Un sistema de control distribuido (DCS) se refiere a un sistema de control típicamente utilizado en un sistema de manufactura o proceso o en cualquier sistema dinámico, donde los elementos de control no están localizados en una ubicación central, sino que están distribuidos con cada componente y subsistema bajo el control de uno o más controladores. El sistema entero debe estar conectado en red para su comunicación y supervisión.
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Los sistemas de control distribuido son utilizados en aplicaciones de ingeniería industrial, eléctrica, de computación y civil para monitorear y controlar equipos distribuidos con o sin intervención humana remota.
Un DCS típicamente emplea computadoras (normalmente de diseño específico) como controladores y usa interconexiones y protocolos para comunicación. Los módulos de entrada y salida son componentes del DCS. El procesador (que es parte del controlador) recibe información de los módulos de entrada y envía datos a los módulos de salida. Los módulos de entrada reciben información de los instrumentos de recolección de información del proceso y los módulos de salida envían datos a los instrumentos en el campo. Los buses de comunicación conectan el procesador con lo módulos a través de multiplexores y demultiplexores. También conectan los controladores distribuidos con un controlador central y finalmente con las consolas de operación (HMI).
La arquitectura de un sistema implica la conexión directa a equipos físicos tales como interruptores, bombas y válvulas o a través de sistemas secundarios tales como los SCADAs. Una solución DCS tipicamente no requiere intervención de operarios, pero con la integración de DCS y SCADAs, pueden permitir operación manual a través de este último.
Los sistemas de control distribuido son sistemas dedicados usados para el control de proceso de manufactura continuos o por lotes tales como refinerías de petróleo, petroquímicas, generación de potencia, industria farmacéutica, alimentos y bebidas, producción de cemento, metales y papel. Los DCS están conectados a sensores y actuadores y usan puntos de referencia para control el flujo de material a través de la planta. El ejemplo más común de un lazo de control con punto de referencia consiste en un sensor de presión, un controlador y una válvula de control. Las presión o flujo es transmitida al controlador, normalmente con la ayuda de un dispositivo de entrada y salida que acondiciona la señal. Cuando la variable medida alcanza cierto valor, el controlador envía instrucciones a la válvula de control (o actuador) para que esta abra o cierre hasta que la variable controlada alcance el valor deseado.
Un DCS típico consiste en un conjunto de controladores distribuidos geográfica y/o funcionalmente capaces de ejecutar desde 1 hasta 256 o más lazos de control regulatorio. Los dispositivos de entrada y salida pueden ser parte integral del controlador o estar localizados remotamente y conectados a través de una red industrial. Los controladores modernos tienen capacidades computacionales extendidas que le permiten, en adición a
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controles proporcional, integral y derivativo, realizar control lógico y secuencial.
Los DCSs pueden emplear una o más estaciones de trabajo y pueden ser configurados en o fuera de línea. Las comunicaciones locales son manejadas a través de una red de comunicaciones con par cableado, coaxial o fibra óptica. Se pueden incluir servidores para añadir capacidades adicionales de recolección de información y reporte.
Historia
El DS fue introducido en 1975. Honeywell y Yokogawa introdujeron independientemente sus DCSs casi al mismo tiempo (TDC 2000 y CENTUM, respectivamente). La empresa Bristol presentó su controlador universal UCS 3000 en 1975 y Bailey Controls (ahora parte de ABB) introdujo su sistema Network 90 en 1980.
El advenimiento del DCS fue posible gracias a la creciente disponibilidad de microcomputadores y a la proliferación de microprocesadores en el mundo del control de procesos. Las computadoras ya habían sido utilizadas en la automatización de procesos en la forma de controladores de punto de referencia (setpoint) donde los computadores de proceso supervisaban controladores analógicos. La proliferación de microprocesadores permitió que los suplidores adoptaran este dispositivo como próximo paso para la aplicación de minicomputadores en rol supervisorio, controlando varios controladores de lazo digital. Una estación de trabajo con pantalla, proporcionaba visibilidad al proceso utilizando texto y caracteres gráficos. Un aspecto estrechamente relacionado con los DCS fue la inclusión de bloques de función, que fueron introducidos inicialmente por la empresa Foxboro. Los bloques de función eran “bloques” de código autocontenido que emulaban dispositivos de control analógicos y realizaban tareas esenciales para el control del proceso, tales como la ejecución de algoritmos PID. Los bloques de función son aún la forma predominante para la configuración de los DCS y están soportados por tecnologías claves tales como Foundation Fieldbus.
La comunicación digital entre controladores y computadores supervisoras fue una de las ventajas primordiales de los DCS, por lo que se le prestó importancia primordial a las redes de comunicación que interconectaban estos componentes; de tal atención surgieron los conceptos de determinismo y redundancia. Como resultado, muchos fabricantes adoptaron al estándar para redes IEEE 802.4.
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Scada
La palabra SCADA viene de Supervisory Control and Data Adquisition. El término se refiere a un sistema distribuido de larga- escala, para medición y control. Los sistemas SCADA son empleados para monitorear o controlar procesos tales como el sistema de suministro de agua del municipio, la generación de electricidad, la transmisión y distribución de gas y petróleo en tuberías y otros procesos distribuidos.
Concepto
Un sistema SCADA incluye dispositivos de entrada y salida, controladores, interfaces hombre-máquina (HMI), redes de comunicación, bases de datos y aplicaciones. El término SCADA típicamente se refiere a un sistema central que monitorea y controla una instalación completa o un sistema ubicado en un área geográfica grande. El grueso del control es ejecutado automáticamente a través de unidades terminales remotas (RTU) o de controladores lógicos programables (PLC). Las funciones de control a nivel central están normalmente restringidas a acciones básicas a nivel de supervisor. Por ejemplo, un PLC puede controlar el flujo de agua de enfriamiento utilizada en un determinado proceso, pero el SCADA puede permitir que un operador cambie el punto de referencia del flujo y emitirá alarmas relacionadas con condiciones tales como la pérdida de flujo o la presencia de altas temperaturas. La señal de retroalimentación del lazo cerrado va al RTU o al PLC; el sistema SCADA monitorea el rendimiento general del lazo.
La adquisición de los datos se inicia en la RTU o en el PLC e incluye la lectura del estatus de los diferentes equipos que se comunicarán con el SCADA según sea necesario. La información es entonces compilada y formateada de tal manera que el operador del cuarto de control, utilizando un HMI, pueda tomar las decisiones apropiadas para ajustar los puntos de referencia. La información puede ser también recopilada por un historiador para permitir un análisis de tendencias.
Los sistemas SCADA son normalmente implementados en torno a una base de datos distribuida, típicamente llamada base de datos de variables (tag database)., que contiene elementos llamados variables (tags) o puntos. Un punto representa un valor de entrada o salida monitoreado o controlado por el sistema. Los puntos pueden ser duros (hard) o blandos (soft). Un punto duro, significa una entrada o salida física conectada al sistema, mientras que
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uno suave, se refiere al resultado de operaciones lógicas o matemáticas aplicadas a otros puntos duros o suaves. La mayoría de las implementaciones eliminan la diferenciación identificando todos los puntos como suaves, donde algunos de ellos hacen referencia a un punto duro. Los valores de los puntos normalmente son almacenados junto con la información que permite identificar la fecha y hora en que fueron recopilados o generados (timestamp). Una serie de valores de puntos reflejan la historia de dicho punto. Es también común almacenar otro tipo de información tal como la ruta hasta el dispositivo de campo que la genera o recibe, comentarios e información de alarma.
Interfase Hombre-Máquina (HMI)
El interfase hombre máquina (HMI) es un aparato que presenta la información del proceso a un operador humano, a través del cual dicho operador controla el proceso.
La industria de los HMI nació como una necesidad de estandarización de la manera de monitorear y controlar múltiples controladores remotos, PLC y otros dispositivos de control. Los PLCs que proporcionan el control de un proceso, están típicamente distribuidos a lo largo de una planta, dificultando la recolección manual de información. Históricamente, los PLCs no han tenido una manera estandarizada de presentar información a un operador. Los sistemas SCADA recopilan información de los PLCs y otros controladores a través de una red, la combinan y la formatean apropiadamente. Un HMI puede estar también ligado a una base de datos, para proporcionar tendencias, información de diagnóstico e información gerencial tales como procedimientos de mantenimiento, información de logística, esquemáticos detallados de un sensor o máquina y sistemas expertos de diagnóstico de fallas. Desde 1988, la mayoría de los fabricantes de PLC han ofrecidos sistemas integrados HMI/SCADA., muchos de ellos utilizando protocolos no propietarios. También se han presentado muchos sistemas HMI fabricados por terceros, proporcionando compatibilidad con los más populares PLC. Los SCADA son populares debido a su compatibilidad y confiabilidad. Pueden ser usados desde pequeñas aplicaciones tales como controlar la temperatura de una habitación hasta plantas nucleares.
Componentes de un sistema SCADA
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Unidades terminales remotas (RTU)
Controladores
Estaciones maestras y computadoras HMI
Infraestructura de comunicación
Unidad Terminal Remota
Una RTU se conecta a un dispositivo físico y lee su estado (abierto o cerrado para un interruptor o válvula, valor tal como presión, flujo, voltaje o corriente). Una RTU puede controlar un equipo abriendo o cerrando (válvula) o estableciendo su velocidad (bomba). Una RTU puede leer estados digitales o valores análogos así como enviar comandos digitales y puntos de referencia analógicos.
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Referencias
Bibliográficas
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Department of Energy (1999). Fundamentals Handbook – Instrumentation and Control. Department of Energy
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