplicacion SCADA se propone Eros v.5.9, entorno de desarrollo comercializado por la empresa cubana SERCONI, dotado de funciones fiables y probadas en el ambito de la produccion, que aun cuando ofrece menos prestaciones que otros como: WinCC, Intouch y Movicon, cumple con los requisitos funcionales y de operacion esenciales para integrar la diversidad de tecnologias existentes, a un costo minimo.

III. Diseno de la red local

La arquitectura de la red fisica (ver Figura 1) se basa en una topologia de estrella a partir de cables de fibra optica multimodo de 50/125 Jim. El enlace redundante de seis hilos entre ambos centros de control se fundamenta en el beneficio de una via de comunicacion alternativa entre los dos sitios donde mayor informacion fluye.

Dentro de la red local convergen dos subredes virtuales [Virtual Local Area Network, VLAN], una operativa, otra corporativa. Ademas, la comunicacion con el Despacho Provincial de Carga [DPC] se respalda a traves de un contrato con la Compania de Telecomunicaciones de Cuba [ETECSA], a partir de dos enlaces mediante modem, uno para cada VLAN.

En cada nodo de la fibra coexisten: una caja de distribucion [Optical Distribution Frame, ODF], un conversor de medio de fibra a cobre, y un conmutador. Los conmutadores en dependencia de la funcionalidad son dispositivos capa 2 o capa 3 del modelo de interconexion de sistemas abiertos [Open System Interconnection, OSI]. Para el manejo de las subredes virtuales se emplean dos conmutadores capa 3, ubicados en ambos centros de control.

IV Arquitectura del sistema de adquisicion de datos

Subestacion

La subestacion electrica de 13.8 kV se opera mediante DS Agile de Alstom [Figura 2]. Esta solucion se basa en una red principal IEC 61850 sobre Ethernet con topologia de anillo redundante. A la red principal se conectan dispositivos electronicos inteligentes [IED, IntelligentElectronicDevice] tales como controladores de bahia, analizadores de redes, protecciones digitales entre otros.

Para el control remoto de la subestacion se manejan tres gateways basados en dispositivos de la firma Alstom, configurados con los protocolos IEC 60870-5-101/104, Dnp3 y el estandar OPC [OLE for Process Control]. Igualmente, esta incluido el controlador DAPServer (Alstom, 2013), que intrinsecamente contiene una base de datos de tiempo real para colectar datos y luego servirlos, en este caso particular, mediante el protocolo de comunicacion Modbus sobre Ethernet. Precisamente, la integracion de los parametros de la subestacion se lleva a cabo mediante el controlador DAPServer.

Generacion Mtu

Estructuralmente, los grupos electrogenos Mtu estan ubicados dentro de contenedores y, a su vez, todos tributan a un contenedor adicional, denominado de media tension, en el cual estan instalados los interruptores de salida a la subestacion. Para el regimen de trabajo de cada grupo los motores de combustion interna operan con combustible diesel.

El control y proteccion de cada par motor-generador lo ejerce el Controlador para Motores Diesel Mtu [Mtu Diesel Engine Controller, MDEC] acoplado al Controlador Avanzado de Grupos Electrogenos [Advanced Gen-set Controller, AGC]. El AGC es un IED basado en microprocesador, y consta de un sistema de medicion trifasico que constituye la base para realizar todas las funciones de control y proteccion al generador (DEIF, 2008).

La integracion de estos grupos se realiza mediante los protocolos industriales Can Bus J1939] y Modbus [Figura 3]. Cada AGC se enlaza al servidor de puerto serie Moxa Nport5600 y este se acopla al SCADA a traves de TCP/IP Ethernet. El servidor Nport concentra todas las variables y, mediante manejadores COM [Component Object Model], establece la conexion de forma transparente entre los puertos series y el puerto local COM de la computadora host (Moxa, 2010).

Generacion Hyundai y Man

El proceso de generacion de energia electrica de estas dos tecnologias de grupos electrogenos difiere del de los grupos Mtu debido a que los motores de combustion utilizan fuel-oil como combustible. A ser este, viscoso y pesado, es imprescindible un calentamiento previo para que pueda ser consumido por el motor, para lo cual se emplea una unidad de tratamiento de combustible, una caldera de vapor y una planta de tratamiento quimico de agua.

Ambos procesos se controlan a traves de un sistema de automatizacion distribuido a base de PLC y sistemas SCADA. En el caso de los Hyundai los PLC son Siemens S7-300, ademas del Controlador de Conexion en Paralelo al Generador [Generator Paralell Controller, GPC] de DEIF. Como SCADA, opera SIMATIC WinCC, version 6.2, tambien de Siemens. Los grupos Man, por su parte, manejan PLC de la serie AC800 y el SCADA Industrial 800xA version 5.0, ambos de ABB.

La unificacion de los parametros de estos grupos a la aplicacion se emplea a traves del estandar abierto OPC. Este protocolo ofrece elevada fiabilidad en la comunicacion y un ahorro considerable de tiempo para su configuracion. Para lograr este proposito es imprescindible emplear la tecnologia DCOM [Distributed Component Object Model] y el buscador de servidores OPC, OPCENUM.exe, debido a que el intercambio entre los servidores y el cliente se realiza de forma remota. En la Figura 4 se muestra, de forma general, la arquitectura de la red industrial para integrar la generacion Hyundai y Man.

V. Sistema de reportes y cliente web

El Sistema de Reportes Eros [SREros] permite generar reportes a partir de datos y mediciones obtenidas mediante la conexion al Eros como su cliente y son presentados en formato de pagina web o de MSExcel. Especificamente para este sistema, se configuran reportes relacionados con la generacion, las cargas de los circuitos de salida, las energias y la reserva rodante, con intervalos de una hora, los cuales se presentan en formato MSExcel.

Por otra parte, la necesidad de monitorizacion de los parametros del sistema electrico desde la red corporativa se basa en un cliente web. Normalmente, las soluciones propietarias integran servidores web y solo se necesita de un navegador; una vez que el SCADA este en modo de ejecucion, es posible visualizar los sinopticos deseados a traves de esta interfaz. En el caso particular del Eros, esta herramienta no esta directamente disponible, sin embargo, mediante la EROSNet se pueden crear paginas web dinamicas con este proposito.

La EROSNet es un servidor COM presentado como una biblioteca de enlace dinamico [Dynamic-Link Library, DLL]. En general, esta biblioteca exporta las funcionalidades basicas del Eros a traves de la interaccion con otros sistemas que soportan la tecnologia COM. Las aplicaciones basadas en la EROSNet son del tipo de arquitectura cliente-servidor, en la que se puede discernir como servidor al Eros y como cliente a la aplicacion que desarrolla el usuario. Por tanto, para desplegar un cliente solo se precisa crear instancias de la clase EROSClient (Rodriguez-Hidalgo, 2010).

La codificacion del cliente para adquirir las variables incluidas en el SCADA se desarrolla empleando el lenguaje JavaScript; se utilizan dos metodos fundamentales: el primero esta asociado con la conexion con el Eros; el segundo devuelve las variables, directamente, como una cadena de caracteres. Desde el punto de vista de diseno, la interfaz grafica se codifica utilizando el framework front-end Bootstrap. Este conjunto de herramientas de codigo abierto es compatible con la mayoria de los navegadores, contiene plantillas de diseno basadas en HTML [Hyper Text Markup Language] y CSS [Cascading Style Sheets], y extensiones de JavaScript opcionales adicionales. Otra de sus caracteristicas destacadas es que las aplicaciones con Bootstrap son responsivas o adaptables, es decir que las paginas se ajustan de manera dinamica de acuerdo con las caracteristicas del dispositivo utilizado.

La representacion de la informacion relevante del sistema en el cliente se realiza en forma de tablas, para lo que se maneja el complemento DataTables de la libreria JQuery de JavaScript. DataTables proporciona controles e interacciones avanzadas con tablas en formato HTML, como por ejemplo: filtros de busqueda y elementos de paginacion ('JQuery...", 2015).

VI. Resultados y discusion

La validacion del sistema de adquisicion de datos se realizo utilizando la herramienta ModbusPoll y el cliente OPC integrado en el Eros. Se realizaron tres pruebas reales con los tiempos de muestreo que definen los requisitos funcionales y de operacion del SCADA: 250 ms para las variables relacionadas con la generacion y 1000 ms para las restantes.

La primera prueba evaluo el enlace Modbus TCP con el servidor Dap. Como se senalo, este controlador concentra las variables de la subestacion a traves de la norma IEC 61850. La conexion directa con el dispositivo se logra luego de configurar la direccion IP, el identificador y el puerto--por defecto Modbus TCP emplea el 502--. Las variables que se direccionan son registros de entrada [Funcion 04] y registros de entrada discreta [Funcion 02].

La Figura 5 muestra satisfactoriamente la lectura de las variables seleccionadas. Se realizan varias encuestas [TX] que arrojan resultados sin errores [Err]. Las variables que corresponden a entradas discretas representan estados de un interruptor de la subestacion, mientras que los registros de entrada, del tipo flotante, constituyen las mediciones de una celda de conmutacion. Finalmente se ilustra parte de la trama de la lectura.

El segundo experimento evalua la comunicacion con los controladores AGC, especificamente el que opera en el grupo "Mtu1". La prueba se efectuo de la misma forma, solo que en este caso el enlace es Modbus Serie. Para lograr la conexion se definen: el puerto serie a emplear; la velocidad y el modo de transmision; la longitud del dato; la paridad; y el bit de parada. Las variables direccionadas son los registros de entrada y entrada discreta, los registros de entrada constituyen mediciones de los parametros electricos del generador, mientras el de entrada discreta constituye un registro de 16 bit, donde cada bit representa una alarma por disparo de una proteccion al generador. Al no existir en este instante ninguna activa, el valor del registro es cero. La Figura 6 exhibe de forma exitosa la conexion y una seccion de la trama.

El tercer experimento [Figura 7] visualiza la comunicacion con los grupos Hyundai a traves de OPC. El enlace es realizado luego de habilitar y definir los niveles de autenticacion y seguridad, tanto para el DCOM, como para OPCenum.exe. La prueba muestra un numero representativo de las variables totales que se manejan, en este caso, variables booleanas, que simbolizan los estados de parada/funcionamiento de estos grupos.

Desde el punto de vista de interfaces de usuario, el operador interactua con cuatro sinopticos principales, de un total de 29 que conforman el supervisor. El denominado Inicio es precisamente donde la aplicacion comienza, una vez introducido los datos de registro [login]. Esta interfaz contiene las mediciones generales o totales del sistema. El sinoptico Generacion le permite al operador supervisar el estado de todos los grupos, asi como la acceder a los parametros especificos de cada uno. El sinoptico Subestacion, por su parte, esta conformado con las variables de cada celda de conmutacion, asi como los circuitos de entrada y distribucion de la energia. Por ultimo, la interfaz relacionada con el consumo energetico calcula las posibles perdidas a partir de las energias exportadas y facturadas. El SCADA ademas incluye sinopticos asociados con el tratamiento de alarmas y graficas de tendencia, con salva en historicos, para analisis posteriores. En la Figura 8 se visualiza la interfaz relacionada con la generacion, y en la Figura 9 se muestra una seccion del cliente web.

VII. Conclusiones

La implementacion del sistema SCADA satisfizo los requisitos funcionales y de operacion preestablecidos en su concepcion. La puesta en marcha, desde 2015, ha contribuido a perfeccionar la operacion del sistema electrico.

El diseno de la red propicio de forma exitosa la interconexion de todos los objetivos a nivel fisico; la creacion de las subredes virtuales hizo posible aislar la red tecnologica de la corporativa, aportando con ello mayor seguridad.

La ejecucion del proyecto constituyo una solucion economicamente factible debido a que resolvio la problematica vinculada a la adquisicion de un software de alta complejidad y valor. La utilizacion del Eros permitio integrar la diversidad de tecnologias y equipos existentes, sin la necesidad de apostar por otras plataformas de mayores prestaciones y mayor costo.

La codificacion del cliente web favorecio la monitorizacion del sistema desde la red corporativa, teniendo acceso a toda la informacion incluida en el supervisor.

La aplicacion, en general, garantiza elevada flexibilidad hacia posibles modificaciones y proyectos futuros, como son la integracion de nuevos grupos Mtu y las mediciones relacionadas con el control de combustibles.

Web Client and SCADA Applications for Monitoring the "Cayo Santa Maria" Isolated Electric System

I. Introduction

A SCADA system is, basically, a software tool permitting remote data in a technological process that can be controlled through communication tools (Padron-Ramos, 2011;Rodriguez-Penin, 2013). Its main advantages are: it minimizes the operators tasks, achieves superior performance, increases the productivity, and offers higher security.

Currently, the SCADA systems are practically employed in every aspect of society including the automotive, railway, aerospace, chemical, petrochemical, food and beverages, textile, pharmaceutical, and electrical industries. Consequently, several companies around the world--such as Siemens, Schneider Electric, ABB, Wonderware, and Alstom--commercialize their own development platforms both for their usage in a punctual process and for their general usage in several processes.

The automation of the industrial sector is an important challenge in Cuba because of the elevated costs entailed in the installation and launching of projects using applications related with this. For this reason, the objectives creating benefits for the nation economy are prioritized such as the Cayo Santa Maria electrical system. This latter guarantees the generation, transmission, and distribution of all the electrical energy used in this important touristic area located in the center of the country. This system is not connected to the national network, so it is an isolated power supply system (Elices & Rouco, 2001). Its energy is produced through a scheme of batteries in engine-generators (gen-set) different on their technology(Hyundai, Mtu, and Man) and its generation capacity(1,700, 1,800, and 3,850 kW, respectively). Apart from the generation power plant, the system includes an electrical substation with 13.8 kV using Alstom technology, which can be remotely or locally commanded.

In the last decade, the increase in the installed generation capacity due to the continuous construction of installations related to the tourism entails a considerable challenge, even for the most experienced operators. The fact of being an isolated system is important to highlight that, when a minor incident arises, it might cause a chain reaction ending in a generalized power outage, affecting the quality of service provided to the clients. For the system management, an energetic control center where the information is integrated from both the generation and the electric substation in a unique SCADA system is not available. Each generation technology--such as the electric substation--has an independent supervisor; further, the generation control centers of the substation are geographically moved, resulting in inefficiencies in the operation.

The situation previously described was the trigger for the investigation described in this document, where the main objective is to implement a SCADA system by integrating the generation power plant and the electric substation and also providing flexible elements relative to the future projects, allowing to improve the operation of the electric system.

The structure of this article is as follow: section II presents a general background related with the implementation of SCADA systems to monitor electric systems; in section III, we describe the design of the local network. Section IV presents the architecture of the data gathering system, section V details the configuration of the reports and the coding of the web client. Section VI presents the results and their corresponding discussion and section VII finalizes the document with the conclusions.

II. Background

Several research works in the scientific literature address topics related with the design and implementation of SCADA systems for monitoring and supervising electrical systems. These systems are both isolated and synchronized in the network. We present a brief summary of the most important for us.

Villegas (2015) presents the design and implementation of a data gathering and monitoring system for the synchronous generators of the power experimental simulator for electrical systems of the SEPI-ESIME. This simulator is composed of four control areas and it is mainly used for research and teaching purposes. From the equipment point of view, it contains all the types of electrical machinery: special, escalated, and not escalated. It is even able to interconnect renewable energy sources. Data gathering is performed in real-time with configurable sampling times; the set of variables to monitor includes both the electrical and the mechanical variables of the generators. For this, a Field Programmable Gate Array [FPGA] is employed together with LabVIEW and MATLAB as software tools for monitoring and analyzing the signals.

Weber (2011) and Lanas (2011) present the implementation of a SCADA platform and a specialized program for the energy resources management. Both works pursue the optimization in the dispatch and the minimization of the operational costs in the isolated sustainable electrification system of Huatacondo (Chile). The electrical system is formed by some diesel gen-sets and distributed generation units based on renewable and non-conventional energies such as photovoltaic panels, storage systems based on batteries, and a wind power plant. For the interconnection of these generation elements, Ethernet, RS-485, and IEEE 802.15.4 (ZigBee) are employed through the OPC and Modbus protocols. The information flow is centralized in a server including a secure link through Internet via a Virtual Private Network [VPN] to remotely monitor the isolated system.

Manassero et al., (2012) propose an Integral Supervision System [ISS] to monitor in real-time both the physical variables of the gasoline system and the electrical variables of the engine-generators in the thermal power plants managed by the Energia Argentina company. The ISS is based on a distributed control system with Programmable Logic Controllers [PLC] through a physical network with star and bus topologies. Specifically, the data gathering is handled in three levels: a field level with RS-485 links through the Modbus RTU protocol; a second level using Modbus TCP over Ethernet in the automatons such as input/output distributed modules, Human-Machine Interfaces [HMI], and a gateway processing all the measurements to transmit them to the control center in the company; and a third level based on a satellite interface between the controller and the control center.

Silupu (2016) shows the design of a SCADA system to integrate the 66 kV substations of the electric interconnection called "Lote 1AB" to the distributed SCADA operated by the Pluspetrol Norte company. The substations interconnection is supported by an Ethernet network over optical fiber; the field variables gathering in each substation employs the Modbus (both RTU and TCP) protocol and the IEC61850 standard. Security interfaces such as firewall, DeMilitarized Zones [DMZ], and VPN are handled in the control center seeking to separate the industrial network from the corporate one. The development platform of Wonderware is employed as the software tool for this project.

In general terms, the most employed technologies in the development of SCADA systems are several and they mainly depend of the available economical resources to be invested in equipment. In the case of systems made by sources powered by renewable energies or low scale gensets, the trend is to use platforms such as Arduino and PIC microcontrollers (Fernandez & Duarte, 2015; Guaman et al., 2016).This choice is substantiated by the considerable savings in the hardware processing the information gathered in the field and in the few variables to consider when monitoring these systems.

The isolated micro-networks connect electrical substations with high-power engine-generators for continuous operation plans. For this reason, SCADA commercial and control systems supported in PLC are generally installed and concurrently, the so-called Distribution Management Systems [DMS] are also installed to allow the integration of the SCADA with applications oriented to the operation of electrical networks.

Choosing to use proprietary solutions is a decision based on the complexity of the energy conversion processes, in the large number of variables to consider, and in the environmental conditions that the equipment will deal with.

Their advantages are related with the optimization in the control and operation processes; furthermore, the necessary information to perform the equipment maintenance is provided. One of the main disadvantages of these systems relies in the fact of offering low flexibility when new devices are added; this requires investment to hire specialized engineering services.

In order to implement the proposed SCADA application we used Eros v.5.9, a development environment commercialized by the SERCONI Cuban company. It has reliable and tested functions in the production environments, although it does not offer all the solutions provided by other solutions such as WinCC, Intouch, and Movicon. Nevertheless, Eros complies with the essential operational and functional requirements to integrate the diversity of existing technologies at a fraction of the cost.

III. Design of the Local Network

The architecture of the physical network (see Figure 1) is based on a star topology using multimode fiber optics with 50/125 [micro]m of diameter. The redundant link with six yarns between both control centers is seeking the benefit of an alternate communication way between the two sites with larger information exchange.

Within the local Networks, two Virtual Local Area Nettworks [VLAN] converge: an operative and a corporate one. Furthermore, the communication with the load dispatcher is backed up through a contract with the Cuban telecommunications company [ETECSA] by using two links via modem, one for each VLAN.

In every node of the fiber there exists: an Optical Distribution Frame [ODF], a media converter from fiber to copper, and a switch. These switches depending on the functionality are layer 2 and 3 devices of the Open System Interconnection [OSI] model. In order to manage the virtual subnetworks, two layer-3 switches located in both control centers are employed.

IV. Data Gathering System Architecture

Substation

The 13.8 kV electrical substation is operated through DS Agile of Alstom (Figure 2). This solution is based on a main IEC 61850 network over Ethernet with redundant ring to; pology. Some Intelligent Electronic Devices [IED] such as bay controllers, network analyzers, digital protections, etc., are connected to the main network.

For the remote control of the substation, three gateways based on Alstom devices are employed. These devices are configured with the IEC 60870-5-101/104 protocols, Dnp3, and the OPC [OLE for Process Control] standard.

Likewise, the DAPServer controller(Alstom, 2013) is included; this one has an intrinsic real-time database to collect data and then transmit them--in this particular case--using the Modbus communications protocol over Ethernet. The integration of the substation parameters is carried out via the DAPServer controller.

Mtu Generation

Structurally, the Mtu engine-generators are located inside containers and--at the same time--all of them are within an additional container called mid voltage container. In this one, the output switches to the substation are located. For the working regime of each gen-set, the internal combustion engines work with diesel fuel.

The control and protection of each engine-generator pair is performed by the Mtu Diesel Engine Controller [MDEC] coupled to the Advanced Gen-set Controller [AGC]. The ACG is an IED based on a microprocessor and it has a triphasic measurement system, which is the base to perform all the control and protection functions of the generator (DEIF, 2008).

The integration of these groups is performed via the Can Bus J1939 and Modbus (Figure 3) industrial protocols. Each AGC is linked to the Moba Nport5600 serial port server and this latter is coupled to the SCADA via TCP/IP Ethernet. The Nport server gathers all the variables and using Component Object Model [COM] handlers, it establishes the connection in a transparent way between the serial ports and the COM local port of the host computer (Moxa, 2010).

Hyundai and Man Generation

The generation process of electrical energy used by these engine-generator technologies differs from the Mtu groups due to the fact that the combustion engines use fuel-oil as combustible. This fuel-oil is viscous and heavy, so it requires a previous heating in order the engine can use it. For this, a combustible treatment unit, a steam boiler, and a water chemical treatment plant are utilized.

Both processes are controlled through a distributed automation system based on PLC and SCADA systems. In the case of the Hyundai technology, the employed PLC is a Siemens S7-300 plus the Generator Parallel Controller [GPC] of DEIF. For SCADA we have the SIMATIC WinCC version 6.2, also from Siemens. On the other hand, the Man groups handle the series AC800 PLC and the industrial SCADA 800xA version 5.0, both from ABB.

The unification of the parameters in these groups to the application is employed through the OPC open standard. This protocol offers high reliability in the communications and considerable time savings in its configuration. In order to achieve this purpose, it is essential to use the Distributed Component Object Model [DCOM] technology and the OPC server finder--OPCENUM.exe--because the exchange between the servers and the client is remotely performed. Figure 4 shows the general architecture of the industrial network to integrate the Hyundai and Man generation.

V. Reporting System and Web Client

The Eros report system [SREros] allows the generation of reports from data and measurements obtained from the connection between Eros and its clients; they are presented as a web page or as a Microsoft Excel report. Specifically for this system, reports related with the generation, loads in the output circuits, energies, and the reserves are configured using 1-hour intervals and configured as Excel outputs.

On the other hand, the need of monitoring the electrical system parameters from the corporate network are based on a web client. Normally, the proprietary solutions integrate web servers and only a web browser is required. Once SCADA is in execution mode, it is possible to visualize the desired synoptics through this interface. In the Eros particular case, this is not directly available; however, dynamic web pages can be created via EROSNet for this purpose.

EROSNet is a COM server presented as Dynamic Link Library [DLL]. In general, this library exports the basic functionalities of Eros throughout the interaction with other systems supporting the COM technology. The applications based on EROSNet are the ones following the client-server paradigm, where Eros is the server and the client is the application developed by the user. Hence, only the creation of instances of the EROSClient class is required to deploy a client(Rodriguez-Hidalgo, 2010).

The client coding to acquire the variables included in the SCADA is developed employing the JavaScript language by using two fundamental methods: the first one is associated with the connection with Eros; the second one returns the variables directly as a character string. From the design point of view, the graphical interface is coded by using the Bootstrap front-end framework. This set of open code tools is compatible with most of the web browsers, it has design templates based on HTML and CSS and optional JavaScript extensions. Other features are related with the fact that the Bootstrap applications are responsive or adaptable; i.e., the pages are dynamically adapted according to the features of the employed device.

The representation of the system relevant information in the client is performed via tables by using the DataTables component of the JQuery library in JavaScript. DataTables provides controls and advanced interactions with HTML tables such as searching filters and paging elements ("JQuery...", 2015).

VI. Results and Discussion

The data gathering system validation was performed using the ModbusPoll tool and the OPC client integrated in Eros. We performed three real tests with the sampling times defining the functional and operational requirements of the SCADA: 250 ms for variables related with the generation and 1,000 ms for the remaining ones.

The first test assessed the Modbus TCP link with the Dap server. As pointed before, this controller congregates the substation variables through the IEC61850 standard. The direct connection with the device is achieved after configuring the IP address, the identifier, and the port--by default, Modbus TCP uses the port 502--. The addressed variables are input registers [function 04] and discrete output registers [function 02].

Figure 5 shows the satisfactory reading of the selected variables. Several polls are performed [TX] providing results without error [Err]. The variables corresponding to discrete inputs represent states in a switch of the substation, whilst the input registers--the floating type ones--are the measurements of a switching cell. Finally, the part of the frame reading is illustrated.

The second experiment assessed the communication with the AGC controllers, specifically the one operating the Mtu1 group. The test was performed similarly to the previous case, the only difference is that now the link is serial Modbus. In order to establish connection, we defined the serial port to use, the speed and transmission mode, the datum length, parity, and the stop bit. The addressed variables are the input and discrete input registers; the first ones are measurements of the generator electrical parameters, whilst the discrete input one is a 16-bit register, where each bit represents an alarm triggered to protect the generator in case of a short circuit. If none alarm is triggered, the register value is zero. Figure 6 presents the successful connection and a fraction of the frame.

The third experiment [Figure 7] visualizes the communication with the Hyundai engine-generators through OPC. The link is performed after enabling and defining the authentication and security levels for both the DCOM and OPCenum.exe. The test shows a representative number of total variables handled--in this case, Boolean variables--symbolizing the stop/operation states of these engine-generators.

From the user interface point of view, the operator interacts with 4 main synoptics from a total of 29 conforming the supervisor. The so-called begin is precisely where the application starts after the register data are introduced [login]. This interface has the general or total system measurements and the synoptic called generation allows the operator to supervise the state of every group and access to specific parameters of each one of them. The synoptic substation is conformed with the variables of each switching cell and the input and energy distribution circuits. Lastly, the interface related with the energetic consumption calculates the possible losses from the exported and billed energies. The SCADA also includes synoptics associated with the handling of alarms and trend graphs with historical data for posterior analysis. In Figure 8, the interface associated with the generation is displayed, whilst Figure 9 shows a section of the web client.

VII. Conclusions

The implementation of the SCADA system complied the functional and operational requirements preestablished in its conception. The initial launch--started in 2015--has I contributed to polish the operation of the electrical system.

The network design entailed in a successful interconnection of all the objectives at a physical level; the creation of virtual subnetworks made possible to isolate the technological network from the corporate, increasing the security.

The project execution was an economically viable solution due to the fact that it solved the problem associated to the purchasing of a high complexity and value software. The use of Eros allowed us to integrate several technologies and equipment currently in use without the need of betting to other platforms with higher features but also higher associated cost.

The coding of the web client helped in the system monitoring from the corporate network by easing the access to all the information included in the supervisor.

The application--in general terms--guarantees high flexibility towards future modifications for other projects such as the integration of new Mtu groups and measurements related with the fuel control.

doi:10.18046/syt.v16i47.3216

Received / Recepcion: June. 27, 2018--Accepted / Aceptacion: August 12, 2018

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CURRICULUM VITAE

Sergio Emil Samada Rigo Automation Engineer from the Universidad Central "Marta Abreu" de Las Villas [UCLV] (Santa Clara- Cuba, 2012) institution where he currently studies the Master in Automation and Informatics Systems and develops his research works focused on the automation of electrical substations and engine generators. He participated in the installation and initial launching of the ALSPA P320 system of Alstom in the "Antonio Guiteras" thermoelectric in Cuba and he supervised the factory acceptance tests of engine generators and MTU technology with the PACiS system of Schneider Electric in China / Ingeniero en Automatica de la Universidad Central "Marta Abreu" de Las Villas [UCLV] (Santa Clara, Cuba--2012) entidad donde actualmente cursa la Maestria en Automatica y Sistemas Informaticos y desarrolla trabajos vinculados a la ejecucion de proyectos de automatizacion de subestaciones electricas y grupos electrogenos. Participo en la instalacion y puesta en servicio del sistema ALSPA P320 de Alstom en la Termoelectrica "Antonio Guiteras" [Cuba] y superviso las pruebas de aceptacion de fabrica [Factory Acceptance Test, FAT] de grupos electrogenos, tecnologia MTU, con el sistema PACiS de Schneider Electric en la Republica Popular de China.

Alain Sebastian Martinez Laguardia Ingeniero en Automatica (200I) y Master en Telematica (2005) de la Universidad Central "Marta Abreu" de Las Villas [UCLV] (Santa Clara, Cuba), con un doctorado conjunto en Ingenieria de la Universite Libre de Bruxelles (Belgica) y la UCLV (2015). Desde 2001 es miembro del Departamento de Automatica y Sistemas Computacionales de la UCLV, donde actualmente es profesor titular e imparte docencia en varios campos de la computacion-programacion. Desde 2003 es miembro fundador del Grupo de Automatizacion, Robotica y Percepcion, donde investiga acerca del diseno de sistemas empotrados y el desarrollo y aplicacion de vehiculos autonomos. Ha participado en varios proyectos de investigacion internacionales y cuenta con mas de una decena de publicaciones cientificas asociadas a los temas de la automatizacion / Automation Engineer (2001) and Master in Telematics (2005) from the Universidad Central "Marta Abreu" de Las Villas [UCLV], (Santa Clara, Cuba), with a PhD in Engineering from both, the Universite Libre de Bruxelles (Belgica) and the UCLV (2015). Since 2001, he is a member of the Automation and Computational Systems Department of the UCLV, where he is a full time professor of several programming fields. Since 2003, he is a founding member of the Sensing, Robotics and Automation Group, where he performs researches about the design of embedded systems and autonomous vehicles. He has participated in international research projects and he has over a dozen of scientific publications related with automation topics.

Osniel Pozo Mederos Telecommunications and Electronics Engineer of the Universidad Central "Marta Abreu" de Las Villas [UCLV] (Santa Clara, Cuba--2008); he currently studies the Master in Business Administration in the Postgraduate School of the Universidad Tecnologica del Peru [UTP] (San Isidro). He has developed research works focused on the execution of telecommunications and automation projects of electrical substations and engine generators. From 2016, he is a member of the Electronics Academic Department at the UTP, where he is a full time professor in several fields of electronics / Ingeniero en Telecomunicaciones y Electronica en la Universidad Central "Marta Abreu" de Las Villas [UCLV] (Santa Clara, Cuba--2008); actualmente cursa la Maestria en Administracion de Empresas en la Escuela de Postgrado de la Universidad Tecnologica del Peru [UTP] (San Isidro). Ha desarrollado trabajos vinculados a la ejecucion de proyectos de telecomunicaciones y automatizacion de subestaciones electricas y grupos electrogenos. Desde 2016 es miembro del Departamento Academico de Electronica de la UTP, donde es profesor a tiempo completo en varios campos de la electronica.

Sergio Emil Samada Rigo / ssamada88@gmail.com

Alain Sebastian Martinez Laguardia / amguardia@uclv.edu.cu

Universidad Central Marta Abreu de Las Villas, Santa Clara-Cuba

Osniel Pozo Mederos / osnielpm@gmail.com

Universidad Tecnologica del Peru--San Isidro, Peru

Leyenda: Figure 1. Architecture of the local network Arquitectura de la red local

Leyenda: Figure 2. DS Agile automation system Sistema de automatizacion DS Agile

Leyenda: Figure 3. Data gathering of the Mtu groups Adquisicion de datos de los grupos Mtu

Leyenda: Figure 4. Data gathering in the Hyundai and Man groups Adquisicion de datos de los grupos Hyundai y Man

Leyenda: Figure 5. Measurements of input and discrete input registers associated to the Dap server / Lecturas de registros de entrada y entrada discreta asociados al servidor Dap

Leyenda: Figure 6. Measurements of discrete input and output registers associated to the AGC controller / Lecturas de registros de entrada y entrada discreta asociados al controlador AGC

Leyenda: Figure 7. Registers reading of the Hyundai groups through OPC Lecturas de registros de los grupos Hyundai a traves de OPC

Leyenda: Figure 8. Interface related with the generation Interfaz relacionada con la generacion

Leyenda: Figure 9. Hyundai section of the web client Seccion Hyundai del cliente web
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Author:Samada Rigo, Sergio Emil; Martinez Laguardia, Alain Sebastian; Pozo Mederos, Osniel
Publication:Sistemas & Telematica
Date:Oct 1, 2018
Words:8336
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