1.4. Clasificarea sistemelor automate 11 1.5. Traductoare 12 1.6. Amplificatoare 15 1.7. Regulatoare 17 1.8. Elemente de execuție 20 1.9. Termeni… [303163]

CUPRINS

1. INTRODUCERE 5

1.1. Generalități 5

1.2. Noțiunea de sistem 6

1.2.1. Sisteme deschise 7

1.2.2. Sisteme închise 8

1.3. Sisteme automate 8

1.4. Clasificarea sistemelor automate 11

1.5. Traductoare 12

1.6. Amplificatoare 15

1.7. Regulatoare 17

1.8. Elemente de execuție 20

1.9. Termeni utilizați în domeniul automatizărilor 22

2. CONSIDERAȚII GENERALE DESPRE SISTEMELE SCADA 37

2.1. Definirea și componentele sistemelor SCADA 37

2.2. Automate programabile (PLC) 38

2.3. Unități terminale comandate la distanță (RTU) 40

2.4. Infrastructura de comunicație 42

2.5. Centrul de comandă și control (stația Master) 44

3. DESCRIEREA SISTEMELOR SCADA ÎN DOMENIUL ENERGETIC 46

3.1. Generalități 46

3.1.1. Necesitatea și oportunitatea monitorizării echipamentelor 46

3.1.2. Integrarea funcțiilor de control și protecție în sistemul de monitorizare 46

3.2. [anonimizat] 48

3.2.1. Funcțiile sistemelor SCADA 48

3.2.2. Arhitectura sistemelor SCADA 50

3.3. Categorii de semnale din procesul tehnologic 52

3.4. Achiziția semnalelor și elaborarea comenzilor 52

3.4.1. Intrări numerice 52

3.4.2. Intrări analogice 54

3.4.3. Comenzi pentru procesul tehnologic 55

3.5. Funcțiuni locale 56

3.6. Sincronizarea echipamentelor 57

3.7. Examinarea și prelucrarea datelor 57

3.8. [anonimizat], control și protecție 60

3.8.1. Sisteme coordonate de control și protecție 61

3.8.2. Sisteme integrate de control și protecție 62

3.8.3. Echipamente multifuncționale de control și protecție 63

3.9. Funcțiuni SCADA/ DMS necesare controlului operativ la nivel de Dispecerat Energetic de Distribuție 65

3.9.1. Funcțiuni SCADA 65

3.9.2. Funcțiuni DMS 70

3.10. Funcțiile personalului operativ 70

4. AUTOMATIZAREA ȘI INTEGRAREA ÎN SISTEMUL SCADA A [anonimizat] 71

4.1. [anonimizat] (SRM) 71

4.2. [anonimizat] 75

4.3. Zonarea ariilor periculoase 96

4.3.1. Termeni specifici activității de zonare 96

4.3.2. Clasificarea ariilor periculoase 102

4.3.3. Surse de degajare 103

4.3.4. [anonimizat] 104

4.4. Specificații generale privitoare la instalația de automatizare și teletransmisie a SRM – urilor 105

4.5. Configurarea unității de telemetrie 111

4.6. Componentele instalației de automatizare și teletransmisie 118

4.6.1. Tabloul electric general 118

4.6.2. Tabloul de automatizare 119

4.6.3. Sistemul de siguranță și protecție 129

4.7. Descrierea tehnică a echipamentelor instalației de automatizare 133

4.8. Parametrii aparaturii electrice folosite la instalația de automatizare 167

4.9. Scheme de conexiuni aferente instalației de automatizare 184

5. MENTENANȚA INSTALAȚIILOR DE AUTOMATIZARE 210

5.1. Defecte frecvente ale instalației de automatizare 210

5.2. Verificări și programe de inspecție periodice 211

BIBLIOGRAFIE 219

INTRODUCERE

Generalități

Conform Dicționarului Explicativ al Limbii Române, a automatiza înseamnă „a modifica un aparat sau un dispozitiv component al acestuia pentru a funcționa automat”. Spunem că un aparat este automat atunci când acesta realizează o [anonimizat], [anonimizat] a omului.

Automatica este o disciplină aferentă domeniul tehnic care îmbină armonios noțiunile ingineriei mecanice cu cele ale ingineriei electrice, în scopul obținerii metodelor și mijloacelor ce conduc la automatizarea echipamentelor și instalațiilor pentru funcționarea independentă a acestora, fără participarea factorului uman.

Bineînțeles că inițierea și dezvoltarea conceptului de automatizare nu ar fi fost posibilă fără inventarea calculatoarelor electronice precum ENIAC (Electronic Numerical Integrator And Computer). Acest prim calculator modern a fost gândit și construit de John Mauchly și Presper Eckert, de la Universitatea Pennsylvania, finalizarea computerului având loc în anul 1946. ENIAC era un computer modular și dispunea de o viteză de calcul foarte ridicată pentru acele vremuri, însă avea niște dimensiuni de-a dreptul uriașe: avea o masă de aproximativ 30 tone, ocupa o suprafață de aproximativ 65 m2 și consuma aproape 150 kW; la aceste mărimi colosale se adăugau „organele” calculatorului – 70.000 de rezistoare, 17.500 de tuburi electronice, 10.000 de condensatoare, 7.000 diode cu cristal, 1.500 relee, etc.

Inventarea tranzistorului în anul 1947 în cadrul Laboratoarelor Bell din New Jersey, SUA, a provocat impunerea electronicii în societatea de atunci ca domeniu fundamental necesar pentru dezvoltarea și îmbunătățirea vieții omului, tranzistorul fiind considerat una dintre cele mai importante invenții ale societății moderne, deoarece a permis construirea unor echipamente electronice cu dimensiuni reduse și cu un preț de achiziție mai mic, cum ar fi: televizoare, telefoane mobile, aparate de radio, calculatoare de buzunar, computere, etc.

Punctul culminant al evoluției calculatoarelor a fost atins în anul 1958, când omul de știință american Jack Kilby a inventat circuitul integrat. De aici și până la construirea microprocesoarelor moderne nu a mai fost decât un pas, iar acestea au inițiat oportunitatea implementării automatizării în procesele de producție.

Implementarea automatizării în procesele tehnologice a pornit de la nevoia crescândă și permanentă a omului de a dispune de un grad ridicat de confort, siguranță și tehnologie. De exemplu, automatizarea unor activități repetitive și monotone pentru factorul uman, a condus la scăderea considerabilă a accidentelor la locul de muncă, precum și a numărului produselor realizate necorespunzător.

De asemenea, automatizările au oferit posibilități pentru factorul uman de renunțare la activitățile desfășurate în medii cu condiții ostile, cum ar fi: medii cu pericol de explozie, cu zgomote foarte mari, cu temperaturi ridicate sau scăzute, substanțe toxice prezente în atmosfera încăperilor, materiale iritante pentru căile respiratorii, etc. Acești factori aveau un impact deosebit de nociv asupra sănătății fizice și mentale a omului.

La beneficiile obținute ca urmare a implementării automatizării, enumerate mai sus, se pot adăuga: creșterea productivității, obținerea unor produse de calitate înaltă, creșterea eficienței energetice, economisirea materialelor, creșterea siguranței în funcționare a instalațiilor, etc.

Varietatea echipamentelor folosite în automatizările proceselor industriale este foarte mare. Printre echipamentele utilizate amintim: senzori de temperatură, traductoare de presiune, traductoare de presiune diferențială, traductoare de nivel, debitmetre electromagnetice, debitmetre masice, debitmetre ultrasonice, debitmetre Vortex, rotametre, motoare pentru acționările electrice, dispozitive pentru transmiterea informației, dispozitive de control, etc.

Contrar ideologiei curente, automatizarea nu elimină factorul uman din complexul proces de producție, ci creează locuri noi de muncă. În aceste condiții, factorul uman preia sarcini de supraveghere, control și verificare a proceselor tehnologice, de aprovizionare cu materiale, de transport a produselor finite, de mentenanță a sistemului de control, etc.

Având în vedere cele amintite anterior, nu este de mirare că automatizarea este omniprezentă în toate ramurile și subramurile industrei, precum și în viața omului de zi cu zi. Astăzi regăsim automatizarea implementată atât în cadrul proceselor industriale și a sistemelor de securitate, cât și la aparatele de uz casnic. [2, pag 5-8]

Noțiunea de sistem

Sistemul reprezintă o grupare de elemente care sunt aranjate și interconectate funcțional în mod facil. El deține conexiuni cu mediul exterior doar prin mărimile cauză și mărimile efect.

Dacă notăm cu u1, u2, …, un mărimile cauză (variabile de intrare), și cu y1, y2, …, ym mărimile efect (variabile de ieșire), schema simplificată a unui sistem S are o alură precum cea din fig. 1.1.

Fig. 1.1. Schema simplificată aferentă unui sistem

Noțiunea de sistem se poate defini prin prisma mai multor criterii.

1. Criteriul informațional. Conform acestui criteriu, un sistem S este un model fizic ce poate fi realizat și care exprimă dependența variabilei de ieșire y de variabila de intrare u. Altfel spus, există o relație de cauzalitate u → y și nu există cauzalitatea y → u. Criteriul informațional permite realizarea unui sistem, dar este incert dacă acesta reflectă realitatea.

2. Criteriul structural. Acest criteriu definește sistemul S drept un model fizic, ce poate fi realizat, al unui ansamblu de elemente care funcționează după legi bine definite. Având în vedere complexitatea sistemului și numărul mare de legi asociate fiecărui element fizic, este dificil de cunoscut întreaga structură a acestuia.

3. Criteriul structural – funcțional. În această situație, sistemul S se definește ca fiind modelul fizic realizabil ce reflectă dependența variabilei de ieșire y de variabila de intrare u, cu condiția ca structura sistemului S să fie cunoscută parțial și suficient pentru demonstrarea relației de cauzalitate.

Caracteristica dinamică a unui sistem S este dată de variabila independentă timp (t). Astfel, un sistem dinamic poate fi definit utilizând criteriul structural – funcțional de mai sus.

Dacă se dezvoltă criteriul structural al sistemelor, se pot obține definițiile sistemelor deschise și închise. [5]

Sisteme deschise

Un sistem deschis este structurat în mod asemănător sistemului ilustrat în fig. 1.2, având în componența sa următoarele elemente:

mărimea de intrare (u);

mărimea de comandă (m);

mărimea de ieșire (y);

mărimile perturbatoare (p1 și p2);

echipamentul tehnologic (S1) cu relația de cauzalitate m → y;

dispozitivul de automatizare (S2) cu relația de cauzalitate u → m.

Cele două sisteme sunt interconectate astfel încât sistemul conducător S2 asigură comanda necesară pentru controlul evoluției sistemului condus S1.

Sistemele S1 și S2 comunică unul cu celălalt, fiind interconectate; dispozitivul de automatizare S2, numit și sistem conducător, trimite către echipamentul tehnologic S1, numit și sistem condus, comanda m care asigură controlul evoluției sistemului S1.

Fig. 1.2. Schema bloc aferentă unui sistem deschis

Relația de cauzalitate globală a sistemului (S1 + S2) are următoarea formă:

Variații ale mărimii de intrare u conduc la modificarea valorilor mărimii de ieșire y fără intervenția directă a factorului uman. De asemenea se observă în fig. 1.2 că asupra sistemului S1 acționează pe lângă mărimea de comandă m și mărimile perturbatoare p1 și p2, motiv pentru care sistemele deschise prezintă o precizie scăzută la îndeplinirea relației de cauzalitate u → y.

Pentru a se obține o sensibilitate scăzută a sistemelor la acțiunea perturbațiilor din mediul exterior, în practică se folosește structura închisă a sistemelor. [5]

Sisteme închise

Componența unui astfel de sistem este relevată în fig. 1.3. În această situație, la elementele componente ale sistemelor deschise, enumerate anterior, se adaugă sistemul de monitorizare S3, care transmite către sistemul conducător S2 informații referitoare la modul de variație a mărimii de ieșire y, realizându-se astfel compensarea efectelor mărimilor perturbatoare asupra sistemului condus S1.

Fig. 1.3. Schema bloc aferentă unui sistem închis

Luând în considerare cele amintite anterior, sistemele închise au în componența lor două căi de transmitere a informațiilor:

calea directă, de la intrare către ieșire (prin sistemele S2 și S1);

calea de reacție (indirectă), de la ieșire către intrare, prin sistemul S3.

Sistemul de monitorizare S3 elaborează mărimea de reacție r, în funcție de mărimea de ieșire y, iar sistemul conducător S2 creează mărimea de comandă m ținând cont de mărimea de intrare u și mărimea de reacție r, care deține informații cu privire la variația mărimii de ieșire. [5]

Sisteme automate

Sistemul automat (sistemul de reglare automată – SRA) este un caz particular de sistem, pentru care relația de cauzalitate u → y se realizează în mod automat, fără intervenția factorului uman. Structura închisă a unui astfel de sistem, pentru care comparația între mărimi se face liniar (prin diferență), este reprezentată în fig. 1.4. [5]

Fig. 1.4. Structura închisă aferentă unui sistem automat

Sistemul conducător S2 sau instalația de automatizare, are în componența sa mai multe subsisteme (S21, S22, S23 și S24) care să genereze mărimea de execuție m, în concordanță cu mărimea prescrisă q și mărimea de ieșire y.

Sistemul elementar S22 realizează compararea valorilor mărimii de referință i, valori dorite pentru mărimea de ieșire y, cu valorile efectiv obținute pentru aceasta.

Mărimea ε reprezintă abaterea (eroarea) dintre valorile dorite și valorile obținute pentru mărimea de ieșire y. Abaterea ε este calculată de sistemului S22, prin efectuarea diferenței dintre mărimea de referință i și mărimea de ieșire y, și prelucrată apoi de sistemul S23 care elaborează mărimea de comandă u.

Implementarea comenzii u în cadrul procesului tehnologic se realizează prin intermediul sistemului de execuție S24. Acesta elaborează mărimea de execuție m, care este asociată în general cu un flux energetic, și care acționează asupra echipamentului condus S1.

În general reacția sistemelor automate cu structură închisă este negativă, asigurând filtrarea perturbațiilor, precizie ridicată, atenuarea efectelor neliniarităților, etc.

Schema funcțională a unui sistem automat închis este prezentată în fig. 1.5.

Fig. 1.5. Schema bloc aferentă unui sistem automat închis

Elementele componente ale unui sistem automat închis sunt următoarele: [5]

P – procesul tehnologic (instalația automatizată);

Ti și Tr – traductorul de intrare și cel de de reacție. Acestea convertesc o mărime de o anumită natură fizică într-o mărime de altă natură fizică. În unele situații, este posibil ca unul dintre traductoare, sau chiar amândouă, să lipsească. Traductorul de intrare Ti recepționează mărimea prescrisă q, care codifică valoarea dorită pentru mărimea de ieșire y, și elaborează mărimea de intrare i, iar traductorul de reacție Tr recepționează mărimea de ieșire y și elaborează mărimea de reacție r;

EC – elementul de comparație, care calculează prin diferență mărimea de eroare (abaterea sau mărimea de acționare):

RA – regulatorul automat, care elaborează mărimea de comandă u prelucrând eroarea ε folosind o anumită lege de reglare. Mărimile reglate pot fi de exemplu: presiunea, temperatura, frecvența, turația, tensiunea și puterea electrică, debitul, nivelul dintr-un rezervor, etc. Pe scurt regulatorul automat este dispozitivul tehnic ce înlocuiește funcțiile operatorului uman într-un proces de reglare manuală;

EE – elementul de execuție, care recepționează mărimea de comandă u și elaborează mărimea de execuție m, care acționează asupra procesului, modificând valorile mărimii de ieșire y.

Schema funcțională a unui sistem automat (SA) se poate simplifica dacă elementul de execuție, traductorul de ieșire și procesul tehnologic vor fi grupate într-un singur element numit parte fixată a sistemului și notat cu F (fig. 1.6).

Fig. 1.6. Schema bloc simplificată aferentă unui sistem automat închis

Schema de mai sus evidențiază faptul că mărimile măsurate sunt transmise direct la intrarea sistemului de interpretare decizională (EC + RA).

Sistemele automate închise prezentate mai sus se numesc sisteme de reglare după eroare.

Dacă se cunoaște și se măsoară mărimea perturbatoare p (cum este consumul, în cazul unor instalații), ce acționează asupra procesului, se poate utiliza un sistem automat cu reglare combinată (fig. 1.7). [5]

Fig. 1.7. Schema bloc simplificată aferentă unui sistem automat cu reglare combinată

În cazul unui sistem automat cu reglare combinată, reglarea se face după eroare, cu compensarea mărimii perturbatoare. Pentru compensarea mărimii perturbatoare p, partea fixată F a fost împărțită în două părți:

F1 care nu este influențată de perturbații;

F2 care este influențată de perturbații.

Mărimea perturbatoare p se măsoară cu ajutorul traductorului Tp, denumit traductor de perturbație, iar cu un regulator RP, denumit regulator de perturbație, se generează o mărime up care însumată algebric cu mărimea de comandă uε generează mărimea de comandă: [5]

Această mărime de comandă este recepționată și prelucrată de sistemul F1, după care se generează o mărime formată din două componente: una datorată lui uε, care este transmisă la ieșirea sistemului, și una provenită de la up, care are rolul de a compensa mărimea perturbatoare.

Clasificarea sistemelor automate

Clasificarea sistemelor automate se poate face după mai multe criterii, dintre care cele mai reprezentative sunt trecute în revistă.

După funcția de automatizare realizată de dispozitivul de automatizare, distingem:

sisteme de comandă automate – generează o lege a mărimilor de ieșire y fără a verifica dacă s-au efectuat efectiv variațiile dorite;

sisteme de control automat – primesc informații cu privire la starea instalației automatizate și pot realiza următoarele funcții: măsurarea parametrilor din instalație, înregistrarea și contorizarea acestora, semnalizarea abaterilor de la regimul normal de funcționare, efectuarea periodică a unor bilanțuri de masă și energie, etc. Deci, aceste sisteme realizează controlul stării instalației automatizate, fără a acționa asupra acesteia;

sisteme de reglare automată – acestea îndeplinesc simultan funcțiile de comandă și de control și sunt cele mai importante;

sisteme de protecție automată – acestea au o structură asemătoare cu cea a sistemelor de reglare automată, însă dispozitivul de automatizare este un dispozitiv de protecție care recepționează mărimile de interes din procesul tehnologic și acționează asupra instalației automatizate când valorile admisibile au fost depășite, oprind parțial sau total funcționarea instalației;

sisteme de optimizare automată – aceste sisteme acționează asupra instalației automatizate astfel încât să fie maximizat un indicator de performanță privind desfășurarea procesului din instalație (randament, consum specific, etc). În componența acestor sisteme intră echipamente complexe precum calculatoarele de proces. [1, pag. 3-4]

După natura echipamentelor ce intră în componența sistemelor de automatizare, putem avea următoarele tipuri de echipamente:

electronice;

pneumatice;

hidraulice;

mixte (electro-pneumatice, electro-hidraulice, etc).

După construcția dispozitivului de automatizare și tipul de semnale utilizate, distingem:

sisteme automate cu echipamente unificate;

sisteme automate cu echipamente specializate.

După modul de variație a mărimilor din sistemul automat, distingem:

sisteme automate continue;

sisteme automate discrete.

După numărul de parametri reglați, distingem:

sisteme automate monovariabile (posedă un regulator pentru fiecare mărime u);

sisteme automate multivariabile (posedă un singur regulator global). [5]

Traductoare

„Traductoarele sunt elemente componente ale sistemelor de reglare automată având funcția de convertire a unei mărimi fizice (în general mărime neelectrică, de exemplu: presiune, temperatură, debit, etc) într-o mărime de altă natură fizică (în general de natură electrică), proporțională cu mărimea originală măsurată.

Orice traductor cuprinde în componența sa următoarele elemente (fig. 1.8):

elementul sensibil (ES);

elementul adaptor (AD).

Fig. 1.8. Structura generală aferentă unui traductor

Mărimea de intrare a traductorului (xi) este o mărime neelectrică și este convertită de către elementul sensibil (ES) într-o mărime intermediară (x0), ce constă într-o deplasare liniară, o rotație, etc, care este transmisă mai departe către elementul adaptor (AD). Adaptorul recepționează mărimea intermediară și o convertește în mărimea de ieșire (xe), care este în general de natură electrică (de exemplu: curent electric, tensiune electrică, rezistență electrică, inductanță, etc).

Pentru îndeplinirea procesului de conversie a semnalelor, în general elementul adaptor include și o sursă de energie (SE), care este necesară pentru transformarea mărimii intermediare x0 în mărimea dorită la ieșirea din traductor.” [2, pag. 37-38]

După principiul de funcționare, traductoarele se împart în trei mari categorii: [1, pag. 8-9]

traductoare mecanice:

traductoare statice:

traductoare piezometrice (măsoară nivelul unui lichid în funcție de valoarea presiunii);

traductoare termo-manometrice (măsoară temperatura în funcție de variația presiunii unei substanțe pe care o conțin);

traductoare dinamo-manometrice (măsoară greutăți în funcție de variația presiunii exercitate asupra unui element elastic din componența traductorului);

traductoare dinamice:

traductoare cu cădere de presiune variabilă (măsoară viteza gazelor, aburului sau lichidelor);

traductoare cu nivel variabil (măsoară debitul de lichid ce trece printr-un orificiu realizat în peretele sau fundul unui rezervor);

traductoare cu scurgere (măsoară densitatea sau vâscozitatea unor lichide ce trec prin orificii mici);

traductoare centrifuge (măsoară viteza de rotație aferentă unui arbore sau densitatea fluidelor);

traductoare fizico-chimice:

traductoare de absorbție (se folosesc la determinarea compoziției gazelor);

traductoare de ardere (se folosesc la analizoare de gaze sau la calorimetre);

traductoare higrotermice (măsoară umiditatea gazelor);

traductoare cu absorbție de radiații (măsoară concentrația unei substanțe);

traductoare de polarizare (măsoară concentrația substanțelor dintr-o soluție);

traductoare radioactive;

traductoare electrice (cele mai utilizate):

traductoare cu impulsuri (se bazează pe calitățile impulsurilor de curent);

traductoare rezistive sau de impedanță (sunt conductoare a căror rezistență variază în funcție de temperatură);

traductoare cu tensiune electromotoare (termoelectrice);

traductoare de curent;

traductoare optico-electrice (măsoară temperatura unui corp încălzit);

traductoare electro-ionice;

traductoare piezorezistive (măsoară forțe mecanice);

traductoare electrolitice de concentrație (măsoară concentrația electroliților);

traductoare cu fotorezistență sau celule fotoelectrice (măsoară intensitatea fluxului luminos pe baza efectului fotoelectric);

traductoare magneto-elastice (se bazează pe deformația elastică a unui element feromagnetic);

traductoare capacitive (se bazează pe variația capacității unui condensator);

traductoare cu ionizare (se bazează pe proprietatea de ionizare a gazelor);

traductoare termoelectrice (termocupluri);

traductoare piezoelectrice (se bazează pe deformația elastică a unui cristal ce posedă proprietăți piezoelectrice);

traductoare galvanice (au la bază elemente galvanice);

traductoare fotoelectrice;

traductoare de inducție;

traductoare cu contacte electrice.

Traductoarele prezintă următoarele caracteristici funcționale: [2, pag. 39-40]

natura fizică a mărimilor de intrare/ ieșire (poate fi electrică – curent electric, tensiune electrică, rezistență electrică, etc; sau neelectrică – presiune, temperatură, viteză, accelerație, debit, nivel, etc);

puterea consumată (consumul aferent unui traductor este în general foarte redus, de ordinul 10-3 W; având în vedere acest aspect, rezultă că puterea transmisă către elementul următor nu este suficientă pentru a produce o acționare, și de aceea se montează după traductor un amplificator);

caracteristica statică (este reprezentată grafic de funcția xe = f(xi) și descrie dependența dintre mărimile de ieșire și cele de intrare specifice traductorului (fig. 1.9); funcția poate avea o variație liniară sau neliniară, continuă sau discontinuă);

domeniul de măsurare (este delimitat de pragurile de sensibilitate superioare, ximax și xemax, și de cele inferioare, ximin și xemin; în fig. 1.9 ximin = 0);

panta absolută Ka sau sensibilitatea (este egală cu raportul dintre variațiile mărimilor de ieșire Δxe și cele de intrare Δxi);

panta medie Km (este egală cu coeficientul unghiular al dreptei care aproximează caracteristica statică reală a traductorului).

Fig. 1.9. Caracteristica statică aferentă unui traductor

Amplificatoare

Amplificatoarele sunt elemente componente ale sistemelor de reglare automată care ajută o mărime de intrare, care are o valoare relativ mică, să comande în mod continuu o mărime de ieșire, care are o valoare mai mare, utilizând în acest scop o sursă auxiliară de energie, care poate fi de natură electrică sau neelectrică (hidraulică, pneumatică, etc). [2, pag. 43]

Pe scurt, amplificatoarele realizează o amplificare, adică o mărire a valorilor semnalelor aferente circuitelor de automatizare.

Figura 1.10 relevă schema bloc a unui amplificator. Mărimea de intrare i se aplică la intrarea amplificatorului și are rolul de a modifica „rezistența de trecere” a energiei, care poate fi rezistență electrică în circuitele electrice, sau de natură hidraulică/ pneumatică în instalațiile cu fluide. Cu alte cuvinte, mărimea de intrare i variază rezistența canalului de trecere de la sursă spre ieșirea din amplificator, iar rezistența modifică proporțional valoarea mărimii de ieșire e.

Fig. 1.10. Schema bloc aferentă unui amplificator

Amplificatoarele prezintă următoarele caracteristici funcționale: [2, pag. 44]

caracteristica statică (reprezintă dependența dintre mărimile de intrare și cele de ieșire e = f(i); caracteristica statică este o linie numai pe zona de funcționare normală, până în punctul cu coordonatele imax și emax (fig. 1.11); după acest punct, caracteristica statică prezintă fenomenul de saturație iar amplificatorul nu mai funcționează corect);

coeficientul (factorul) de amplificare Ka sau sensibilitatea (este egal cu coeficientul unghiular (panta) al caracteristicii statice aferente porțiunii liniare);

valoarea de funcționare în gol (este reprezentată de valoarea mărimii de ieșire atunci când valoarea mărimii de intrare este zero; astfel, caracteristica statică specifică amplificatorului nu trece prin originea axelor de coordonate, dar posedă o ordonată la origine e0, numită valoare de funcționare în gol; amplificatoarele reale generează un semnal de ieșire chiar dacă semnalul de intrare este nul; de aceea valoarea de funcționare în gol specifică acestor amplificatoare se mai numește și zgomot de fond sau perturbația amplificatorului; caracteristica statică aferentă amplificatoarelor reale este dată de ecuația (1.8), unde Ka reprezintă panta);

reacția (este reprezentată de influența mărimii de ieșire e asupra celei de intrare i; reacția poate fi pozitivă, atunci când mărimea de ieșire acționează asupra mărimii de intrare crescându-i valoarea, sau negativă, atunci când mărimea de ieșire acționează asupra mărimii de intrare micșorându-i valoarea).

Fig. 1.11. Caracteristica statică aferentă unui amplificator

După natura mărimii fizice care este furnizată de sursa auxiliară de energie, amplificatoarele se clasifică în:

amplificatoare de mărimi electrice (electronice, magnetice, rotative, etc);

amplificatoare de mărimi neelectrice (pneumatice, hidraulice, etc).

După tipul de dependență a mărimilor de intrare/ ieșire, există: [2, pag. 45]

amplificatoare fără reacție (mărimea de ieșire depinde de cea de intrare având la bază legătura directă dintre intrările și ieșirile amplificatorului);

amplificatoare cu reacție (mărimea de ieșire depinde atât de mărimea de intrare, cât și de o mărime de reacție r, transferată de la ieșire către intrare prin intermediul unei conexiuni inverse, numită și conexiune de reacție; dacă mărimea de reacție r se adună cu mărimea de intrare i, mărind valoarea semnalului total aplicat amplificatorului, reacția este pozitivă, iar dacă mărimea r se scade din mărimea i, atunci reacția este negativă; în fig. 1.12 este relevată schema bloc specifică unui amplificator cu reacție).

Fig. 1.12. Schema electrică aferentă amplificatorului cu reacție

Regulatoare

„Regulatoarele sunt elemente componente ale sistemelor de reglare automată la intrarea cărora se aplică o mărime denumită eroare sau abatere ε și la a căror ieșire se generează mărimea de comandă xc, care provoacă acționarea elementului de execuție (EE).” [2, pag. 49]

Eroarea sau abaterea ε este egală cu diferența dintre valoarea mărimii controlate de regulator și valoarea prescrisă pentru aceasta, numită consemn. Măsurarea erorii se face cu ajutorul unor traductoare și elemente de comparație.

De regulă regulatoarele sunt alcătuite din următoarele elemente componente: [2]

amplificatorul A (este elementul de bază al regulatoarelor; acesta amplifică mărimea ε1 de la intrare cu un factor de amplificare Kr, realizând o dependență în conformitate cu ecuația (1.9));

elementul de reacție ER (recepționează la intrare mărimea de comandă xc, ce provine de la amplificator, și generează la ieșire semnalul xr, numit mărime de reacție a regulatorului; elementul de reacție poate fi un traductor, o rețea de corecție pasivă, etc, și provoacă o dependență proporțională între xr și xc);

elementul de comparare al regulatorului ECR (realizează în mod continuu compararea valorilor abaterii ε și a lui xr având la bază ecuația (1.10)).

Figura 1.13 relevă schema bloc aferentă unui regulator automat.

Fig. 1.13. Schema bloc aferentă unui regulator automat

După modul de acționare, regulatoarele se clasifică în: [2, pag. 50]

regulatoare cu acțiune continuă (mărimile ε(t) și xc(t) variază continuu în timp; dacă dependența dintre cele două mărimi este liniară, atunci regulatorul se numește liniar, iar dacă este neliniară, el se numește regulator neliniar);

regulatoare cu acțiune discontinuă sau discretă (mărimile ε(t) și xc(t) contau într-un tren de impulsuri; la aceste regulatoare există o relație discontinuă între abaterea ε și mărimea de execuție xc).

După caracteristicile constructive, avem:

regulatoare unificate (se folosesc pentru reglarea unor parametri diferiți, de exemplu: presiune, temperatură, debit, etc);

regulatoare specializate (se folosesc numai pentru o anumită mărime, caracteristică unui anumit proces).

La instalațiile de automatizare, în general sunt utilizate regulatoare cu acțiune continuă liniare. Ele sunt regulatoare automate cu acțiune continuă, la care mărimea de comandă xc este influențată în mod continuu de mărimea reglată, deci în consecință de eroarea ε, dependența dintre aceste mărimi având un caracter liniar și proporțional.

Regulatoarele cu acțiune continuă liniare se clasifică în șase categorii: [2, pag. 51]

regulatoare cu acțiune proporțională (notate cu P);

regulatoare cu acțiune integrală (notate cu I);

regulatoare cu acțiune diferențială (notate cu D);

regulatoare cu acțiune proporțional – integrală (notate cu PI);

regulatoare cu acțiune proporțional – diferențială (notate cu PD);

regulatoare cu acțiune proporțional – integral – diferențială (notate cu PID).

Regulatoare cu acțiune proporțională (P)

Acest tip de regulatoare stabilește între mărimea de intrare în regulator ε(t) și cea de comandă xc(t) o relație de proporționalitate de forma ecuației (1.11):

unde Kp reprezintă factorul de amplificare al regulatorului P.

În unele situații, factorul de amplificare Kp este înlocuit printr-o constantă, numită bandă de proporționalitate a regulatorului P și se notează cu BP. Atunci când domeniul de variație aferent mărimii de acționare a regulatorului (abaterea ε) este egal cu domeniul de variație aferent mărimii de comandă, banda de proporționalitate se determină cu relația (1.12):

Regulatorul cu acțiune proporțională menține constantă o eroare a cărei valoare depinde de sarcină. Deci, acest regulator poate fi folosit numai atunci când procesul reglat admite o anumită abatere față de valoarea prestabilită aferentă parametrului reglat.

Ansamblul regulator – element de execuție conține următoarele elemente componente: traductor de reacție, element de prescriere, element de comparare, amplificator cu distribuitor, element de execuție. [2, pag. 51-52]

Regulatoare cu acțiune integrală (I)

Numele acestor regulatoare provine de la dependența dintre mărimea de acționare (abaterea ε) și mărimea de comandă xc pe care o îndeplinesc, și anume:

În relația (1.13) se observă că mărimea de comandă depinde de integrala abaterii ε. Constanta Ki este fixată prin construcția regulatorului și se numește factor de amplificare al regulatorului I.

Uneori, în locul constantei Ki se folosește valoarea inversă a acesteia, și anume:

unde Ti reprezintă constanta de timp de integrare și se măsoară în unități de timp.

Regulatoarele cu acțiune integrală se folosesc mai puțin deoarece înrăutățesc stabilitatea funcționării și necesită o durată de timp mai mare pentru procesul de reglare, în comparație cu regulatoarele proporționale. [2, pag. 52]

Regulatoare cu acțiune diferențială (D)

Aceste regulatoare realizează o lege de reglare în care mărimea de comandă xc a regulatorului este proporțională cu derivata mărimii de intrare. Exprimată matematic această lege de reglare are următoarea alură:

unde Kd reprezintă factorul de amplificare al regulatorului D și depinde de tipul de realizare constructivă a regulatorului.

În relația (1.15) se poate observa că mărimea de comandă xc este proporțională cu viteza de variație a erorii sau a abaterii ε. La o variație relativ mică a lui ε(t), viteza de variație a abaterii crește mai repede decât abaterea ε, ceea ce face ca regulatorul D să acționeze mai rapid decât un regulator P. [2, pag. 52-53]

Elemente de execuție

„Elementele de execuție sunt elemente componente ale sistemelor de reglare automată prin intermediul cărora se exercită comanda asupra instalațiilor tehnologice, în scopul conducerii automate a proceselor.

Elementul de execuție primește de la regulator mărimea de comandă xc și acționează asupra instalației tehnologice cu mărimea de execuție xm.

Din punct de vedere constructiv, elementul de execuție este alcătuit din două subansambluri: elementul de acționare EA și organul de reglare OR. Elementul de acționare constituie partea motoare care convertește mărimea xc într-o mărime intermediară y (de exemplu: cuplu, forță, etc) capabilă să acționeze organul de reglare (fig. 1.14).” [1, pag. 14]

Fig. 1.14. Schema bloc aferentă unui element de execuție

Printre organele de reglare cel mai des utilizate în instalațiile automatizate se numără: întrerupătoarele, reostatele, comutatoarele, etc.

Printre organele de reglare cel mai des utilizate pentru variația cantității de substanță (gaze sau lichide) se numără: robinetul, vana plană, vana clapetă, etc.

Variația cantității de substanță sau de energie se poate realiza în două feluri: [2, pag. 56]

continuu (atunci când cantitatea respectivă trebuie modificată în mod continuu între două valori limită; de exemplu, un ventil variază în mod continuu cantitatea de fluid ce trece printr-o conductă, între zero (ventil închis) și valoarea maximă corespunzătoare ventilului complet deschis);

discontinuu (atunci când cantitatea respectivă este modificată în mod discret putând lua doar două valori limită, dintre care una este în general zero; de exemplu, un întrerupător electric are numai două poziții posibile (deschis/ închis) iar curentul ce-l străbate poate avea valoarea zero sau o anumită valoare nominală).

În funcție de natura sursei de energie pentru alimentarea motoarelor de execuție ale acestora, elementele de execuție se împart astfel:

elemente de execuție electrice:

elemente de execuție cu motor electric;

elemente de execuție cu electromagnet (solenoid);

elemente de execuție pneumatice;

elemente de execuție hidraulice.

„Elementele de execuție cu motor electric asigură o mișcare circulară continuă care este redusă de circa 100…200 ori cu ajutorul unui reductor mecanic de turație. Motoarele electrice pot fi de curent continuu sau de curent alternativ. Motoarele de curent continuu sunt în general cu excitație separată. Viteza de rotație depinde de mărimea semnalului aplicat iar sensul de rotație depinde de polaritatea semnalului respectiv. Motoarele de curent alternativ pot fi monofazate serie cu colector sau asincrone bifazate.

Elementele de execuție cu electromagnet asigură o mișcare discontinuă, bipozițională. Atunci când bobina elementului primește curent de comandă, miezul feromagnetic este supus unei forțe de atracție și învinge forța resortului de rezistență, deplasând o tijă. În consecință, dacă tija este conectată cu axul unui întrerupător, se realizează închiderea unui circuit electric. La întreruperea curentului electric prin bobină, resortul care anterior s-a armat deplasează tija în poziția inițială, deschizând întrerupătorul.

Elementele de execuție pneumatice utilizează drept sursă de energie aerul comprimat și realizează o mișcare de translație. În general se folosesc următoarele tipuri de elemente de execuție pneumatice: cu membrană și cu piston.

Elementele de execuție hidraulice utilizează drept agent motor un lichid sub presiune, de obicei, uleiul. Din punct de vedere al principiului de funcționare, motoarele hidraulice nu diferă de cele pneumatice. Există motoare hidraulice cu membrană, cu piston, etc.

Elementele de execuție hidraulice posedă următoarele avantaje în comparație cu cele pneumatice:

au forța de acționare mult mai mare pentru același gabarit, datorită presiunii uleiului care este foarte mare;

au o acțiune rapidă, deoarece uleiul este incompresibil.

Ca și elementele pneumatice, cele hidraulice prezintă avantajul că pot fi utilizate în medii cu pericol de explozie sau inflamabile, unde elementele electrice funcționează doar cu măsuri speciale de protecție.

Elementele de execuție hidraulice cât și cele pneumatice necesită instalații speciale pentru generarea uleiului sub presiune, respectiv a aerului comprimat. Aceste instalații sunt alcătuite din conducte, rezervoare de ulei/ aer sub presiune, pompe, compresoare, filtre, etc.” [2, pag. 57-59]

Termeni utilizați în domeniul automatizărilor

Înainte să fie prezentate componentele unui sistem complex de automatizare și echipare SCADA a unei stații de reglare – măsurare gaze naturale, este necesar să fie cunoscuți o serie de termeni ce alcătuiesc vocabularul automaticii.

Lista de mai jos cu termenii specifici acestui domeniu nu este exhaustivă, ea cuprinzând doar termenii fundamentali frecvent utilizați de către automatiști.

Achiziție de date

Acest termen desemnează un proces sau o metodă de obținere a informațiilor, într-o formă corespunzătoare modului de prelucrare ulterioară, cu privire la procesul condus. [12]

Acționare

Termenul se referă la funcția elementului de execuție exercitată asupra instalației tehnologice în vederea variației cantității de substanță sau energie care intervine în procesul respectiv în vederea realizării valorii prescrise pentru mărimea reglată. După natura energiei utilizate, acționările pot fi: pneumatice, hidraulice sau electrice. După modul variației parametrilor elementelor de execuție, acționările pot fi continue sau discrete.

Sistemele de acționare realizează o conversie a unei energii în energie mecanică. În funcție de modul în care se controlează unul sau mai mulți parametri asociați elementului de execuție, acționările pot fi de poziție, unghi sau turație.

Acționările electrice automatizate realizează pornirea, frânarea și reglarea turației motoarelor electrice după legi bine stabilite, menținând între anumite limite și toleranțe diverse mărimi electrice și mecanice (limitări de curent, de cuplu, etc). Prin aceste limitări se asigură protecția instalației (de exemplu, a motorului și transmisiei mecanice) împotriva unor solicitări de natură mecanică (cuplu, accelerație, etc), termică (încălzire motor), electrică, etc. [12]

Algoritm PID

Termenul se referă la algoritmul de reglare conform căruia comanda u(t) aplicată procesului este proporțională cu eroarea ε(t), între mărimea de referință r(t) și valoarea măsurată y(t), cu integrala acesteia, precum și cu derivata erorii ε(t). Această definiție este exprimată matematic în ecuația (1.17).

unde Kp, Ki, Kd reprezintă constantele de acordare proporțională, integrală și derivativă ale regulatorului ce implementează algoritmul. [12]

Amplificator

Această noțiune se referă la un dispozitiv prin intermediul căruia un semnal de intrare comandă o sursă de putere, aceasta generând la ieșire un semnal care este în funcție de semnalul de intrare.

În situația în care semnalul de ieșire îl reproduce pe cel de intrare multiplicat cu un factor de proporționalitate, amplificatorul se numește liniar, iar factorul de proporționalitate reprezintă amplificarea. Amplificatoarele pot fi: mecanice, electromecanice, pneumatice, hidraulice, electronice, etc. [12]

Analogic

Acest termen este atribuit unor semnale de intrare, de comandă, de ieșire, etc, care au variații continue, asemănătoare cu cele ale mărimilor primare pe care le reprezintă. În consecință, dispozitivele, aparatele și echipamentele care operează cu asemenea semnale se numesc analogice. Relațiile care constituie dependența intrare – ieșire aferentă unui dispozitiv analogic sunt funcții continue, ce pot fi liniare sau neliniare. [12]

Anclașare automată a alimentării de rezervă (AAR)

„Este un sistem ce cuprinde toate dispozitivele care, în cazul deconectării din orice cauză a alimentării normale (de serviciu) cu energie electrică în instalații de utilizare, distribuție și de producere a energiei electrice, conectează automat alimentarea de rezervă.” [12]

Calculator de proces

Calculatorul de proces este un sistem de calcul utilizat pentru conducerea proceselor industriale. Acesta a fost creat prin adăugarea unui sistem de interfață la un sistem de calcul universal, care adaptează natura semnalelor, în general analogice, prezente în cadrul procesului tehnologic condus, la cea numerică necesară funcționării calculatorului numeric. [12]

Clasă de precizie

Reprezintă un indicator prin care se exprimă eroarea tolerată asupra rezultatelor măsurătorilor individuale obținute cu un aparat de măsură în condițiile utilizării corecte a acestuia. Aceasta este un indicator de calitate a aparatelor de măsură. În general, clasa de precizie are caracterul unei erori relative și se exprimă procentual. [12]

Compensator

„Este un dispozitiv, aparat sau echipament prin care se realizează operația de compensare.

Compensatorul tehnic de curent continuu este un aparat destinat măsurărilor de înaltă precizie, prin metoda de compensare a tensiunii de măsurat cu o tensiune etalon.

Compensatorul automat este un echipament de măsurare în cadrul căruia operația de compensare se efectuează automat prin intermediul unui sistem de urmărire.” [12]

Comutator analogic

Termenul se referă la un dispozitiv care asigură conexiunile în conformitate cu o configurație prestabilită, între m intrări analogice și n ieșiri analogice.

Cazul n = 1 este specific multiplexorul analogic, folosit în sistemele intrărilor analogice, în care m canale analogice de intrare utilizează un singur convertor analog – numeric.

Cazul m = 1 este specific demultiplexorul analogic, folosit în acele sisteme ale ieșirilor analogice, în care cele n ieșiri utilizează un singur convertor numeric – analogic. [12]

Contactor

„Este un dispozitiv de reglare electric discret, al cărui element de acționare este de tip electromagnetic și realizează deschiderea sau închiderea unui circuit electric, la comenzi realizate prin contactul unui buton sau al unui releu. Contactorul se acționează prin comandă locală sau de la distanță.”

Contactorul are capacitate de rupere importantă și prezintă rezistență mecanică la uzură, permițând un număr mare de manevre cu o frecvență de conectare ridicată. Acționarea contactoarelor se face la tensiuni cuprinse între 24…500V AC, 50 Hz și între 24…230V DC; contactoarele au în componența lor contacte auxiliare normal închise și normal deschise. [12]

Controler

Termenul desemnează un comutator cu acțiune multiplă, destinat să realizeze o succesiune de modificări a conexiunilor unor circuite de reglare sau de pornire a motoarelor.

Controlerele aferente circuitelor principale racordate la cutii cu rezistențe se utilizează pentru pornirea și reglarea vitezei motoarelor electrice, pentru curenți până la 100 A. Există două tipuri: controler cu tambur și controler cu came. Controlerele specifice circuitelor secundare se folosesc pentru comutarea unor puteri mari, cu aparate de gabarit redus. [12]

Convertor analog-numeric

Acest convertor este un element folosit la conversia semnalelor din formă analogică în formă numerică, în vederea prelucrării ulterioare prin mijloace numerice.

Semnalele analogice de intrare ale convertoarelor analog – numerice sunt de obicei tensiuni continue. Semnalele de ieșire din convertoarele analog – numerice sunt cuvinte cu numărul de biți variabil, de regulă între 8…20. [12]

Convertor numeric-analogic

Reprezintă un element folosit la conversia semnalelor din formă numerică, generate în general de un sistem de calcul, în formă analogică (tensiuni continue sau curenți continui). [12]

Cuantizare

„Termenul desemnează operația de conversie a semnalelor prin care se realizează discretizarea lor în amplitudine, în timp sau simultan în timp și în amplitudine.

Cuantizarea în amplitudine a unui semnal x(t) asociază semnalului inițial o valoare cât mai apropiată dintr-o mulțime de valori aprioric fixate xk(t), unde k = 0, 1, …, n. Diferența între două valori succesive se numește pas de cuantizare și are expresia (1.18).

Cuantizarea în timp (eșantionarea) constă în transformarea unui semnal continuu x(t) în impulsuri rectangulare x*(t) care se succed la intervale discrete de timp kT, de amplitudine x(kT) și de durată Δt << T0, unde T reprezintă perioada de cuantizare în timp.” [12]

Cuplaj electromagnetic

Reprezintă un element component al elementelor de execuție electrice caracterizat prin constante de timp electromecanice mici, accelerații pozitive și negative foarte mari și posibilități de memorare a comenzii, fiind astfel folosit în sisteme de reglare a poziției. [12]

Element de acționare

Termenul desemnează un element component al unui element de execuție, reprezentând partea sa motoare. Elementul de acționare reprezintă dispozitivul generator de cuplu sau de forță prin care elementul de execuție acționează asupra organului de reglare.

Aceste cupluri sau forțe sunt produse de elementele de acționare prin folosirea energiei preluate de la surse exterioare dispozitivului de automatizare, energie comandată de mărimea u de la ieșirea regulatorului. După natura energiei folosite, elementele de acționare pot fi alcătuite din servomotoare electrice, hidraulice sau pneumatice. [12]

Element de execuție

„Reprezintă elementul unui sistem automat care recepționează la intrare mărimea de comandă u de la regulatorul automat și generează la ieșire mărimea de execuție w, care acționează asupra instalației tehnologice (a procesului reglat). De obicei, acțiunea exercitată de elementele de execuție asupra instalației tehnologice constă în variația cantității de substanță sau energie ce intervine în procesul respectiv, în vederea realizării valorii prescrise pentru mărimea reglată. Un element de execuție este alcătuit din: element de acționare, element de execuție propriu-zis (servomotor) și organ de reglare (organ de execuție).

Din punct de vedere al relației dintre u și w, elementele de execuție pot fi cu acțiune proporțională sau cu acțiune integrală.” [12]

Filtru

„Este un dispozitiv de prelucrare a semnalelor din cadrul sistemelor de conducere a proceselor sau de transmitere a informației, realizat fie sub formă de program, în vederea asigurării prin calcul numeric a funcțiilor de estimare a stării, de reconstituire a datelor, de separare a semnalelor care coexistă pe un canal informațional, fie ca un circuit electric ce permite uniformizarea semnalelor de ieșire ale elementelor analogice și separarea informației utile de zgomot la măsurarea mărimilor din proces.” [12]

Fotoelement

Acest termen desemnează dispozitivul care transformă radiația luminoasă într-un semnal electric. În funcție de natura fenomenelor care provoacă transformarea, fotoelementele se clasifică în:

fotodetectoare bazate pe efectul fotoelectric intern;

fotodetectoare bazate pe efectul fotoelectric extern.

Fotoelementele sunt folosite ca elemente sensibile pentru traductoarele și aparatele de măsurat mărimi specifice radiației luminoase (intensitate, flux, strălucire, etc). [12]

Generator de impulsuri

Termenul se referă la un generator de semnal alcătuit din circuite electrice oscilante sau circuite basculante astabile, care generează un semnal de ieșire sub formă de tren de impulsuri cu formă triunghiulară, dreptunghiulară, trapezoidală, dinte de ferăstrău, etc. [12]

Generator de semnale

Este dispozitivul destinat furnizării de semnale electrice cu amplitudini și frecvențe fixe sau variabile și de diverse forme. Generatoarele de semnale se caracterizează prin stabilitate mare a semnalului de ieșire, posibilitate de acordare într-un domeniu larg de frecvențe, posibilitate de a furniza semnale modulate în amplitudine sau frecvență. [12]

Histerezis

Termenul desemnează caracteristica statică neliniară a unui sistem pentru care mărimea de ieșire depinde de valoarea mărimii de intrare, precum și de sensul de variație al acesteia. [12]

Impuls de sincronizare

Este un semnal sub formă de tren de impulsuri cu frecvență fixă, ce provine de la un oscilator stabil, sau variabilă, generat prin prelucrări logice și/ sau aritmetice într-un sistem numeric, folosit pentru validarea datelor la momente de timp prestabilite sau asociate unor etape de calcul, cât și pentru coordonarea în timp a activităților mai multor blocuri funcționale din acel sistem. [12]

Integrator

Reprezintă elementul cu comportare liniară aferent unui sistem dinamic, cu funcția de transfer 1/s (pol în origine).

Integratorul realizează dependența intrare – ieșire (x1 – x2) de următoarea formă: [12]

Interpolare

Este un procedeu de evaluare a valorilor unei funcții f(x) având setul de valori xi într-un interval dat, prin aproximarea cu o funcție g(x) definită analitic pe intervale prestabilite, astfel încât eroarea de aproximare să se încadreze între anumite limite. [12]

Înregistrator

Desemnează aparatul utilizat pentru trasarea automată, sub formă de curbe continue sau puncte discrete, a diagramelor de variație în timp a uneia sau mai multor mărimi măsurate. [12]

Întrerupător automat

Este un aparat care realizează conectarea sau deconectarea circuitelor electrice de forță. Denumirea provine de la faptul că acționarea sa se face prin comenzi automate (de exemplu, de la instalațiile de protecție sau de la dispozitivele de automatizare a anclașării sau declanșării).

Dispozitivele de acționare a întrerupătoarelor automate pot fi electromecanice sau pneumatice, cerința principală fiind aceea de a efectua operațiile de comutare în intervale de timp relativ mici. [12]

Limitator de cursă

„Termenul se referă la dispozitivul electromecanic cu contacte, care prin acționare de către un element aferent organului de execuție, la pozițiile extreme ale acestuia închide/ deschide o cale de curent într-un circuit electric de comandă, control sau supraveghere.” [12]

Magistrală

Reprezintă ansamblul liniilor purtătoare de semnal care vehiculează, de obicei în paralel, informații, adrese sau comenzi între elementele componente ale sistemelor de calcul destinate conducerii proceselor. Într-un sens mai cuprinzător, magistrala nu se referă numai la semnalele fizice, ci și la protocolul care administrează transferul acestora. [12]

Medie

Media reprezintă valoarea reprezentativă obținută ca urmare a unor operații matematice aplicate asupra unui șir de date. După caracterul operațiilor utilizate putem întâlni următoarele categorii de medii: [12]

media aritmetică mv a n date discrete V1, V2, …, Vn:

media valorilor absolute ma:

media pătratică μ:

media ponderată mp:

unde pi reprezintă ponderea aferentă valorii Vi.

media geometrică mg:

media armonică marm:

media temporală pe un interval [0, T] a unei mărimi reprezentată printr-o funcție continuă de timp x(t):

media unei variabile aleatoare X caracterizată prin funcția de repartiție de probabilitate F(X):

Memorie

Reprezintă elementul component al sistemelor de conducere destinat păstrării temporare sau permanente a informațiilor în scopul folosirii ulterioare momentului stocării. Memoria permanentă nu își pierde conținutul la oprirea tensiunii de alimentare, chiar dacă, ulterior, acesta poate fi modificat folosind proceduri bine definite. În memoria permanentă se memorează programele specifice sistemului de conducere, precum și acea parte a bazei de date care nu suferă modificări pentru aplicația dată. Memoria temporară conține date cu valabilitate limitată în timp, rezultate intermediare, etc.

Din punct de vedere al poziției în cadrul sistemului de conducere, memoria poate fi internă sau externă. Memoria internă conține programele și informațiile strict necesare desfășurării evenimentului curent. La aplicațiile mai complexe, pentru care memoria internă nu poate îngloba toate programele și datele necesare bunei desfășurări a activității sistemului, acestea sunt stocate în memoria externă și apoi transmise memoriei interne dacă este cazul. [12]

Memorie analogică

Desemnează un circuit analogic folosit pentru memorarea unei tensiuni analogice pe durate temporale de 102 μs…102 minute. Memoria analogică este alcătuită dintr-un condensator cu o valoare mare a rezistenței de pierderi, conectat la intrarea unui amplificator unitar, caracterizat printr-o impedanță de intrare de ordinul a 1012 Ω, ceea ce determină folosirea tranzistoarelor cu efect de câmp în etajul de intrare. [12]

Memorie EPROM

Este acea memorie în care informația este înscrisă de către utilizator prin „arderea” unor siguranțe alcătuite dintr-un material semiconductor special.

Această ardere constă în polarizarea, într-un câmp electric potrivit, a materialului din care sunt construite siguranțele. Prin iluminarea cu lumină ultravioletă acestea își recapătă caracteristicile inițiale. În condiții de funcționare normală, conținutul memoriei EPROM nu este alterabil, el fiind doar citit. [12]

Memorie PROM

Termenul desemnează acea memorie în care datele sunt înscrise de către utilizator prin arderea ireversibilă (în procesul de programare) a unor siguranțe fuzibile, fapt ce determină nevolatilitatea cu tensiunea de alimentare a conținutului memoriei. [12]

Mesaj

„Este un concept informațional ce corespunde unei realizări particulare din ansamblul de idei, imagini, date, etc, ce trebuie transmise de la o sursă de informație către un corespondent.

În vederea transmiterii pe un canal, un mesaj este convertit într-un semnal sau o combinație de semnale; un mesaj discret este astfel o mulțime de simboluri (sau caractere).

În procesul de transmitere, mesajul conține pe lângă textul informațional propriu-zis o serie de caractere ce indică începutul și sfârșitul mesajului, asigură sincronizarea sau controlul validității mesajului transmis.” [12]

Microprocesor

Reprezintă unitatea centrală a sistemelor de conducere a proceselor construită prin integrare pe scară largă, având facilități necesare rulării de programe. Pentru îndeplinirea funcțiilor necesare, microprocesorul comunică cu mediul exterior prin intermediul magistralelor de adrese, de date și de comenzi.

Structura unui microprocesor cuprinde: [12]

unitatea aritmetică și logică (are ca scop efectuarea unor operații aritmetice și logice elementare);

setul de registre (pentru memorarea temporară și manipularea cu viteză ridicată a unui număr relativ mic de rezultate intermediare);

blocul de comandă și secvențiere (asigură desfășurarea ordonată a tuturor operațiilor în interiorul microprocesorului, precum și comunicația acestuia cu mediul exterior);

blocul de decodificare a instrucțiunii curente (interpretează instrucțiunea în curs și determină acțiunile ce se impun);

blocul de tratare a cererilor de întrerupere (este folosit pentru luarea în considerare a evenimentelor asincrone față de desfășurarea programului);

tampoane între microprocesor și magistralele sistemului.

Modem

Reprezintă un element component al aparaturii pentru transmiterea automată a datelor. Modemul realizează modularea semnalului în cazul emisiei și operația inversă, demodularea, în cazul recepției. Marea majoritate a modemurilor actuale prelucrează în mod direct informația, în scopul transmiterii acesteia prin canalul de comunicație sub formă de impulsuri. [12]

Multiplexor analogic

Termenul se referă la un dispozitiv analogic, controlat de o adresă de selecție, care direcționează una din multitudinea de intrări către o ieșire unică. Multiplexorul analogic este folosit în aria de achiziție a datelor din proces, în sistemele de conducere cu computer, în care intervine eficient un singur convertor analog – numeric, situat după multiplexorul analogic. [12]

Multiplexor numeric

Este un dispozitiv combinațional, controlat de o adresă de selecție, care direcționează una din multitudinea de intrări către o ieșire unică. [12]

Multiplicator analogic

Se referă la un dispozitiv electronic de calcul care efectuează înmulțirea a două semnale analogice aflate într-un anumit domeniu de variație. [12]

Operare în timp real

Termenul reprezintă modul de operare caracterizat prin faptul că deciziile sistemului conducător sunt luate într-un interval de timp suficient de redus pentru ca implementarea lor sub formă de comenzi către sistemul condus să poate fi realizată la momentul de timp potrivit. [12]

Organ de reglare

Acest termen semnifică elementul prin intermediul căruia se intervine în instalația industrială, în sensul variației cantității de substanță sau energie, sub acțiunea forței sau cuplului generate de elementul de acționare.

Organul de reglare este realizat sub forma unor dispozitive adaptate la caracteristicile instalației tehnologice: robinete, dozatoare, dispozitive de amplasare, etc. Mărimea de ieșire aferentă organului de reglare se prezintă de cele mai multe ori sub forma unei deplasări, liniară sau unghiulară, ea fiind în același timp și ieșirea elementului de execuție. [12]

Panou de comandă

Reprezintă blocul funcțional ce intră în componența unui echipament de conducere a proceselor, având ca funcții de bază introducerea manuală a datelor și afișarea continuă sau la cerere a unor informații în legătură cu evoluția procesului și starea echipamentelor. [12]

Prelucrare primară

Termenul desemnează ansamblul de operații de prelucrare la care sunt supuse informațiile obținute la ieșirea convertorului analog – numeric aferent unui sistem de intrări analogice, în vederea conversiei acestora într-o formă imediat utilizabilă pentru prelucrarea propriu-zisă, având ca scop generarea comenzilor către procesul tehnologic condus. [12]

Protocol de comunicație

Este o grupare de reguli care administrează transferul de date într-o rețea, asigurând eficiența și corectitudinea transferului informațiilor de la un punct al rețelei către altul. [12]

Punte

Acest termen se referă la circuitul electric utilizat la măsurarea de rezistențe, inductivități și capacități. Cele mai folosite sunt punțile Wheatstone pentru măsurarea rezistenței electrice. Puntea Wheatstone include patru brațe pe care se plasează trei rezistențe variabile și una de măsurat. O diagonală are conectată sursa de alimentare, iar cealaltă un detector de nul (de exemplu, un galvanometru). [12]

Fig. 1.15. Schematizarea punții Wheatstone

Reanclașare automată rapidă (RAR)

Constă în realizarea, prin echipamente automate, a restabilirii alimentării cu tensiune pe linii la care întrerupătoarele au fost declanșate de protecția prin relee, luând în considerare că avaria a avut un caracter efemer. [12]

Redresor

Reprezintă un circuit care convertește energia electrică de curent alternativ, de obicei de joasă frecvență, în energie electrică de curent continuu.

Un redresor este de obicei alcătuit din următoarele elemente: [12]

transformator (variază tensiunea alternativă astfel ca la ieșirea redresorului să se obțină un domeniu larg de tensiuni dorite);

redresor propriu-zis (element neliniar, având o rezistență mică în sens direct și una mare în sens invers);

filtru de uniformizare (are scopul de obținere a unei tensiuni continue);

bloc de reglare și stabilizare (are rolul de a menține constante, prin sarcină, tensiunea sau curentul).

Redundanță

În sens general acest termen înseamnă utilizarea unui număr mai mare de elemente decât cele absolut necesare pentru atingerea unui scop.

În sens informațional, redundanța unei surse de informație reprezintă diferența dintre valoarea maximă posibilă a entropiei sursei și valoarea reală a acesteia. [12]

Regim automat

Termenul desemnează modul de funcționare care nu necesită intervenția directă a unui operator uman. [12]

Regim manual

Se referă la preluarea operațiilor de reglare sau de conducere, realizate în general de echipamente de automatizare, de către un operator uman și executarea acestora prin comenzi și/ sau acționări manuale. [12]

Reglarea debitului

Este un obiectiv al automatizării proceselor industriale ce constă în conservarea unei anumite valori a debitului. [12]

Reglarea poziției

Este un obiectiv al automatizării proceselor tehnologice și constă în comanda și supravegherea locomoției unui organ mobil în vederea obținerii unei valori impuse a acesteia, folosind un regim de viteză prestabilit. [12]

Reglarea presiunii

Reprezintă obiectivul automatizării proceselor tehnologice ce constă în conservarea unei valori impuse de presiune. În scopul asigurării informației tehnologice se utilizează traductoare de presiune. [12]

Reglarea temperaturii

Reprezintă obiectivul automatizării proceselor tehnologice ce constă în conservarea unei valori impuse de temperatură. Informația tehnologică necesară reglării este furnizată de traductoarele de temperatură. [12]

Regulator

Acesta este un sistem dinamic, componentul de bază al sistemelor automate, destinat generării mărimii de comandă u printr-o prelucrare adecvată a erorii ε, astfel încât să fie îndeplinite cerințele de conducere formulate la nivelul mărimii de calitate z sau al mărimii măsurate y, cerințe care se concretizează printr-o listă de performanțe pe care trebuie să le respecte funcția z(t), respectiv y(t). [12]

Regulator P

Este regulatorul cu acțiune proporțională. Are funcția de transfer dată de ecuația: [12]

unde: KR reprezintă factorul de amplificare al regulatorului;

Tqs – constantă de timp parazită.

Regulator PI

Este regulatorul cu acțiune proporțional – integrală. Are funcția de transfer dată de ecuația (1.29): [12]

iar dependența de timp intrare – ieșire este dată de relația:

unde: KR reprezintă factorul de amplificare al regulatorului;

Ti – constantă de timp de integrare.

Regulator PID

Este regulatorul cu acțiune proporțional – integral – derivativă. Are funcția de transfer dată de următoarea relație: [12]

unde: KR reprezintă factorul de amplificare;

Ti – constanta de timp de integrare;

Td – constanta de timp de derivare.

Raportul Td/Ti = α reprezintă factorul de corecție și este specific fiecărui regulator.

În comparație cu regulatorul PI, în acestă situație apare și componenta derivativă astfel că în timp dependența intrare – ieșire este dată de ecuația (1.32), care asigură o viteză de răspuns superioară pentru sistemul automat: [12]

Releu

Termenul desemnează un element de automatizare având o caracteristică neliniară, la care mărimea de ieșire variază brusc (în salt) atunci când mărimea de intrare, ce variază continuu, atinge valoarea prescrisă, denumită valoare de acționare. [12]

Rezervare automată

Desemnează procedura de asigurare a unei fiabilități ridicate aferente unui sistem de reglare, ce constă în identificarea automată a defectării unui regulator primar (de bază) sau a căderii tensiunii sale de alimentare, înștiințarea operatorului uman și comutarea automată, într-un timp cât mai mic, a funcțiilor de reglare a procesului tehnologic către un regulator de rezervă, similar cu cel de bază. [12]

Semnal

Este o mărime fizică capabilă să se propage într-un anumit mediu. De obicei, noțiunea de semnal util se referă la mărimile fizice ce conțin un mesaj destinat receptorului, eliminând mărimile perturbatoare ce pot apărea fie în procesul de elaborare, fie în cel de transfer. [12]

Sensibilitate

Termenul face referință la aparatele de măsurare și traductoare, fiind raportul dintre variația mărimii de ieșire Δy și variația corespunzătoare a mărimii de intrare Δx: [12]

Senzor

Această denumire este folosită pentru elementul sensibil aferent unui traductor. [12]

Sistem distribuit

Reprezintă sistemul de conducere ale cărui componente sunt situate la distanțe geografice relativ mari, comunicația între acestea realizându-se prin conexiuni seriale. [12]

Sistem unificat

Este un sistem de dispozitive, elemente și echipamente de automatizare, comenzi secvențiale, interblocări, semnalizări, etc, caracterizat prin conectarea directă a diverselor blocuri componente. Compatibilitatea elementelor aferente unui sistem unificat este îndeplinită prin funcționarea acestora cu același tip de semnal (semnal unificat 4…20 mA) și prin adaptarea impedanței în mod corespunzător. [12]

Telecomandă

Acest termen se referă la funcția de telemecanică cu caracter calitativ ce include metode și mijloace tehnice pentru transferul la distanță a mărimilor de comandă cu caracter discret, fiecărui proces fiindu-i asociat un număr discret de comenzi, de obicei mai mare de două (pornit/ oprit, închis/ deschis, etc). [12]

Telemăsură

Telemăsura este o funcție a telemecanicii având caracter cantitativ, ce asigură transferul la distanță către un dispecerat a unei informații cu caracter continuu sau echivalentul codificat al acesteia, în vederea măsurării unui anumit parametru. [12]

Terminal

Reprezintă echipamentul periferic aferent interfeței dintre un operator și un sistem de calcul.

Terminal inteligent

„Această noțiune se referă la un terminal dotat cu capacitate proprie de prelucrare a informației, ceea ce facilitează accesul operatorului la sistemul de calcul la care este conectat terminalul inteligent și, de asemenea, contribuie la diminuarea traficului pe canalul de comunicație între terminalul inteligent și sistemul de calcul.” [12]

Termistor

Termistorul este un semiconductor a cărui rezistență electrică variază cu temperatura după o lege descrescătoare, în conformitate cu următoarea ecuație: [12]

unde: RT reprezintă valoarea rezistenței la temperatura absolută T;

RT0 – valoarea rezistenței la temperatura absolută T0;

B – constantă ce ține cont de material.

Termocuplu

Este un element sensibil folosit de aparatele de măsură și traductoarele de temperatură. Principiul de funcționare al acestuia se bazează pe efectul Seebeck, ce constă în producerea unei tensiuni electromotoare într-un circuit alcătuit din două metale cu potențiale de ieșire diferite, în situația în care cele două joncțiuni au temperaturi diferite. [12]

Termorezistență

Se referă la elementul sensibil pentru aparatele de măsură și traductoare de temperatură a cărui funcționare se bazează pe modificarea cu temperatura a rezistenței electrice aferentă metalelor conductoare. [12]

Termostat

Termenul desemnează un regulator direct care prin întreruperea, respectiv restabilirea circuitului de alimentare a elementului generator de căldură, asigură menținerea temperaturii între două limite prestabilite: superioară, la atingerea căreia se realizează întreruperea încălzirii, și inferioară, la atingerea căreia se activează procesul de încălzire. [12]

Traductor

Reprezintă elementul component al sistemelor automate prin intermediul căruia este măsurată mărimea de ieșire aferentă procesului automatizat (numită parametru de calitate) și transformată într-un semnal compatibil să fie comparat cu mărimea de referință. [12]

Transmisie paralelă

Acest tip de transmisie este o metodă de comunicare a datelor numerice și constă în generarea și recepționarea concomitentă a tuturor biților aferenți cuvântului de date. [12]

Transmisie serială

Reprezintă o metodă de comunicare a informațiilor numerice și constă în transferul coordonat (sincronizat), bit cu bit, a cuvântului de date. [12]

Valoare admisibilă

Este valoarea maximă aferentă unei mărimi fizice permisă în cadrul unui sistem fără ca acesta să fie solicitat mai mult decât specifică prevederile privind asigurarea integrității constructive și menținerea proprietăților funcționale. [12]

Valoare instantanee

Reprezintă valoarea pe care o ia, la un moment dat, o mărime ce variază în timp. [12]

Valoare medie

Este media aritmetică a tuturor valorilor pe care le ia o mărime variabilă în timp. [12]

Valoare măsurată

„Termenul desemnează reprezentarea sub formă numerică a unei mărimi fizice ca urmare a unui proces de măsurare.” [12]

Valoare reală

Se referă la valoarea unei mărimi fizice ce este atribuită în mod axiomatic sau dobândită în urma unui proces ideal de măsurare. [12]

Valoare prescrisă

Este valoarea la care trebuie să fie ținută mărimea de ieșire (numită și parametru de calitate) aferentă unui sistem de reglare automată. [12]

Zgomot

Acest termen se folosește în ariile sistemelor electronice de măsurare, conversie și transmisie a datelor, în telecomunicații și radiocomunicații, pentru a defini mărimile perturbatoare care se suprapun peste semnalul util, modificând conținutul informațional al acestuia. [12]

CONSIDERAȚII GENERALE DESPRE SISTEMELE SCADA

Definirea și componentele sistemelor SCADA

Termenul SCADA este acronimul de la Supervisory Control And Data Acquisition, iar în Limba Română înseamnă „Monitorizare, Control și Achiziții de Date”.

Automatizările SCADA fac referință la un sistem complex de măsurare, reglare și control și se găsesc implementate în diverse procese industriale pentru supervizarea și controlul operațiunilor chimice, fizice sau de transport.

Conceptul SCADA, uzual face referință la un centru de comandă aferent unui loc de producție pe care îl monitorizează și controlează. Majoritatea operațiunilor sunt efectuate în mod automat de către Unitățile Terminale Comandate la Distanță – RTU (Remote Terminal Unit) sau de către Unitățile Logice de Control Programabile – PLC (Programmable Logic Controller).

Funcțiile de control ale centrului de comandă constau de cele mai multe ori în funcții decizionale sau de administrare generală – fig. 2.1. [6]

Fig. 2.1. Evidențierea funcției decizionale aferentă sistemelor SCADA

Un sistem SCADA tipic poate avea în componență următoarele elemente: controlere, dispozitive de intrare – ieșire, rețele de comunicație, interfețe HMI (Human Machine Interface), diverse software-uri, etc. Achiziționarea datelor caracteristice unui anumit proces tehnologic (instalație tehnologică) se realizează la nivelul unităților terminale comandate la distanță (RTU) sau al unităților logice de control programabile (PLC), și necesită citirea aparatelor de măsură și control și citirea stării echipamentelor specifice, date (semnale) care sunt transmise la cerere către dispeceratul SCADA. Aceste informații sunt apoi restructurate de către interfața HMI într-un mod prietenos operatorului din dispeceratul SCADA, acesta putând lua diverse decizii care se vor reflecta în modul de lucru al RTU/ PLC.

Sistemele SCADA sunt de fapt niște baze de date distribuite și conțin elemente numite puncte. Acest „punct” constă într-o singură valoare a parametrilor de intrare sau de ieșire monitorizați și controlați de către sistemul SCADA, și poate fi hardware sau software. Punctul hardware reprezintă o intrare sau ieșire conectată la sistem, iar punctul software este rezultatul unor operații matematico – logice efectuate asupra altor puncte hardware sau software. Valorile acestor puncte sunt memorate concomitent cu variabila timp t, ce reflectă momentul când aceste valori au fost calculate și înregistrate. Se obține astfel istoricul unui anumit punct ce se definește ca fiind asocierea valorilor punctelor cu momentul de timp aferent acestora.

Achiziționarea sistemelor SCADA, denumite și Sisteme de Control Distribuit – DCS (Distributed Control System), se poate efectua de la un anumit producător, sau utilizatorul asamblează un astfel de sistem din mai multe componente provenite de la mai mulți producători.

Orice sistem SCADA este alcătuit în principiu din trei categorii de elemente:

unul sau mai multe RTU/ PLC;

centrul de comandă cu interfața HMI;

rețeaua de comunicație. [6]

Automate programabile (PLC)

Controlerele programabile – PLC (Pogrammable Logic Controller) sunt niște calculatoare cu dimensiuni reduse utilizate pentru automatizarea proceselor industriale, cum ar fi monitorizarea și controlul unui echipament dintr-o stație de reglare – măsurare gaze naturale.

Fig. 2.2. Diverse categorii de controlere

Codul program aferent unui PLC este realizat uzual de către ingineri, apoi salvat în memoria EEPROM și se poate implementa pentru cele mai complexe procese. Memoria EEPROM (Electrically Erasable Programmable Read – Only Memory) este un tip de memorie nevolatilă utilizată pentru stocarea informațiilor care trebuie să se mențină și după întreruperea alimentării cu energie electrică – fig. 2.3.

Fig. 2.3. Schematizarea structurii microprocesorului aferent unui PLC

Un PLC se deosebește de celelalte calculatoare prin faptul că este echipat cu intrări și ieșiri către senzori, traductoare, relee, etc, putând astfel să citească starea comutatoarelor, a indicatorilor de temperatură și presiune, etc. Controlerele emit comenzi către elementele de execuție precum, motoarele electrice, hidraulice sau pneumatice, releele magnetice, etc. Intrările și ieșirile PLC-urilor se pot împărți în două categorii: interne și externe. Cele externe se realizează prin intermediul modulelor I/O (Inputs/ Outputs) – fig. 2.4.

Fig. 2.4. Modulele I/O caracteristice unui PLC

PLC-urile au fost utilizate pentru prima dată în industria constructoare de mașini, fiind inventate ca alternativă mai ieftină a vechilor sisteme ce utilizau chiar și câteva sute de relee și timere. De cele mai multe ori un controler poate fi programat astfel încât să țină locul câtorva sute de relee.

Din punct de vedere funcțional, PLC-urile au evoluat pentru a îngloba controlul releelor și al mișcării, controlul proceselor, sisteme de control distribuit, rețele complexe, etc.

Primele controlere dețineau funcții decizionale implementate prin intermediul diagramelor Ladder; aceste diagrame au la bază schemele electrice aferente conexiunilor. În acest mod electricienii puteau rezolva relativ ușor problemele de circuit care apăreau – fig. 2.5.

Fig. 2.5. Depanarea unei defecțiuni aferentă unui PLC folosind diagramele Ladder

Astăzi, PLC-urile se diferențiază de calculatoarele obișnuite printr-o frontieră tot mai mică, controlerele fiind mai robuste iar calculatoarele au câteva deficiențe. Având la dispoziție standardul IEC 61131 – 3 (International Electrotechnical Commission), programarea PLC-urilor se poate realiza prin limbaje de programare structurată și operații logice elementare. În cazuri speciale se poate utiliza programarea grafică ce are la bază Grafcet-uri (SFC – Sequential Function Charts). [6]

Unități terminale comandate la distanță (RTU)

Unitățile terminale comandate la distanță – RTU (Remote Terminal Unit/ Remote Telemetry Unit/ Remote Telecontrol Unit) fac legătura cu echipamentele de pe teren, citesc starea lor (de exemplu, poziția închis/ deschis a unei valve sau releu, etc), citesc parametrii măsurați (de exemplu: presiunea, temperatura, debitul, tensiunea sau curentul, etc) și controlează aceste echipamente supravegheate generând comenzi (semnale), cum ar fi cea de închidere a unei valve sau releu, sau modificarea vitezei unei pompe – fig. 2.6.

Fig. 2.6. Unitate terminală comandată la distanță (RTU)

Unitățile terminale comandate la distanță citesc semnale digitale sau valori analogice, și generează comenzi digitale sau comenzi pentru setarea valorilor analogice de referință.

Cel mai important aspect al sistemelor SCADA este reprezentat de alarme, o alarmă fiind definită ca valoarea stării logice a unui anumit punct. Aceste stări logice pot fi „normale” sau „alarmante”. Alarmele sunt puse în funcțiune numai atunci când valorile maxime admisibile pentru anumiți parametrii sunt depășite. Cel mai facil exemplu de alarmă îl constituie activarea martorului luminos „combustibil epuizat” al unui autovehicul. Atunci când o alarmă se activează, un manager de alarme generează mesaje text sau e-mail către operatorul dispeceratului SCADA, iar acesta își dirijează atenția către acea parte a instalației monitorizate care necesită intervenție.

Un RTU se diferențiază de un PLC prin faptul că dispune de mai multe module I/O, are o rezistență foarte bună de funcționare în medii cu temperaturi ridicate, poate fi montat în locații greu accesibile (de exemplu: platforme petroliere, stații meteo de pe vârfuri montane, etc), este dotat cu panouri fotovoltaice – PV (Photovoltaic Panels), care îi asigură o oarecare independență energetică – fig. 2.7, și cel mai important aspect, poate fi programat folosind limbaje de programare facile și prietenoase cu utilizatorul, precum: Basic, Visual Basic sau C#. [6]

Fig. 2.7. Evidențierea diferențelor dintre un PLC și un RTU

Deși unitățile terminale comandate la distanță sunt net superioare unităților logice de control programabile, ele sunt de asemenea și mai scumpe. Acest aspect face ca mulți utilizatori SCADA să folosească PLC-urile, cu toate că RTU-urile sunt mai performante. Aceștia aleg să folosească RTU-urile în cazurile unor instalații tehnologice automatizate aflate la mare distanță de dispeceratul central și în condiții de mediu foarte aprige (temperaturi extreme, umiditate excesivă, etc) – fig. 2.8. [6]

Fig. 2.8. Utilizarea unui RTU într-o locație greu accesibilă (platformă petrolieră)

Infrastructura de comunicație

În general, sistemele SCADA utilizează ca modalități de comunicație dintre dispeceratul central și echipamentele din teren, conexiuni seriale, radio sau modemuri GSM/ GPRS (Global System for Mobile Communications/ General Packet Radio Service), în funcție de necesități. În cazul unor locații mai întinse, cum ar fi platformele petroliere, se utilizează și conexiunile Ethernet sau IP/ SONET (Internet Protocol/ Synchronous Optical Networking).

Fig. 2.9. Modalități de comunicație într-un sistem SCADA

Majoritatea protocoalelor folosite de sistemele SCADA sunt compacte și concepute astfel încât să transmită informații către dispeceratul central (stația Master) chiar și atunci când serverul interoghează RTU-ul sau PLC-ul.

Protocoalele de bază ale sistemelor SCADA sunt următoarele:

Modbus;

RP – 570 (RTU Protocol);

Conitel.

Protocoalele amintite mai sus depind de producător. De aceea protocoalele standard utilizate sunt IEC 60870 – 5 – 101 sau IEC 60870 – 5 – 104 (fig. 2.10), Profibus (Process Field Bus) și DNP3 (Distributed Network Protocol).

Fig. 2.10. Sistem SCADA cu protocol IEC 60870 – 5 – 101

Acestea sunt protocoale standardizate și recunoscute de către majoritatea producătorilor de sisteme SCADA. Majoritatea acestor protocoale vin deja cu extensii pentru operarea TCP/ IP (Transmission Control Protocol/ Internet Protocol). Măsurile de siguranță și securitate cibernetică cerute în practică sugerează evitarea conexiunii la internet pentru a evita eventualele atacuri asupra sistemelor SCADA. [6]

Centrul de comandă și control (stația Master)

Stația Master cuprinde serverele și software-ul responsabil de comunicarea cu echipamentele amplasate la distanță (RTU, PLC, etc), precum și software-ul HMI (Human Machine Interface) care rulează pe stațiile de lucru (workstations) din camera de comandă și control. În sistemele SCADA mici, stația Master poate fi reprezentată de un singur computer, în timp ce la sistemele mai mari, stația Master cuprinde mai multe servere, aplicații software distribuite precum și unități de salvare a datelor în caz de dezastre (fig. 2.11).

Fig. 2.11. Centrul de comandă și control (dispeceratul central)

Sistemele SCADA prezintă operatorului din dispeceratul central toate informațiile necesare sub forma unei reprezentări schematice sugestive. Acest lucru înseamnă că operatorul vede în fața sa o schiță a instalației monitorizate (fig. 2.12); de exemplu, schema unui regulator de gaze de pe o anumită linie de reglare îi afișează operatorului dacă regulatorul este armat și care este presiunea gazului amonte și aval de regulator la un anumit moment de timp t.

Interfețele HMI vin cu o aplicație grafică pe care operatorul sau personalul de întreținere o pot folosi pentru modificarea poziției pe care o au punctele în interfața utilizatorului. Schițele instalațiilor pot avea forme simple și complexe. [6]

Fig. 2.12. Interfață grafică cu schema sinoptică aferentă unei stații de reglare – măsurare gaze

„Industria de HMI a apărut din nevoia unui terminal prietenos pentru utilizator într-un sistem alcătuit cu unități PLC. Un PLC este programat să controleze automat un proces, însă faptul că unitățile PLC sunt distribuite într-un sistem amplu, colectarea manuală a datelor procesate de PLC este dificilă. De asemenea informațiile din PLC sunt de obicei stocate într-o formă brută, neprietenoasă.

Aplicațiile HMI au rolul de a aduna, combina și structura informațiile din PLC printr-o formă de comunicație. Încă din anii 1990 rolul sistemelor SCADA în sistemele inginerești civile s-a schimbat, necesitând o mai mare cantitate de operațiuni executate automat. Un HMI elaborat, poate fi de asemenea conectat la o bază de date pentru realizarea de grafice în timp real, analiza datelor, proceduri de întreținere planificate, scheme detaliate pentru un anumit senzor sau utilaj, precum și metode de depanare a sistemului.

Din anul 1998, majoritatea producătorilor de PLC oferă sisteme SCADA integrate, cele mai multe folosind sisteme de comunicație și protocoale deschise, neproprietare. Majoritatea sistemelor SCADA oferă compatibilitate cu PLC-urile.” [3, pag. 247]

Fig. 2.13. Interfață HMI aferentă unei stații de reglare – măsurare gaze naturale:

TP1, TP2 – presiunea de intrare/ ieșire; DP1, DP2 – cădere presiune filtre;

PTZ1, PTZ2 – convertoare electronice de volum; M1, M2 – robinete cu acționare electrică;

TT2 – temperatura de ieșire a gazului; ARH – limita inferioară de explozie (LEL).

DESCRIEREA SISTEMELOR SCADA ÎN DOMENIUL ENERGETIC

Generalități

Datorită pretențiilor fundamentate de siguranță și continuitate în alimentarea cu energie electrică, gaze, etc, a consumatorilor, a luat naștere necesitatea și oportunitatea de îmbunătățire a fiabilității și siguranței în funcționare a echipamentelor și instalațiilor energetice. Soluția la aceste cerințe ale utilizatorilor de energie a fost implementarea sistemelor de monitorizare și control precum și folosirea procedeelor de diagnoză automată a echipamentelor primare.

Implementarea și utilizarea corectă a sistemelor de monitorizare continuă a parametrilor echipamentelor primare a condus la identificarea rapidă a posibilității de defectare precum și la identificarea și delimitarea echipamentelor defecte, prevenindu-se astfel oprirea din funcționare a unor echipamente sau chiar a unei instalații. [4]

Necesitatea și oportunitatea monitorizării echipamentelor

Obiectivele majore urmărite în timpul monitorizării echipamentelor primare din stațiile de reglare – măsurare gaze naturale, sunt următoarele:

identificarea echipamentelor supuse monitorizării:

robinete, filtre și contoare;

regulatoare de presiune;

analiza căderilor de presiune și a stărilor anormale:

analiza parametrilor de fiabilitate;

identificarea stărilor anormale;

analiza defectelor;

identificarea principalilor parametri care trebuie monitorizați;

mentenanța echipamentelor:

îmbunătățirea procedurilor de mentenanță;

adaptarea procedurilor de mentenanță la starea reală a echipamentelor;

urmărirea evoluției principalilor parametri ai echipamentelor.

Identificarea parametrilor ce urmează a fi supravegheați rămâne cea mai importantă etapă din procesul de proiectare a unui sistem de monitorizare și control. Se naște astfel dorința justificată de achiziționare a unei cantități însemnate de informații, astfel încât proiectantul să aibă o imagine de ansamblu asupra funcționării instalației ce urmează a fi automatizată. [4]

Integrarea funcțiilor de control și protecție în sistemul de monitorizare

Sistemul de monitorizare are la bază diferite dispozitive electronice inteligente – IED (Intelligent Electronic Device), care au scopul de a achiziționa și prelucra parametrii monitorizați.

Dacă se reduc conexiunile dintre echipamentele primare și cele secundare, costul sistemului de monitorizare s-ar micșora considerabil prin înlăturarea cablajelor cu caracter redundant.

Ca urmare a progresului tehnologic din ultimii ani în domeniul tehnologiei informațiilor și a comunicațiilor, a luat amploare folosirea soluțiilor distribuite la elaborarea sistemelor de achiziție, comandă, control, monitorizare și protecție. Din alt punct de vedere, avem încă multe companii industriale care folosesc platforme hardware universale care îndeplinesc funcții de automatizare, monitorizare și control.

În perioada contemporană, funcțiile de protecție și automatizare locală sunt integrate, în general, într-un singur dispozitiv electronic inteligent (IED), în timp ce funcțiile de monitorizare și control sunt integrate în dispozitive diferite de cele de protecție. Această hotărâre de alocare preferențială a funcțiilor de monitorizare și control s-a implementat din considerente tehnico-economice. Schema de principiu a unui sistem care integrează funcțiile de automatizare, monitorizare, control și protecție este relevată în fig. 3.1. Un sistem SCADA cu arhitectură distribuită poate fi completat cu echipamente cu funcții specifice în scopul monitorizării echipamentelor primare. [4]

Fig. 3.1. Schema de principiu a unui sistem de monitorizare și control

Sisteme SCADA, DMS și EMS

Sistemele SCADA (Supervisory Control And Data Aquisition), DMS (Distribution Management System) și EMS (Energy Management System) reprezintă instrumente fundamentale ce au la bază computerul, folosite de majoritatea dispeceratelor energetice pentru controlul funcționării sistemelor energetice complexe. Echipamentele de achiziție și control constituie primele „cărămizi” ale acestor categorii de sisteme care monitorizează și controlează echipamentele din stațiile și rețelele energetice.

Trebuie amintit că între instrumentele amintite anterior există o legătură strânsă, neputând fi realizate funcțiuni DMS și EMS fără a dispune de un sistem SCADA, care să le ofere acestor funcțiuni semnale din procesul tehnologic iar, pe de altă parte, posibilitatea controlului de la distanță a întregului proces tehnologic.

În cele ce urmează se va face o trecere în revistă a principalelor funcții îndeplinite de sistemele SCADA, DMS și EMS, fiind exemplificate conexiunile cu echipamentele din stațiile de reglare – măsurare gaze naturale, având ca punct de plecare schema de principiu a lanțului funcțional de teleconducere (fig. 3.1). [4]

Funcțiile sistemelor SCADA

Sistemele SCADA implementate în cadrul instalațiilor, sistemelor sau rețelelor energetice îndeplinesc de regulă următoarele funcții:

Monitorizarea și controlul de la distanță a instalațiilor, sistemelor și rețelelor energetice

Pentru realizarea acestei funcții, sistemele SCADA efectuează următoarele procese: achiziția informațiilor despre starea instalației energetice cu ajutorul interfețelor corespunzătoare, transmisia semnalelor către punctele de comandă și control, comanda și controlul de la distanță a proceselor energetice, memorarea variațiilor semnificative ale procesului controlat, etc.

Procedeele de comutare (conectare/ deconectare) ale echipamentelor primare pot fi comandate de la distanță de către un centru de comandă și control (dispecerat energetic central). Stările întrerupătoarelor și ale separatoarelor precum și valorile măsurătorilor de presiuni, temperaturi, etc, sunt cunoscute în orice moment la centrul de comandă și control, fiind la îndemâna operatorului dispeceratului energetic (dispecer).

Acest fapt duce la creșterea eficienței operaționale pentru dispecer, prin creșterea cantității de informații cunoscute și prin scăderea timpilor necesari pentru actualizarea acestor informații. Semnalele de la instalațiile energetice sunt colectate și vehiculate către postul de comandă și control, sub autoritatea căruia se găsesc aceste instalații, sau pot fi folosite pentru elaborarea unor analize globale a rețelelor energetice. [4]

Alarmarea

Sistemele SCADA recunosc stările asociate funcționării nepotrivite a echipamentelor și instalațiilor (suprapresiuni, activarea sistemelor de protecție, modificarea stării întrerupătoarelor și a separatoarelor, etc) și avertizează opto-acustic dispecerul în legătură cu cele întâmplate.

Alarmele sunt prelucrate de către sistem într-un mod care să permită prezentarea concisă, clară, în timp util și numai la acei operatori ai dispeceratului care au nevoie de aceste informații. Modul de anunțare a unei alarme este în funcție de aria sa de interes și de gradul de prioritate. Sistemele moderne dețin funcții de alarmare foarte performante, dotate cu echipamente cu inteligență artificială, care identifică cauza primară specifică mai multor evenimente și trimit către dispecer o prezentare cât mai detaliată a avariei. Funcția de alarmare implică și memorarea tuturor evenimentelor asociate alarmelor, împreună cu momentele de timp t aferente apariției acestora, în fișiere de date pe discuri magnetice, astfel încât să poată fi vizualizate ulterior. [4]

Analiza post-avarie

De regulă sistemele SCADA elaborează un istoric aferent modificărilor stărilor echipamentelor și instalațiilor energetice, iar apoi furnizează operatorului din dispecerat toate datele necesare pentru efectuarea unei analize a evenimentelor desfășurate. Evenimentele sunt memorate împreună cu informațiile legate de timp și spațiu, în ordine cronologică, grupate pe categorii de echipamente, urmând să fie prezentate ulterior dispecerului.

În același timp, aceste date vor constitui „materia primă” pentru sistemele de analiză post-avarie asistată de computer sau pentru sistemele de restaurare a echipamentelor după căderi de energie electrică. Aceste sisteme expert pot asista operatorul din dispecerat sau se pot pune în funcțiune în mod automat. [4]

Informarea de ansamblu a dispecerului asupra topologiei și stării sistemului energetic condus, prin intermediul interfețelor om-mașină

Comunicarea sistemului SCADA cu operatorul uman se realizează prin intermediul interfețelor HMI (Human Machine Interface) și asigură o bună funcționare a dispeceratului energetic. Interfața om-mașină urmărește cu precădere prezentarea informațiilor despre procesul tehnologic condus într-un mod clar și succint pentru a se evita confuziile, selectarea datelor dorite cu ușurință, selectarea clară și fără dubii a comenzii ce va modifica parametrii procesului monitorizat, etc. [4]

Urmărirea încărcării rețelelor

Această funcție realizează optimizarea rețelelor energetice prin memorarea cantității de energie consumată în anumite momente de timp și în anumite locații, fiind posibilă o bună planificare a resurselor disponibile. [4]

Planificarea și urmărirea reviziilor și reparațiilor în scopul evitării întreruperilor de energie

Dacă se monitorizează și se analizează, folosind sisteme de asistare expert, funcționarea diverselor echipamente ale instalațiilor energetice, atunci sistemul SCADA poate emite informații cu privire la necesitatea unor revizii sau reparații ale acestor instalații. [4]

Arhitectura sistemelor SCADA

Structura unui sistem SCADA modern trebuie să fie în concordanță cu cerințele sistemelor deschise, folosindu-se mai multe concepte pentru „deschidere”.

Astfel, în anul 1989 comisia IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) a emis standardul POSIX (Portable Operating System Interface) 1003.0, care propunea ca definiție pentru sistemele deschise următoarea sintagmă:

„Un sistem deschis dispune de posibilități care permit implementarea aplicațiilor astfel încât:

să poată fi executate pe sisteme provenind de la mai mulți furnizori;

să poată conlucra cu alte aplicații realizate pe sisteme deschise (inclusiv la distanță);

să prezinte un stil consistent de interacțiune cu utilizatorul.” [4]

Obiectivul fundamental al utilizării sistemelor deschise constă în micșorarea cheltuielilor cu software-ul aplicației, și în consecință o folosire optimă a resurselor umane.

Cel mai mare avantaj pe care conceptul open-system îl aduce la proiectarea sistemelor SCADA – DMS – EMS constă în distribuirea diferitelor funcțiuni în diverse puncte (noduri) de prelucrare (funcționale).

Toate nodurile de prelucrare sunt independente din punct de vedere al resurselor hardware. Stațiile de lucru (workstations) fac parte din această categorie, eliberând sistemul de interfața HMI. Tot din categoria nodurilor funcționale fac parte, de asemenea: nodurile de achiziție date, nodurile pentru prelucrarea bazelor de date istorice și relaționale, nodurile pentru editarea rapoartelor, nodurile pentru procesoarele aplicației, etc.

Nivelul de dependență al diverselor noduri variază, astfel încât partea hardware să confere o independență ridicată și posibilitatea de înlocuire sau extindere. De altfel, caracterul independent al nodurilor funcționale duce la optimizarea mesajelor și la minimizarea încărcării rețelei de transmisie a datelor. Nodurile dispun de redundanță, aceasta crescând nivelul de disponibilitate și reducând riscul de „pierdere” a acesteia sau de distribuire a funcțiunilor „pierdute” către alte noduri de prelucrare.

Faptul că nodurile pot fi plasate la orice distanță, constituie o proprietate fundamentală a sistemelor deschise. De obicei, sistemele SCADA au o arhitectură distribuită și utilizează ca mijloace de comunicație, atât rețelele de date locale – LAN (Local Area Network), cât și rețelele de date la distanță – WAN (Wide Area Network), elaborate cu ajutorul unor proceduri standard.

O importanță deosebită trebuie acordată funcțiunilor pe care un sistem SCADA trebuie să le realizeze în timpul funcționării diverselor elemente ale sistemului, plasate în diferite noduri informaționale.

Conexiunea diverselor elemente ale unui sistem distribuit cu ajutorul unor rețele de comunicație, constituie elementul cheie pentru orice arhitectură reușită a unui sistem SCADA. În fig. 3.2 este relevată o posibilă arhitectură pentru sistemele SCADA distribuite. [4]

Fig. 3.2. Arhitectura unui sistem SCADA

În cadrul conexiunii cu procesul tehnologic (echipamentele din stația de reglare – măsurare gaze naturale) se află Echipamentele de Achiziție și Comandă (EAC), distribuite în punctele de interes, care au scopul să interfațeze cu instalațiile energetice.

Echipamentele de achiziție și comandă (EAC) preiau informații importante de la nivelul procesului tehnologic și apoi transmit comenzi către acesta. În general, sistemele SCADA moderne dispun de un nivel ridicat de prelucrare locală a datelor cu funcțiuni de automatizare, măsură și protecție, la nivelul EAC. Cu ajutorul magistralelor de date locale (LAN), dispozitivele EAC sunt conectate cu computere care procesează date la nivelul întregului proces tehnologic (stația de reglare – măsurare gaze naturale).

Stațiile de de reglare – măsurare gaze naturale comunică cu centrul de comandă și control prin intermediul rețelelor de date transmise la distanță (WAN). Transmisia datelor de la rețelele WAN la rețelele de date locale (LAN), plasate la nivelul centrului de comandă și control, se realizează prin intermediul computerelor cu rol de concentrator de date – FEP (Front End Processor). La nivelul rețelei specifice centrului de comandă și control se află computere care realizează funcțiuni de procesare SCADA – DMS – EMS, precum: servere de aplicație, interfețe grafice, sisteme expert, etc. [4]

Din cele enunțate anterior, se trage concluzia că modul de programare s-a schimbat major. Astfel, dacă în sistemele clasice programatorii elaborau aplicațiile numai pe baza cerințelor utilizatorilor, în cazul sistemelor moderne programatorii trebuie să urmărească îndeplinirea funcțiunilor necesare și să țină cont de modificarea sau extinderea acestora. [4]

Categorii de semnale din procesul tehnologic

Echipamentele aferente unei stații de reglare – măsurare gaze naturale pot fi grupate în două categorii:

echipamente primare – asigură reglarea presiunii și măsurarea cantității de gaze naturale (regulatoare, contoare, filtre, etc);

echipamente auxiliare – asigură protecția și controlul echipamentelor primare.

La nivelul unei stații de reglare – măsurare gaze naturale, avem următoarele tipuri de semnale primare, care trebuie puse în balanță atunci când se dorește conducerea de la distanță a procesului:

semnale de poziție (întrerupătoare, separatoare, automatizări, etc);

semnale preventive;

semnale de avarie (de incident);

comenzi;

măsurări (presiuni, temperaturi, etc);

contorizări.

Din punct de vedere al particularităților semnalelor, avem:

semnale analogice (curenți alternativi sau continui, tensiuni alternative sau continue, etc);

semnale numerice – reflectă stări discrete ale componentelor de la care provin. Majoritatea acestor semnale provin de la contactele electrice. Stările posibile ale acestor semnale sunt complementare (conectat/ deconectat, închis/ deschis, adevărat/ fals, etc);

impulsuri pentru contorizare – reprezintă un caz particular al semnalelor numerice.

Din punct de vedere al localizării semnalelor, avem:

semnale la nivel de celulă;

semnale la nivel de grupuri de celule;

semnale generale pe stație de reglare – măsurare. [4]

Achiziția semnalelor și elaborarea comenzilor

Intrări numerice

Achiziția semnalelor de natură numerică se face prin citirea stării unor contacte auxiliare din proces. Aceste contacte reproduc starea echipamentelor monitorizate prin intermediul unor interfețe cu separare galvanică.

Atunci când contactele monitorizate comută, ele sunt supuse unui regim tranzitoriu care determină apariția vibrațiilor, de care trebuie să se țină cont atunci când se realizează prelucrarea acestor semnale numerice. De aceea, interfața de achiziție a acestor semnale trebuie să aibă un algoritm de filtrare software care să elimine efectele acestor vibrații, care au o durată de aproximativ 1…2 ms, prelucrând astfel numai comutările certe.

Interfețele de achiziție realizează atât interpretarea variației stărilor contactelor monitorizate, cât și stocarea momentului de timp t aferent producerii acestor modificări.

Pentru maximizarea nivelului de siguranță a semnalelor achiziționate, echipamentele de achiziție și control (EAC) trebuie să îndeplinească următoarele funcții suplimentare: [4]

blocarea automată a transmiterii semnalelor către nivelul ierarhic superior, în situația în care intrările numerice au o valoare neplauzibilă (prea ridicată) de tranziții în unitatea de timp. Acest fapt se întâmplă atunci când sunt prezente contacte imperfecte în circuitele de achiziție a semnalelor, iar omiterea acestui aspect va avea ca efect „poluarea” informațională a nivelului ierarhic superior, precum și încărcarea circuitelor de teletransmisie;

blocarea intrărilor numerice la cerere, atunci când se dorește să se intervină asupra instalației monitorizate în vederea efectuării unor reparații sau revizii;

capacitatea de verificare automată a circuitelor de achiziție a semnalelor (integritatea firelor de legătură ale contactelor electrice monitorizate).

Semnale de poziție monopolare

Poziția separatoarelor, starea automatizărilor și a altor dispozitive, altele decât întrerupătoarele, este citită cu ajutorul unui singur contact care reproduce starea acestora. De obicei poziția „închis” a contactului înseamnă că echipamentul respectiv este în funcțiune, în timp ce poziția „deschis” semnifică scoaterea din funcțiune a echipamentului respectiv. [4]

Semnale de poziție bipolare

Starea anclanșat/ declanșat corespunzătoare întrerupătoarelor este achiziționată folosind două contacte, care în situații normale satisfac condiția de excluziune reciprocă. Comutarea celor două contacte nu are loc concomitent și de aceea interfața de achiziție trebuie să dispună de un algoritm care să aibă în vedere întârzierile admisibile ce apar la schimbarea pozițiilor celor două contacte. [4]

Semnale de alarmă

Aceste semnalizări fac parte din categoria semnalelor monopolare și pot fi: [4]

semnale de tipul „apare/ dispare” pentru care contează atât momentul închiderii contactului cât și momentul deschiderii acestuia (de exemplu, monitorizarea tensiunii din baterie, etc);

semnale de tipul „protecția a funcționat” pentru care este important doar momentul apariției semnalului nu și momentul dispariției acestuia.

Impulsuri pentru contorizare

Aceste semnale provin de la contoarele de gaze naturale echipate cu generator de impulsuri. Interfața de achiziție contorizează aceste impulsuri, stocând un „index” software în memorie. Dacă se asociază fiecărui index o constantă corespunzătoare (impulsuri/m3, impulsuri/kWh, etc) se poate calcula valoarea energiei consumate pe linia de măsură respectivă.

Intrări analogice

Mărimile analogice fundamentale necesare pentru conducerea de la distanță a stației de reglare – măsurare gaze naturale sunt presiunile de intrare/ ieșire, temperaturile, etc.

Schema procesului de măsurare a intrărilor analogice se regăsește în fig. 3.3. În primă fază mărimile analogice sunt supuse unei operații de „adaptare” necesară pentru procesul de prelucrare ulterioară în circuitele de măsură. În același timp se face protecția intrărilor analogice împotriva valorilor accidentale ale semnalelor și separarea galvanică a interfeței de achiziție față de procesul tehnologic. După aceasta semnalul rezultat este supus operației de filtrare hardware în vederea anulării efectelor perturbațiilor iar apoi un modul multiplexor selectează canalul analogic corespunzător. Valoarea semnalului este trimisă apoi modulelor de eșantionare – memorare respectiv de conversie analog – numerică. Șirul de valori numerice obținut pentru fiecare canal în parte la intervale regulate de timp este supus acțiunii unor algoritmi de filtrare software și de calcul a valorilor efective pentru parametri doriți. [4]

Fig. 3.3. Schematizarea procesului de condiționare aferent mărimilor analogice

Valorile mărimilor analogice (presiuni, temperaturi, etc) se pot achiziționa din procesul tehnologic în două feluri:

folosind traductoare externe corespunzătoare, situație în care echipamentele de achiziție și control dispun de intrări analogice în semnal unificat (4…20 mA);

preluate în mod direct de către echipamentele de achiziție și control prin intermediul unor interfețe specifice.

Varianta a doua este superioară primei variante din punct de vedere tehnico-economic, fiind cea mai folosită în cadrul sistemelor SCADA moderne.

Echipamentele de achiziție și comandă vor realiza eșantionarea precum și convertirea mărimilor analogice în valori numerice instantanee corespunzătoare parametrilor presiune (P) și temperatură (T), iar apoi prin aplicarea unor algoritmi calcularea:

debitului instantaneu;

volumului normal [] la TN = 0 °C = 273,15 K și PN = 1,01325 bara;

volumului standard [] la Tst = 15 °C = 288,15 K și Pst = 1,01325 bara.

Volumul de gaz măsurat în anumite condiții de presiune și temperatură este convertit în condiții de referință (normale sau standard) prin aplicarea relației următoare: [3]

unde: Vref reprezintă volumul de gaz corectat, în condițiile de referință [];

Vmăs – volumul măsurat de contor [m3];

Tref – temperatura de referință (273,15 K sau 288,15 K);

T – temperatura absolută a gazului în condițiile de măsurare [K];

P – presiunea absolută a gazului [bara];

Pref – presiunea absolută de referință (1,01325 bara);

Zref – factorul de compresibilitate al gazului în condițiile de referință; Zref = 1;

Z – factorul de compresibilitate al gazului în condițiile de măsurare;

C – factorul de corecție.

Comunicarea mărimilor analogice către nivelul ierarhic superior se poate realiza în următoarele situații:

echipamentele de achiziție și control (EAC) sunt interogate de către nivelul superior în legătură cu valorile mărimilor analogice;

intrările analogice își schimbă valoarea într-una modificată cu cel puțin o unitate față de valoarea precedentă;

valorile intrărilor analogice excedează limitele prestabilite de alarmare sau cele tehnologice. [4]

Comenzi pentru procesul tehnologic

În vederea realizării funcției de control asupra echipamentelor din cadrul stațiilor de reglare – măsurare gaze naturale, dispozitivele EAC dispun de interfețe care au capacitatea de a elabora semnale de comandă de natură electrică.

În practică întâlnim două categorii de semnale de comandă:

impulsuri de comandă pentru întrerupătoare, comutatoare, etc, și care au o durată de 1…3 s;

semnale permanente care își mențin durata de acțiune până ce EAC emite un semnal de comandă cu semnificație opusă celui preccedent (de exemplu, deschiderea/ închiderea unui robinet cu acționare electrică, etc).

Pentru elaborarea ambelor categorii de semnale, echipamentele de achiziție și control trebuie să aibă contacte electrice integrate la nivelul schemelor de comandă pentru circuitele electrice secundare ale stației.

Pentru creșterea fiabilității comenzilor, echipamentele de achiziție și control (EAC) trebuie să îndeplinească următoarele cerințe cu privire la elaborarea semnalelor de comandă:

înlăturarea pericolului confuziei comenzilor prin eliminarea erorilor de transmisie;

înlăturarea riscului comenzilor multiple (concomitent cu semnalul de comandă dorit se emit și semnale nedorite, datorită unor defecte interne ale echipamentelor de achiziție și control, precum și a contactelor accidentale ale circuitelor secundare de comandă);

înlăturarea pericolului de transmitere a unor comenzi neașteptate, din cauza unor defecte interne ale EAC. În acest sens se folosesc scheme de conectare a echipamentelor hardware și algoritmi de validare a semnalelor de comandă;

comunicarea cazurilor de funcționare neadecvată a lanțului de comandă (de exemplu, semnalizarea prezenței unui cablu întrerupt). [4]

Funcțiuni locale

Funcțiunile fundamentale care trebuie îndeplinite pentru o stație de reglare – măsurare gaze naturale pot fi de două feluri:

funcțiuni la nivel de celulă;

funcțiuni la nivel de stație.

Ambele tipuri de funcțiuni sunt îndeplinite de către un singur echipament de achiziție și comandă (EAC) în cazul unei arhitecturi centralizate.

Pentru arhitectura distribuită, funcțiunile la nivel de celulă sunt achiziționate de către echipamentul de achiziție și control aferent celulei respective, în timp ce funcțiunile la nivelul unui grup de celule sau care provin dintr-o arie mai extinsă sunt prelucrate de către computerul de la nivelul stației de reglare – măsurare gaze naturale.

Funcțiuni la nivelul celulei

La funcțiunile de achiziție și comandă enumerate anterior, celulele mai dispun de următoarele categorii de funcțiuni: [4]

istoric local al evenimentelor – evenimentele care se produc în timpul funcționării echipamentelor ce aparțin unei celule sunt stocate împreună cu momentul de timp corespunzător. Această funcțiune se găsește la nivelul celulei numai în cazul arhitecturilor distribuite;

interfața HMI (Human Machine Interface) – care asigură funcționarea panoului local de monitorizare și comandă;

blocarea (condiționarea) comenzilor – această funcțiune oferă posibilitatea anulării unor comenzi nepotrivite care se datorează erorilor de operare sau de funcționare a diverselor echipamente.

Funcțiuni la nivelul stației

Stația de reglare – măsurare gaze naturale dispune de mai multe funcțiuni: [4]

istoric al evenimentelor la nivel de stație precum și filtrarea acestora (înaintarea către nivelul superior a evenimentelor relevante pentru operatorul dispeceratului);

consemnarea variației parametrilor (presiuni, temperaturi, etc) și stocarea acestora pentru o anumită perioadă;

blocaje (condiționări) la nivel de stație;

monitorizarea funcționării echipamentelor de achiziție și comandă (EAC);

interfața HMI destinată operatorului stației sau pentru operațiuni de mentenanță.

Sincronizarea echipamentelor

În general algoritmii care realizează prelucrarea mărimilor analogice sau numerice contează pe intervale exacte de timp la care trebuie efectuate achizițiile și prelucrările. De asemenea, memorarea variațiilor de stare necesită și stocarea momentului de timp când acestea au avut loc.

Determinarea exactă a variabilei timp t influențează prelucrările și analizele următoare din cadrul procesului tehnologic. „Ora exactă” a sistemelor SCADA se asigură prin intermediul următoarelor mecanisme:

echipamentele de achiziție și comandă sunt dotate cu un ceas local care funcționează pe baza unor elemente oscilatorii foarte precise (de exemplu, cristal de cuarț termostatat);

sistem de sincronizare periodică utilizând un ceas etalon.

Se constată astfel că apar două dificultăți la realizarea „timpului sincron”, și anume:

sincronizarea echipamentelor de achiziție și control (EAC) în raport cu un ceas etalon la nivel de stație;

sincronizarea EAC în raport cu un ceas etalon la nivelul sistemului SCADA.

Cea de-a doua dificultate se datorează distanței mari între stațiile de reglare – măsurare gaze naturale și locul unde este instalat ceasul unic.

Principalele sisteme de sincronizare a timpului se bazează pe:

folosirea semnalelor de timp etalon, ce provin de la sisteme specializate;

folosirea unui semnal dedicat – această metodă se aplică pe arii restrânse cum ar fi teritoriul unei stații de reglare – măsurare gaze naturale;

folosirea canalului de comunicație – precizia acestui sistem este influențată de viteza de comunicație și întârzierile datorate protocoalelor de comunicație. [4]

Examinarea și prelucrarea datelor

Alcătuirea unui Punct de Comandă și Control (PCC) din cadrul unui sistem SCADA cu arhitectură distribuită poate fi precum cea relevată în fig. 3.4.

Fig. 3.4. Alcătuirea unui punct de comandă și control (PCC)

În cadrul configurației prezentate în schema de mai sus, pot fi implementate diverse elemente de redundanță ale componentelor principale (rețele de date locale LAN, servere, etc).

Deoarece transferul informațiilor între componentele punctului de comandă și control trebuie să fie echilibrat, este recomandată separarea elementelor care vehiculează cantități reduse de informații, dar cu timpi de reacție (răspuns) mici, de elementele și aplicațiile care vehiculează cantități mari de date, pentru care timpul de reacție nu este foarte important (de exemplu, LAN 1 și LAN 2 din schema de mai sus, separate printr-un router).

Pentru ca punctul de comandă și control (PCC) să funcționeze și în cazul apariției unei defecțiuni la nivelul rețelei LAN, este necesară construirea unei a doua magistrale de comunicație locală, componentele și aplicațiile principale fiind conectate la ambele magistrale. Conexiunea punctului de comandă și control cu echipamentele de achiziție și control (procesul tehnologic) se face prin serverele de comunicație. Aceste servere controlează transferul pachetelor de informații dintre PCC și echipamentele de achiziție și control (EAC) din cadrul stațiilor de reglare – măsurare gaze naturale (fig. 3.5).

Unele componente și aplicații ale punctului de comandă și control (PCC) necesită pachete de informații de la mai multe rețele apropiate. Un computer special cu funcție de router efectuează transmisia datelor între mai multe puncte de comandă și control care coordonează sistemele vecine. De asemenea, acest computer asigură securitatea rețelei specifice punctului de comandă și control la accesul acesteia din exterior. Cele mai răspândite protocoale de comunicație sunt ELCOM – 90 (folosit preponderent în Europa) și ICCP TASE.2 (utilizat în America de Nord, însă tinde să cuprindă cât mai mult teren). [4]

Fig. 3.5. Punct de comandă și control aferent unor stații de reglare – măsurare gaze naturale

Rețeaua de comunicație specifică punctului de comandă și control (PCC) se delimitează de sistemul informațional al companiei printr-un router, care asigură accesul la resursele bazei de date a PCC. Această bază de date este întreținută în timp real de către serverul de achiziție date. Aplicațiile instalate pe acest computer asigură preluarea informațiilor curente despre procesul tehnologic condus și transmiterea acestor date către celelalte aplicații ale PCC.

Ținând cont de anumite evenimente care se desfășoară la anumite intervale de timp, baza de date se arhivează în timp real pe serverul de arhivare, realizându-se istoricul evoluției procesului tehnologic. De asemenea, serverul de arhivare date efectuează și prelucrarea informațiilor primite de la echipamentele de achiziție și comandă (EAC):

filtrarea informațiilor;

transformarea unităților de măsură;

verificarea încadrării în limite, pentru activarea alarmelor.

Printre aplicațiile specifice pentru controlul echipamentelor din stațiile de reglare – măsurare gaze naturale, instalate pe serverele de funcțiuni SCADA, se numără:

interfețe operator – realizează împrospătarea datelor prelucrate de stațiile de lucru ale dispeceratelor energetice sau ale altor utilizatori ai sistemului;

gestionarea evenimentelor – aplicație smart de prelucrare a alarmelor, de monitorizare și lichidare a acestora;

administrarea nivelului de autoritate – autoritatea este definită ca fiind dreptul unei aplicații de a exercita controlul anumitor echipamente dintr-o stație de reglare – măsurare gaze naturale, în conformitate cu schema de autoritate, fiind reglementată. Analog, alarmele generate de diverse echipamente trebuie direcționate către autoritatea potrivită.

Alte aplicații, care nu se supun limitărilor impuse de timpul real, sunt:

calculul căderilor de presiune;

determinarea compoziției gazelor naturale;

vizualizarea tuturor datelor disponibile sub forma unor hărți create de sisteme informatice precum AM/ GIS (Automated Mapping/ Geographic Information System), utilizate preponderent de sistemele DMS (Distribution Management System);

interfețe care oferă date cu privire la apariția deranjamentelor, etc. [4]

Sisteme de automatizare, măsură, control și protecție

Apariția echipamentelor digitale de automatizare și protecție a determinat dezvoltarea sistemelor de automatizare SCADA aferente instalațiilor energetice, constituind un fenomen de preocupare pentru ingineri și programatori.

Sistemele de protecție necesită accesul atât la informații locale din aria procesului tehnologic (interfațare directă), cât și la informații globale din alte arii ale procesului tehnologic (interfațare indirectă).

În consecință, echipamentele de protecție sunt destul de complexe datorită procesării unei cantități mari de date globale, reducându-și flexibilitatea sau disponibilitatea.

Proliferarea interfețelor de achiziție și multiplicarea spațială a acestora nu este un lucru dorit, deoarece sistemele de protecție utilizează în general aceleași mărimi de intrare ce provin de la procesul tehnologic.

Uzual releele numerice au implementată o interfață serială. Sistemele de control a stației de reglare – măsurare gaze naturale au la bază microprocesoare și necesită preluarea informațiilor globale despre proces cât și conexiuni de comunicație. De aceea se dorește fuziunea sistemelor de control cu cele de protecție.

Preocupările curente în legătură cu fuziunea sistemelor de proteție și control, au oferit drept soluții următoarele tipuri de sisteme:

sisteme coordonate de control și protecție – aceste sisteme își mențin independența unele față de celelalte, dar includ și funcțiuni care presupun conlucrarea reciprocă. În cadrul acestui concept, funcțiunea de protecție este instalată deseori pe echipamente diferite de cele de control (comandă). Cele două subsisteme comunică, trimițându-și reciproc date globale, rezultate ca urmare a procesării mărimilor din procesul tehnologic;

sisteme integrate de control și protecție – aceste sisteme sunt concepute ca un tot unitar, folosind în comun resursele hardware sau software. În această situație avem de a face cu o descentralizare pronunțată a funcțiunilor de control (comandă) și protecție, elementul cheie al acestui concept fiind reprezentat de comunicația cu viteză mare între modulele componente. [4]

Sisteme coordonate de control și protecție

Coordonarea sistemelor de control și protecție se realizează prin intermediul sistemului de comunicație, utilizând datele suplimentare de la sistemul complet (întreg). Motivul fundamental pentru folosirea unui asemenea sistem coordonat nu constă doar în înlocuirea protecției convenționale cu dispozitive de comandă ce au la bază microprocesoare, ci și în exploatarea tuturor facilităților acestei tehnologii moderne pentru o mai bună performanță a protecției și a controlului în stațiile de reglare – măsurare, precum și pentru un control îmbunătățit al rețelei de transport/ distribuție gaze naturale. Cu alte cuvinte, acest sistem unificat cu arhitectură descentralizată coordonează controlul și protecția stației de reglare – măsurare gaze naturale pe baza unor microprocesoare.

Coordonarea se referă la îmbinarea funcțiunilor de control și protecție fără să se renunțe la autonomia protecției. Unificarea înseamnă că toate informațiile din sistem pot fi accesate în același mod prin sistemul comun de comunicație. Descentralizarea se referă la faptul că atât informațiile (datele achiziționate sau calculate), cât și funcțiunile sunt distribuite și procesate în cel mai apropiat punct de procesul tehnologic.

Structura funcțiunilor unui sistem coordonat de control (comandă) și protecție la nivelul unei stații de reglare – măsurare gaze naturale se regăsește în fig. 3.6. [4]

Fig. 3.6. Structura funcțiunilor specifice sistemelor coordonate de control și protecție

O stație de reglare – măsurare gaze naturale este întotdeauna alcătuită din celule (regulatoare). Acestea au conexiuni de intrare/ ieșire la una sau mai multe linii de măsură și servesc drept noduri care definesc întreaga stație. Există diverse funcțiuni de control și protecție îndeplinite la nivelul celulei (regulator). De aceea, structura de bază este ierarhică și cuprinde două nivele: nivelul celulei și nivelul stației.

La nivelul celulei sunt efectuate acele sarcini care revendică informații numai de la nivelul celulei, și generează comenzi către dispozitivele și echipamentele din această celulă.

Dintre aceste sarcini amintim:

controlul celulei (comenzi, condiționări la nivelul celulei);

interfața HMI (dacă este necesară);

măsurarea și monitorizarea parametrilor aferenți celulei (presiuni, temperaturi, evenimente, defecte, etc);

protecția celulei (eliminarea defectelor și luarea măsurilor preventive).

Sarcinile amintite anterior se referă la procedurile automate de comutație cu/ fără condiționare din partea protecției, semnalizării, etc.

La nivelul stației se desfășoară sarcinile care necesită informații (date) de la mai multe celule, și se generează comenzi către dispozitivele plasate în diferite celule. Sarcinile pot fi:

controlul stației (bază de date centrală, supervizare, sincronizare comunicație, interblocaje la nivelul stației, prelucrare centrală a datelor achiziționate din celule);

protecții la nivelul stației (de exemplu, supape de blocare la subpresiune și suprapresiune);

interfața HMI destinată operatorului stației;

comunicația între stație și nivelul ierarhic superior de control și comandă.

Putem spune că nivelul stației nu necesită acces direct la procesul tehnologic. În această situație, protecția prin supape de blocare la subpresiune și suprapresiune, este o funcțiune la nivelul stației cu interfețe de intrare/ ieșire plasate în celule (regulatoare). [4]

Sisteme integrate de control și protecție

Privite în ansamblu, sistemele de automatizare, măsură, control și protecție au la bază Unități de Achiziție Date (UAD), relee digitale de protecție, unități de prelucrare la nivelul celulei și al stației, precum și canale de comunicație prin intermediul cărora aceste echipamente sunt interconectate.

Sistemele convenționale necesită existența unor echipamente distincte de control și protecție, în timp ce sistemele integrate au la bază repartiția funcțiunilor de achiziție în mai multe echipamente. Sistemele integrate din stațiile moderne au la bază un număr de echipamente digitale multifuncționale și integrează funcțiuni care în trecut erau separate – controlul, protecția, comunicația și măsura.

Pentru a satisface necesitățile tehnice contemporane, majoritatea funcțiunilor trebuie să opereze în timp real, lucru de care trebuie ținut cont în faza de proiectare. Pentru folosirea optimă a acestor resurse de calcul, funcțiunile software se clasifică în diverse categorii în funcție de timpul de reacție (răspuns), astfel încât o platformă hardware să poată procesa atât funcțiuni cu timpi de reacție foarte reduși, cât și funcțiuni pentru care timpul de răspuns nu este prioritar.

Se poate realiza o clasificare a priorităților de execuție a funcțiunilor, astfel:

prioritate I – corespunzătoare sarcinilor cu un timp de reacție maxim de 250 ms;

prioritate II – corespunzătoare gamei de timp de până la câteva secunde;

prioritate III – corespunzătoare celorlalte funcțiuni mai lente. [4]

Echipamente multifuncționale de control și protecție

Necesitățile contemporane din domeniul controlului și protecției în stațiile de reglare – măsurare gaze naturale încearcă să anuleze frontierele convenționale dintre subsistemele de control, protecție, comunicație și măsură care încă mai există.

Nivelul de integrare a diferitelor funcțiuni ale sistemului secundar, pe de o parte, și a echipamentelor primare și secundare, pe de altă parte, a devenit o preocupare fundamentală a companiilor energetice, datorită unor considerații în legătură cu costul, fiabilitatea, mentenanța și funcționalitatea.

Sistemul secundar dintr-o stație de reglare – măsurare gaze naturale trebuie să asigure:

deconectarea segmentelor de rețea la apariția unui defect (izolarea defectului). Cu alte cuvinte, sistemul de protecție trebuie să deducă porțiunea defectă și să comande corespunzător robinetele pentru a izola defectul cât mai rapid posibil;

întreținerea corespunzătoare a echipamentelor primare pentru a rămâne funcționale. Sistemul secundar trebuie să colecteze date cu privire la starea echipamentelor primare și să ofere suport pentru mentenanța acestora;

informarea dispeceratelor energetice de nivel local, teritorial, național, etc, cu privire la starea stației. Sistemul secundar al stației trebuie să asigure transferul informațiilor către centrele de control dar și generarea comenzilor destinate procesului tehnologic condus;

controlul local. Sistemul secundar trebuie să pună la dispoziție funcțiuni de control local al stației, fie ca rezervă la căderea sistemului de telecontrol, fie ca funcțiuni independente, pentru stațiile neintegrate în sistemul de telecontrol (teleconducere).

Având ca punct de plecare necesitățile prezentate anterior, principalele funcțiuni ale sistemului secundar specific stației sunt următoarele: [4]

protecția împotriva defectelor aferente sistemului primar;

controlarea stărilor anormale ale echipamentelor primare;

automatizări;

suport pentru control local;

telecontrol;

măsurare locală și telemăsură;

supravegherea rețelei și a echipamentelor primare;

examinarea automată a informațiilor.

Folosind cele mai moderne tehnologii din domeniul tehnicii de prelucrare digitală precum și cele din domeniul comunicațiilor cu viteză mare, se poate concepe un echipament complex de control și protecție la nivel de celulă (fig. 3.7), care se conectează la aceeași rețea de date cu echipamentele de prelucrare de la nivelul stației de reglare – măsurare gaze naturale (fig. 3.8).

Echipamentele de la nivelul celulei realizează funcțiuni de control și protecție asupra regulatoarelor sau a liniilor de măsură, precum și primirea comenzilor de la nivelul stației. La nivelul stației sunt implementate funcțiuni de protecție (supape de blocare la subpresiune și suprapresiune) pentru care datele despre presiune sunt achiziționate la nivelul celulelor și transmise prin rețeaua de comunicație a stației.

Funcționarea protecției se bazează pe informațiile locale, astfel încât aceasta este independentă de eventualele căderi ale rețelei de comunicație. Totuși este recomandată implementarea unei magistrale duale de comunicație, pentru ameliorarea fiabilității protecției. [4]

Fig. 3.7. Sistemul de control și protecție la nivelul celulei

Datele actuale achiziționate (eșantionate) de echipamentele de la nivelul celulelor trebuie transmise în câteva milisecunde către rețea, pentru o bună funcționare a protecției. Acest fapt implică conexiuni de comunicație de viteză mare, în timp real, între echipamentele celulei și cele de la nivelul stației.

Pentru echipamentele de control și protecție digitale, funcțiunile sunt implementate software, în majoritatea cazurilor pe platforme hardware similare. Astfel se ajunge la preocuparea justificată de a configura aceeași platformă hardware astfel încât să poată îndeplini diverse sarcini (de monitorizare, control, protecție, etc).

Într-o măsură oarecare, echipamentele digitale multifuncționale pot fi asociate cu sistemele deschise. O atenție importantă trebuie acordată autonomiei diferitelor funcțiuni de control și protecție, cât timp ele rulează pe același echipament.

De aceea, echipamentele clasice de protecție necesită o oarecare redundanță în cazul funcțiunilor fundamentale de protecție. [4]

Fig. 3.8. Sistemul de control și protecție la nivelul stației

Funcțiuni SCADA/ DMS necesare controlului operativ la nivel de Dispecerat Energetic de Distribuție

De obicei sistemele informatice dedicate conducerii operative a rețelelor de distribuție trebuie să îndeplinească următoarele funcțiuni operaționale:

funcțiuni SCADA;

funcțiuni DMS (aplicații pentru rețelele de distribuție a gazelor naturale).

Denumirile și conținutul acestor funcțiuni sunt standardizate pe plan mondial iar software-ul aferent acestora este disponibil spre cumpărare pe piața liberă.

În cele ce urmează sunt descrise majoritatea funcțiunilor SCADA/ DMS aferente sistemelor informatice destinate conducerii operative prin dispecerat a rețelelor de distribuție a gazelor naturale. [4]

Funcțiuni SCADA

Un sistem SCADA tipic îndeplinește în general următoarele funcțiuni:

recoltarea și schimbul de date;

validarea, prelucrarea, afișarea, arhivarea de date;

inițierea și executarea telecomenzilor în instalații.

Aceste funcțiuni permit personalului operativ de la dispeceratul energetic de distribuție să monitorizeze funcționarea echipamentelor în timp real și în același timp să valideze acțiunile care trebuie inițiate și, dacă este nevoie, să genereze comenzi operative sau să elaboreze telecomenzi.

Sistemele SCADA includ, în general, următoarele categorii de funcțiuni:

Achiziția și schimbul de date (data acquisition and exchange)

Această funcțiune se folosește în scopul utilizării interfeței dintre sistemul SCADA și echipamentele de achiziție de informații sau sistemele informatice externe.

Prin folosirea acestei funcțiuni se îndeplinesc următoarele sarcini:

prelevarea și transmiterea datelor din/ în instalații (stații măsurare, centrale, etc);

schimbul de informații cu alte dispecerate sau sisteme informatice. Categoriile de date ce pot fi schimbate cu alte sisteme SCADA, pot fi:

stări ale rețelei și parametri măsurați în zona de contur (presiuni, temperaturi, etc), necesare pentru Estimatorul de Stare și pentru examinarea siguranței în exploatarea rețelei;

mărimi ale rețelelor de pe interconexiuni pentru gestionarea energiei (debite);

telecomenzi (sunt transmise către RTU);

fișiere (baze de date, software, rapoarte, tabele, diagrame, imagini, etc);

actualizări ale bazelor de date;

mesaje operative (informații legate de ieșirea din funcțiune, capacități disponibile, prețuri, etc);

controlul credibilității și validarea datelor. [4]

Înregistrarea secvențială a evenimentelor (sequence recording of events)

Majoritatea elementelor predefinite din stațiile de reglare – măsurare gaze naturale (de exemplu, regulatoare) pot fi echipate pentru înregistrarea secvențială a variației stării lor, variație care este considerată ca fiind un eveniment.

Mesajele generate de această funcțiune sunt procesate separat de cele referitoare la modificările normale de stare, nefiind incluse în procesul de tratare a alarmelor.

Mesajele de la funcțiunea de înregistrare secvențială a evenimentelor sunt stocate și raportate în mod diferențiat. Aceste date sunt în mod normal folosite „post factum” pentru examinarea și analiza funcționării echipamentelor și instalațiilor. [4]

Procesarea datelor (data processing)

Această funcțiune de procesare a informațiilor realizează următoarele sarcini:

procesarea datelor analogice scanate – efectuează conversia lor în unități inginerești și validarea plasării acestora între limitele admise;

procesarea datelor legate de stările scanate – identifică modificarea stării întrerupătoarelor și a separatoarelor;

procesarea de tip acumulare – scanare (de exemplu, convertirea numărului de impulsuri în kWh);

efectuarea unor calcule în timp real (însumări, scăderi, înmulțiri, împărțiri, valori medii orare, valori maxime sau minime orare, determinarea capacităților prin integrarea debitelor măsurate, efectuarea unor bilanțuri, determinarea cantității de gaze naturale consumate pentru compararea cu valoarea contractată, etc);

validarea acurateței datelor cu privire la topologie se poate efectua fie în cadrul acestei funcțiuni, fie ca o funcțiune diferită.

Cu alte cuvinte, funcțiunea de procesare a informațiilor realizează memorarea datelor în timp real în baza de date, precum și validarea și evaluarea calității și a credibilității datelor codate (de exemplu: telemăsură corectă, suprascriere manuală, ieșire din funcțiune, depășirea limitelor, informații eronate, etc). [4]

Seturile de revistă

Această funcțiune permite ca la fiecare 10 secunde să se memoreze un „snapshot” (citire instantanee), pentru niște puncte selectate de dispecer sau pentru întreaga bază de date, într-un fișier circular ce conține ultimele 10 snapshot-uri.

În situația desfășurării unui eveniment de declanșare/ acționare sau la cerere, fișierul circular va deveni „freeze” și va memora suplimentar încă 30 de snapshot-uri succesive, făcute la fiecare 10 secunde după desfășurarea evenimentului. Aceste informații memorate sunt cunoscute sub denumirea de „set de revistă”.

Diferitele seturi de revistă sunt stocate pe discuri, pentru a putea fi revizualizate pe monitoare, sau pot fi printate. De asemenea, acestea pot fi arhivate la cerere în vederea realizării unor analize ulterioare. Snapshot-urile aferente unor baze de date complete pot fi folosite pentru simularea unui caz de bază pentru pregătirea viitorilor operatori ai dispeceratului. [4]

Înregistrarea instantanee a datelor (database snapshot)

Un snapshot al unei baze de date complete este stocat pe disc pentru a putea fi arhivat mai târziu sau pentru a putea fi folosit fie ca scenariu pe simulator pentru pregătirea viitorilor operatori, fie pentru analize ulterioare de rețea. Aceste snapshot-uri pot fi realizate la cerere sau ca urmare a desfășurării unor categorii de evenimente preselectate. [4]

Sistemul de informații istorice HIS (Historical Information System)

Sistemul HIS efectuează actualizarea și completarea bazelor de date, fiind funcțiunea care realizează depozitarea centrală a datelor. În mod uzual se folosește un sistem relațional de gestionare a bazelor de date RDBMS (Relational Database Management System), foarte accesibil pe piață, ca de exemplu ORACLE, care este folosit pentru crearea, mentenanța și accesul în baza de date a sistemului HIS. De obicei, accesul la baza de date a sistemului HIS este restricționat datorită importanței datelor stocate. [4]

Telecomanda și telereglajul echipamentelor (supervisory control)

Prin intermediul acestei funcțiuni, un operator al dispeceratului poate telecomanda echipamentele aflate în stațiile de reglare – măsurare, prin intermediul RTU-urilor:

întrerupătoare (conectat/ deconectat);

robinete cu acționare electrică (deschis/ închis);

purjare filtre (activă/ inactivă);

supape de blocare (blocat/ deblocat);

valori parametri de pe convertorul electronic de volum;

instalația de iluminat exterior și interior (activă/ inactivă).

Echipamentele cu două stări sunt mai întâi selectate, telecomanda pentru acestea fiind o comandă nemijlocită. [4]

Marcarea (tagging)

„Marcarea” echipamentelor din cadrul stației de reglare – măsurare gaze naturale reprezintă un o acțiune menită să atragă atenția operatorului. De obicei, lângă simbolizarea unor echipamente din cadrul instalației, schematizată în mod prietenos pe monitoare, poate să fie afișat un mesaj care să transmită interzicerea emiterii de comenzi către acel echipament, precum și execuția cu atenție a respectivei comenzi.

Uzual este posibilă marcarea unui echipament cu până la patru categorii de niveluri:

interzisă comanda;

interzisă comanda de închidere;

interzisă comanda de deschidere;

comanda permisă, dar se recomandă o atenție deosebită.

Marcările sunt consemnate drept evenimente. Operatorul dispeceratului are posibilitatea să adnoteze intrările aferente listei de marcări cu anumite comentarii privitoare la marcări.

Marcarea se folosește de obicei ca o măsură de siguranță și asigură protecția echipei de intervenție, împotriva unor acționări neadecvate, când efectuează diverse reparații ale echipamentelor. [4]

Interfața cu utilizatorul (user interface)

Această funcțiune cuprinde următoarele componente funcționale:

console LCD (Liquid – Crystal Display). Acestea sunt echipate de obicei cu unul, două sau trei monitoare color cu rezoluție mare:

consolă operator – două sau trei monitoare;

consolă de programare/ planificare – un monitor;

consolă programator – unul sau două monitoare;

consolă pentru baza de date – un monitor;

consolă pentru întreținerea imaginilor – un monitor;

consolă pentru management – un monitor;

dispozitive de înregistrare (loggers). În mod uzual, sunt prezente două astfel de dispozitive în aria operațională și câte unul în aria de planificare, aria de programare, aria de creare a bazelor de date și aria de creare a imaginilor;

imprimante. De obicei, în zona operațională sunt prezente două dispozitive hardcopy, care au posibilitatea să reproducă imagini sau grafice color ce provin de la oricare din monitoare. [4]

Procesarea și gestionarea alarmelor (alarming)

Alarmele percepute de către sistemul SCADA sunt procesate astfel încât toate informațiile importante cu privire la starea de alarmă să fie afișate într-un mod clar, concis și în timp optim numai la consolele care necesită acele date. Alarmele multiple sunt prelucrate în funcție de nivelul lor de prioritate. Alarmele și evenimentele zilnice sunt memorate într-o bază de date, iar apoi pot fi arhivate într-un fișier de dimensiuni mari pe un disc, în vederea unei analize ulterioare. [4]

Vizualizarea pe panou (wallboard display)

Această funcțiune constă într-un sistem sau o grupare de sisteme video de protecție, situate în aria operațională sau, dacă este necesar, în aria de pregătire/ vizitare. Acest fapt oferă posibilitatea vizualizării și comentării imaginilor de pe panou fără a se forma aglomerație în vecinătatea consolei. [4]

Procesarea parolelor (word processing)

Gestionarea accesului utilizatorilor la sistemul informatic dedicat conducerii operative a rețelelor de distribuție și a instalațiilor energetice, este îndeplinită de funcțiunea de prelucrare a parolelor. Dacă sistemul permite accesul unui utilizator extern, acesta poate efectua aceleași operațiuni ca un utilizator local de la o stație de lucru. [4]

Monitorizarea stării sistemului informatic

Această funcțiune realizează monitorizarea stării de funcționare a diverselor elemente sau a întregului sistem informatic. Funcțiunea permite semnalizarea operatorului și a administratorului rețelei cu privire la stările anormale de funcționare ale sistemului informatic, inclusiv ieșirea din funcțiune a diverselor echipamente, precum și diagnosticarea defecțiunilor.

Monitorizarea sistemului de alimentare

Această funcțiune permite semnalizarea operatorului cu privire la stările anormale de funcționare ale echipamentelor sistemului de alimentare (redresoare, invertoare, baterii de acumulatori, etc), și anume: [4]

declanșarea oricărui întrerupător de 0,4 kV;

tensiuni care depășesc limitele prestabilite;

lipsa tensiunii necesară pentru alimentarea dispozitivelor.

Funcțiuni DMS

Un sistem de management a distribuției gazelor naturale (DMS) permite vizualizarea geografică a datelor și a elementelor rețelelor. Conexiunile dintre elementele rețelei de distribuție joacă un rol major într-o afișare geografică. De aceea, tendințele sistemelor DMS sunt de a folosi produse GIS (Geographic Information System) pentru a fi create structuri de baze de date care să înlesnească adăugarea sau ștergerea dispozitivelor într-o manieră interactivă, cartarea datelor aferente dispozitivelor într-o bază de date geografică, precum și vizualizarea conexiunilor pe hărți geografice. [4]

Funcțiile personalului operativ

Personalul operativ din stațiile de reglare – măsurare gaze naturale trebuie să asigure funcționarea continuă, în condiții de siguranță și rentabilitate, a echipamentelor și instalațiilor pe care le au în gestionare și exploatare. Având în vedere acestea, personalul operativ îndeplinește următoarele sarcini:

monitorizează și consemnează parametrii tehnici ai echipamentelor;

monitorizează mărimile și semnalizările de stare specifice schemei de funcționare a stației (inclusiv cele specifice automatizărilor și protecțiilor);

realizează manevre, inclusiv armarea regulatoarelor, dispuse de dispeceratul ierarhic superior;

supraveghează funcționarea echipamentelor și instalațiilor;

efectuează manevre pentru înlăturarea rapidă a evenimentelor neprevăzute;

asigură transmiterea datelelor și a informațiilor către dispeceratul ierarhic superior sau către unitatea de care aparțin din punct de vedere administrativ;

monitorizează starea echipamentelor și instalațiilor componente ale sistemului SCADA/ DMS din dotare.

În cazul stațiilor de reglare – măsurare gaze naturale telecomandate (integrate într-un sistem SCADA), sarcinile și funcțiile personalului operativ sunt preluate și îndeplinite de către dispecerul de la punctul de comandă și control. [4]

AUTOMATIZAREA ȘI INTEGRAREA ÎN SISTEMUL SCADA A STAȚIILOR DE REGLARE – MĂSURARE

Generalități despre stațiile de reglare – măsurare (SRM)

„Stațiile de reglare – măsurare (SRM) sau panourile de reglare – măsurare (PRM) reprezintă un ansamblu de armături, aparate și accesorii montate într-un cofret metalic și care îndeplinesc funcțiile de filtrare – măsurare – reglare a gazelor naturale, fiind utilizate atât în cadrul sistemului de transport cât și în cel de distribuție a gazelor naturale, atât pentru aplicațiile industriale cât și pentru aplicațiile civile (fig. 4.1).

Stațiile de reglare – măsurare gaze naturale asigură menținerea constantă a presiunii de ieșire, în limitele grupei de reglare a regulatoarelor de presiune, la variația presiunii de intrare și a debitului, precum și măsurarea cantității de gaze naturale livrate către consumatori. Suplimentar asigură funcții de curățire, protecție la suprapresiune și subpresiune.” [3, pag. 228-229]

Fig. 4.1. Elementele componente aferente unei stații de reglare – măsurare gaze naturale [8]

Principalele elemente componente ale stațiilor de reglare – măsurare gaze naturale sunt:

flanșele electroizolante (1);

robinetele de separare de la intrarea/ ieșirea în/ din stație;

filtrele (2);

regulatoarele (3);

contoarele (4);

convertoarele electronice de volum (5);

odorizatorul;

gaz-cromatograful;

instalația electrică;

instalația de automatizare și teletransmisie pentru stațiile echipate cu SCADA.

Din punct de vedere al echipării cu elemente de automatizare și teletransmisie, stațiile de reglare – măsurare gaze naturale pot fi: [3, pag. 238]

stații standard (fără automatizare și teletransmisie);

stații cu teletransmisie fără automatizare (fig. 4.2);

stații cu automatizare (trecerea automată de pe o linie de măsură pe alta) și teletransmisie;

stații echipate cu sistem SCADA (fig. 4.3).

Fig. 4.2. Stație de reglare – măsurare gaze naturale cu teletransmisie fără automatizare

Instalațiile de automatizare ale stațiilor de reglare – măsurare se împart în: [3, pag. 231]

instalații de automatizare tip SMC 706 A000. Este varianta standard pentru instalația de automatizare și asigură monitorizarea și transmiterea la distanță a parametrilor (presiuni de intrare și ieșire, temperaturi, debite de gaz, presiuni diferențiale pe filtre, senzori de gaz, senzori de efracție, etc);

instalații de automatizare tip SMC 706 A100. Această instalație realizează funcțiile variantei standard iar suplimentar asigură comanda robinetelor cu acționare electrică de intrare/ ieșire în/ din stație;

instalații de automatizare tip SMC 706 A010. Realizează funcțiile variantei standard iar suplimentar asigură trecerea de pe o linie de măsură pe alta în funcție de debit (asigură comanda robinetelor cu acționare electrică de pe liniile de măsură);

instalații de automatizare tip SMC 706 A001. Îndeplinește funcțiile variantei standard iar suplimentar asigură comanda de la distanță a presiunii de ieșire.

În funcție de caracteristicile instalației de automatizare, stațiile de reglare – măsurare asigură: monitorizarea parametrilor, transmiterea la distanță a parametrilor, comanda de la distanță a presiunii de ieșire, comanda robinetelor, etc. [3, pag. 229]

Fig. 4.3. Stație de reglare – măsurare gaze naturale echipată cu sistem SCADA

Fig. 4.4. Stație de reglare – măsurare standard (fără automatizare și teletransmisie)

Fig. 4.5. Vedere de ansamblu a unor stații de reglare – măsurare gaze naturale

„Configurația de bază a unei stații de reglare – măsurare poate fi sub următoarea formă:

instalația de filtrare (filtre cu finețea de 800, 400, 160 sau 10 μm);

instalația de reglare (regulatoare cu acționare directă);

elemente de siguranță (dispozitive de blocare la subpresiune și suprapresiune, supape de descărcare);

instalația de măsurare (contor cu turbină sau cu pistoane rotative și corector PTZ din import, cu aprobare de model din partea Biroului Român de Metrologie Legală BRML);

aparate indicatoare (manometre și termometre).” [3, pag. 239]

Opțional stațiile de reglare – măsurare pot fi echipate cu:

manometre diferențiale;

măsurare cu alte aparate omologate;

separare (separatoare cu ciclon);

separare și filtrare (filtru separator);

cofret metalic.

Întrucât stațiile de reglare – măsurare gaze naturale sunt instalații care vehiculează gaze combustibile, automatizarea acestora necesită realizarea planului de zonare a ariilor periculoase aferente spațiului din interiorul sau din jurul cofretului termoizolant al stației.

Elementele componente ale stațiilor de reglare – măsurare automatizate

Principalele elemente mecanice care intră în componența unei stații sunt: flanșe electroizolante, robinete fluture, robinete cu sferă, regulatoare de presiune cu supapă de blocare încorporată, filtre pentru gaz, supape de descărcare, contoare, manometre, termometre, tronsoane de țeavă, colectoare, distribuitoare, cofret metalic termoizolant, etc (fig. 4.6 și fig. 4.7). [3]

În continuare se prezintă principalele elemente ce intră în componența stațiilor de reglare – măsurare gaze naturale automatizate, și anume:

flanșele electroizolante;

racordul de intrare/ ieșire în/ din stație;

instalația de filtrare a gazului natural;

sistemele de măsurare gaze naturale;

instalația de reglare a presiunii gazelor naturale;

odorizatorul;

gaz-cromatograful;

instalația electrică;

instalația de protecție împotriva trăsnetelor;

cofretul termoizolant;

platforma betonată pentru amplasarea stației.

Fig. 4.6. Instalația mecanică aferentă unei stații de reglare – măsurare (vedere frontală)

Fig. 4.7. Instalația mecanică aferentă unei stații de reglare – măsurare (vedere de sus)

Flanșe electroizolante

„În vederea separarării electrice a stației, pe conductele de intrare și ieșire, se montează îmbinări de tip flanșă electroizolantă. Flanșele electroizolante vor fi instalate la fiecare robinet de închidere situat la limita sistemului, fiind poziționate către exteriorul sistemului.

Niciun element conductor (suporți, elementele de susținere, etc) nu trebuie să șunteze flanșele electroizolante prin generarea unei punți conductoare neprevăzute.” [3]

În vederea cuplării racordurilor stației, pentru a evita influența termică asupra flanșelor electroizolante, acestea vor fi prevăzute cu un tronson de conductă de minim 400 mm lungime.

Există mai multe variante constructive pentru flanșele electroizolante, cele mai des folosite având următoarea structură: [8]

garnitură de etanșare pentru izolația electrică și etanșarea între cele două flanșe ale îmbinării (este executată din teflon pur PTFE și are grosimea de 3 mm);

bucșă izolatoare pentru izolația electrică între prezoane și materialul flanșelor (este executată din poli-tetra-fluoro-etilenă PTFE);

șaibă izolatoare pentru izolația electrică între flanșe și piulițe (este executată din sticlotextolit și are grosimea de 2 mm);

șaibă metalică.

Schema de principiu a unui astfel de ansamblu electroizolant este prezentată în fig. 4.8.

Fig. 4.8. Elementele componente aferente unei flanșe electroizolante

Fig. 4.9. Vedere de ansamblu a unei flanșe electroizolante

Racorduri

Robinetele de separare aferente punctelor de intrare și de ieșire reprezintă limita dintre stația de reglare – măsurare și sistemul de conducte. Aceste robinete sunt parte integrantă a stației de reglare – măsurare gaze naturale.

Diametrul nominal minim al conductei de racord este recomandat să fie DN 50. Diametrul nominal al robinetului de închidere aferent va fi de cel puțin DN 50. Robineții de închidere pot fi montați atât suprateran, cât și subteran, în funcție de cerințele locale.

Conectarea cât și punerea în funcțiune a atațiilor de reglare – măsurare gaze naturale se face numai după ce este verificată starea conductei de racord ce va fi refulată în vederea eliminării eventualelor impurități.

În aval de elementul de separare de la intrare se montează un manometru radial.

Robineții de izolare pot fi în construcție cu sferă sau cu clapetă fluture, așa cum sunt prezentați în fig. 4.10. [3, pag 232]

Fig. 4.10. Tipuri de robinete de izolare aferente stațiilor de reglare – măsurare:

a – robinet cu sferă; b – robinet cu clapetă fluture.

Instalația de filtrare

În funcție de natura și conținutul de impurități ale gazelor naturale, se montează echipamente de filtrare și separare situate în aval de robinetul de separare de la intrare, înaintea dispozitivelor de măsurare și reglare. Alegerea tehnologiei de filtrare se va face în funcție de calitatea locală a gazelor naturale (fig. 4.11).

Instalația de filtrare se dimensionează astfel încât să asigure debitul maxim la presiunea minimă de intrare. Aceasta este alcătuită în general din două filtre verticale, dimensionate astfel încât să asigure debitul maxim la presiunea minimă de intrare (unul în funcțiune, al doilea de rezervă).

Cartușele filtrante vor avea o finețe de filtrare de 160 μm. Curățirea și schimbarea cartușelor filtrante trebuie să se facă fără demontarea filtrului din instalație.

Filtrele sunt prevăzute cu manometru pentru măsurarea presiunii diferențiale utilizat pentru determinarea gradului de colmatare.

Căderea de presiune maximă admisibilă aferentă filtrului este de 0,2 bar la debitul maxim pentru stațiile cuplate în rețeaua de presiune medie (2…6 bar) și de 0,1 bar pentru cele din rețeaua de presiune redusă (0,05…2 bar).

Filtrele trebuie să reziste la o presiune statică de 1,5 ori presiunea nominală pentru care a fost proiectată stația.

Filtrele ce vor echipa stațiile reglare – măsurare vor avea corpul confecționat exclusiv din oțel, cu o capacitate de stocare a impurităților de minim 12 % din capacitatea filtrului.

Se acceptă montarea filtrelor având corpul turnat, din aluminiu, doar în cazul stațiilor cu capacitatea de 150 sau 225 .

Pe distribuitorul instalației de filtrare se va monta un manometru. [3, pag. 232-233]

Fig. 4.11. Tipuri de instalații de condiționare aferente stațiilor de reglare – măsurare:

a – filtru; b – filtru separator.

Sistemul de măsurare

Toate dispozitivele și echipamentele care sunt parte integrantă a sistemelor de măsurare fiscală a cantităților de gaze naturale sau energie, trebuie să dețină „Aprobare de model” din partea unei instituții recunoscute oficial, conform legilor din România. Tranzacționarea fiscală se va efectua numai prin sisteme de măsurare care respectă cerințele legislației.

Sistemele de măsurare folosite în stațiile de reglare – măsurare gaze naturale vor fi dimensionate în funcție de debitul stației. Contoarele se vor alege astfel încât să aibă rangeabilitatea (dinamica) maximă pentru măsurarea debitul minim prescris.

În stațiile dotate cu un singur contor, va fi montat un contor cu rangeabilitate maximă. În cazul contoarelor cu pistoane rotative, rangeabilitatea maximă va fi de 1:200, iar în cazul contoarelor cu turbină, aceasta va fi de 1:100.

Sistemul de măsurare va consta întotdeauna dintr-un contor de gaz și un convertor electronic de volum tip PTZ echipat cu traductoare pentru diferiți parametri care sunt necesari în determinarea cantităților livrate.

Contoarele cu pistoane rotative sau cu turbină vor fi echipate cu un traductor de impulsuri de joasă frecvență LF (releu REED), care va conține și un circuit anti-tampering.

Se poate folosi și ieșirea în frecvență înaltă HF cu traductor inductiv NAMUR.

Integratorul mecanic trebuie să aibă un număr suficient de cifre pentru ca volumul măsurat timp de 9.000 ore la valoarea debitului maxim să nu aducă cifrele la valoarea inițială.

Tipo-dimensiunea maximă admisă la echiparea stațiilor, pentru contoarele cu pistoane rotative va fi G650 DN 200, iar pentru contoarele cu turbină va fi G4000 DN 300. Nu se admit contoare cu dinamica mai mică de 1:20.

Nu se admite folosirea contoarelor cu pistoane rotative în stațiile ce deservesc clienți cu flux continuu, a căror întrerupere a furnizării datorate eventualei blocări sau deteriorări ale echipamentului de măsurare, poate avea repercursiuni asupra siguranței în exploatare sau poate crea grave prejudicii de natură financiară prin compromiterea procesului de fabricație (fabrici de sticlă/ ceramică, unități de panificație, industria chimică, etc). În aceste situații este recomandată montarea unei linii redundante identice în paralel.

De asemenea, nu se admite utilizarea contoarelor cu turbină în stațiile ce deservesc clienți cu un profil de curgere de tip pulsatoriu.

Contoarele cu turbină vor fi echipate cu un redresor (liniștitor) de flux.

În cazul utilizării contoarelor cu ultrasunete ca și contoare master (contor conectat în serie cu un contor fiscal în scopul testării/ supravegherii acestuia), se vor utiliza dispozitive redresoare de flux auxiliare pentru a elimina perturbațiile generate de instalația de reglare. [3]

Fig. 4.12. Tipuri de contoare aferente stațiilor de reglare – măsurare:

a – contor cu pistoane rotative; b – contor cu turbină.

Conversia volumelor măsurate în condiții de lucru la condițiile de bază (standard sau normale) se face cu ajutorul convertoarelor de volum.

Convertorul de volum este un dispozitiv electronic sau mecanic, conectat/ încorporat unui contor de gaz, care convertește automat volumul de gaz măsurat în condiții de lucru în volum de gaz în condiții de bază.

Contorul de gaz măsoară un volum Vmăs în anumite condiții de presiune și temperatură. Acest volum este covertit într-un volum real Vref, corespunzător presiunii și temperaturii de referință, cu ajutorul următoarei ecuații:

unde: Vref reprezintă volumul de gaz corectat, în condițiile de referință [];

Vmăs – volumul măsurat de contor [m3];

Tref – temperatura de referință (273,15 K sau 288,15 K);

T – temperatura absolută a gazului în condițiile de măsurare [K];

P – presiunea absolută a gazului [bara];

Pref – presiunea absolută de referință (1,01325 bara);

Zref – factorul de compresibilitate al gazului în condițiile de referință; Zref = 1;

Z – factorul de compresibilitate al gazului în condițiile de măsurare;

C – factorul de corecție.

Conform regulamentelor de măsurare, montarea convertoarelor de volum este obligatorie pentru toate contoarele cu excepția contoarelor cu pereți deformabili (cu membrană). Excepție de la această regulă sunt contoarele cu membrană care lucrează la presiuni mai mari de 50 mbar, cărora li se vor monta convertoare de volum. [3]

Există două categorii de convertoare de volum:

convertorul mecanic de temperatură (tip T);

convertorul electronic de volum (tip PTZ).

Convertorul mecanic de temperatură pentru contoare volumetrice constă în general într-un element bimetalic plasat pe discul mecanismului de măsură, astfel încât precizia de măsurare în intervalul de temperatură declarat rămâne în limitele erorilor admisibile. Bimetalul este un ansamblu alcătuit din 2 lamele metalice sudate între ele care sub influența temperaturii poate efectua o deplasare dezvoltând o anumită forță.

Convertorul electronic de volum este alcătuit din următoarele părți componente:

blocul electronic (acesta prelucrează, afișează și stochează date);

senzorul de temperatură;

senzorul de presiune (poate fi separat sau înglobat în carcasa convertorului; acesta lipsește la convertoarele de tip T care fac conversia numai cu temperatura);

sursa de alimentare.

Toate echipamente de măsurare, contoare cu turbină sau cu pistoane rotative, vor fi echipate cu convertoare electronice de volum tip PTZ, cu protecție împotriva accesului neautorizat (sigilii, acces parolat, etc), având posibilitatea jurnalizării evenimentelor pe o perioadă îndelungată de timp pentru a preveni suprascrierea acestora.

Convertorul de volum trebuie să poată afișa următoarea listă de informații:

volumul standard []: Tst = 15 °C = 288,15 K; Pst = 1,01325 bara;

volumul normal []: TN = 0 °C = 273,15 K; PN = 1,01325 bara;

presiunea instantanee [bara];

temperatura instantanee [°C];

debitul instantaneu [];

alarme;

energia [KWh] sau [MJ]: 1 KWh = 3,6 MJ.

Este permisă folosirea de valori fixe pentru compoziția gazului natural pentru a determina factorul de compresibilitate Z, în situația în care compoziția gazului nu este determinată prin intermediul unui gaz-cromatograf online. Valorile relevante vor fi introduse în memoria convertorului de volum PTZ și vor fi actualizate conform reglementărilor.

Afișajul convertorului trebuie să aibă un număr suficient de digiți, cel puțin egal cu cel al contorului la care este conectat, pentru a preveni posibilitatea afișării parțiale a volumului mecanic necorectat.

Convertoarele electronice de volum și accesoriile acestora vor fi în construcție antideflagrantă corespunzătoare cerințelor impuse de locul de montaj.

Carcasa și traductorii convertorului de volum trebuie să permită sigilarea, pentru a evita intervenția neautorizată și scoaterea acestora din instalație. [3]

Convertorul electronic de volum trebuie să fie capabil să detecteze funcționarea în afara domeniului de funcționare stabilit de producător. În acestă situație, dispozitivul de conversie trebuie să oprească integrarea mărimii convertite și să poată stoca într-un registru de memorie separat cantitatea de gaze contorizată cu valorile de presiune și temperatură de substituție presetate, pe toată durata funcționării sale în afara domeniului de funcționare.

Dispozitivele de conversie a volumului vor avea o interfață standardizată pentru transferul datelor fiscale și de control și vor putea stabili un canal complet independent de comunicație cu sistemul de achiziție date și control. Va fi posibilă primirea online a valorilor compoziției gazului de la gaz-cromatograf, în situația în care există în alcătuirea stației un astfel de dispozitiv. Protocolul de comunicație cu convertorul trebuie să fie pus la dispoziție pentru a putea fi integrat, ulterior, într-un sistem de achiziție date și control (SCADA).

Bateria de alimentare a convertorului trebuie să aibă o durată de viață de minim 5 ani. La consumarea a 90 % din capacitatea bateriei, convertorul trebuie să afișeze un semnal de avertizare vizibil pe ecran.

Fig. 4.13. Convertor electronic de volum PTZ aferent unui contor de gaze naturale

Dacă condițiile cerute în amonte de un contor dat, pentru menținerea preciziei acestuia, nu pot fi obținute datorită lipsei de spațiu sau a unei instalații de reglare, trebuie folosit un liniștitor (redresor) de curgere potrivit (fig. 4.14).

În aval de liniștitorul de curgere trebuie realizată o lungime de conductă dreaptă care să permită profilului vitezei să atingă calitatea cerută din punct de vedere a vitezei și a distribuției turbulențelor. [3, pag. 234-238]

Fig. 4.14. Redresorul (liniștitorul) de curgere aferent unui contor cu turbină

Instalația de reglare

Instalația de reglare va fi proiectată astfel încât să asigure stabilitatea debitului pentru toate condițiile de exploatare prevăzute și să prevină apariția fluctuațiilor de debit care pot perturba funcționarea echipamentului de măsurare. Aceasta va fi dimensionată astfel încât să asigure debitul maxim la presiunea minimă de intrare și de ieșire pentru fiecare linie.

Instalația de reglare va fi dimensionată pentru două linii (o linie de reglare în lucru, cealaltă de rezervă), care vor asigura menținerea constantă a presiunii de ieșire, în limitele grupei de reglare și la variația presiunii de intrare și a debitului.

Pentru situațiile în care presiunea de intrare scade frecvent la nivelul, sau sub nivelul presiunii de ieșire prescrisă, se vor folosi regulatoare normal deschise (în poziție de repaus, la presiunea de intrare nulă, au orificiul de trecere deschis). În situația în care presiunea de ieșire prescrisă de beneficiar este mai mare de 1,8 bar, se acceptă montarea regulatoarelor cu acționare indirectă (fig. 4.15).

Regulatoarele trebuie să îndeplinească următoarele caracteristici și condiții tehnice:

grupa presiunii de reglare, minim GR 5;

grupa presiunii de închidere, minim GI 20;

grupa presiunii de reacție pentru decuplarea la limita superioară, minim AG 20;

corpul regulatorului trebuie să reziste la o presiune de cel puțin 1,5×PN;

corpul regulatorului va fi realizat prin turnare;

trebuie să existe posibilitatea înlocuirii scaunelor în cazul coroziunii sau abraziunii acestora;

regulatoarele vor fi dotate cu urechi de prindere pentru instalare și întreținere ușoară;

pentru o bună funcționare a regulatorului, distanța minimă de la care se va prelua semnalul pentru presiunea de ieșire va fi de minim 4×DN; pe acest tronson se vor monta manometre radiale;

zgomot redus în funcționare chiar și la debite foarte mari;

nivelul de zgomot maxim admis pentru stație va fi de 65 dB la distanța de 1 m, la presiunea maximă de admisie și debit maxim;

pe fiecare linie se vor monta robineți cu clapetă fluture acționați manual;

pentru protecția instalațiilor de utilizare din aval de stație, pe fiecare linie de reglare se va monta câte un dispozitiv de blocare la suprapresiune și o supapă de descărcare (grupa de acționare 2).

Pe fiecare linie de reglare și pe colectorul instalației de reglare se vor monta manometre. Acestea trebuie să fie însoțite de un buletin de verificare metrologică eliberat de un laborator autorizat de către Biroul Român de Metrologie Legală (BRML). [3, pag. 233-234]

Fig. 4.15. Tipuri de regulatoare aferente stațiilor de reglare – măsurare:

a – regulator direct; b – regulator indirect.

Odorizator

Dacă va fi necesară odorizarea, echipamentul va fi instalat în aval de dispozitivele de reglare și de măsurare, deoarece folosirea substanțelor necesare odorizării nu trebuie să afecteze performanțele acestor dispozitive. [3]

În practica industrială există următoarele categorii de instalații de odorizare:

odorizator prin evaporare (fig. 4.16);

odorizator cu fitil;

odorizator prin picurare;

odorizator prin injecție.

Fig. 4.16. Instalație de odorizare pentru gazele naturale prin evaporare

Gaz-cromatograf

Dacă se solicită dotarea stațiilor cu acest echipament, gaz-cromatograful trebuie să aibă aprobare de model conform reglementărilor din România.

Pe lângă determinarea compoziției gazului natural, gaz-cromatograful de proces trebuie să calculeze puterea calorifică superioară, densitatea și indicele Wobbe în conformitate cu ISO 6976 din 1999.

Calibrarea automată a gaz-cromatografului de gaze va fi realizată la intervale regulate de timp conform cu aprobarea de model sau cu procedurile prescrise de producător.

Gaz-cromatograful va avea o interfață de comunicație standardizată pentru transferul datelor către convertorul electronic de volum PTZ și dispozitivul de înregistrare a măsurătorilor.

Protocolul de comunicație trebuie să fie pus la dispoziția beneficiarului pentru a putea fi integrat, ulterior, într-un sistem de achiziție date și control SCADA (fig. 4.17). [3, pag. 238]

Fig. 4.17. Gaz-cromatograf

Instalația electrică

Instalația electrică trebuie să respecte standardele și normele europene în vigoare.

Eventualele zone periculoase trebuie clasificate în conformitate cu SR EN 60079 – 10 – 1 din 2016, echipamentele electrice plasate în aceste zone trebuind să respecte SR EN 60079 – 14 din 2009.

În cazul dotării stației cu elemente de acționare și echipamente de automatizare pentru controlul debitului și comutarea/ selectarea numărului de linii în funcție de sarcina reală a stației, se va avea în vedere alimentarea acestora cu energie electrică monofazică până la capacități de 3.750 . Peste această valoare a capacității stației se poate utiliza acționarea electrică cu energie trifazică.

Pentru iluminatul exterior și interior al stației, în vederea reducerii consumului de energie electrică, se vor utiliza lămpi cu LED cu protecție antideflagrantă (fig. 4.18). [3, pag. 239]

Fig. 4.18. Instalația electrică aferentă unei stații de reglare – măsurare gaze naturale automatizată și echipată cu sistem SCADA

Instalația de protecție împotriva trăsnetelor

Protecția împotriva trăsnetelor a stației de reglare – măsurare se va realiza ținând cont de specificațiile normativului I7 – 2011, capitolul 6, Protecția structurilor împotriva trăsnetului, și ale normativului NP 099 – 2004, punctul 12.3, Protecția împotriva trăsnetului.

În general este necesară realizarea unei prize de împământare unice, comună pentru instalația de protecție împotriva trăsnetului (IPT), instalația electrică și de automatizare, instalația mecanică și cofretul termoizolant. Valoarea rezistenței de dispersie a prizei de legare la pamânt va fi cel mult egală cu 1 Ω.

Având în vedere că suprafețele de protejat (acoperișul și pereții laterali) sunt plate, se va utiliza ca metodă de protecție metoda ochiului rețelei cu dispozitive de captare dispuse pe perimetrul acoperișului stației și cu elemente de coborâre dispuse pe două trasee spre priza de împământare. Dispozitivele de captare și de coborâre vor fi confecționate din conductoare de oțel galvanizat (în conformitate cu I7 – 2011, NP 099 – 2004 și NTPEE – 2018).

Întreaga instalație electrică, toate elementele de câmp, cât și instalația mecanică se vor conecta la centura de împământare prin conductor flexibil de cupru (Cu), cu secțiunea minimă Ø6 mm (Ø10 mm pentru instalația mecanică), oferind astfel protecția împotriva șocurilor electrice, a acumulărilor de energie statică sau a atingerii unor carcase metalice ale instrumentelor ajunse accidental sub tensiune, conform STAS 242/ 8.

Stațiile de reglare – măsurare sunt prevăzute cu priză și centură de împământare formată din electrozi confecționați din țeavă zincată OL Ø60×3,2 mm, cu lungimea de 2 m și uniți între ei cu platband zincat OL 40×4 mm, sudat pe capătul electrozilor. Conform normativului I7 – 2011 priza de împământare va avea valoarea maximă a rezistenței de dispersie de 4 Ω sau de 1 Ω pentru rețelele electrice cu priza de împământare comună cu paratrăsnetul. Priza de împământare se realizează rectiliniu într-un șanț cu adâncimea de 0,5 m. Este recomandat ca șanțul să se realizeze la o distanță de un metru de trotuar pentru a nu afecta structura acestuia (fig. 4.19).

Fig. 4.19. Priza și centura de împământare ale unei stații de reglare – măsurare gaze naturale

Valoarea calculată a prizei de împământare a stației nu va depăși valoarea de 1 Ω, aceasta fiind comună pentru paratrăsnet, cofret, instalație mecanică și instalație/ echipamente electrice.

Toate punctele de conexiune ale sistemului de protecție vor fi supraterane, protejate și ușor accesibile.

Protecția împotriva fenomenelor atmosferice se va face cu ajutorul unui paratrăsnet special. Se recomandă o protecție exterioară contra trăsnetelor atunci când instalația de reglare a presiunii gazului se găsește într-o clădire pe un teren liber, iar suprafața de bază a clădirii depășește 100 m2.

Măsuri de protecție interioară contra trăsnetelor sunt întotdeauna necesare.

Dacă este necesară echiparea unei stații de reglare – măsurare gaze naturale cu stâlp paratrăsnet, eficiența acestuia se verifică utilizând următoarea relație: [10]

unde: Rx reprezintă raza zonei de protecție creată de stâlpul paratrăsnet [m];

p – coeficient adimensional (în general p = 2);

H – înălțimea stâlpului paratrăsnet [m];

h – înălțimea maximă a construcției ce trebuie protejată [m].

Dacă raza zonei de protecție Rx față de stâlpul paratrăsnet, calculată cu ajutorul relației (4.2), are o valoare mai mare decât distanța D dintre stâlpul paratrăsnet și construcția ce necesită protecție împotriva descărcărilor atmosferice, atunci dimensionarea stâlpului paratrăsnet s-a făcut corect. Această condiție este sintetizată în relația (4.3).

unde D reprezintă distanța dintre stâlpul paratrăsnet și construcția protejată [m].

Pentru a înțelege mai bine această relație, în cele ce urmează este prezentat un exemplu practic de dimensionare a unui stâlp paratrăsnet aferent unei stații de reglare – măsurare gaze naturale.

Se consideră următoarele date de proiectare:

H = 17 m;

D = 15 m;

h = 4 m;

p = 2.

Mai departe se calculează cu ajutorul relației (4.2) raza zonei de protecție Rx creată de stâlpul paratrăsnet cu înălțimea H = 17 m:

Întrucât valoarea razei de protecție Rx este mai mare decât distanța D dintre stâlpul paratrăsnet și stația de reglare – măsurare gaze naturale, înălțimea stâlpului paratrăsnet H = 17 m a fost aleasă corect.

Fig. 4.20. Instalația de protecție împotriva trăsnetelor aferentă unei stații de reglare – măsurare

Cofret termoizolant

Stațiile de reglare – măsurare se amplasează într-un cofret termoizolant. Cofretele sunt construcții metalice prevăzute cu uși pe părțile laterale pentru a ușura accesul la instalația mecanică aferentă stației de reglare – măsurare gaze naturale. Dimensiunile de gabarit pentru cofretele termoizolante sunt relevate în tabelul 4.1.

Tabelul 4.1. Dimensiunile de gabarit aferente cofretelor termoizolante [8]

Fig. 4.21. Reprezentarea dimensiunilor de gabarit aferente cofretelor termoizolante ale stațiilor

Cofretele termoizolante sunt confecționate din panouri termoizolante cu spumă poliuretanică ignifugă. Tabla acestora este vopsită în câmp electrostatic (fig. 4.22).

Evacuarea eventualelor scăpări de gaze naturale se realizează prin goluri dispuse în mod egal la partea superioară și inferioară a cofretului stației, însumând 8 % din suprafața încăperii.

Cofretele sunt prevăzute cu instalație de iluminat interior și instalație de iluminat exterior automată (cu senzor de luminozitate), precum și cu instalație de ridicat pentru manipularea elementelor componente în cazul reviziilor.

Fig. 4.22. Cofretul metalic termoizolant aferent unei stații de reglare – măsurare gaze naturale

Platformă de amplasare

Stațiile de reglare – măsurare gaze naturale se vor amplasa pe o platformă betonată.

La executarea fundațiilor din beton și beton armat în vederea reducerii erorilor de montaj, se recomandă ca fixarea buloanelor de ancoraj pe cofrajul fundației să se realizeze cu șabloane, după care se betonează fundația.

Când betonul se toarnă în săpături cu pereții nesprijiniți, acesta va umple bine tot volumul dintre pereți. În cazul săpăturilor adânci taluzate sau sprijinite, se vor utiliza cofraje.

Pentru fețele care vin în contact direct cu pământul, acoperirea armăturii cu beton va avea o grosime de minim 4,5 cm.

Cofrajele și susținerile se vor realiza în conformitate cu NE 012 – 1999 cu respectarea următoarelor:

să asigure forma, dimensiunile și suprafețele prevăzute în proiect;

să fie etanșe;

să fie rezistente pentru a prelua încărcările din betonul proaspăt;

să asigure decofrarea ușoară și fără șocuri.

La betonare se vor respecta următoarele reguli generale:

cofrajele, betonul vechi sau zidăria cu care va veni în contact betonul proaspăt vor fi udate cu apă înainte cu 2…3 ore de betonare;

înălțimea de cădere liberă a betonului nu va fi mai mare de 3 m, la elemente lățimea va fi de maxim 1 m sau 1,5 m pentru elementele de suprafață;

betonul se răspândește uniform în lungul elementului, în straturi orizontale de maxim 50 cm grosime;

se evită deplasarea armăturilor sau deformarea acestora;

nu este admisă ciocănirea armăturilor, așezarea vibratorului pe armături și se va urmări înglobarea completă a armăturilor în beton;

este interzisă circulația oamenilor pe armături în timpul betonării sau pe betonul proaspăt; durata maximă de întrerupere a betonării nu va depăși timpul de începere a prizei (1,5…2 ore).

Decofrarea se va face după ce s-au atins rezistențele minime în fiecare situație, cu evitarea loviturilor care să provoace ruperea marginilor la elementele de beton, și se va începe cu zona centrală, continuând simetric spre reazeme.

Pentru fundații și platforme se folosesc betoane de ciment: C2,8/3,5 (Bc3,5), C6/7,5 (Bc7,5), C8/10 (Bc10) și C12/15 (Bc15), în conformitate cu normativul NE 012 – 1999.

Armăturile utilizate în elementele de beton sunt în general OB 37 în conformitate cu STAS 438/ 1 – 89.

Pentru confecțiile metalice sudate și piesele metalice se folosesc oțeluri obișnuite de construcții: OL 37, OLT 35 și OLT 45.

Fig. 4.23. Secțiune prin platforma betonată de amplasare a unei stații de reglare – măsurare

Fig. 4.24. Platforma betonată de amplasare a unei stații de reglare – măsurare (vedere de sus)

Fig. 4.25. Amplasarea unei stații de reglare – măsurare gaze naturale (vedere de sus)

Fig. 4.26. Vedere de ansamblu a amplasării unei stații de reglare – măsurare gaze naturale

Fig. 4.27. Schema izometrică aferentă unei stații de reglare – măsurare gaze naturale

Zonarea ariilor periculoase

Siguranța exploatării și operării instalațiilor tehnologice se bazează, în principal, pe lipsa oricărei atmosfere explozive în procesul tehnologic și, acolo unde aceasta nu este posibilă, pe necesitatea prevenirii pe cât posibil a prezenței surselor de aprindere în atmosfera periculoasă.

De aceea, toate sursele de foc, inclusiv scânteile mecanice sau orice fel de suprafață caldă sau echipament electric trebuie excluse din aria periculoasă, iar echipamentul electric (inclusiv cel portabil) trebuie protejat la explozie.

Zonarea ariilor periculoase este necesară și utilă în vederea alegerii, montării și utilizării dispozitivelor și echipamentelor electrice care funcționează în aceste zone, precum și a desfășurării unor activități care pot reprezenta surse de aprindere, acestea poziționându-se în afara ariilor clasificate.

Termeni specifici activității de zonare

Înainte de a trata cu atenție sporită acest subiect, este necesar să fie asimilați o serie de termeni specifici complexului proces de automatizare a instalațiilor cu pericol de explozie.

Lista de mai jos cu termenii specifici acestui domeniu nu este exhaustivă, ea cuprinzând doar termenii fundamentali frecvent utilizați în activitatea de zonare a ariilor periculoase.

Aparatura electrică pentru atmosfere explozive

Aparatura electrică trebuie realizată în așa fel încât să nu inițieze, în condițiile specificate, aprinderea atmosferei explozive din jur. Seria de standarde de referință SR EN 60079 standardizează această aparatură pentru atmosfere explozive gazoase.

Aparatura electrică pentru atmosfere explozive cuprinde aparatura electrică protejată la explozie precum și echipamentele pentru locuri periculoase. [9]

Aparatura simplă

Acest termen se referă la componentele electrice sau la combinația de componente cu construcție simplă și cu parametri electrici bine definiți, care sunt compatibile cu securitatea intrinsecă a circuitului în care se folosesc.

Se consideră aparatură simplă următoarele elemente:

componentele pasive (de exemplu: conductoarele, cutiile de joncțiuni, rezistoarele și dispozitivele semiconductoare simple, etc);

componentele de înmagazinare a energiei, cu parametri bine definiți (de exemplu: condensatoare sau bobine de inductanță, ale căror valori sunt luate în considerare atunci când se determină securitatea întregului circuit, etc);

sursele generatoare de energie (de exemplu: termocuplele și celulele fotoelectrice, care nu generează mai mult de 1,5 V, 100 mA și 25 mW). [9]

Aparatura electrică asociată

Este reprezentată de aparatura electrică în care circuitele sau părți din circuite nu sunt obligatoriu cu securitate intrinsecă, dar care integrează circuite care pot afecta securitatea circuitelor asociate cu securitate intrinsecă. [9]

Tip de protecție (al unei aparaturi electrice pentru atmosfere explozive)

Termenul desemnează măsurile specifice aplicate aparaturii electrice pentru a putea fi evitată aprinderea unei atmosfere explozive din jur de către o astfel de aparatură. [9]

Grupa (unei aparaturi electrice pentru atmosfere explozive)

Grupa semnifică clasificarea aparaturii electrice în funcție de atmosfera explozivă pentru care este prevăzută să fie folosită.

Seria de standarde de referință CEI 60079 definește două grupe:

grupa I – desemnează aparatura electrică destinată minelor grizutoase;

grupa II – poate fi împărțită în subgrupe, incluzând aparatura electrică destinată pentru toate spațiile cu o altă atmosferă explozivă decât minele grizutoase. [9]

Clasa de temperatură (a unei aparaturi electrice pentru atmosfere explozive)

Clasa de temperatură desemnează clasificarea aparaturii electrice pentru atmosfere explozive în funcție de temperatura sa maximă de suprafață. [9]

Temperatura maximă de suprafață

Este temperatura cea mai ridicată atinsă în funcționare, în cele mai defavorabile condiții ale aparaturii electrice, pe oricare zonă sau suprafață a aparaturii, care poate iniția aprinderea atmosferei explozive din jur. Condițiile de funcționare cele mai defavorabile cuprind suprasarcini și orice condiții de defectare recunoscute în standardul aferent tipului de protecție implicat. [9]

Temperatura de aprindere a unei atmosfere explozive gazoase

Reprezintă temperatura cea mai scăzută a unei suprafețe încălzite pentru care, în condițiile specificate, se produce aprinderea unei substanțe inflamabile sub formă de amestec de gaze sau vapori în aer. Publicația de referință CEI 60079 – 4 standardizează o metodă pentru determinarea acestei temperaturi. [9]

Temperatura de aprindere a unui strat de praf

Este temperatura minimă a unei suprafețe calde pentru care aprinderea se inițiază într-un strat de praf, de grosime dată, depus pe această suprafață. [9]

Temperatura de aprindere a unui nor de praf

Termenul se referă la temperatura minimă a peretelui interior cald al unui cuptor pentru care se inițiază aprinderea în aer a unui nor de praf. [9]

Funcționare normală

Termenul desemnează funcționarea aparaturii din punct de vedere electric și mecanic, în conformitate cu prescripțiile de proiectare și exploatare, în limitele stabilite de producător.

Limitele stabilite de producător pot cuprinde condiții de funcționare de durată, cum ar fi: rotoare blocate, lămpi arse, suprasarcini, etc. [9]

Explozie (a unei atmosfere explozive)

Acest termen semnifică creșterea bruscă a presiunii și temperaturii, datorită reacției de oxidare sau altei reacții de natură exotermă. [9]

Atmosfera explozivă gazoasă

Aceasta reprezintă un amestec cu aerul, în condiții atmosferice normale, a substanțelor inflamabile sub formă de gaze, vapori sau ceață la care, după aprindere, arderea se transmite întregului amestec neconsumat. [9]

Atmosfera explozivă cu praf

Termenul semnifică un amestec cu aerul, în condiții atmosferice normale, a substanțelor inflamabile sub formă de praf sau fibre la care, după aprindere, arderea se transmite întregului amestec neconsumat. [9]

Aria periculoasă (datorată atmosferelor explozive gazoase)

Reprezintă aria în care există sau ar putea să fie prezentă o atmosferă explozivă gazoasă în cantități care să necesite măsuri speciale pentru realizarea, montarea și exploatarea aparaturii electrice. [9]

Aria periculoasă (de praf)

Este aria pentru care poate fi anticipată prezența prafului combustibil sub formă de nor sau de strat, în cantități care să necesite precauții speciale privind realizarea și exploatarea aparaturii electrice, pentru a preveni aprinderea unui amestec exploziv de praf/ aer sau a unui strat de praf combustibil. [9]

Aria nepericuloasă (datorată atmosferelor explozive gazoase)

Reprezintă aria în care nu poate fi prezentă o atmosferă explozivă gazoasă sau cu praf combustibil în cantități care să necesite măsuri speciale privind realizarea, montarea și exploatarea aparaturii electrice. [9]

Aria nepericuloasă (de praf)

Este aria în care praful combustibil nu este prezent în cantități suficiente pentru a asigura generarea unor amestecuri explozive semnificative de praf/ aer și/ sau a unor straturi de praf combustibil. [9]

Zona 0

Termenul se referă la aria în care este prezentă tot timpul, sau pe perioade lungi de timp, o atmosferă explozivă gazoasă. [9]

Zona 1

Termenul se referă la aria în care este probabilă producerea unei atmosfere explozive gazoase în timpul funcționării normale. [9]

Zona 2

Reprezintă aria în care nu este probabilă producerea unei atmosfere explozive gazoase la funcționarea normală și, dacă totuși se produce, este posibil ca aceasta să se realizeze numai rareori și doar pentru o perioadă scurtă de timp.

Se pot dobândi informații cu privire la frecvența de apariție sau durată din codurile specifice anumitor industrii sau aplicații. [9]

Zona 20

Este reprezentată de aria în care praful combustibil, sub formă de nor, este prezent tot timpul sau în mod frecvent în cantități suficiente pentru a genera o concentrație explozivă de praf combustibil în amestec cu aerul, și/ sau în care stratul de praf poate avea o grosime excesivă și necontrolată în timpul funcționării normale.

Această situație se poate întâmpla în interiorul unui spațiu limitat în care praful poate produce amestecuri explozive, în mod frecvent sau pe perioade lungi, apărând de obicei în interiorul echipamentelor. [9]

Zona 21

Termenul semnifică aria neclasificată ca zonă 20, la care, în timpul funcționării normale, praful combustibil sub formă de nor este posibil să apară în cantități suficiente pentru a putea genera o concentrație explozivă în amestec cu aerul.

Această zonă poate include, printre altele, imediata apropiere a punctelor de alimentare sau de evacuare a produselor sub formă de pulberi precum și zonele în care se generează straturi de praf și este posibil ca în timpul funcționării normale să producă o concentrație explozivă de praf combustibil în amestec cu aerul. [9]

Zona 22

Reprezintă aria neclasificată ca zonă 21, la care nori de praf se pot genera rar și se mențin pe perioade scurte sau la care acumulările sau straturile de praf combustibil pot fi prezente în condiții anormale și pot produce amestecuri explozive de praf în aer. Atunci când eliminarea acumulărilor sau straturilor de praf nu poate fi realizată, datorită condițiilor anormale, această arie se clasifică drept zonă 21.

Această zonă poate include, printre altele, zonele din vecinătatea unui echipament care conține praf și care poate scăpa prin scurgeri și forma depozite (de exemplu, săli de concasare, la care praful poate scăpa de la concasor și se poate depune). [9]

Sursa de degajare

Termenul se referă la punctul sau locul de la care este posibil să se emane în atmosferă un gaz inflamabil, vapori inflamabili sau lichid inflamabil, astfel încât să se poată producă o atmosferă explozivă gazoasă. [9]

Sursa de degajare a prafului

Reprezintă punctul sau locul de la care praful combustibil poate fi emanat sau se poate învolbura, astfel încât să se poată producă un amestec exploziv de praf/ aer. În funcție de împrejurări, nu toate sursele de degajare produc un amestec exploziv de praf/ aer. Trebuie totuși ținut cont de faptul că o sursă de degajare permanentă mică sau diluată poate să genereze în timp un strat de praf potențial periculos. [9]

Limita inferioară de explozie LEL (Lower Explosive Limit)

Această limită reprezintă concentrația de gaz, vapori sau cețuri inflamabile în aer sub care nu se generează o atmosferă explozivă gazoasă. [9]

Limita superioară de explozie UEL (Upper Explosive Limit)

Termenul se referă la concentrația de gaz, vapori sau cețuri inflamabile în aer peste care nu se generează o atmosferă explozivă gazoasă. [9]

Durata (pentru aparate electrice cu securitate mărită)

Reprezintă timpul necesar înfășurărilor de curent alternativ, supuse la curentul de pornire, să se încălzească de la temperatura atinsă la funcționarea nominală, până la temperatura maximă a mediului ambiant sau chiar temperatura limită. [9]

Inel de etanșare

Este inelul utilizat într-un dispozitiv de intrare al unui cablu sau conductă pentru a asigura etanșeitatea dintre dispozitivul de intrare și cablu sau conductă. [9]

Gaz protector

Termenul se referă la gazul folosit pentru menținerea presurizării sau pentru diluarea gazului sau vaporilor inflamabili la o concentrație situată sub limita inferioară de explozie (LEL).

Gazul protector poate fi aer, azot (N2) sau oricare gaz neinflamabil sau amestec de gaze neinflamabile. [9]

Purjare

Termenul semnifică operația de vehiculare a unei cantități de gaz protector printr-o cameră sau prin conductele asociate pentru a reduce orice concentrație de gaze sau vapori inflamabili la un nivel de siguranță admis. [9]

Tensiunea efectivă maximă Um

Reprezintă tensiunea maximă care poate fi aplicată echipamentelor de racordare fără securitate intrinsecă ale aparaturii asociate, fără a compromite securitatea intrinsecă. [9]

Tensiunea de intrare maximă Ui

Semnifică tensiunea maximă (de vârf) alternativă sau continuă care poate fi aplicată elementelor de racordare pentru circuitele cu securitate intrinsecă, fără a compromite securitatea intrinsecă. [9]

Tensiunea de ieșire maximă Uo

Este tensiunea de ieșire maximă (de vârf) alternativă sau continuă dintr-un circuit cu securitate intrinsecă care poate să apară în condițiile de circuit deschis la elementele de conexiune ale aparaturii, indiferent de tensiunea aplicată, până la tensiunea maximă Um și Ui.

În cazul în care există mai multe tensiuni aplicate, tensiunea de ieșire maximă este determinată de cea mai defavorabilă combinație a tensiunilor aplicate. [9]

Curentul de intrare maxim Ii

Reprezintă curentul maxim (de vârf) alternativ sau continuu care poate fi aplicat la elementele de racordare pentru circuite cu securitate intrinsecă, fără a compromite securitatea intrinsecă. [9]

Curentul de ieșire maxim Io

Semnifică curentul maxim (de vârf) alternativ sau continuu dintr-un circuit cu securitate intrinsecă, ce poate fi obținut la nivelul elementelor de racordare ale aparaturii. [9]

Puterea de intrare maximă Pi

Reprezintă puterea de intrare maximă dintr-un circuit cu securitate intrinsecă care poate fi disipată într-o aparatură, dacă aceasta este legată la o sursă externă, fără a compromite securitatea intrinsecă. [9]

Puterea de ieșire maximă Po

Semnifică puterea electrică maximă ce poate fi obținută într-un circuit cu securitate intrinsecă al aparaturii. [9]

Capacitatea internă maximă Ci

Reprezintă capacitatea internă echivalentă totală a aparaturii care se consideră că apare la nivelul elementelor de racordare ale aparaturii. [9]

Capacitatea externă maximă Co

Semnifică capacitatea maximă dintr-un circuit cu securitate intrinsecă care poate fi conectat la elementele de racordare ale aparaturii, fără a compromite securitatea intrinsecă. [9]

Inductanța internă maximă Li

Reprezintă inductanța internă echivalentă totală a aparaturii care se consideră că apare la nivelul elementelor de racordare ale aparaturii. [9]

Inductanța externă maximă Lo

Semnifică valoarea maximă a inductanței dintr-un circuit cu securitate intrinsecă care poate fi conectat la elementele de conexiune ale aparaturii, fără a compromite securitatea intrinsecă. [9]

Raportul între inductanța internă maximă și rezistență Li /Ri

Reprezintă raportul dintre inductanța Li și rezistența Ri care sunt considerate că apar la elementele de conexiune externe ale aparaturii electrice. [9]

Raportul între inductanța externă maximă și rezistență Lo /Ro

Semnifică raportul dintre inductanța Lo și rezistența Ro ale circuitelor externe legate la elementele de conexiune ale aparaturii electrice, fără a compromite securitatea intrinsecă. [9]

Praf conductor

Termenul se referă la praful cu rezistivitatea electrică egală sau mai mică de 100 Ω•m. [9]

Clasificarea ariilor periculoase

Clasificarea ariilor periculoase are ca obiect analizarea și examinarea locurilor în care, prin natura procesului tehnologic, se generează, se procesează sau manipulează substanțe care, împreună cu aerul, pot forma amestecuri explozive, în scopul selectării corespunzătoare a echipamentelor electrice care urmează să fie montate în aceste zone.

Ariile periculoase se clasifică în funcție de proprietățile vaporilor și gazelor inflamabile care pot fi prezente, precum și de posibilitatea apariției unor atmosfere explozive.

Evaluarea posibilității producerii unei atmosfere explozive necesită examinarea fiecărui utilaj tehnologic care conține materiale inflamabile care ar putea constitui o sursă de degajare.

La această evaluare nu se iau în calcul avariile imprevizibile legate de operații greșite, nerespectarea tehnologiei, materialele necorespunzătoare calitativ (de exemplu: spargerea unui rezervor, ruperea unei conducte, etc).

Atunci când există dubii sau elemente greu de evaluat trebuie să se ia în considerare probabilitatea cea mai mare privind apariția unei atmosfere explozive.

Planurile de clasificare a ariilor periculoase (planuri de zonare) trebuie reexaminate și reactualizate de fiecare dată când au loc modificări ale utilajelor, instalațiilor sau ale procedurilor de exploatare a acestora. Procedura de clasificare a ariilor periculoase cu vapori și gaze inflamabile trebuie să evalueze următoarele:

Sursa de degajare și gradul acesteia

Fiecare utilaj sau element de instalație (pompă, vană, flanșă, conductă, rezervor, etc) trebuie considerat ca o sursă potențială de degajare a materialelor inflamabile dacă există posibilitatea ca acestea să fie eliberate în atmosferă. Conductele sudate, fără flanșe, vane sau alte fitinguri nu sunt considerate surse de degajare. Gradul de degajare (continuu, primar sau secundar) se evaluează luând în considerare frecvența și durata probabilă a degajării. Standardul de referință pentru definirea gradului degajare este SR EN 60079 – 10. [10]

Tipul zonei (în funcție de gradul de degajare și de ventilare)

O degajare de grad continuu conduce uzual la o zonă 0, o degajare de grad primar la o zonă 1 și o degajare de grad secundar la o zonă 2. [10]

Întinderea zonei

Depinde atât de proprietățile substanțelor inflamabile, cât și de caracteristicile procesului de producție. În principal, trebuie să se ia în considerare:

debitul de degajare a gazelor;

limita inferioară de explozie a acestora (LEL);

ventilarea;

densitatea relativă a gazelor sau vaporilor în raport cu aerul;

condițiile locale (topografie, condiții climatice, etc).

Standardul de referință pentru ordinul de mărime al zonelor este SR EN 60079 – 10, anexa C. Întinderea zonei poate fi limitată în funcție de amplasarea sursei de degajare prin:

bariere materiale (pereți);

menținerea unei presiuni în încăperile vecine;

purjarea în încăperile vecine a unui debit de aer necesar pentru evacuarea gazelor și a vaporilor inflamabili. [10]

Surse de degajare

Surse de grad continuu

suprafața unui lichid inflamabil dintr-un rezervor cu capac fix, cu ventilare permanentă spre atmosferă;

suprafața unui lichid inflamabil deschisă permanent în atmosferă. [10]

Surse de grad primar

garnituri de pompe, compresoare sau supape, dacă în timpul funcționării normale este probabilă o degajare de gaz sau lichid inflamabil;

puncte de prelevare a probelor de unde, în timpul funcționării normale, se poate degaja material inflamabil;

supape de descărcare, guri de ventilare, etc, de la care se poate degaja material inflamabil în timpul funcționării normale. [10]

Surse de grad secundar

garnituri de pompe, compresoare sau supape unde nu se poate degaja material inflamabil în timpul funcționării normale;

flanșe, garnituri de etanșare și racorduri de țevi unde nu sunt de așteptat degajări în timpul funcționării normale;

puncte de prelevare a probelor de unde, în timpul funcționării normale, nu sunt de așteptat degajări. [10]

Definirea zonelor cu pericol de explozie din cadrul SRM – urilor

Zona 1

în interiorul unei sfere cu raza de 1,5 m în jurul refulatoarelor și a orificiilor de refulare ale supapelor de siguranță.

Zona 2

în instalația tehnologică exterioară cu extindere de 3 m în plan orizontal în jurul instalației și 2 m deasupra utilajelor tehnologice;

în exteriorul camerei instalației mecanice, în jurul ușilor de acces și a ferestrelor de ventilare cu extindere pe orizontală sub forma unui semicerc cu raza egală cu diametrul deschiderii și înălțimea egală cu înălțimea construcției;

în exteriorul camerei instalației provizorii, în jurul ușilor de acces și a ferestrelor de ventilare cu extindere pe orizontală sub forma unui semicerc cu raza egală cu diametrul deschiderii și înălțimea egală cu înălțimea construcției.

Planul de zonare realizat în concordanță cu cele prezentate, va fi reexaminat și actualizat ori de câte ori se produc modificări în instalații, va fi aprobat de proprietarul instalației și va fi prezentat la solicitarea organelor de control de resort. Orice modificare într-o instalație cu pericol de explozie conduce implicit la reexaminarea documentației de zonare și la consecințe ce decurg din aceasta. Definirea inadecvată a zonelor cu pericol de explozie și în consecință, realizarea în mod eronat a planului de zonare, poate determina apariția unor nefericite accidente – fig. 4.28.

Fig. 4.28. Explozie a unei stații de reglare – măsurare gaze naturale

Specificații generale privitoare la instalația de automatizare și teletransmisie a SRM – urilor

În general instalația de automatizare și teletransmisie a stațiilor de reglare – măsurare gaze naturale, este pusă în funcțiune prin acționarea comutatorului principal. Întrerupătoarele pentru protecția elementelor de acționare (actuatoare) și releele de siguranță servesc la protejarea motoarelor electrice care acționează robinetele.

După pornirea alimentării cu tensiunea de 230V sau 400V, curent alternativ AC (Alternating Current), frecvență 50 Hz, de la rețeaua electrică, avertizorul de gaz activează semnalizarea luminoasă și sonoră, declanșând sirena și un semnalul luminos intermitent. Totodată începe să lumineze un LED (Light Emitting Diode) de culoare roșie de pe avertizorul de gaz.

După aproximativ 5 secunde sirena și semnalul luminos intermitent se opresc iar stația își definitivează programarea, fiind funcțional un LED de culoare verde, semnificând că dispozitivul este alimentat cu energie electrică. După pornirea aplicației instalate pe PLC, pe display sunt afișate stările intrărilor digitale precum și valorile de presiune și temperatură.

Prin acționarea unor butoane de pe panoul frontal se poate interveni asupra valorilor acestor parametri. De asemenea, modulele de separare sunt prevăzute cu alte LED-uri care atunci când luminează semnifică prezența semnalului de alimentare cu 24V curet continuu DC (Direct Current).

Instalația electrică va fi alimentată de la rețeaua națională de energie electrică, cu o tensiune de linie de 230V AC sau 400V AC, frecvență 50 Hz, prin intermediul unui cablu de tip CYAbY – F, respectând NTE 007 – 08 – 00.

Fig. 4.29. Schematizarea conexiunii TN – S aferentă unei stații de reglare – măsurare

În situația în care stația de reglare – măsurare vehiculează debite mari de gaze naturale, mai mari de 3.750 , este recomandat a se folosi energia electrică trifazică pentru acționarea robinetelor. Instalația electrică ce va deservi stația va respecta conexiunea TN – S (Terra Neutral Separate) de tratare a neutrului și va fi dimensionată pentru puterea instalată, care de obicei variază între 1…30 kW (luând în calcul și o rezervă de putere de 20 % față de totalul puterilor instalate).

Calcularea secțiunii cablurilor se face în conformitate cu valorile nivelelor de scurtcircuit, căderile de tensiune maxime admisibile, capacității curentului și ale factorilor de reducție. Căderile de tensiune totale maxime admisibile în cea mai defavorabilă situație sunt de 3 %.

Pentru circuitele interne din cofrete, panouri și tablouri, se utilizează, în general, cabluri monofilare izolate cu PVC (Poly – Vinyl Chloride), conductori torsadați din cupru cu secțiuni minime după cum urmează:

circuitele electrice (în conformitate cu valorile curentului nominal și ale căderii de tensiune), cel puțin 1,5 mm2;

circuitele de control – 0,75 mm2;

circuitele de instrumentație – 0,75 mm2;

circuitele de telecomunicație – 0,75 mm2.

Toate liniile electrice și cablurile, inclusiv liniile de control din interiorul cofretelor, panourilor și tablourilor se recomandă a fi etichetate la ambele capete cu indicatoare permanente de tip linie/ cablu.

În cofrete, circuitele de control, semnal și alarmă sunt conectate separat și protejate de disjunctoare individuale în miniatură sau siguranțe. Nu sunt permise sursele de alimentare în buclă, ceea ce înseamnă că, în cazul în care un releu, etc, este deconectat de la liniile de alimentare electrică, ceilalți consumatori vor rămâne activi fără declanșare.

Protecția întregii instalații electrice la descărcările atmosferice va fi asigurată printr-un dispozitiv de tip descărcător de tip SPD (Surge Protection Devices), cu întrerupător încorporat, ce va conduce către pământ curenții periculoși și va reduce amplitudinea supratensiunilor la o valoare nepericuloasă (fig. 4.29).

Instalația de monitorizare și control (tabloul de automatizare) cât și subsistemele de siguranță vor fi prevăzute cu sisteme de back-up individuale dedicate: UPS-uri (Uninterruptible Power Supply), sisteme cu acumulatoare de energie, etc.

Sistemul de monitorizare, control și teletransmisie implementat, nu va putea fi influențat de semnalele radio sau de semnale de la unități de tip radio/ emisie – recepție portabile.

Proiectarea întregii instalații electrice și de automatizare se va face ținând cont și de accesibilitatea la echipamente în condiții de siguranță, în cazul verificărilor programate, de mentenanță sau de service.

Aspectele privitoare la securitatea în funcționare se vor reflecta atât asupra instalației cât și asupra personalului ce o va deservi. [10]

Condițiile de siguranță se vor răsfrânge asupra tuturor operațiilor, inclusiv celor asociate cu pornirea instalației, oprirea în condiții de siguranță și intervențiile pe perioada opririlor controlate.

Pentru executarea instalației se vor utiliza în mod exclusiv aparate și materiale omologate, ținând cont în special de:

modul și frecvența de utilizare în proiecte similare;

respectarea standardelor în vigoare cu privire la:

siguranța și corectitudinea în funcționare în zona în care vor fi folosite;

mărimile măsurate în cadrul procesului deservit;

toate echipamentele ce vor fi montate în zone clasificate ca zone periculoase (zone cu pericol de explozie) vor fi furnizate împreună cu o documentație completă și relevantă, emisă de către organe competente recunoscute, în baza condițiilor de instalare conform EN 60079 – Atmosfere explozive, ISO/ IEC 80079 – Atmosfere explozive. Echipamente non-electrice pentru utilizarea în medii cu pericol de explozie, EN 13463, NP 099 – 04, EN 1127 – 1, directiva ATEX 94/ 9/ EC;

toate echipamentele conectate la proces vor fi în conformitate cu directiva europeană privind echipamentele sub presiune 97/ 23/ EC (PED);

fiecare aparat va fi prevăzut cu o plăcuță indicatoare care va cuprinde toate caracteristicile sale tehnice, printre care: numele producătorului, modelul și seria, marcajul ATEX (dacă este cazul) și gradul de protecție IP, plaja de măsură (dacă este cazul), tipul de conexiune, materialul din care este construită carcasa, presiunea maximă de funcționare, marcajul și vor avea gradul de protecție mecanică minim IP54, conform SR EN 60529;

toate echipamentele electrice care vor fi montate în zonele cu pericol de explozie vor fi cel puțin în construcție Ex pentru zona 2, de tipul EEx de II A T4, EEx e II A T4 sau EEx d II A T4.

Amplasarea și montarea corpurilor de iluminat și a cutiilor de joncțiuni locale se va efectua astfel încât întreținerea, verificarea, localizarea defectelor și reparațiile să poată fi realizate în condiții optime.

Se va evita montarea aparatelor electrice în locuri în care există posibilitatea deteriorării lor în urma loviturilor mecanice sau acțiunii agenților corozivi, rezultate din activitatea normală de exploatare.

Sistemul de iluminat al instalației tehnologice se va face prin intermediul unor corpuri de iluminat în construcție EEx d, cu două surse de iluminat tip tub fluorescent. Comanda acestora se va face prin intermediul unor comutatoare bipolare, în construcție antideflagrantă montate în interiorul cofretului (camerei instalației mecanice). Pentru sistemele de odorizare, iluminatul va fi implementat prin intermediul unor corpuri de iluminat în construcție antideflagrantă, cu sursa de iluminat becuri cu incandescență, comandate din interiorul cofretului corespunzător prin intermediul unor întrerupătoare și ele în construcție antideflagrantă (fig. 4.30). [10]

Fig. 4.30. Schema circuitelor de iluminat interior și exterior ale stației de reglare – măsurare

Iluminatul interior al stației se realizează manual, prin acționarea comutatorului amplasat pe panoul frontal al tabloul electric.

Iluminatul exterior al stației se realizează atât în mod manual, prin intermediul unui selector de test amplasat pe panoul frontal al tabloului electric, cât și în mod automat, prin intermediul unei celule fotoelectrice conectate la un întrerupător crepuscular montat în tabloul electric. Cu alte cuvinte, iluminatul exterior va fi pornit printr-un întrerupător montat pe tabloul electric general, în modul manual, și prin intermediul unui releu crepuscular, în modul automat, și va fi implementat cu ajutorul unor stâlpi echipați cu două lămpi cu becuri economice. Lămpile vor avea protecție IP54 iar pentru alimentarea lor se va folosi un cablu CYAbY – F 3×1,5 mm2.

Circuitele de iluminat cât și cele de încălzire directă (cabluri încălzitoare) vor fi protejate printr-o dublă protecție diferențială, una generală de 300 mA, și una individuală, de 30 mA. Comutatoarele de comandă ale acestor consumatori vor fi prevăzute cu întrerupere și pe conductorul de nul (N). [10]

Sistemul de iluminat va fi structurat astfel încât să deservească independent fiecare zonă a instalației tehnologice:

iluminat interior:

cameră reglare;

cameră odorizare;

cameră centrală termică;

cameră automatizare;

iluminat exterior.

Elementele încălzitoare din instalația tehnologică vor fi distincte, în funcție de elementele de câmp deservite. Încălzirea sistemului de reglare (piloții regulatoarelor), se va realiza prin intermediul încălzitoarelor locale, în construcție Ex d, iar încălzirea sistemului de odorizare se va realiza prin intermediul cablurilor încălzitoare autoreglabile, în construcție dedicată zonelor cu potențial exploziv.

Fiecare acționare electrică a robinetelor (atât cele ce deservesc sistemul de purjare cât și cele ce deservesc sistemul de măsură) va fi în construcție antideflagrantă, cu grad de protecție mecanic minim IP67, dotată cu câte un încălzitor local, cu funcționare de tip închis – deschis sfert de tură, cu panou local de comandă și semnalizarea poziției.

Acționările electrice ale robinetelor, vor fi protejate prin disjunctoare magnetotermice, cu scală reglabilă. De asemenea, acționările electrice ale robinetelor de pe liniile de măsură, reglare și cele de izolare, vor fi comandate și monitorizate prin intermediul unui sistem dedicat propriu, de comandă și control. Comunicația folosită va fi de tipul serială RS485 cu protocol Modbus RTU (tipologie în buclă).

Cablurile electrice folosite, atât pentru alimentarea consumatorilor de forță cât și pentru semnalele de la sistemul de senzori și traductoare, vor avea conductoarele din cupru și vor fi de tipul cu manta metalică, cu întârziere la propagarea flăcării și protecție exterioară din PVC:

CSYAbY – F;

CYAbY – F.

Pentru semnale, se vor folosi cabluri cu secțiunea minimă de 1 mm2, iar pentru circuitele de forță, cu secțiunea minimă 1,5 mm2, în conformitate cu prevederile legale din normativele în vigoare.

Cablurile vor fi pozate astfel încât în timpul montării și exploatării să nu fie supuse la solicitări mecanice. Traseul conductoarelor de forță va fi separat față de traseul cablurilor de semnal, fiind plasate în canale de cabluri separate.

Toate cablurile vor avea mantaua metalică sau tresa, legate la pământ, cel puțin la un capăt (în tabloul electric general); cele de forță vor avea mantaua legată la masă în cel puțin două locuri.

Racordarea cablurilor la echipamentele de câmp se va face doar prin intermediul presetupelor cu inel de etanșare, corespunzătoare diametrelor cablurilor și tipului de protecție ATEX (Atmosphere Explosibles) a zonei în care se montează și a echipamentelor deservite.

Legăturile cablurilor în tabloul electric și în tabloul de automatizare se vor face prin cleme cu șurub asigurate contra slăbirii.

Toate cablurile vor fi etichetate și numerotate atât în cutiile de joncțiune cât și în aparatul/ consumatorul deservit și în tabloul de unde se alimentează/ conectează.

Clemele de conexiune, terminalele și toate conductoarele individuale ale circuitelor electrice din toate tablourile ce deservesc instalația tehnologică vor fi inscripționate cu simboluri care se vor regăsi în planurile din documentația de proiectare. [10]

La intrarea în presetupa de conectare a echipamentului deservit (traductor, senzor, acționare, etc), cablurile vor fi prevăzute cu o buclă de rezervă de aproximativ 80 cm.

Conexiunile între instalația mecanică/ tehnologică și instalația electrică și de automatizare, se vor realiza prin doze de joncțiune, specifice zonei în care vor fi amplasate (grad de protecție minim EEx e) și a funcțiilor pe care le deservesc (circuite de forță, circuite de comandă, semnale senzori și traductoare), dotate cu presetupe corespunzătoare.

Traseele de cabluri ce vor deservi consumatorii electrici din instalația tehnologică, vor fi stabilite în funcție de amplasarea reală a utilajelor, instalațiilor și aparaturii de măsură, monitorizare și control, respectând caietul de sarcini și normativele în vigoare.

Întreg traseul va avea legături de continuitate prin conductor de cupru (Cu) cu secțiunea de 6 sau 10 mm2 și se va lega, pe traseul cel mai scurt, la priza de împământare tot prin intermediul aceluiași tip de conductor.

Toate echipamentele electrice, senzori și traductoare, acționări electrice robinete, cablurile electrice ce deservesc instalația tehnologică, etc, vor avea cel puțin următoarele caracteristici:

rezistență și stabilitate în funcționare;

siguranță în exploatare;

vor fi conforme din punct de vedere constructiv cu zona în care vor fi instalate;

nu alterează condițiile de igienă și sănătate în muncă;

nu alterează mediul;

asigură protecția împotriva tensiunilor la atingere și respectarea tuturor normelor de siguranță și securitate în muncă (SSM).

În întreaga instalație electrică se vor lua măsuri de protecție împotriva electrocutărilor prin atingere directă și a electrocutărilor prin atingere indirectă respectând standardele și normativele în vigoare (I7 – 2011).

Instalația electricǎ deservește iluminatul stației, precum și sistemul de monitorizare și teletransmisie, fiind formată din:

tablou electric;

circuite de protecție:

iluminat interior și exterior;

consumatori conecși;

sistem de senzori și traductoare;

sistem de teletransmisie;

circuite de comandă:

iluminat interior manual;

iluminat exterior manual și automat;

sistem de senzori și traductoare;

cabluri electrice armate;

corpuri de iluminat cu LED.

Configurarea unității de telemetrie

Interfețele unității de telemetrie pentru gaze pot fi împărțite în două categorii: una dintre ele conține conexiunile de comandă și ale senzorilor montați în stația de reglare – măsurare ce urmează a fi controlată, iar cealaltă conține liniile de comunicare. Cele două tipuri de conexiuni sunt prezentate în fig. 4.32.

Fig. 4.31. Unitatea de telemetrie aferentă unei stații de reglare – măsurare gaze naturale

Fig. 4.32. Interfețele aferente unității de telemetrie pentru gazele naturale

Mai departe este descris modul în care se conectează liniile/ căile de comunicare și în care se configurează transmisia.

Liniile de comunicare

Rolul și tipul conexiunilor în cazul celor trei linii de comunicare sunt notate cu C1, C2 și C3 în fig. 4.32 și sunt prezentate în tabelul 4.2.

Tabelul 4.2. Conexiunile aferente unității de telemetrie

După cum arată tabelul de mai sus, C1 este dedicat pentru fixarea erorilor și lucrărilor de service rezervate fabricantului.

În condiții normale, stația reglare – măsurare gaze naturale este controlată și monitorizată prin comandă de la distanță. Comunicarea datelor de la distanță este efectuată printr-un modul radio extern conectat la unitatea de telemetrie prin C2. Fig. 4.33 prezintă diagrama acestei conexiuni oferind ilustrații ale modulelor respective.

Fig. 4.33. Conexiunile unității de telemetrie pentru gaze necesare pentru transferul informațiilor

Intrările RJ45 aferente cablului pentru adaptorul modulului radio și cel al unității de telemetrie pentru gaze, vor fi conectate printr-un cablu cross-link.

Introducerea cartelei SIM

Pentru a funcționa, unitatea radio are nevoie de o cartelă SIM. Lăcașul pentru cartela SIM este localizat la stânga conectorului SMA al antenei. Când se introduce cartela SIM, trebuie reținut că aceasta poate fi introdusă doar într-o singură poziție corectă, după cum se arată și în fig. 4.34. La introducerea cartelei se împinge ușor până ce mecanismul de închidere al lăcașului fixează cartela (se aude un click scurt odată ce cartela este fixată). Când se scoate cartela SIM, se apasă ușor spre interior pentru ca mecanismul să elibereze cartela.

Modulul are în plus o încuietoare glisantă care poate fi trasă manual spre partea din spate a cartelei SIM sub lăcașul pentru cartela SIM. Are funcția de a preveni ieșirea sau căderea accidentală a cartelei SIM din lăcașul ei. Se recomandă utilizarea încuietorii glisante în cazul în care unitatea radio este rareori verificată. Încuietoarea glisantă va fi trasă spre dreapta (spre conectorul SMA, vezi fig. 4.34) după introducerea cartelei SIM în lăcașul ei.

Fig. 4.34. Lăcașul pentru cartelă și poziția cartelei SIM

Setarea configurației

După ce se conectează unitatea de telemetrie pentru gaze cu modulul radio și se instalează corect antena și cartela SIM, trebuie setați parametrii pentru conexiunile de transmisie a datelor.

Pentru configurare este nevoie de următoarele dispozitive:

unitate de telemetrie pentru gaze;

modul radio și accesorii (adaptor RJ45, cablu adaptor de la DB15 la DB9, antenă);

router DHCP (Dynamic Host Configuration Protocol);

calculator portabil (laptop) cu RJ45 (Ethernet) și interfață serială RS232 (pot fi folosite și adaptoare USB2 – RS232).

În primul rând trebuie efectuate următoarele conexiuni hardware:

unitatea de telemetrie pentru gaze:

conectarea alimentării de 24V DC;

conectarea cablului cross-link RJ45 la C2;

modulul radio:

conectarea antenei la intrarea SMA;

introducerea capătului DB15 al cablului adaptor de la DB15 la DB9 (fig. 4.36) în portul de configurare al unității radio (fig. 4.35);

conectarea cablului de alimentare al modulului radio (fig. 4.35);

laptop:

introducerea capătului DB9 al cablului adaptor de la DB15 la DB9 într-un port RS232;

conectarea cablului RJ45 la conectorul Ethernet al laptopului;

router DHCP:

introducerea cablului cross-link Ethernet al unității de telemetrie pentru gaze în router;

introducerea cablului Ethernet al laptopului.

După ce se conectează toate cablurile se pornesc toate dispozitivele.

Fig. 4.35. Conectorul pentru alimentare (stânga sus) și

conectorul pentru configurarea modulului radio (dreapta)

Fig. 4.36. Cablul adaptor de la DB15 la DB9 (cablul de configurare a modulului radio)

Configurarea conexiunii GSM/ GPRS

Pentru configurarea conexiunii rețelei celulare mobile trebuie urmați următorii pași:

se verifică dacă este introdusă cartela SIM, modulul radio este pornit și există acces la semnal GSM/ GPRS. Conexiunea GSM/ GPRS este stabilită în 1…2 minute după alimentarea cu curent;

se deschide un program pe terminal (de exemplu, putty) și se realizează o conexiune serială cu următoarele proprietăți: 115.200 Bd/s, 8 bit, fără paritate, 1 stop bit, fără control al fluxului (numărul portului COMx trebuie să corespundă portului serial la care este conectat modulul radio);

se tastează următoarea comandă în terminal: AT+KMOBCONF?. Dacă nu apare răspunsul, se verifică conexiunile și alimentarea cu curent ale modulului radio. Dacă există răspuns, se trece la pasul următor;

se tastează următoarea comandă în terminal: AT+KMOBCONF=0, INSERTAPNHERE, unde în locul INSERTAPNHERE trebuie trecut APN-ul furnizorului serviciului GSM/ GPRS (adresa IP a modulului radio poate fi interogată prin tastarea AT+KMOBINFO? în terminal).

Configurarea adresei IP și a numărului de port al serverului de la distanță

Înainte de prima utilizare trebuie configurată adresa IP și numărul portului pentru serverul de la distanță.

După configurarea corespunzătoare, unitatea de telemetrie pentru gaze se va conecta în mod automat la serverul la distanță.

Pentru configurarea adresei IP și a numărului portului serverului la distanță se urmează următorii pașii:

se verifică dacă atât unitatea de telemetrie pentru gaze cât și laptopul sunt conectate la routerul DHCP, iar unitatea de telemetrie pentru gaze este pornită;

se deschide un program de navigare pe internet și se tastează adresa IP a unității de telemetrie pentru gaze. Inițial nu există parolă, nu se introduce nimic în domeniul user și password iar apoi se apasă OK (adresa IP este desemnată automat de routerul DHCP, având forma generală 192.168.1.xxx);

se selectează Connection din meniul din stânga. Se introduce numărul portului atât pentru Local port cât și pentru Remote port. Se introduce adresa IP pentru Remote host (fig. 4.38);

se verifică dacă toți parametrii menționați pe această pagină sunt setați conform celor din fig. 4.38;

se apasă OK în partea inferioară a paginii;

se apasă Apply settings în partea stângă a meniului. Se așteaptă 20 de secunde până ce unitatea repornește (în caz de eroare se verifică și parametrii prezentați în fig. 4.37).

Fig. 4.37. Fereastră de configurare a serverului de la distanță

Fig. 4.38. Fereastră de configurare a serverului de la distanță

Pregătirea pentru operații uzuale

Se deconectează toate cablurile, se îndepărtează laptopul și routerul DHCP, se conectează toate celelalte dispozitive în conformitate cu fig. 4.33.

Unitatea de telemetrie este pregătită pentru comandă, control și monitorizare de la distanță.

„Comunicația pentru achiziționarea datelor prin citire automată a contoarelor va avea următoarele caracteristici (fig. 4.39):

sistem de comunicație GSM/ GPRS dual SIM (considerat principalul canal de citire/ transmisie);

opțional, sistemul trebuie să poată permite transmiterea datelor și prin Ethernet sau modem radio.

Sistemul trebuie să asigure rezervarea comunicației, astfel:

pentru fiecare punct de măsură, se va defini comunicația activă GSM/ GPRS;

soluția secundară de citire/ transmisie va fi stabilită ulterior.

Sistemul trebuie să comute automat în cazul căderii comunicației.

La restabilirea comunicației, va trebui să treacă de pe comunicația secundară pe cea definită ca fiind principală.” [3, pag. 249-250]

Fig. 4.39. Schema de principiu a sistemului de teletransmisie aferent unui sistem SCADA

Componentele instalației de automatizare și teletransmisie

În general instalația electrică și de automatizare a stațiilor de reglare – măsurare gaze naturale integrate în sistemul SCADA este structurată astfel:

tabloul electric general;

tabloul de automatizare:

funcțiile PLC-ului;

sistemul de monitorizare și control;

funcțiile sistemului de teletransmisie;

controlul sistemului de măsură;

sistemul de siguranță și protecție.

Tabloul electric general

Tabloul electric general, va fi metalic, cu grad de protecție minim IP66, va fi executat conform SR EN 60439 – 1 și va fi situat în camera de automatizare, în afara oricărei zone cu pericol de explozie.

În tabloul electric general se face efectiv branșamentul întregii instalații electrice ce va deservi stația, prin intermediul unei protecții generale, dimensionate în conformitate cu consumul instalației.

Cofretul va asigura în afară de spațiul destinat echipamentelor ce deservesc instalația tehnologică și o rezervă de 20 %, pentru eventualele completări cu echipamente suplimentare.

Protecția întregului tablou electric și a tuturor consumatorilor electrici alimentați din el, la descărcările atmosferice, va fi asigurată printr-un dispozitiv de tip descărcător de tip DPS ce conduce către pământ curenții periculoși și va reduce amplitudinea supratensiunilor la o valoare nepericuloasă.

Din tabloul electric general sunt alimentați toți consumatorii electrici ai instalației tehnologice:

tabloul de automatizare;

tabloul SCADA;

instalații de odorizare;

sistem de siguranță și protecție;

consumatori electrici (iluminat interior/ exterior instalație tehnologică, cameră automatizare și cofrete, sisteme de odorizare, sistem de încălzire directă, sistem de purjare automată, piloți regulatoare, etc).

Sistemul de protecție al consumatorilor va fi alcătuit din disjunctoare magnetotermice cu 2 poli, 3 poli sau 3 poli plus neutrul (N), având curba de declanșare de tip C, cu și fără protecție diferențială de 300 mA, 100 mA sau 30 mA (fig. 4.40).

Fig. 4.40. Sistemul de protecție al consumatorilor cu disjunctoare magnetotermice

Tabloul de automatizare

Tabloul de automatizare, va fi metalic, cu grad de protecție minim IP66, va fi executat conform SR EN 60439 – 1 și va fi situat în camera de automatizare, în afara oricărei zone cu pericol de explozie (fig 4.41 și fig. 4.42).

Tabloul de automatizare va deservi:

sistemul de purjare automată a filtrelor separatoare;

sistemul de alimentare și comandă a acționărilor electrice ale robinetelor;

alimentarea sistemului de senzori și traductoare;

sistemul de monitorizare și comandă a acționărilor electrice de pe liniile de măsură, reglare și cele de izolare;

PLC-ul aplicației proprii de monitorizare și control;

interfațarea semnalelor de la sistemul de senzori și traductoare/ PLC-ul aplicației proprii cu tabloul SCADA/ RTU de la dispeceratul central;

interfațarea informației de la sistemul de măsură și alimentarea acestuia;

comanda schimbării liniilor de măsură și selecția liniei de reglare.

În general tabloul de automatizare include: modulul PLC, avertizor de gaz (senzori plus unitate centrală), separatoare cu siguranță intrinsecă (fără scânteie de aprindere), relee pentru controlul acționărilor electrice (motoare electrice), întrerupătoare pentru protecția actuatoarelor, etc. Modulul PLC primește valorile parametrilor de proces specifici stației, controlând în mod automat comutarea de pe o linie de măsură pe altă linie, și comunică cu dispeceratul central SCADA prin intermediul unui modem GSM/ GPRS (Global System for Mobile Communications/ General Packet Radio Service).

Avertizorul de gaz declanșează alarma în cazul în care se atinge nivelul critic de 20 % din limita inferioară de explozie (LEL) pentru metan (CH4), care are valoarea de 5 % din volum. După ce semnalizarea luminoasă și sonoră este declanșată se transmite un semnal de contact către PLC, confirmarea fiind efectuată cu ajutorul comutatorului de cod.

Fig. 4.41. Schematizarea tabloului de automatizare al unei stații de reglare – măsurare gaze

Întreg sistemul de monitorizare și control al instalației tehnologice, cât și cel de măsură, va fi alimentat din tabloul de automatizare, iar semnalele vor fi preluate, integrate în aplicația proprie și transmise spre sistemul SCADA de la dispeceratul central:

temperatură intrare;

presiune intrare;

nivele lichid sistem filtrare;

presiune diferențială pe fiecare filtru;

temperatura pe ieșirea fiecărei linii de reglare;

presiunea pe ieșirea fiecărei linii de reglare;

prezența debitului pe fiecare linie de reglare (senzori de curgere);

temperatură agent termic pe ieșirea fiecărei linii de reglare;

starea fiecărui robinet acționat electric;

starea sistemului antiefracție;

starea sistemului de siguranță (detecție foc și gaze);

informații de la sistemul de măsură și calitate a gazului.

Funcțiile PLC-ului (aplicația specifică)

purjarea automată a lichidelor din sistemul de filtrare – separare;

afișarea stărilor/ poziția continuă și pe limite a robinetelor acționate electric;

comutarea automată a liniilor de măsură;

monitorizarea în timp real a mărimilor traductoarelor din instalația tehnologică;

comunicația în timp real cu sistemul antiefracție și cu sitemul de siguranță;

comunicația în timp real cu sistemele de odorizare;

stabilirea modului de lucru: manual sau automat;

alarmarea în cazul depășirii limitelor tehnologice impuse sau la activarea sistemului antiefracție sau de siguranță;

comunicația/ transmisia datelor în timp real către sistemul SCADA;

monitorizarea continuă a tensiunii de alimentare;

alimentarea cu gaz a centralelor termice.

Toate informațiile primite de către PLC, toate comenzile de configurare, respectiv acționare, vor putea fi vizualizate și implementate de pe display-ul de tip touchscreen montat pe panoul frontal al tabloului de automatizare (fig. 4.42).

Fig. 4.42. Vedere de ansamblu a tabloului de automatizare al unei stații de reglare – măsurare

Sistemul de monitorizare și control

Sistemul este destinat monitorizării și transmiterii la distanță a datelor preluate din dispozitivele de câmp instalate în stațiile de reglare – măsurare gaze naturale. Transmiterea datelor se realizează prin sistemul de comunicație GSM/ GPRS dual SIM, fiind considerat canalul principal de citire – transmisie. Opțional teletransmisia se poate realiza și printr-un port Ethernet (RJ45) sau modem radio în locațiile unde există această infrastructură. Este asigurată posibilitatea de integrare a acestuia în sistemul SCADA instalat pe serverele de la dispeceratul central. Datele transmise de către dispozitivele din teren vor fi recepționate de către aplicația de monitorizare și teletransmisie (fig. 4.43).

Fig. 4.43. Schema sistemului de monitorizare și control aferent unei stații de reglare – măsurare

Aplicația de monitorizare și control se referă la diferitele aplicații software (programe, module, submodule, etc) care asigură recepționarea, stocarea, afișarea și transmiterea la distanță a datelor recepționate de la echipamentele monitorizate instalate în stație și comanda automată a principalelor elemente de execuție.

De asemenea sistemul va fi astfel executat încât va permite asigurarea comenzilor către robinete prin intermediul unui calculator de proces cu interfață sinoptică pe un monitor LCD (Liquid – Crystal Display), ce va fi echipat cu un program de monitorizare și operare dedicat, personalizat pentru structura proiectată a stației, având posibilități de actualizare în cazul modificărilor ulterioare ale acestuia.

Sistemul de monitorizare și control este compus din următoarele componente principale:

echipamente de teren (senzori, traductoare, acționǎri electrice robinete, electroventile, etc);

PLC și calculator de proces;

controler robinete;

sistem de măsură (calculatoare de debit, contoare, traductoare);

rețea de comunicație GPRS/ Ethernet;

module software ale aplicației de monitorizare instalate pe serverele din centrul de comandă (dispeceratul central).

Monitorizarea și controlul procesului presupun culegerea datelor de interes din proces, prelucrarea locală a datelor și luarea de decizii pe baza acestora (semnalizare opto-acustică, acționare elemente de execuție, etc) și cu posibilitatea de comunicare cu echipamentele care asigură integrarea acestuia în sistemul SCADA instalat pe serverele de la dispeceratul central.

Schema bloc de integrare funcțională a echipamentelor de teren, aferente unei stații de capacitate mare, în sistemul de monitorizare și control este prezentată în fig. 4.44.

Fig. 4.44. Schema bloc de integrare funcțională a echipamentelor unei stații de capacitate mare

Semnalele de la elementele de câmp sunt transferate către intrările automatului programabil prin intermediul unor bariere cu rol de conversie semnal și/ sau izolare galvanică.

Tabloul de automatizare va conține echipamente prin intermediul cărora semnalele analogice (în curent unificat 4…20 mA) și cele digitale (pulsuri de 24V DC), primite de la traductoare și senzori, sunt transformate în semnale numerice, mult mai ușor de manipulat și procesat.

Elementul central al acestui tablou îl va reprezenta automatul programabil (PLC) cu ajutorul căruia se realizează conversia analog – numerică a datelor și centralizarea acestora. Acesta va transmite informații despre starea procesului atât local, prin intermediul unui display, cât și la distanță, către centrul de comandă și control, prin intermediul modemului GSM/ GPRS dual SIM (Subscriber Identity Module), conectat cu automatul prin portul RS232/ RS485.

Opțional, acolo unde infrastructura permite, datele se pot transmite și prin Ethernet (RJ45) sau modem radio. Totodată va asigura și fluxul informațional necesar calculatorului de proces și controlul acționărilor electrice ale robinetelor prin intermediul controlerului robinetelor.

Calculatorul de proces va permite afișarea locală în timp real a parametrilor procesului. Prin intermediul acestuia se pot configura anumiți parametri funcționali ai procesului (accesul se face pe bază de parolă). Valorile parametrilor tehnologici vor fi transmiși de la PLC la calculatorul de proces printr-o linie de date Ethernet.

Numărul de porturi de intrare I/O (porturi seriale) este ales în funcție de complexitatea procesului ce se dorește monitorizat (fig. 4.45).

Fig. 4.45. Schematizarea porturilor de intrare ale PLC-ului unei stații de reglare – măsurare

Sistemul de monitorizare și control conține o interfață grafică sub formă de schemă sinoptică tridimensională afișată pe ecranul calculatorului de proces, care va prezenta în timp real, informații despre poziția și starea robinetelor acționate electric, asigurând posibilitatea de comandă a robinetelor cu acționare electrică de către operator prin intermediul calculatorului de proces și a controlerului robinetelor. Schema sinoptică va permite și vizualizarea submodulelor funcționale ale instalației pentru a facilita analiza funcționării acestora (drill – down).

O altă reprezentare pentru schema bloc de integrare funcțională a echipamentelor de teren aferente unei stații de capacitate medie (senzori de proximitate, senzori pentru scăpări de gaz, traductoare de temperatură, traductoare de presiune, contoare echipate cu HF-uri, etc), în sistemul de monitorizare și control este prezentată în fig. 4.46. Semnalele de la aceste elemente de câmp, funcție de tipul traductoarelor (Ex ia sau Ex d) sunt transferate către intrările sistemului de monitorizare și teletransmisie prin intermediul unor bariere cu rol de conversie semnal și/ sau izolare galvanică, sau direct.

Fig. 4.46. Schema bloc de integrare funcțională a echipamentelor unei stații de capacitate medie

Funcțiile sistemului de teletransmisie

Sistemul de teletransmisie asigură toate facilitățile pentru preluarea, stocarea și afișarea datelor recepționate (locală și la distanță), sistemul de transmisie date prin modem GSM/ GPRS fiind configurabil.

„Sistemul îndeplinește următoarele funcții principale:

monitorizarea în timp real și preluarea parametrilor procesului monitorizat:

presiunea de intrare (P1);

presiunea de ieșire (P2);

temperatura de ieșire (T2);

debitul instantaneu de pe convertorul electronic de volum (Q);

temperatura instantanee de pe convertorul electronic de volum (T);

presiunea instantanee de pe convertorul electronic de volum (P);

volumul standard de pe convertorul electronic de volum (Vst);

volumul normal de pe convertorul electronic de volum (VN);

alarme de la convertorul electronic de volum;

indexul de pe convertorul electronic de volum (corectat/ necorectat);

starea căilor de acces (ușile din cofret aferente camerei instalației mecanice și camerei de automatizare) și alarmarea opto-acustică locală cât și la distanță;

căderea de presiune pe filtre;

starea supapelor de blocare;

monitorizarea scăpărilor de gaz în camera instalației mecanice;

prezența gazului în camera de automatizare;

monitorizarea funcționării instalației de iluminat exterior;

monitorizarea alimentării cu energie electrică a stației;

stocarea informațiilor în arhiva locală pentru o perioadă de minim o lună și transmiterea la distanță a arhivelor (memorie de tip stivă);

funcționarea pe baterii, pentru o perioadă de aproximativ 8 de ore, în cazul căderii tensiunii de alimentare (înlocuirea bateriilor se poate efectua fără întreruperea instalației de automatizare);

semnalizarea opto-acustică locală și la distanță (în dispecerate):

la depășirea anumitor limite de alarmare prestabilite pentru mărimile monitorizate;

în momentul pătrunderii neautorizate în incinta stației;

în momentul căderii tensiunii de alimentare;

monitorizarea și afișarea locală, în timp real, a parametrilor procesului pe afișajul local al PLC (acces controlat pe bază de parolă);

transmiterea datelor către dispecerat prin intermediul unui modem GSM/ GPRS;

PLC-ul funcționează în modul client în cadrul rețelei, având responsabilitatea de a iniția și păstra conexiunea cu serverul;

realizarea comunicației utilizând pachete de date și pachete de comandă în ambele direcții;

pachetele de date (trimise de PLC spre server) vor conține date de tip boolean, registru 16 biți și registru 32 biți;

PLC-ul va oferi posibilitatea definirii unor praguri de notificare aferente mărimilor din sistem, astfel încât transmiterea datelor în cauză se va realiza doar în momentul în care valoarea curentă a mărimii s-a modificat, cu cel puțin valoarea pragului de notificare definit, față de ultima valoare transmisă (transmisia datelor va fi inițiată de către PLC);

PLC-ul va permite transmiterea automată a anumitor parametri, la intervale de timp configurabile pentru fiecare parametru în parte, în funcție de importanța acestora;

PLC-ul va oferi posibilitatea de a defini limite de alarmare pentru toate mărimile din sistem, astfel încât transmiterea datelor în cauză se va realiza doar în momentul depășirii acestor limite. Se va permite definirea următoarelor limite: low – low, low, high, high – high;

fiecare pachet de date va conține un indicator al stării de normalitate a mărimii (încadrarea în limitele de alarmare stabilite pentru mărimea respectivă);

PLC-ul va oferi posibilitatea monitorizării căilor de acces prin intermediul unor senzori de efracție ce vor genera transmiterea automată de semnale în cazul schimbării stării acestora sau a unor alarme;

fiecare pachet de date va conține informația time – stamp formată din următoarele câmpuri: ziua, luna, anul, ora, minutul, secunda (zz:ll:aa:hh:mm:ss);

PLC-ul va oferi posibilitatea sincronizării datei și orei cu serverul, la cererea serverului;

ștampila de timp (time – stamp) va permite identificarea cu exactitate a succesiunii evenimentelor din proces;

PLC-ul va oferi posibilitatea transmiterii datelor monitorizate la cererea serverului (bloc de date sau date individuale);

pachetele de comandă vor permite modificarea parametrilor de control din PLC de tip analogic (setpoint, parametri algoritmi de control, praguri alarmare, praguri notificare, etc) și de tip boolean (comenzi acționări robinete, activare/ dezactivare mecanisme alarmare, activare/ dezactivare algoritmi de control, etc);

pachetele de date și de comandă vor conține câmpuri pentru adresa sursei și a destinației pachetului (identificator unic);

posibilitatea de a transmite/ recepționa semnale „alive” către/ de la server pentru a menține și testa linia de comunicație atunci când nu sunt transmise date;

recepția corectă a unui pachet de către una dintre părți va fi confirmată în cazul în care acest lucru a fost solicitat de către sursă; în cazul în care pachetul nu a fost recepționat, sursa va retransmite pachetul;

integritatea pachetelor va fi verificată folosind un mecanism de detecție a erorilor de tip CRC (Cyclic Redundancy Check);

posibilitatea de a memora local datele monitorizate, în cazul în care linia de comunicație nu este disponibilă, și transmiterea acestor date odată cu restabilirea comunicației. Datele memorate local vor avea ștampila de timp a momentului în care au fost stocate;

în cazul căderii comunicației, sistemul comută automat pe canalul secundar, iar la restabilirea comunicației comută înapoi pe canalul principal.” [3, pag. 250-252]

PLC-ul va oferi următoarele moduri de funcționare:

local manual (interlock hardware) – monitorizarea procesului se va realiza fără generarea de comenzi către elementele de execuție; vor fi active doar comenzile de pe panoul electric;

manual – control local (HMI) și de la distanță (dispecerat SCADA) asupra elementelor de execuție; algoritmii interni ai PLC-ului sunt dezactivați în acest mod de funcționare;

automat – controlul procesului este preluat de către PLC prin intermediul algoritmilor interni; dispeceratul SCADA are acces doar la parametrii de funcționare ai algoritmilor. [3]

Controlul sistemului de măsură

Sistemul de măsură utilizat în cadrul stației trebuie să fie certificat și omologat conform cerințelor și standardelor metrologice în vigoare (EN 12261), să corespundă parametrilor procesului tehnologic și să respecte „Regulamentul de măsurare a cantităților de gaze naturale tranzacționate în România”. Sistemul de măsură trebuie să realizeze conversia volumelor măsurate în condiții de lucru la condiții de bază (P = 1,01325 bar și T = 288,15 K) și să permită schimbarea de către operator a condițiilor de bază.

Sistemul de măsură implementat va include contoare cu turbină sau cu pistoane rotative, împreună cu traductoare de presiune statică și de temperatură, și calculatoare de debit multistream în sistem redundant (unul în funcțiune și unul în stand-by), compatibile cu sistemul SCADA instalat pe serverele de la dispeceratul central.

Pentru o funcționare corectă, erorile de debit, maxim admisibile la contoare, în momentul verificării metrologice inițiale, la o presiune mai mică de 4 bar, pentru valorile extreme de debit (minimă și maximă), vor fi de maxim ±2 % la debit minim și de ±1 % la debit maxim. Pentru valori mai mari de 4 bar folosite la verificarea metrologică inițială, erorile de extremă, vor fi de maxim ±1 % la debit minim și de ±0,5 % la debit maxim. Contoarele vor avea capacitatea să funcționeze corespunzător și în cazul măsurării unui debit de 1,2 ori mai mare ca debitul maxim timp de minim o oră. Calculatorul de debit va avea eroarea maximă a volumului de gaz corectat de maxim ±0,2 %.

Conversia volumului de gaz va fi de tip PTZ, factorul de compresibilitate Z putând fi calculat în conformitate cu oricare din cele trei versiuni ale standardului SR ISO 12213, și va fi setată pe versiunea AGA 8 DC. Convertorul va calcula și afișa atât puterea calorifică superioară (PCS) cât și energia. Eroarea maximă a factorului de conversie C, va fi de ±0,5 % la verificarea în condiții de referință (bază).

Fig. 4.47. Curbele de erori de măsurare aferente unui contor cu turbină [8]

Calculatoarele de debit vor putea implementa procedura de liniarizare polinomială a curbelor de eroare de la contoare (fig. 4.47). Totodată, vor putea citi analiza normalizată de la un sistem gaz-cromatograf.

Raportul de funcționare al contorului cu turbină de pe linia de debit mediu este de 75 % din debitul maxim care poate fi măsurat cu contorul cu pistoane rotative de pe linia de debit mic, respectiv de 80 % din debitul minim care poate fi măsurat cu contorul cu turbină de pe linia de debit maxim.

Verificarea fiecărui contor cu turbină montat pe liniile principale de debit maxim, se va face prin înserierea cu contorul cu turbină montat pe linia de rezervă prin intermediul by-pass-ului. Verificarea se va realiza independent pentru fiecare linie de măsurare în parte, urmând ca circuitul gazelor să se facă și prin contorul de rezervă.

Sistemul de măsură pentru stațiile cu capacități mari poate avea următoarea configurație:

două sau trei contoare cu turbină pentru măsurarea debitului maxim (unul sau două în funcțiune și unul de rezervă);

un contor cu pistoane rotative pentru măsurarea debitului minim;

două calculatoare de debit multistream (unul în funcțiune și unul de rezervă);

calculator de supervizare;

3 sau 4 traductoare de presiune absolută;

3 sau 4 traductoare de temperatură.

Sistemul de siguranță și protecție

Sistemul de siguranță și protecție este compus din sisteme dedicate, pentru detecția apariției flăcării, gazului și/ sau a incendiului și pentru detecția și avertizarea la efracție și supraveghere video.

Toate echipamentele sistemului de siguranță și protecție trebuie să respecte toate standardele și normele în vigoare pentru zonele în care sunt instalate.

Sistemul de avertizare la efracție

Sistemul de alarmare la efracție are în componență: centrala de alarmă cu tastatură de operare, elemente de detecție intrare prin efracție la ușile camerei de reglare, la cofretele de odorizare linii reglare, la camera centralelor termice, la camera de automatizare, echipamente de avertizare și semnalizare (hupă – flash), echipament GSM/ GPRS pentru transmiterea la distanță.

Rolul funcțional al sistemului este de a detecta pătrunderea în spațiile protejate a persoanelor neautorizate și de a sesiza stările de pericol din stația de reglare – măsurare.

Sistemul de alarmare împotriva efracției realizează o supraveghere și comandă unică asistată de unitatea centrală, precum și alarmare (acustică, optică și de la distanță).

Echipamentele de avertizare acustică și optică sunt amplasate în exteriorul și interiorul camerei de automatizare. Centrala de alarmare împotriva efracției este amplasată în camera de automatizare și este alimentată de la un circuit electric dedicat. Sistemul de alarmare împotriva efracției este prevăzut cu un sistem format din două acumulatoare (fig. 4.48).

Fig. 4.48. Schematizarea sistemului de avertizare la efracție și la incendiu aferent unei stații

Centrala de alarmare la efracție se montează pe perete, în camera de automatizare, într-o poziție care să nu permită intervențiile neautorizate asupra ei.

Tastatura de armare/ dezarmare se montează la interior, la ușa de acces în camera de automatizare, la o înălțime de 1,5 m de pardoseală pentru a facilita introducerea cu ușurință a codurilor de armare/ dezarmare și a citi informațiile de pe display.

Fig. 4.49. Echipament de avertizare și semnalizare (sirenă/ hupă – flash)

Sistemul de avertizare la incendiu

Sistemul de detecție foc și gaze va fi proiectat pentru a monitoriza detectorii de foc și gaz aflați în câmp. Starea fiecărei intrări este afișată pe un ecran LCD mare, iar alarmele sau defecțiunile vor fi indicate de LED-uri și de alarmă sonoră integrată.

Ieșirile pentru relee sunt indicate pentru alarme și defecțiuni, iar ieșirile dedicate pentru alarmele vizuale și sonore. O ieșire Modbus RS232/ RS485 este prevăzută pentru un transfer pe două fire a tuturor datelor la comunicatorul GSM/ GPRS (fig. 4.50) pentru transmiterea la distanță a datelor. Centrala de detecție foc și gaze va fi amplasată în camera de automatizare și va fi alimentată de la un circuit electric dedicat fiind prevăzută cu sistem de alimentare back-up cu acumulatoare.

Sistemul de detecție foc și gaze va monitoriza detectorul de flacără din camera de reglare, detectorii de gaz din camera de reglare, camera de odorizare, camera centralei termice, precum și detectorul de incendiu din camera de reglare. Echipamentele de avertizare acustică și optică vor fi amplasate în exteriorul și în interiorul camerei de automatizare.

Fig. 4.50. Modem GSM/ GPRS pentru transmiterea la distanță a datelor aferent unei stații

Sistemul de monitorizare video

Sistemul de supraveghere video trebuie să fie în circuit închis (TVCI) și să aibă posibilitatea supravegherii întregului perimetru al instalației tehnologice. Sistemul TVCI asigură preluarea, înregistrarea și stocarea digitală a imaginilor furnizate de camerele video și este compus din unitatea de înregistrare și stocare tip DVR (Digital Video Recorder), monitor TFT (Thin Film Transistor) color, camere video prevăzute cu carcase pentru mediu exterior și mediu cu pericol de explozie, iluminatoare pentru captarea imaginilor pe parcursul nopții, surse de alimentare primare și secundare tip UPS (Uninterruptible Power Supply).

Camerele video destinate monitorizării trebuie să aibă rezoluția minimă de 650 de linii TV și să fie dotate cu lentile varifocale care să ofere posibilitatea de încadrare și reglaj a imaginilor furnizate și amplasarea lor atât în interior cât și la exterior.

Zonele monitorizate vor fi, la exterior, perimetrul din imediata vecinătate a camerei de reglare, iar la interior, hala care adăpostește instalația tehnologică/ camera de reglare. Camerele instalate în hala cu instalația tehnologică vor fi prevăzute cu dispozitiv de iluminare inclus și vor fi montate în carcase de protecție ANTIEX.

Înregistrarea se va putea face continuu, după un program prestabilit sau la detecția mișcării, caz în care se exclude stocarea inutilă a datelor și economisirea spațiului de stocare. Echipamentul de înregistrare (DVR) va fi prevăzut cu 16 intrări video, o ieșire VGA (Video Graphics Array) și va avea posibilitatea de a fi conectat la o rețea de tip internet printr-un LAN (Local Access Network), iar prin intermediul software-ului client, pot fi vizualizate înregistrări sau imagini în timp real captate de camerele video. Software-ul de gestionare (software-ul client) se livrează odată cu echipamentele.

DVR-ul și monitorul se vor monta în camera de automatizare, asigurându-se alimentarea prin intermediul unei surse neîntreruptibile. Fiecare circuit aparținând camerelor video și iluminatoarelor corespondente va fi protejat prin siguranțe diferențiale.

Camerele video amplasate în spațiul cu pericol de explozie vor fi alimentate prin intermediul a două transformatoare 230V AC – 24V DC, amplasate în carcasă ANTIEX. Camerele video cât și iluminatoarele de exterior vor fi alimentate prin intermediul unei alte surse neîntreruptibile (fig. 4.51).

Cele două surse UPS vor asigura o autonomie de funcționare în condițiile întreruperii sursei principale de alimentare cu energie electrică din rețeaua publică de minim 30 minute pentru toate echipamentele din structura sistemului de televiziune cu circuit închis (TVCI).

Prin dimensionarea unității HDD (Hard Disk Drive) de stocare aparținând DVR-ului se va asigura autonomia înregistrării și arhivării imaginilor video pe suport electromagnetic pentru o perioadă de minim 20 de zile calendaristice, având în vedere și setările de înregistrare în modul continuu sau la detecția mișcării.

Echipamentul de înregistrare și monitorul se vor amplasa în camera de automatizare. Camerele video se vor monta conform planurilor de amplasare, iar orientarea și reglarea lor se va face ținând cont de scena și felul imaginii, detaliu sau ansamblu, conform descrierii zonelor protejate.

Fig. 4.51. Schematizarea sistemului TVCI de supraveghere video a unei stații

Descrierea tehnică a echipamentelor instalației de automatizare

Controler logic programabil – PLC

Controlerul logic are o varietate de funcții și poate fi utilizat pentru o gamă largă de aplicații, oferind o soluție all-in-one cu configurații optimizate și arhitectură extensibilă. Acesta este configurat și programat cu ajutorul unui software bazat pe următoarele limbaje de programare aferente standardului IEC 61131 – 3:

lista de instrucțiuni – IL (Instruction List);

diagramele Ladder – LD (Ladder Diagram);

grafcet-urile.

Uzual, automatele programabile sunt echipate cu două categorii de memorie: [8]

memoria RAM (Random – Access Memory) folosită la execuția aplicației și de asemenea conține date. Ca mărime poate fi de 512 kB, dintre care 256 kB disponibili pentru aplicație;

memoria Flash utilizată pentru a salva aplicația. Ca mărime poate fi de 1,5 MB, dintre care 256 kB sunt folosiți la backup-ul aplicației și a datelor utilizatorului în caz de întrerupere a sursei de alimentare.

Intrările/ ieșirile încorporate I/O (Inputs/ Outputs) sunt următoarele:

intrări obișnuite;

intrări rapide (HSC);

intrări analogice;

intrări digitale;

ieșiri tranzistorice obișnuite;

ieșiri tranzistorice rapide (PWM/ PLS);

ieșiri releice;

ieșiri digitale.

Pentru o stație de reglare – măsurare gaze naturale de capacitate medie, principalele semnale de intrare și ieșire în/ din PLC sunt:

intrări analogice (curent unificat 4…20 mA):

presiunea de intrare P1 respectiv presiunea de ieșire P2. Aceste semnale se conectează la intrările analogice ale PLC-ului prin intermediul separatoarelor cu protecție intrinsecă Ex ia;

temperatura gazului la ieșire T2. Acest semnal este conectat direct la intrările analogice ale PLC-ului (fig. 4.52);

Fig. 4.52. Intrările analogice aferente unui PLC

intrări digitale sau de contact (se conectează la intrările PLC-ului prin intermediul separatoarelor cu protecție intrinsecă Ex ia):

semnalizare filtru înfundat;

detector deschidere ușă;

monitorizare tensiune de alimentare;

monitorizare lumini;

monitorizare existență tensiune alimentare actuatoare;

avertizare pericol de explozie;

stare actuator oprit;

stare actuator pornit;

intrări impuls:

consumul de gaz în condiții de bază () de pe convertorul de volum;

semnale de frecvență înaltă de la generatorul de impuls HF (High Frequency);

ieșiri digitale:

semnalul de comandă pentru pornirea actuatorului;

semnalul de comandă pentru oprirea actuatorului.

Principalele modalități de comunicare încorporate sunt:

Ethernet, protocol Modbus TCP/ IP, conector RJ45 (fig. 4.53);

Fig. 4.53. Portul RJ45 pentru comunicare aferent PLC-ului

conector USB Mini – B (Universal Serial Bus);

Portul USB Mini – B este portul de programare care poate fi folosit pentru a conecta un computer cu un port gazdă USB utilizând un anumit software HMI. Utilizând un cablu USB tipic, portul este potrivit pentru update-uri rapide ale aplicației sau conexiuni cu durată scurtă necesare efectuării unor lucrări de întreținere și inspectării valorilor parametrilor de proces. Portul nu este potrivit pentru conexiuni pe termen lung, cum ar fi punerea în funcțiune sau monitorizarea procesului fără utilizarea unor cabluri special adaptate pentru a minimiza interferența electromagnetică (fig. 4.54).

Fig. 4.54. Portul USB Mini – B pentru comunicare aferent PLC-ului

slot pentru card SD (Storage Device) (fig. 4.55);

Fig. 4.55. Slotul pentru card SD aferent PLC-ului

conector RJ45 pentru comunicația serială (fig. 4.56);

Poate fi utilizat pentru a comunica cu dispozitivele care suportă protocolul Modbus ca master sau slave, protocolul ASCII (imprimantă, modem, etc) și cu interfața HMI. [8]

Fig. 4.56. Portul RJ45 pentru comunicare serială aferent PLC-ului

Fig. 4.57. Principalele elemente componente aferente PLC-ului:

1 – LED-uri de stare; 2 – conector intrare HE10 (MIL20); 3 – conector ieșire HE10 (MIL20);

4 – sistem de blocare cu clichet pentru șina de prindere; 5 – port de programare USB Mini – B;

6 – sursa de alimentare 24V DC; 7 – conector RJ45 pentru Ethernet; 8 – conector RJ45 pentru comunicarea serială (RS232 sau RS485); 9 – comutator de oprire/ pornire; 10 – capacul detașabil pentru intrările analogice; 11 – intrările analogice; 12 – slot pentru card SD;

13 – conector utilizat la extinderea intrărilor/ ieșirilor; 14 – capac de protecție (pentru slot card SD, comutator oprit/ pornit, port USB Mini – B); 15 – sigiliu; 16 – suport baterie.

Calculator de debit

Funcția principală a calculatorului de debit constă în conversia volumelor de gaze determinate de contoare din condiții de curgere în condiții de referință, pe baza informațiilor de la traductoarele de presiune și temperatură și a informațiilor de compoziție a gazelor.

Se montează uzual în interiorul incintei încălzite (camera de comandă).

Porturi de comunicație:

RS232, RS485, protocol Modbus RTU;

intrare gaz-cromatograf;

ieșire instalație odorizare;

intrări analogice și ieșiri 4…20 mA;

intrare semnal traductor temperatură, intrări compatibile cu semnalele de ieșire contoare.

Fig. 4.58. Calculatorul de debit FloBoss S600

Principalele caracteristici tehnice generale:

starea de referință pentru conversia gazelor este setabilă, (1,01325 bara; 15 °C) sau (1,01325 bara; 0 °C);

calcularea compresibilității gazelor este setabilă conform cu AGA 8 DC sau SGERG 88;

posibilitatea de parametrizare în vederea corecției curbei de erori a traductorului de debit primar (contor cu turbină, contor cu pistoane rotative, etc);

multistream (gestionarea mai multor fluxuri de gaze);

eroarea maximă de calcul a volumului corectat să nu depășească ±0,02 %;

display de caractere alfanumerice care să permită afișarea parametrilor de lucru și determinați (presiune, temperatură, debit, volum, energie, etc);

unități de măsură: bara (presiune), °C (temperatură gaze), sau (volume), sau (debit), kWh (energie);

include un ceas de timp real cu funcționare independentă de tensiunea de alimentare a calculatorului de debit, precizia acestuia să nu depășească ±10 ppm;

calculatorul de debit trebuie să păstreze parametrii de configurare ai sistemului în memorie de tip EEPROM cu durată de conservare a datelor de minim 5 ani, iar jurnalul de evenimente într-o memorie nevolatilă sau alt dispozitiv timp de cel puțin 180 de zile;

calculatorul de debit trebuie să fie capabil să păstreze informații despre consumurile orare și zilnice din cel puțin ultimele 35 de zile;

calculatorul de debit trebuie să comute automat ora de iarnă și ora de vară;

să aibă posibilitatea de evitare a intervențiilor neautorizate în configurarea sistemului de măsurare. [8]

Fig. 4.59. Sistem de măsurare gaze naturale cu calculatoare de debit

Calculator de supervizare

Tip: industrial;

Tensiune alimentare: 230V AC, 50 Hz;

Grad de protecție: IP54;

Material carcasă: metalic;

Temperatura de lucru: 20 ± 3 °C;

Principalele caracteristici tehnice generale:

porturi de comunicație RS232, RS485 și Ethernet cu calculatoarele de debit, cu gaz-cromatograful, cu PLC-ul, cu sistemele de siguranță;

2 hard-disk-uri de 500 GB montate în sistem RAID (Redundant Array of Independent Disks);

minim procesor cu două core-uri, frecvență 2,4 GHz;

minim 2 GB RAM;

sursă back-up UPS;

display color minim 15 inch;

protocol de comunicație Modbus RTU;

sistem de operare Windows cu acces parolat în sistem.

Principalele funcții îndeplinite:

supraveghere și monitorizare sistem măsură;

comunicarea cu sistemul de analiză calitativă a gazului și monitorizare de parametri;

stocarea datelor de măsurare;

listarea rapoartelor și a alarmelor;

generarea de rapoarte pe lungă durată și la cerere;

comanda robinetelor dotate cu acționare electrică;

comanda și vizualizarea sistemului de purjare;

monitorizarea sistemului de senzori și traductoare din instalația tehnologică;

comunicația cu sistemele de siguranță;

date generale de tip istoric (oră, dată, ultima accesare, interval calibrat, listă evenimente, starea robineților și a liniilor de măsură);

selecția – comanda liniilor de măsură active în funcție de debit. [8]

Tablou electric

Companii producătoare:

Siemens;

Schneider Electric;

Eldon;

Eaton.

Tip: tablou electric;

Grad de protecție: IP54;

Dimensiuni exteriore: 800×600×300, 1.200×1.000×300 sau 2.000×1.600×600 mm;

Material carcasă: metal;

Tensiune nominală: 230V AC sau 400V AC;

Tempeatură mediu ambiant: -30…+50 °C;

Durata de viață: 25 ani;

Conexiuni electrice: șiruri de cleme conform proiectului tehnic;

Caracteristici generale :

carcasă executată din tablă de oțel de 1,5 mm fosfatată și vopsită în câmp electrostatic în culoarea galben sau gri;

carcasa va fi prevăzută cu presetupe de etanșare cu garnitură de cauciuc;

carcasa va fi prevăzută cu sistem de închidere ușă cu două zăvoare și sistem de etanșare din cauciuc.

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în exterior;

Caracteristici de montaj: se montează conform specificațiilor din proiectul tehnic;

Caracteristici tehnologice: are funcția de distribuție a energiei electrice și achiziție de date din stația de reglare – măsurare gaze naturale. [8]

Fig. 4.60. Carcasa tabloului electric general (a) și simbolizarea acestuia (b)

Descărcător tablou cu 4P

Companii producătoare:

Schneider Electric;

Eaton;

Siemens;

Shrack.

Tip: descărcător;

Tensiunea nominală: 400V AC;

Număr de poli: 3P + N;

Temperatura de lucru: -20…+60 °C;

Curentul nominal de descărcare: 20 kA;

Timp de răspuns: 25 s;

Grad de protecție borne: IP20;

Frecvența de funcționare: 50…60 Hz;

Curent permanent de funcționare (Ip): Ip < 1 mA;

Capacitatea electrică: 2,5…35 mm2;

Grad de protecție șocuri: IK05;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în interiorul tabloului de distribuție;

Caracteristici de montaj: se montează mecanic în tabloul de distribuție;

Caracteristici tehnologice: are funcția de protecție a circuitelor la descărcări atmosferice și supratensiuni. [8]

Fig. 4.61. Descărcătorul cu 4P al tabloului electric (a) și simbolizarea acestuia (b)

Întrerupător tablou cu 4P

Companii producătoare:

Schneider Electric;

Eaton;

Shrack.

Tip: întrerupător tablou;

Tensiunea nominală: 400V AC;

Număr de poli: 3P + N;

Temperatura de lucru: -20…+80 °C;

Curent nominal: 15…40 A;

Capacitatea de rupere: până la 50 kA;

Acționare: exteriorul tabloului;

Conexiune electrică: terminale cu șurub;

Capacitate borne: 1…35 mm2;

Grad de protecție: IP54;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în interior sau în exterior în funcție de amplasamentul tabloului electric;

Caracteristici de montaj: se montează mecanic în tabloul de distribuție;

Caracteristici tehnologice: are funcția de întrerupere a circuitelor conectate în aval de acesta. [8]

Fig. 4.62. Întrerupătorul cu 4P al tabloului electric (a) și simbolizarea acestuia (b)

Întrerupător tablou cu 2P

Companii producătoare:

Schneider Electric;

Eaton;

Schrack.

Tip: întrerupător tablou;

Tensiunea nominală: 230V AC;

Număr de poli: 1P + N;

Temperatura de lucru: -20…+80 °C;

Capacitatea de rupere: până la 25 kA;

Acționare: din exterior;

Curent nominal: 15…40 A;

Capacitate borne: 1…25 mm2;

Grad de protecție: IP54;

Conexiune electrică: terminale cu șurub;

Lățime în pași de 9 mm: 2 pași;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în cofretul instalațiilor tehnologice;

Caracteristici de montaj: se montează pe exteriorul tabloulului electric în funcție de proiect;

Caracteristici tehnologice: are funcția de întrerupere a circuitelor în aval de acesta. [8]

Fig. 4.63. Întrerupătorul cu 2P al tabloului electric (a) și simbolizarea acestuia (b)

Disjunctor monofazat cu 2P

Companii producătoare:

Schneider Electric;

Eaton;

Siemens;

Schrack.

Tip: disjunctor monofazat;

Tensiunea nominală: 230V AC;

Număr de poli: 1P + N;

Temperatura de lucru: -20…+80 °C;

Capacitatea de rupere: 6 kA;

Curba de declanșare: C;

Curent nominal: 2, 6, 10 sau 16 A;

Capacitate borne: 1…35 mm2;

Grad de protecție: IP54;

Conexiune electrică: terminale cu șurub;

Lățime în pași de 9 mm: 2 pași;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în cofretul instalațiilor tehnologice;

Caracteristici de montaj: se montează în tabloul electric în funcție de proiect;

Caracteristici tehnologice: are funcția de protecție a circuitelor. [8]

Fig. 4.64. Disjunctorul monofazat cu 2P al tabloului electric (a) și simbolizarea acestuia (b)

Disjunctor diferențial cu 2P

Companii producătoare:

Schneider Electric;

Eaton;

Siemens;

Schrack.

Tip: disjunctor diferențial;

Tensiunea nominală: 230V AC;

Număr de poli: 1P + N;

Temperatura de lucru: -20…+80 °C;

Capacitatea de rupere: 4,5 kA;

Curba de declanșare: C;

Sensibilitatea: 30 sau 300 mA;

Curent nominal: 1, 2, 6, 10 sau 16 A;

Capacitate borne: 1…35 mm2;

Grad de protecție: IP54;

Conexiune electrică: terminale cu șurub;

Lățime în pași de 9 mm: 4 pași;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în cofretul instalațiilor tehnologice;

Caracteristici de montaj: se montează în tabloul electric în funcție de proiect;

Caracteristici tehnologice: are funcția de protecție a circuitelor. [8]

Fig. 4.65. Disjunctorul diferențial cu 2P al tabloului electric (a) și simbolizarea acestuia (b)

Cabluri electrice armate cu izolație din PVC (CYAbY)

Companii producătoare:

Gomar Electric;

Icme Ecab.

Tip: cablu electric armat;

Tensiunea nominală: 630V AC;

Temperatura de lucru: -30…+60 °C;

Montaj: aerian sau îngropat în funcție de specificațiile din proiect;

Normativ: SR EN 60502 – 1;

Rezistența de izolație (Ri): Ri < 1 MΩ;

Caracteristici tehnice: cablurile care au F la sfârșitul simbolizării sunt cu întârziere mărită la propagarea flăcării, conform SR EN 50266 – 2 – 4, categoria C;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în interior sau în exterior;

Caracteristici de montaj: se montează mecanic în funcție de proiect;

Caracteristici tehnologice: are funcția de conectare a circuitelor sau dispozitivelor. [8]

Fig. 4.66. Structura cablului electric armat cu izolație din PVC (a) și simbolizarea acestuia (b)

Cabluri încălzitoare pentru medii cu pericol de explozie

Companii producătoare:

Heat Trace;

Thermon.

Tip: cablu încălzitor;

Tensiunea nominală: 220…277V AC;

Temperatura de lucru: -40…+85 °C;

Montaj: aerian în funcție de specificațiile din proiect;

Normativ: SR EN 60079, SR EN 60898, IEC 62086;

Rezistența maximă a ecranului de protecție: 18,2 Ω/km;

Clasa de temperatură: 23 W/m la 220V T6 (85 °C) sau 31 W/m la 277V T4 (135 °C);

Caracteristici tehnice: certificări Ex, CE;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în zona 2 pentru medii cu pericol de explozie;

Caracteristici de montaj: se montează pe elementele ce necesită încălzire;

Caracteristici tehnologice: are funcția de încălzire prin autoreglare. [8]

Fig. 4.67. Structura cablului încălzitor pentru medii cu pericol de explozie (a)

și simbolizarea acestuia (b)

Sistem de încălzire capsulat pentru medii cu pericol de explozie

Companii producătoare:

Totalgaz Industrie;

IKM Gruppen;

Intertec.

Tip: încălzitor electric pentru conducta de impuls pentru regulator;

Tensiunea nominală: 110…270V AC, 43 W;

Temperatura de lucru: -25…+50 °C;

Material carcasă: metalic;

Marcare conform ATEX 94/ 9/ EC: II 2 G;

Tipul de protecție: EEx de IIA T4;

Standard: SR EN 60079 – 0, SR EN 60079 – 7;

Grad de protecție: IP54;

Caracteristici tehnice: certificări CE, Ex;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în cofretul instalațiilor tehnologice;

Caracteristici de montaj: se montează mecanic în zone cu pericol de explozie;

Caracteristici tehnologice: are funcția de încălzire a gazelor și a conductelor de impuls pentru regulatore. [8]

Fig. 4.68. Sistemul de încălzire capsulat pentru medii cu pericol de explozie (a)

și simbolizarea acestuia (b)

Întrerupător bipolar pentru medii cu pericol de explozie

Companii producătoare:

Scame;

Electrocontact.

Tip: întrerupător pentru medii cu pericol de explozie;

Tensiunea nominală: 230V AC, 6…10 A;

Număr de poli: 1P + N;

Temperatura de lucru: -20…+40 °C;

Material carcasă: metalic;

Marcare conform ATEX 94/ 9/ EC: II 2 G;

Tipul de protecție: EEx de IIA T4;

Culoare: gri, negru;

Grad de protecție: IP54;

Caracteristici tehnice: certificări CE, Ex;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în cofretul instalațiilor tehnologice;

Caracteristici de montaj: se montează mecanic în funcție de proiect;

Caracteristici tehnologice: are funcția de întrerupere a circuitelor conectate în aval de acesta. [8]

Fig. 4.69. Întrerupătorul bipolar pentru medii cu pericol de explozie (a)

și simbolizarea acestuia (b)

Cutie de joncțiuni pentru medii cu pericol de explozie

Companii producătoare:

Scame;

Electrocontact.

Tip: doză pentru medii cu pericol de explozie;

Tensiunea nominală: 230V AC, 6…10 A;

Temperatura de lucru: -60…+75 °C;

Material carcasă: poliester ranforsat cu fibră de sticlă;

Marcare conform ATEX 94/ 9/ EC: II 2 G;

Tipul de protecție: EEx de IIC T4;

Culoare: gri, negru;

Grad de protecție: IP65;

Caracteristici tehnice: certificări CE, Ex;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în cofretul instalațiilor tehnologice;

Caracteristici de montaj: se montează mecanic în funcție de proiect;

Caracteristici tehnologice: are funcția de protejare a ramificației cablurilor în medii cu pericol de explozie. [8]

Fig. 4.70. Cutia de joncțiuni pentru medii cu pericol de explozie (a) și simbolizarea acesteia (b)

Întrerupător crepuscular

Întrerupătorul crepuscular are funcția de închidere a unui contact când luminozitatea scade sub un anumit nivel prag selectat, precum și de deschidere a contactului atunci când luminozitatea crește peste nivelul prag selectat.

Utilizare: la sistemul automat de iluminat exterior aferent stației;

Pragul de luminozitate: 2…2.000 lx (1 lx = 1 lm/m2);

Tensiunea nominală: 230V AC, 50 Hz;

Consum: 6 VA;

Temperatura de operare: -25…+50 °C;

Clasa de izolație: II;

Grad de protecție: IP20B;

Timp de acționare: ≥ 60 s. [8]

Fig. 4.71. Întrerupătorul crepuscular (a) și celula fotoelectrică (b)

Fig. 4.72. Schematizarea conexiunilor dintre întrerupătorul crepuscular și celula fotoelectrică

Corp de iluminat interior cu tub fluorescent pentru medii cu pericol de explozie

Companii producătoare:

Technor;

Elba Timișoara.

Tip: corp de iluminat cu tub fluorescent;

Tensiunea nominală: 230V AC;

Temperatura de lucru: -20…+50 °C;

Material carcasă: poliester armat cu fibră de sticlă;

Marcare conform ATEX 94/ 9/ EC: II 2 G;

Tipul de protecție: EEx de IIA T4;

Culoare: transparent;

Sursa de lumină: lămpi fluorescente de 18, 36 sau 58 W;

Montaj: staționar în poziție suspendată;

Conexiune electrică: terminale cu șurub;

Grad de protecție: IP66;

Caracteristici tehnice: certificări CE, Ex;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în zona 2 cu pericol de explozie;

Caracteristici de montaj: se montează mecanic în funcție de proiect;

Caracteristici tehnologice: are funcția de iluminare în incinte cu pericol de explozie. [8]

Fig. 4.73. Corpul de iluminat cu tub fluorescent pentru medii cu pericol de explozie (a)

și simbolizarea acestuia (b)

Corp de iluminat cu halogen pentru medii cu pericol de explozie

Companii producătoare:

Technor;

Elba Timișoara.

Tip: corp de iluminat cu halogen HL;

Tensiunea nominală: 230V AC;

Temperatura de lucru: -20…+50 °C;

Material carcasă: sticlă termorezistentă;

Marcare conform ATEX 94/ 9/ EC: II 2 G;

Tipul de protecție: EEx de IIC T2;

Culoare: transparent;

Sursa de lumină: lămpi cu halogen de 20…100 W, dulie E27;

Motaj: staționar în poziție suspendată;

Conexiune electrică: terminale cu șurub;

Grad de protecție: IP54;

Caracteristici tehnice: certificări CE, Ex;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în zona 2 cu pericol de explozie;

Caracteristici de montaj: se montează mecanic în funcție de proiect;

Caracteristici tehnologice: are funcția de iluminare în incinte cu pericol de explozie. [8]

Fig. 4.74. Corpul de iluminat cu halogen pentru medii cu pericol de explozie (a)

și simbolizarea acestuia (b)

Traductor de presiune pentru medii cu pericol de explozie

Companii producătoare:

Siemens;

Rosemount;

Honeywell.

Tip: senzor de presiune;

Tensiune nominală: 12…30V DC;

Grad de protecție: IP65;

Tipul de protecție: EEx de IIC T6;

Material carcasă: metalic;

Marcare conform ATEX 94/ 9/ EC: II 2 G;

Semnal de ieșire: 4…20 mA HART (Highway Addressable Remote Transducer);

Temperatura de lucru: -40…+85 °C;

Conexiune electrică: terminale cu șurub;

Caracteristici tehnice: certificări CE, Ex;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în zona 2 cu pericol de explozie;

Caracteristici de montaj: se montează pe conductă;

Caracteristici tehnologice: are funcția de monitorizare a presiunii. [8]

Fig. 4.75. Traductorul de presiune pentru medii cu pericol de explozie (a)

și simbolizarea acestuia (b)

Traductor de temperatură pentru medii cu pericol de explozie

Companii producătoare:

Siemens;

Rosemount;

Honeywell.

Tip: senzor de temperatură;

Tensiune nominală: 12…30V DC;

Grad de protecție: IP65;

Tipul de protecție: EEx de IIC T6;

Material carcasă: metalic;

Marcare conform ATEX 94/ 9/ EC: II 2 G;

Semnal de ieșire: 4…20 mA HART (Highway Addressable Remote Transducer);

Temperatura de lucru: -40…+85 °C;

Conexiune electrică: terminale cu șurub;

Caracteristici tehnice: certificări CE, Ex;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în zona 2 cu pericol de explozie;

Caracteristici de montaj: se montează pe conductă;

Caracteristici tehnologice: are funcția de monitorizare a temperaturii. [8]

Fig. 4.76. Traductorul de temperatură pentru medii cu pericol de explozie (a)

și simbolizarea acestuia (b)

Separator (izolator) cu protecție intrinsecă

Separatoarele cu protecție intrinsecă asigură transmiterea semnalului de la transmițătoarele care funcționează în zona 0 și/ sau zona 1 cu potențial exploziv (traductoare de presiune, temperatură, etc.), la unitatea PLC de procesare a semnalelor care funcționează în zona sigură.

Aceste dispozitive izolează intrarea, ieșirea și sursa de alimentare, fiind alimentate de la o sursă de 19…29V DC prin intermediul unui convertor DC – DC de înaltă frecvență cu ieșire dublă.

O ieșire furnizează energie pentru partea de intrare, care are potențial exploziv Ex, și anume pentru transmițătorul conectat la intrarea separatorului, iar cealaltă generează energie pentru partea de ieșire aferentă separatorului cu protecție intrinsecă, care este sigură.

Fig. 4.77. Schema de principiu aferentă unui optocuplor:

1 – sursă de lumină (LED); 2 – barieră dielectrică; 3 – senzor (fototranzistor).

Protecția intrinsecă este generată prin intermediul unui optocuplor (fotocuplor/ optoizolator) de înaltă izolare, transmisia semnalului de curent având la bază principiul de modulare – demodulare optică a impulsurilor (fig. 4.77).

Fotoizolatorul realizează transmiterea semnalelor electrice între două circuite izolate cu ajutorul luminii. În general, un fotocuplor conține în aceeași capsulă o sursă de lumină (LED) și un senzor (fototranzistor).

Caracteristici tehnice generale:

parametri de intrare:

semnal de intrare: curent electric/ tensiune DC;

tipul de semnal: 0…20 mA, 4…20 mA sau 0…10 V;

rezistența la intrare (pentru curent electric): 68 Ω;

rezistența la intrare (pentru tensiune electrică): 1 MΩ;

supraîncărcare: 5 %;

parametri de ieșire:

semnal de ieșire: curent electric/ tensiune DC;

tipul de semnal: 0…20 mA, 4…20 mA sau 0…10 V;

sarcină curent ieșire: max. 800 Ω;

sarcină tensiune ieșire: min. 500 Ω;

eroare: max. 0,05 %;

neliniaritate: max. 0,01 %;

influența temperaturii: max. 50 ppm/°C;

timp de răspuns: 10 ms;

izolarea galvanică:

tensiunea de izolare de lucru: 250 V între terminalele de intrare, ieșire și ale sursei de alimentare;

tensiunea de testare: 2.500V DC timp de 1 minut între terminalele de intrare și ieșire, precum și între terminalele de intrare și cele ale sursei de alimentare;

sursa de alimentare:

tensiunea de alimentare: 19…29V DC;

puterea (consumul): 2,2 W;

temperatura de lucru: -20…+50 °C;

compatibilitate electromagnetică (CEM): în conformitate EN 61326:2004;

conexiune electrică: terminale cu șurub;

cablu de conectare: max. 1,5 mm2;

grad de protecție: IP20. [8]

Fig. 4.78. Separatorul cu protecție intrinsecă pentru medii cu pericol de explozie (a)

și dimensiunile acestuia (b)

Fig. 4.79. Schema de montaj aferentă unui separator cu protecție intrinsecă

Fig. 4.80. Vedere de ansamblu asupra unor separatoare cu protecție intrinsecă

Switch sistem efracție pentru medii cu pericol de explozie

Companii producătoare:

Steute;

Schmersal;

Bartec.

Tip: switch mecanic;

Grad de protecție: IP65;

Material carcasă: oțel;

Marcare conform ATEX 94/ 9/ EC: II 2 G;

Tipul de protecție: Ex d IIC;

Tensiune nominală: 250V;

Semnal de ieșire: 6 A pentru 250V AC sau 0,25 A pentru 230V DC;

Temperatura de lucru: -20…+95 °C;

Conexiune electrică: terminale cu șurub;

Caracteristici tehnice: materialele principale sunt metalul și policarbonatul;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în zona 2 cu pericol de explozie;

Caracteristici de montaj: se montează mecanic în cofretul instalației mecanice;

Caracteristici tehnologice: are funcția de monitorizare a prezenței persoanelor străine la intrarea prin efracție. [8]

Fig. 4.81. Switchul mecanic al sistemului de efracție pentru medii cu pericol de explozie (a)

și simbolizarea acestuia (b)

Detector prezență gaze naturale pentru medii cu pericol de explozie

Companii producătoare:

Sensigas;

Crowcon;

Xtralis.

Tip: detector prezență gaze naturale;

Grad de protecție: IP65;

Material carcasă: inox;

Marcare conform ATEX 94/ 9/ EC: II 2 G;

Tipul de protecție: Ex de IIA T4;

Tensiune nominală: 9…36V DC;

Semnal de ieșire: 4…20 mA;

Temperatura de lucru: -20…+40 °C;

Conexiune electrică: terminale cu șurub;

Caracteristici tehnice: materialul principal este inoxul;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în zona 2 cu pericol de explozie;

Caracteristici de montaj: se montează mecanic în cofretul instalației mecanice;

Caracteristici tehnologice: are funcția de monitorizare a prezenței gazelor naturale. [8]

Fig. 4.82. Detectorul pentru prezența gazelor naturale pentru medii cu pericol de explozie (a)

și simbolizarea acestuia (b)

Detector prezență flacără pentru medii cu pericol de explozie

Companii producătoare:

Spectrex;

Honeywell;

Talentum.

Tip: detector prezență flacără;

Grad de protecție: IP67;

Material carcasă: inox;

Marcare conform ATEX 94/ 9/ EC: II 2 G;

Tipul de protecție: Ex de IIA T4;

Tensiune nominală: 18…32V DC;

Semnal de ieșire: 5 A la 30V DC sau 4…20 mA;

Temperatura de lucru: -55…+75 °C;

Conexiune electrică: terminale cu șurub;

Caracteristici tehnice: certificări CE, Ex;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în zona 2 cu pericol de explozie;

Caracteristici de montaj: se montează mecanic în cofretul instalației mecanice;

Caracteristici tehnologice: are funcția de detectare flacără și declanșare contact releu. [8]

Fig. 4.83. Detectorul pentru prezența flacărei pentru medii cu pericol de explozie (a)

și simbolizarea acestuia (b)

Acționare electrică pentru medii cu pericol de explozie

Companii producătoare:

Auma;

Rotork;

Sectoriel.

Tip: acționare electrică;

Grad de protecție: IP67;

Marcare ATEX 94/ 9/ EC: II 2 G;

Tipul de protecție: Ex d IIC T4;

Material carcasă: aluminiu;

Tensiune nominală: 230V AC, 50 Hz;

Semnal de ieșire: contacte auxiliare;

Tip afișaj: verificare vizuală poziție motor;

Temperatura de lucru: -20…+55 °C;

Conexiune electrică: terminale cu șurub;

Caracteristici tehnice: certificări Ex, CE;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în zona 2 cu pericol de explozie;

Caracteristici de montaj: se montează pe conducta de purjare a filtrului separator;

Caracteristici tehnologice: are funcția de a efectua operațiunea de purjare automată. [8]

Fig. 4.84. Acționarea electrică pentru medii cu pericol de explozie (a)

și simbolizarea acesteia (b)

Acționare electrică robinet

Funcție: acționarea electrică a robinetelor de izolare și a robinetelor de pe ieșirile liniilor de măsură;

Mod funcționare: sfert de tură, închis/ deschis, S2 – 15 min;

Tensiune alimentare: 3×400V AC, 50 Hz;

Grad de protecție: IP67;

Marcare ATEX 94/ 9/ EC: II 2 G;

Tipul de protecție: EEx de IIC T4;

Temperatură mediu ambiant: -40…+40 °C (este dotată cu încălzitor local);

Material carcasă: oțel carbon;

Principalele caracteristici tehnice generale:

tip montaj: suprateran, orizontal;

zonă montaj: în exterior, zona 2;

panou local de comandă și semnalizare integrat pe acționare;

posibilitatea de acționare manuală;

timp acționare: maxim 120 s;

comunicație serială, RS485, cu protocol Modbus RTU, topologie inelară;

posibilitatea de acționare locală sau de la distanță;

memorie nevolatilă a setărilor;

protecții motor: la blocare robinet, la lipsă faze, termică și anticondens. [8]

Fig. 4.85. Acționare electrică pentru robinete

Traductor de presiune pentru sistemul de măsură

Tip: senzor de presiune absolută;

Tensiune nominală: 10…42,5V DC din buclă;

Grad de protecție: IP65;

Marcare conform ATEX 94/ 9/ EC: II 2 G;

Tipul de protecție: EEx de IIC T6;

Material carcasă: metalic;

Semnal de ieșire: 4…20 mA HART (Highway Addressable Remote Transducer);

Temperatura de lucru: -29…+55 °C;

Conexiune electrică: terminale cu șurub;

Tip fluid: gaz natural;

Display: local digital;

Acuratețe: 0,04 % din citire;

Stabilitatea cerută: 10 ani;

Unitatea de măsură: bar;

Presiunea de proiectare: 1,5×PN;

Domeniu reglat: 0…10 bar;

Calibrare: 0…valoarea nominală, în barg;

Reglarea punctului zero: da;

Reglarea intervalului calibrat: da;

Material conectare la proces: oțel inoxidabil;

Conectare la proces: ½ NPT, filet exterior prin robinet de izolare cu 3 căi (manifold);

Intrare cablu: M20×1,5 mm, grad de protecție IP66, presetupe Ex d în dotarea aparatului, diametrul cablului 9…13 mm;

Caracteristici tehnice:

certificări CE, Ex, MID (Measuring Instruments Directive) modul B;

aprobare de model pentru introducere pe piața din România în componența sistemelor de măsură gaz fiscale.

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în zona 2 cu pericol de explozie;

Caracteristici de montaj: se montează pe conductă;

Caracteristici tehnologice: are funcția de monitorizare a presiunii. [8]

Fig. 4.86. Traductorul de presiune pentru sistemul de măsură (a) și simbolizarea acestuia (b)

Traductor de temperatură pentru sistemul de măsură

Companii producătoare:

Siemens;

Rosemount;

Honeywell.

Tip: senzor de temperatură;

Tensiune nominală: 12…42,4V DC;

Grad de protecție: IP65;

Marcare conform ATEX 94/ 9/ EC: II 2 G;

Tipul de protecție: EEx de IIC T6;

Material carcasă: metalic;

Semnal de ieșire: 4…20 mA RTD (Resistance Temperature Detectors), protocol HART, PT100 clasa B;

Temperatura de lucru: -40…+85 °C;

Conexiune electrică: terminale cu șurub;

Interval măsură: -20…+60 °C;

Intrare cablu: M20×1,5 mm;

Extensie: 100 mm, țeavă 9 mm, oțel inoxidabil, conector G ¾;

Adâncime imersie: 160, 250 sau 400 mm;

Interval temperatură ambientală: -40…85 °C;

Umiditate: 0…99 %;

Vibrație: maxim 3g de la 60 la 2.000 Hz;

Precizie: 0,1 % din citire;

Efect tensiune de alimentare: ≤ 0,005 %;

Timp de răspuns: sub 5 s;

Timp de încălzire: sub 6 s;

Nivele de alarmă: minim 3,6 mA, maxim 23 mA;

Parametrii funcționali:

Ui = max. 30V DC;

Ii = max. 300 mA;

Pi = max. 1 W;

Li = max. 0 µF;

Ci = max. 5 nF;

Uo = 13,6V DC;

Io = 56 mA;

Po = 0,19 W;

Lo = 0 µF;

Co = 78 nF.

Caracteristici tehnie: certificări CE, Ex;

Caracteristici de mediu ambiant: se amplasează în zona 2 cu pericol de explozie;

Caracteristici de montaj: se montează pe conductă;

Caracteristici tehnologice: are funcția de monitorizare a temperaturii;

Aprobări:

EMC 2004/ 108/ EC, EN 61326;

Emisii și imunitate 60079 – 0, 60079 – 11;

Certificat ATEX;

II 2 G Ex d IIC T6…T1 (-50 șC ≤ Ta ≤ +60 șC);

certificat de calibrare;

certificare MID (Measuring Instruments Directive) modul B;

aprobare de model pentru introducere pe piața din România în componența sistemelor de măsură gaz fiscale. [8]

Fig. 4.87. Traductorul de temperatură pentru sistemul de măsură (a) și simbolizarea acestuia (b)

Parametrii aparaturii electrice folosite la instalația de automatizare

În continuare se prezintă aparatele electrice, senzorii și traductoarele utilizate în zonele cu medii cu pericol de explozie împreună cu clasificarea acestora din punct de vedere Ex. Această aparatură corespunde cu cerințele și specificațiile în domeniu.

Cabluri alimentare CYAbY-F

Caracteristici tehnice:

tensiune nominală: 0,6 sau 1 kV;

tensiune de încercare: 3,5 kV AC sau 8,4 kV DC, timp de 5 minute;

temperatură maximă în funcționare de durată: 70 °C;

conductor: cupru unifilar;

izolație: PVC tip DIV 10;

manta interioară: PVC tip DMV 17;

armătură: bandă laminată la rece sau zincată cu grosime minimă de 0,2…0,5 mm;

rezistență mărită la propagarea flăcării: SR EN 332 – 1 – 2 sau SR EN 50266 – 4 – 2, categoria 3.

Tip protecție: Ex d;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 G;

Loc montaj: camera de comandă/ consumatori electrici instalație tehnologică. [8]

Fig. 4.88. Forma constructivă a cablurilor de alimentare CYAbY-F:

1 – conductoare rotunde, unifilare, din cupru; 2 – conductoare izolate;

3 – înveliș comun extrudat sau din benzi; 4 – manta internă;

5 – armătură din bandă de oțel sau oțel zincat; 6 – manta exterioară.

Cabluri semnalizare CSYAbY-F

Caracteristici tehnice:

tensiune nominală: 0,25 sau 0,5 kV;

temperatură maximă în funcționare de durată: 70 °C;

conductor: cupru unifilar;

izolație: PVC tip YI1 sau IF;

manta interioară: PVC tip YI1 sau MF;

armătură: bandă laminată la rece sau zincată cu grosime minimă de 0,2 mm;

rezistență mărită la propagarea flăcării: SR EN 332 – 1 – 2 sau SR EN 50266 – 2 – 4, categoria C;

standard ST 106.

Tip protecție: Ex d;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 G;

Loc montaj: camera de comandă/ sistem de senzori și traductoare/ acționări electrice robinete. [8]

Cabluri semnalizare CSYAbY-F

Caracteristici tehnice:

tensiune nominală: 0,6 sau 1 kV;

temperatură maximă în funcționare de durată: -30 sau +60 °C;

conductor: cupru unifilar, SR HD 383;

izolație: PVC tip YI1 sau IF;

manta interioară: PVC tip YI1 sau MF;

armătură: bandă laminată la rece sau zincată cu grosime minimă de 0,2 mm;

rezistență mărită la propagarea flăcării: SR EN 332 – 1 – 2 sau SR EN 50266 – 2 – 4, categoria 3;

standard ST 106, IEC 502.

Tip protecție: Ex d;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 G;

Loc montaj: camera de comandă/ sistem de senzori și traductoare/ acționări electrice robinete. [8]

Cablu încălzitor autoreglabil

Caracteristici tehnice:

tensiune nominală: 230V AC;

temperatură de pornire: 0 °C;

putere consumată: 31 W/m liniar;

temperaturi de lucru: -40 sau +80 °C.

Tip protecție: EEx e;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 G;

Loc montaj: conducte sistem odorizare. [8]

Fig. 4.89. Forma constructivă a cablurilor încălzitoare autoreglabile:

1 – conductor de cupru 0,8 mm2; 2 – semiconductor matrice autoreglabilă;

3 – izolație; 4 – tresă de cupru; 5 – înveliș exterior.

Încălzitor

Caracteristici tehnice:

putere electrică: 43 W;

tensiunea de alimentare: 110…240V AC;

material corp: aliaj de aluminiu sau inox;

mediu de lucru: zona 1 și zona 2;

temperatură maximă la suprafața elementului: aproximativ 90 °C.

Tip protecție: EEx d;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 G;

Loc montaj: piloți regulatoare/ cutii traductoare sistem de măsură. [8]

Corp de iluminat

Caracteristici tehnice:

tensiune nominală: 230V AC, 50 Hz;

temperatura mediului: -20…+50 °C;

grad protecție: IP66;

sursă iluminat: lămpi fluorescente;

putere: 72 W (2×36 W).

Tip protecție: EEx d;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 GD;

Loc montaj: cameră de reglare – măsurare. [8]

Tabelul 4.3. Dimensiuni caracteristice pentru corpurile de iluminat cu lampă fluorescentă [8]

Fig. 4.90. Corp de iluminat cu lampă fluorescentă [8]

Corp de iluminat

Caracteristici tehnice:

tensiune nominală: 230V AC, 50 Hz;

temperatura mediului: -20…+50 °C;

grad protecție: IP54;

sursă iluminat: incandescentă;

putere: maxim 100 W.

Tip protecție: EEx de;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 G;

Loc montaj: cofret odorizare. [8]

Fig. 4.91. Dimensiuni caracteristice pentru corpurile de iluminat cu lampă incandescentă

Fig. 4.92. Diagrama distribuției luminozității pentru corpul de iluminat

cu lampă incandescentă [8]

Cutii de joncțiuni

Caracteristici tehnice:

temperatură mediu de lucru: -60…+75 °C;

grad protecție: IP66;

material: poliester armat cu fibre de sticlă, grosime 4 mm (conține negru de fum pentru protecție antistatică);

dimensiuni: 110×75×55 sau 560×160×90 mm.

Tip protecție: EEx e, EEx ia;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 GD;

Loc montaj: instalație tehnologică. [8]

Fig. 4.93. Dimensiuni caracteristice pentru cutia de joncțiuni [8]

Cutii cu comutatoare

Caracteristici tehnice:

tip comutator: bipolar;

grad de protecție: IP54.

Tip protecție: Ex ed;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II G;

Loc montaj: cameră instalație mecanică – reglare/ cofret odorizare. [8]

Acționări electrice monofazate

Caracteristici tehnice: [8]

tensiune de alimentare: 230V AC, 50 Hz;

putere motor: 6 W; 0,23 A;

tip serviciu: S2 – 75 %;

dotări: 2 limitatori pentru semnalizare capăt de cursă, încălzitor intern 5 W;

grad de protecție: IP67.

Tip protecție: EEx d;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 G;

Loc montaj: sistemul de purjare al fiecărui filtru separator/ sistemul de izolare al purjării.

Fig. 4.94. Domeniul de utilizare al acționărilor electrice monofazate [8]

Fig. 4.95. Principalele elemente componente ale unei acționări electrice monofazate:

1 – carcasă; 2 – motor electric; 3 – angrenaj; 4 – capac; 5 – indicator de poziție;

6 – condensator; 7 – acționare manuală; 8 – împământare; 9 – cablu de alimentare;

10 – încălzitor intern; 11 – bloc terminal.

Fig. 4.96. Dimensiuni caracteristice pentru acționările electrice monofazate [8]

Fig. 4.97. Schema electrică aferentă acționărilor electrice monofazate:

1 – contact general; 2 – contact încălzitor intern; 3 – contact control închidere; 4 – contact control deschidere; 5, 6 – contacte auxiliare închidere; 7, 8 – contacte auxiliare deschidere.

Acționări electrice trifazate

Caracteristici tehnice:

tensiune de alimentare: 3×400V AC;

loc montaj: suprateran, exterior;

tip robinet: sfert de tură;

tip serviciu: S2 – 15 min, on – off;

protecții motor: la blocarea robinetului, la lipsa 1, 2 sau 3 faze, la defect termic, condens;

comandă: panou de comandă local, montat pe acționare, dotat cu elemente de semnalizare, vizualizare și comandă;

comunicație: RS485 cu protocol Modbus RTU;

grad de protecție mecanică: IP67;

posibilitatea și de acționare manuală;

dotate cu încălzitor local.

Tip protecție: EEx de;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 G. [8]

Fig. 4.98. Sistemul Modbus RTU de transfer a datelor aferent acționărilor electrice [8]

Traductor de temperatură

Caracteristici tehnice:

tensiune nominală: 12…42,4V DC;

grad de protecție mecanică: IP65;

tip semnal ieșire: 4…20 mA;

temperatură de lucru: -25…+55 °C;

display local.

Tip protecție: EEx de;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 G;

Loc montaj: instalația tehnologică, racord intrare, racord ieșire. [8]

Fig. 4.99. Elementele necesare la montajul traductorului de temperatură

Traductor de temperatură

Caracteristici tehnice:

tensiune nominală: 12…42,4V DC;

grad de protecție mecanică: IP65;

tip semnal ieșire: 4…20 mA RTD, protocol HART, PT100 clasa B;

temperatură de lucru: -20…+60 °C;

parametri:

Ui = max. 30V DC;

Ii = max. 300 mA;

Pi = max. 1 W;

Li = max. 0 µF;

Ci = max. 5 nF;

Uo = 13,6V DC;

Io = 56 mA;

Po = 0,19 W;

display local.

Tip protecție: EEx de;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 G;

Loc montaj: sistem de măsură. [8]

Fig. 4.100. Domeniul de funcționare aferent traductoarelor de temperatură [8]

Fig. 4.101. Schema de împământare aferentă traductoarelor de temperatură

Traductor de presiune

Caracteristici tehnice:

tensiune nominală: 12…30V DC;

grad protecție mecanică: IP65;

tip semnal ieșire: HART 4…20 mA;

temperatura de lucru: -40…+85 °C;

display local.

Tip protecție: EEx de;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 G;

Loc montaj: instalația tehnologică, racord intrare, racord ieșire. [8]

Traductor de presiune

Caracteristici tehnice:

tensiune nominală: 10…42,5V DC;

grad de protecție mecanic: IP65;

tip semnal de ieșire: HART 4…20 mA;

temperatura de lucru: -29…+55 °C;

acuratețe: 0,04 % din citire;

display local;

conectare la proces: ½ NPT, filet exterior prin robinet de izolare cu 3 căi (manifold).

Tip protecție: EEx de;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 G;

Loc montaj: sistem de măsură. [8]

Fig. 4.102. Variante de montaj pentru traductoarele de presiune

Fig. 4.103. Schema de împământare aferentă traductoarelor de presiune [8]

Traductor de presiune diferențială

Caracteristici tehnice:

tensiune de alimentare: maxim 30V DC;

tip semnal de ieșire: 4…20 mA;

parametri:

Ui = 30 V;

Ii = 200 mA;

Pi = 1 W;

Ci = 0,012 µF;

grad protecție mecanică: IP66, IP68;

display local.

Tip protecție: EEx d;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II ½ G;

Loc montaj: filtre separatoare. [8]

Senzor de gaz

Caracteristici tehnice:

tensiune de alimentare: 11…28V DC;

domeniu de măsură: 0…100 % LEL;

tip semnal de ieșire: 4…20 mA;

temperatură de operare: -20…+50 șC.

Tip protecție: EEx d;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 GD;

Loc montaj: instalația tehnologică/ camera de reglare. [8]

Fig. 4.104. Elementele componente aferente senzorului de gaz

Fig. 4.105. Corelația dintre înălțimea la care este montat senzorul de gaz

și suprafața monitorizată [8]

Detector flacără

Caracteristici tehnice:

tensiune nominală: 18…32V DC;

grad de protecție mecanică: IP67;

temperatură de lucru: -55…+75 °C;

tip semnal de ieșire: SPST, contact 5 A la 30V;

model: detector flacără în IR (infraroșu).

Tip protecție: EEx de;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 G;

Loc montaj: instalația tehnologică/ camera de reglare. [8]

Fig. 4.106. Reprezentarea câmpului vizual în plan orizontal aferent detectorului de flacără [8]

Fig. 4.107. Reprezentarea câmpului vizual în plan vertical aferent detectorului de flacără [8]

Fig. 4.108. Elementele componente aferente detectorului de flacără (a) și blocul de contacte (b)

Fig. 4.109. Elementele componente aferente ansamblului detector flacără – suport de susținere

Detector de incendiu

Caracteristici tehnice:

tip semnal de ieșire: contact liber de potențial, NO/ NC;

model: detector de căldură;

grad de protecție: IP67, IP68.

Tip protecție: EEx d;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II 2 G;

Loc montaj: instalația tehnologică/ camera de reglare. [8]

Fig. 4.110. Detector de incendiu

Indicator magnetic de nivel

Caracteristici tehnice:

tip semnal: contact releu REED, 1 A la 230V AC;

material: inox.

Tip protecție: EEx ia;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II ½ G;

Loc montaj: filtre separatoare. [8]

Indicator de nivel tip furcă vibrantă

Caracteristici tehnice:

tensiune de alimentare: 20…60V DC;

tip semnal: contact releu liber de potențial NO/ NC (Normally Open/ Closed);

mod de funcționare: Dry ON sau Wet ON.

Tip protecție: EEx d;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II ½ G;

Loc montaj: filtre separatoare. [8]

Limitator de cursă

Caracteristici tehnice:

tip contact: NO, 6 A, 250V AC;

tensiunea Uimp: 4 kV;

intensitatea curentului Ithe: T6 – 6 A, T5 – 3 A;

durată de viață: > 1 milion acționări.

Tip protecție: EEx d;

Clasificarea conform HG 752/ 2004: II G;

Loc montaj: uși acces cameră reglare, cofret odorizare. [8]

Scheme de conexiuni aferente instalației de automatizare

În acest subcapitol se vor prezenta sub formă grafică principalele conexiuni electrice aferente instalației de automatizare specifică unei stații de reglare – măsurare gaze naturale.

Schemele ce vor fi redate în continuare sunt:

distribuția de energie electrică;

intrările analogice;

intrările digitale;

ieșirile digitale;

conexiunile ce alcătuiesc câteva mecanisme reprezentative;

conexiunile aferente cutiilor de joncțini;

distribuitoarele de energie electrică;

circuitele de monitorizare.

Fig. 4.111. Schematizarea distribuției energiei electrice aferentă instalației de automatizare

Fig. 4.112. Schematizarea intrărilor analogice aferente instalației de automatizare

Fig. 4.113. Schematizarea intrărilor digitale aferente instalației de automatizare

Fig. 4.114. Schematizarea intrărilor digitale aferente instalației de automatizare

Fig. 4.115. Schematizarea conexiunilor electrice aferente acționării M1

Fig. 4.116. Schematizarea conexiunilor electrice aferente acționării M2

Fig. 4.117. Schematizarea conexiunilor electrice aferente acționării M3

Fig. 4.118. Schematizarea conexiunilor electrice aferente acționării M4

Fig. 4.119. Schematizarea conexiunilor electrice aferente acționării M5

Fig. 4.120. Schematizarea ieșirilor digitale aferente instalației de automatizare

Fig. 4.121. Schematizarea conexiunilor aferente cutiei de joncțiuni CSD1

Fig. 4.122. Schematizarea conexiunilor aferente cutiei de joncțiuni CSD2

Fig. 4.123. Schematizarea conexiunilor aferente distribuitorului de energie electrică

Fig. 4.124. Schematizarea conexiunilor aferente distribuitorului de energie electrică

Fig. 4.125. Schematizarea conexiunilor aferente distribuitorului de energie electrică

Fig. 4.126. Schematizarea conexiunilor aferente circuitelor de monitorizare

Fig. 4.127. Schematizarea intrărilor digitale aferente unei instalații de automatizare

Fig. 4.128. Schematizarea intrărilor analogice aferente unei instalații de automatizare

Fig. 4.129. Schematizarea ieșirilor digitale aferente unei instalații de automatizare

Fig. 4.130. Schematizarea conexiunilor dintre un PLC și acționările electrice ale robinetelor

Fig. 4.131. Schematizarea conexiunilor dintre un PLC și generatoarele de impulsuri HF

Fig. 4.132. Schematizarea conexiunilor aferente unei acționări electrice

Fig. 4.133. Schematizarea conexiunilor aferente unei acționări electrice

Fig. 4.134. Schematizarea distribuției energiei electrice pentru o instalație de automatizare

Fig. 4.135. Schematizarea unei stații automatizate de reglare – măsurare gaze naturale

MENTENANȚA INSTALAȚIILOR DE AUTOMATIZARE

În timpul exploatării instalațiile electrice trebuie să funcționeze la parametrii pentru care au fost concepute, lucru care este posibil doar dacă instalațiile sunt sub un control permanent. Pe lângă uzura care intervine de-a lungul timpului, instalațiile electrice mai sunt supuse unor solicitări suplimentare, cum ar fi:

solicitări mecanice, datorate specificului procesului tehnologic, vibrațiilor sau loviturilor;

solicitări termice, datorate supraîncărcării la care sunt supuse receptoarele electrice. [7]

Defecte frecvente ale instalației de automatizare

Întreruperea circuitului electric pe un anumit traseu poate fi cauzată de:

declanșarea întrerupătorului automat – datorită unui scurtcircuit pe circuitul consumatorului. Pentru înlăturarea defectului se urmărește traseul circuitului electric căutându-se locul unde s-a produs scurtcircuitul, se înlătură scurtcircuitul după care se reanclanșează întrerupătorul automat aferent circuitului verificat;

slăbirea unei legături electrice – datorită unui contact imperfect la o doză de ramificație sau un aparat electric. Se manifestă prin încălzirea excesivă a aparatului respectiv sau a conductorului electric. Pentru înlăturare se întrerupe alimentarea cu tensiune a traseului respectiv și se reface legătura electrică, se strâng bine șuruburile bornelor de legătură sau dacă este cazul se schimbă aparatul respectiv.

Defectele de izolație apar datorită îmbătrânirii izolației conductoarelor respective, cele mai expuse fiind conductoarele solicitate la variații mari de temperatură. Defectul se observă cu ochiul liber, iar pentru remediere se întrerupe alimentarea cu tensiune a traseului respectiv după care se înlocuiește porțiunea defectă sau dacă este cazul tot traseul în funcție de suprafața deteriorată. [7]

Defectele din tabloul electric se pot datora:

supraîncărcării;

scurtcircuitelor prelungite;

loviturilor mecanice;

pătrunderii unor corpuri străine care pot provoca scurtcircuite sau incendii.

Cele mai frecvente defecte care pot să apară sunt: [7]

slăbirea unei legături electrice dintr-o clemă sau bornă de prindere – se remediază prin strângerea șuruburilor respective;

deteriorarea clemelor sau bornelor de prindere – se înlocuiesc după care se refac legăturile electrice respective;

deteriorarea unor aparate electrice – se desfac din tablou, se remediază sau se înlocuiesc cu altele noi de același tip după care se refac legăturile electrice;

deteriorarea izolatoarelor de susținere a barelor de tensiune – care pot fi fisurate sau sparte. Se întrerupe alimentarea cu tensiune a tabloului, se demontează barele respective, se schimbă izolatorii după care se montează barele și se refac legăturile.

Defectele corpurilor de iluminat pot fi: [7]

arderea lămpii. Se înlocuiește lampa arsă fără a demonta corpul de pe poziție;

deteriorarea starterului la corpurile de iluminat fluorescente – caz în care lampa nu se aprinde sau descărcarea nu este stabilă. Se înlocuiește starterul cu unul nou de aceeași valoare fără a demonta corpul de iluminat;

defectarea balastului – caz în care lampa nu amorsează sau se aude în interior un bâzâit. Balastul se schimbă cu unul nou de aceeași putere;

slăbirea legăturilor la bornele sau clemele de conexiuni – fapt care duce la stingerea intermitentă a lămpii și la încălzirea conductoarelor de alimentare. Se refac legăturile la borne;

fisurarea, străpungerea sau spargerea părților izolatoare – pot provoca electrocutări sau incendii, de aceea se demontează lampa și se schimbă aceste subansamble sau dacă nu este posibil se schimbă corpul de iluminat cu altul nou.

Defectele la prize apar în cazul supraîncărcării prizei prin racordarea la aceasta a unui consumator mai mare de 2.000 W sau solicitărilor mecanice repetate datorate introducerii și scoaterii repetate a fișelor din priză.

Aceste solicitări duc la încălzirea excesivă a prizei care provoacă topirea sau arderea acesteia. Pentru a prevenii aceste defecte se strâng bine șuruburile de la clemele de legătură și se evită conectarea la priză a unui consumator de putere mai mare de 2 kW. [7]

Verificări și programe de inspecție periodice

Tabelul 5.1. Verificări ale protecției împotriva șocurilor electrice

(la atingerea directă a părților aflate normal sub tensiune) [11]

Tabelul 5.2. Verificări ale protecției împotriva șocurilor electrice

(la atingerea indirectă a părților care în mod normal nu sunt sub tensiune) [11]

Fig. 5.1. Operațiuni de mentenanță la instalația de automatizare aferentă unei stații de reglare

Fig. 5.2. Revizia instalației de monitorizare și control aferentă unei stații de reglare – măsurare

Tabelul 5.3. Program de inspecție a instalațiilor cu modurile de protecție Ex d, Ex e, Ex n [11]

Tabelul 5.4. Program de inspecție a instalațiilor cu modul de protecție Ex i [11]

Tabelul 5.5. Program de inspecție a instalațiilor cu modul de protecție Ex p [11]

BIBLIOGRAFIE

Damian, V., Coman, G.: Automatizarea proceselor tehnologice, București, 2009.

Popescu, V.: Componente de automatizări, Chișinău, 2014.

Stoica, A., Gligor, A. M., Feier, A. D.: Aparate de măsură și control în industria gazelor naturale, Editura Universității „Lucian Blaga” din Sibiu, 2016.

Scribd, Curs SCADA, https://www.scribd.com/doc/220318147/Scada-Curs [30.01.2019].

Scribd, Sisteme de automatizare, https://www.scribd.com/doc/24853156/Sisteme-de-Automatizare [21.01.2019].

Electric Film, Automatizări SCADA, https://www.automatizari-scada.ro/controlere-logice-programabile-plc/ce-este-scada/ [30.01.2019].

Scritube, Exploatarea, întreținerea și repararea instalațiilor electrice, http://www.scritub.com/tehnica-mecanica/EXPLOATAREA-INTRETINEREA-SI-RE8114212318.php [20.02.2019].

*** Specificații tehnice echipamente.

*** SR EN 13237:2013. Atmosfere potențial explozive. Termeni și definiții pentru echipamentele și sistemele de protecție destinate utilizării în atmosfere potențial explozive.

*** NP 099 – 04. Normativ pentru proiectarea, executarea, verificarea și exploatarea instalațiilor electrice în zone cu pericol de explozie.

*** NEx 01 – 06. Normativ privind prevenirea exploziilor pentru proiectarea, montarea, punerea în funcțiune, utilizarea, repararea și întreținerea instalațiilor tehnice care funcționează în atmosfere potențial explozive.

*** Dicționar tehnic aferent automatizării instalațiilor.