Aplicatii ale Rtu In Statia Onesti

CAPITOLUL 1

Prezentarea sistemului SCADA

1.1 Generalități

Sistemul de management al energiei electrice EMS (Energy Management System), Sistemul de management al distribuției energiei electrice DMS (Distribution Management System) și SCADA (Supervisory Control And Data Aquisition) sunt instrumente bazate pe calculator, utilizate de dispecerii energetici pentru a-i asista în controlul funcționării sistemelor energetice complexe. Baza întregului eșafodaj care concură la supravegherea, controlul și monitorizarea echipamentelor electrice din stațiile și rețelele electrice o constituie echipamentele de achiziție și comandă. Pe de altă parte, între instrumentele enumerate mai sus există o strânsă colaborare – practic nu putem concepe funcțiuni EMS sau DMS, fără a avea la dispoziție un sistem SCADA care să ofere, pe de-o parte, informații din proces, iar pe de altă parte posibilitatea comenzii de la distanță a procesului.

În cadrul primei părți a acestui capitol se vor trece în revistă principalele funcții SCADA, EMS și DMS. În Fig. 1.1 [1,4] este descrisă legătura cu echipamentele electrice din stații pornind de la schema de principiu a sistemului de teleconducere.

Fig. 1.1. Schema de principiu a unui sistem de teleconducere

1.2 Funcții de bază ale sistemelor SCADA

În cazul concret al implementărilor de sisteme SCADA care deservesc instalații, rețele sau sisteme electroenergetice întâlnim următoarele funcții de bază [1]:

• Supravegherea și controlul de la distanță al instalațiilor și rețelelor electroenergetice. În acest scop, se realizează: culegerea de informații asupra stării sistemului energetic, prin intermediul interfețelor de achiziție corespunzătoare; transferul informațiilor către punctele de comandă și control; comanda de la distanță a proceselor electroenergetice; înregistrarea modificărilor semnificative ale procesului controlat. Operațiunile de comutare (conectare/deconectare) ale echipamentelor primare pot fi comandate de la distanță de la un centru de control (dispecer energetic). Stările întreruptoarelor și separatoarelor, valorile măsurilor de tensiuni, curenți etc. sunt permanent cunoscute la centrul de control, fiind la îndemâna dispecerului energetic. Acest lucru face să crească eficiența operațională la postul de dispecer, prin creșterea numărului de informații disponibile și prin reducerea timpilor de actualizare a acestor informații. Informațiile provenite de la instalațiile electroenergetice pot fi grupate și dirijate către postul de comandă sub autoritatea căruia se găsesc aceste instalații, de asemenea ele pot fi utilizate pentru analize globale ale rețelelor electrice.

• Alarmarea. Sistemul recunoaște stările de funcționare necorespunzătoare ale echipamentelor și rețelelor electrice (suprasarcini, nivele de tensiune în afara limitelor, acționarea sistemelor de protecție, modificarea nedorită a stării întreruptoarelor și separatoarelor, etc.) și avertizează optic/acustic dispecerul asupra celor întâmplate.

• Analiza post avarie. Sistemul întreține un istoric al modificării stărilor echipamentelor și rețelelor electrice, punând la dispoziția dispecerului informațiile necesare unei analize pertinente a evenimentelor petrecute. Toate evenimentele sunt memorate alături de localizarea lor în timp și spațiu, fiind prezentate dispecerului, în general, în ordine cronologică, grupate pe categorii de instalații. Totodată, aceste informații pot constitui "materia primă" pentru sisteme expert de analiza post avarie asistată de calculator precum și pentru sisteme expert de restaurare a sistemelor electrice după căderi (care pot asista dispecerul sau pot intra în funcțiune în mod automat).

• Informarea de ansamblu a dispecerului asupra topologiei și stării sistemului energetic condus, prin intermediul interfețelor om-mașină (HMI: Human-Machine Interface). Funcția de interfațare cu operatorul uman este de o importanță deosebită în asigurarea unei activități eficiente a dispecerului. Sunt urmărite cu deosebire: claritatea și conciziunea prezentării informațiilor despre procesul tehnologic condus (evitarea confuziilor), comoditatea în obținerea informațiilor dorite, comoditatea și inconfundabilitatea comenzii către proces etc. Toate aceste deziderate sunt bazate pe utilizarea unei interfețe grafice puternice la postul de lucru dispecer.

• Urmărirea încărcării rețelelor. În scopul optimizării funcționării rețelelor electrice, este memorată evoluția circulațiilor de puteri. Aceste informații pot asista la o mai bună planificare a resurselor, precum și a schemelor rețelei și a reglajelor tensiunii transformatoarelor.

• Planificarea și urmărirea reviziilor și reparațiilor. Monitorizarea evoluției funcționării diferitelor echipamente oferă informații care, analizate corespunzător pot duce la necesitatea reviziilor/reparațiilor acestor echipamente sau instalații. Această analiză poate fi asistată de sisteme expert.

1.3 Sistemul de management al energiei electrice( EMS)

Acest sistem constituie extinderi la funcțiunile SCADA, și au utilitate mai ales la nivelul dispeceratului național.

Controlul producției de energie și funcțiuni de planificare. [3] În acest tip de funcțiuni sunt incluse:

• reglajul frecvență-putere;

• dispecer economic;

• monitorizarea costurilor de producție;

• monitorizarea rezervelor;

• planificarea tranzacțiilor pe liniile de interconexiuni;

• evaluarea schimburilor de energie pe termen scurt;

Aplicații legate de transportul energiei. Acestea sunt gândite pentru a asista operatorul și personalul de planificare în asigurarea unei funcționări sigure și economice ale sistemului energetic. În această categorie sunt incluse următoarele funcțiuni [1,3]:

• analiza rețelei în timp real, care cuprinde: prelucrarea topologiei;

• estimatorul de stare;

• adaptarea parametrilor rețelei;

• analiza senzitivității retelei;

• evaluarea consecințelor unor evenimente;

• dispecer economic cu constrângeri de siguranță;

• repartiția tensiunilor;

• analiza scurtcircuitelor.

Studii de analiza rețelei : calculul circulațiilor de puteri; circulații de puteri optimale; analiza consecințelor unor manevre planificate; planificarea reparațiilor; analiza scurtcircuitelor.

4. Simulatorul de instruire pentru dispeceri. Aceste simulatoare se realizează pentru formarea și antrenarea personalului. Un simulator constă din patru subsisteme și anume [1]:

• modelul sistemului energetic care simulează matematic comportarea sistemului, inclusiv echipamentele de control și protecție;

• modelul centrului de comandă și control;

• subsistemul educațional care constă în instrumente software care stau la dispoziția instructorului pentru a crea situațiile care îi folosesc în cursul procesului de instruire;

• subsistemul de comunicație care modelează comportarea sistemului de culegere a datelor.

1.4 Sistemul de management al distribuției energiei electrice (DMS)

În cadrul unui sistem de distribuție a energiei electrice, repartiția geografică a instalațiilor joacă un rol foarte important. Din acest motiv, tendința în acest domeniu este de a utiliza o structură a bazei de date care să permită adăugarea sau înlăturarea unor componente în mod interactiv, să aibă o structură bazată pe repartiția geografică și să afișeze conectivitatea pe hărțile zonei respective.

Funcțiunile unui sistem de teleconducere a distribuției nu sunt standardizate. Totuși trebuie să existe componente importante cum ar fi [6]:

•Analiza conectivității. În mod obișnuit se folosesc scheme color pe care se reprezintă aceste informații. Se reprezintă toate echipamentele de distribuție conectate la o plecare, toate plecările conectate la un întreruptor într-o stație, precum și schema stației. Trebuie să fie posibilă identificarea plecărilor adiacente.

• Culegerea datelor.

•Controlul automat al tensiunii și puterii pe fiecare plecare. Această funcție se utilizează pentru a păstra tensiunile între anumite limite, prin controlul direct asupra ploturilor transformatoarelor și prin conectarea sau deconectarea bateriilor de condensatoare.

•Analiza conectărilor / deconectărilor. Prin această funcție se verifică dacă acțiunea planificată a conectărilor / deconectărilor nu va avea drept consecință o suprasarcină. Această funcție nu se execută în timp real.

•Calculul circulației de puteri permite dispecerului să studieze circulațiile de puteri pentru anumite zone selectate. Funcția se execută în timp real, putându-se stabilii și circulațiile linie cu linie. Rezultatele calculelor sunt supuse verificării limitelor și alarmării, similar cu valorile telemăsurate.

•Program de analiza scurtcircuitelor.

•Reducerea pierderilor urmărește minimizarea lor prin controlul tensiunii și prin calcularea unei topologii optime.

1.5 Arhitectura sistemelor SCADA

Un sistem SCADA modern trebuie să se conformeze cerințelor sistemelor deschise. În momentul de față, se folosesc mai multe concepte. Începând cu anul 1989, comitetul IEEE 1003.0 (Posix) a aprobat o definiție formală a sistemului de tip SCADA respectiv : "Un sistem deschis dispune de posibilități care permit implementarea aplicațiilor astfel încât'' [1,3]:

•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.

Sistemul de supervizare și achiziție de date SCADA ( Supervisiry Control and Data Acquisition ) este un sistem constituit dintr-un număr de unități telecomandate îndepărtate numite RTU ( Remote Terminal Unit) care colectează blocuri de date pe care le trimite înapoi stației master prin una din căile de comunicație stabilite.Stația master afișează informațiile permițând operatorului să preia comanda sistemului prin telecomandă.Corectitudinea și precizia datelor (prin sincronizarea în timp real) permite optimizarea operațiilor din cadrul proceselor prelucrate.Sistemul SCADA aduce un beneficiu important prin eficiență, încredere și siguranță în executarea operațiilor.Aceasta duce la o scădere semnificativă a costurilor legate de exploatare față de sistemele neautomatizate.

De multe ori apare o regretabilă eroare între definiția sistemului SCADA și sistemul de control al procesului. SCADA poate fi definit ca și controlul de la distanță în comanda unei operații [4]. Din sistemul SCADA distingem cinci nivele ierarhice [3]:

-sistemul de măsură și control pentru dispozitivele de comandă;

-unitățile terminale telecomandate;

-sistemul de comunicație;

-stația (stațiile) master;

-departamentul infomaticii de gestiune a informațiilor.

Fig.1.2. Nivelele ierarhice ale sistemelor de tip SCADA [2]

La nivelul legăturii cu procesul tehnologic (echipamentele din stația de transformare), găsim echipamente de achiziție date și comandă (RTU) destinate interfațării cu instalațiile electroenergetice, distribuite în punctele de interes [1]. Acestea asigură preluarea informațiilor din proces precum și transmiterea comenzilor către proces. În sistemele moderne se asigură un grad înalt de prelucrare locală – la nivelul RTU, cu funcțiuni de automatizare, protecție și măsură.

Echipamentele RTU sunt interconectate prin magistrale locale (LAN) cu calculatoare cu rol de procesare a datelor la nivelul întregului proces (de exemplu la nivelul stației de transformare). Legătura de date între stațiile de transformare și punctul de comandă și control se realizează prin rețele de date specifice trasmisiei la distanță (WAN). Transferul de date între WAN și rețelele locale de date situate la punctul (punctele) de comandă și control este asigurată de calculatoare cu rol de concentrator de date (Front End Processor – FEP) [4]. În rețeaua de la punctul central [3], se găsesc calculatoare care asigură funcțiuni de procesare specifice EMS-SCADA (servere de aplicație, sisteme expert, interfețe grafice etc.)

1.5.1 Prezentarea principalelor semnale din procesul tehnologic

Instalațiile electroenergetice dintr-o stație de transformare sunt împărțite în echipamente primare, care contribuie nemijlocit la transportul și distribuția energiei electrice (linii de înaltă și medie tensiune, transformatoare), aparate de comutație primară (întreruptoare, separatoare) și echipamente auxiliare, care asigură controlul și protecția echipamentelor primare (transformatoare de măsură, instalații de protecție).

Într-o stație de transformare, întâlnim următoarele grupe de semnale primare, care trebuiesc considerate atunci când se dorește conducerea de la distanță a procesului [1,2]:

• Semnalizări de poziție (întreruptoare, separatoare, automatizări).

• Semnalizări preventive;

• Semnalizări de incident (de avarie)

• Comenzi

• Măsuri (tensiuni, curenți, puteri, frecvență)

• Contorizări (energie activă, energie reactivă).

Din punct de vedere al tipului și formei semnalului, întâlnim [1]:

• Semnale numerice – semnale care reflectă stări discrete ale elementelor de la care provin. Majoritatea semnalelor de acest tip provin de la contacte electrice. Stările posibile sunt întotdeauna complementare (conectat/deconectat, închis/deschis, adevărat/fals etc.);

• Impulsuri pentru contorizare – un caz particular al semnalelor numerice;

• Semnale analogice (tensiuni alternative și continue).

Din punct de vedere al localizării semnalelor, întâlnim [1,2]:

• semnale grupate la nivelul celulei;

• semnale pe grupuri de celule;

• semnale generale pe stație de transformare.

În cele ce urmează sunt prezentate semnalele cele mai relevante în supravegherea și controlul unei stații de transformare tipice de 110/20 kV. Lista nu este una exhaustivă, ci are rolul de a face inventarul principalelor tipuri de semnale.

Celula de linie de 110 kV [7]:

• Semnalizări de poziție: întreruptor (anclanșat/declanșat); separatoare de linie, separatoare de bare (închis/deschis); cuțite de legare la pământ (închis/deschis); poziție automatizare RAR – Reanclanșare Automată Rapidă (pus în funcție/scos din funcție);

• Semnalizări de alarmă: defect întreruptor cu: blocaj la închidere; presiune scăzută; USOL MOP; neconcordanță; ardere siguranțe comandă sau semnalizare; USOL transformator tensiune (TT) deconectat; lipsă tensiune protecție de distanță; funcționat protecția de distanță, homopolară, PDL – Protecția Diferențială de Linie; funcționat RAR;

• Măsuri: tensiune linie; putere activă, reactivă (emisă/primită); curent linie;

• Contorizări: Energie activă, reactivă (emisă/primită);

• Comenzi: anclanșare/declanșare întreruptor; închidere/deschidere separatoare de bare; anulare semnalizări în stație; punere în funcție/scoatere din funcție RAR;

1.5.2. Achiziția semnalelor și comanda acestora

Intrări numerice

Preluarea semnalelor de natură numerică se realizează prin citirea stării unor contacte auxiliare din proces, care copiază starea echipamentelor supravegheate cu ajutorul unor interfețe cu separare galvanică (optoizolate).

Comutarea contactelor supravegheate este supusă unui regim tranzitoriu (vibrația contactelor) de care trebuie ținut seama la prelucrarea informațiilor de natură numerică. Astfel, interfața de achiziție trebuie să aplice un algoritm de filtrare software care să anuleze efectul vibrațiilor (durate de ordinul 1-2 ms), interpretând numai comutările ferme.

Interfața de achiziție asigură, pe lângă interpretarea modificării stării contactului supravegheat, și memorarea momentului de timp la care s-a produs această modificare.

Pentru a mări gradul de încredere al informațiilor preluate, RTU trebuie să asigure câteva funcțiuni suplimentare cum sunt [6,7]:

• blocarea automată a transmiterii către nivelul superior în cazul în care intrarea numerică are un număr prea mare (neplauzibil) de tranziții în unitatea de timp. Această situație este frecvent întâlnită în cazul unor contacte imperfecte în circuitele de preluare a semnalizării iar ignorarea acestui aspect ar avea ca efect "poluarea" informațională a nivelului de conducere superior, precum și aglomerarea circuitelor de transmisie.

• blocarea la cerere a intrării numerice, în situațiile când urmează a se interveni în instalația supravegheată pentru revizii și reparații.

• posibilitatea verificării automate a circuitelor de preluare a semnalelor (integritatea firelor de legătură până la contactul electric supravegheat).

1.Semnalizări de poziție monopolare

Citirea poziției separatoarelor, cuțitelor de legare la pământ, stării automatizărilor, precum și a altor echipamente, altele decât întreruptoare, se realizează utilizând un singur contact ce copiază starea acestor echipamente. De regulă starea "închis" a contactului semnifică starea "închis” , “pus în funcție" etc. a echipamentului corespunzător iar starea "deschis" a contactului înseamnă că echipamentul corespunzător este în starea "deschis", "scos din funcție" etc [1].

2.Semnalizări de poziție bipolare

Poziția anclanșat/declanșat a întreruptoarelor este preluată utilizând două contacte, care în cazuri normale respectă condiția de excluziune reciprocă. (Tabelul 1.1).

Tabelul 1.1 Utilizarea semnalelor bipolare [1]

Deoarece comutarea celor două contacte nu se face simultan, interfața de achiziție trebuie să implementeze un algoritm care să țină cont de întârzierile admisibile în schimbarea stărilor celor două contacte. Situațiile posibile precum și semnificațiile acestora sunt reprezentate în diagramele din figura următoare:

Fig.1.3 Preluarea semnalizărilor bipolare [1]

3.Semnalizări de alarmă sunt semnalizări monopolare și pot fi [1,4]:

• semnalizări de tipul "apare/dispare" la care sunt semnificative atât momentul închiderii contactului cât și momentul deschiderii acestuia (ex. punere la pământ, tensiune minimă baterie etc.).

• semnalizări de tipul "a funcționat protecția" la care este semnificativ numai

momentul apariției semnalizării nu și momentul dispariției acesteia.

4.Impulsurile de contorizare sunt semnale provenite de la contoare de energie electrică cu generator de impulsuri. Interfața de achiziție are rolul de numărare a acestor impulsuri, întreținând un "index" software în memoria proprie. Asociind fiecărui index o constantă corespunzătoare (impulsuri/kWh respectiv impulsuri/kVAR) se poate reconstitui valoarea energiei electrice cedate (primite) pentru linia măsurată.

Intrări analogice

Principalele mărimi analogice cu relevanță pentru conducerea de la distanță a stației de transformare sunt tensiunile, curenții, puteri active/reactive.

Fig 1.4 Schema de principiu a lanțului de măsură [1]

Mărimea analogică este adaptată la un nivel corespunzător prelucrării în circuitele de măsură, care au la bază transformatoare de tensiune și de curent. Totodată se realizează protecția intrării analogice contra valorilor accidentale ale semnalului analogic de măsurat precum și separarea galvanică a interfeței față de procesul tehnologic. Semnalului rezultat i se aplică o filtrare în filtre trece jos pentru eliminarea efectului perturbațiilor. Un modul multiplexor asigură selecția canalului analogic de măsurat, a cărui valoare este transmisă modulelor de eșantionare/ memorare și conversie analog/numerică [4]. Șirului de valori numerice obținut (la intervale regulate de timp pentru fiecare canal analogic în parte) îi sunt aplicați algoritmi de filtrare numerică și de calcul a mărimilor caracteristice dorite (ex. valori efective).

Semnalele analogice (măsurile) cum sunt tensiunile și curenții alternativi (50Hz), tensiuni și curenți continui, puterile active, reactive pot fi preluate din proces în două moduri [3]:

• utilizând traductori externi corespunzători, caz în care RTU are intrări analogice în semnal unificat ;

• tensiunile, curenții sunt preluați direct de RTU prin interfețe corespunzătoare de tensiune și curent.

A două soluție este net superioară celei dintâi atât din punct de vedere tehnic cât și economic, motiv pentru care este preferată în sistemele SCADA moderne. RTU va eșantiona și converti din analogic în numeric valorile instantanee ale tensiunilor și curenților, aplicând apoi algoritmi de calcul pentru:

• valoare efectivă (tensiune, curent);

• defazaj tensiune – curent;

•putere activă și reactivă monofazată pentru perechea U,I considerată.

Calculul puterilor active și reactive trifazate se face aplicând corespunzător formulele pentru metodele de măsură cu Wattmetre (VAr-metre) monofazate.

Transmisia valorilor intrărilor analogice către nivelul superior RTU se face în trei cazuri [3]:

1) RTU este interogat de către nivelul ierarhic asupra valorilor analogice;

2) Intrarea analogică își modifică semnificativ valoarea, noua valoare fiind diferită cu cel puțin o cantitate – considerată semnificativă – față de vechea valoare.

3) Valoarea mărimii analogice depășește niște limite prestabilite – de prealarmare, alarmare, sau limite tehnologice.

1.5.3 Comenzi către procesul tehnologic

Pentru a putea comanda instalațiile electroenergetice din stațiile de transformare, interfețele de proces (RTU) sunt prevăzute cu posibilitatea emiterii de semnale electrice de comandă. Există două tipuri de semnale de comandă [1,7]:

• comenzi în impulsuri, cu durate de 0,5 – 3 secunde, pentru comanda întreruptoarelor comutatoarelor de ploturi etc.

• comenzi permanente, la care RTU menține semnalul de comandă până la o nouă comandă, cu semnificație contrară celei dintâi (de exemplu pentru comanda punerii în funcție respectiv a scoaterii din funcție a automatizărilor).În ambele cazuri, RTU trebuie să livreze contacte electrice comandate care vor fi integrate în schemele de comandă ale circuitelor secundare ale stației. În scopul creșterii gradului de fiabilitate al comenzilor, RTU trebuie să asigure câteva cerințe referitoare la comenzi:

• eliminarea riscului confuziei unei comenzi, datorită erorilor de transmisie;

• eliminarea riscului comenzilor multiple ( simultan cu comanda dorită se emit una sau mai multe comenzi nedorite, datorate unor eventuale defecte interne ale RTU sau atingerilor accidentale în circuitele secundare de comandă);

• eliminarea riscului de emisie intempestivă a unor comenzi, datorate defectelor interne ale RTU. Se utilizează scheme de conectare hardware și algoritmi de verificare și validare a comenzii.

• semnalizarea situațiilor de funcționare incorectă a lanțului de comandă (de exemplu fir întrerupt).

1.5.4 Funcții locale

Principalele funcții care trebuie asigurate într-o stație de transformare pot fi grupate în două categorii [4,7]:

1) funcții la nivelul celulei;

2) funcții la nivelul stației.

1.La nivelul celulei

Pe lângă funcțiile de achiziție și comandă deja amintite, mai distingem la nivelul celulei următoarele funcții:

• Istoric local de evenimente – principalele evenimente survenite în funcționarea echipamentelor din celulă trebuiesc memorate împreună cu momentul de timp al producerii lor. Această funcție o regăsim la nivelul celulei numai în cazul arhitecturii distribuite;

• Interfața om-mașină – care preia funcționalitatea panoului local de comandă și supraveghere;

• Blocaje – evitarea emiterii de comenzi nepermise datorate fie greșelilor de operare fie erorilor în funcționarea diferitelor echipamente.

2. La nivelul stației de transformare

• Istoric de evenimente la nivelul stației și filtrarea evenimentelor (transmiterea catre nivelul ierarhic superior numai a evenimentelor cu relevanță pentru dispecer);

• Înregistrarea evoluției măsurilor (tensiuni, curenți, puteri) și arhivarea acestora pe o perioadă determinată;

• Blocaje (condiționări) la nivelul stației;

• Supravegherea funcționării echipamentelor de achiziție și comandă;

• Interfața om-mașină pentru operatorul stației sau operațiuni de mentenanță.

Sincronizarea timpului.

Majoritatea algoritmilor de prelucrare a semnalelor (numerice și analogice) se bazează pe intervale precise de timp la care trebuiesc făcute achizițiile și prelucrările. Totodată, memorarea modificărilor de stare presupune și asocierea timpului la care acestea s-au produs. De precizia determinării timpului depind în mare măsură prelucrările și analizele ulterioare ale evoluției procesului tehnologic.

“Ora exactă” este asigurată prin [7]:

• Ceas local la nivelul RTU care trebuie să aibă la bază elemente oscilatorii cu o bună stabilitate (cuartz termostatat);

• Mecanism de resincronizare periodică după un ceas unic.

Să remarcăm că există două probleme sensibil diferite în această privință: sincronizarea echipamentelor de achiziție după un ceas unic la nivelul stației, respectiv după un ceas unic la nivelul întregului sistem SCADA. În cel de-al doilea caz dificultatea apare datorită distanțelor mari între stațiile de transformare și punctul unde este amplasat ceasul etalon. Principalele metode de sincronizare au la bază [3,7]:

• Utilizarea semnalelor de timp etalon – provenite de la sisteme specializate;

• Utilizarea canalului de comunicație – precizia metodei este puternic afectată de viteza de comunicație și eventualele întârzieri (impredictibile în general) introduse de protocoalele de comunicație;

• Utilizarea unui semnal dedicat – metodă aplicabilă pe arii restrânse cum ar fi teritoriul unei stații de transformare.

1.5.5 Comunicația

Elementul cheie în prelucrarea distribuită a datelor îl constituie conectarea nodurilor informaționale prin intermediul canalelor de comunicație. Tipul și caracteristicile acestora depind de locul în care acestea sunt folosite, de tipul și funcțiunile asigurate de noduri.

În cazul sistemelor SCADA distribuite, distingem următoarele situații specifice în ceea ce privește transmisia datelor [1,2]:

• Comunicația în interiorul stației de transformare – care are scopul interconectării interfețelor de achiziție și comandă din stație. Specific pentru acest caz sunt perturbațiile electromagnetice puternice într-o stație de transformare.

• Transmisia de date la distanță – care are scopul interconectării RTU din stații cu nivelul conducător. Din cauza distanțelor mari (zeci – sute de km) suportul comunicațional oferă debite reduse și este supus unor multiple perturbații.

• Comunicația la nivelul conducător, bazată de regulă pe rețele locale de mare viteză. Problema principală în acest din urmă caz o reprezintă capacitatea rețelei locale de a răspunde la necesitățile de trafic și de timp de răspuns, întrucât componentele aplicațiilor de la punctul central folosesc intens comunicația în rețea.

1.5.5.1 Modelul arhitectural ISO-OSI

În cazul sistemelor deschise (open systems) [4] trebuie rezolvată problema interconectării și conlucrării echipamentelor digitale (RTU, protecții, automatizări) care provin de la fabricanți diferiți și care au în general, implementate protocoale de comunicație diferite. Dacă aceste protocoale respectă specificațiile ISO-OSI (Open Systems Interconection) de standardizare a comunicației în sisteme deschise, ele sunt în general compatibile și pot fi utilizate programe (convertoare de protocol) pentru comunicarea între echipamente.

Interesul major al fabricanților de echipamente digitale de proces este de a-și putea integra echipamentele în arhitecturi care cel mai frecvent înglobează și componente ale altor fabricanți (fenomen generat de posibilitatea de extindere prevăzut de sistemele deschise actuale). Iată de ce, pornind de la acest interes comun, s-au creat "alianțe" ale principalelor firme producătoare de sisteme SCADA (SIEMENS, ABB, AEG) în scopul stabilirii de specificații comune în domeniul protocoalelor de comunicație. În ultimii ani, standardizarea protocoalelor destinate sistemelor SCADA – și în general sistemelor informatice ale Companiilor de Electricitate – se găsește și în atenția unor instituții și organizații (CIGRE , EPRI ) [1,7].

Modelul arhitectural ISO-OSI are la bază trei elemente [7]:

1) procesele de aplicație, care realizează prelucrările de date;

2) sistemele de calcul care găzduiesc procesele de aplicație și care sunt conectate printr-un mediu de comunicare;

3) conexiunile logice care permit un schimb de informație uniform între procesele de aplicație indiferent de localizarea acestora în calculatoarele gazdă.

Dată fiind complexitatea funcțiilor utilizate în realizarea cooperării între procesele de aplicație, mulțimea acestora este structurată, folosindu-se tehnica stratificării. Fiecare sistem este considerat ca o mulțime ordonată de subsisteme, totalitatea subsistemelor de același rang formând un nivel al arhitecturii. Subsistemele adiacente comunică prin interfața lor comună.

În orice subsistem, rolul unui nivel este de a oferi anumite servicii nivelelor superioare, degrevându-le de detaliile implementării efective ale acestor servicii. Mulțimea de nivele, cu serviciile și protocoalele acestora, constituie arhitectura rețelei de calculatoare.

La baza stabilirii nivelelor arhitecturale ale modelului ISO-OSI au stat o serie de principii generale cum ar fi [4,7]:

• crearea unui număr redus de nivele cu puține interacțiuni între ele;

• alegerea granițelor dintre nivele în conformitate cu necesitățile de standardizare sau cu standardele deja existente;

• colectarea funcțiilor înrudite în același nivel;

• crearea posibilității de modificare a funcțiilor unui nivel, fără afectarea celorlalte.

Aceste principii au condus la un model cu șapte nivele funcționale [1,3]:

1) Nivelul fizic asigură transmiterea datelor binare codificate între diferite sisteme prin mediul fizic de interconectare, păstrând ordinea biților, fără a garanta corectitudinea transmisiei. Transmisia este transparentă, semnificația datelor sau modul lor de grupare fiind neimportant.

2) Nivelul legăturii de date tratează erorile de transmisie produse la nivelul fizic, realizând o comunicare corectă între două noduri adiacente. Mecanismul utilizat în acest scop este împărțirea șirului de biți în cadre, cărora le sunt adăugate informații de control (coduri de verificare, numere de secvență etc.). Cadrele sunt transmise individual, putând fi verificate și confirmate de către receptor. Alte funcții ale nivelului se referă la controlul fluxului de date și gestiunea legăturii.

3) Nivelul rețea asigură dirijarea unităților de date între nodurile sursă și destinatar, trecând eventual prin noduri intermediare. O altă funcție a nivelului rețea este cea de interconectare a rețelelor cu arhitecturi diferite.

4) Nivelul transport realizează o comunicare sigură între două calculatoare gazdă, detectând și corectând erorile pe care nivelul rețea nu le tratează. El furnizează nivelelor superioare o interfață de comunicație independentă de tipul rețelei utilizate.

Fig. 1.5 Nivelele arhitecturale ISO-OSI [1]

Pentru a sublinia mai bine acest aspect este prezentată repartizarea nivelelor arhitecturale între nodurile gazdă și nodurile de comutare.

Fig.1.6 Repartizarea nivelurilor arhitecturale între nodurile gazdă și nodurile de comutare [1]

Pentru primele trei subniveluri, protocoalele se referă la legătura dintre terminal (gazdă) și subrețea (IMP-Interface Mesage Processor) sau între nodurile subrețelei, constituind astfel două categorii distincte de protocoale. Începând cu nivelul transport, protocoalele sunt capăt la capăt, entitățile acestora neavând corespondente în subrețea.

5) Nivelul-sesiune. Deși nivelul transport asigură conexiuni utilizabile simultan în ambele sensuri (duplex), multe aplicații necesită o coordonare a dialogului, în care doar unul din corespondenți poate transmite la un moment dat. Controlul dialogului este una din funcțiile nivelului sesiune. Acesta mai permite împărțirea șirului de mesaje în grupuri numite activități, care pot fi gestionate independent unele de altele. Aceste funcții au la bază utilizarea unui mesaj special, numit jeton (token), care poate fi trecut de la un utilizator la altul și a cărui posesie oferă deținătorului anumite privilegii: de a transmite date, de a stabili puncte de sincronizare etc. Nivelul sesiune oferă toate serviciile pentru gestiunea jetoanelor.

6) Nivelul prezentare realizează transformări ale reprezentării datelor, astfel încât să se păstreze semnificația lor, rezolvându-se totodată diferențele de sintaxă. Funcțiile principale se referă la codificarea standard a datelor transmise între calculatoare cu convenții de reprezentare diferite, la comprimarea, criptarea/decriptarea datelor în vederea protecției și securității lor.

7) Nivelul aplicație, cel mai înalt nivel al arhitecturii, are rolul de fereastră de comunicare prin care se fac toate schimburile de date între utilizatori. Fiind nivelul care livrează servicii direct aplicațiilor, el cuprinde toate funcțiile pe care acestea le pot solicita.

1.5.5.2 Profiluri arhitecturale de rețele

Modelul arhitectural OSI constituie un cadru general de prezentare, analiză și proiectare a rețelelor de calculatoare și ale aplicațiilor lor. El precizează principiile stratificării, furnizează o nomenclatură unică pentru elementele de bază ale rețelelor și descrie serviciile asigurate de fiecare nivel arhitectural. Modelul arhitectural este o bază conceptuală pentru elaborarea standardelor rețelelor de calculatoare [1,7].

Importanța modelului este recunoscută de toți constructorii de rețele, care caută să integreze în arhitecturile proprii normele și protocoalele definite de ISO. Există oricum anumite aspecte de care trebuie ținut seama în aplicarea normelor OSI. Unul este cel al stabilirii unor profile de utilizatori, fiecare definind o combinație adecvată de clase de protocoale. Dată fiind separarea formală a nivelelor inferioare (fizic .. aplicație) și superioare (sesiune .. transport), fiecare clasă va corespunde unui anume grup de nivele. Mai mult, din motive legate de implementarea sistematică a serviciilor și fabricarea rațională a echipamentelor, se consideră utilă integrarea unor clase de protocoale, definindu-se profiluri pentru mai mult de patru nivele. Deși, în aparență, contrară filozofiei OSI, stabilirea profilurilor arhitecturale nu elimină posibilitatea unor nivele arhitecturale în funcție de nivelele tehnologice, ele fiind gândite în ideea optimizării raportului cost/performanță.

Pornind de la cerințele fundamentale ale oricărui protocol de comunicație [1] : siguranță, eficiență, standardizare și aplicând corespunzător constrângerile de timp specifice controlului proceselor tehnologice, profilurile arhitecturale ale sistemelor SCADA trebuie să ia în considerare mai ales timpul critic al fiecărei funcții de comunicație realizate.

În figura 1.7 este prezentată sintetic relația între funcțiile de comunicație și timpul critic asociat acestora.

Fig.1.7 Relația între funcțiile de comunicație și timpul critic în sisteme SCADA [1]

1.5.5.3 Comunicația la nivelul stației de transformare

În cazul specific al conectării RTU, într-o magistrală locală la nivelul stației de transformare, trebuie considerate următoarele elemente [3]:

• debitul maxim de informații care poate fi vehiculat între un RTU și nivelul ierarhic superior;

• debitul maxim de informații vehiculate în cazul unor modificări de stare ale procesului în diferite puncte, modificări care sunt preluate și transmise de mai multe RTU.

• nivelul perturbațiilor electromagnetice din stațiile electrice de transformare și necesitatea imunizării comunicației la aceste zgomote.

Distribuirea fizică a nodurilor (RTU, calculatoare la nivelul stației) impune de la început utilizarea comunicației seriale. Putem lua astfel în considerare standardele de comunicație serială [3,7]:

• RS232C pentru conexiuni între RTU și un calculator portabil (conexiune temporară pe distanțe mici). Acest standard oferă o imunitate mică la perturbații și poate asigura numai conexiuni punct la punct. Vitezele practice de transmisie se situează în gama 1200 – 9600 bit/sec.

• RS485 – pentru realizarea unei conectări multipunct, cu o bună imunitate la zgomot și cu distanțe practice între noduri de ordinul zecilor de metri. Vitezele de transmisie pot fi în gama 1200 – 14.400 bit/sec

• bucla de curent – ca și RS485 poate asigura conexiuni multipunct, cu o foarte bună imunitate la zgomote și cu viteze de comunicație practice între 1200 – 9600 bit / sec.

• fibra optică – cu care se pot implementa conexiuni punct la punct și multipunct cu o imunitate excepțională la perturbații și viteze de transmisie foarte ridicate ( până la zeci de Mbit/sec). Vitezele mari de transmisie reclamă însă utilizarea unor procesoare de comunicație specializate puternice.

Cerințele concrete la care trebuie să răspundă comunicația în interiorul stației de transformare sunt foarte variate și depind în cea mai mare măsură de nivelul de integrare ale echipamentelor secundare. În condițiile în care magistrala de comunicație la nivelul stației este folosită în special pentru funcțiuni SCADA și în mică măsură pentru funcțiuni de protecție și automatizare, se consideră suficiente performanțele realizate de suportul tradițional de transmisie – fir fizic. Atunci când distribuirea funcțiunilor este mai puternică, și în special când pe magistrala de comunicație circulă informații necesare realizării funcțiilor de protecție, se impune un suport de transmisie mult mai performant – fibra optică. În acest din urmă caz, trebuiesc luate măsuri deosebite și în celelalte nivele din lanțul de transmisie, pentru a răspunde cerințelor deosebite de timp de ordinul milisecundelor.

În concluzie, ținând cont de situația actuală din stațiile de transformare pot fi luate în considerare pentru nivelul legăturii fizice, standardele de comunicație RS485 și bucla de curent a căror utilizare asigură traficul de informații la vitezele necesare și o bună imunitate la perturbații. În perspectivă următorilor ani însă, trebuie considerate soluțiile de conectare prin fibră optică, a căror capacitate de transfer a informației poate asigura traficul în cazul introducerii masive a dispozitivelor numerice în stațiile de transformare (protecții și automatizări digitale, echipamente de comutație și unități de transformare supravegheate de module inteligente încorporate).

Protocoalele de comunicație utilizate trebuie să permită integrarea în perspectivă a echipamentelor digitale de protecție și automatizare. Trebuie subliniat că pentru respectarea principiilor sistemelor deschise, aspectul comunicațional este de o extremă importanță. Problemele de compatibilitate hardware se transferă în aspecte ale compatibilității legăturilor de date între componentele sistemului, în care protocoalele utilizate joacă un rol major. Astfel trebuie să se permită conectarea de echipamente de la fabricanți diferiți, din generații diferite, care implementează noi și noi funcțiuni.

Majoritatea producătorilor de RTU și în general de dispozitive electronice inteligente (IED) propun protocoale de comunicație proprietar, a căror specificații nu sunt făcute publice întotdeauna. Impactul sistemelor informatice distribuite a condus însă la necesitatea utilizării unor protocoale de comunicație care să corespundă necesităților tuturor participanților dintr-un sistem SCADA.

1.5.5.4 Comunicația la distanță

Pentru ca informațiile culese în stațiile de transformare să fie disponibile în centrul de control și reciproc pentru a transmite comenzi către echipamentele din stație este nevoie de o legătură de date între stația de transformare și punctul de control. Problematica transmisiei la distanță prezintă aspecte sensibil diferite față de transmisia locală. Costurile implicate de această componentă a sistemelor SCADA sunt în general ridicate și depind de infrastructura comunicațională existentă în zona geografică. Suportul fizic este de regulă închiriat de la companiile de telecomunicații și permite în general viteze de transmisie limitate la maximum 1200 .. 28800 bps. Din acest motiv, se impune o atentă considerare a informațiilor care trebuiesc transmise precum și a priorităților acestor transmisii.

În funcție de arhitectura sistemului SCADA, legăturile de date la distanță pot fi asigurate în principal în două moduri [1]:

• punct la punct – care constau din conectarea fizică a unei perechi corespondente prin intermediul unei linii de transmisie dedicate;

• utilizând ca suport o rețea de transmisie la distanță (WAN) care conectează la un moment dat perechea corespondentă.

Din punctul de vedere al suportului de transmisie, distingem următoarele cazuri:

• legătură dedicată pe linii telefonice – cazul cel mai frecvent;

• legătură prin radio;

• legătură pe fibră optică;

Legăturile de date prin radio cu stațiile de transformare pot fi utilizate ca rezervă pentru cele din primul caz sau pentru situațiile în care nu pot fi asigurate alte legături terestre. Sunt utilizate însă pe scară largă în aplicațiile de DSM, pentru asigurarea transmisiei de date cu puncte foarte răspândite geografic și care nu implică trafic de date important – spre exemplu în aplicațiile de supraveghere și control al rețelei de distribuție de medie tensiune.

Transmisia pe fibră optică este cea mai potrivită pentru exigențele tehnice ale sistemelor SCADA. Costurile ridicate o fac însă greu accesibilă și trebuie făcută o atentă evaluare a raportului cost/performanță. Trebuie remarcat însă că această tehnologie evoluează extrem de rapid, iar costurile scad pe măsură. În perspectiva următorilor ani trebuie considerată ca o soluție de bază.

Discuția asupra protocoalelor de comunicație are oarecum același conținut ca și în cazul transmisiei locale de la nivelul stației. Așa cum se amintește, protocoalele de la nivelul stației acoperă în bună măsură și necesitățile de transfer de date la distanță. Situațiile devin sensibil diferite în cazul sistemelor integrate de protecție, automatizare și control, când comunicația la distanță leagă două sisteme – de la nivelul stației respectiv PCC – și nu numai RTU de PCC. În acest din urmă caz sunt utilizate, de regulă, protocoale de comunicație care au întrunit deja acceptanță în sistemele de calcul distribuite, având la bază TCP/IP pentru straturile inferioare ale modelului OSI/ISO.

1.5.5.5 Comunicația la nivelul punctului central

Are rolul de a interconecta calculatoarele care compun punctul central de comandă -control și se bazează pe rețele locale de mare viteză (10Mbps 100Mbps). Întrucât conectează calculatoare care comunică foarte intens pentru realizarea funcțiunilor, chiar și în condițiile vitezelor mari de transmisie asigurate trebuie ținut seama de gradul de încărcare și implicit de întârzierile suplimentare datorate transmisiei de date. Mediile de trasmisie utilizate sunt cablul coaxial și fibra optică, bazate pe tehnologia Ethernet.

La nivelul PCC [5] se poate vorbi mai degrabă de comunicația între componentele diferitelor aplicații care rulează în diferite noduri (calculatoare) ale rețelei decât de comunicația între calculatoare. Sistemele de operare actuale oferă suport pentru prelucrarea distribuită a datelor, eliberând în mare măsură proiectanții de software de aspectele de transfer de date. Din punct de vedere conceptual, tehnologiile moderne client – server sunt cele mai potrivite pentru încărcarea corectă atât a nodurilor de prelucrare cât și a comunicației propriu-zise între noduri.

1.5.5.6 Analiza și prelucrarea datelor la nivelul PCC

Structura unui punct de comandă și control (PCC) în arhitectura distribuită ar putea arăta ca în figura 1.8. În structura prezentată, pot fi implementate diferite scheme de redundanță ale componentelor importante (LAN, Servere).

Întrucât comunicația de date între componenetele PCC trebuie atent echilibrată, se sugerează separarea componentelor care utilizează pachete mici de date, dar cu timpi de răspuns foarte mici, de componentele și aplicațiile care utilizează transferuri mari de date, la care timpii de răspuns nu sunt atât de importanți (LAN 1 respectiv 2 din figura 1.8 sunt separate de un router). Pentru asigurarea disponibilității PCC în condițiile căderii LAN, frecvent se procedează la dublarea magistralei locale de comunicație, iar aplicațiile importante au acces la ambele magistrale.

Fig.1.8 Structura unui PCC în arhitectura distribuită [3]

Legătura de date cu procesul tehnologic condus se realizează prin intermediul serverelor de comunicație. Acestea asigură controlul transferului de date între PCC și sistemele de achiziție-comandă din stațiile de transformare.

CAPITOLUL 2

Prezentarea unității Terminale Telecomandate – RTU

2.1 Introducere

Baza sistemului de teleconducere a echipamentelor electrice dintr-o stație de transformare o constituie echipamentele de achiziție și comandă. De performanțele acestora și de arhitectura în care sunt conectate depind în egală măsură performanțele globale ale întregului sistem. Alegerea structurii echipamentelor de achiziție și comandă pentru implementarea unei aplicații de teleconducere distribuită se face ținând seama de următoarele criterii:

• dimensionarea numărului și tipurilor interfețelor de achiziție/comandă să fie corespunzătoare supravegherii – în medie – unei celule din stația de transformare;

• încadrarea RTU într-o arhitectură deschisă, distribuită de comandă și control a proceselor;

• construcție robustă, fiabilă care să răspundă la exigențele tehnice și solicitările specifice din stațiile electrice de transformare;

• maximă flexibilitate prin reconfigurare și parametrizare software de la distanță, fără a fi nevoie de reconfigurare hardware sau software locală;

2.2 Structura hardware a unei RTU

Schema bloc a echipamentului de achiziție și comandă este prezentată în figura 2.1.

Fig. 2.1 Schema bloc a RTU [3]

Schema este formată din următoarele elemente [1,3]:

• µP – microprocesor. Are rolul de coordonare a funcționării echipamentului. Performanțele necesare pot fi asigurate de un microprocesor de uz general pe 8 sau 16 biți .

• RAM – memorie statică de tip CMOS. Informațiile conținute în memoria RAM pot fi menținute printr-o schemă bazată pe o baterie internă a echipamentului și în situațiile când echipamentul nu este alimentat cu energie.

• ROM – memorie de tip EPROM, utilizată pentru înmagazinarea programelor care definesc funcționarea echipamentului.

• CLK – ceas / calendar. Ceas de timp real de precizie, bazat pe un oscilator cu quartz termostatat.

• Consola locală. Tastatură și afisaj local, care permit dialogul operatorului local cu echipamentul.

• IN – interfață intrări numerice cu separare galvanică prin optocuploare.

• EN – interfață ieșiri numerice de comandă, cu separare galvanică prin optocuploare.

• A/D – convertor analog numeric;

• MUX – multiplexor analogic;

• U – adaptoare pentru intrările de tensiune;

• I – adaptoare pentru intrările de curent

• SURSA – asigură alimentarea echipamentului din serviciile interne ale stației. Conține și bateria internă necesară menținerii informațiilor în memoria RAM, respectiv funcționării ceasului în lipsa tensiunii de alimentare.

În stațiile de transformare, semnalele numerice pot proveni de la contacte de relee, limitatoare etc. care reflectă stări ale echipamentelor primare, ale protecțiilor și automatizărilor. Contactele electrice cu care RTU se interfațează, pot fi libere de potențial, sau pot fi deja conectate într-o schemă electrică oarecare. În ambele cazuri trebuie asigurată imunitatea la diferitele perturbații specifice instalațiilor electroenergetice, perturbații care pot altera informațiile preluate din proces.

Soluția acestei probleme constă în conceperea unor scheme de preluare a stării contactelor care să utilizeze nivele ale semnalelor utile peste nivelul de zgomot.

Filtrarea semnalelor comportă două aspecte [1]:

filtrarea electrică a semnalului cu ajutorul unor filtre "trece jos";

filtrarea numerică a semnalului logic cules, utilă în special pentru eliminarea efectului vibrațiilor contactelor la comutări.

Fig. 2.2 Schema bloc a RTU [3]

Modificarea stării contactului supravegheat este luată în considerare numai dacă la un număr n citiri consecutive (citiri efectuate la intervale regulate *t) este găsită aceeași stare a contactului. Numărul n și perioada de eșantionare *t sunt în strânsă legătură cu durata regimului tranzitoriu al comutării contactelor. Încercările au arătat că se găsește un optim pentru n=2 și *t=1 ms [3,4]. Această alegere asigură și precizia în timp a recunoașterii unui semnal, întârzierea care se produce între apariția propriu-zisă a semnalului și momentul recunoașterii noii stări fiind cu aproximativ un ordin de mărime mai mică decât durata regimului tranzitoriu al releelor intermediare utilizate în instalațiile electroenergetice.

De regulă, unei stări supravegheate îi corespunde un singur contact electric cu care se interfațează RTU (intrări numerice simple). Dacă starea echipamentului este de importanță deosebită (de exemplu starea conectat/deconectat a întreruptoarelor), pentru eliminarea șanselor de citire incorectă a acestor stări, se utilizează metoda citirii simultane a două contacte electrice (intrări numerice dublate) conform figurii 2.3.

Fig. 2.3 Modul citirii simultane a două contacte electrice [3]

Testarea automată, periodică, a întregului lanț de preluare a semnalelor numerice este de o deosebită importanță în creșterea fiabilitații și gradului de încredere în informațiile preluate. Întrucât cele mai frecvente defecțiuni ale acestui lanț îl constituie întreruperea circuitelor până la bornele contactelor releelor, se consideră utilă implementarea unei funcțiuni de verificare a integrității acestor fire de legătură.

O metodă care certifică integritatea conexiunilor până la bornele contactului este ilustrată in figura 2.4 [5]. Atunci când contactul supravegheat este în starea "deschis", prin circuit poate să circule numai curentul de verificare (a cărui polaritate este aleasă din sursa de tensiune internă a RTU), stare care este citită prin intermediul unei intrări numerice suplimentare.

Fig. 2.4 Schema de verificare a conductoarelor de legătură până la contactul supravegheat [3,7]

În conceperea algoritmilor de achiziție a semnalelor numerice, trebuie ținut cont și de eventualele defecțiuni ale celorlalte componente ce intervin în lanțul de achiziție (relee intermediare, contacte pentru poziții extreme etc.) care pot conduce, prin funcționarea lor defectuoasă, nu numai la interpretarea greșită a semnalelor în care sunt direct implicate, ci și la disfuncționalități globale în achiziția celorlalte semnale. Un caz tipic îl constituie contactul electric instabil, care prin frecventele schimbări de stare duce, pe de-o parte la aglomerarea funcțiunilor de prelucrare locală și transmisie a datelor la distanța, iar pe de altă parte la alarmarea repetată a dispecerului, atunci când semnalul în cauză este un semnal de avarie.

Soluția acestei probleme o constituie implementarea unor algoritmi de invalidare automată a achiziției semnalelor provenite de la acele intrări numerice care prezintă schimbări de stare mai frecvente decât o limită prestabilită.

Astfel, RTU va asocia fiecărei intrări numerice frecvente limita de comutare, la a căror depășire intrarea numerică este blocată (invalidată). Invalidarea în sine este un eveniment care trebuie comunicat nivelului ierarhic superior, deoarece impune luarea de măsuri de remediere a defectelor apărute în lanțul informațional al sistemului SCADA [1].

Modificarea stării contactului supravegheat trebuie memorată și transmisă nivelului ierarhic superior împreună cu timpul producerii acestei modificări. Totuși, nu toate modificările de stare sunt semnificative a fi transmise. Din acest punct de vedere, putem grupa semnalele numerice în două categorii:

• semnalele de poziție (întreruptor, separator, etc.) precum și cele de tip apare/ dispare (punere la pământ, lipsă tensiune linie etc.) la care este semnificativ atât momentul trecerii în "1" logic, cât și momentul trecerii în "0" logic. Ambele tranziții sunt marcate și transmise.

• semnale la care este semnificativ numai momentul trecerii în "1" logic nu și cel de revenire în “0” logic (funcționat protecția ). Deoarece detecția modificării stării procesului și transmisia acestei modificări către nivelul ierarhic superior al RTU sunt evenimente asincrone, trebuiesc luate măsuri software de memorare a modificărilor de stare în structuri de date de tip coadă de așteptare.

2.2.1 Intrări analogice

Principiul distribuirii RTU [1,7] la nivelul celulelor stației de transformare face posibilă eliminarea traductoarelor analogice (tensiune, curent, putere) existente actualmente în afara RTU. Este de preferat ca semnalul analogic să fie preluat direct în RTU, aici asigurându-se prelucrarea numerică a acestora și calculul valorilor dorite. Preluarea semnalelor analogice se face conform schemei de principiu

Fig. 2.5 Schema bloc a sistemului de măsură analogic [3,7]

Pentru asigurarea flexibilității de configurare a RTU, considerăm optimă echiparea unui RTU corespunzător unei celule cu următoarele tipuri de intrări analogice [3]:

• canale de tensiune alternativă (valori nominale 60 – 100 Vef);

• canale de curent alternativ (valori nominale 1 – 5 Aef);

• canale de tensiune continuă ( valori nominale 24 – 48 -220 Vcc);

• canale de curent continuu (valori nominale 1 – 4 A).

Obținerea celorlalte mărimi analogice se face grupând și prelucrând corespunzător informațiile provenite de la canalele de tensiune și curent.

Fig. 2.6 Preluarea datelor analogice [1,3]

Transmisia valorilor mărimilor analogice culese de către echipamentul de achiziție și comandă se face în două moduri: prin interogare lansată de către nivelul superior (calculatorul de la nivelul stației) care se face de regulă la intervale regulate de timp (1 minut) sau prin mesaje de eveniment atunci când modificarea valorii semnalului supravegheat reclamă o atenție specială, respectiv trebuie adus la cunoștința dispecerului foarte rapid. Mesajele de eveniment au prioritate maximă la transmisie. Există două cazuri importante care reclamă transmisia prin eveniment a semnalelor analogice [1]:

• valoarea semnalului a suferit o modificare semnificativă, necesitând actualizarea acesteia în baza de date de la punctul central;

• valoarea semnalului indică o stare de avarie sau premergătoare unei avarii, fiind necesară atenționarea dispecerului asupra acestui fapt. Calculul valorilor efective ale curentului și tensiunii se face utilizând metoda Fourier.Metoda care se bazează pe transformata Fourier discretă ce permite calculul componentelor reale și imaginare ale fazorului complex la un moment (i) [1,7] :

Y(i)=Re{Y(i)}+jIm{Y(i)} (2.1)

(2.2)

în care :

I = momentul pentru care se calculează valoarea efectivă

N = numărul de eșantioane ; N = 20[ eșantioane/perioadă]·2[perioade]= 40

k = eșantionul curent

(2.3)

(2.4)

Avantajele metodei:

• filtrează armonicile din curba semnalelor analogice;

• precizie remarcabilă, eroarea relativă < 2%;

• permite calculul comod al puterii active, reactive, aparente și a factorului de putere necesare funcțiilor de măsură;

• are un timp de răspuns bun în comparație cu alte metode.

Alarma la depășirea limitelor

Pentru alarmarea nivelului superior asupra depășirii limitelor semnalelor analogice supravegheate, se utilizează o schemă cu patru nivele de alarmare . Astfel, atâta timp cât semnalul se află în limitele de funcționare normală, nu sunt generate alarme. Ieșirea din această zonă (peste limita maximă respectiv sub limita minimă) generează evenimente corespunzătoare cu nivelul depășirii. Limitele stabilite pot fi asimilate semnalizărilor de prevenire respectiv de avarie. Conform acestei scheme, semnalului analogic i se atasează o stare care poate fi [7]:

• Normală – semnalul se găsește în intervalul (Limita 1-, Limita 1+);

• Alarmă 1+ – semnalul se găsește în intervalul [Limita 1+, Limita 2+);

• Alarmă 2+ – semnalul depășește Limita 2+;

• Alarmă 1– semnalul se găsește în intervalul (Limita 2-, Limita 1-];

• Alarmă 2– semnalul este sub Limita 2-;

Fig. 2.7 Alarme generate la depășirea limtelor de către semnalele analogice [7]

Pentru evitarea transmiterii de salve de evenimente (alarmă/revenire) atunci când valoarea semnalulului se găsește în apropierea pragului de alarmare, se utilizează un prag de insensibilitate la revenire (histereză) [3].

Transmisia prin eveniment la modificarea semnificativă a valorii semnalului analogic se face considerând un gradient corespunzător. Astfel, sunt generate asemenea evenimente ori de câte ori este îndeplinită relația :

(2.5)

în care:

va – valoarea actuală;

vtr -valoarea transmisă anterior către nivelul superior;

e – gradientul.

2.2.2 Ieșiri numerice

Pentru asigurarea comenzilor către procesul tehnologic, este necesară conceperea unei interfețe specifice. În cadrul sistemelor SCADA se întâlnesc două tipuri de comenzi către proces [1,4]:

• comenzi în impuls, destinate echipamentelor de comutație și separație, comutatoarelor de ploturi etc. Durata impulsului trebuie să poată fi reglabilă, funcție de echipamentul căruia îi este adresată comanda.

• comenzi permanente, care trebuie să-și mențină starea un timp nedeterminat, destinate punerii/scoaterii din funcție a unor automatizări, protecții etc.

Având în vedere necesitatea eliminării comenzilor nedorite (comenzi greșite sau intempestive), este necesară implementarea unei scheme hardware+software de validare a lansării unei comenzi, care să asigure [7]:

• identificarea indubitabilă a comenzii ce trebuie lansată, prin verificarea codului acesteia;

• eliminarea riscului comenzilor intempestive datorate defectării tranzistoarelor interne de comandă, prin:

a) utilizarea unor scheme de comandă cu cheie de validare

b) supravegherea încadrării în limite a curentului prin circuitele de comandă utilă și pentru protecția interfețelor de ieșire ale RTU;

c) testarea periodică a stării de funcționare a circuitelor de comandă.

Fig. 2.8 Schema de principiu a ieșirilor de comandă [1,6]

2.2.3 Consola locală

Interfațarea locală cu operatorul trebuie să asigure următoarele facilități [1,2]:

• afișarea stărilor semnalelor numerice supravegheate de către RTU;

• afișarea valorilor mărimilor analogice – eventual luând în considerare constantele reductoarelor de curent și a transformatoarelor de tensiune;

• afișarea indexului contorilor cu impulsuri;

• afișarea de informații privitoare la starea de funcționalitate a RTU.

Acest lucru se poate realiza prin intermediul unui afișor local cu 10 – 30 caractere și a unei tastaturi locale pentru selecția opțiunilor (5 – 10 butoane).

Funcțiuni de dialog cu operatorul mai complicate pot fi implementate conectând RTU la un calculator portabil, prin interfețe corespunzătoare (interfața de comunicație serială). Astfel se pot imagina funcții de testare supravegheate de operator, de setare a parametrilor locali de funcționare a RTU.

2.2.4 Comunicația serială

Elementul cheie în prelucrarea distribuită a datelor il constituie conectarea nodurilor informaționale prin intermediul canalelor de comunicație. Tipul și caracteristicile acestora depind de locul în care acestea sunt folosite, de tipul și funcțiunile asigurate de noduri.

În cazul specific al conectării RTU într-o magistrala locală la nivelul stației de transformare, trebuie considerate următoarele elemente [1]:

• debitul maxim de informații care poate fi vehiculat între un RTU și nivelul ierarhic superior în condițiile funcționării normale;

• debitul maxim de informații vehiculate în cazul unor modificări semnificative de stare ale procesului tehnologic, modificări care sunt preluate și transmise de către mai multe RTU – cazul incidentelor și avariilor importante.

• nivelul perturbațiilor electromagnetice din stațiile electrice de transformare și necesitatea imunizării comunicației la aceste zgomote.

Distribuirea fizică a nodurilor (RTU, calculatoare la nivelul stației etc.) impune de la început utilizarea comunicației seriale. Putem lua astfel în considerare standardele de comunicație serială:

• RS232C pentru conexiuni între RTU și un calculator portabil (conexiune temporară pe distanță mică). Acest standard oferă o imunitate scăzută la perturbații și poate asigura numai conexiuni punct la punct. Vitezele practice de transmisie se situează în gama 1200 – 9600 bit/sec.

• RS485 – pentru realizarea unei conectări multipunct, cu o bună imunitate la zgomot și cu distanțe practice între noduri de ordinul zecilor de metri. Vitezele de transmisie pot fi în gama 1200 – 14.400 bit/sec

• bucla de curent – ca și RS485 poate asigura conexiuni multipunct, cu o foarte bună imunitate la zgomote și cu viteze de comunicație practice situate în gama 1200 – 9600 bps.

• fibra optică – cu care se pot implementa conexiuni punct la punct și multipunct cu viteze de transmisie foarte ridicate ( până la zeci de Mbps).

Vitezele mari de transmisie reclamă însă utilizarea unor procesoare de comunicație specializate puternice. În concluzie, având în vedere condițiile actuale din stațiile de transformare, pot fi luate în considerare standardele de comunicație RS485 și bucla de curent, a căror utilizare asigură traficul de informații la vitezele necesare și o bună imunitate la perturbații. În perspectiva următorilor ani însă, trebuie considerate soluțiile de conectare prin fibră optică, a căror capacitate de transfer a informației poate asigura traficul în cazul introducerii masive a dispozitivelor numerice în stațiile de transformare (protecții și automatizări digitale, echipamente de comutație și transformatoare, supravegheate de module inteligente încorporate, echipamente digitale multifuncționale).

2.2.5 Funcții de comunicație

Într-o arhitectură distribuită de achiziție și comandă, maximum de avantaje se obțin aplicând consecvent principiile proiectării pe obiecte întocmai ca în cazul programării orientate pe obiecte (POO). Astfel, RTU poate fi privit ca un obiect care furnizează tuturor celorlalte resurse hard/soft ale rețelei anumite servicii (funcțiuni, metode). Ca și în cazul POO, atunci când o componentă oarecare a sistemului are nevoie de un serviciu din partea RTU, trebuie să lanseze un mesaj prin care solicită serviciul respectiv. Un asemenea mesaj ar trebui să cuprindă următoarele informații [2,7]:

• identificatorul RTU, prin care se precizează echipamentul căruia îi este destinat mesajul;

• metoda, serviciul solicitat;

• eventuali parametrii necesari RTU în îndeplinirea misiunii;

• identificatorul componentei care a lansat cererea, pentru ca RTU să știe cui îi este destinat răspunsul. Această din urmă componentă nu este necesară într-o arhitectură cu ierarhie strict arborescentă (fără conexiuni funcționale pe orizontală).

Pentru a asigura disciplina de comunicație în rețeaua de date de tip multipunct la care este cuplat RTU (magistrala de proces a stației) se poate adopta principiul conform căruia fiecare RTU poate emite mesaje numai la recepționarea unui mesaj corespunzător, care îi este adresat (respectiv conține adresa de nod a RTU considerat). Altfel spus este folosită regula "răspunde numai dacă ești întrebat". Acest principiu este adecvat utilizării în rețele de mică viteză eliminând problemele generate de eventualele conflicte la accesul simultan al RTU la magistrala de comunicație. Resursele hardware implicate sunt relativ modeste [2].

La recepția unui mesaj pe magistrala de comunicație, toate RTU cuplate la acea magistrală decodifică adresa de nod (identificatorul) destinatarului acelui mesaj. Dacă aceasta coincide cu adresa proprie (adresă unică stabilită în ROM la fabricare) RTU va decodifica semnificația mesajului și va emite un mesaj de răspuns corespunzător.

Fig.2.9 Pricipiul comunicației în rețeaua multipunct [2]

Controlul erorilor de comunicație se realizează cu ajutorul controlului redundant ciclic (CRC) pe 16 biți.

La emisia unui mesaj către RTU, răspunsurile primite de la gestionarul de protocol sunt [2]:

• RTU confirmă corect primirea mesajului;

• RTU nu confirmă (sau confirmă incorect) mesajul, deși s-au facut 3 încercări de transmisie;

• linie de comunicație ocupată;

• funcționare incorectă FB (defect field bus);

• echipament destinatar defect;

Mesajele recunoscute de RTU pot fi grupate în patru categorii [2]: de configurare, de comandă proces, de citire stare, de citire evenimente. În cele ce urmează este redat un set de asemenea mesaje.

2.2.6 Compatibilitatea electromagnetică a sistemelor SCADA

Echipamentele de protecție, automatizare și control dintr-o stație de transformare operează pe baza presupunerii că interacțiunea între diferitele componente nu produce disfuncționalități. Pe măsură ce integrăm mai mult echipamentele electrice, instalațiile devin din ce în ce mai complexe iar problemele provocate de interferențele electromagnetice (EMI) cresc.

Surse de interfererență electromagnetică

Principalele surse de interferență electromagnetice sunt:

• Surse naturale. Fenomenele atmosferice cum sunt trăsnetele și descărcările electrostatice sunt exemple de surse de pertubații electromagnetice naturale. Supratensiunile provocate de o descărcare atmosferică directă se propagă prin structurile conductoare și se fac simțite sub forma impulsurilor trecătoare de curent în interfețele echipamentelor. Impulsurile de curent sunt atenuate pe măsură ce se îndepărtează de punctul în care s-a produs descărcarea.

• Surse artificiale de perturbații electromagnetice. Sunt evenimente și fenomene nedorite care apar în funcționarea normală a echipamentelor dintr-o stație de transformare.

Acestea includ [1,3]:

a) operații de comutare ale întreruptoarelor și separatoarelor.

b) radiația electromagnetică a circuitelor și liniilor electrice.

c) armonici joase ale tensiunii și curentului, datorate consumatorilor deformanți.

Operațiile de comutare ale întreruptoarelor și separatoarelor – conectarea unor sarcini inductive respectiv deconectarea unor sarcini capacitive – pot provoca supratensiuni trecătoare în circuitele de joasă tensiune de 1 până la 4 kV. Uzual, acestea sunt unde oscilatorii puternic amortizate. Interferențele electromagnetice pot apărea ca evenimente singulare într-o stație electrică, dar este posibil ca mai multe interferențe să acționeze simultan într-un punct al instalației . Asemenea interferențe pot fi propagate prin [7]:

• linii și cabluri de energie sau telefonice;

• conductoare pasive, cum sunt infrastructurile clădirilor, prizele de pământ, conducte metalice de gaz și apă etc.

Fig. 2.10 Zonele de compatibilitate electromagnetică [3]

Principalele echipamente care au de suferit din cauza perturbațiilor electromagnetice sunt [1]:

• echipamentele de calcul și perifericele acestora;

• echipamentele electronice de protecție, automatizare, măsură și control.

Funcționarea echipamentelor electrice sau electronice au întotdeauna efecte detectabile în imediata lor apropiere. Compatibilitatea electromagnetică înseamnă pe de-o parte că echipamentul electric este capabil să funcționeze corect în mediul electromagnetic considerat, iar pe de altă parte echipamentele și instalațiile din apropiere nu sunt afectate de funcționarea acestuia. Remarcăm cu aceasta ocazie două aspecte:

• Sistemele electrice și electronice pot produce câmpuri electromagnetice și interferențe care pot influența funcționarea altor sisteme;

• Echipamentele electronice în special, pot fi influențate, iar funcționarea lor poate fi afectată de către câmpuri electromagnetice nedorite.

Sursele de interferență pot fi grupate în patru mari categorii [4]:

1. Descărcări electrostatice, care provoacă interferențe de înaltă frecvență;

2. Interferență radio, care apare în gama 25 .. 1000 MHz;

3. Câmpuri electromagnetice de joasă frecvență, generate spre exemplu de transformatoare, mașini electrice, cabluri de energie;

4. Interferență de conducție ce acoperă o gamă largă de frecvențe: a) interferență de joasa frecvență (f < 10 kHz) provocată spre exemplu de puneri la pământ, care au drept consecință că porțiuni din instalație au alt potențial. b) interferență de medie frecvență (f < 3 MHz) ce poate fi provocată de circuite de putere cu tiristoare, comutații, sau condiții atmosferice deosebite.

c) Interferență de înaltă frecvență. Este cazul cel mai critic, întrucât este provocată de comutațiile echipamentelor electromecanice – relee sau contactoare – care nu sunt prevăzute cu modalități de supresie a emisiei parazite.

Măsuri de protecție împotriva interferențelor electromagnetice

Din punct de vedere al imunității la interferențe, echipamentul de achiziție și control poate fi împărțit în patru zone [7]:

• sursă de alimentare;

• interfețele de intrare / ieșire;

• electronica internă;

• comunicația.

Sursa de alimentare este supusă celor mai multe interferențe, indiferent dacă alimentarea se face în curent alternativ sau curent continuu. Cea mai bună protecție se obține utilizând o sursă cu izolare galvanică între intrare și ieșire, cu carcasa metalică conectată corect la pământ.

Pentru a asigura o bună siguranță față de interferențe, masa circuitelor electronice interne trebuie conectată în cât mai multe puncte la carcasă, creând astfel un plan de potențial nul ce funcționează ca și o protecție împotriva interferențelor.

Proiectarea și realizarea interfețelor de intrare/ieșire joacă un rol cheie în compatibilitatea electromagnetică. Protejarea completă și efectivă a cablurilor care culeg semnalele din proces împotriva interferențelor de joasă și înaltă frecvență este extrem de costisitoare. Soluția adoptată trebuie să decupleze interferențele la carcasa aparatului.

Comunicațiile de date pot fi o problemă în mediul puternic perturbat electromagnetic al stației de transformare, întrucât vitezele mari de transmisie fac ca semnalul util să fie transmis la frecvențe apropiate de frecvențele de interferență. Comunicația fără izolare electrică – spre exemplu în standardul V24 (respectiv RS232C) – poate fi efectuată numai pe distanțe mici, de ordinul a câțiva metri. Atunci când este nevoie de distanțe mai mari, este necesar a se adopta un mod de comunicație cu izolare electrică – cum este FieldBus fibra optică.

2.3 Protocoale SCADA

Un protocol controlează formatul mesajelor. Cele mai comune protocoale folosite în

comunicațiile radio și sisteme telemetrice sunt HDLC, MPT1317 și Modbus. De asemenea se folosește protocolul CSMA/CD [2].

2.3.1 Introducere în protocoale

Transmiterea informației (în ambele direcții) între stația server și dispozitivele RTU folosind tehnici de diviziune multiplexată a timpului, necesită folosirea mesajelor seriale digitale. Eficiența transmisiei este definită de următoarea proporție: număr de biți care reprezintă informația transmisă/număr total de biți transmiși.

Securitatea este abilitatea de a detecta erorile în informația originală transmisă, cauzate de zgomotul de pe canalul de comunicație. Flexibilitatea permite diferitelor tipuri și cantități de date să fie transmise, la cererea stației master.

Toate mesajele sunt divizate în trei părți [2,4]:

1) preambul– folosit pentru sincronizarea între receptor și transmițător

2) informații – datele principale în forma codată

3) partea de sfârșit – oferă metoda de verificare a integritații și marchează sfârșitul mesajului.

Securitatea mesajului constă din operații logice asupra datelor și implică verificarea unui număr de biți de verificare, transmiși odată cu mesajul. Dacă s-a determinat că mesajul prezintă erori, atunci se dispune transmiterea încă o dată a informației.

Un exemplu de mesaj asincron este reprezentat în figura 2.11.

Fig.2.11 Formatul unui mesaj asincron [2]

Preambulul mesajului este format din trei componente [1,2]:

un marcaj de 8 milisecunde (minim) pentru a pregăti modemul receptor pentru biții de sincronizare

sincronizarea – constă din 2 biți – un spațiu și un simbol. Interfața asincronă este construită să înceapă decodarea imediat ce detectează această tranziție.

adresa RTU – permite receptorului să selecteze mesajul adresat ei dintre mesajele destinate diferitelor RTU. Este recomandat ca fiecare dispozitiv RTU să aibă o adresă unică.

Câmpul informațional conține 20 de biți, dintre care 8 biți reprezintă un cod de funcție iar restul 12 sunt folosiți pentru date. Pentru mesaje RTU-server, acesta reprezintă primul mesaj dintr-o secvență, mesajele adiționale ce-l urmează transmit de asemenea informații (date) în câmpul adresa RTU și în cei 8 biți dedicați codului de funcție, ceea ce înseamnă că sunt folosiți 24 biți pentru date. Cei 24 de biți pot conține valori analogice pe 12 biți și stările a 24 de dispozitive.

CAPITOLUL 3

Aplicații ale RTU în stația 110/20/6 kV ONEȘTI

Studiu de caz

3.1 Aspecte generale

Coordonarea sistemelor de protecție si comandă este realizată cu ajutorul sistemului de comunicație, folosind informația suplimentară din sistemul complet (întreg). Motivul principal pentru un asemenea concept coordonat nu este doar de a înlocui protecția convențională cu dispozitivele de control bazate pe microprocesoare ci de a exploata toate facilitățile acestei noi tehnologii pentru o mai bună performanță a protecției și controlului în stație și pentru un control îmbunătățit al rețelei.

Este prevăzut un sistem unificat care coordonează controlul stației si protecția stației, bazate pe microprocesoare, într-o arhitectură descentralizată.

Coordonarea constă în combinarea controlului și a protecției fără a se pierde autonomia protecției. Unificarea înseamnă , că toate datele și informațiile în sistem sunt accesibile în același mod prin sistemul comun de comunicație. Descentralizarea înseamnă că atât informațiile (datele achiziționate sau calculate) cât și funcțiile sunt distribuite și sunt folosite, procesate, în cel mai apropiat loc de procesul tehnologic la care se referă.

Structura funcțiunilor unui sistem de control și protecție coordonat la nivelul unei stații de transformare este reprezentată în figura 3.1 [7].

Fig. 3.1 Structura unui sistem coordonat de control și protecție [7]

O stație de transformare este întotdeauna constituită din celule, conținând conexiunile de intrare-ieșire la una sau mai multe bare, care funcționează ca și noduri electrice și definesc întreaga stație. Există diferite sarcini de control și de protecție realizate la nivelul celulei. Astfel, structura de bază este ierarhică și constă în două nivele: nivelul celulei și nivelul stației.

La nivelul celulei sunt realizate acele sarcini care reclamă informații (date) numai de la nivelul celulei și emit comenzi către dispozitivele și echipamentele din această celulă. Aceste sarcini sunt [7] :

-controlul celulei (comenzi, blocaje la nivelul celulei);

-interfața om -masină, dacă este necesar;

-măsurători și monitorizare la nivelul celulei (I, U, P, Q, evenimente, defecte);

-protecția celulei (eliminarea defectelor și măsuri preventive).

Aceste sarcini se referă nu numai la întreruptoare și separatoare dar și la comutatorul de ploturi al transformatorului de putere, controlul bateriilor de condensatori, proceduri automate de comutație cu/fără condiționare din partea protecției, semnalizări și altele.

La nivelul stației se execută acele sarcini care au nevoie de informații de la mai mult de o celulă, și emit comenzi către dispozitivele situate în mai multe celule. Aceste sarcini sunt:

-controlul stației (baza de date centrală, supervizare, coordonare comunicație, interblocaje la nivelul stației, procesare centrală a datelor culese din celule);

-protecții la nivel de stație (exemplu protecția diferențială de bare);

– interfața om-mașină pentru operatorul stației;

-comunicația dintre stație și nivelul superior de comandă și control.

În conformitate cu definiția celulei de mai sus, nivelul stației nu presupune acces direct la proces. În acest context, protecția de bare, de exemplu, este o funcție la nivelul stației cu interfețe de intrare/ieșire situate la distanță, în celule.

Cel mai important, și nou totodată, aspect într-un sistem coordonat este comunicația în sistem. Această comunicație susține performanțele ambelor grupuri de funcții (control, protecție). Accesul facil la toate informațiile sistemului asigură calitatea funcțiilor atât în situații normale de funcționare a instalațiilor, cât și în caz de avarie. Comunicația "leagă " baza de date, care este descentralizată. Toți parametrii modulelor celulei sunt memorați la nivelul celulei în aceste module și sunt citiți la cerere. Astfel, la nivelul stației sunt disponibile numai datele actuale în forma preprocesată (nu se transmit valori instantanee ale mărimilor supravegheate ci stări care reflectă încadrarea sau depăsirea anumitor limite, îndeplinirea anumitor condiții). Comunicația este elementul de bază al coordonării diferitelor scheme de protecție.

O facilitate a schemelor de control a stației coordonate cu protecția este autosupravegherea continuă. Se obține o disponibilitate ridicată a protecțiilor, disponibilitate care se bazează pe mai mult decât simpla supraveghere a curenților, tensiunilor, tensiunilor auxiliare și logica de comandă prevazute de releele convenționale. Supravegherea continuă este realizată pentru toate elementele componente, la toate nivelele. Având în vedere această posibilitate și cu o proiectare corespunzătoare, avem șansa de a obține un compromis mult mai bun între probabilitatea de nefuncționare și probabilitatea de funcționare greșită a echipamentelor și dispozitivelor de protecție.

Verificările complicate, necesare în sistemele clasice pentru a avea siguranța unei funcționări corespunzătoare a sistemului de protecție și control, sunt acum înlocuite de conceptele de autosupraveghere și autotestare a sistemului numeric. Acest concept diferă fundamental de cel tradițional. Datorită autosupravegherii funcțiunilor și posibilităților de afișare a valorilor actuale (măsurate și calculate) corespunzătoare funcțiunilor implementate, sistemul de protecție și control nu mai are nevoie de a fi testat periodic ca și dispozitivele tradiționale ci depinde numai de rezultatele autotestului continuu și de supravegherea condițiilor.

Reglajul releelor numerice dotate cu interfață serială se efectuează după o nouă procedură: reglajele pot fi calculate și testate în laborator, iar apoi pot fi transmise direct spre releul de protecție folosind comunicația sistemului de comandă și control. Acest mod de lucru previne în bună măsură reglajele incorecte datorate erorilor umane și prevede o documentare completă a stării fiecărui releu.

Privite ca un întreg, sistemele de control, protecție, automatizare și măsură, constau în unitați de achiziție date (UAD) relee digitale de protecție, unități de procesare la nivelul celulei si stației și canale de comunicație prin care aceste echipamente sunt interconectate. Dacă în sistemele clasice remarcăm existența unor echipamente distincte de control și respectiv de protecție, sistemele integrate își propun să distribuie și mai puternic funcțiunile de achiziție și prelucrare, evitând suprapunerile de module similare (de exemplu funcția de achiziție a unui anumit semnal analogic poate apare în mai multe echipamente).

Subsistemul secundar din stațiile moderne se bazează din ce în ce mai mult pe un număr de echipamente digitale multifuncționale. Tendința este de a integra funcțiuni care istoric sunt separate – protecția, controlul, comunicația si măsura.

Pentru a răspunde necesităților tehnice, cele mai multe funcțiuni trebuie să opereze în timp real, fapt de care trebuie să se țină seama în proiectare. Pentru utilizarea la maximum a acestor resurse de calcul, funcțiunile software se împart în diferite categorii după timpul de răspuns, astfel încât o platformă hardware să poată efectua atât funcțiuni cu timpi critici foarte mici, cât și funcțiuni la care timpul de îndeplinire nu este esențial. Se poate face o clasificare a priorităților de execuție a funcțiunilor după cum urmează [7]:

• P1 corespunzătoare sarcinilor cu timpi de răspuns de maximum 250 ms.

• P2 corespunzătoare gamei de timp de până la câteva secunde.

• P3 pentru celelalte funcțiuni mai lente.

Tendințele actuale în domeniul protecției și controlului în stațiile de transformare elimină din ce în ce mai mult granițele tradiționale dintre subsistemele de protecție, control, comunicație și măsură care există actualmente. Gradul de integrare a diverselor funcțiuni ale subsistemului secundar, pe de o parte și a echipamentelor primare și celor secundare pe de altă parte, devine o preocupare importantă a companiilor de electricitate, nivelul de acceptare fiind determinat de considerațiile privind costul, fiabilitatea, mentenanța si funcționalitatea.

Subsistemul secundar dintr-o stație de transformare trebuie să asigure:

• Deconectarea porțiunilor defecte din rețea la apariția unui defect – izolarea defectului. Astfel, sistemul de protecție trebuie să determine porțiunea defectă și să comande corespunzător întreruptoarele pentru a izola defectul cât mai repede posibil.

• Echipamentul primar trebuie corect întreținut pentru a ramâne operațional. Subsistemul secundar trebuie să colecteze informații despre starea echipamentelor primare și să ofere suport pentru mentenanța acestora.

• Dispeceratele energetice de la diferite nivele (local, teritorial, național) trebuie să primească informațiile de stare din stație. Subsistemul secundar al stației are datoria de a face posibil transferul datelor spre centrele de control și respectiv de a transmite comenzile către procesul tehnologic controlat.

• Controlul local. Subsistemul secundar trebuie să asigure funcțiunile de control local ale stației fie ca o rezervă la căderea sistemului de teleconducere fie ca o funcțiune de sine stătătoare în cazul stațiilor necuprinse în sistemul de teleconducere.

Pornind de la cerințele enumerate mai sus, principalele funcțiuni ale subsistemului secundar al stației sunt:

• Protecția împotriva defectelor în sistemul primar;

• Stăpânirea stărilor anormale ale echipamentelor primare ;

• Automatizări ;

• Suport pentru conducere locală ;

• Teleconducere ;

• Măsură locală si telemăsură ;

• Monitorizarea rețelei și a echipamentelor primare ;

• Analiza automată a datelor.

Un echipament digital tipic reclamă de fapt o combinație de funcțiuni, precum și un număr de interfețe de intrări (numerice și analogice) și ieșiri (în general numerice). Structura de bază este arătată în figura 3.2

Fig. 3.2 Structura unui echipament digital multifuncțional

Numărul și felul intrărilor și ieșirilor sunt determinate fizic de partea hardware, pe când funcționalitatea echipamentului este determinată în special de partea software. Unitatea (unitățile) de prelucrare determină în mod decisiv puterea de calcul.

Structura hardware este întotdeauna stabilită de către producătorul echipamentului, în concordanță cu specificațiile utilizatorului. Tot producătorul instalează componentele software de bază cum sunt sistemul de operare și biblioteca de funcțiuni. Configurația și funcționalitatea finală este însă stabilită de către utilizator în concordanță cu specificul aplicației.

Cerințele hardware diferă în funcție de sarcinile de protecție și control pe care urmează să le îndeplinească echipamentul [3,7]:

• Intrări analogice. Configurațiile tipice pornesc de la 6 intrări (3 U, 3 I) până la 32 intrări, foarte rar mai mult.

• Intrări si ieșiri numerice. Pot varia foarte mult de la doar câteva interfețe la câteva zeci sau chiar sute. Modularizarea echipamentului precum și simplitatea constructivă a interfețelor de intrare/ieșire numerice lasă însă suficientă libertate pentru acoperirea unei game largi de aplicații.

• Capacitatea de prelucrare. Este determinată decisiv de tipul și numărul unităților de procesare (microprocesoare, microcontrolere, procesoare de semnal). La un moment dat, puterea de calcul necesară reprezintă în fapt suma timpilor de prelucrare ai diferitelor funcțiuni din bibliotecă și nu trebuie să depășească limita teoretică, specifică unității (unităților) de prelucrare. Numărul intrărilor/ieșirilor precum și comunicația influențează de asemenea timpul de prelucrare necesar.

Funcțiile interfeței om-mașină respectiv ale comunicației trebuie să permită utilizatorului să definească funcționalitatea echipamentului. Operațiile principale în acest sens sunt:

• activarea și configurarea funcțiunilor de control, protecție, automatizare, monitorizare;

• atașarea intrărilor și ieșirilor echipamentului la funcțiile activate;

• specificarea tipului și caracteristicilor intrărilor și ieșirilor, respectiv stabilirea corespondenței acestora cu mărimile corespondente din procesul tehnologic;

• funcțiuni de test și informare.

Teoretic, orice combinație de funcțiuni de bibliotecă sunt posibile, la o anumită capacitate a intrărilor și ieșirilor. În mod practic însă, există câteva limitări de care trebuie ținut cont:

• gama configurației platformelor hardware (și deci a costului acestora) trebuie să acopere de la aplicațiile care reclamă cerințe reduse la aplicațiile complexe. Apar astfel limitări ale numărului de intrări/ieșiri și ale puterii de calcul corespunzătoare fiecărui sortiment din această gamă.

• funcțiunile din biblioteca de funcțiuni nu sunt testate în orice combinație posibilă. Testele efectuate de fabricantul echipamentului (și deci garanția bunei funcționări) se referă la o gamă de aplicații stabilită la un moment dat ca fiind cuprinzătoare.

3.2 Aplicații la nivelul stației de transformare studiate

Categoria echipamentelor electronice inteligente (EEI) utilizate în stația de transformare analizată include :

calculatoarele de la nivelul stației,

echipamentele de achiziție și comandă,

controlere programabile,

relee digitale de protecție si automatizare,

înregistratoare secvențiale de evenimente,

osciloperturbografe digitale,

echipamente de comunicație și concentratoare de date.

Principalele aplicații ale EEI aflate în stații sunt achiziția si procesarea datelor relative la echipamentele electrice ale stației precum și transferul datelor către destinații interne sau externe stației. Aceste transferuri pot avea loc imediat – pentru informațiile de timp real – sau decalat, la cerere pentru informații cum sunt listele de evenimente, istoricul de măsuratori etc. Aplicațiile asociate sunt legate de transferul datelor de control provenind din surse exterioare stației (spre exemplu de la dispecerul energetic) către EEI.

O a doua categorie de aplicații, aflată în plină dezvoltare pe plan mondial se referă la monitorizarea digitală a echipamentelor electrice respectiv protecția rețelelor și echipamentelor electrice bazată pe relee digitale. Și această categorie de aplicații implică transferuri de date între sistemul exterior stației și EEI precum și între EEI din stație.

Performanța unui asemenea sistem depinde decisiv de sistemul de comunicație. Aceasta implică nu numai stabilirea unei arhitecturi corespunzătoare la nivel fizic și logic dar și o atentă organizare a funcțiunilor la nivelul aplicației. Astfel, abordarea propusă constă în structurarea pe obiecte și clase a întregului sistem. Se definesc astfel clase care înglobează atât caracteristicile echipamentelor cât și funcțiunile care le îndeplinesc sau la care participă.

Conceptul unui sistem integrat de automatizare, protecție și control este ilustrat în figura 3.3

Fig. 3.3 Comunicația în sistemul de achiziție, protecție și control la nivelul stației 110/20/6 kV Onești

Interfețele care definesc schimbul de informații între două sau mai multe entități la nivelul stației de transformare sunt arătate în figura 3.4.

Fig. 3.4 Definirea interfețelor în sistemul integrat al stației studiate

Interfața (9) asigură legătura între centrul de control și la nivelul stației. O legătură distinctă (7) este prevăzută pentru funcțiunile de configurare și service ale sistemului.

Interfețele (1) și (6) formează legătura între nivelul stației și nivelul echipamentelor de control și protecție ale celulei. În interiorul celulei se găsesc interfețele între echipamentele din aceeași categorie de funcțiuni – (8) control/control respectiv (2) protecție/protecție. Între nivelul celulei și procesul tehnologic se găsesc: interfețele (4) pentru achiziția valorilor analogice (de la transformatoare de curent, tensiune, etc.); interfața (5) care asigură legăturile necesare funcțiunilor de control; interfața (10) pentru legăturile necesare funcțiunilor de protecție.

3.3 Implementarea sistemului SCADA în stația de transformare 110/20/6 kV Onești

Prezentare generală

Pentru exemplificare s-a ales stația 110/20/6 kV Onești care a fost retehnologizată, la care comanda și controlul se face prin sistemul SCADA.

Stația 110/20/6 kV Onești este amplasată în Municipiul Onești, în spatele pieței agro-alimentare a Municipiului, în partea de sud. Suprafața ocupată de stație, măsurată topometric este de 2855,94 m². Stația a fost construită în anul 1972 și modernizată în anul 1982.

Subordonarea personalului de servire operativă , pe linie operativă, se face la DED-Bacău și DEDL-Bacău (în funcție de competențe), iar pe linie administrativă Centrului de Exploatare Stații- zona Bacău .

Fig. 3.5 Stația de transformare 110/20/6 kV Onești

Stația 110/20/6 kV Onești este o stație cu schemă racord adânc, interconectată la SEN prin LEA 110 kV Gutinaș-Tg.Trotuș-Trafo 1 Onești și LEA 110 kV Gutinaș-Trafo 2 Onești , pe partea de 110 kV. Pe 20 kV este prevăzută cu două sisteme de bare prevăzute cu cuplă transversală iar pe partea de 6 kV este prevăzută cu două sisteme de bare 6 kV legate printr-o cuplă transversală. Conexiunea dintre barele de 20 kV și 6 kV se face printr-un transformator de 20/6 kV de 16 MVA

Ȋn sistemul energetic local stația alimentează consumatorii industriali, consumatorii urbani și consumatorii rurali din zonă astfel:

-din barele de 20 kV se alimentează consumatori ai micii industrii prin liniile ITS-Fabrica de Parchet și Tehnica Borzești. LEA 20 kV Tehnica Borzești face buclă cu stația Șișcani. LES 20 kV PT 57, PT 78, PT 15, PT 75 alimentează consumatorii urbani din Municipiul Onești. LES 20 kV Plecare Stație Onești 35 face buclă cu stația Onești 35 kV. Pe bara 20 kV este racordat un transformator de servicii interne cu Bobină de stingere,conform schemei normale .

Alimentarea barelor de 20 kV din Stația 110/20/6 kV Onești se realizează din două transformatoare de putere: Trafo 1-110/20 kV-25 MVA si Trafo 3-20/6 kV-16 MVA dar se mai pot alimenta și din stațiile Tg.Ocna prin stația Onesti 35 pe LEA 20 kV Tg.Ocna-Onești 35 cu care se interconectează pe partea de 20 kV .

Alimentarea barei de 6 kV se face prin Trafo 2 -110/6 kV-16 MVA sau Trafo 3 -20/6 kV-16 MVA.

De pe bara de 6 kV se alimentează consumatori urbani prin LES 6 kV PA31 linie 1 și PA31 linie 2. La fel se mai alimentează prin LEA 6 kV S.I. Gutinaș, serviciile interne ale stației 400/220/110 kV Gutinaș.

Stația 110/20/6 kV Onești funcționează conform unei scheme normale care se întocmește de două ori pe an :

-schema normală pentru perioada de vară: de la 01.04 până la 30.09.

-schema normală pentru perioada de iarnă: de la 01.10 până la 31.03.

Fig. 3.6 Celulă de M.T. din structura 110/20/6 kV Onești

Descrierea schemei de conexiuni 110 kV

Stația 110/20/6 kV Onești este o stație cu racord adânc, alimentată din LEA 110 kV Gutinaș – Trafo 2 Onești și din LEA 110 kV Gutinaș – Tg.Trotuș – Trafo 1 Onești .

Celula de masură de pe liniile de 110 kV este echipată cu câte un TT-110 kV și cu câte trei DRV-110 kV , care sunt racordate la linie printr-un separator tip STE-110 kV 1600 A.

Izolatoarele de la riglele de racordare Trafo 1 și Trafo 2 sunt de tip VKLS 85/21, câte un izolator pe fază. Stația este protejată contra descărcărilor atmosferice, prin paratrăsnete formate din trei tronsoane, montate pe riglele stației cu bride, mai existând și un paratrăsnet încastrat într-un stâlp în zona din colțul camerei de comandă și TSI 6 kV.

Separatoarele de 110 kV sunt de tip rotativ, acționate manual cu dispozitive AME-5.

Pozițiile separatoarelor 110 kV sunt indicate prin IP închis-deschis, în camera de comandă.

CLP de la SL-110 kV sunt acționate manual cu dispozitive AME-5, acestea nu au indicație de închis-deschis în camera de comandă.

Legăturile între separatoare, TC, TT, DRV-110 kV și Trafo-110 kV se fac cu conductoare de 240 mmp OLAL.

Ȋntreruptoarele sunt de tip IO-110 kV 1600 A, 6000 MVA acționate trifazic cu câte un dispozitiv MOP-1. Comanda lor se face din camera de comandă, din cheie de comandă, precum și de la fața locului, prin butoanele ,,închis”-,,deschis” de la dispozitivul de acționare. Poziția întreruptorului este semnalizată în camera de comandă prin lămpile din cheia de comandă. Comanda de declanșare a întreruptoarelor se face prin protecțiile transformatoarelor (diferențială, maximală temporizată, gaze).

Descrierea schemei de conexiuni 20 kV

Stația 20 kV este formată din celule metalice prefabricate de interior tip deschis, fabricate de fosta URTAE Roman, actuală ELEROM.

Elemente componente ale schemei:

sistemul 1+2 bare 20 kV cu secțiunea de 80×10 mm AL

celula 20 kV Măsură 1 și 2

celula 20 kV DRV 1 și 2

celula 20 kV Trafo 3-20/6 kV

celula 20 kV Plecare Stație 35 kV

celula 20 kV Trafo 1-110/20 kV

celula 20 kV CTV

celule 20 kV LES PT-57; PT-15; PT-78; PT-75; ITS-Fabrica de Parchet

celula 20 kV LEA Tehnica Borzești

celula 20 kV TSI+BS

DRV 20 kV pe pod bare 20 kV Trafo 1-110/20 kV

DRV 20 kV la borne Trafo 3-20/6 kV

cablu 20 kV dintre Trafo 3-20/6 kV și celula 20 kV Trafo 3 de tip XLPE-2x3x150mm², de cca 50 m lungime

legătura dintre bornele 20 kV Trafo 3 și cablul 20 kV se face printr-o porțiune de 3 m de bare cu dimensiunea de 100X10 mm, la care faza S este izolată

barele de derivație de la celula 20 kV Trafo 1-110/20 kV sunt de 2x60x10 mm AL

barele de derivație de la celulele 20 kV PT 15; PT 57; PT 75; PT 78, ITS-Fabrica de Parchet sunt de 2x40x4 mm

barele de derivație de la celulele de măsură 20 kV sunt de 40×4 mm

barele de pe pod bare Trafo 1-110/20 kV sunt de 100×10 mm AL, iar bara de pe faza S este izolată începând de la izolator bornă Trafo până la izolatorul de trecere în clădire.

Acționarea întreruptoarelor se face de la fața locului prin cheia de comandă montată la celulele 20 kV PT 15; PT 57; PT 75; PT 78, ITS-Fabrica de Parchet și prin cheia centralizată montată în camera de comandă, iar pentru transformatori acționarea se face din cheia de comandă de pe panoul din camera de comandă.

Separatoarele sunt acționate manual de la fața locului cu dispozitive de acționare AMI. Pozițiile separatoarelor de 20 kV (închis-deschis) nu sunt indicate în camera de comandă prin IP.

Descrierea schemei de conexiuni 6 kV

Stația 6 kV este formată din celule metalice prefabricate, interioare de tip deschis fabricație ICMP- București.

Elemente componente ale schemei 6 kV:

celula 6 kV Trafo 2-110/6 kV

celula 6 kV Trafo 3-20/6 kV

celula 6 kV TSI 1-6/04 kV + BS

celula 6 kV BK

celula 6 kV LES PA 31 Linie 1

celula 6 kV LES PA 31 Linie 2

celula 6 kV LES Plecare Stație 35 kV

celula 6 kV LEA Servicii Interne Gutinaș

bara 1 si 2 – 6 kV au secțiunea de 2x100x10 mm AL

barele de racordare a celulelor 6 kV PA 31-1 și 2 , Plecare Stație 35 kV și Servicii Interne Gutinaș la sistemul 1 și 2 bare 6 kV au secțiunea de 2x80x4 mm AL

barele de la podul de bare de la Trafo 2-110/6 kV au secțiunea de 3x100x10 mm AL

barele de racordare a CTV 6 kV au secțiunea de 100×10 mm AL

barele de racordare a BK 6 kV au secțiunea de 80×10 mm AL

barele de racordare a celulei de măsură 1 și 2 – 6 kV la sistemul de bare 6 kV au secțiunea de 40×4 mm AL

barele de racordare a celulei 6 kV Trafo 3- 20/6 kV au secțiunea de 2x100x10 mm AL

legătura dintre Trafo 3 și celula de 6 kV se face prin pod de bare, cu dimensiunea barei de 100X10 mm, bara de pe faza S fiind izolată între Trafo 3 și izolatorul de trecere în clădire.

legătura dintre Trafo 3 și celula de 20 kV se face prin cablu dublu, cu secțiunea de 2x3x150 mm, cu lungimea de cca 50 m.

Acționarea întreruptoarelor se face de la distanță prin cheile de comandă din camera de comandă.

Pozițiile separatoarelor (închis-deschis) sunt indicate în camera de comandă prin IP.

Serviciile interne

Acestea sunt destinate asigurării funcționării dispozitivelor de acționare , iluminatului de serviciu și siguranță, prizelor din clădire și de la celule, etc.

Partea de curent continuu este compusă din două baterii de acumulatori de 220 V, respectiv 2×24 V, care funcționează în tampon cu redresorii.

Partea de curent alternativ este asigurată de două transformatoare de 20/04 kV și 6/04 kV

La șocuri de tensiune ( în cazul unui defect pe o linie de MT ) RUT declanșează la minimă tensiune, declanșarea este semnalizată și in stația Onești 35 kV .

Instalații anexe

Instalațiile de distribuție pentru serviciile interne de curent alternativ 0,4 kV montate în panoul 4 P.S.I.c.a. se află în camera de comandă.

Principalele caracteristici ale acestor instalații sunt:

-legăturile între borne 0,4 kV trafo SI-1 și secția I -0,4 kV se face printr-un cablu ACYAbY 2(3×185+95) mm2 și un întreruptor de tipul USOL 500 V/630 A, montat în panoul 4P.S.I.c.a. și siguranțe de tipul LF-100 A;

-legăturile între borne 0,4 kV trafo SI-2 și secția II-0,4 kV se face printr-un cablu ACYAbY 2(3×185+95) mm2 și un întreruptor de tipul USOL 500 V/630 A, montat în panoul 4P.S.I.c.a. și siguranțe de tipul LF-100 A.

Din panoul 4P.S.I.c.a. se alimentează buclele de iluminat exterior și interior, încălzire, motoare pompe MOP, dispozitive de acționare IO 6 și 20 kV, redresori, etc.

Instalațiile de distribuție pentru serviciile interne de c.c. montate în panoul-3 P.S.I.c.c. se află în camera de comandă

Principalele caracteristici ale acestor instalații sunt:

-legăturile dintre bornele 220 V ale bateriei și secția I și II-220 V c.c. se fac prin câte un cablu monofilar tip CYY de 16 mm2 și câte un întreruptor de tipul USOL 250 A, montate în DRPT și se duc până în panoul 3P.S.I.c.c;

-legăturile dintre redresoare și secția I și II-220 V c.c. se fac prin câte un cablu monofilar tip CYY de 16 mm2 și câte un întreruptor de tipul USOL 100 A, montat în panoul 3P.S.I.c.c.

Din panoul -3 P.S.I.c.c. se alimentează buclele de comandă, buclele de semnalizare, PSC-ul, iluminatul de siguranță, etc.

Ȋn DRPT sunt montate siguranțe pentru alimentarea buclei de comandă a celor doi transformatori 110/MT , atât pe partea de 110 kV cât și pe partea de 6 și 20 kV.

Bateria de acumulatoare de 220 Vc.c. este de tipul SUNLIGHT – VRLA PB 6V/200A

35 buc cu electrolit tip polimer gel . Ȋncărcarea bateriei se face cu două redresoare de tipul: un RUT-220V/30A care funcționează în regim floating cu bateria + un redresor de rezervă trifazat cu seleniu (modificat cu diode) tip PTG 220V/10A ;

Protecția împotriva STA și instalația de legare la pământ

– Protecția instalațiilor de 110 kV împotriva loviturilor directe de trăsnet este realizată din 4 paratonieri de tip Franklin (tija) de 8 m lungime, amplasați pe cadrele de beton ale stației de 110 kV, prinși cu bride pe laterala suporților 2 bucăți (nu sudate ), iar 2 bucăți sunt sudate în capul stâlpului.Suporții din beton ai paratrăsnetelor sunt legați la priza de pământ prin electrozi cu diametrul de 2½” și lungime de 8 m și benzi orizontale din OL-Zn de 40×4 mm2.

– Pentru protecția împotriva undelor de supratensiune, stația 110/20/6 kV Onești este prevăzută cu descărcătoare de tipul VA 100 , racordate la celulele de măsură 110 kV a celor două LEA 110 kV cu separatori.

– Protecția împotriva STA pe partea de 20 kV este realizată prin seturi de descărcătoare tip DRVL-24 kV montate la CM+DRV 1-20 kV și la CM+DRV 2-20 kV și pe podurile de bare de la Trafo 1 și Trafo 2 de tip MO 24 ZnO.

– Protecția împotriva tensiunilor de atingere și de pas este realizată printr-o centură de punere la pământ confecționată din benzi orizontale din OL-Zn de 60×5 mm2 și electrozi din țeavă de OL-Zn cu diametrul de 2 ½” și lungimea de 3 m îngropați în pământ la 0,8 m adâncime.

-Aparatele de 110 kV și cadrele sunt legate la priza de pământ a stației prin 2 conductoare de OL-Zn de 40×4 mm2, cele două legături fiind racordate la benzi diferite ale prizei de pământ.

Echipamentele din stația exterioară sunt înconjurate de centuri de punere la pământ sub formă de dreptunghiuri cu laturile paralele, legate la instalația de punere la pământ.

Fig. 3.7 Instalația de legare la pământ din stația 110/20/6 kV Onești

Descrierea sistemului de comandă și control al stației studiate

Sistemul de comandă și protecții oferit pentru noua stație 110/20/6 kV Onești este un sistem SCADA complet integrat realizat cu elemente distribuite, a cărui funcționare se bazează pe utilizarea echipamentelor numerice.

Elementele primare ale stației de 110 kV sunt comandate și supravegheate prin intermediul aceluiași sistem integrat de SCADA, montat în noua clădire a corpului de comandă. Soluția de echipare a noii stații 110 kV Onești din punct de vedere al ansamblurilor funcționale de circuite secundare descrise în acestă secțiune, se referă la următoarele:

comanda, supravegherea și protecția elementelor primare;

sistemul de telegestiune

– sistemul de teleprotecții

Conceptul de conducere al stației este configurat pe o structură orientată pe celulă, unde o celulă corespunde unei linii, transformator etc. Unitățile care realizează comanda și supravegherea unei linii, transformator, etc. formează echipamentul la nivelul celulei (terminal celulă). Echipamentul la nivelul celulei este format din ansamblul releelor și dulapurilor de comandă dedicate celulei respective. Nivelul stației cuprinde în principal un sistem redundant de computere (front-end computers) conținând interfețele de proces și două computere de interfață om-mașină (Human Machine Interface – HMI). HMI este utilizat ca interfață în cadrul stației. Terminalele de conducere ale celulelor sunt accesibile de la HMI.

Fig. 3.8 Structura de comunicație a sistemului SCADA la nivelul stației 110/20/6 kV Onești

Transmisia informațiilor între componentele subsistemului de conducere se realizează prin cabluri cu fibre optice. În corpul de comandă al stației sunt amplasate următoarele părți componente ale subsistemului:

unitatea centrală de conducere;

echipamentul de interfață cu dispecerul;

echipamente operator.

Echipamentele de conducere locale (la nivelul “celulă”) sunt amplasate în cabinele de relee prefabricate și complet echipate. În situația în care echipamentele de la nivelul superior de conducere vor fi defecte, unitățile de conducere locală vor fi capabile să preia comanda procesului subordonat.

Ansamblul sistemelor de conducere, protecție, contorizare, este sincronizat cu timpul etalon, prin satelit (GPS clock). Datele sunt transmise între diferitele terminale de celulă și computerele de la nivelul stației prin LON (Local Operating Network) bus, reprezentând rețeaua de date la nivelul stației.

Rețeaua LON leagă între ele diferite părți ale sistemului de protecție și comandă . Valorile măsurate, informațiile de stare și evenimentele sunt transmise instantaneu către nivelul superior. Echipamentele nivelului superior pot citi și scrie valori memorate, valori setate și alți parametrii când e necesar. În plus rețeaua LON permite echipamentelor la nivel celulă să schimbe informații între ele, cum ar fi informații de interblocare, sau între terminalele de comandă.

Protocolul LonTalk suportă două tipuri de obiecte: variabile de rețea și mesaje explicite. Variabilele de rețea sunt utilizate pentru a livra mesaje scurte cum ar fi valori măsurate, informații de stare și semnale de blocaj/interblocare. Mesajele explicite sunt utilizate pentru transferul pachetelor de informații mai mari cum ar fi evenimente și mesaje explicite de citire și scriere.

Sistemul central mai cuprinde o rețea standard LAN TCP/IP la care sunt conectate toate computerele. Rețeaua LAN este utilizată și pentru comunicația între cele două computere pentru operare HMI și computerul pentru inginerie. Rețeaua LAN este de asemenea utilizată pentru comunicația între computerele HMI ale stației. O conexiune LAN va fi de asemenea realizată pentru fiecare cabină de relee prefabricată, într-unul dintre dulapuri. Aceasta face posibilă conectarea laptop-ului pentru inginerie la sistemul stației, direct prin dulapurile din cabinele de relee prefabricate.

Sistemul de comandă

Așa cum a fost precizat anterior, conceptul de conducere (comandă și supraveghere) al stației Onești este configurat pe o structură distribuită orientată pe trei niveluri de conducere. Nivelul 1 corespunde celulelor primare de 110 kV și 20 kV (realizat în prima etapă), nivelul 2 corespunde stației 20/6 kV în ansamblu (inclusiv serviciile interne), iar nivelul 3 este asigurat de dispecer.

Comanda și supravegherea la nivel de stație

Nivelul de stație cuprinde în principal un sistem redundant de calculatoare de proces specializate de timp real pentru interfața om-mașină (Human Machine Interface – HMI) cu procesul condus, două servere de comunicații și Gateway cu protocoale de comunicație (realizează și comunicația cu dispecerul, prin protocol unic conform IEC 60870-5-101), un receptor GPS pentru sincronizarea bazei de timp a sistemului microSCADA, două interfețe pentru rețeaua de comunicații prin fibră optică de tip RER, interfețe pentru serviciile interne de tip REC, și două stații de lucru inclusiv periferice. Intregul ansamblu de echipamente este montat în trei dulapuri de calculatoare.

Interfața om mașină (HMI) – stația de operare

Dulapul SCADA este alcătuit din următoarele echipamente:

RACK 42U

SCU-SICAM PAS Full Server cu card modem Dial-up

HMI-SICAM PAS CC

KVM Extender CE 700AL

Sistem sincronizare GPS

RTU-2x6RSG6625

Switch 2xRSG2100

Router RX1000

UPS

INVERTOR

Pe pupitrul stației este montat HMI exploatare ( monitor cu tastatură și mouse ) și imprimantă tip LED Color XEROX Phaser 6010 care este conectată în rețea.

Computerele HMI

Sistemul este alcătuit pe baza a două computere redundante. Ambele computere au aceeași bază de date și imagini ale stației, utilizând aceeași platformă hardware.

Dacă un computer este defect, celălalt computer va funcționa independent, toate funcțiunile fiind disponibile. Dacă una din rețelele LON cade, computerele HMI au o imagine de rezervă pentru conducere, de unde este posibil să se comute întreruptoarele prin terminalele de conducere.

Utilizarea computerelor duale redundante face mai ușoară exploatarea, operatorul trebuie doar să facă o schimbare într-un computer și după aceea să o copieze în celălalt. Tot odată mentenanța și procedurile de revenire vor fi mai ușoare, un computer putând fi actualizat în timp ce celălalt este în lucru.

-Ecrane definite prin proiect (Project defined displays)

Afișajele definite de utilizator sunt de regulă parte integrantă a ieșirilor Sistemului de Comandă al stației (SCS). Informațiile afișajelor sunt adaptate specificului stației respectiv proiectului.

– Schema monofilară a stației

Pe acest ecran este afișată schema întregii stații fără a avea însă posibilitatea de comandă. Aici sunt afișate doar pozițiile întreruptoarelor. În această imagine sunt scurtături (shortcuts) pentru fiecare bretea. De asemenea, aici sunt butoane pentru redirecționarea la imaginea cu nivelele de tensiune.

Fig. 3.9 Schema monofilară a stației 110/20/6 kV Onești

Schema nivelelor de tensiune

În acest ecran sunt afișate schemele pentru fiecare nivel de tensiune, una pentru 110 kV și două pentru 20 kV și 6 kV, fără a avea posibilitatea de comandă. Aici putem vedea starea pozițiilor tuturor aparatelor, precum și a valorilor măsurate. De asemenea, sunt afișate și pozițiile separatoarelor.

Cu ajutorul scurtăturilor (shortcuts) se poate ajunge la fiecare bretea, utilizatorul putând ajunge direct la orice imagine detaliată a bretelei sau a transformatorului.

Fig. 3.10 Schema nivelelor de tensiune

Schema detaliată a bretelei

Aici sunt afișate schemele detaliate ale fiecărei bretele și transformator cu posibilitatea de comandă a elementelor și afișarea informațiilor fiecărui terminal de protecție. De asemenea, sunt afișate imagini pentru mentenanță (maintenance control) pentru fiecare bretea cu comandă prin intermediul terminalelor de mentenanță (maintenance control).

Fig. 3.11 Schema detaliată a bretelei

Schema de supervizare a sistemului

Un defect pe o legătură de comunicație de exemplu este raportat către operator prin intermediul sistemului de supervizare. Defectul este indicat operatorului ca stare pe un afișaj al stării sistemului.

Afișajul stării sistemului indică starea stației, toate protecțiile digitale și legăturile de comunicație de la nivelul stației.

Fig. 3.12 Ecran cu schema de supraveghere sistem microSCADA

Lista de evenimente

Lista de evenimente prezintă evenimentele procesului monitorizat în ordine cronologică sau în ordinea corespunzătoare bazei de date. Fiecare eveniment este prezentat în mod normal prin afișarea unei linii text de eveniment predefinită, care îl descrie. Liniile text de eveniment conțin informații cu privire la data, la identificarea obiectului, un text de semnalizare, și un text indicând starea.

Fig. 3.13 Ecran cu lista de evenimente în stația 110/20/6 kV Onești

Evenimentele sunt înregistrate în mod normal în memoria RAM a calculatorului fiind de asemenea înregistrate pe hard disk-ul calculatorului. Numărul de evenimente care poate fi înregistrat este limitat de dimensiunea hard disk-ului. Dimensiunea buffer-ului de istoric permite înregistrarea a 1000 de evenimente.

Textul de eveniment implicit care descrie evenimentul constă în:

semnalizarea stării

datare

identificarea obiectului

nume de semnalizare

text cu privire la stare

Dispoziția listei de evenimente este configurabilă. În funcție de tipul caracterelor folosite sunt posibile mai mult de 80 de caractere pe linie. Imprimările sunt configurabile. Fișierul de eveniment este configurabil în fișier zilnic, fișier săptămânal, fișier lunar, sau anual. Cantitatea evenimentelor stocate este limitată numai de dimensiunea hard disk-ului.

Lista de alarme

Lista de alarme prezintă situația alarmelor pentru procesul supervizat. Linia text de alarme conține informații cu privire la dată, identificarea obiectului, un text de semnalizare, și un text în care se indică starea alarmelor. Alarmele sunt afișate în ordine cronologică, cea mai recentă dintre ele putând fi plasată fie prima fie ultima.

Fig. 3.14 Ecran cu lista de alarme

Fiecare alarmă este prezentată printr-o singură linie text de alarmare. Lungimea și poziția fiecărei coloane text poate fi definită în anumite limite. Culorile implicite ale textului de alarmare, textele de stare și starea de confirmare pentru fiecare tip de alarmă sunt următoarele:

Tabelul 3.1 Culorile alocate pe tipuri de alarme

Confirmarea unei singure alarme este realizată prin click pe linia dorită din listă. Dacă alarma selectată nu este confirmată linia este subliniată iar cutia de dialog de confirmare este deschisă. În același timp, lista de alarme este setată pe modul “înghețare” pentru a nu se produce derulări nedorite.

Casete de dialog

Prin intermediul unor butoane soft localizate pe ecran, operatorul dă comenzi sistemului. Butoanele pot fi activate cu mouse-ul. Poate fi utilizată și tastatura pentru a activa butoanele respective. Introducerea datelor se va realiza prin intermediul tastaturii.

O casetă de dialog definește limitele de variație ale datelor și secvențele de comenzi disponibile. Toate butoanele asociate unor funcții vor fi prezentate ca butoane grafice. Prima literă a fiecărui cuvânt din textele asociate titlului casetei de dialog și butoanelor text va fi majusculă. În casetele de dialog informative prima literă va fi majusculă.

Când este utilizat un buton pentru a activa o nouă cutie de dialog, cuvântul cheie se termină cu trei puncte. Toate butoanele utilizate într-o casetă de dialog sunt afișate. Când un buton nu are ca rezultat nici o acțiune eticheta butonului este estompată. Toate cutiile de dialog se închid dacă nu se dă nici o comandă într-un anumit interval de timp.

Butoanele standard utilizate sunt :

Ok Activează modificările făcute în cutia de dialog și închide cutia de dialog

Cancel Închide cutia de dialog fără a efectua modificările ce nu au fost activate anterior. Cancel se utilizează atunci când sunt perechi de butoane cum ar fi: Ok-Ca Execute-Cancel, Fă ceva -Cancel.

Execute Utilizat în locul lui ”Ok” când procesul actual este afectat, cum ar fi întreruptor închis/deschis sau schimbare poziție comutator ploturi.

Etichetă … Este utilizat pentru a accesa cutii de dialog sau funcții suplimentare.

Exit Părăsește aplicație

Exemple de casete de dialog

Controlul întreruptorului

Fig. 3.15 Casetă de dialog la controlul întreruptorului în stația 110/20/6 kV Onești

Când un echipament de înaltă tensiune este selectat pentru operare și fereastra de dialog va apărea definiția obiectului într-o cutie de dialog de tip obiect. Butoanele ”Închis” și ”Deschis” sunt utilizate pentru selectarea tipului de operare. Butonul Deschis este decolorat când aparatul este în poziție deschis iar butonul Închis este decolorat când aparatul este în poziția închis. Când este selectată comanda deschis sau închis simbolurile din diagrama monofilară vor deveni albe pentru a indica faptul că a fost selectat pentru operare. Pentru executarea comenzii ”Execute” se apasă butonul. Când a fost efectuată o operație cu succes cutia de dialog se va închide în mod automat. Cutia de dialog include deasemenea informații de stare. Informații cum ar fi interblocajele vor fi arătate pentru a informa operatorul. Butonul ”Cancel” permite operatorului să părăsească cutia de dialog fără a efectua nici o operație.

Casete de dialog pentru măsuri

În aceste casete de dialog sunt înregistrate valorile minime și maxime pentru fiecare măsurare. Valorile pot fi resetate din căsuța de dialog.

Fig. 3.16 Casetă de dialog pentru controlul măsurilor

Nivele de autorizare ale utilizatorilor

Accesul la calculatoare prin intermediul HMI se realizează pe baza unor drepturi de acces, interfața HMI are patru nivele de acces pentru utilizatori:

Vizualizare

Operare

Inginerie

Administrator sistem

Drepturile de acces se acordă pe baza unor parole:

Vizualizare: poate vedea numai anumite ecrane

Operare: poate comanda echipamente și comutatorul de ploturi

Inginerie: poate utiliza utilitarele de configurare aplicație, poate face modificări în baza de date

Administrator sistem: poate realiza toate tipurile de operații. Manevrele efectuate de persoana logată vor fi înregistrate și pot fi imprimate.

Imprimanta de evenimente

La stația de lucru HMI este conectată o imprimantă de evenimente. Evenimentele pot fi listate spontan, atunci când apar, sau selectiv, la cererea operatorului. Fiecare eveniment este listat pe un rând care conține:

Zona de informații este structurată în coloane pentru a avea un maxim de vizibilitate.

Secvența de comandă a aparatelor de comutație primară

Elementele de acționare ale echipamentelor de înaltă tensiune și terminalul de comandă-control din dulapul cu relee oferă posibilitatea de efectuare a comenzilor, în vederea asigurării activităților de mentenanță ale celulei respective. Pot fi efectuate acționări monofazate, pentru echipamente de înaltă tensiune monopolare, în timp ce acționările trifazate pot fi efectuate doar pentru echipamentele de înaltă tensiune tripolare.

Verificarea stării echipamentelor tripolare se poate realiza prin intermediul touch-screen-ului via terminalul REC 561 din cabina de relee prefabricată. Elementul(ele) de acționare ale întreruptoarelor, cuțitelor de punere la pământ și al(e) separatoarelor au câte un comutator local pentru selectarea modului de operare Modul de operare Distanță/Local/Deconectat poate fi selectat pentru întreruptoare și separatoare în timp ce pentru cuțitele de punere la pământ se poate selecta modul Distanță/Deconectat. Comenzile locale direct de pe echipamentul de acționare al aparatului de ÎT poate avea loc numai dacă este selectat modul local. Comutarea pe modul local de comandă se va realiza fără nici o sincronizare. Pentru o siguranță sporită comutatorul echipamentului de acționare trebuie să fie pe poziția local, ceea ce previne orice control de la distanță, înainte ca comanda locală a echipamentului de acționare să se efectueze.

Când comutatorul de pe echipamentul de acționare este în poziția de comandă de la distanță comenzile efectuate de operator depind de comutatorul local/de la distanță din terminalul de comandă din dulapul de relee. Comanda de la panoul tactil HMI atașat terminalului de comandă pentru mentenanță din dulapul de relee poate avea loc numai dacă este în modul de comandă local. Operarea în modul local se va realiza cu interblocaje și cu verificarea sincronizării. Comenzile sunt realizate din terminalul de comandă comun a fiecărei bretele.

Comanda întreruptoarelor este emisă direct de la terminalul de control către înfășurarea secundară de declanșare/anclanșare, direct către circuitul întreruptorului.

Comenzile separatoarelor (a cuțitelor de legare la pământ) sunt realizate prin intermediul rețelei LON de la calculatoarele HMI la terminalele de comandă primare ale fiecărei celule. Comanda separatoarelor/cuțitelor de legare la pământ va funcționa chiar dacă unul dintre calculatoare este defect. Dacă ambele calculatoare sunt defecte, sau dacă circuitul primar de comandă a acelui terminal este defect, comanda trebuie să fie emisă direct de la echipamentul de acționare al separatorului/cuțitului de legare la pământ respectiv. Când comutatorul celulei local/de la distanță este în mod de operare de la distanță iar echipamentul de acționare al aparatului de înaltă tensiune este de asemenea în mod de comandă de la distanță, stația este comandată de calculatorul HMI sau de la centrul de control DED în funcție de poziția comutatorului stație/de la distanță. Când comutatorul este pe poziția stație, stația electrică este comandată de pe calculatoarele HMI. Este posibil să se emită comenzi de la ambele calculatoare HMI. Dacă unul dintre calculatoare este indisponibil sau este oprit se poate utiliza celălalt calculator. Dacă terminalul primar de comandă al unei celule este oprit se poate întotdeauna comanda întreruptorul celulei prin intermediul terminalului de control comun al bretelei respective.

Stația de lucru de inginerie

Stația de lucru de inginerie (sau conducere protecții) este conectată la rețeaua SPA utilizată pentru sistemul de monitorizare al stației. Stația de lucru este utilizată pentru tele-încărcare și evaluare a înregistrărilor deranjamentelor, având posibilitatea să comunice cu fiecare terminal de comandă și protecție. De exemplu, prin intermediul acesteia se pot schimba reglajele protecțiilor și descărca de la distanță noi configurații.

Rețeaua SPA este conectată la toate terminalele cu excepția terminalelor comune de comandă REC 561 cu ecran senzitiv atașat utilizat pentru mentenața întreruptoarelor bretelei de 110 kV respectiv și al terminalului REC 561 utilizat pentru serviciile interne CC/CA al stației de 110 kV. Stația de lucru este de tip calculator de proces.

Stația de lucru de teletransmisie pentru evaluare deranjament (DED și DEDL)

Stația de lucru de teletransmisie are un modem atașat care poate apela și se poate conecta la stația de lucru de inginerie. Toate funcțiunile din stația de lucru de inginerie pot de asemenea, să fie utilizate în stația de lucru de teletransmisie. Stația de lucru este de tip standard.

Laptop-ul de inginerie

Laptop-ul de inginerie se conectează la rețeaua LAN în stație și se poate conecta la unul dintre computerele stației HMI. Poate vizualiza imaginile stației în ansamblu. Are de asemenea instrumentul de configurare care face posibilă încărcarea configurațiilor la fiecare terminal prin interfața serială în fața terminalului. Laptop-ul are deasemenea posibilitatea să schimbe reglajele protecției, să încarce și să evalueze înregistrările deranjamentelor.

Sincronizarea sistemului

Reglajul timpului în cadrul sistemul de conducere a stației este asigurat printr-o unitate externă de sincronizare a ceasului intern. Acest reglaj de timp este distribuit terminalelor printr-o rețea locală LON, ca mesaje globale. Timpul de sincronizare este recepționat printr-o antenă de satelit GPS și un modul de interfață în panoul computerului de serviciu. În plus pentru o mai bună precizie a datelor se va distribui către toate terminalele de comandă și protecție câte un puls la un minut.

Comanda și supravegherea la nivel de celulă

Pentru nivelul de conducere al celulelor de 110 kV, în stația Onești sunt prevăzute câte un terminal de conducere REC 561 pentru fiecare întreruptor.

De asemenea, este prevăzut un terminal comun REC 561 pentru alarme și semnalizări comune ale stației, precum și două terminale REC 561 pentru serviciile interne de curent continuu și de curent alternativ. Bobina ce compensare va fi prevăzută cu o instalație automată de închidere/deschidere a întreruptorului aferent acesteia, ce va acționa în funcție de necesarul de putere reactivă din rețea. Se va furniza un terminal numeric RET 521 care va avea funcție de controller, și va opera după o schemă de alegere a tensiunii. Pentru fiecare fază a întreruptoarelor comanda de închidere/deschidere se va da cu o întârziere rezultată din atingerea diferită a valorilor presetate de “minim/maxim” ale tensiunii.

Fiecare releu REC 561 este prevăzut cu două porturi seriale. Unul pentru conexiuni la stația de lucru HMI a stației prin rețeaua LON și unul pentru conexiuni prin rețea SPA. Rețeaua SPA este conectată la toate terminalele (cu excepția terminalelor auxiliare și terminalelor de comandă pentru backup care au atașat un ecran cu posibilitate de afișare/comandă, atașat la al doilea port de comunicație).

Terminalele aparțin unei familii din seria 500 și includ funcții de comandă și protecție. REC 561 este utilizat la nivel de celulă în Sistemul de Comandă al Stației pentru a comanda și supraveghea întreruptoarele, separatoarele și cuțitele de legare la pământ în orice configurație.

Funcțiile standardizate pretestate sunt comanda echipamentelor de înaltă tensiune și a interblocajelor dintr-o celulă, ce pot fi implementate în terminalul de comandă asigurându-se totodată disponibilitatea sistemului complet. Semnalele binare din proces precum și semnalele analogice din TT-uri și TC-uri sunt conectate direct la terminalul de comandă. Configurația software-ului din terminalul de comandă este păstrată în cazul pierderii alimentării. Software-ul este împărțit în două părți principale: software de sistem și software de aplicație. Software-ul de sistem, din terminalele de comandă REC 561, conține funcții software de bază care determină funcțiile de bază ale sistemului. Acest software este localizat într-o memorie permanentă iar operatorul nu îl poate modifica. Unele părți pot fi influențate prin parametrii pentru îndeplinirea cerințelor speciale.

Comanda aparatelor de comutație primară

La nivelul celulei pot fi manevrate direct de către operator sau indirect de secvența de program, diferite aparate de comutație primară. De asemenea, întreruptoarele pot fi manevrate prin automatici sau declanșate prin protecții. Abordarea orientată pe echipament cu un modul intern care tratează interacțiunile și starea fiecărui echipament din cadrul procesului asigură consistență procesului informațional folosit de către funcțiile de comandă de nivel înalt.

Echipamentele de înaltă tensiune precum întreruptoarele sau separatoarele sunt comandate și supervizate fiecare de câte un modul software.

Modulul software este conectat cu unitatea fizică de proces în zona întreruptorului printr-un număr de intrări și ieșiri digitale. Au fost create de asemenea elemente speciale pentru a face controlul asupra celulei și asupra aparatelor pe cât mai eficient posibil. Patru elemente bloc funcționale au fost create pentru acoperirea celei mai importante părți a controlului unei celule.

Echipamentele pot fi comandate din locuri de operare diferite:

supervizare (nivelul 3 de conducere de la dispecer);

stație (stația de lucru HMI montată la nivelul 2 de stație);

local (echipamentul REC cu interfața HMI montat la nivel de celulă, nivelul 1);

local, direct de la echipamentul primar (nivelul 0).

Numai un singur loc de operare poate fi valid la un moment de timp. Un loc de operare poate fi ales numai de la un alt loc de operare cu o prioritate mai mare. Acest lucru înseamnă că atunci când este ales controlul de la distanță, se poate alege singur la loc de operare în dauna controlului de la distanță. Similar, modul local se poate alege ca loc de operare în dauna celorlalte două moduri.

Atunci când locul de operare în mod local este dezactivat (de operatorul local) devine valid modul de operare anterior. Atunci când locul de operare a fost stabilit, se poate efectua și o selecție de echipamente în vederea efectuării comenzilor. Comanda echipamentelor tratează diferite tipuri de comenzi venite din diferite locuri de operare. Locul de operare în mod local trebuie interpretat ca terminal de comandă local.

Pentru prevenirea comenzilor duble, de la nivelul celulei și de la nivelul întregii stații s-au prevăzut posibilități de rezervare și selectare. Pentru o comandă dată unei celule partea de rezervă va rezerva numai acea celulă. Inginerul poate include sau exclude părțile care rezervă alte celule.

CAPITOLUL 4

Proiectarea comenzii și controlului celulei 20 kV Tehnica Borzești din stația Onești prin RTU de tip REC 316-4

4.1 Descrierea generală a celulei

Celula 20 kV Tehnica Borzești este o celulă metalică prefabricată de interior, de tip deschis , amplasată la poziția Q18 de pe cele două sisteme de bară 20 kV.

Este conectată la sistemele de bară prin două separatoare tripolare de interior STIn 24 kV , 1250 A , putând fi pusă în funcțiune prin închiderea separatoarelor când pe o bară, când pe alta. Ȋn schema normală este în funcțiune pe bara 1 – 20 kV.

Celula este echipată cu un întreruptor Sion-Siemens tip 3AE 1354-1 , 24 kV , 800 A, 28 kA, cu mediu de stingere în vid, cu un terminal numeric cu funcții multiple ( protecție, automatizare, comandă, măsură ) tip SIPROTEC 7SJ64 produs de Siemens și cu transformatori de curent tip 4MA74XC , 2×75/5/5A , legați pe 150/5/5A.

Celula alimentează LEA 20 kV Tehnica Borzești, care este o linie electrică aeriană cu o lungime de 96,33 km , dispusă pe un număr de 1376 stâlpi și alimentează un număr de 78 de posturi de transformare , la care sunt racordați 5156 consumatori. Legătura între celula de 20 kV și primul stâlp al LEA este făcută printr-un cablu 20 kV A2YSY cu secțiunea 3×150 mm². Pe cablu sunt montate două transformatoare de curent homopolar: unul tip CIRHI 100/1A și unul tip GAE3/120 100/1A.

Fig. 4.1 Celula 20 kV Tehnica Borzești

4.2 Schema electrică monofilară a celulei Tehnica Borzești

Schema electrică monofilară a celulei Tehnica Borzești alimentată pe ieșirea de 20 kV din statia Onești este prezentată în fig. 4.2.

Fig. 4.2 Schema electrică monofilară a celulei 20 kV Tehnica Borzești

Elementele componente ale schemei monofilare sunt următoarele:

a- separator tripolar de interior STIn 20 kV (In = 800 A);

b- întreruptor tripolar de interior 20 kV – Sion-Siemens (In = 800 A);

c- transformatoare de curent 4MA74 SC – 2×75/5/5 A = 2 buc , conectate pe 150/5/5 A;

d- transformator de curent homopolar CIRHI 100/1 A;

e- transformator de curent homopolar GAE 3/120 -100/1 A;

f- cuțit de legare la pământ (CLP).

4.3 Prezentarea RTU – REC 316-4

Partea hardware

Conceptul pentru hardware al echipamentului de comandă și protecție de linii REC 316-4 cuprinde patru unități plug-in, un PCB de conectare și o carcasă

unitatea de intrare analog

unitatea de procesare centrală

1 până la 4 unități de intrare/ieșire binară

unitatea de alimentare

placa de bază PCB

carcasa cu borne de conectare

La unitatea de intrare analogică, un transformator de intrare furnizează izolarea electrică și statică dintre variabilele de intrare analogice și circuitele electronice interne și ajustează semnalele la nivelul potrivit procesării. Unitatea transformatorului de intrare se poate potrivi la un maxim de nouă transformatoare de intrare (transformatoare de tensiune, de curent, de protecție sau de măsurare).

Fiecare variabilă analog trece printr-un filtru R/C trece jos de ordinul întâi la CPU-ul principal pentru a elimina ceea ce se numește efect aliasing și pentru a suprima interferențele de înaltă frecvență. Apoi sunt eșantionate de 12 ori într-o perioadă și convertite în semnale digitale. Convertorul analog/digital este realizat cu un convertor de 16 biți.

O parte din filtrarea digitală este realizată de un procesor puternic digital de semnal (DSP) și asigură ca datele pentru algoritmii de protecție în memoria procesorului principal sunt disponibile.

Miezul procesor cuprinde fundamental microprocesorul principal pentru algoritmii de protecție (Intel 80486) și memorii dual-port (DPM-uri) pentru comunicarea dintre convertoarele A/D și procesorul principal. Procesorul principal execută algoritmii de protecție și comandă de la MMC-ul local și interfețele la sistemul de comandă a stației. Semnalele binare de la procesorul principal sunt aduse la intrările corespunzătoare ale unității I/O și astfel se comandă releele auxiliare de ieșire și diodele LED. Unitatea procesorului central este echipată cu o interfață serială RS232C pe calea căreia, printre altele se fac setările de protecții, se citesc evenimentele și datele din memoria înregistratorului de perturbații care sunt transferate la un PC local.

Pe această unitate de procesor principal sunt patru sloturi PC MCIA. Aceasta este o interfață standard utilizată în principal la PC-uri. Este făcută o alimentare aici pentru a adăuga opțional 2 plăci, tipul III, sau 4 x tip II, constituind interfața dintre instalația de protecție și sistemul de comandă a stației (interfața bare stație, SBI). Mai mult procesorul principal conține o a doua interfață serială, tip RS232C, care de asemenea este utilizată ca interfață la sistemul de comandă a stației. SBI este folosită pentru a citi evenimentele, valorile setate și valorile măsurate ca și pentru transmisia datelor înregistratorului de perturbații la sistem de nivel mai înalte.

REC 316-4 poate avea de la unul până la patru unități binare I/O fiecare. Aceste unități sunt disponibile în trei versiuni:

a) două relee auxiliare cu două contacte de putere, 8 intrări optocuploare și 6 relee de semnalizare

b) două relee auxiliare cu două contacte de putere, 4 intrări optocuploare și 10 relee de semnalizare

c) 14 intrări optocuploare și 8 relee de semnalizare.

În concordanță cu faptul dacă sunt puse unul sau două unități I/O, există fie 8 LED-uri sau 16 semnale vizibile pe frontul dispozitivului.

Fig. 4.3 Shema aplicării RTU tip REC 316-4 la celula 20 kV Tehnica Borzești

Concepția de software și flexibilitatea

Atât semnalele de intrare analogice cât și cele binare sunt condiționate înainte de a fi procesate de procesorul principal. Semnalele analogice trec prin transformatoarele de intrare de secvență, șunt, filtru trece jos (filtru antialiasing), multiplexor și convertor A/D și DSP. În forma lor digitală, sunt apoi separate de filtre digitale în componente reale și aparente înainte de a fi aplicate la procesorul principal. Semnalele binare de la intrările optocuploare merg direct la procesorul principal. Are loc atunci procesarea reală a semnalelor legată de algoritmii de protecție și logică.

Limbajul de programare grafică FUPLA 216/316 este o unealtă prietenoasă inginerească, pentru programarea grafică a unităților de comandă și de protecție a familiei RE.216/316 folosită în sistemele de comandă a stațiilor. FUPLA permite ca blocuri funcționale reprezentând aplicația să fie direct translatate într-un program de aplicație capabilă de rularea pe procesor a unităților de comandă și protecție pentru RE.216, REC 316 și REL 316-4. Pachetul de programe conține o bibliotecă extinsă de funcții bloc. Pot rula simultan până la 8 proiecte (programe utilizator create cu FUPLA) pe un REC 316-4.

Funcția de comandă și control

Controlul echipamentelor supravegheate se poate face la un înalt nivel de supervizare și siguranță. Larga selecție a protecțiilor se poate reduce la un număr mai restrâns cerut de elementul protejat. Închiderea circuitelor (conectarea întreruptoarelor) se va face printr-un sistem de sincronizare supervizat de REC 316. Pentru funcția de măsură, cantitatea de curent, tensiune, putere aparentă și frecvență sunt disponibile în orice moment. În mod similar transmisia cantității de energie vehiculată pentru controlul sistemului energetic este de asemenea posibilă. Înregistrarea evenimentelor, operațiile executate și rezultatele funcționării protecțiilor este îmbunătățită prin înregistrare performantă.

La nivelul celulei pot fi manevrate direct de către operator sau indirect de secvența de program, diferite aparate de comutație primară. Întreruptoarele pot fi manevrate prin automatici sau declanșate prin protecții. Deoarece aparatele de comutație primară la înaltă tensiune pot fi alocate multor funcții dintr-un sistem automat al unei stații, abordarea orientată pe aparatul de comutație primară cu un modul intern care tratează interacțiunile și starea fiecărui echipament din cadrul procesului asigură consistență procesului informațional folosit de către funcțiile de comandă de nivel înalt.

Funcția de comunicație

REC 316-4 are posibilitatea de a comunica cu sistemul de monitorizare al stației (SMS) sau cu sistemul de control al stației (SCS) prin fibră optică. Corespondența interfeței seriale permite efectuarea de măsurări, înregistrarea evenimentelor furnizate de protecțiile echipamentului protejat pentru a se putea realiza supravegherea și comanda acestuia în funcție de parametrii setați pentru a fi urmăriți.

Funcția de autodiagnoză și supervizare

Terminalele din familia REC 316-4 prin funcția de autodiagnoză și supervizare asigură maximă diponibilitate nu numai prin protejarea funcționării proprii, ci și protejarea întregului sistem. O defecțiune hardware este imediat semnalizată printr-o alarmă și comunicată sistemului de control și supervizare. De fapt terminalul se autotestează cu ciclicitate stabilită prin programare. Funcționarea corectă a convertorului A/D se face periodic prin convertirea a două tensiuni de referință. Un algoritm special testează în mod regulat memoria procesorului. Ceasul intern (watchdog) supervizează execuția programului. Marele avantaj al autodiagnozei este reducerea semnificativă a mentenaței asupra terminalului și implicit asupra sistemului SCADA.

Funcția de protecție

Funcția de protecție este realizată de un modul REL 316. Setările acestui releu se fac prin programarea microcontrolerului pentru protecțiile cu care este prevăzut echipamentul respectiv. Pe calea intrărilor binare pot fi selectate seturi de cinci parametri. Funcțiile individuale de protecție oferite de REL 316 sunt:

protecție de distanță

protecție homopolară direcționată rapidă

protecție homopolară direcționată temporizată

protecție maximală de curent direcționată

protecție maximală de curent nedirecționată

protecție de minimă tensiune

suprasarcină termică

cuplare în paralel

protecție diferențial-longitudinală

protecție diferențial-transversală

funcție RAR

funcție AAR

declanșare prin necorespondență

locator de defect ,cu stabilirea distanței până la defect exprimată în km

Funcția de măsurare

Funcția de măsurare U,I,f,P,Q măsoară valorile efective monofazate ale tensiunii, curentului, frecvenței, puterii active și puterii aparente pentru a fi afișate pe MMC local sau transferate la sistemul de comandă a stației. În cazul intrărilor de tensiune se poate face o alegere între tensiunile dintre fază-neutru și fază-fază. Măsurarea puterilor trifazate active și aparente este realizată cu funcția de putere.

Înregistrator de perturbații

Înregistratorul de perturbații monitorizează până la 9 intrări analogice și până la 16 intrări binare. Capacitatea de a înregistra perturbații depinde de durata unei perturbații așa cum este determinată de istoria sa de dinaintea perturbației și durata perturbației însăși. Timpul total de înregistrare este aproximativ 5 secunde.

4.4 Comanda aparatelor de comutație primară

Se stabilesc ca în orice configurație de sistem SCADA nivele ierahice de comandă:

1) nivelul de comandă PCC respectiv Dispecerul Energetic de Distributie Bacău

2) nivelul de comandă camera de comandă a stației ''Onești'' prin cele două calculatoare Master și Slave

3) nivelul de comandă la nivelul celulei 20 kV Tehnica Borzești din REC 316-4

Stabilirea sau alocarea dreptului de comandă se face prin blocarea celorlalte nivele de comandă intrând în program, cu o parolă ce conferă acest drept. Dacă manevrele vor fi executate de personalul operativ din stație ele vor fi coordonate sau dispuse de DED Bacău, care va avea în permanență control asupra informațiilor de stare.

Transmiterea informațiilor dintre RTU și celălalte nivele de comandă se face cu ajutorul protocolului DNP-3.

Transmisia informațiilor între REC 316-4 al celulei Borzești din stația ''Onești'' și camera de comandă se va face în modul punct la punct – care constă din conectarea fizică a unei perechi corespondente prin intermediul unei linii de transmisie dedicate având ca suport fizic fibra optică. Tot prin fibră optică REC 316 își culege informațiile de la aparatele de comutație alocate. Comunicația între REC 316 și alt RTU se va face în același mod.

Pentru transmisia datelor între REC 316-4 al celulei 20 kV Onești și DED Bacău se va folosi ca suport o rețea de transmisie la distanță (WAN) care conectează la un moment dat perechea corespondentă.

Fig. 4.4 Schema de conexiuni a REC316-4 [8]

4.5 Programarea REC 316-4

Programarea REC 316-4 se face folosind limbajul de programare CAP 316 pentru programarea aplicației, documentare, testare și punere în funcțiune a terminalelor numerice de comandă și protecție fiind bazată pe un pachet software funcționând pe un PC. Utilitarul de configurare este conectat la un terminal și activitatea de programare poate fi făcută direct spre unitatea conectată.

Programul CAP 316 admite următoarele caracteristici:

Configurarea terminalului numeric prin CAP 531;

Program de reglaj PST;

Înregistrare date deranjament și evaluare;

Documentare pentru program grafic.

CAP 316 este un program de configurare pentru terminale de comandă și protecție. Standardul IEC 1131 include multe limbaje de programare pentru grafice și text. Diagrama bloc de funcționare CAP 316 este unul din limbajele IEC 1131.

Fig. 4.5 Exemplu de ecran al programului de configurare CAP 316

Program de reglare a parametrilor (PST)

Cu această funcție, inginerul de protecție poate verifica și modifica parametrii din diferite locuri. Terminalul de regalare a parametrilor poate fi setat într-un mod prietenos prin:

Interfața HMI integrată;

Un PC separat conectat în fața terminalului sau la un port de comunicare separat;

Un PC conectat la distanță prin legătura de comunicare.

Fig. 4.6 Exemplu de ecran pentru setarea parametrilor

Procedura de intrare în program este bazată pe tehnici de afișare pe ecran, care oferă operatorului control vizual al activității executate. Toate funcțiile prezentate mai sus, cu excepția introducerii codurilor sursă, pot fi executate în timp ce sistemul este în funcțiune.

Configurarea rețelei de comunicație LON

Configurația barei de comunicație este făcută cu software Windows în stația computerului în mediu Windows. Aceasta include inițializarea nodurilor rețelei, setarea parametrilor de comunicație și semnal obligatoriu între terminalele de comandă celulă. Programul de comunicație folosit se numește LON Network Tool (LNT

Protecție de distanță

Funcția de protecție de distanță poate avea fie demaraj de supracurent fie demaraj de impedanță minimă. Amândouă sunt la fel de potrivite pentru a fi utilizate la sistemele efectiv puse la pământ, nepuse la pământ sau puse la pământ printr-o impedanță. În cazul sistemelor nepuse la pământ sau puse la pământ printr-o impedanță, toate releele sistemului trebuie să aibă identică logica de setare a preferințelor de fază pentru a menține selectivitatea la avarii de teren variat. Sunt disponibile următoarele scheme de preferință de fază:

– RTS aciclic (R înainte de T înainte de S)

– RST aciclic (R înainte de S înainte de T)

– TSR aciclic (T înainte de S înainte de R)

– TRS aciclic (T înainte de R înainte de S)

– SRT aciclic (S înainte de R înainte de T)

– STR aciclic (S înainte de T înainte de R)

– RTSR ciclic (R înainte de T, T înainte de S, S înainte de R)

– TRST ciclic (T înainte de R, R înainte de S, S înainte de T)

Măsurarea distanței se realizează simultan în zonele unu, supradepășire și inversă. Fiecare zonă are un larg domeniu de setare independentă și o setare independentă pentru direcția de măsurare. Sunt furnizate patru zone direcționale, ultima se poate configura să fie și nedirecțional. Zonele de măsurare de supradepășire și inversă sunt utilizate pentru scheme de transfer de declanșare. Caracteristica de măsurare a distanței este un poligon cu linia reactanței ușor înclinată, care s-a dovedit a fi optimală în practică.

Acolo unde tensiunea măsurată de releu pentru o avarie este prea mică, integritatea deciziei direcționale este asigurată prin considerarea ca referință a tensiunii fazei sănătoase, respectiv prin folosirea unei caracteristici a memoriei (avarii trifazate apropiate). Impedanța mutuală a liniilor de circuit paralel poate fi compensată prin setarea corespunzătoare a factorului de compensare de secvență homopolară (k0) sau prin considerarea curentului neutrului circuitului paralel.

Fig. 4.7 Caracteristica funcției de distanță [8]

Este furnizată o măsurătoare de rezervă independentă de supracurent care devine o schemă de zonă scurtă imediat ce separatorul de bare este deschis. Când se captează măsurarea de supracurent de rezervă, releul de distanță este activat în pofida oricărui semnal de blocare (de ex. supravegherea TT, a pendulărilor de putere) ce ar putea fi activ. Proprietatea de blocare a pendulării de putere inclusă în funcția de distanță se bazează pe evaluarea variației lui U∙I·cosφ. Acest principiu de a detecta pendulările de putere este în întregime independentă de caracteristica de funcționare și locația releului de distanță. El acoperă domeniul de la 0,2 la 8 Hz.

Logica de declanșare poate fi configurată pentru toate schemele uzuale de transfer de declanșare, cum ar fi:

– supradepășire (pentru autoreanclanșare cu sau fără canal de comunicații)

– declanșare transfer supradepășire permisivă (incluzând logică slab alimentată)

– declanșare transfer supradepășire permisivă (cu declanșare ecou în cazul unei slabe alimentări și logică de blocare pentru schimbarea direcției energiei)

– schemă blocare (cu logică de blocarea pentru schimbarea direcției energiei).

Logica de declanșare dă acces utilizatorului la deconectarea sau conectarea unei varietăți de funcții cum ar fi canal de comunicații tip, logică de anclanșare pe avarie, zona de supradepășire, logica de supraveghere a TT indiferent dacă declanșarea prin funcție ar fi monofazată sau trifazată.

Protecția homopolară

Se furnizează o funcție sensibilă de punere la pământ direcțională bazată pe măsurarea curentului neutrului și a tensiunii pentru detectarea avariilor de punere la pământ de rezistență mare din sistemele puse efectiv sau prin rezistență mică la pământ. Schema funcționează fie în modul permisiv fie în modul blocare și poate fi utilizată în legătură cu o funcție de supracurent de punere la pământ dependentă. În ambele cazuri curentul neutrului și tensiunea trebuie obținute fie extern fie intern.

4.6 Schema de conexiuni a REC 316-4

Pentru aducerea semnalelor și a valorilor analogice în REC 316 se va folosi fibra optică care are marele avantaj că oferă o bună protecție la interferențele electromagnetice prezente în stațiile de transformare.Tot prin fibră optică se va lega REC 316 cu calculatoarele Master și Slave dar și cu alte RTU-uri.

Pentru laptop-ul de inginerie cu care se pot descărca anumite informații pe care RE C316 va fi autorizat să le stocheze, se va folosi o interfață cu cuplare optică prezentă pe panoul frontal al terminalului. Pentru evacuarea comenziilor spre aparatele de comutație se va folosi tot fibra optică. Legătura cu punctul central de comanda (PCC) care este dispecerul se va face prin transmisie radio . La intrările rezervate pentru aducerea valorilor de curenți și tensiuni se vor lega și măsurile de pe bare pentru conectarea celulei 20 kV Tehnica Borzesti în circuitul protecției diferențiale de bare, cu care este protejată substația 110 kV a stației Onești. Schema conexiunilor este prezentată in fig.4.8.

Tabelul 4.1 Lista semnalizărilor din REC316

Fig.4.8 Schema de conexiuni a REC 316 pentru celula 20 kV Tehnica Borzești

Alimentarea cu tensiune operativă auxiliară

Pentru electroalimentarea sistemului de conducere a stației, descris în această documentație sunt utilizate următoarele tensiuni operative:

– alimentare la 220 V c.c. provenită din bateriile stației;

– alimentare la 230 V c.a. provenită din serviciile interne de curent alternativ a stației.

Imprimantele, computerele și monitoarele sunt alimentate cu 230 V c.a. Tensiunea alternativă de alimentare este preluată prin intermediul unui invertor c.c./c.a. alimentat prin sistemul de baterii la 220 V c.c. Terminalele de comandă sunt alimentate din sistemul de baterii la 220 V c.c. Interferența cu cerințele de mediu pentru echipamentul conectat la proces îndeplinește standardele IEC referitoare la 1MRK 500 019-BEN.

Concluzii

Pentru integrarea în SCADA a stației 110/20/6 kV Onești a fost necesară modernizarea echipamentelor vechi uzate fizic și moral și s-a realizat îmbunătățirea alimentării cu energie electrică a consumatorilor la parametrii corespunzători prin îmbunătățirea indicatorilor de fiabilitate.

Prin înlocuirea aparatajului din celulele de 6 și 20 kV s-a realizat creșterea siguranței în exploatare, reducerea numărului de întreruperi în alimentarea consumatorilor precum și reducerea costurilor datorate mentenanței periodice și accidentale.

Integrarea în sistemul SCADA asigură o flexibilitate mare a regimului de exploatare al stației de transformare, posibilitatea conducerii de la distanță, reducându-se în acest fel timpii de realimentare a consumatorilor în caz de defect. Datorită integrării în SCADA a stației s-a trecut la regim de exploatare în tura mobilă, fiind deservite mai multe stații de aceeași tură de exploatare , față de perioada de dinainte de modernizare când personalul de exploatare deservea numai stația 110/20/6 kV Onești

Se poate deasemeni asigura citirea și controlul parametrilor de funcționare al echipamentelor din stație ( măsură, protecție ).

Este posibilă realizarea sistemului antiefracție și depistarea incendiului în stație și transmiterea alarmelor la distanță, asigurându-se siguranța în funcționare.

Bibliografie

Tiberiu S. Letia, Mihai Hulea, Sisteme de control distribuit, Ed. Mediamira, Cluj-Napoca, 2005.

Gordon Clarke, Deon Reynders, Practical Modern SCADA Protocols: DNP3, 60870.5 and Related Systems, IDC Technologies, 2004.

David Bailey și Edwin Wright, Practical SCADA for Industry, Elsevier, 2003, UK.

Stuart McCrady, Designing SCADA Application Software, Elsevier Science & Technology, 2013.

Hossu D., Făgărășan I., Hossu A., Proiectarea aplicațiilor SCADA – Studii de caz, Ed. Printech, București 2013.

Hossu D., Făgărășan I., Dumitru I.,ș.a, Ghid practic de proiectare și implementare a aplicațiilor SCADA, Ed. ConsPress, București 2013.

Transelectrica, Sisteme de conducere a echipamentelor electrice SCADA, 2011.

E.ON Servicii Tehnice SRL, Instrucțiune Tehnică Internă Generală Stația 110/20/6 kV Onești.

ANEXE

A1 – Schema electrică monofilară a stației 110/20/6 kV Onești varianta modernizată