Implementarea S.c.a.d.a. ÎN Centralele Hidroelectrice

UNIVERSITATEA DIN ORADEA

FACULTATEA DE INGINERIE ENERGETICĂ

ȘI MANAGEMENT INDUCTRIAL

DOMENIUL: INGINERIE ENERGETICĂ

PROGRAMUL DE STUDIU: Ingineria Sistemelor Electroenergetice

Proiect de Diplomă

IMPLEMENTAREA S.C.A.D.A. ÎN CENTRALELE HIDROELECTRICE

CONDUCĂTOR ȘTIINȚIFIC

Conf. dr. ing. HORA CRISTINA

ABSOLVENT

LAZĂR BILA LUCIAN IOAN

ORADEA

2016

Cuprins:

Capitolul I

INTRODUCERE

Instalațiile aferente SCADA conduc la o operaționalitate crescută a proceselor urmărite. Astfel crește gradul de constrol al instalațiilor energotehnologice odată cu creșterea productivității acestora. Implemantarea sistemelor SCADA necesită un înalt grad de automatizare al instalațiilor pe seama reducerii aportului factorului uman. Iau naștere astfel sisteme de conducrere automată complexe cu multiple avantaje ele pretându-se la o gamă largă de procese, inclusiv de tipul celor întâlnite în funcționarea centralelor hidroelectrice.

Scopurile de bază ale sistemelor de conducere automată moderne din centralele hidroelectrice sunt:

– Reglarea automată a turației (frecvenței) și/sau puterii grupului energetic cunoscute sub denumirea de sisteme de reglare automată a vitezei (SRAV).

– Reglarea automată a tensiunii generatorului cunoscute sub denumirea de sisteme de reglare automată a excitației (SRAE).

– Reglarea nivelului apei în lacul de acumulare și a debitului turbionat, în funcție de cerințele amenajării.

– Protecția grupului hidroenergetic la avarii, defecte, fie pe partea electrică fie pe partea hidraulică.

Aceste scopuri de bază sunt aceleași ca și acum 100 de ani. Dar dezvoltarea sistemelor numerice permite în prezent implementarea unor funcțiuni suplimentare sistemelor de conducere a amenajărilor hidroenergetice, în scopul creșterii eficienței exploatării resurselor hidroenergetice și a producerii de energie.

Dintre aceste funcțiuni suplimentare se menționează:

– Optimizarea întregului sistem pentru asigurarea disponibilității și eficienței ridicate a grupului hidroenergetic urmărind reducerea costurilor de producție a energiei electrice.

– Optimizarea pe termen lung a ansamblurilor de hidrocentrale ce funcționează pe cursul aceleași ape în scopul producției maxime de energie electrică.

– Controlul general al echipamentelor centralei și monitorizarea funcționării de la un dispecer local sau central.

– Pornirea și oprirea automată de la distanță și alegerea numărului optim de agregate în funcțiune.

Componența și funcțiunile sistemelor de conducere depind de o serie de factori cum ar fi: tipul centralei, căderile nete ale amenajărilor, debite turbionate, tipurile de turbine, puterea grupurilor și încadrarea acestora în amenajarea hidroenergetică și în sistemul energetic.

Nu se poate asigura o structură unitară a acestor sisteme. În continuare se vor prezenta câteva structuri de sisteme de conducere și monitorizare pentru anumite categorii de amenajări hidroenergetice cu referiri la centralele din România.

Centralele hidroelectrice permit un grad înalt de automatizare astfel încât să se asigure

automat următoarele acțiuni:

– Pornirea și oprirea automată de la distanță sau printr-un programator orar local, pentru asigurarea cerințelor de putere activă sau reactivă în sistemul energetic, alegerea numărului optim de agregate în funcțiune pe o amenajare hidroenergetică și repartiția economică a sarcinii între agregate cu reducerea timpilor de funcționare în gol;

– Pornirea rapidă a grupului hidroenergetic, realizarea operațiilor de sincronizare și cuplare la sistemul energetic, fără a fi nevoie de pregătiri suplimentare de ordinul orelor precum în cazurile grupurilor termoenergetice, fapt ce asigură încărcarea rapidă la puterea nominală pentru acoperirea cerințelor strigente de putere în sistemul energetic, în caz de oprire accidentală a altor grupuri, fără sacrificarea nivelului de frecvență;

– Evitarea funcționării în gol a hidroagregatelor, diminuându-se consumul energetic al instalațiilor de servicii proprii, grupul putând fi repornit, atunci când este nevoie într-un timp extrem de scurt comparativ cu grupurile termoenergetice;

– Sistemele de protecție și control automat al grupurilor hidroenergetice permitfuncțiune a echipamentelor de rezervă sau scoaterea din funcțiune a echipamentului afectat cu evitarea avariilor;

– Având în vedere faptul că, în sistemul energetic național (SEN) există o serie de centrale hidroelectrice (CHE) de mare putere cu lac de acumulare (CHE Lotru-Ciunget- 510MW, Râul Mare Retezat – Clopodiva – 350MW, Vidraru-Argeș-220MW, Sebeș-350MW, Bicaz-210MW) există posibilitatea cuplării rapide a hidroagregatelor oprite, în cazuri de avarie în alte centrale, rezolvând problema deficitului de putere activă din SEN, pentru restabilirea echilibrului dintre putere consumată/generată și aducerea frecvenței la valoarea nominală.

Anumite centrale hidroelectrice pot fi programate pentru injecția de putere reactivă în sistem în scopul menținerii factorului de putere (cos φ) în domenii impuse și în acest caz, aceste centrale trebuie prevăzute cu un înalt grad de automatizare.

În scopul atingerii acestor aspecte în automatizarea grupurilor hidroenergetic, sarcinile sistemului automat pot fi împărțite în trei mari categorii:

a) Asigurarea cerințelor interne pentru siguranța grupului hidroenergetic,

manevrabilitatea acestuia, controlul și siguranța amenajării hidroenergetice (lac de acumulare, conducte de transfer, conductă forțată, sisteme de evacuare a apei, eventual sisteme de repompare) precum și controlul serviciilor proprii.

b) Menținerea echilibrului putere produsă – putere consumată cu asigurarea valorilor impuse pentru frecvența și tensiunea în sistemul energetic.

c) Funcționarea la regim nominal economic a sistemului energetic în totalitate prin distribuția optimă a puterilor între centralele electrice din sistem, transportul economic la distanță și menținerea în limite date a sarcinii transformatoarelor și liniilor de transport.

Rezolvarea rapidă a sarcinilor de sistem prevăzute la punctele b și c poate fi asigurată de controlul automat complex al centralelor hidroelectrice în special prin sistemele de reglare automată a excitației SRAE (asigurând reglarea tensiunii în sistem) și prin sistemele de reglare automată a vitezei SRAV (asigurând reglajul de frecvență).

SRAE asigură creșterea stabilității funcționării în paralel a CHE cu SEN și favorizează restabilirea rapidă a tensiunii în rețea în urma scurtcircuitelor ce pot apare pe liniile de transport și distribuție a energiei electrice.

SRAV asigură conservarea frecvenței în SEN și controlul turației agregatelor pentru evitarea regimurilor tranzitorii periculoase (supra și sub turație)

O centrală hidroelectrică este prevăzută cu următoarele sisteme de comandă, reglare și protecție:

– Sistem de pornire/oprire automată a grupului (prin apăsarea unui buton de pornit/oprit);

– Sistem de sincronizare automată și cuplare la sistemul energetic;

– Sistem de reglare automată a vitezei (turației) grupului (SRAV);

– Sistem de reglare automată a excitației generatoarelor sincrone (SRAE);

– Sistem de reglare automată a nivelului apei în lacul de acumulare și a puterii CHE;

– Sisteme de protecție automată a echipamentelor electrice și mecanice din centrală;

– Sisteme de detecție și stingere automată a incendiilor;

– Sisteme de ungere automată a lagărelor hidroagregatelor;

– Sisteme de frânare/ridicare automată a rotoarelor hidroagregatelor;

– Sisteme de comandă de la distanță a vanelor și stăvilarelor;

– Sisteme de monitorizare a nivelurilor apei și a debitelor în diverse puncte ale amenajării

hidroenergetice;

– Sisteme de anclanșare automată a rezervei (AAR) și reanclanșare automată rapidă (RAR).

Gradul de automatizare al unei CHE, mai avansat sau mai simplu este dictat, din faza de construcție și se alege funcție de regimurile de lucru prevăzute de proiectant și de rolul

acesteia în sistemul energetic.

Proiectul este structurat pe trei capitole, o introducere, concluzii și o listă bibliografică. În primul capitolul 2 sunt descrise fucnțiile și structura sistemelor de control și achiziție de date aplicabile în conducerea automată a centralelor hidroelectrice. În capitolul 3 este prezentat cadrul general și particularitățile constructive și funcționale ale centralelor hidroelectrice. În capitolul 4 se prezintă mai multe studii de caz legate de prezentarea și culegerea de date din funcționarea CHE Tileagd aparținând Uzinei Hidroelectrice Oradea cu ajutorul instalațiilor SCADA instalate acolo.

Capitolul II

DESCRIEREA STRUCTURILOR S.C.A.D.A.

2.1 Generalități

Ținând cont de condițiile și cerințele specifice instalațiilor energetice din centralele hidroelectrice, implementarea aplicațiilor de proces trebuie realizată într-un mod coordonat și unitar, care să permită prelucrarea, transmiterea și schimbul de informații între diverse nivele ierarhice în cadrul sistemelor sau subsistemelor energetice, în scopul conducerii operative a instalațiilor.

Necesitatea acestei concepții derivă din faptul că toate instalațiile de conducere operativă a SEN se prevăd a funcționa interconectat, deci se impune realizarea unei compatibilități între aceste sisteme, precum și unificarea tipurilor de informații și a formei în care acestea sunt transmise.

Totodată sistemul defineste interfata dintre Dispecerii Energetici de Hidroamenajare și diferitele trepte de conducere operativă aparținând Operatorului de Sistem și Operatorilor de Distribuție, precum și dispecerilor energetici locali, aparținând consumatorilor, conform convențiilor ce se încheie între unitățile de hidrocentrale și aceștia[1].

Prin utilizarea acestui sistem se urmarește atingerea urmatoarelor obiective[10]:

Creșterea gradului de automatizare, al fiabilității și disponibilității funcționarii centralei;

Creerea premizelor pentru trecerea la conducerea de la distanta a instalatiilor tehnologice

Reducerea costurilor de exploatare;

Eficientizarea funcționarii centralei si al DHE-ului;

Asigurarea unui suport pentru personalul de conducere operativa prin creșterea calității datelor achiziționate din proces (simultaneitatea citirii seturilor de date, identificarea succesiunii evenimentelor etc.) și implicit diagnosticarea rapidă a defectelor;

Instruirea personalului de la DHE și CHE;

Creșterea gradului de securitate a datelor si a proceselor;

Uniformizarea protocoalelor de comunicatie utilizate, in vederea interconectarii sistemelor locale sau cu terti (Transelectrica, DET, DEN, OPCOM, ANAR, etc.);

Reducerea costurilor de mentenanta si a volumului stocurilor de piese de schimb prin reducerea varietatii tipurilor de echipamente utilizate;

Impunerea unui set minimal de performante ale sistemelor;

Stabilirea unui cadru general uniform pentru centrale hidroelectrice mari, mici și MHC-uri;

SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) este tehnologia care oferă operatorului posibilitate de a primi informații de la echipamente situate la distanță și de a transmite un set limitat de instrucțiuni către acestea[1][10][14]. SCADA este un sistem bidirecțional care permite nu numai monitorizarea unei instalații ci și efectuarea unei acțiuni asupra acesteia.

Sistemul deschis dispune de posibilități care permit implementarea aplicațiilor astfel ca[1][10]:

-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.

În figura următoare se prezintă structura generală a unui SCADA

Fig. 2.1 Structura unui sistem SCADA

Legătura dintre sistemul SCADA și operator constituie așa zisa Interfață operator. Aceasta trebuie să faciliteze decizii corecte și rapide ale operatorului, atât funcțional cât și din punct de vedere al întreținerii sistemului[1][10].

2.2 Ierarhizarea nivelelor de control și funcțiile destinate conducerii operative

Conducrea operativă și controlul anasamblului subsistemelor SCADA se face pe trepte operative sau trepte de dispecerizare[1][10]. Acestea sunt instituite pe mai multe nivele, astfel[25]:

Nivel 1 (DEN) – Se asigura controlul DHE/CHE prin Dispeceratul Energetic National.

Nivel 2 (DET) – Se asigura controlul DHE/CHE prin Dispeceratul Energetic Teritorial.

Nivel 3 (DHE). Se asigură controlul CHE de la distanță. Acest nivel asigură exploatarea CHE

într-un sistem HPMS/SCADA – SCADA

Nivel 4 (CHE) in cadrul CHE se stabilesc mai multe nivele de automatizare si comunicare

2.3 Funcțiile de automatizare și SCADA la nivel de CHE

Monitorizarea și controlul echipamentelor din cadrul unei CHE;

Semnalizarea parametrilor care nu se încadrează în limitele normale de funcționare;

Arhivarea, salvarea și stocarea datelor achiziționate din proces în vederea analizării ulterioare a acestora;

Transmiterea / recepția unor mărimi de la nivelele ierarhice superioare;

Reglajul secundar frecventa – putere (load frequency control): prin această funcție se asigură repartizarea ordinului de reglaj primit de la regulatorul central pe grupurile generatoare din cadrul centralei astfel încât să se asigure încărcarea sau descărcarea acestora cu puterea cerută de regulatorul central. La acest reglaj participă numai grupurile generatoare care sunt incluse în sistemul de reglaj secundar automat frecventa – putere.

Reglaj de putere reactiva (reglaj de tensiune): prin aceasta functie se asigura incarcarea sau descarcarea cu putere reactiva

Stabilirea regim de funcționare CHE

Supravegherea rezervei (Reserve Monitor) – supravegherea rezervei constă în calcularea periodică a rezervei turnante precum și a rezervei terțiare rapide

Gestionarea debitului afluent – prin această funcție se asigură repartizarea consemnului de debit evacuat primit pe cele două categorii principale de debite: turbinate și deversate, corelat cu regulamentele de exploatare a acumulărilor și instrucțiunilor de manevrare a evacuatorilor.

Telecontorizare energie electrica și servicii de sistem – la nivelul CHE se prevăd echipamente pentru măsura energiei electrice și cuantificarea serviciilor de sistem.

Conexiunile cu alte sisteme SCADA – aplicațiile SCADA de la nivelul centralelor electrice trebuie să fie conectate cu sistemele SCADA de la nivelele ierarhice superioare.

Dispecerii Energetici de Hidroamenajare (DHE) asigură conducerea operativă a instalațiilor și echipamentelor amenajării respective, precum și a unor echipamente electrice de legătură a acestor instalații cu sistemul energetic, în conformitate cu autoritatea de conducere operativă pe care o are asupra acestora, atribuite prin ordinul de împărțire.

De asemenea, corelat cu programele de funcționare și dispozițiile treptei superioare de dispecer, asigură coordonarea producției de energie electrica și necesitățile de folosire complexă a apei din amenajarea respectivă.

2.4 Mărimi și informații necesare conducerii operative a CHE

Realizarea sistemelor unitare SCADA si de automatizare pentru instalațiile energetice la nivel de CHE și DHE, impune stabilirea volumul de schimb de informații necesar coordonarii sistemului[25].

Astfel, se definește volumul minimal de informații cules din instalații, schimbul de informații între instalații și DHE, interfata intre sistemul SCADA si automatizarile instalatiilor functionale din obiectivele hidroenergetice, dotarea tehnica hardware și software la nivel de CHE și DHE și funcțiunile acestei dotări tehnice, precum si masurile de securitate ce se impun[25].

Din instalațiile centralelor hidroelectrice

La nivelul unei centrale hidroelectrice trebuie monitorizate și comandate echipamentele din cadrul ansamblurilor funcționale[25].

A. Mărimi electrice ;i hidromecanice

Curent și tensiune din statoarele generatoarelor;

Puterea activă și reactivă la bornele agregatului (măsurate în patru cadrane pentru regim de generator, compensator, pompă, după caz);

Energia activă și reactivă livrată / primită de grupuri (măsurate în patru cadrane pentru regim de generator, compensator, pompă, după caz);

Turația / frecvența agregatului;

Debit, viteză apa în conducta forțată;

Tensiunea / curentul de excitație;

Curent și tensiune la borne pentru serviciile auxiliare de c.c. și c.a;

Nivelul apei în camerele de încărcare, la prize și în amonte de baraj;

Nivelul apei în amonte și în aval de CHE, precum și în bazinul de compensare zilnica, după caz;

Nivel epuismente, nivel apă bief amonte – aval;

Temperatură (ulei ungere, apă de răcire, lagărul axial radial al generatorului, lagărul radial al generatorului, lagărul turbinei, fierul statorului generatorului, înfășurările generatorului, aerul de răcire al generatorului la intrarea și ieșirea din răcitoare);

Deschidere aparat director, rotor;

Debite turbinate / pompate pe grupuri și pe centrală;

Debite afluente / defluente;

Presiune ulei reglaj, ulei ungere, apă de răcire, apă de stingere incendiu, aer comprimat înaltă presiune, aer comprimat joasa presiune, apă în conducta forțată.

B. Semnalizări

De stare: poziții vane operative, vană nod presiune, vană apa răcire, vane baraj, aparat director, limitator deschidere, dispozitiv de sarcina, by-pass, saboți frânare;

Poziții echipamente de comutație (întreruptoare, separatoare) poziții / stări automatizări (AAR, DAS, RAR, DRRI etc), poziția cheii de selectare a comenzilor;

De alarmare: nivelul minim și maxim al apei în camerele de încărcare, la prize și în amonte de baraj, depășiri de limite admise, privind starea construcțiilor hidroenergetice;

Preventive: vibrații elemente agregat, defect la întreruptor, defect în circuitele secundare, defect în serviciile proprii de c.c. / c.a., punere la pământ în serviciile proprii de c.c., semnalizări de gaze, temperatură, suprasarcină, arderea unor siguranțe, defecte ale echipamentelor de achiziție și transmisie date;

De incident: corespund acționarii unor protecții sau automatizări (RAR, AAR, etc);

Starea grupurilor: oprit / mers în gol / sincronizare / conectat la rețea;

Regim de lucru hidroagregate: manual / în grup / reglaj primar / reglaj secundar;

Regim de comandă grupuri: local / dispecer / centrală / telecomandă.

C. Comenzi

Conectarea / deconectarea întreruptoarelor;

Închiderea / deschiderea separatoarelor;

Scoaterea / punerea în funcțiune a automatizărilor locale (DAS, RAR, AAR, DRRI, etc);

Conectarea / deconectarea bateriilor de condensatoare;

Acționarea întreruptoarelor automate pentru servicii proprii de c.c și c.a.;

Anularea semnalelor autoreținute,

închidere / deschidere stavile, clapete, vane.

D. Consemne și reglaje

De putere activă, reactivă, bandă, frecvență, tensiune;

De debit, nivel.

E. Starea echipamentelor si proceselor de la nivel inferior

Pornirea / oprirea automată a grupurilor;

Sincronizarea automată;

Reglarea automată a vitezei (RAV);

Reglarea automată a tensiunii (RAT);

Protecția automată a echipamentului electric și mecanic

Stingerea automată a incendiilor;

Ungerea automată a lagărelor;

Frânare / ridicare automată rotor hidroagregat;

Comanda automată a vanelor și stavilelor;

Anclanșarea automată a rezervei (AAR) și reanclanșarea automată rapida (RAR).

F. Informatii din Sistemul de reglaj secundar automat frecventa – putere

Suma de putere activă a centralei;

Suma de putere reactivă a centralei;

Banda de reglaj a centralei;

Semnal de depășire a puterii pe LEA de evacuare din centrală;

Semnal de stare a instalației de reglaj "local / automat";

Semnal de identificare a insularizării.

G. Informatii aferente Acumularii

Poziții stavile, clapete, vane;

Deschidere evacuatori;

Debit deversat pe fiecare evacuator și însumat pe centrală (baraj)

Din stațiile electrice ale unei CHE

Principalele informații necesare pentru monitorizarea și conducerea operativă a stațiilor electrice aferente centralelor hidro sunt:

Mărimi

P,Q,U, I cos φ aferente schemei monofilare a CHE pana la nivel de 0,4 kV și c.c

B. Semnalizări

De stare: poziții echipamente de comutație (întreruptoare, separatoare), poziții comutatoare de ploturi la autotransformatoare și transformatoare, poziții / stări automatizări (AAR, DAS, RAR, DRRI etc), poziții chei de selectare a comenzilor;

De alarmare: depășiri de limite admise, întrerupere circuit comanda întreruptor / separator, defect dispozitiv de acționare întreruptor / separator, declanșare protecții;

Preventive: defect în circuitele secundare, defect în serviciile proprii de c.c. / c.a., punere la pământ în serviciile proprii de c.c., semnalizări de gaze, temperatura, suprasarcina, arderea unor siguranțe, defecte ale echipamentelor de automatizare, achiziție, și transmisie date;

De eveniment: corespund acționarii unor protecții sau automatizări (DAS, RAR, AAR etc).

C. Comenzi

Conectarea / deconectarea întreruptoarelor, liniilor, cuplelor, transformatoarelor, autotransformatoarelor;

Închiderea / deschiderea separatoarelor;

Acționarea comutatoarelor de ploturi ale transformatoarelor și autotransformatoarelor;

Scoaterea / punerea în funcțiune a automatizărilor locale (DAS, RAR, AAR, DRRI etc);

Conectarea / deconectarea bateriilor de condensatoare;

Acționarea întreruptoarelor automate pentru servicii proprii de c.c și c.a.;

Anularea semnalelor autoreținute.

Din stația de evacuare a puterii în SEN se preiau următoarele mărimi de interes[25]:

A. Mărimi Principale

condiționând cunoașterea stării de ansamblu a instalațiilor și anume:

P,Q,U,I, f cos ϕ pe partea de înaltă și medie tensiune aferentă schemei de încadrare în SEN a amenajării

B. Mărimi Secundare

caracterizând starea unor elemente ale instalațiilor de importanță locală și informații cu necesitate de actualizare mai redusă, de exemplu:

Tensiunile pe linii electrice de 110 kV (220 kV) și MT;

Puteri active și reactive pe transformatoarele de 110 kV (220 kV) / MT;

Puteri active și reactive liniile electrice de 110 kV (220 kV) și MT radiale spre

consumatori;Puteri active și reactive pe cuple de 110 kV (220 kV);

Puteri active și reactive pe linii și cuple de MT;

Tensiunile și curenții pe bobine de compensare a curentului capacitiv;

Puterea reactivă pe instalațiile de compensare;

Tensiunea pe secțiile de bare de curent continuu și pe secțiile de bare de curent alternativ de 220 V;

Energia activă și reactivă livrată / primită de CHE în punctele de decontare;

Energia activă și reactivă livrată / primită pe:

liniile de legătură cu SEN;

liniile ce alimentează consumatori captivi.

Acționari de protecții;

Avarie în stație.

C.2. Semnalizări de alarmare, necesare pentru luarea unor măsuri preventive privind regimul de funcționare al sistemului condus operativ.

C.3. Semnalizări de incident, necesare pentru luarea unor masuri rapide de remediere. Acestea corespund acționarii protecțiilor și automatizărilor (RAR, AAR, DAS, DDRI s.a) și schimbărilor de configurații ca urmare a acestor acționari, precum și semnalizărilor de tipul: arderea siguranțelor generale pe bateria de acumulatoare, avarie redresori, punere la pământ în c.c., "incendiu în stație" (pentru cele fără personal în tură).

2.5 Arhitecturi ale sistemelor SCADA pentru Centrale Hidroelectrice de puteri mari[25]

Se consideră centrale mari centralele a caror putere instalată însumată a grupurilor depașește 100 MW. În figura următoare se prezintă arhitectura unui sistem SCADA pentru centrale hidroelectrice mari.

În funcție de gradul de importanta al centralei, de gradul de participare la furnizarea de servicii sistem, această arhitectura poate fi extinsa prin utilizarea unui numar mai mare de PLC-uri (inteligenta distribuita) sau prin asigurarea redundantei totale sau partiale la nivelul PLC-urilor, serverelor si/sau cailor de comunicatii.

La nivelul de comandă locală , arhitectura unei centrale mari este bazata pe PLC-uri master care guverneaza fiecare ansamblu functional De asemenea, toate sarcinile de comunicație ale PLC-urilor vor fi executate cu procesoare separate.

Hidroagregatul este condus de un PLC master redundant in rezerva calda, cu unitati de intrari/iesiri distribuite sau PLC slave pe doua linii de comunicatie de tip fieldbus, cu doua interfete redundante de comunicare cu acestea.

Fig.2.1 Arhitectura minimala SCADA aferentă unei centrale mari

Protocolul de comunicatie utilizat trebuie sa fie unul de timp real, cu timp de raspuns determinist de cel mult 10ms (fiind recomandate cele cu timp de raspuns sub 2 ms), din familia Fieldbus, conforme cu standardul familiei Fieldbus IEC 61158. Cele mai utilizate protocoale care corespund acestor conditii sunt:

Profibus DP

Profibus PA

Profinet IRT

Ethernet Powerlink

ModbusPlus

ControlNet

DeviceNet

Interbus

LonWorks

Foundation_Fieldbus_H1

Mediul fizic de comunicare pentru Fieldbus va fi fibra optica, pentru eliminarea perturbatiilor electromagnetice si izolarea galvanică.

Sistemul de automatizare hidroagregat mai contine un regulator turbina redundant in rezerva calda, care realizeaza toate functiile de reglare ale turbinei care au ca elemente de executie reglarea debitului de apa si a pozitiei palelor rotorice (regulator de viteza, regulator frecventa-putere, regulator debit, functia cama combinatorica) si un regulator excitatie redundant in rezerva calda, care realizeaza functiile de regulator de tensiune / putere reactiva si controlul asupra instalatiei de excitatie.

Regulatorul turbinei si regulatorul excitatiei, precum si sistemul de protectii electrice (de asemenea redundante) ale generatorului sunt conectate cu PLC-ul master fie direct prin Fieldbus, fie prin module de intrari/iesiri sau module de comunicatie separate, prin care se transmit spre PLC marimi de stare si de monitorizare a procesului, iar PLC transmite comenzi si consemne de reglare.

Sistemul de protectii tehnologice, de oprire de urgenta si echipamentele VIR (sau vane sferice si fluture) sunt de asemenea conectate cu PLC-ul master prin module de intrari/iesiri distribuite sau PLC slave cu doua interfete redundante Fieldbus.

Toate celelalte instalatii aferente unui hidroagregat, cum ar fi grupuri hidraulice, sisteme de franare, sisteme de ungere, sisteme de racire, pompe de epuisment, vane cu inchidere rapida, vane sferice, vane fluture, sistemul de sincronizare, instalatiile de evacuare a energiei, controlul temperaturilor, sisteme de masura si monitorizare sunt supervizate si conduse de PLC-ul master prin intermediul modulelor de intrari/iesiri distribuite sau, in cazul in care este necesar, prin intermediul unor PLC-uri slave suplimentare conectate la randul lor pe linia de comunicatie Fieldbus.

Sursele de alimentare ale PLC-urilor si modulelor I/O distribuit vor fi de tipul cc/cc, cu separare galvanica, protectie la supratensiune pe intrare si protectie pentru punere la pamant. Sursele de energizare a intrarilor si iesirilor binare din modulele I/O vor fi de acelasi tip, separate galvanic fata de bateria centralei si de asemenea separate galvanic fata de sursele de alimentare ale PLC sau modulelor distribuite.

Instalatiile critice ale centralei (epuisment centrala, apa infiltrata capac turbina, vane rapide, sferice, fluture, comanda de deconectare intreruptoare hidroagregat, evacuatori de ape mari, monitorizare lagare, monitorizarea temperaturilor) vor fi prevazute cu traductori si cai de comunicatie dublate, pentru marimile importante si de asemenea vor avea un regim de comanda local / reparatii care va permite comanda manuala prin relee si butoane a acestora.

Sistemul de diagnoza a hidroagregatului va monitoriza vibratii, intrefier si descarcari partiale si de asemenea va calcula punctul de functionare conform topogramelor hidroagregatului, toate aceste informatii fiind comunicate serverului de diagnoza de la nivel CHE. Semnalele “trip” de protectie generate de acest echipament (de exemplu in situatia in care vibratiile depasesc limita admisa) sunt conectate cablat la intrarile digitale ale PLC-urilor master, prin care vor comanda oprirea hidroagregatului. De asemenea, semnalele masurate de echipamentul de diagnoza vor fi monitorizate si arhivate in serverul diagnoza amplasat in camera de comanda a centralei.

Serviciile generale ale centralei sunt de asemenea coordonate de un PLC master redundant in rezerva calda, conectat prin doua cai fieldbus cu unitati I/O distribuit sau PLC-uri slave dotate cu doua interfete redundante, prin care se asigura automatizarea instalatiilor de alimentare / distributie / ale centralei, instalatiilor de epuisment centrala, compresori de inalta/joasa presiune, instalatii de alimentare curent continuu, monitorizare golire con aspirator, instalatii de racire, instalatii iluminat si ventilatie.

Sistemul de contorizare energie este un sistem independent, care transmite datele de contorizare catre serverul de contorizare la nivelul CHE, unde se face si arhivarea acestor date.

Statia electrică de medie / inalta tensiune este coordonata de un PLC master redundant in rezerva calda, conectat prin doua cai fieldbus cu unitati I/O distribuit sau PLC-uri slave dotate cu doua interfete redundante, prin care se asigura automatizarea instalatiilor aferente statiei. Prin intermediul inelului redundant, PLC-ul master este interconectat cu serverul SCADA aferent statiei, prin care se asigura monitorizarea si comanda procesului.

Barajul și instalatiile aferente (evacuatori de ape mari, instalatii de barbotare, incalzire ghidaje si clapeta, instalatii de epuisment, instalatii de alimentare cu energie electrica, sistemul de gestiune al apei care contine sisteme de masura nivele, infundari gratare, debite) sunt de asemenea supervizate de un PLC master, fiecare evacuator fiind comandat de un PLC slave separat, cu operator panel care permite manevrarea lui in mod independent fata de PLC-ul master. In situatia in care barajul se afla la mare distanta fata de dispeceratul centralei, cele doua PLC-master (principal si redundant) vor fi conectate la inelul de fibra optica al centralei prin doua cai fibra optica separate.

PLC-urile master ale centralei vor fi prevazute cu operator panel de minimum 15”, 256 culori, rezolutie minima 1024×768, de tip touchscreen si interfata grafica de monitorizare si comanda. PLC-urile master sunt conectate intr-un inel redundant Ethernet pe suport de fibra optica. Acest inel face legatura cu zona camerei de comanda a centralei, unde exista un server SCADA centrala redundant in rezerva calda, un server SCADA statie de asemenea redundant, un server NTP si echipamentul Joint Control.

Serverul NTP asigura sincronizarea timpului pentru toate echipamentele conectate la inelul redundant, fiecare PLC master sincronizand la randul lui echipamentele din subordine, daca ele permit acest lucru.

Toate protectiile electrice se vor conecta printr-o cale separata cu un server dedicat protectiilor, pentru accesul la arhiva si logger-ele protectiilor de la nivelul camerei de comanda CHE.

Joint control-ul asigura impartirea consemnului de putere activa / reactiva pe centrala pentru hidroagregate, functie de parametrizarea facuta de dispecer precum si alte criterii ce pot fi implementate, cum ar fi: folosirea hidroagregatelor in regim optim de exploatare, minimizarea costurilor de mentenenanta prin evitarea functionarii in regimuri care cresc uzura hidroagregatului, limitarea pantei de crestere/scadere a consemnului de putere, functionarea dupa curba de sarcina etc. De asemenea, prin intermediul Joint Control se realizeaza transferul de date si comenzi spre respectiv dinspre nivelele DEN, DET.

Serverele SCADA centrala si statie culeg date din instalatiile de proces prin intermediul PLC-urilor master ale ansamblurilor functionale. Comenzile si consemnele sunt trimise Joint control-ului si/sau PLC-urilor master, prin inelul redundant. Functiile indeplinite de aceste servere sunt: monitorizare, comanda, gestiunea alarmelor, comunicatii, arhive istorice, rapoarte, mentenanta, etc. Statiile grafice (centrala si statie) se vor conecta la aceste servere si vor permite monitorizarea, comanda si controlul tuturor proceselor din centrala, baraj si statie, prin ecrane grafice. La nivelul camerei de comanda a centralei exista doua switch-uri care asigura redundanta comunicatiei la nivelul LAN camera de comanda. In aceste switch-uri vor fi conectate doua servere de arhive istorice redundante in rezerva calda, serverul de contorizare, serverul de diagnoza si serverul de protectii. De asemenea, va exista un server grafic pentru comanda panoului grafic pe care se vor putea monitoriza toate echipamentele si instalatiile centralei si statiei.

Protocoalele de comunicație utilizate la nivelul inelului redundant vor fi de tip industrial, cu timp de raspuns si trafic determinist, astfel incat traficul produs sa nu aiba variabilitate mare functie de viteza de variatie a marimilor de proces. Cele mai utilizate protocoale care corespund acestor criterii sunt:

Comunicarea la nivelul ierarhic superior (DHE) se realizeaza prin doua perechi de routere prevazute cu firewall si doua cai de comunicatie distincte pentru asigurarea redundantei. Protocoalele utilizate pentru aceasta legatura vor fi de tip industrial, cu timp de raspuns determinist

Serverele de arhive istorice vor fi separate de serverul SCADA, pentru a permite analiza trend-urilor fara afectarea functionalitatii acestuia. De asemenea, serverulele de arhivare trebuie sa permita stocarea unui numar minim de 5000 marimi achizitionate la o rata de 2 sec pentru o perioada de minim 5 ani.

2.6. Arhitecturi ale sistemului SCADA pentru Centrale Hidroelectrice de puteri mici[25].

Se consideră centrale mici centralele a căror putere instalată însumată a grupurilor este sub 100 MW, o arhitectura simplificata putând fi utilizata și în cazul CHEMP.

Fig.2. 2 Arhitectura unui SCADA pentru MHC

Arhitectura minimală a unei centrale mici este prezentata in figura de mai sus. În functie de gradul de importanta al centralei, de gradul de participare la furnizarea de servicii sistem, de functionarea centralei cu sau fara personal de exploatare, aceasta arhitectura poate fi extinsa prin utilizarea unui numar mai mare de PLC-uri (inteligenta distribuita) sau prin asigurarea redundantei totale sau partiale la nivelul PLC-urilor, serverelor si/sau cailor de comunicatii.

La nivelul de comanda locala arhitectura unei centrale mici este bazata pe PLC-uri master care guverneaza fiecare ansamblu functional. De asemenea, toate sarcinile de comunicatie ale PLC-urilor vor fi executate cu procesoare separate.

2.7 Securitatea sistemelor SCADA[1][14]

Vulnerabilitățile sistemelor SCADA

Sistemele SCADA prezintă atât vulnerabilități comune tuturor nivelelor de comandă prezentate anterior, cât și vulnerabilități specifice în funcție de rolul lor și de nivelul de comandă pe care îl asigură. Din punct de vedere al efectelor negative ale vulnerabilităților, acestea pot fi de următoarele tipuri:

catastrofice

majore

moderate

minore

nesemnificative

Vulnerabilitați comune

Vulnerabilitățile comune tuturor sistemelor SCADA reprezintă factorii de risc generali care pot provoca distrugerea, furtul, defectarea sau nefuncționarea corespunzătoare a echipamentelor. Aceste vulnerabilități , deși există la toate nivelele, prezintă de regulă un risc sporit la nivelele inferioare, atât din punct de vedere al probabilității de apariție a unor incidente, cât și din punct de vedere al efectelor pe care aceste incidente le pot produce. Apariția acestui tip de incidente la nivelele superioare nu are de regulă repercusiuni majore întrucât procesul poate fi controlat de la nivel local până la remedierea defecțiunilor. Aceste vulnerabilități pot fi:

acces fizic neautorizat în instalații, furturi, distrugeri accidentale sau din culpă a echipamentelor sau a cablelor și liniilor de comunicație.

neprotejarea echipamentelor împotriva accesului persoanelor neatorizate la butoanele sau panourile de comandă.

întreruperea alimentării echipamentelor, lipsa asigurării alimentării din mai multe surse sau prin UPS, comportare necorespunzătoare a automaticii în lipsa alimentării.

protejarea necorespunzătoare împotriva factorilor de mediu cum ar fi umezeală, temperatură în afara limitelor admise de echipament, vibrații, agenți corozivi, etc.

descărcări atmosferice, supratensiuni pe alimentare sau interfețe de conectare la proces, emisii electromagnetice perturbatoare, amplasarea echipamentelor în apropierea unor cabluri de forță sau instalații unde se lucrează cu înaltă tensiune.

comportament necorespunzător al automaticii în lipsa comunicației cu nivelul ierarhic superior.

nerespectarea măsurilor de protecție împotriva incendiilor, prezența materialelor inflamabile, explozive sau combustibile în imediata apropiere a instalațiilor.

amplasarea echipamentelor în apropierea unor instalații sau părți a unor instalații în care pot apare incidente ce reprezintă factori de risc pentru echipamentele SCADA (țevi de gaz, conducte de apă sau abur sub presiune, centrale termice, rezervoare de combustibil, recipiente sub presiune, etc)

Vulnerabilitățile specifice din punct de vedere al securității care pot fi identificate la acest nivelul inferior sunt:

proiectare sau implementare necorespunzătoare a aplicațiilor software de comandă și monitorizare, care pot conduce la avarii grave în situația întreruperii alimentării, a liniilor de comunicație sau în situația blocării aplicațiilor / sistemului de operare.

funcționare necorespunzătoare a sistemelor de automatizare, lipsa unor interblocaje, care pot conduce la distrugeri grave în situația apariției unor incidente cum ar fi întreruperea alimentării sau a liniilor de comunicație.

urmărirea și monitorizarea deficitară a echipamentelor de către personalul de exploatare (nu sunt urmărite alarmele și avertizările furnizate de sistem, sunt deconectate hupele sau alte sisteme de avertizare vizuală sau acustică)

blocarea căilor de comunicație datorită apariției fenomenului de buclă închisă sau inundării cu telegrame broadcast produse accidental sau din culpă, dacă comunicația la acest nivel utilizează protocolul 802.3 (Ethernet).

introducerea accidentală sau din culpă a virușilor informatici sau a unor aplicații malware, prin rețea sau prin utilizarea necorespunzătoare a suporturilor de stocare mobile (memorii flash, harddisk-uri portabile, CD-uri, dischete)

trafic intens prin căile de comunicație datorită utilizării acestora în comun pentru sistemele SCADA și pentru alte instalații auxiliare, în special cele care vehiculează date multimedia (sisteme de supraveghere video)

interconectarea din punct de vedere al comunicațiilor cu rețelele de management și office sau cu rețele externe (Internet) la acest nivel poate introduce a gamă foarte largă de vulnerabilități, care afectează de regulă nivelele superioare de comandă.

furnizarea de informații false sau vechi de către sistemele de monitorizare atunci când se întrerup liniile de comunicație cu procesul sau din cauza unor blocaje sau funcționări necorespunzătoare a aplicațiilor software.

blocarea căilor de comunicație datorită apariției fenomenului de buclă închisă sau inundării cu telegrame broadcast produse accidental sau din culpă, dacă comunicația la acest nivel utilizează protocolul 802.3 (Ethernet).

trafic intens prin căile de comunicație datorită utilizării acestora în comun pentru sistemele SCADA și pentru alte instalații auxiliare, în special cele care vehiculează date multimedia (sisteme de supraveghere video), sau cele care descarcă periodic cantități mari de date.

utilizarea unor căi de comunicație externe incintei centralei, furnizate de provideri externi, sau utilizarea comunicațiilor radio și wireless, în mod neprotejat și necontrolat, poate facilita scurgeri de date sensibile sau intruziuni necontrolate în sistem. Utilizarea căilor de comunicație wireless în benzile libere publice, chiar dacă traficul este controlat și protejat, prezintă riscul blocării traficului și ca urmare a întreruperii comunicației datorită folosirii frecvențelor respective de către utilizatori externi.

efectuarea de update-uri automate ale aplicațiilor software sau ale sistemelor de operare, ceea ce poate conduce la incompatibilități sau disfuncționalități ale aplicațiilor software SCADA.

accesul la Internet din rețeaua SCADA, necesar aplicațiilor antivirus pentru update periodic, controlat insuficient, poate facilita accesul neautorizat în sistem sau introducerea unor aplicații malware sau viruși.

utilizarea unor aplicații antivirus al căror efect asupra aplicațiilor software SCADA nu a fost testat corespunzător, poate produce o încărcare excesivă a calculatoarelor și ca urmare o funcționare necorespunzătoare a aplicațiilor SCADA.

protejarea insuficientă a accesului prin rețea la interfețele de configurare a echipamentelor care asigură controlul traficului (switch-uri, routere, firewall, bridge-uri, servere, în general echipamente care au conexiuni simultan în rețeaua SCADA și în rețelele de management și office), poate conduce la pierderea controlului asupra acestora și ca urmare poate facilita intruziunea în rețeaua SCADA.

utilizarea de linii de comunicație pentru mentenanță de la distanță, de către terți sau de către personalul de întreținere propriu, insuficient controlată și procedurată, poate permite intruziunea necontrolată în sistemul SCADA.

accesul la rețeaua SCADA cu calculatoare, laptop-uri sau alte dispozitive mobile în vederea mentenanței, upgrade-ului, configurărilor sau altor lucrări în afara activităților de exploatare propriu-zise poate reprezenta un risc important în lipsa unui control riguros atât al activităților efectuate cât și al stării echipamentelor folosite.

2.7.1 Măsurile comune de securitate pentru eliminarea vulnerabilităților sistemelor SCADA[14]

Aceste măsuri au rolul creșterii siguranței sistemelor SCADA din rândul lor făcând parte următoarele:

Protejarea împotriva accesului fizic neautorizat prin încuierea dulapurilor, cofretelor, încăperilor în care sunt amplasate echipamentele, podurilor de cable, etc.

Instalarea de sisteme antiefracție cu senzori de ușă, senzori de mișcare, bariere radar sau infraroșu.

Instalarea de camere video de supraveghere cu înregistrare automată declanșată de senzori de mișcare sau prin sistemul software “motion detect”.

Măsuri administrative privind accesul restricționat și consemnat în registru în zonele cu echipament sensibil.

Respectarea strictă a regulamentelor interne privind accesul la butoanele și panourile de comandă.

Asigurarea alimentării cu energie electrică din mai multe surse și din baterii (UPS), dimensionate pentru asigurarea unui timp de funcționare acoperitor pentru cel mai lung timp de întrerupere a alimentării care poate apare cu o probabilitate rezonabil de mare.

Utilizarea de echipamente în clasa de protecție corespunzătoare condițiilor de mediu în care sunt amplasate, montarea echipamentelor în dulapuri climatizate și ventilate corespunzător, climatizarea încăperilor în care sunt amplasate servere sau echipamente sensibile.

Protejarea interfețelor conectate la cabluri și linii lungi prin izolare galvanică, descărcătoare, ecranarea cablurilor și liniilor de comunicații, utilizarea de cabluri cu fibră optică în mediile cu perturbații electromagnetice puternice, evitarea amplasării cablurilor de semnal sau comunicații în apropierea cablelor de forță.

Proiectarea corespunzătoare a sistemelor SCADA astfel încât comportamentul acestora în situația întreruperii unor linii de comunicații sau în situația pierderii legaturilor cu nivelele ierarhic superioare să nu producă disfuncționalități grave sau distrugeri ale echipamentelor hidromecanice pe care le comandă, asigurarea unor regimuri locale de comandă care să permită funcționarea corectă a instalațiilor în astfel de situații.

Evitarea amplasării materialelor inflamabile (mochete, jaluzele din material textil, cantități mari de documentații sau cărți pe suport de hârtie) în încăperile unde se află servere și echipamente SCADA sensibile. Echiparea încăperilor cu mijloace de detecție, prevenire și stingere a incendiilor în stare corespunzătoare.

2.7.2 Măsurile de securitate specifice sistemelor SCADA pentru nivele superioare de comandă și la nivel CHE.

Măsurile de securitate specifice sistemelor SCADA (nivele superioare de comandă) sunt mult mai variate și mai complexe, și depind foarte mult de arhitectura și anvergura sistemelor respective. La aceste nivele se utilizează în mod uzual calculatoare cu sisteme de operare larg răspândite, mult mai vulnerabile la atacuri informatice, iar deschiderea din punct de vedere al comunicațiilor este mult mai mare, ceea ce mărește mult vulnerabilitatea sistemelor.

Un prim set de măsuri de securitate generale, aplicabile indiferent de complexitatea și arhitectura sistemului, este următorul:

Proiectarea sistemului și a aplicațiilor software trebuie să evite apariția unor avarii sau disfuncționalități grave în situația întreruperii alimentării, a liniilor de comunicație, sau în situația blocării aplicațiilor software sau a sistemelor de operare. În aceste situații, sistemul trebuie să comute funcțiile de comandă și control fie unui sistem SCADA alternativ (redundant) aflat la același nivel ierarhic, fie sistemului SCADA aflat pe nivelul ierarhic imediat următor (regim comandă centrală sau regim comandă local), acesta fiind capabil să asigure întreaga funcționalitate a instalațiilor sau măcar funcțiile esențiale ale acestora, astfel încât să fie evitată propagarea unor defecte în lanț pe linia de comandă.

Sistemele de monitorizare trebuie astfel concepute încât să fie eliminată posibilitatea furnizării de date false sau de date vechi, fără nici o semnalizare prealabilă. Acest deziderat se poate obține prin diverse metode, funcție de arhitectura sistemului și de protocoalele de comunicații folosite:

Protecția împotriva virușilor informatici se poate realiza în primul rând prin evitarea acolo unde este posibil a folosirii sistemelor de operare cu vulnerabilitate mare la viruși. Acolo unde aceste sistemele de operare sunt utilizate, protecția se poate realiza prin aplicații antivirus specializate, interzicerea sau controlul strict al utilizării mediilor de stocare mobile (flash memory, harddisk-uri portabile, CD-uri, etc).. De asemenea trebuie atent evaluată influența pe care scanarea antivirus o are asupra funcționării aplicațiilor SCADA, întrucât este posibil ca aplicația antivirus să încetinească sau să blocheze pentru un timp software-ul de comandă și monitorizare a procesului.

Traficul prin liniile de comunicație trebuie atent controlat, evitând utilizarea acelorași linii de comunicație pentru aplicații SCADA și pentru servicii auxiliare cum ar fi supraveghere video sau aplicații care transferă cantități mari de date.

Se va evita utilizarea liniilor de comunicație wireless în benzile publice în cazul aplicațiilor critice SCADA, întrucât pot apare blocaje ale traficului datorită utilizării necontrolate a acestor benzi de frecvență. În cazul folosirii benzilor publice wireless, se va asigura securitatea prin transmiterea criptată a datelor.

În cazul aplicațiilor SCADA (în special cele care permit și comanda în proces), se interzice efectuarea de update-uri automate ale sistemului de operare sau a unor aplicatii software, acestea putând duce la incompatibilități sau disfuncționalități necontrolate. Update-urile se vor realiza manual, selectiv, doar cele care sunt considerate necesare, și numai după ce efectul lor a fost verificat în prealabil pe o stație de lucru separată, efectuând inclusiv probe funcționale în sistemul SCADA.

Întregul trafic realizat între sistemele SCADA și exterior va fi atent filtrat, controlat și monitorizat, datele de monitorizare fiind arhivate pentru a permite analiza în urma unui incident de securitate.

Posibilitatea de acces în scopul mentenanței de la distanță (remote management) din Internet în rețeaua SCADA, utilizată de terți sau de personalul propriu de întreținere se va acorda numai în situații excepționale, atent procedurat și reglementat, utilizarea fiind numai temporară, cu scop precis și perioadă de timp determinată. Comunicația pentru mentenanță de la distanță trebuie securizată, prin tunel criptat cu autentificare prin semnătură electronică, iar accesul va fi restricționat doar de la anumite adrese sursă din Internet.

Accesul cu calculatoare, laptop-uri sau alte dispozitive mobile în vederea mentenanței, upgrade-ului, configurărilor sau altor lucrări în afara activităților de exploatare propriu-zise, în zona rețelelor SCADA la toate nivelele, va fi strict restricționat

Proiectarea corespunzătoare a sistemelor de automatizare și a interblocajelor, astfel încât orice defecțiune apărută la echipamentele de automatizare, întreruperea alimentării sau a căilor de comunicații să fie corect semnalizată și să nu producă avarii ireversibile echipamentelor hidromecanice.

Măsuri administrative care să determine personalul de exploatare să respecte instrucțiunile de operare a echipamentelor, să efectueze controlul de rond, să monitorizeze corespunzător alarmele și semnalele de avertizare furnizate de echipament.

Proiectarea rețelei de comunicații la acest nivel nu va permite interconexiunile cu rețelele Internet, Intranet, de office și management. În general această zonă trebuie izolată din punct de vedere al comunicațiilor informatice, singurele conexiuni permise fiind cele de interblocaj între mai multe sisteme de nivel inferior și cele de legătură cu nivelul ierarhic superior.

Interzicerea utilizării căilor de comunicații la acest nivel în comun cu alte servicii fără legătură directă cu SCADA (supraveghere video, servicii mail, web, ftp, etc).

Respectarea acestor principii de proiectare și functionalitate sunt considerate esențiale pentru a asigura acestor instalații fiabilitatea, funcționalitatea, deschiderea și flexibilitatea necesare unor dezvoltări viitoare, precum și unificarea acestor sisteme la nivelul S.E.N. pentru a permite integrarea lor viitoare în noile concepte "smart-grid" și "centrale virtuale", concepte care pot asigura în viitorul apropiat valorificarea la un nivel superior a resurselor hidroenergetice.

Capitolul III

DIMENSIONAREA HIDROCENTRALELOR ÎN VEDEREA VALORIFICĂRII POTENȚIALULUI HIDROENERGETIC

3.1. Hidroenergia

De cel puțin douã mii de ani apă a fost folositã în foarte multe pãrți ale lumii,în special pentru măcinarea cerealelor și pentru producerea energiei. În toatã Europa și America de Nord au fost construite mori de apã, în primele decade ale revoluției industriale, pentru a produce energie utilizată într-o varietate de scopuri, de la procesarea inului pânã la tors și țesut, de la piuã și pânã la prelucrarea lemnului.

Conversia energiei hidraulice în energie electricã nu este poluantã, presupune cheltuieli relativ mici de întreținere, nu existã probleme legate de combustibil și constituie o soluție de lungã durată deoarece sursa energie hidraulice este inepuizabilă[17] .

Centralele hidroelectrice au cele mai reduse costuri de exploatare și cea mai mare duratã de viață în comparație cu alte tipuri de centrale electrice. Existã o experiențã de peste un secol în realizarea și exploatarea CHE, ceea ce face ca ele sã atingã niveluri de performanțã tehnicã și economicã foarte ridicate. Prima hidrocentrală din lume este cea de la Cragside, în Rothbury, Anglia, construitã în 1870 (figura 3.1). Cragside era o casã țãrãneascã în apropiere de Rothbury. A fost prima casã din lume care a utilizat energia hidroelectricã

În 1868 a fost instalat un motor hidraulic utilizat în spãlarea industrială a rufelor,în rotiserie și pentru acționarea liftului hidraulic. În 1870 apa din unul din lacurile deținute pe proprietate a fost utilizatã pentru a învârti un dinam (mașinã electricã rotativã ,generatoare de curent continuu)Siemens, aceasta fiind probabil prima centralã hidroelectricã din lume[17].

Fig.3.1 Centrala hidroelectricã Cragside, Anglia

A doua hidrocentrlă din lume a fost construită, in 1882, în Wisconsin, SUA, Appleton, pe râul Fox, fiind utilizată pentru a lumina doua mori de hârtie și o casă, la doi ani după ce Thomas Edison a prezentat lampa cu incandescență. În anul 1885, se construiește a treia hidrocentrală din lume, de către Asociatia Schmidt și Dachler[17].

În decursul anului 1896 prima centrală combinată hidro și termo din România a fost dată in exploatare pe valea râului Sadu, fiind denumită Sadu I (figura 3.2). Vechea turbină cu ax vertical a fost înlocuita in 1905 cu o turbină Francis care a funcționat până in 1929.

Fig.3.2 Centrala hidroelectrica Sadu I

3.2 Tehnologia de bază și componentele unei hidrocentrale

Hidroenergia face parte din categoria energiilor regenerabile.

Potențial hidroenergetic reprezintă energia echivalentă corespunzatoare unui volum de apă într-o perioadă de timp fixată de pe o suprafață precizată.

Potențialul hidroenergetic se poate clasifica în mai multe categorii:

Potențial hidroenergetic teoretic (brut):

de suprafață;

din precipitații;

din scurgere;

Potențial teoretic liniar (al cursurilor de apă);

Potențial tehnic amenajabil;

Potențial economic amenajabil;

Potențial exploatabil.

Potențialul hidroenergetic teoretic de suprafață din precipitații reprezintă energia echivalentă volumului de apă provenită din precipitații într-un an pe o suprafață (în general se consideră suprafața unui bazin hidrografic).

Potențialul hidroenergetic de suprafață din scurgere reprezintă energia echivalentă corespunzatoare volumului de apa scurs pe o suprafață într-un interval de un an.

Potențialul hidroenergetic liniar reprezintă energia echivalentă a volumului de apă scurs pe un râu într-un an.

Pentru toate aceste categorii, potențialul hidroenergetic teoretic se consideră energia echivalentă volumului de apă fară a se introduce pierderile de energie asociate utilizării practice ale acestui potențial, ca și cum randamentul de transformare în energie mecanică și/sau electrică ar fi 100 %[17].

Potențialul hidroenergetic tehnic amenajabil reprezintă producția de energie electrică care s-ar obține prin amenajarea unui curs de apă (integral sau pe un tronson) corespunzător unui anumit stadiu de dezvoltare al tehnologiilor asociate.

Potențialul hidroenergetic economic amenajabil reprezintă acea parte a potențialului tehnic amenajabil care poate fi valorificat prin amenajari eficiente economic. Potențialul hidroenergetic economic amenajabil este o mărime supusă cel mai des modificării, fiind influențată de progresul tehnic, tipul de centrale, dinamica acestora, amplasarea teritorială a surselor de energie primara și în principal condițiilor economice ale țării sau regiunii repsective. De aceea valoarea acestui potențial trebuie raportată la o anumită dată, iar evaluarea trebuie reluatăa periodic.

Potențialul hidroenergetic exploatabil reprezintă partea din potențialul economic amenajabil care poate fi efectiv exploatată dacă se ține cont și de restricții de impact asupra mediului ambiant.

Utilizarea potențialului unui sector de rau in vederea amenajarii acestuia

Pentru a putea utiliza potențialul unui râu pe un sector 1-2 este nevoie să se realizeze o concentrare a energiei în secțiunea 2 (figura 3.3). Concentrarea se referă la factorul intensiv (căderea) [17].

Fig 3.3 Schița unei amenajari hidroenergetice

Potențialul teoretic (brut) lunar al unui sector de râu (1-2), reprezintă energia (sau puterea) maximă care se poate obține pe sectorul respectiv, fără a se ține cont de pierderile care apar prin amenajarea acestuia (randamentul hidraulic și randamentul electro-mecanic)

Potențialul calculat pe baza debitului mediu este[17]:

P = 9,81×(Q1+Q2)÷2×(Z1˗ Z2) [kW]

E = 9,81×(Q1+Q2)÷2×(Z1˗ Z2)×8760 [kWh/an],

unde:

Q1 este debitul mediu multianual al părții amonte (inițiale) a sectorului amenajat;

Q2 este debitul mediu multianual al părții aval (finale) a sectorului amenajat;

Z1 este cota amonte a sectorului de râu și Z2 este cota aval a sectorului de râu;

8760 reprezintă numărul de ore dintr-un an (timpul).

Potențialul teoretic lunar este o mărime invariabilă în timp și independentă de condițiile tehnice sau economice. De aceea, deși prezintă dezavantajul de a nu fi o mărime fizică reală, potențialul hidroenergetic teoretic este folosit pentru studii comparative[17].

Potențialul teoretic liniar se calculează în general utilizându-se debitul mediu multianual al cursului de apă analizat. În acest caz relîtiile de mai sus devin:

P = 9,81×Qm×(Z1˗ Z2) [kW]

E = 9,81×Qm×(Z1˗ Z2)×8760 [kWh/an],

Potențialul tehnic amenajabil reprezintă acea parte a potențialului teoretic care poate fi valorificat prin transformarea energiei hidraulice a cursurilor de apă în energie electrică prin amenajarea hidroenergetică a sectorului de râu analizat[17].

Dacă se calculează potențialul tehnic al aceluiași sector de râu, se obține:

E = 9,81×Ƞtotal×Qm×(Z1˗ Z2)×T

unde

Qm= debitul mediu multianual pe sectorul respectiv;

T = timpul de calcul (pentru energia anuală se utilizează 8760 ore).

Ƞtotal = randamentul total pe centrală și este format din:

Ƞtotal = Ƞh×Ƞt×Ƞg , unde

Ƞh = randamentul hidraulic, care reprezintă randamentul circuitului hidraulic,

Ƞt = randamentul turbinei

Ƞg = randamentul generatorului.

Exprimă valoarea energiei care ar putea fi produsă utilizându-se un sector de râu.

Într-o hidrocentrală, energia potențială disponibilă sau căderea brută este convertită în energie electrică prin intermediul principalelor componente ale sistemului hidroenergetic, sistem reprezentat schematic în figurile 3.3 și 3.4.

Principalele componente unei hidrocentrale sunt urmatoarele:

Acumularea: constituie o forma de stocare a energiei potentiale disponibile[17].

Sistemul de transfer: include priza de apă (echipată cu grătar) și circuitul de transfer (canalul, conductă fortață, galeriile și evacuarea) unde o parte din energia disponibilă este convertită în energie cinetică.

Turbina hidraulică: este componenta centralei unde energia apei este convertită în energie mecanică.

Rotorul generatorului: energia mecanică transmisă prin intermediul arborelui către rotor conduce la producerea de energie electrică, conform legilor electromagnetice.

Linia de legătură la rețea: prin intermediul acesteia CHE este conectată la rețea pentru a furniza energie electrică consumatorilor[17].

Fig 3.4 Schema unei hidrocentrale

Puterea pe care o hidrocentrală o poate produce depinde de cădere, de exemplu înălțimea H [m] de la care vine apa și de debitul de apă turbinat Q [m3/s]. Căderea determină energia potențială disponibilă al unui amplasament. Debitul răului reprezintă volumul de apă [m3] care trece printr-o secțiune transversală a râului într-o secundă. Puterea brută teoretică (P [kW]) disponibilă poate fi apoi calculată folosind o relație simplificată:

P = 9,81×Q×H , în [kW].

Totuși, întotdeauna se pierde energie atunci când aceasta este convertită dintr-o forma în alta. Turbinele mici de apă au rareori randamente mai mari de 80%. Puterea va fi, de asemenea, pierdută în conducta prin care circula apa către turbină din cauza pierderilor prin frecare. Într-o aproximare dură, pentru sistemele mici, de câțiva kW, randamentul global se poate considera 50%. Ca atare, puterea teoretică ce se calculează trebuie înmultită cu 0,5 pentru a obține un rezultat mai realist.

Fig 3.6 Definirea căderii unui MHC

Amenajările pe firul apei

Amenajările pe firul apei se referă la modul de operare în care hidrocentrala foloseste doar apa disponibilă din curgerea naturala a râului. Amenajările pe firul apei sugerează că nu exista acumulări de apă sau inundări, iar puterea fluctuează odată cu debitul râul

Fig 3.7 Hidrocentrală pe firul apei

Puterea produsă de hidrocentralele pe firul apei fluctuează odată cu ciclurile hidrologice, astfel încât ele sunt mai potrivite pentru a da energie într-un sistem electric mai mare. Individual, ele nu asigură, în general, foarte multă capacitate fermă. De aceea, comunitățile izolate care folosesc hidrocentrale au nevoie deseori de o putere suplimentară. O centrala pe firul apei poate acoperi toate nevoile de electricitate ale unei comunităti izolate sau ale unei industrii dacă debitul minim al râului este suficient pentru a întâmpina cerintele vârfului necesar de energie electrică.

Hidrocentralele "pe firul apei" pot implică necesitatea devierii traseului râului. Devierea este deseori necesară pentru a se putea exploata avantajele unei mai bune căderi. În general, proiectele de deviere conduc la o reducere a debitului râului dintre priza de apă și centrala propriu-zisă. De regulă, pentru a devia debitul către priza de apă este necesar un stăvilar.

Amenajările cu acumulare

Pentru ca o centrală hidraulică să livreze la comandă, sau pentru a realiza o încărcare variată, sau pentru a furniza putere la vârful graficului zilnic de sarcină, apa trebuie să poată fi stocată într-un rezervor. Dacă un lac natural nu poate fi închis, asigurarea spațiului de depozitare implică construirea unui baraj sau a mai multor baraje și crearea unor noi lacuri. Aceasta are impact asupra mediului local într-un sens pozitiv și într-unul negativ, deși scara dezvoltării deseori mărește impactul negativ. Pentru microhidrocentrale nu este, în general, fezabilă din punct de vedere economic crearea noilor lacuri de acumulare, poate doar cu excepția amplasamentelor izolate unde valoarea energiei este foarte mare. Stocarea, pentru o microhidrocentrală este în general limitată la mici volume de apă dintr-un lac de acumulare nou sau ale unuia existent. Termenul folosit pentru a descrie acumulări cu volume mici de apă este bazin compensator. Acestea pot aduce beneficii microhidrocentralelor prin creșterea producției de energie și/sau creșterea veniturilor.

Schemele hidrocentralelor pot fi de înaltă cădere mare sau de cădere mică, depinzând de caracteristicile geografice ale zonei disponibile. Pentru un râu care parcurge un relief abrupt pentru o parte din cursul său, diferența de nivel poate fi utilizată prin devierea totală sau parțială a debitului și prin returnarea acestuia în albia naturală după ce a trecut prin turbină (schema de înaltă cădere, vezi figura 3.8). Apa poate fi adusă de la captare direct în turbină printr-o conductă sub presiune.

Fig 3.8 Schema tipică de CHE de înaltă cădere

În scheme de cădere mică, există două configurații posibile. Una utilizează stăvilare cu o schemă foarte asemănătoare cu cea de mai sus, deși canalul este, de regulă, scurt și conducta forțată mică sau inexistentă . Cealaltă configurație presupune un baraj cu o priză de apă integrală și clădirea centralei (figura 3.8.b).

Fig 3.8.a. Schema cu baraj de derivație și conductă fortată scurtă

Fig 3.8.b. Schema cu un baraj cu priză de apa integrala și clădirea centralei

Un caz particular îl reprezintă amenajările hidroenergetice complexe, care au producerea de energie electrică subordonată altor folosințe ca: irigații, alimentarea cu apă a proceselor industriale, alimentarea cu apă a populației sau evacuarea apelor uzate. Astfel, deși utilă, producția de energie nu reprezintă principalul obiectiv al amenajării.În general, puterea instalată a acestor microhidrocentrale este de până la 100kW. O schemă posibilă de asemenea amenajare este prezentată în figura 3.9.

Fig 3.9. Schema de amenajare hidroenergetică complexa cu MHC

Componentele principale ale hidrocentralelor

O hidrocentrală poate fi descrisă sub forma a două mari categorii: lucrări civile (construcția propriu-zisă) și echipamente mecanice și electrice.

– Lucrări civile

Principalele lucrări civile la o amenajare a unei hidrocentrale sunt: barajul sau stăvilarul, conductele pentru transportul apei și clădirea centralei electrice (vezi figura 6.4.). În principiu, pentru ca proiectul unei hidrocentrale să aibă costuri minime, cele mai importante preocupări se îndreaptă către simplitatea proiectului, punându-se accent pe construcții civile practice și ușor de efectuat.

Barajul sau stăvilarul realizează un lac de acumulare, direcționează apa într-un canal, într-un tunel, într-o vană sau la intrarea în turbină. Costul unui baraj pentru realizarea unei acumulări mari de apă nu poate fi în mod normal justificat pentru proiecte de microhidrocentrale, în consecință se folosește o construcție mai simplă, un baraj mic, de derivație, sau un stăvilar. Construcția poate fi din beton, din lemn, din cărămizi, din materiale locale sau dintr-o combinație a acestor materiale. În continuare se depun eforturi considerabile pentru a scădea costul barajelor și stăvilarelor pentru proiectele microhidrocentralelor, deoarece deseori, costul acestuia poate face un proiect nerentabil.

Traseul hidraulic într-o hidrocentrală cuprinde:

O priză de apă care include grătarul pentru plutitori, o stavilă și o intrare într-un canal, într-o conductă forțată sau direct în turbină, în funcție de tipul amenajării. Priza de apă este în general, construită din beton armat, grătarul din oțel, iar stavila din oțel.

Un canal și/sau tunel de aducțiune și/sau conductă forțată care conduc apa la centrala electrică la amenajările la care aceasta este situată la o distanță oarecare în aval de priza de apă. Canalele sunt în general excavate și urmăresc conturul terenului. Tunelele sunt subterane și sunt executate prin forare, prin explozii sau prin folosirea unei mașini de forare. Conductele forțate care transportă apă sub presiune pot fi din oțel, fibră de sticlă, polimer,sau beton.

Intrarea și ieșirea din turbină, include vanele și stavilele necesare opririi accesului apei către turbină, pentru oprirea centralei și revizii tehnice. Aceste componente sunt, în general, fabricate din oțel sau fontă. stavilele din aval de turbină, dacă sunt necesare pentru revizii, pot fi fabricate și din lemn.

Canalul de fugă -Transportă apa evacuată de la turbină înapoi în râu, este realizat prin excavare, asemenea canalului de aducțiune.

Clădirea centralei conține turbina sau turbinele și majoritatea echipamentului mecanic și electric. Clădirile microhidrocentralelor sunt, de regulă, realizate la dimensiuni cât mai mici posibile, având totuși o fundație puternică, acces pentru întreținere și siguranță. Construcția este din beton și din alte materiale de construcție.

-Echipamente mecanice și electrice

Principalele componente mecanice și electrice ale unei hidrocentrale sunt turbina (turbinele) și generatorul (generatoarele).

O turbină transformă energia hidraulică a apei în energie mecanică. Există diferite tipuri de turbine care pot fi clasificate în mai multe feluri. Alegerea turbinei depinde în principal de căderea disponibilă și de debitul instalat în microhidrocentrală.

Turbinele sunt în general împărțite în trei categorii (tabelul 3.1): în funcție de căderea pe care o prelucrează: de înaltă cădere, de cădere medie și de cădere mică; după presiunea pe palele turbinei: cu acțiune și cu reacțiune.

Diferența dintre acțiune și reacțiune poate fi explicată prin faptul că turbinele cu acțiune transformă energia cinetică a jetului de apă prin aer în mișcare prin lovirea paletelor turbinei, nu există reduceri de presiune apa având aceeași presiune pe ambele fețe ale paletelor, presiunea atmosferică. Pe de altă parte, palele unei turbine cu reacțiune sunt complet imersate în apă, iar momentul unghiular al apei, ca și cel liniar, este transformat în putere la arbore, presiunea apei care iese din rotor fiind egală sau chiar mai mică decât cea atmosferică.

Clasificarea tipurilor de turbine este prezentată în tabelul următor:

Tab 3.1 Tipuri de turbine utilizate în componená CHE

Turbinele folosite pentru căderi mici sau medii sunt cel mai des cu reacțiune și includ turbine Francis și turbine Kaplan cu pale fixe sau variabile.

Figura 3.10. Scheme pentru turbina Kaplan (stînga) și Francis (dreapta)

Turbinele folosite pentru amenajări de înaltă cădere sunt cele cu acțiune. Acestea includ turbinele Pelton, Turgo și Banki (curgere transversală).

Fig. 3.11 Turbina Pelton

Turbina care are curgere transversală, numită Banki (fig 3.12), este folosită pentru o gamă largă de căderi, acoperind atât gama pentru turbinele Kaplan, Francis cât și Pelton.

Este potrivită în special pentru curgeri cu debite mari și căderi mici.

Fig 3.12. (1) Turbina Banki; (2) Sectiune transversala a turbinei; (3) Lamele turbinei

Tipul selecției, geometria și dimensiunile turbinei depind în principal de cădere, de debitul defluent și de viteza rotorului. Fig 3.13. prezintă gama de acțiune a diferitelor tipuri de turbine ca o funcție de cădere și debitul instalat.

Fig 3.13 Nomograma de selecționare a turbinelor pentru hidrocentrale

Cu privire la generatoare, există două tipuri de bază folosite în general în microhidrocentrale și anume cele sincrone și cele asincrone.

Fig 3.14 Generator sincron utilizat la Microhidrocentrale

Alte componente mecanice și electrice ale hidrocentralelor includ:

regulator de turație pentru a potrivi viteza de rotație ideală a turbinei cu cea a generatorului (dacă este nevoie);

vane de închidere a accesului apei la turbine;

stavile de control și de by-pass pentru râu (dacă este nevoie);

sistem de control hidraulic pentru turbine și valve;

sistem de control și de protecție electrică;

Întreruptorul electric;

transformatoare pentru serviciile interne și pentru trasferul puterii;

serviciile interne care includ: iluminatul, încălzirea și puterea necesară funcționării sistemelor de control și a comutatorului;

sisteme de răcire și de lubrifiere (dacă este necesar);

sursă de putere de rezervă;

sistem de telecomunicații;

sisteme de alarmă împotriva incendiilor și de siguranță (dacă sunt necesare);

sistem de interconectare sau de transmitere și de distribuție.

3.3 Aspecte tehnice care au impact asupra exploatării hidrocentralelor

Proiectarea hidrocentralelor necesită studii tehnice și financiare fundamentale pentru a determina dacă un amplasament este fezabil din punct de vedere tehnic și economic. Aceste studii sunt legate de:

Topografia și geomorfologia amplasamentului.

Evaluarea resurselor de apă și potențialului acestora.

Alegerea amplasamentului și aranjamente de bază.

Turbinele și generatoarele hidraulice și echipamentele de control asociate.

Măsuri legate de protecția mediului și de micșorare a impactului.

Evaluare economică a proiectului și a potențialului financiar.

Cadrul instituțional și procedurile administrative pentru a obține autorizațiile necesare.

Alegerea debitului instalat

Pentru a decide dacă o schemă este viabilă este necesar să se înceapă evaluarea resurselor de apă existente în amplasament. Potențialul energetic al schemei este proporțional cu produsul debitului și al căderii. Căderea brută poate fi considerată în general constantă, dar debitul variază în cursul anului. Pentru a alege cel mai potrivit echipament hidraulic, pentru a ise estima potențialul și pentru a calcula producția anuală de energie este nevoie de o curbă de durată a debitului.

Primul lucru îl constituie obținerea de înregistrări cu privire la regimul precipitațiilor și la debitul râului pentru o perioadă de timp cât mai lungă pe suprafața bazinului hidrografic de interes. Înregistrări privind apele de suprafață și regimul precipitațiilor sunt colectate și publicate anual în fiecare țară de către una sau mai multe agenții guvernamentale. Cu ajutorul unui hidrograf al debitelor furnizat de către agenția corespunzătoare și prin aranjarea datelor în ordine descrescătoare și nu cronologic, poate fi obținută o curbă de durată a debitelor ca cea din figura 3.15. Aceasta face posibilă estimarea potențialului amplasamentului.

Curba de durată a debitelor evidențiază în procente, timpul în care debitul este egal sau depășește anumite valori și oferă un mijloc de determinare rapidă a cantității din resursa de apă disponibilă care poate fi acestea folosită de turbine de diferite dimensiuni.

Făcând referire la figura 3.15, care este curba de durată debitelor a unui râu într-un amplasament al unei amenajări hidroenergetice, puterea (P) disponibilă a râului variază în timp odată cu variația debitului Q.

Nu toată puterea poate fi folosită. Mai întâi, trebuie înlăturată din curba de durată a debitului rezerva de debit, având în vedere faptul că râul trebuie să își continue curgerea în albia naturală. Hașura de la baza curbei de durată a debitului din figura 3.15. reprezintă această curgere.Debitul utilizabil rămâne în suprafața de deasupra acesteia. Totuși, dacă ar fi instalată o turbină destul de mare pentru a folosi toată această suprafață, aceasta ar fi foarte mare și scumpă și ar funcționa la întreaga ei capacitate pentru o foarte scurtă perioadă de timp. Energia câștigată, în comparație cu unele capacități mai mici, n-ar conta în comparație cu costurile adiționale ale echipamentelor și conductelor.

Mai există un motiv pentru care se alege o capacitate mai mică: nici o turbină nu poate funcționa de la un debit zero la debitul instalat.

Multe pot funcționa doar până la valori de minim 60% din debitul instalat, iar chiar cele mai bune, nu pot fi folosite sub 50%. De aceea, cu cât este mai mare debitul instalat ales, cu atât va fi mai mare întreruperea funcționării datorită debitelor mici[17].

Fig. 3.15. Exemplu de curba de durata a debitelor

Randamentul turbinei

Randamentul unei turbine este definit ca raportul între puterea furnizată de turbină (puterea mecanică transmisă la arborele turbinei) și puterea absorbită (puterea hidraulică echivalentă debitului măsurat corespunzător căderii nete). Pentru a estima randamentul global, randamentul turbinei trebuie înmulțit cu randamentul amplificatorului de viteză (dacă se folosește așa ceva) și al genenatorului[17].

După cum se observă în figura 3.16., care evidențiază randamentul mediu pentru diferite tipuri de turbine, randamentul turbinei scade rapid sub un anumit debit turbinat.

O turbină este proiectată să funcționeze cât mai aproape de punctul ei de randament maxim, de regulă pe la 80% din debitul maxim, iar pe măsură ce debitul se depărtează de acest punct, randamentul turbinei hidraulice scade.

Fig. 3.16. Randamente medii pentru diferite tipuri de turbine

Intervalul de debite care pot fi utilizate, în consecință energia produsă, variază dacă[17]:

schema trebuie să alimenteze cu energie o rețea mică,

schema a fost proiectată pentru conectarea la o rețea mare de distribuție.

În primul caz, debitul instalat trebuie ales astfel încât să se permită producerea de energie în aproape tot cursul anului. În cel de-al doilea caz, debitul instalat trebuie ales astfel încât venitul net obținut din vânzarea energiei electrice produse să fie maxim.

Turbinele Kaplan și Pelton cu dublu reglaj pot funcționa satisfăcător într-o gamă mult mai mare de debite (de la aproximativ o cincime din debitul instalat în sus).

Turbinele Kaplan cu simplu reglaj au randamente acceptabile începând de la o treime, iar turbinele Francis de la o jumătate din debitul instalat în sus. Sub 40% din debitul instalat, funcționarea turbinelor Francis ar putea deveni instabilă, putând apărea vibrații sau șocuri mecanice. Turbinele cu aparat director fix și pale fixe pot funcționa satisfăcător doar într-o plajă foarte redusă de debite.

3.4. Factori care influențează producția de energie a hidrocentralelor

În timpul operării CHE, o serie de aspecte tehnice pot avea un impact major asupra fluxului de venituri și cheltuieli. Acestea sunt:

reducerea producției de energie față de media stabilită în etapa de proiectare, din cauza slabei calități a datelor hidrologice sau a supraevaluării acestora;

nerealizarea parametrilor garantați pentru echipament (putere, randament, comportament pe termen lung la funcționare, costuri mari în legătură cu întreținerea, reparații ale stricăciunilor etc.), datorate calității slabe a activității de proiectare, de asamblare și montaj;

scăderea producției de energie din cauza unei perioade secetoase (precipitații reduse). Dacă operatorul microhidrocentralei nu este capabil să furnizeze cantitatea de energie contractată de consumatori, acesta ar putea fi penalizat. O altă posibilitate pentru operatorul microhidrocentralei este să cumpere electricitate scumpă din alte surse (de exemplu termocentrale pe cărbuni) și să o revândă cu un preț mai mic clientului pentru a-și îndeplini sarcinile din contract. Bineînțeles, această variantă va cauza pierderi financiare importante;

ruperea barajului reprezintă un accident major cu importante consecințe cum ar fi închiderea microhidrocentralei pentru o lungă perioadă de timp. Statistic, combinația dintre o inundație în amonte de baraj și defecțiuni la deversor sunt cele mai frecvente cauze ale accidentelor. Cauzele secundare sunt erori de fundație sau infiltrații ale apei. La niveluri ridicate ale apei în lacul de acumulare, alunecări de teren sau prăbușiri de stânci în lac pot determina valuri atât de mari încât apa să se reverse peste toată lungimea barajului sau doar parțial. Dacă barajul este un con de rambleu, aceasta ar putea duce chiar la deteriorarea barajului. Altă cauză care ar putea conduce la distrugerea barajului o reprezintă cutremurele;

colmatarea, are loc datorită efectului de sedimentare a suspensiilor solide, care conduce la creșterea depunerilor pe fundul lacului de acumulare. Rezultatul constă în micșorarea cantității de apă care poate fi stocată și, prin urmare, reducerea cantității de energie posibil a fi produsă.

Aspectele ecologice cauzate de activitățile de producere a energiei, întreținere și reparații. Sunt costuri asociate cerințelor de a micșora, limita și chiar de a înlătura impactul acestor consecințe ecologice.

Principalele probleme legate de mediu pentru hidrocentrale sunt:

impactul ecologic al debitul de apă deviat și nevoia de a menține un debit suficient prin albia naturală a râului;

impactul vizual negativ a prizei de apă, a barajului (sau stăvilarului) și a clădirii centralei;

orice pagubă adusă peștilor sau altor organisme care trec prin turbine odată cu apa;

impactul unei faze din perioada de construcție, când pot fi necesare baraje temporare; există de asemenea riscul perturbării sedimentelor de pe patul râului și/sau depozitarea materialelor de construcții în apă;

orice schimbare a nivelurilor apelor subterane datorată barajului (sau stăvilarului).

Trebuie specificat faptul că schemele la scară redusă care nu implică acumularea apei în spatele barajului sau în lacuri de acumulare au un impact mult mai mic asupra mediului înconjurător.

Capitolul IV

STUDIU DE CAZ PRIVIND IMPLEMENTAREA SISTEMULUI SCADA LA S.H. ORADEA-CHE TILEAGD

4.1 Prezentarea Societatății de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale Hidroelectrica S.A.

Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale "Hidroelectrica"S.A. a fost înființată în baza Hotărârii de Guvern nr. 627/ 13 iulie 2000, ca urmare a reorganizării Companiei Naționale de Electricitate Hidroelectrica S.A.

Este societate comercială pe acțiuni, cu sediul social în București, sector 2, str. Constantin Nacu nr. 3, cu un capital social subscris și vărsat în valoare de 4.475.643.070 lei, deținut în proporție de 80,0561 % de statul român prin Ministerul Economiei, Comerțului și Mediului de Afaceri și în proporție de 19,9439 % de S.C. Fondul Proprietatea S.A.

Hidroelectrica S.A. are în componența sa, 7 sedii secundare cu statut de sucursală, fără personalitate juridică și tot odată este acționar unic în cadrul a 7 filiale Hidroserv cu personalitate juridică, înființate în baza Hotărârii de Guvern nr. 857/ 2002.

Capacitatea de producție a energiei electrice în cadrul sucursalelor este dată de un număr de:

140 microhidrocentrale cu puteri instalate sub 4 MW în care există un număr total de 287 de grupuri hidroenergetice care însumează o putere instalată de 111,86 MW;

23 centrale hidroelectrice cu puteri instalate cuprinse între 4 MW și 10 MW în care există un număr total de 46 de grupuri hidroenergetice care însumează o putere instalată de 165,68 MW;

106 centrale hidroelectrice cu puteri instalate mai mari de 10 MW în care există un număr total de 247 de grupuri hidroenergetice care însumează o putere instalată de 6.074,27 MW;

5 stații de pompare care însumează o putere instalată de 91,5 MW

Activitatea de producție a energiei electrice în cadrul Hidroelectrica se desfășoară în 274 de centrale cu 580 de grupuri hidroenergetice care însumează o putere instalată de 6.351,80 MW și o capacitate de producție de 17,5 TWh/an.

De la înființare (anul 2000), societatea a asigurat o producție de energie electrică din instalațiile proprii cuprinsă între 23,2% (în anul foarte secetos 2003) si 33,7% (in anul ploios 2012) din producția totală de energie electrică a României.

În ceea ce privește serviciile tehnologice de sistem, Hidroelectrica asigură peste 60% din rezerva secundară de reglaj necesară SEN, peste 80% din rezerva terțiară necesară SEN și 100% din energia reactivă debitată sau absorbită din rețea in banda secundară de reglaj a tensiunii.

Obiectul de activitate

Hidroelectrica este unul dintre cei mai importanți producători naționali de energie electrică cu o cotă de piață de cca. 24,5% și principalul producător de servicii de sistem cu o cotă de cca. 74% din totalul serviciilor de profil la nivel național.

Obiectul principal de activitate al societății, conform codificării aprobate prin Ordinul nr. 337/2007 se înscrie în codul CAEN 3511 – Producția de energie electrică.

Principalele activități ale societății constau în:

producerea de energie electrică în hidrocentrale și vânzarea de energie electrică

realizarea de servicii de sistem pentru Sistemul Energetic Național;

realizarea de servicii de gospodărire a apelor din acumularile proprii prin furnizarea de apă brută, regularizări de debite, protecție împotriva inundațiilor, asigurare de debite și alte servicii comune de gospodărire a apelor;

asigurarea navigației pe fluviul Dunărea prin ecluzare;

Totodată, în amenajările hidroenergetice de pe râurile interioare aflate în administrarea societății sunt asigurate controlul și atenuarea undelor de viitură pentru tranzitarea debitelor catastrofale iar în cazul în care debitele mărite periclitează bunuri materiale sau vieți omenești, Hidroelectrica, prin Comitetul Național pentru Situații de Urgență, contribuie într-o masură foarte importantă la limitarea și eliminarea acestor situații

Hidroelectrica SA, ca participant la piața de energie electrică, își desfășoară activitatea în baza licențelor acordate de către ANRE și care sunt reactualizate periodic, astfel:

Licența nr. 332/2001 pentru producerea de energie electrică;

Licența nr. 932/2010 pentru furnizarea de energie electrică;

Licența nr. 333/2001 pentru furnizarea serviciilor de sistem.

Licența nr. 332 pentru producerea de energie electrică

Licența are ca obiect autorizarea desfășurării activității de interes public de producere a energiei electrice, prin exploatarea comercială a capacităților energetice aferente unităților de producere a energiei electrice aflate în patrimoniul Hidroelectrica și a intrat în vigoare la data de 24 iulie 2001 cu o valabilitate timp de 25 de ani

În baza acestei licențe, Hidroelectrica are dreptul să tranzacționeze pe piața angro energia electrică produsă în capacitățile proprii, prin încheierea de contracte bilaterale, negociate sau reglementate, pe durate determinate și să cumpere energie electrică în limitele asigurării cantităților de energie electrică contractate în calitate de producător.

În baza acestei licențe, complementar activității de producere de energie electrică, Hidroelectrica SA mai poate desfășura activitatea de distribuție a energiei electrice, serviciul de transformare și/sau conexiune pentru Operatorul de distribuție zonal sau Operatorul de transport, prin intermediul rețelelor electrice deținute în patrimoniu.

Licența nr. 932 pentru furnizarea de energie electrică

În baza licenței, Hidroelectrica S.A. poate desfășura activitatea de furnizare de energie electrică prin încheierea de contracte de cumpărare cât și de contracte de vânzare de energie electrică.

Licența a intrat în vigoare la data de 1 iunie 2010 și este valabilă pe o perioadă de 6 ani.

Activitatea de cumpărare a energiei electrice se poate desfășura prin încheierea de contracte bilaterale sau alte aranjamente comerciale cu alți producători sau titulari de licențe, prin închierea de contracte de import sau prin tranzacții pe piețele centralizate gestionate de către OPCOM și OTS, cum ar fi Piața Zilei Următoare, Piața Intrazilnică și Piața de Echilibrare.

Vânzarea de energie electrică se poate face pe piața internă direct la consumatori eligibili cât și la titulari de licențe, prin tranzacții pe Piața Zilei Următoare, pe Piața Intrazilnică și pe Piața de Echilibrare iar pe piața externă, prin contracte de export.

Licența nr. 333 pentru furnizarea serviciilor tehnologice de sistem

Licența a fost emisă în baza prevederilor Legii Energiei nr. 318/2003, lege care a fost abrogată prin Legea Energiei nr. 13/2007. Noua lege a energiei nu mai prevede necesitatea ca Autoritatea de Reglementare să emită Licența pentru furnizare de servicii tehnologice de sistem și nici retragerea Licențelor de furnizare de servicii tehnologice de sistem în vigoare la data promulgării Legii. A intrat în vigoare la data de 24 iulie 2001 și este valabilă penru o perioadă de 25 de ani.

În prezent, participarea titularilor de Licență la piața serviciilor tehnologice de sistem se face în baza calificărilor unităților de producere obținute de la Dispecerul Energetic Național.

S.C. Hidroelectrica SA are dreptul să participe la piața centralizată de servicii tehnologice de sistem administrate de Operatorul de transport și de Sistem în baza prevederilorv Licenței nr. 333 pentru furnizarea serviciilor tehnologice de sistem.

4.2 Evaluarea ofertei de produse și servicii energetice ale S.C. Hidrocentrale Oradea

Structura Sucursalei Hidrocentrale SH Oradea este următoarea[25]:

6 Centrale Hidroelectrice,(CHE)

1 stație de pompare,

10 centrale hidroelectrice de mică putere (CHEMP),

Putere instalată totală: 237,15 MW,

13 captări secundare,

4 lacuri de acumulare –volum între 0,5 mil și 112 mil de mc apă,

2 bazine compensatoare,

Producția de energie electrica în an mediu hidrologic – 440 GWh/an.

Ca repere istorice în evoluția SH Oradea se prezintă următoarele date:

1955 – C.H.E.M.P. Aștileu I, putere instalată de 2,8 MW, 4 hidroagregate

1976 – C.H.E.M.P. Leșu la piciorul barajului Leșu, putere instalată de 3,4 MW 1 HA

1982 – C.H.E.M.P. Aștileu II, putere instalată de1 MW 1 HA

1985 – C.H.E. Remeți, putere instalată de 100 MW, 2 HA

1986 – Baraj C.E.T. Oradea, putere instalată de 0,68 MW, 4 HA

1987 – C.H.E.M.P. Piatra Bulz, putere instalată de 1,75 MW, 2 HA

1988 – C.H.E. Munteni I, singura centrală din țară unde turbinele se învârt în sens invers acelor de ceasornic, putere instalată de 58 MW, 2 HA

1989 – C.H.E. Lugașu și C.H.E. Tileagd cu o putere instalată de18 MW, 2 HA

C.H.E.M.P. CET Restituire cu putere instalată de 1,54 MW 4 HA

C.H.E.M.P. Boga cu o putere instalată de 0,78 MW, 2 HA

1990 – C.H.E.M.P. Budureasa, putere instalată de 0,73 MW, 2 HA

1991 – Stația de pompe Săcuieu, putere instalată de 10 MW,

1992 – C.H.E.M.P. Munteni II, putere instalată de 0.63 MW, 1 HA

1993 – C.H.E. Săcădat, putere instalată de 10 MW, 2 HA

2000 – C.H.E.M.P. Nimăiești, putere instalată de 1,17 MW, 2HA

2002 – trecerea în administrarea SH Oradea a C.H.E.M.P.-urilor Aștileu I și II, Boga, Budureasa, Nimăiești și Piatra Bulz,

2007 – C.H.E. Fughiu cu putere instalată de 10 MW 2 HA și Bazinul Redresor Oșorhei.

În continuarea capitolului se va face o scurtă descrierea a celor mai importante obiective hidroenergetice din cadrul SH Oradea. Se va pune accent pe cele care constituie obiectul prezentei lucrări . Se vor expune principalele date tehnice și parametrii energetici ai centralelor sau barajelor de interes. Între acestea se va pune accent pe energia electrică anuală produsă, debitul de apă nominal, tipul și numărul generatoarelor electrice amplasate în centrale, înălțimea de cădere a apei sau volumul de fluid din lacurile de acumulare.

Obiectivele hidroenergetice care au constituit obiectul analizei sunt prezentate pe scurt în cele ce urmează:

a.) Amenajarea Hidroenergetică Remeți- Drăgan

Două imagini ale barajului Drăgan sunt prezentate în figura 4.1.

Fig. 4.1 Barajul Drăgan noaptea și pe timp de zi(imagine panoramică)

Situat pe cursul râului Drăgan, cu o înălțime de 120 metri și o deschidere de coronament de 424 metri, contrucția de beton în dublu arc, Barajul Drăgan, este cel mai mare de acest tip din țară.

Lacul de acumulare format în spatele barajului are un volum total de 112 milioane mc de apă, permițând regularizarea anuală a unui debit de 8,7 m/s, producerea de energie electrică, alimentarea cu apă a folosințelor complexe precum și atenuarea viiturilor[25].

În figura 4.2. se prezintă lacul de acumulare Drăgan.

Fig. 4.2. Lacul de acumulare Drăgan

Centrala Hidroelectrică Remeți, amplasată pe Valea Bisericii, este cea mai mare centrală din cadrul sucursalei, fiind o centrală semiîngropată și echipată cu două turbine de tip FRANCIS, a căror putere unitară este de 50 MW. Eenergia furnizată este de 200GWh/an , debitul nominal Q. 40 m3/s înălțimea de cădere H =335 m

În figura 4.3 se prezintă o imagine a stației de evacuare aferente CHE Remeți.

Fig. 4.3 Stația electrică de evacuare a centralei hidroelectrice Remeți

Centrala Leșu este amplasată la piciorul barajului Leșu ( baraj aparținând Direcției Apelor Crișuri – Oradea ) fiind echipată cu 1 hidroagregat vertical tip FRANCIS de 3,4 MW debușează apa, după uzinare, în aducțiunea principală Munteni I, prin intermediul unei galerii de aducțiuni secundare de 8,1 km lungime[25].

E.10 GWh/an, debitul nominal Q. 9,3 m3/s H. 53,5m P = 1 x 3,4MW

Fig. 4.4 Centrala hidroelectrică Leșu

b. Centrala hidroelectrică Munteni

Centrala Hidroelectrică Munteni I, amplasată pe malul drept al văii Iadului, este o centrală subterană pe derivație, fiind echipată cu două turbine verticale de tip Francis uzinează apele turbinate la CHE Remeți și CHEMP Leșu.

E.120GWh/an Q. 49mc/s H. 146m P.2x 29 MW

Fig. 4.5. Imagini din interiorul CHE Munteni

În incinta CHE Munteni I s-a dat în funcțiune în 1992 o microhidrocentrală Munteni II, care este echipată cu o turbină orizontală de tip FRANCIS de 0,63 MW uzinând apa de pe diferența de bazin a râului Iad, dintre CHEMP Leșu și CHE Munteni I[25].

E.2 GWh/an Q. 2m3/s H. 45m P = 0,7MW

c. Amenajarea Lugaș – Tilegd de pe Crișul Repede

Barajul Lugașu este o construcție de beton armat cu înălțimea de 37,5 metri de tip baraj deversor, amplasat în apropierea localității Lugașu de Jos.

Lacul de acumulare cu un volum total de 63,5 mil mc de apă asigură regularizarea anuală a unui debit de 24,4 mc/s, producerea de energie electrică, necesarul de apă cât și atenuarea undelor de viitură.[25]

Fig. 4.6 Lacul de acumulare și CHE Lugașu

Centrala Hidroelectrică Lugașu este amplasată la piciorul barajului, pe malul drept al Crișului Repede, fiind echipată cu două turbine KAPLAN, cu putere unitară de 9 MW.

E.35GWh/an Q. 90 m3/s H. 25m P = 2 x 9 MW

Barajul Tileagd este o construcție similară barajului Lugașu, situată în aval de acesta.

Fig. 4.7 Lacul de acumulare și canalul de evacuare de la Tileagd

Lacul de acumulare de la Tileagd are un volum total ( 52, 94mil.mc ) mai mic decât al acumulării din amonte, realizând însă aceleași funcții.

Centrala Hidroelectrică Tileagd, pusă în funcțiune în 1989, este amplasată la piciorul barajului fiind echipată identic cu CHE Lugașu.

d. Amenajarea hidroelectrică Săcădat – Fughiu

Este formată din Centrala Hidroelectrică Săcădat și CHE Fughiu.

CHE Săcădat este amplasată pe valea Crișului Repede, pe sectorul cuprins între localitățile Săcădat și Fughiu, în amonte de municipiul Oradea ( la 17 km ), fiind echipată cu 2 turbine de tip KAPLAN cu o putere unitară de 5 MW.

E.20,6GWh/an Q. 90mc/s H. 15m P=2x 5MW

Fig. 4.8 Centrala hidroelectrică Săcădat

Hidrocentrala de la Fughiu amplasata pe valea Crișului Repede, pe sectorul cuprins între localitățile Sacadat și Fughiu, este tot centrală pe derivație echipată identic cu CHE Săcădat.

Fig. 4.9 CHE Fughiu

e. Bazinul Redresor Oșorhei

Amplasat la cca. 8 km de municipiul Oradea,între localitățile Fughiu, în amonte și Oșorhei, în aval, Bazinul Redresor Oșorhei este cea mai recentă lucrare hidroenergetică pusă în funcțiune in cadrul SH Oradea.

Fig. 4.10 Barajul Oșorhei

Barajul Oșorhei este de tip stăvilar, construit din beton armat, cu o lungime în front de 16 metri.

Bazinul Redresor Oșorhei are un volum total de cca. 1200 mii m3 de apă având o funcție importantă în alimentarea cu apă potabilă și industrială a municipiului Oradea.

f. Stația de pompe Săcuieu

Este amplasată pe râul Săcuieu, fiind echipată cu 2 pompe verticale de 5 MW, care pompează apa în perioadele de goluri de sarcină în sistemul de galerii de aducțiuni secundare gravitaționale ce debușează în acumularea Drăgan. Q. 4,3 m3/s H. 105m P = 2 x 5 MW

Fig. 4.11 Stația de pompe Săcuieu

Caracteristicile tehnice ale echipamentelor din cadrul CHE asupra cărora s-au efectuat măsurători sunt prezentate mai jos[25]:

1. Pentru CHE Tileagd- Lugașu

Hidrogenerator tip HVS-380/90-28 , An fabricație 1985, producător UCM Reșița

S = 10100 kVA

In= 927 A

Un= 6300 kV

Conexiunea Y

Uexc= 180 V

Randamentul 97,3%

Turatia = 214,3 rot/ min

Tranformator tip TTU-ONAF , An fabricație 1985, producător Electroputere Craiova

Sn=25MVA

U=123/6,3kV

Y0D-11 Usc=11%

InS = 2250 A

InP = 117,5 A

Mod de răcire O.N.A.F.

2. Pentru CHE Fughiu – Săcădat

Hidrogenerator tip HVS-426/66-26 An fabricație, 1985 producător UCM Resita

S = 6400 KVA

In= 676 A

Un= 6,3 kV

Conexiunea Y

Uexc= 180V

Randamentul 97,3 %

Turația =166,67rot/min

Transformator tip TTU-ONAF , An fabricație 1985 producător: Electroputere Craiova

Sn=16 MVA

U = 123/6,3kV

Y0D-11 ,Usc=11%

InS = 1468 A

InP = 75,2 A

Mod de răcire O.N.A.F

3. Pentru CHE Munteni

Hidrogenerator tip HVS.340/125-12, An fabricație 1982, producător UCM Resița

Putere nominală S = 31.900 kVA

In= 1.754 A

Un= 10.500 V

Conexiunea Y

Uexc= 150V

Randament 97,6 v%

Turatia nominală = 500 rot/ min

Tranformator tip TTU-OFAF, an fabricație 1982, producător Electroputere Craiova

Sn= 40 MVA

U =123/10,5kV

Y0D-11 Usc=12%

InS = 2199,4 A

InP = 184,2 A

Mod de răcire O.F.A.F.

4. Pentru CHE Remeți

Hidrogenerator tip HVS 430/125-14, an fabricație 1982, producător UCM Resita

Puterea nominală Sn = 60.500 KVA

In= 3327 A

Un= 10.500 V

Conexiunea Y

Uexc= 180 V

Randament = 98,1 %

Turatia nominală = 428 rot/ min

Tranformator tipTTU-FS , an fabricație 1982 , producător Electroputere Craiova

Sn= 63 MVA

U = 121/10,5kV

Y0D-11 Usc=11%

InS = 3464 A

InP = 300,5 A

Mod de răcire O.F.A.F.

5. Pentru CHE Aștileu I

Hidrognerator tip A1500/500, an fabricație: 1954, producător Întreprinderea Strungul Brașov

S = 1000 kVA

Turatia nominală = 500 rot/min

Cosφ = 0,7

Un = 6,3kV

Uex= 80V

Transformator tip TTU – 2500/20

S = 2500 kVA

Grupa de conexiuuni Dd -10

Usc = 6,4%

Ins = 72,5 A

Inp = 226,7 A

În anul 2008, Sucursala Hidrocentrale Oradea, devine parte integrantă a Hidroelectrica SA. Unitatea are sediul în Oradea str Ogorului nr 34.

Obiective hidroenergetice ale S.H. Oradea sunt cuprinse în două mari amenajări hidroenergetice.

Amenajarea Dragan-Iad, începută în anul 1973, cuprinde[25]:

2 centrale hidroelectrice CHE Remeti și CHE Munteni,

2 centrale hidroelectrice de mică putere CHEMP ( Leșu și Munteni II),

un lac de acumulare (Dragan), un lac compensator (Bulz),

stație de pompare (Săcuieu).

Centrala hidroelectrică Remeți, pusă în funcțiune în anul 1985, este o centrală semiîngropată echipată cu doua turbine Francis de 50MW. Conform proiectului, producția medie anuală de energie a centralei este de 200 GWh/an. Puterea instalată pe centrală este de 100 MW.

Barajul Dragan asigură retenția apelor râului cu același nume. Este o construcție de beton în dublu arc cu înălțimea de 120 m și cu deschiderea la coronament de 424 m. Lacul de acumulare Dragan, cu un volum total de 112 milioane m3, permite regularizarea anuală a unui debit de 8,7 m3/s.

Centrala hidroelectrică Munteni I este o centrală subterană pusă în funcțiune în anul 1988. Centrala hidroelectrica Munteni funcționează în tandem cu CHE Remeți și este echipată cu 2 turbine Francisc cu puterea de 26.9MW. Puterea instalată pe centrală este de 52,8MW

Producția medie de energie electrică furnizată de CHE Munteni într-un an mediu hidrologic este de 122,5 GWh/an.

CHEMP Leșu este prima centrală pusă in funcțiune în anul 1976 din cadrul amenajării Drăgan –Iad. Centrala are instalat un hidroagregat cu P=3,6 MW care furnizează energia de 10 GWh/an in an mediu hidrologic.

Finalizarea lucrărilor în cadrul amenjării Drăgan –Iad s-au realizat în anul 1988.

Energia produsă în amenajarea Drăgan –Iad în an mediu hidrologic este de 332,5 GWh/an.

Amenajarea hidroenergetică Criș-Aval are în componență:

4 centrale hidroelectrice (Lugasu, Tileagd, Sacadat și Fughiu),

8 centrale hidroelectrice de mică putere (Astileu I, Astileu II, Baraj CET Oradea, CET Restituire Oradea, Budureasa, Nimaiesti, Boga și Piatra Bulz),

2 lacuri de acumulare (Lugasu, Tileagd)

un lac compensator (Oșorhei).

Primele lucrări în cadrul amenajării de pe cursul Crișului Repede au început în anul 1954, prin demararea proiectului pentru amenajarea Vadu-Crișului Aștileu. Finalizarea lucrărilor în cadrul amenjării s-au realizat în anul 2007.

Prima hidrocentrală din cadrul amenajării hidroenergetice Criș –Aval este CHEMP Aștileu 1. Centrala este echipată cu 4 turbine Francis gemene cu ax orizontal. Căderea apei este de 32,16 m.

Caracteristicile de proiect ale CHE Aștileu sunt: Pi = 2,8 MW; Qi = 12 m3/s; Ep = 14 GWh/an.

CHEMP Aștileu 2 a fost pus in funcțiune în anul 1982 și valorifică potențialul hidroenergetic al apei evacuate pe canalul de fugă de la CHEMP Aștileu1.

Centrala hidroelectrică este o centrală pe canal deschis și este echipată cu un hidroagregat cu puterea P= 1MW antrenat de o turbină de tip Kaplan[25].

Energia de proiect a centralei este de 5 GWh/an

Hidrocentralele Lugașu și Tileagd au fost puse în funcțiune în mai respectiv decembrie 1989. Cele două hidrocentrale sunt echipate identic cu cu cîte două hidrogeneratoare de 9,1MW fiind acționate de turbine Kaplan verticale. Barajele Lugașu și Tileagd sunt baraje tip deversor din beton armat înalte de 37,5 m care asigură acumularea apelor în două lacuri de 63,50 milioane m3, respectiv 52,94 milioane m3.

Energia de proiect acelor două centrale este de 32,5 GWh/an în an mediu hidrologic[25].

Hidrocentralele Săcădat și Fughiu au fost puse în funcțiune 1993, respectiv 2007.

Cele două hidrocentrale sunt echipate identic cu cu cîte două hidrogeneratoare de 5 MW fiind acționate de turbine Kaplan verticale. Energia de proiect acelor două centrale este de 20 GWh/an în an mediu hidrologic.

Barajele Lugașu și Tileagd sunt baraje tip deversor din beton armat înalte de 37,5 m care asigură acumularea apelor în două lacuri de 63,50 milioane mc, respectiv 52,94 milioane mc.

În afara funcțiilor caracteristice amenajărilor hidroenergetice, amenajarea Criș-Aval are și funcția de regularizare a debitelor hidrologice pe sectorul Aleșd – Fughiu contribuid prin aceasta la asigurarea debitelor necesare orașului Oradea în perioadele secetoase care se manifestă cu precădere în ultima perioadă. Tot astfel amenajările energetice din sectorul Aleșd – Fughiu au contribuit și la protejarea orașului in perioada anilor 1988- 2002 când debitele afluente in sectorul menționat ar fi pus in pericol localitățile din aval de orasul Aleșd, deoarece depășeau capacitatea de tranzitare a albie râului Crișul Repede

Amenajarea hidroenergetică Criș-Aval asigură furnizare unei cantități de energie electrică de 120 GWh/an.

În cadrul centralelor hidroenergetice de mică putere instalate în zona Boga – Nimăiești (4 centrale) se produce anual circa 12,5 GWh în an mediu hidrologic.

Astfel se poate concluziona faptul că în SH Oradea se poate produce o cantitate medie de 452,5GWh/an într-un an mediu hidrologic.

Având în vedere faptul că zona de NV a Sistemului Energetic Național este o zonă deficitară din punct de vederea a producerii și reglării parametrilor calitativi ai energiei electrice, aportul adus în sensul compensării acestui neajuns de catre SH Oradea este unul semnificativ de important[17][25].

Descrierea amenajarii hidroenergetice Crișul –Repede

În perioada celui de-al doilea război mondial sursa de energie electrică a orașului Oradea era produsă de Uzina Electrică ce avea două grupuri electrogene, compuse din turbine cu abur, una de fabricație LANG Budapesta de 4000kW care antrena un generator de fabricație GANZ, Budapesta și o turbină de tipul CURTSS Parson de fabricație Breitfeld – Danek și un generator Kolben de 3000 CP, asigurând cu greu o putere de 4000 – 4500 kW.

La câțiva ani de la terminarea celui de-al doilea război mondial, vârful de consum a început să se apropie în mod îngrijorător de puterea disponibilă a Uzinei Electrice vechi a orașului Oradea, fiind necesare căutarea de soluții urgente și eficiente[25].

Primele studii privind construcția unor hidrocentrale în zona Crișurilor s-au făcut la sfârșitul sec.al XIX-lea, respectiv începutul sec.al XX-lea. S-au făcut măsurători pe Crișul Repede în două puncte ce se folosesc și azi, rezultând următoarele debite medii:

– Crișul Repede la Ciucea – 5,16 m³/sec.

– Crișul Repede la Vadu – Crișului – 7,88 m³/sec.

Pe baza măsurătorilor și calculelor efectuate au rezultat următoarele puteri teoretice posibile de valorificat :

– Crișul Repede pe zona Vadu Crișului – Oradea – 16,8 MW.

– Afluentul Iad Km 0 – 35 – 2,66 MW.

– Afluentul Drăgan km 0 – 28 – 4,21 MW.

Primul proiect privind valorificarea potențialului hidroenergetic al afluentului Iad, a fost înaintat Consiliului Orășenesc Oradea în 2 aprilie 1902 de către inginerii RUBCHICH GYÖRGY și SZÜTS BÉLA. Conform calculelor efectuate de către cei 2 autori se putea amenaja o hidrocentrală în zona Aștileu, cu o putere instalată de 2,94 MW.

Energia electrică produsă s-ar fi transportat la Oradea printr-o linie electrică aeriană de 25 kV. Profesorul KÁROLY JÓZSEF IRENEUS, renumit fizician, membru al Consiliului Orășenesc, promotorul electrificării orașului Oradea, a îmbrățișat acest proiect, dar a considerat că centrala este prea mare față de necesitățile orașului Oradea din acea perioadă.

Specialiștii s-au ocupat și de valorificarea potențialului hidroenergetic al bazinului CRIȘUL REPEDE – DRĂGAN – IAD și în anii 1940. S-a studiat posibilitatea construirii unei centrale cu baraj de acumulare în Valea Drăganului care permitea construirea unei centrale de 38 MW în aval de acest baraj, dar ideile au rămas doar pe hârtie.

Ținând cont de panta generală a Crișului Repede de 2,5 m/km s-a studiat și varianta construirii mai multor hidrocentrale pe Crișul Repede. S-a întocmit și un anteproiect pentru construcția mai multor hidrocentrale în sectorul Telechiu – Tileagd – Săbolciu[25].

Varianta care s-a dovedit cea mai avantajoasă a fost construcția amenajării Vadu Crișului-Aștileu, luându-se în calcul și un proiect mai vechi al inginerului orădean SZESZICH ELEK. Această soluție a fost avizată în 26 mai 1948.

La baza proiectului au stat măsurătorile hidrologice efectuate în anii 1891 – 1915; 1925 -1927; 1929 – 1935 – 1941. Citirile climatice s-au efectuat la mira hidrometrică așezată la podul peste Crișul Repede din comuna Vadu Crișului. S-a stabilit că panta apelor mari este de 4 m/ km și debitul mediu este de 12 m³/sec. S-a ținut cont de lucrarea lui Dorin Pavel, care a indicat un debit de Q = 12,4 m³/sec. Sa calculează și debitul catastrofal rezultând după autorul Iszkovski, 880 m³/sec, respectiv 918 m³/sec.

Un moment important al dezvoltarii hidroenergetice a zonei îl constituie punerea în funcțiune, în anul 1954, a centralei hidroelectrice de mică putere Astileu I, eveniment la care a asistat și părintele hidroenergeticii românești, Dorin Pavel.

Acest moment din istoria hidroenergetici românești marca începuturile activității de transformare a forței apei în energie electrică în județul Bihor, fiind prima centrală hidroelectrică de mică putere din regiunea Transilvaniei.

Astfel se puneau bazele electrificării regiunii Munților Apuseni și pregătirea intrării în exploatare a Uzinei Electrice Remeți in urmă cu 40 de ani.

Au urmat lucrările de amenajare a râurilor Iad și Drăgan demarate în anul 1973, continuate în 1982 cu amenajarea Cris-Aval de pe sectorul Alesd-Fughiu al bazinului hidrografic al Crișului Repede.

Amenajarea Cris-Aval are în componență 4 centrale hidroelectrice (Lugasu, Tileagd, Sacadat și Fughiu), 4 centrale hidroelectrice de mică putere (Astileu I, Astileu II, Baraj CET Oradea, CET Restituire Oradea, 4 baraje (Vadu Crișului, Lugas, Tileagd și Oșorhei) 2 lacuri de acumulare (Lugasu, Tileagd) și un lac compensator (Oșorhei)[25].

Primele lucrări în cadrul amenajării de pe cursul Crișului Repede au început în anul 1983, finalizarea acestora realizându-se în anul 2007. În afara funcțiilor caracteristice amenajărilor hidroenergetice, amenajarea Criș-Aval are și funcția de regularizare a debitelor hidrologice pe sectorul Aleșd – Fughiu contribuid prin aceasta la asigurarea debitelor necesare orașului Oradea în perioadele secetoase care se manifestă cu precădere în ultima perioadă

Tot astfel amenajările energetice din sectorul Aleșd-Fughiu au contribuit și la protejarea orașului in perioada anilor 1988- 2002 când debitele afluente in sectorul menționat ar fi pus in pericol localitățile din aval de orașul Aleșd, deoarece depășeau capacitatea de tranzitare a albie râului Crișul Repede

Având în vedere faptul că zona de NV a Sistemului Energetic National este o zonă deficitară din punct de vederea producerii și reglării parametrilor calitativi ai energiei electrice, aportul adus în sensul compensării acestui neajuns de catre amenajarea hidroenergetică menționată este unul semnificativ de important.

Centrala Hidroelectrică Tileagd

Este o amenajare de tip centrală la piciorul barajului fiind amplasată pe malul drept al Crișului Repede. CHE Tileagd este echipată cu două turbine KAPLAN, Q- 45m3/s H- 25m cu putere unitară de 9 MW. Centrala a fost pusă în funcțiune în luna mai 1989. Energia produsă la CHE Tileagd este de 35 GWh/an într-un am mediu hidrologic. Centrala hidroelectrică Tileagd funcționează aproximativ 3500-4500 ore /an. Obiectivul au fost construit în perioada 1983-1989 de către Trustul de Construcții Hidroenergetice Cluj și de Antrepriza Instalații Energetice București[25].

CHE Tileagd este echipată suplimentar cu 2 conducte de descărcare a debitelor in în aval de centrală în canalul de fugă pentru situația în care centrala este indisponibilizată și este necesară funcționarea centralelor din aval (CHE Săcădat și CHE Fughiu) și asiguraerea debitului de servitute pentru municipiul Oradea în aval de barajul Tileagd. De asemenea CHE Tileagd este deservită de o stație de înaltă tensiune 110kV echipată cu 3 celule de linie destinate transportului energie livrate de CHE in stația 110kV de la Aleșd și in viitor in stația Oradea Sud și o celulă pentru transformatorul ridicător de temsiune de 25 MVA

Lacul de acumulare de la Tileagd este o construcție de beton armat cu înălțimea de 37,5 m, de tip baraj deversor, cu 3 deversoare de suprafață și 6 goliri de fund, are un volum total 52,94mil.m3, realizând funcțiile de regularizarea anuală a unui debit de 24,4 m3/s, producerea de energie electrică, necesarul de apă pentru municipiul Oradea cât și atenuarea undelor de viitură[25].

Fig. 4.12 Barajul din beton armat de la CHE Tileagd.

Proiectul inițial de dispecerizare a amenajării Criș-Aval prevedea realizarea unui dispeerat unic în orașul Aleșd astfel încât dispeceratul să fie amplasat la jumătatea distanței dintre limitele amenajarii Drăgan -Iad și Criș-Aval. Echipamentele de telemecanică și monitorizare a proceselor au fost livrate de către producătorii din acea vreme la toate centralele din amenajare în anul 1988.Punerea în funcțiune a acestor echipamente a întârzâiat foarte mult, abia prin anul 2005 a fost reluat proiectul de de dispecerizare centralizată a amenajării. Toată tehnologia și concepția schemei de dispecerizare era depășită iar echipamentele era-u complet inutilizabile avându-se în vederea tehnologiile actuale[25].

În cadrul Hidroelectrica SA a inceput în anul 2000 implementarea unei noi concepții de monitorizare procese și teletransmisie de date de tip SCADA. Astfel la SH Tîrgul Jiu a fost implementată SCADA în anul 2003, proiectul funcționând cu succes pe toată amenajarea Jiu.

CHE TILEAGD a fost prima centrală la care a fost implementată SCADA dintre centralele din amenajarea Criș-Aval. A fost un proiect amplu avându-se în vedere necesiatea adaptării soluțiilor și tehnologiilor actuale la vechea concepție și la echipamentele din perioada anilor 80. Institutul de Proictării în Automatizării sucursala Cluj a realizat cu succes acest proiect dificil[25].

Sistemul SCADA instalat la CHE este un sistem deosebit de complex având în vedere diversitatea și complexitatea echipamentelor deservite și pentru care sistemul oferă o multitudine de facilității. Asiguarea suportului pentru teletransmisia datelor din/spre CHE este deasemenea o problemă majoră deoarece Centralele Hidroelectrice sunt amplasate de regulă în zone mai greu accesibile,iar echipamentele electrice și elecronice distorsionezăși bruiază semnalul transmis de sistemul SCADA[25]. Sisemul necesită adaptări la condițiile din subteran și la o arhitectură foarte vastă deoarece CHE are în componeță a multitudine de echipamente cu funcții vitale pentru exploaterea în siguranță a centralelor și barajelor. Nefuncționare sau funcționarea deficitară a sistemului SCADA în CHE poate provoca dezastre inimaginabile pentru populația din vecinatatea acestor obiective.

Astfel în anul 2006, CHE Tileagd era complet monitorizată de la distanță fiind de asemenea posibilă efectuarea manevrelor de pornire a hidroegregatelor de 9 MW de la Dispeceratul hidroenergetic din Oradea. În anul 2010,ca urmare a extinderii funcțiilor sitemului a fost posibilă monitorizarea de la Dispeceratul Energetic Național. În figura 4.13 se prezintă clădirea principală a centralei în figura 4.14 stația electrică de evacuare a centralei.

Fig. 4.13 Clădirea principală a CHE Tileagd

Fig. 4.14 Stația electrică de evacuare a CHE Tileagd

În figura 4.15 se prezintă o imagine a camerei generatoarelor iar în figura 4.16 camera de comandă a centralei Tileagd cu amplasamentul panourilor de monitorizare și control aferente SCADA.

Fig. 4.15 Sala generatoarelor a CHE Tileagd

Fig. 4.16 Camera de comandă a CHE Tileagd

Alte elemente din structura hard a instalației SCADA se prezintă în figurile următoare:

Fig. 4.17 Monitor implementare SCADA la CHE Tileagd

Fig. 4.18 Contor inteligent a sistemului SCADA

Fig. 4.19 Componente SCADA: a- Contorizare schimb energie electrică, b- sistem telemecanică

Fig. 4.20 Controllere SCADA

Fig. 4.21 Relee de telecomanda

Fig. 4.22 Panou urmărire parametric HG

Fig. 4.23 Panou operator HG2

Fig. 4.24 Panou de urmărire debite turbină

Fig. 4.25 Panou afișare parametrii apa uzinată

Fig. 4.26 Sistem de preluare date video și dulapuri relee

Din structura soft a sistemului SCADA face parte programul de urmările a proceseelor energetic implementat pe un calculator de process. Detalii cu aspectul interfețelor de lucru se prezintă în figurile următoare:

Fig. 4.27 Interfață acces generat SCADA Hidroelectrica

Fig. 4.28 Interfața SCADA afișare parametrii hidroenergetici la nivel Hidroelectrica

Fig. 4.29 Interfața acces portal SCADA Oradea

Fig. 4.30 Parametri hidroenergetici SCADA UH Oradea

Fig. 4.31 Caracteristici hidroenergetice pentru amanajarea Crișul Repede

Fig. 4.32 Panou producție SCADA Oradea

Fig. 4.33 Meniu acces date

Fig. 4.34 InterfațaSCADA pentru cerere rapoarte aferente producției UH Oradea

În figura 5.35 se prezintă o secțiune prin amenajarea CHE Tileagd cu evidențierea amplasamentului senzorilor de nivel.

Fig. 4.35 Senzori SCADA

În figura 4.36 se prezintă sisteme de acționare și de măsurare pe circuitul hidraulic al centralei

Fig. 4.36 SCADA pentru partea mecano- hidraulică a CHE Tileagd

În figura 4.37 se prezintă un raport de date preluat din arhiva SCADA.

Fig. 4.37 Raport date SCADA

Fig. 4.38 Raport date pentru instalația de epuismente

Fig. 4.39 Raport citire rapoarte contoare

Fig. 4.40 Arhitectura de bază a SCADA pentru CHE Tileagd

Fig. 4.41 Raport grafice de achiziție parametric hidroenergetici

În figura următoare se prezintă partea electrică a sistemului SCADA:

Fig. 4.42 Configurația sistemului de achiziție de date pentru parametrii electrici în CHE Tileagd

Fig. 4.43 Raport energii orare

Fig. 4.44 Interfața de configurare a intrărilor digitale

Cu ajutoul SCADA Tileagd ca studiu de caz, în paragraful următor se prezintă evidența grafică a energiilor active și reactive săptămânale. S-au stabilit pentru perioadele de urmărir,e săptămâni reprezentative pentru două anotimpuri.

Pentru lunile de iarnă

Pentru GH1 săptamana 2-9 dec 2014

Fig. 4.45 Evoluția energiilor active și reactive debitate de HG1

pentru săptămâna 2-9 dec 2014[MWh/MVArh]

Pentru GH2 saptamana 2-9 dec 2014

Fig. 4.46 Evoluția energiilor active și reactive debitate de HG2

pentru săptămâna 2-9 dec 2014[MWh/MVArh]

Fig. 4.47 Evoluția energiilor active și reactive debitate de HG1

pentru săptămâna 10-17 dec 2014[MWh/MVArh]

Fig. 4.48 Evoluția energiilor active și reactive debitate de HG2

pentru săptămâna 10-17 dec 2014 [MWh/MVArh]

Pentru lunile de vară

Fig. 4.49 Evoluția energiilor active și reactive debitate de HG2

pentru săptămâna 1-7 iunie 2015[MWh/MVArh]

Fig. 4.50 Evoluția energiilor active și reactive debitate de HG2

pentru săptămâna 8-14 iunie 2015,[MWh/MVArh]

Fig. 4.51 Evoluția energiilor active și reactive debitate de HG2

pentru săptămâna 15-23 iunie 2015, [MWh/MVArh]

Fig. 4.52 Evoluția energiilor active și reactive debitate de HG2 pentru săptămâna

24-30 iunie 2015[MWh/MVArh]

Un alt studiu de caz este prezentat în paragraful următor, unde se prezintă evidența grafică preluată din S.C.A.D.A., a orelor de funcționare pentru hidroagregatele 1 și 2 din CHE Tilegd.

Ore funcționare HG1 și HG2

săptamâna 2-9 dec 2014

Fig. 4.53 Evoluția orelor de funcționare HG1 și HG 2 pentru săptămâna 2-16 dec 2014

saptamana 10-17 dec 2014

Fig. 4.54 Evoluția orelor de funcționare HG1 și HG 2 pentru săptămâna 10-17 dec 2014

Fig. 4.55 Evoluția orelor de funcționare HG1 și HG 2 pentru săptămâna 18-24 dec 2014

Fig. 4.56 Evoluția orelor de funcționare HG1 și HG 2 pentru săptămâna 25-31 dec 2014

Pentru luna de vară

Fig. 4.57 Evoluția orelor de funcționare HG1 și HG 2 pentru săptămâna 1-7 iunie 2015

Fig. 4.58 Evoluția orelor de funcționare HG1 și HG 2 pentru săptămâna 8-14 iunie 2015

Fig. 4.59 Evoluția orelor de funcționare HG1 și HG 2 pentru săptămâna 15-22 iunie 2015

Fig. 4.60 Evoluția orelor de funcționare HG1 și HG 2 pentru săptămâna 23-30 iunie 2015

Studiu de caz. Nr. 3 – Rezultatele monitorizării GUP(grup ulei sub presiune) pentru o săptâmână de lucru

Pentru HG1

Pentru HG2

Pentru HG1

Pentru HG2

Pentru HG1

Pentru HG2

Pentru HG1

Pentru HG2

Pentru HG1

Pentru HG2

Pentru HG1

Pentru HG2

Pentru HG1

Pentru HG2

În cadrul studiului de caz nr. 4 se prezintă în paragraful curent, evidența declanșărilor întreruptoarelor HG la curenți de sarcină și la scurcircuit.

Fig. 4.61 Pentru HG1

Fig. 4.62 Pentru HG2

Sudiul de caz nr. 5 prezintă variația debitelor uzinate pentru două săptămâni reprezentative distribuite pe cele două anotimpuri alese.

Pentru HG1 și HG 2 – luna de iarnă

Fig. 4.63 Evoluția debitelor uzinate pentru HG1 și HG 2 pentru săptămâna 2-9dec 2014[m3/s]

Fig. 4.64 Evoluția debitelor uzinate pentru HG1 și HG 2 pentru săptămâna 10-17 dec 2014[m3/s]

Fig. 4.65 Evoluția debitelor uzinate pentru HG1 și HG 2 pentru săptămâna 18-24 dec 2014[m3/s]

Fig. 4.66 Evoluția debitelor uzinate pentru HG1 și HG 2 pentru săptămâna 2-31 dec 2014[m3/s]

Pentru luna de vară

Fig. 4.67 Evoluția debitelor uzinate pentru HG1 și HG 2 pentru săptămâna 2-16 dec 2014[m3/s]

Fig. 4.68 Evoluția debitelor uzinate pentru HG1 și HG 2 pentru săptămâna 2-16 dec 2014[m3/s]

Fig. 4.69 Evoluția debitelor uzinate pentru HG1 și HG 2 pentru săptămâna 2-16 dec 2014[m3/s]

Fig. 4.70 Evoluția debitelor uzinate pentru HG1 și HG 2 pentru săptămâna 2-16 dec 2014[m3/s]

Concluzii

Din analiza proiectului și cercetările de natură practică desfășurate la sediul U.H. Oradea și la CHE Tileagd, se poate constata că S.C.A.D.A. se referă la un sistem care colectează date de la diferiți senzori plasați în diverse puncte ale unui hidroagregat sau instalație aferentă, date care apoi sunt trimise la un calculator central ce constiuie un Server SCADA propriu, care gestionează și controlează aceste date. în urma procesării datelor primite sau în urma comenzilor date de operatorul uman, se pot trimite comenzi spre sistemul tehnologic.

Un sistem SCADA pentru o hidrocentrală include un subsistem hardware (interfața pentru semnalele de intrare și de ieșire, controlere – PLC, relee, echipamente de comunicații, etc) și un subsistem software (interfața cu utilizatorul – HMI, baze de date, drivere, aplicații, etc)

SCADA oferă control în timp real permițând optimizarea exploatării procesului energotehnologic din cadrul centralelor hidroelectrice.

Aplicațiile SCADA sunt realizate pe baza unei arhitecturi software.În principiu o arhitectura SCADA software are cel puțin doua componente: Aplicația SCADA server și aplicația SCADA client.

Aplicația SCADA Server este de obicei multi – tasking, fiind responsabile atât de achiziția de date cat și de stocarea acestora într-o baza de date.

Aplicația SCADA Server transfera datele de la RTU spre o bază de date.

Aplicația SCADA client utilizează baza de date actualizata de catre serverul SCADA în scopul de a realiza interfețe grafice pentru utilizatori, asa numitele HMI (Human Machine Interface). Un HMI mimează un proces tehnologic, crează liste de evenimente, rapoarte, liste de alarma și de avertizare, trending.

În multe cazuri aplicațiile SCADA se adresează și utilizatorilor îndepărtați care dispun de o conexiune la Internet. în acest caz e nevoie de o noua componenta și anume : un WEB server.

Un WEB server este folosit pentru generarea de pagini WEB dinamice, care sunt furnizate clientilor WEB SCADA. Clienții WEB SCADA pot(într-un mod similar cu clienți obișnuiți SCADA )beneficia de facilitățile acestora și anume au acces în timp real la: liste de parametri, liste de evenimente sau lista de alarme, prin intermediul unui simplu browser .

Clienții WEB SCADA nu beneficiază însa de aceleași interfețe grafice, aceleași HMI-uri de care beneficiază clienții obișnuiți. Clienții SCADA obișnuiți, rulează aplicații specifice spre deosebire de clienții WEB SCADA care vizualizează pagini WEB oferite de WEB server.

Pentru a reduce cat mai mult diferența dintre clienții SCADA obișnuiți și clienții WEB SCADA, și pentru a oferi și acestora HMI-uri cat mai asemănătoare cu componentele de tip instrument virtual sunt construite pentru a pune la dispoziția utilizatorilor o interfața care oferă date pentru inițializare, și generarea unui instrument virtual. Componentele tip de instrument virtual sunt servicii WEB puse la dispoziție de serverele de servicii web. Pentru a facilita căutarea acestor servicii, sunt necesare broker-ele de servicii.

Implementarea SCADA în CHE Tilegd a condus la o îmbunătățire a gestionării informațiilor și evenimentelor care apar în procesul de exploatare curentă a hidroagregatelor energetice instalate în centrală.

Se pot accesa rapid și prelucra statistic și grafic pe baza arhivei de date, parametrii orari, zilnici, lunari, etc, de o importanță deosebită pentru aprecierea perfiormanțelor funcționale ale hidrocentralei.

Pe baza analizei datelor gestionate de SCADA se poate de asemenea aprecia și concluziona cu o precizie mare momentul optim în care un hidroagregat necesită anumite lucrări de mentenanță precum și aploarea acestor lucrări.

Datele preluate de SCADA pot fi monitorizate în timp real de la dispeceratul energetic al SC Hidroelectrica SA. Astfel prin ierarhizarea monitorizării și posibilitatea comandării de la distanță sunt reduse semnificativ eventualele riscuri de avarii care pot apare în procesul de exploatare.

Bibliografie

[1]. Daniela Hossu, Ioana Fagarasan, Andrei Hossu, Proiectarea aplicatiilor SCADA.Studii de caz, Ed. Printech, ISBN 978-606-521-973-1, Bucuresti, 2013;

[2]. Sergiu Stelian Iliescu, Dan Mihoc, Automatizari și protecții prin relee în sistemele electroenergetice, E.D.P. Bucuresti, 1983.

[3]. R. Dobrescu, M. Dobrescu, Henri-George Coanda, Aplicații distribuite, Ed.Bibliotheca, Târgoviște, 2003.

[4]. Daniela Hossu, Sisteme de transmitere a datelor cu aplicații în energetică, Ed.Printech, 2007;

[5]. Daniela Hossu, Infrastructuri de comunicatie pentru sisteme evoluate de control, Ed. Printech, ISBN 978-973-718-918-9, Bucuresti, 2008;

[6]. Dobrescu R., D. Andone, M. Dobrescu, Dedicated Software for Fieldbus Control Applications, Proc. Of the European Control Conference, ECC01, Porto, Portugal, Sept 3-7, 2001, pp.2273-2278, poster paper;

[7]. Dobrescu R., G. Ionescu, D. Popescu, D. Andone, M. Dobrescu, G. Florea, A New Process Control Strategy Based on Fieldbus, LSS 2001, Bucharest, Romania, July 18-20, 2001, pp. 208-214;

[8]. Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) Systems, NCS TIB 04-1,Communication Technologies, Inc.14151 Newbrook Drive, Suite 400 Chantilly, Virginia 20151, October 2004;

[9]. Peter King, SCADA Systems –Looking Ahead, Control Microsystems White Paper August 2005;

[10]. Dennis Gaushel, Henry Darlington, Supervisory Control and Data Acquisition, PROCEEDINGS OF THE IEEE, VOL. 75, NO. 12, DECEMBER 1987;

[11]. Norikazu Toshida, Mario Uesugi, Yuji Nakata, Masaaki Nomoto, Tomonobu Uchida, Open Distributed EMS/SCADA System, Hitachi Review Vol. 47 (1998), No. 5;

[12]. Jurgen Prange and Judith Bishop, Distributed Operating Systems A Study In Applicability, SART / SACJ, No 24, 1999;

[13]. Daneels A., Salter W., WHAT IS SCADA?, International Conference on Accelerator and Large Experimental Physics Control Systems, 1999, Trieste, Italy;

[14]. Arghira Nicoleta, Hossu, Daniela, Fǎgǎrǎșan, Ioana, Iliescu, S. St., Costianu, D.R., Modern SCADA philosophy in power system operation – A survey,Scientific Bulletin, University POLITEHNICA Bucharest, Series C: Electrical Engineering, vol. 73, nr. 2, ISSN 1454234x, pp. 153-166, 2011.

[15]. Alexandru Baya, Centrale și statii de pompare, București 1990;

[16]. Anton L, Baya A, Hidraulică și mașini hidraulice, Vol. I, II, Ed. Mirton, Timișoara, 1994, 1995;

[17]. Bâlă M, Constructii hidrotehnice și centrale hidroelectrice, Vol. II E.D.P. București 1967

[18]. http://www.agp.ro

[19]. www.hidroelectrica.ro

[20]. http://www.energiialternative.net

[21] http://www.assoance.it

[22] *** UCMR, Hidroagregate de mică putere, tipuri și listă de referință, iunie 2003. p.4.;

[23] Hoța, I., Bejan, I., Zincescu, Gh., Dorn W., , Mortoiu, G., Microhidroagregate compacte în gama 10-100 kW dezvoltate la U.C.M. Reșița, A patra Conferință a hidroenergeticienilor din România, în memoria profesorului Dorin Pavel, 26-27 mai 2006, ed. Printech, București, p.789-806.

[24] Toader, S., Claudiu Iavornic Cl.,: Minihidroagregate modulare în gama 1,1-10 MW dezvoltate de hydro-engineering, A patra Conferință a hidroenergeticienilor din România, în memoria profesorului Dorin Pavel, 26-27 mai 2006, Ed. Printech, București, p.807-824;

[25]. *** Raport Tehnic de exploatare SCADA, SC Hidroelectrica S,A,, Sucursala Hidrocentrale Oradea,2010, Sistem S.C.A.D.A .pentru conducerea operativă a centralelor hidroelectrice din amenajarea Criș.