Análisis e Implementación de la Actualización del Centro de Control del Sistema SCADA de Gases de Occidente S.A. E.S.P.
Leidy Yinet Ferro Lara Código: 20021005013
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS FACULTAD DE INGENIERIA
PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELECTRONICA BOGOTÁ D.C
Análisis e Implementación de la Actualización del Centro de Control del Sistema SCADA de Gases de Occidente S.A. E.S.P.
Leidy Yinet Ferro Lara Código: 20021005013
Director Interno: Pablo Emilio Rozo García Docente Ingeniería Electrónica
Director Externo: Rodolfo Yesid Meza Patacón Gerente Ingeniería RAYCO Ltda.
Trabajo de Grado para optar al título de profesional en Ingeniería Electrónica
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS FACULTAD DE INGENIERIA
PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELECTRONICA BOGOTÁ D.C
Dedicatoria
Y todo lo que hagáis, hacedlo de corazón, como para el Señor y no para los hombres; sabiendo que del Señor recibiréis la recompensa de la herencia porque a Cristo el Señor servís.
Agradecimientos
Agradezco, sobre todas las cosas, a Dios: Padre, Hijo y Espíritu Santo.
A mi familia, por su amor, paciencia y apoyo incondicional.
A Rodolfo, que más que un jefe, ha sido un gran amigo, un líder digno a seguir. Mi gran
apoyo durante todo este proceso de aprendizaje, reconocimiento y valoración del camino
que he llevado a cabo durante este tiempo.
Al equipo de ingeniería de Rayco (Gustavo, Sebastián, Andrés, Ferney, Leonardo), con
quienes llevamos a cabo la ejecución de este proyecto. Sin ellos no hubiese sido una
realidad.
A mis amigos Andrea, Angelica, Nataly, Carolina, Paola, Ingrid, Camilo, Andrés, Leyla,
Amanda, Catalina, Edison, Pablo, que con sus consejos, confrontaciones y palabras de
apoyo estuvieron siempre ahí para lo que necesitara.
Resumen
Este documento es un compendio general del proceso llevado a cabo para el alcance de
actividades propuesto para la actualización del centro de control del sistema SCADA de la
empresa Gases de Occidente S.A. E.S.P.
Comprende una etapa inicial de conocimiento general del negocio y del proceso de
distribución para identificar plenamente las necesidades planteadas por el cliente, de acuerdo
a los requerimientos, seguido del planteamiento de cómo será la estructura de la información
y la iteración de los diferentes actores como usuarios finales, para así generar la propuesta
de actualización y su posterior implementación.
Finalmente, se presentan los resultados obtenidos y las lecciones aprendidas durante el
proceso, para tenerlas en cuenta en las futuras implementaciones que se tienen proyectadas.
Palabras Clave
Abstract
This document is a general summary of the undertaken process for the scope of activities
proposed to update the Control Center of SCADA System the Gases de Occidente S.A.
E.S.P.
Comprises an initial stage of general business knowledge and the distribution process to
identify the needs expressed by the costumer, according to the requirements, followed by the
approach of that will be the structure of the information and iteration of the different actors
and final users in order to generate the proposed update and its implementation.
Finally, the results and lessons learned during the process are presented, to take then into
reflected in future implementations.
Keywords
Tabla de Contenido
1. Capítulo 1 Descripción General del Proceso de Distribución de Gas Natural. ... 1
1.1. Generación y Transporte. ... 1
1.1.1. Sectores de Aplicación del Gas Natural ... 2
1.1.2. Componentes de la infraestructura de gas natural. ... 2
1.1.3. Proceso de Distribución en el Valle del Cauca y Cauca. ... 4
1.1.4. Tipos de Estaciones que conforman la red de distribución ... 6
1.2. Regulación Mercado Mayorista Gas Natural – Resolución 089 de 2013 ... 9
1.2.1. Consideraciones ... 9
1.2.2. Objeto de la Resolución ... 10
1.2.3. Conceptos Claves a Tener en Cuenta de la Resolución ... 10
2. Capítulo 2 Contexto y Planteamiento de Requerimientos de la Actualización ... 13
2.1. Contexto del Proyecto ... 13
2.2. Panorama Actual del Sistema SCADA ... 13
2.2.1. Antecedente Histórico... 13
2.3. Revisión Estructura Actual ... 16
2.3.1. Componente Hardware ... 16
2.3.2. Componente Software ... 18
2.3.3. Esquema General Entrega de Información ... 20
2.3.4. Limitaciones Plataforma vs. Nuevos Requerimientos ... 21
3. Capítulo 3. Estructura de Datos – Modelo Planta ... 24
3.1. Tipos de Estaciones ... 24
3.1.1. City Gate ... 24
3.1.2. Estaciones de Regulación y Medición ... 26
3.1.3. Estaciones de Gasoducto Virtual ... 28
3.1.4. Estaciones de Servicio GNV y Clientes Industriales ... 30
3.1.5. Válvulas de Seccionamiento ... 31
3.1.6. Modelo Generalizado de Estación Típica ... 32
3.2. Medición Volumétrica ... 33
3.2.1. Medidores de Flujo Volumétrico ... 34
3.2.2. Factor de Corrección y Correctores Electrónicos de Volumen ... 35
3.2.3. Medición Tipo Turbina, AGA 7. ... 37
3.2.5. Medición Electrónica de gas. Norma API MPMS 21.1. ... 44
3.3. Requerimientos de auditoría y reporte ... 46
3.3.1. Estructura Registro Hora – Hora ... 48
3.3.2. Estructura Registro Día – Día ... 49
3.3.3. Estructura Registro Máximos y Mínimos... 50
4. Capítulo 4 Propuesta de Actualización ... 52
4.1. Filosofía de Procesamiento de Información ... 53
4.1.1. Aplicación en la RTU Remota ... 54
4.1.2. Red de Comunicaciones Remotas - Centro de Control ... 56
4.1.3. Actualización de Equipos y Aplicación del FEP ... 57
4.2. Actualización de la infraestructura de servidores y del software SCADA ... 63
4.2.1. Soporte Hardware - Virtualización ... 63
4.2.2. Planificación del Ambiente Virtual ... 69
4.3. Aplicación SCADA ... 72
4.3.1. Casos de Uso ... 73
4.3.2. Acondicionamiento del diseño a la herramienta usada. ... 77
4.3.3. Ventajas de la Utilización de Framework System Platform de Wonderware. .. 86
4.4. Aplicación Cliente ... 87
4.4.1. Diseño del HMI ... 88
4.4.2. Diseño de Aplicación Web ... 104
5. Capítulo 5 Proceso de Implementación ... 106
5.1. Implementación de Front End Processor. ... 106
5.1.1. Tabla Mapeo Datos ... 107
5.1.2. Tabla Queue Status ... 108
5.1.3. Tabla Mapeo Canales ... 109
5.1.4. Tablas de Almacenamiento Temporal de Datos. ... 110
5.2. Implementación de la aplicación SCADA ... 112
5.2.1. Los Objetos de la Galaxia ... 112
5.2.2. Historización de Señales y Alarmas ... 116
5.3. Reportes Consolidados ... 120
5.3.1. Reporte Consolidado Previous Day ... 120
5.3.2. Base de Datos Cuenta Balance ... 123
6. Capítulo 6 Resultados y Conclusiones ... 128
6.1. Resultados Obtenidos ... 128
6.1.1. Tiempos de Polling Variables Actuales. ... 128
6.1.2. Petición de Registros por demanda del usuario. ... 131
6.1.3. Parámetros de medición sin historizar. ... 132
6.1.4. Disponibilidad de registros horarios, diarios, máximos y mínimos para la nominación y subasta diaria del bien energético. ... 133
6.2. Novedades Presentadas Durante el Proyecto ... 134
6.2.1. Cambio de Frecuencias en el Sistema de Radiocomunicaciones ... 134
6.2.2. Implementación de Politica Ley Sox en la Compañía ... 135
6.3. Conclusiones Finales ... 136
6.4. Trabajos Futuros ... 136
Lista de Tablas
Tabla 2-1. Relación de aspectos a revisión y objetivos a alcanzar en la actualización. ... 23
Tabla 3-1 Variables Actuales Típicas de una estación tipo City Gate ... 26
Tabla 3-2 Variables Actuales Típicas de una estación tipo Reguladora y Medición ... 27
Tabla 3-3. Variables Actuales Típicas de una estación tipo Gasoducto Virtual ... 29
Tabla 3-4. Variables Actuales Típicas de una estación tipo GNV y CLientes Industriales ... 31
Tabla 3-5. Variables Actuales Típicas de una estación Valvula de Seccionamiento. ... 32
Tabla 3-6. Relación de Variables Análogas Comunes para los diferentes tipos de estaciones. ... 32
Tabla 3-7. Relación de Variables Digitales Comunes para los diferentes tipos de estaciones. ... 33
Tabla 3-8. Relación de Variables Digitales para control de los diferentes tipos de estaciones. ... 33
Tabla 3-9.. Tabla Comparativa de medidores volumétricos (Información recuperada de Itron/Actaris y consolidada por el autor) ... 35
Tabla 3-10 Rangos de composición de mezclas de gas ... 43
Tabla 3-11 Campos de un registro Hora - Hora ... 48
Tabla 3-12 Campos de un registro Día – Día ... 49
Tabla 3-13 Campos de un registro de Máximos y Mínimos ... 51
Tabla 4-1. Estimación tiempos de actualización de datos en aplicación de FEP... 62
Tabla 4-2. Beneficios de la Virtualización de la Plataforma SCADA. ... 65
Tabla 4-3 Niveles de Disponibilidad de Plataformas ... 66
Tabla 5-1 Campos de variables actuales por brazo de medición ... 111
Tabla 6-1 Proyección Datos Actuales, de acuerdo a la cantidad de brazos de medición, antes y después de la migración. ... 130
Lista de Figuras
Figura 1-1 Cobertura de Servicio Gas Natural Valle del Cauca y Cauca. ... 6
Figura 1-2. Esquema General Estación Tipo City Gate ... 7
Figura 1-3. Esquema General Estación Tipo ERM ... 8
Figura 1-4. Esquema General Estación Gas Virtual ... 9
Figura 2-1. Topología Centro de Control Gases de Occidente S.A. E.S.P. ... 15
Figura 3-1 Esquema General Estación Tipo City Gate ... 25
Figura 3-2. Esquema General Estación Tipo ERM ... 27
Figura 3-3. Esquema General Estación Gas Virtual ... 29
Figura 3-4. Esquema General Estación Tipo ERM ... 30
Figura 3-5. Esquema general Estación Tipo Válvula de Seccionamiento ... 31
Figura 3-6. Factores que afectan una medición ... 34
Figura 3-7. Partes de un medidor tipo turbina. ... 38
Figura 4-1. Estructura Flujo de datos aplicación estación remota. Fuente: Elaboración Propia. ... 54
Figura 4-2. Esquema Flujo de Datos Aplicación FEP. ... 58
Figura 4-3. Arquitectura de Recuperación a Desastres, usando la virtualización ubicados en lugares geográficamente separados. ... 67
Figura 4-4. Representación Gráfica de las tablas de almacenamiento temporal de los datos recolectados de las estaciones remotas en FEP. ... 69
Figura 4-5. Estructura Plataforma SCADA Gases de Occidente S.A. E.S.P., implementada en la actualización. ... 70
Figura 4-6. Actores del Sistema SCADA ... 73
Figura 4-7 Diagrama de Casos de Uso ... 74
Figura 4-8 Diagrama de Clases ... 77
Figura 4-9 El Framework System Platform de Wonderware, de acuerdo a la aplicación de Gases de Occidente S.A. E.S.P. ... 78
Figura 4-10 La Galaxia y su contenido. ... 79
Figura 4-11. Diagrama de clases de una aplicación Wondeware Application Server ... 80
Figura 4-12 Diagrama de Clases adaptado al Framework ... 82
Figura 4-13 Diagrama de secuencia actualización estado variables actuales. ... 83
Figura 4-14 Diagrama de secuencia solicitud e historización registros. ... 83
Figura. 4-15 Diagrama de secuencia de visualización de variables actuales en HMI. ... 84
Figura 4-16 Diagrama de Secuencia, generación Reporte Consolidado Previous Day. ... 85
Figura 4-17 Layout Común de las pantallas del HMI ... 90
Figura 4-18 Barra superior Panel Principal ... 90
Figura 4-19 Descripción General de Iconos Menú de Funcionalidades. ... 91
Figura 4-20. Barra Alarmas Actuales ... 92
Figura 4-21 Mapa General Red de Distribución ... 92
Figura 4-22. Panel Cabecera Municipal Cali ... 93
Figura 4-23 Formato Tabla Consolidado Cali ... 94
Figura 4-24 Mapa Distrito de Cali ... 95
Figura 4-25. Botones de Acceso Consolidados ... 96
Figura 4-26. Panel Consolidado Estaciones Clientes Industriales ... 96
Figura 4-28. Panel Consolidado Estaciones Reguladores Municipios ... 97
Figura 4-29. Panel de Visualización Alarmas y Eventos ... 98
Figura 4-30. Panel de Visualización y Consulta Históricos ... 99
Figura 4-31. Barra de Herramientas Panel Históricos ... 99
Figura 4-32 Menú Tags ... 100
Figura 4-33. Área de Visualización ... 100
Figura 4-34. Panel de Tiempo Real ... 101
Figura 4-35. Panel de visualización y Configuración de Set Points ... 102
Figura 4-36. Panel Site Map ... 102
Figura 4-37. Panel de Máximos y Mínimos ... 103
Figura 4-38. Panel de Ayuda ... 104
Figura 4-39 Navigator Map del Portal Web ... 105
Figura 4-40. Visualización de una estación remota típica desde el portal Web. ... 105
Figura 5-1. Distribución de Front End Processors Motorola. ... 106
Figura 5-2.Tabla Mapeo Datos. ... 107
Figura 5-3 Tabla Queue Status ... 109
Figura 5-4 Tabla Mapeo Canales ... 109
Figura 5-5 Ejemplo de tabla datos temporales de brazos de medición. ... 110
Figura 5-6 Visualización Objetos de la aplicación SCADA ... 113
Figura 5-7 Atributos del template del objeto Motorola ... 114
Figura 5-8. Intouch Distributed Alarm System. ... 118
Figura 5-9. Configuración de alarmas ... 119
Figura 5-10. Configuración de Alarmas. ... 119
Figura 5-11 visualización preliminar configuración de parámetros y datos de las estaciones remotas en el Reporte Consolidado PD. ... 121
Figura 5-12. Resumen Consolidado Por Localidad ... 122
Figura 5-13. Grafico Consolidado por Municipios y Distrito de Cali ... 123
Figura 5-14 Formato Registros Hora – Hora en Cuenta Balance. ... 124
Figura 5-15 Formato Registros Máximos y Mínimos en Cuenta Balance ... 125
Figura 5-16 Formato Registro Diario en Cuenta Balance ... 125
Figura 5-17 Formato original de registros Hora-Hora de un brazo de medición, almacenado en la base de datos de Historian. ... 126
Figura 5-18. Formato de entrega Volumen Corregido Actual ... 127
Figura 6-1. Crecimiento Sitios Remotos SCADA GDO. ... 129
Figura 6-2. Estimación Adquisición de Datos, antes y después de la actualización del centro de control. ... 129
Figura 6-3. Comparación entre datos estimados y cuantificación de datos historizados. ... 130
1. Capítulo 1
Descripción General del Proceso de Distribución de Gas Natural.
1.1.Generación y Transporte.
Este tipo de energía de origen fósil, es una mezcla de diferentes elementos gaseosos que
reaccionan muy bien con el oxígeno mediante su combustión. Se encuentra en las
profundidades de la tierra, muchas veces compartiendo los mismos depósitos del petróleo y
el carbón. Cerca del 90% de su composición está dada por carbono e hidrógeno, del cual su
mayor referente en cantidad es el metano, acompañado por otros gases, como el etano,
propano, butano, nitrógeno y CO2, aunque la capacidad energética de los dos últimos es
nula.
Dado que esta clase de recurso energético es compatible con el medio ambiente y se puede
aplicar en múltiples actividades por su alta eficiencia, se ha convertido en una de las fuentes
de energía más utilizada, creciendo año a año su demanda.
Una vez que ha sido extraído, mediante perforaciones de yacimientos que se localizan en el
subsuelo o bajo el mar, debe ser tratado para su uso comercial o doméstico. En su estado
original, es inodoro, incoloro, no tóxico y más liviano que el aire, es por ello que para el uso
doméstico por ejemplo se le agrega un poco de metil-mercaptano, para que sea fácil detectar
una posible fuga y evitar su composición espontánea.
Otros gases que se separan, son aquellos que no tienen aporte energético (como el nitrógeno
y el CO2) y aquellos que pueden generar accidentes durante la incineración del gas natural
(propano, butano e hidrocarburos). Por la misma razón, el vapor de agua es extraído, ya que
a presiones elevadas y temperatura ambiente produce hidratos de metano, que pueden tapar
los gasoductos. Otro elemento que se disminuye lo más posible es el nivel de azufre, para
eliminar la corrosión y los olores nocivos.
Esta fuente de energía es enviada a través de gasoductos o tuberías que salen directamente
de los tanques de almacenamiento, una vez que llega a su destino y es re gasificado, se
distribuye a los lugares de consumo a través de tuberías subterráneas, las cuales lo impulsan
1.1.1. Sectores de Aplicación del Gas Natural
Funcionamiento industrial
El gas natural es usado en las industrias como combustible para la fabricación de diversos
productos. Por ejemplo, la confección de cristal laminado y acero de alta calidad necesita de
las temperaturas extremas que este tipo de fuente energética es capaz de proveer, ya que
puede arder a mayor cantidad de grados que el carbón o petróleo. Por eso es muy usado en
hornos y en plantas de tratamiento térmico y petroquímico.
Vehículos gaseosos
De acuerdo con la Asociación Internacional de Vehículos de Gas Natural, hay cerca de un
dieciséis millones vehículos en todo el mundo que emplean esta fuente energética. Estas
máquinas contaminan un 20% menos que los que utilizan gasolina o diésel. Además, es más
barato, ya que el consumidor puede llegar a gastar hasta un 75% menos que usando los otros
tipos de combustible.
Uso doméstico
Son múltiples las aplicaciones que tiene el gas natural en el hogar. Puede ser utilizado para
cocinar, climatizar, tener agua caliente para la ducha, etcétera. Sus ventajas son: facilidad de
instalación, suministro continuo, su combustión no contamina ni ensucia la vivienda y es
más barato que otros combustibles similares. Además, la conservación de los equipos que
funcionan con gas natural es mayor, debido a que no requieren mucho mantenimiento.
1.1.2. Componentes de la infraestructura de gas natural.
Desde el proceso de extracción en el pozo hasta la conexión en las industrias y los hogares,
se presenta la intervención de diferentes empresas y equipos para asegurar la confiabilidad
del sistema y hacen posible el uso del gas natural. Se presenta a continuación las diferentes
etapas recorridas por una molécula desde su explotación hasta que se convierte en energía
Producción (P)
Existen dos pozos de producción de gas natural en Colombia y se encuentran ubicados en la
Guajira (Campo Chuchupa – A y B y Campo Ballena) y en Casanare (Campos Cupiagua y
Cusiana), los cuales están interconectados al Sistema Nacional de Transporte de gas (Bernal
Ortíz, 2009).
En los yacimientos se encuentra el gas natural asociado (con trazas de agua, petróleo y otros
componentes disueltos), el cual es extraído y “refinado” por diferentes sistemas de limpieza
hasta garantizar los límites permisibles estipulados en el Registro Único de Transporte
(RUT) y con los cuales debe ser entregado a la empresa transportadora.
Transporte (T)
Una vez se recibe el gas natural en las instalaciones de la empresa transportadora, éste
ingresa a la red de gasoductos de nuestro país, conformado por tubería de Acero Carbono de
diferentes diámetros y encargada de llevar el gas natural a los diferentes puntos de consumo.
Con el fin de evitar las pérdidas de presión en la tubería y en los diferentes accesorios, se
instalan una serie de compresores en la línea de gas natural, los cuales mantienen una presión
de suministro constante, alrededor de los 1200 PSI y aseguran el flujo continuo de gas a
través de todo el sistema.
Distribución (D)
El gas natural que es transportado a alta presión en el gasoducto, es entregado en las
estaciones conocidas como City Gates. En estas estaciones se realiza el proceso de reducir
la presión, por lo general a un valor nominal de 250 PSI, esto con el fin de que pueda ser
distribuido a los diferentes puntos de consumo, a través de redes de polietileno o de acero
carbono, de acuerdo a las necesidades o especificaciones del mercado.
Por lo general, los sistemas de distribución están conformados por estaciones de distrito, las
cuales reciben el gas natural a 250 PSI y reducen su presión hasta 60 PSI, para facilitar su
transporte y disminuir los costos de montaje asociados a las redes fabricadas en acero
Comercialización (C).
Toda la relación entre el usuario final y los diferentes agentes de la cadena se realiza a través
de un agente comercializador, el cual se encarga de reunir las tarifas de cada una de las etapas
y presentar un precio final (P+T+D+C) por cada metro cubico (m3) de gas natural, el cual
se cancela de manera mensual por el consumidor, de acuerdo al volumen total de metros
cúbicos utilizados.
En todo el proceso intervienen diferentes organizaciones que hacen posible el consumo de
gas natural en los sectores de la economía. Estos no actúan solos, están regulados por la
Comisión Reguladora de Energía y Gas (CREG) y cuentan con el soporte por diferentes
gremios, como la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la Asociación Colombiana
de Gas Natural (NATURGAS), entre otras.
1.1.3. Proceso de Distribución en el Valle del Cauca y Cauca.
Gases de Occidente S.A. E.S.P. es la segunda compañía en número de usuarios de
distribución y comercialización de gas natural del país. Sus procesos incluyen el transporte
de gas combustible a través de redes de tubería, desde las estaciones reguladoras de puerta
de ciudad, hasta la conexión de un usuario (Gases de Occidente S.A. E.S.P., 2012)
Actualmente, la compañía cuenta con una red primaria de distribución de 119 Km,
compuesta por tuberías de acero operadas a alta presión. Estas tuberías conducen el gas a
una presión máxima de 250 PSI hasta las estaciones de distrito dispuestas en la red de
distribución, los centros de medición de los grandes consumidores industriales y las
estaciones de servicio de GNCV (Gas Natural Comprimido Vehicular). Asimismo, la
compañía posee una red secundaria de distribución de 8000 Km de tuberías en polietileno
de mediana densidad, que deriva de las redes primarias en las estaciones de distrito y se
extiende hacia los centros de medición de los clientes residenciales, comerciales y pequeños
establecimientos industriales, para conducir el gas a una presión máxima de 60 PSI. Estas
redes cumplen con las normas NTC 3728 (Instituto Colombiando de Normas Técnicas y
Certificación, 2008) y ASME B31.8 (The American Society of Mechanical Engineers,
1999).
En este momento, esta red de distribución cuenta con tres estaciones City Gate de su
propiedad: La Paila y Hormiguero en el Valle del Cauca y Yarumos en el Cauca,
adicionalmente recibe gas de otras 24 estaciones reguladoras de puerta de ciudad que hacen
parte del Sistema Nacional de Transporte (SNT), de propiedad de la empresa Transportadora
de Gas Internacional S.A. Igualmente, cuenta con 69 estaciones de distrito, de las cuales 21
se encuentran ubicadas en Cali, 36 en municipios y 9 en corregimientos. Estas estaciones
permiten controlar y reducir la presión de entrega de la red de alta presión a la red de media
presión.
La compañía también presta el servicio de gas natural a través de sistemas de gasoducto
virtual. En la actualidad, atiende tres poblaciones con este sistema: dos en el Cauca, Villa
Rica y Santander de Quilichao y una en el Valle del Cauca, Buenaventura. A continuación,
se presenta un mapa general de la cobertura de servicio (Gases de Occidente S.A. E.S.P.,
1.1.4. Tipos de Estaciones que conforman la red de distribución
Como se indicó en la sección de la composición de la infraestructura del gas natural, todas
las fases de la cadena productiva, salvo la comercialización, incluyen equipos de regulación
de gas natural para obtener las presiones de operación requeridas en los sistemas de
distribución y llegar a todos los puntos de consumo, cumpliendo las especificaciones
adecuadas. A continuación se presentan los diferentes tipos de estaciones que hacen parte de
este proceso de distribución:
City Gate
Un City Gate es el punto de entrega del transporte de gas natural y el inicio de la red de
distribución, incluye equipos de filtrado y regulación de presión y medición. La función
principal de un City Gate es totalmente analógica a la de una subestación de transformación
eléctrica, es decir, de recibir un flujo de energía en alta tensión (o presión en el caso del gas
natural), reducir la tensión (o presión en el caso del gas), medir el flujo de energía y luego
dar inicio a la distribución.
.
Figura 1-2. Esquema General Estación Tipo City Gate Fuente: (RAYCO Ltda., 2014)
El módulo de medición es de alta resolución, exactitud e integridad, que permite medir con
precisión los volúmenes recibidos. La información obtenida localmente es transmitida hasta
un control central, donde se consolidan todos los datos.
Estaciones de Regulación y Medición
Las estaciones de regulación y medición (ERM), son sistemas dedicados a acondicionar y
medir el gas natural que se entrega a un determinado punto de consumo y puede brindar las
- Protección a los equipos conectados aguas abajo de la ERM,
- Acondicionar el gas natural que fluye por los equipos mediante filtros y separadores,
- Garantizar una presión de suministro homogénea,
- Medir el flujo de gas natural,
- Aumentar la temperatura del gas natural para mantener la integridad de los equipos
de la ERM.
Figura 1-3. Esquema General Estación Tipo ERM Fuente: (RAYCO Ltda., 2014)
Estaciones de Gasoducto Virtual
En las estaciones de descompresión de gas natural para gasoducto virtual, se requiere una
serie de equipos y elementos para garantizar la seguridad de la operación y cumplir con las
funciones de toda ERM.
Debido a los altos costos de suministro e instalación de un gasoducto de transporte y/o
distribución, que oscila entre USD 600.000 y USD 2’000.000 por Km (Bernal Ortíz, 2009),
Colombia ha venido incursionando en sistemas no tradicionales conocidos como gasoductos
1.2.Regulación Mercado Mayorista Gas Natural – Resolución 089 de 2013
La Resolución CREG 089 de 2013 regula los aspectos comerciales del mercado mayorista
del gas natural, como parte del reglamento de operación del bien energético. Esta resolución
contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones que se realizan en los
mercados primario y secundario para el suministro y el transporte del gas natural utilizándolo
de manera efectiva como combustible.
1.2.1. Consideraciones
Mediante la resolución CREG 071 de 1999, la CREG adoptó el reglamento único de
transporte del gas natural RUT. Mediante este reglamento, se prevé la existencia del mercado
secundario de suministro y transporte de gas natural, el cual se basa en los sistemas de
información implementados por cada transportador a través de los boletines electrónicos de
operaciones.
Este mercado secundario, previsto en la regulación es físico, de tal forma que su desarrollo
depende de las gestiones que realizan los propios participantes del mercado que cuentan con
excedentes y aquellos que tienen desbalances en sus propias compras.
Dada esta premisa, con esta resolución se busca:
- Mejorar la disponibilidad de información (consumos hora – hora y diarios de cada
nodo de distribución).
- Mejorar la liquidez a través de requisitos mínimos en los contratos de compra y venta
de gas natural.
- Buscar que los participantes estén regulados, inspeccionados, vigilados y controlados
por las entidades competentes.
Así mismo, las plantas de generación de energía a base de gas, están sujetas a la posibilidad
de re-despachos en el sector eléctrico, lo cual implica re-nominaciones, tanto de suministro,
como de transporte de gas natural, durante el día de gas, lo cual puede generar posibles
compensaciones a causa de la dinámica diaria de los participantes del mercado, situación
que justifica aún más la necesidad de tener disponible la información de consumo de cada
nodo de distribución, por cada integrante de la cadena de suministro de gas natural.
1.2.2. Objeto de la Resolución
Regular aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del
reglamento de operación de Gas Natural.
Definir el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del
transporte del gas natural, utilizado efectivamente como combustible en las aplicaciones que
se realizan en los mercados primario y secundario.
1.2.3. Conceptos Claves a Tener en Cuenta de la Resolución
Boletín Electrónico Central: Es una herramienta que usa el gestor del mercado para
desplegar la información transaccional y operativa que haya sido recopilada, verificada y
publicada, conforme a los lineamientos de la Resolución 089 de 2013. Es también una
herramienta que permite a los participantes del mercado, intercambiar información para la
compra y venta de gas natural y de capacidad de transporte de gas natural, dotando también
Día D-1: Es el día oficial de la Republica de Colombia, que va desde las 00:00 horas, hasta
las 24:00 horas, durante el cual se efectúa el suministro y el transporte de gas.
Día de Gas: Es el día oficial de la República de Colombia, que va desde las 00:00 horas,
hasta las 24:00 horas, durante el cual se efectúa el suministro y el transporte de gas.
Responsable de la Nominación de Gas: Será el comprador primario cuando este no haya
cedido sus derechos contractuales; o el comprador cesionario cuando hay suscrito la sesión
de derechos de suministro de gas.
Spread: Diferencia entre el precio de venta y el precio de compra de las ofertas que realiza
un promotor de mercado.
Gestor del Mercado. Es el responsable de la prestación de los servicios de gestión de
mercado primario y del mercado secundario, en los términos establecidos en la Resolución.
Este organismo se encarga de garantizar:
- Centralización de información transaccional y operativa, recopilando, verificando,
publicando y conservando la información sobre el resultado de las negociaciones
entre:
o Mercado Primario y mercado Secundario.
o Comercializadores y usuarios no regulados.
Así como toda la información operativa del sector de gas natural.
- Gestión del mecanismo de subasta en el mercado primario de gas natural.
- Gestión de los mecanismos de comercialización del mercado secundario de gas
natural, de acuerdo a los procedimientos de los artículos 41 (Ofertas de compra y
venta), 44, 45 y 46 (modalidades de úselo o véndalo a corto y largo plazo, de acuerdo
a demanda) de la resolución 089 de 2013.
- Gestión del mecanismo de subasta previsto para los contratos con interrupciones en
De acuerdo a la información preliminar, Gases de Occidente S.A. E.S.P., hace parte del
mercado de gas natural, participando como comercializador del mercado secundario. Para
dar cumplimiento a esta resolución deben cumplirse los requerimientos de entrega de
información, de acuerdo al anexo 2 de esta resolución, como soporte a las transacciones de
2. Capítulo 2
Contexto y Planteamiento de Requerimientos de la Actualización
2.1.Contexto del Proyecto
Para dar cumplimiento a los requerimientos de información solicitados por la Resolución
089 de 2013, Gases de Occidente S.A. E.S.P., ha generado la necesidad de actualizar su
plataforma SCADA para:
- La inclusión de todos los nodos regulación y distribución que se encuentran en la
actualidad para su supervisión y monitoreo, con el fin de asegurar la integridad del
gasoducto.
- Recolección de los registros hora-hora, diarios y máximos y mínimos para la nominación
al gestor de mercado del día D-1. Esta información debe estar disponible para su entrega
a más tardar a las 8:00AM, los 7 días de la semana.
- La generación de un reporte consolidado, con la sumatoria del consumo generado por
todos los nodos de distribución, a partir de la variable del Volumen Corregido del Día
Anterior (Previous Day). Este reporte debe ser entregado a las 7:00AM, del día de
nominación.
- Como parte del ejercicio de subasta, compra y venta del bien energético, los usuarios no
regulados deben contar con la información del volumen corregido del transcurso del día,
por tanto, se requiere que la variable de Volumen Corregido Actual (Current Day), esté
disponible y actualizada cada hora para su respectiva consulta en la plataforma web que
se dispondrá para esta finalidad.
2.2.Panorama Actual del Sistema SCADA
2.2.1. Antecedente Histórico
El propósito del sistema SCADA de Gases de Occidente S.A. E.S.P. en sus inicios, fue la
actuales de 20 sitios de Cali conocidos como Estaciones Reguladoras de Medición (ERM),
40 sitios ubicados en la misma ciudad y algunos municipios del Valle del Cauca, conocidos
como Estaciones de Servicio (EDS). A través del software supervisorio se monitoreaba:
- Presión de entrada,
- Presión de salida,
- Presión de la estación,
- Protección catódica,
- Temperatura del fluido y
- Flujo
Esto se realiza con equipos MOSCAD de Motorola que se comunican al Centro de Control
por medio de radio en la banda VHF y estos datos eran concentrados en un MCPM (Equipo
para recibir las lecturas de los equipos remotos). El software supervisorio es llamado Intouch
versión 7.5 del fabricante Wonderware.
Por otro lado, se contaba con otro SCADA proporcionado por la empresa NIMOCOM
llamado Phanteon. Este es el encargado de recopilar los datos de los clientes industriales y
City Gates, cuyos correctores electrónicos son tipo Eagle. La comunicación se realiza vía
telefónica.
En una fase preliminar se realizó el reemplazo de los dos anteriores software supervisorios
(Intouch 7.5 y Phanteon), por la herramienta de software Wonderware System Platform. En
esta primera versión, el centro de control está configurado solo para una sección de las
estaciones que cuentan con equipo Motorola, debido su criticidad a nivel operativo en la red
del gasoducto.
Este centro de control estaba organizado de forma distribuida, tal como se presenta en la
Figura 2-1, compuesto por los siguientes elementos:
Compuesto por cinco CPUs 420 MOSCAD de Motorola y el Servidor OPC de Motorola. La
comunicación entre el OPC Server y los equipos MOSCAD se realiza a través de conexión
Estación de Ingeniería (AppServer IO Server)
Servidor encargado de desplegar y procesar todos los objetos de la aplicación del sistema en
general. Es en esta estación donde se administran los permisos, las alarmas, los eventos,
entre otros servicios. Además es el encargado de ejecutar cualquier proceso que sea
programado.
Historian - Galaxia Repository.
Servidor encargado de almacenar y gestionar toda la base de datos, tanto de los datos
almacenados del proceso (Historian), como de los objetos de la aplicación (Galaxia
Repository).
Nodos de Usuario
Estaciones encargadas de:
o Visualización del proceso.
o Ejecución de servicios de herramienta MOPC.
o Reportes Active Factory
System Platform Server Environment.
SCADA1
2 Threads 2GB RAM 16 GB DD Puertos USB
SOFTWARE INSTALADO Wonderware Application Server
- Microsoft Windows Server 2003 - Windows Office 2003. - Microsoft SQL Server 2005 - Wonderware Application Server (4500 I/O) - Galaxy Repository.
- Wonderware Historian Server (4500 Tag)
SCADA2
4 Threads 4 GB RAM 40 GB DD
SOFTWARE INSTALADO Wonderware Information Server
- Microsoft Windows Server 2003 - Wonderware Information Server Portal - Info Server Advanced Client Per Name Used (5 Users) v3.0.
System Platform Development and Client Environment.
SCADAXP03 1 Threads 1GB RAM 4 GB DD
SOFTWARE INSTALADO
Intouch For System Platforn / Wonderware Historian Client
- Microsoft Windows 7 Professional SP 1 - Windows Office 2010. - Wonderware Historian Client. - Intouch Viewer.
SCADAXP02 1 Threads 1 GB RAM 4 GB DD
SOFTWARE INSTALADO
ArchestrA IDE / Intouch Window Maker y Viewer.
- Microsoft Windows XP SP2 - Windows Office 2003. - Active Factory - Industrial Application Server IDE -Intouch 9.5 Maker and Viewer
Motorola OLE Process Control 3.00.08
Dominio Gases de Occidente
Archivos
Grupos de Usuarios
Seguridad
Red global
Front End Processors MOSCAD 420 Motorola
MOSCAD 420 1. MOSCAD 420 2. MOSCAD 420 3. MOSCAD 420 4. MOSCAD 420 5. Comunicación Radio. Comunicación Conmutada
2.3.Revisión Estructura Actual
Como se describió en la sección anterior, el centro de control está compuesto por dos
componentes, uno a nivel de hardware y el otro a nivel de software, que en conjunto,
permiten la adquisición, procesamiento y almacenamiento de la información suministrada
por las estaciones remotas (datos actuales y solicitud por demanda de los registros de
consumo o volumen corregido), tal como se observa en la Figura 2-1. A continuación se
presenta en detalle la estructura que hace parte del Centro de Control del sistema SCADA
actual de Gases de Occidente S.A. E.S.P.
2.3.1. Componente Hardware
MOSCAD FIU Serie 420
La MOSCAD FIU es una unidad intermediaria que conecta el centro de control con los
equipos MOSCAD remotos que se encuentran en la red del sistema SCADA. En efecto se
comporta como una puerta de enlace entre las dos partes de la red y se comunica con las
RTU usando el protocolo MDLC, propietario de Motorola, el cual se basa en las siete capas
del modelo OSI y es adaptado para las comunicaciones SCADA. Este protocolo provee un
soporte en la red y multiples canales lógicos por cada puerto físico, habilita simultáneamente
sesiones como:
- Centro de Control a RTU
- RTU a RTU
También permite a cada RTU ejecutar simultáneamente varias sesiones de comunicación,
tales como el intercambio de datos, monitoreo en línea y diagnóstico. Las comunicaciones
pueden ser a través de la radio, la telefonía fija y con otro canal MDLC (Motorola Solutions
Modulo CPU
En este módulo se concentra la mayor parte de las funcionalidades de la FIU. Tiene un
procesador Motorola 68302 CMOS de 16/32-bit, RAM, ROM y memoria flash, batería de
reserva de litio, reloj de tiempo real y sus respectivas interfaces de E/S y el manejo de la
comunicación de la RTU. Este módulo puede ser programado, utilizando la herramienta
Programming Tool-Box.
La serie de módulos CPU 400 utiliza memoria Flash a cambio de la memoria EPROM,
permitiendo un mayor almacenamiento para los archivos de código fuente comprimido.
Un chip de reloj en tiempo real se encuentra en el módulo de la CPU y ofrece años
(incluyendo el año bisiesto), mes, día, fecha, hora, minuto, segundo, y el apoyo milisegundos
a la aplicación. Los mensajes de diagnóstico o de error contienen el momento de la
ocurrencia; eventos de entrada pueden ser en tiempo marca; tareas de aplicaciones sensibles
al tiempo se pueden crear. Los relojes dentro de la RTU pueden ser sincronizados por una
descarga manual de la hora de la caja de herramientas, una descarga automática de la hora
desde el Administrador de SCADA, o por medio de un mensaje automático de otra RTU con
un receptor GPS.
Módulos de CPU múltiples
El estándar RTU contiene un único módulo CPU que controla todas las actividades en la
RTU. Para la actual implementación, se tienen disponibles 5 módulos, que en este caso
permiten manejar simultáneamente 4 canales de comunicación tipo Red Conmutada
(módems dial-up) y un canal de radiocomunicaciones en la banda VHF.
De acuerdo a esto, se facilita el establecimiento de una red de comunicación de datos hibrida
hacia las estaciones remotas y re-direccionar la información hacia la red ethernet de la
compañía para que sea entregada al servidor que realiza las tareas de gestión y
procesamiento.
Dadas las múltiples velocidades de señalización de datos, permite una mayor disponibilidad
de banda de la conexión se reduce, ya sea por su diseño o por las leyes del país del usuario
o se sacrifica la velocidad de datos para lograr un mayor alcance de las comunicaciones
(Motorola Solutions Inc., 2009).
2.3.2. Componente Software
Wonderware System Platform, es una plataforma escalable para requerimientos de
procesamiento de información y automatización industrial, relacionados con soluciones de
software SCADA, HMI de supervisión, Manufactura y Administración de Operaciones.
En el núcleo central de Wonderware System Platform, se encuentra el “modelo de la planta”,
que es la representación lógica de los procesos físicos que están siendo controlados o
supervisados, esto mediante la tecnología de objetos ArchestrA, los cuales permiten que la
configuración, el registro de datos, la entrega y el mantenimiento tanto de la información
histórica como de tiempo real sea más simple.
Adicionalmente se cuenta con un historizador de procesos de alto desempeño con
almacenamiento de historia de producción, compresión eficiente de los datos y
autoconfiguración de almacenamiento histórico que elimina la duplicidad de esfuerzos.
Las herramientas que hacen parte de esta plataforma, están distribuidas en varios equipos y
servidores, dada su filosofía de trabajo distribuido. A continuación se presentan las tareas
específicas que cada equipo desempeña:
Nodo SCADAXP02
Contiene las herramientas ArchestrA IDE e Intouch Window Maker y Viewer:
Archestra IDE (Entorno de Desarrollo Integral): Es una arquitectura de software de información y automatización diseñada para integrar y extender la vida de los sistemas
heredados, aprovechando las tecnologías de software y los estándares abiertos más
avanzados de la industria. Permite el diseño y desarrollo integrado para la configuración de
Intouch Window Maker y Viewer: A través de esta herramienta se realizan las funciones de visualización gráfica que permiten realizar la gestión de operaciones, control y optimización.
Su extensión Maker permite realizar la edición de gráficos, la definición de scripts para
extender y personalizar la aplicación, de acuerdo a las necesidades específicas de la planta y
el seguimiento de las alarmas generadas en la operación. La extensión viewer es la versión
ejecutable del maker, la cual no permite su edición en línea.
Nodo SCADAXP03
Contiene las herramientas Wonderware Historian Client e Intouch Window Viewer:
Wonderware Historian Client: Esta herramienta proporciona la presentación de datos y tendencias, permitiendo al operador la consulta rápida de la información que se ha
almacenado en el Historian, generando reportes de apoyo para la toma de decisiones en la
operación.
Intouch Window Viewer: Al igual que el servidor SCADAXP02, se cuenta con un nodo de visualización de respaldo, con el fin de garantizar la continuidad de la operación, en caso de
que el equipo 1 presente algún tipo de novedad que pueda interrumpir su funcionalidad.
Nodo SCADA 1
Servidor dedicado a Wonderware Application Server y Wonderware Historian Server.
Wonderware Application Server: Es el entorno central de la aplicación SCADA, en esta herramienta se realizan las tareas de gestión de todos los componentes que hacen parte del
proceso de adquisición, procesamiento, almacenamiento y consulta de las variables del
modelo de planta.
Wonderware Historian Server: Es un historiador de procesos de alto rendimiento, que permite almacenar grandes volúmenes de datos generados a partir de las instalaciones de la
planta de proceso. Esta herramienta es el complemento para Wonderware InTouch
permitiendo que los datos críticos del proceso sean capturados y estén disponibles para el
Nodo SCADA 2
Servidor dedicado a Wonderware Information Server:
Wonderware Information Server: Es una herramienta que permite la presentación de los datos de producción, a través de una solución web, de forma segura y sin intervención directa
en el proceso. Los usuarios que tienen acceso, tienen vistas personalizadas de la operación,
de acuerdo a su perfil.
Adicionalmente al software SCADA Wonderware, en el nodo SCADAXP2, se encuentra
instalada la herramienta M-OPC, la cual usa una arquitectura cliente / servidor estándar para
facilitar las comunicaciones entre los componentes de la red de centro de control y el FIU.
2.3.3. Esquema General Entrega de Información
Inicialmente este centro de control se había configurado para supervisión y monitoreo de las
variables actuales de 20 Estaciones Reguladoras de Medición (ERM) de Distrito, ubicadas
en el Distrito de Cali y 40 Estaciones de Servicio de Gas Vehicular ubicadas en diferentes
municipios del Valle del Cauca y norte del Cauca. Adicionalmente cuenta con la opción de
solicitar por demanda de los registros diarios y horarios (40 días) de la base de datos propia
de cada RTU, por parte del ingeniero de balance de gas.
Para la comunicación con las 60 estaciones remotas existen dos medios de comunicación, el
primero que es a través de comunicación conmutada mediante módems dial-up y el segundo
a través de un enlace de radiocomunicaciones en la banda VHF.
Dada su criticidad en la red del gasoducto, las remotas ERM-Cali, están configuradas con
los dos medios de comunicación, siendo el enlace de radiocomunicaciones el medio principal
y el de la red conmutada como el medio secundario, esto debido a que la disponibilidad del
segundo medio, depende directamente del operador del servicio.
Bajo estas condiciones, la actualización de las variables de medición en el centro de control,
- El polling o las preguntas periódicas desde el centro de control a cada una de las
remotas, el cual para cada una de las estaciones se encontraba en promedio cada 20
minutos, dado que el FIU está configurado para realizar las preguntas de forma
cíclica y teniendo en cuenta la disponibilidad del canal conmutado (para el caso de
las EDS).
- Reporte de la RTU mediante excepción, en el cual el remoto envía la actualización
de sus variables de medición, cuando una de estas presenta un cambio de estado (para
el caso de las señales digitales) o sobrepasa su rango de operación ya sea por encima
o por debajo de parámetros configurados (para el caso de las variables análogas).
Cada estación remota está configurada de tal forma, que permite la medición y corrección
volumétrica del bien energético. Esta medición genera un reporte consolidado del consumo
hora – hora, diarios y los valores máximos y mínimos de los parámetros de medición en
cada corte horario, de los últimos 40 días de medición, información que se almacena en una
base de datos de la aplicación de la RTU.
El ingeniero de balance de gas, puede solicitar por demanda esta información, mediante la
gestión remota de la RTU. Este procedimiento puede tardar entre 5 a 10 minutos,
dependiendo de la disponibilidad del canal y cuando es usado, está completamente dedicado
a esta actividad.
2.3.4. Limitaciones Plataforma vs. Nuevos Requerimientos
Estas dos actividades (actualización de variables actuales y solicitud de consolidado de
registros), era sostenible para la cantidad de estaciones remotas a las cuales fue configurado,
sin embargo, a medida que avanzó el crecimiento de la red de acero y por ende la
construcción de nuevas estaciones reguladoras que se debían integrar al sistema SCADA
- Al incrementar el número de sitios por supervisar, (de 60 a 102) el ciclo de polling
se ve afectado al pasar de un tiempo promedio de 20 minutos a tiempos que oscilan
entre los 30 y 40 minutos.
- Como se menciona anteriormente, la solicitud por demanda del consolidado de
registros horarios dura aproximadamente entre 5 a 10 minutos, esto significa que por
cada petición, uno de los canales dedicados no estaría disponible para la actividad de
ciclo de polling, lo que afecta aún más la actualización de los datos actuales y los
posibles retardos en las excepciones, generando inestabilidad en la integridad del
gasoducto.
- El incremento de las estaciones remotas, ha generado que a nivel de procesamiento
de datos entre la unidad FIU – MOPC – DAServer, se presenten perdidas de
información, debido a que las herramientas y los recursos de máquina no son
suficientes para el volumen de datos que se requieren historizar.
- La metodología de solicitud por demanda de los registros, pasa a ser obsoleta, dadas
las condiciones generadas por la CREG mediante la resolución 089 de 2013, no es
viable contar con la información de manera oportuna.
- La petición de registros, no puede realizarse de manera parcial o definida en un rango
de fechas requerido, actualmente esta petición trae el historial de los últimos 40 días,
de los cuales para cada día de nominación, solo serían importantes el día más
reciente, el resto de información ya fue solicitada previamente.
- No se está historizando las variables Previous Day y Current Day de las estaciones
remotas, estos parámetros se hacen necesarios para los reportes consolidados que
solicita la Resolución 089 de 2013.
De acuerdo a lo expuesto previamente, se hace necesario realizar una actualización de todo
el sistema SCADA (Centro de Control – Medios de Comunicación – Estaciones Remotas),
Tabla 2-1. Relación de aspectos a revisión y objetivos a alcanzar en la actualización.
Aspecto por Revisar Objetivo a Alcanzar
Tiempos de polling variables actuales. En este momento se encuentra en promedio entre 30 y 40 minutos.
Disminuir el tiempo de polling de 10 a 15 minutos.
Petición de Registros por demanda del usuario. Eliminar la petición por demanda y generar el envío
de registros de manera automática al centro de control.
Parámetros de medición sin historizar. Revisión e historización de parámetros de medición
requeridos para los reportes consolidados solicitados por la Resolución 089 de 2013.
Disponibilidad de registros horarios, diarios, máximos y mínimos para la nominación y subasta diaria del bien energético.
Cumplimiento de la hora de entrega de la información consolidada de todas las estaciones remotas. 8:00AM
3. Capítulo 3.
Estructura de Datos – Modelo Planta 3.1.Tipos de Estaciones
La red de distribución de Gas Natural de Gases de Occidente S.A. E.S.P., está conformada
básicamente por los siguientes tipos de estación:
- City Gate
- Estación Reguladora de Medición
- Estación Reguladora de Medición Remota o Gas Virtual
- Estación de Servicio GNV
- Cliente Industrial
- Válvula de Seccionamiento.
3.1.1. City Gate
Un City Gate es el punto de entrega del transporte de gas natural y el inicio de la red de
distribución, incluye equipos de filtrado y regulación de presión y medición. La función
principal de un City Gate es totalmente analógica a la de una subestación de transformación
eléctrica, es decir, de recibir un flujo de energía en alta tensión (o presión en el caso del gas
natural), reducir la tensión (o presión en el caso del gas), medir el flujo de energía y luego
dar inicio a la distribución.
El City Gate comprende un sistema de filtrado, regulación de presión y medición para recibir
el gas entregado por la empresa transportadora y así controlar su presión hasta niveles que
Figura 3-1 Esquema General Estación Tipo City Gate Fuente: (RAYCO Ltda., 2014)
El módulo de medición es de alta resolución, exactitud e integridad, que permite medir con
precisión los volúmenes recibidos. La información obtenida localmente es transmitida hasta
un control central, donde se consolidan todos los datos.
Cuenta con reguladores de presión, los cuales regulan desde un valor alto requerido para la
transmisión de gas hacia un valor más bajo necesario para el consumo. Estos reguladores de
presión son equipos mecánicos de alta confiabilidad y de relativa simplicidad mecánica y
por eso es casi improbable las fallas en su funcionamiento. Adicionalmente se cuenta con
reguladores idénticos en serie (uno de ellos conocido como monitor). El “monitor” está
abierto y dispuesto a entrar en funcionamiento, cuando detecte una subida anormal de la
presión, en un rango de más o menos del 5%.
Debido a la carencia de olor que presenta el gas natural y para facilitar su percepción en caso
de fugas, se inyecta un producto químico (conocido como Mercaptano) en el flujo del gas a
ser distribuido. Este compuesto se aplica en muy pequeñas concentraciones (partes por
millón), con la finalidad de darle al gas un olor característico fácilmente identificable al
olfato. Este método permite detectar una posible fuga mucho antes de que la concentración
Variables que intervienen
Para este tipo de estación, se pueden identificar las siguientes variables de medición, tanto
análogas como digitales:
Tabla 3-1 Variables Actuales Típicas de una estación tipo City Gate
Análogas Presión de Entrada
Presión Intermedia Presión de Medición Temperatura Flujo
Factor de Corrección Volumen Corregido Actual Volumen Corregido Acumulado
Digitales de Entrada Intrusión Cuarto de Control
Estado de Actuador
Falla de Suministro Eléctrico AC
Digitales de Salida Cierre de Actuador
Fuente: Elaboración Propia
3.1.2. Estaciones de Regulación y Medición
Las estaciones de regulación y medición (ERM), son sistemas dedicados a acondicionar y
medir el gas natural que se entrega a un determinado punto de consumo y tiene las siguientes
funciones:
a. Brindar protección a los equipos conectados aguas abajo de la ERM.
b. Acondicionar el gas natural que fluye por los equipos mediante filtros y separadores.
c. Garantizar una presión de suministro homogénea en todos los puntos de consumo.
d. Medir el flujo de gas natural.
e. Odorizar el gas natural para modificar sus propiedades físicas.
f. Contener el gas natural y garantizar su flujo hacia los puntos de consumo.
g. Aumentar la temperatura del gas natural para mantener la integridad de los equipos
Figura 3-2. Esquema General Estación Tipo ERM Fuente: (RAYCO Ltda., 2014)
Variables que intervienen
Para este tipo de estación, se pueden identificar las siguientes variables de mediciones tanto
análogas como digitales:
Tabla 3-2 Variables Actuales Típicas de una estación tipo Reguladora y Medición
Análogas Presión de Entrada
Presión de Medición Presión de Salida Temperatura Flujo
Factor de Corrección Volumen Corregido Actual
Volumen Corregido del día anterior Volumen Corregido Acumulado Protección Catódica
LEL – Atmósfera Explosiva
Digitales de Entrada Intrusión Gabinete de Control Local
Intrusión Estación Reguladora Estado de Actuador
Falla de Suministro Eléctrico AC
Digitales de Salida Cierre de Actuador
3.1.3. Estaciones de Gasoducto Virtual
En las estaciones de descompresión de gas natural para gasoducto virtual, se requiere una
serie de equipos y elementos para garantizar la seguridad de la operación y cumplir con las
funciones de toda ERM. Sus elementos son:
- Tubería y accesorios: Diámetro y SCH dependiendo de la presión de la línea y del volumen.
- Válvulas de corte: Elementos de manipulación y control del flujo de gas natural. - Filtro y separador: Elemento principal de limpieza para contener las partículas e
impurezas con que pueda llegar el gas natural.
- Sistema de calentamiento: Para contrarrestar el efecto Joule-Thomson en cada una de las etapas de regulación, en el cual el gas natural pierde temperatura debido al
cambio abrupto de presión, el sistema de calentamiento opera con gas natural tomado
de la ERM, el cual llega a un calderín para calentar el agua y generar un intercambio
de calor gas natural – agua caliente mediante un intercambiador de calor de coraza y
tubo.
- Regulador: Elemento que se encarga de reducir la presión en el gas natural manteniendo el caudal constante.
- Válvula de corte (Slam Shut Off): Sistema de corte automático por sobre-presión y sub-presión, el cual puede encontrarse incorporado al regulador o independiente
sobre la línea.
- Válvula de alivio: Esta válvula permite aliviar un volumen mínimo de gas natural,
cercano al 10%, para prevenir el disparo repentino de la válvula Slam Shut-Off. - Medidor: Instrumento de medición de volumen entregado a los usuarios para su
consumo.
- Instrumentación, accesorios y elementos de telemetría.
El mecanismo permite llevar el gas natural del punto A al punto B, mediante vehículos de
transporte en los cuales es almacenado el gas a alta presión (220 Bar o 3200 PSI
aproximadamente), manteniendo su estado gaseoso, utilizando los sistemas de compresión
Una vez el gas natural es almacenado en cilindros especialmente diseñados para soportar la
presión, puede ser llevado por las carreteras a puntos alejados hasta 200Km, donde será
distribuido en redes de polietileno o acero carbono una vez que pasa por estaciones de
regulación conocidas como estaciones de descompresión.
Figura 3-3. Esquema General Estación Gas Virtual Fuente: (RAYCO Ltda., 2014)
Variables que intervienen
Para este tipo de estación, se pueden identificar las siguientes variables de mediciones tanto
análogas como digitales:
Tabla 3-3. Variables Actuales Típicas de una estación tipo Gasoducto Virtual
Análogas Presión de Entrada
Presión de Medición - Salida Temperatura
Flujo
Factor de Corrección Volumen Corregido Actual
Volumen Corregido del día anterior Volumen Corregido Acumulado
Digitales de Entrada Intrusión Cuarto de Control
Estado de Actuador
Falla de Suministro Eléctrico AC
Digitales de Salida Cierre de Actuador
Este tipo de estación, dados los múltiples procesos que realiza, tiene una mayor cantidad de
variables análogas y digitales, pero para el alcance de este proyecto, solo se han identificado
las correspondientes a: la regulación, la vigilancia y la corrección volumétrica.
3.1.4. Estaciones de Servicio GNV y Clientes Industriales
Las estaciones de Servicio GNV y los Clientes Industriales, son sistemas dedicados a
acondicionar y medir el gas natural que se entrega a un determinado punto de consumo para
grandes consumidores de gas natural. Estas estaciones cumplen con las siguientes funciones:
a. Brindar protección a los equipos conectados aguas abajo de la ERM.
b. Acondicionar el gas natural que fluye por los equipos mediante filtros y separadores.
c. Garantizar una presión de suministro homogénea en todos los puntos de consumo.
d. Medir el flujo de gas natural.
e. Contener el gas natural y garantizar su flujo hacia el punto de consumo.
Su configuración y diseño mecánico e hidraúlico es similar a una estación reguladora de
medición o ERM.
Variables que intervienen
Para este tipo de estación, se pueden identificar las siguientes variables de mediciones tanto
análogas como digitales:
Tabla 3-4. Variables Actuales Típicas de una estación tipo GNV y CLientes Industriales
Análogas Presión de Medición
Temperatura Flujo
Factor de Corrección Volumen Corregido Actual
Volumen Corregido del día anterior Volumen Corregido Acumulado
Digitales de Entrada Falla de Suministro Eléctrico AC
Fuente: Elaboración Propia
3.1.5. Válvulas de Seccionamiento
Todas las líneas de transporte y redes de distribución a alta y media presión deben tener
válvulas espaciadas de tal forma, que en caso de emergencia se minimice el tiempo de cierre
de un tramo o sección de la línea. La separación de las válvulas está determinada por la
presión de operación, el tamaño de la red y las condiciones físicas locales.
Este tipo de válvulas de acuerdo a su diseño electro-neumático, permiten realizar cierre
remoto, pero su apertura debe realizarme manualmente.
Variables que intervienen
Para este tipo de estación, se pueden identificar las siguientes variables de mediciones tanto
análogas como digitales:
Tabla 3-5. Variables Actuales Típicas de una estación Valvula de Seccionamiento.
Análogas Presión de Entrada
Presión de Salida
Digitales de Entrada Intrusión Gabinete de Control Local
Intrusión Estación Reguladora Estado de Actuador
Digitales de Salida Cierre de Actuador
Fuente: Elaboración Propia
3.1.6. Modelo Generalizado de Estación Típica
Dado el crecimiento de la red de distribución y la inclusión de estaciones con variantes en
su diseño y funcionalidad, se hizo necesario realizar una identificación detallada de las
variables de medición, tanto las de tipo análogo como las digitales, esto con el fin de definir
una estructura estándar para la adquisición de los datos y su respectivo tratamiento, a nivel
de remota, medio de comunicación y centro de control.
Para el proceso de actualización del sistema SCADA de GDO, se ha dado como prioridad el
tratamiento de las variables y datos asociados a la nominación de gas natural. Las variables
de medición análogas que se han dado como prioridad han sido las que se presentan en el
siguiente cuadro comparativo:
Tabla 3-6. Relación de Variables Análogas Comunes para los diferentes tipos de estaciones.
Variable Análoga Tipo de Estación
City Gate ERM GV EDS y CI Válvula
1 Flujo X X X X N/A
2 Presión de Medición X X X X N/A
3 Temperatura de Medición X X X X N/A
4 Volumen Corregido Día Anterior X X X X N/A
5 Volumen Corregido Actual X X X X N/A
6 Factor de Corrección X X X X N/A
7 Volumen Corregido Acumulado X X X X N/A
8 Presión Entrada X X X N/A X
10 Protección Catódica X X N/A N/A N/A
11 Presión Salida X X X N/A X
12 Presión Intermedia X N/A N/A N/A N/A
Fuente: Elaboración Propia
En cuanto a las variables digitales, se incluirán las asociadas principalmente a la supervisión
de componentes de la estación reguladora y la vigilancia del sitio. De acuerdo a esto, se han
considerado las siguientes:
Tabla 3-7. Relación de Variables Digitales Comunes para los diferentes tipos de estaciones.
Variable Digital Tipo de Estación
City Gate ERM GV EDS y CI Válvula
1 Intrusión Estación Reguladora N/A X N/A N/A X
2 Intrusión Gabinete de Control Local X X X N/A X
3 Estado de Actuador X X N/A N/A X
4 Estado Válvula de Alivio N/A X N/A N/A N/A
5 Falla AC X X X X N/A
6 Inundación Estación N/A X N/A N/A N/A
Fuente: Elaboración Propia
Adicionalmente, ya que una buena parte de las estaciones reguladoras tienen un actuador en
su proceso, se debe tener en cuenta el elemento de control de cierre remoto, el cual se realiza
mediante accionamiento digital. Esta señal se considerará a nivel de remota como una salida
digital y a nivel de centro de control y comunicaciones como el envío de un comando de
control, debidamente encriptado.
Tabla 3-8. Relación de Variables Digitales para control de los diferentes tipos de estaciones.
Variable Digital de Salida Tipo de Estación
City Gate ERM GV EDS y CI Válvula
1 Accionamiento cierre actuador X X N/A N/A X
Fuente: Elaboración Propia
3.2.Medición Volumétrica
Bajo condiciones nominales de operación, el gas natural se encuentra en estado gaseoso a su
paso por las tuberías que lo transportan, es decir, que no tiene un volumen y forma definida,
salvo por el conducto que lo contiene, posee una masa constante, la cual se contrae o se
expande de acuerdo a las fuerzas que actúen sobre este y su comportamiento físico es
