Sistem Scada de Monitorizare Si Control al Statiilor de Masura a Gazelor Naturale din Romania

Diverse2

Sistem Scada de Monitorizare Si Control al Statiilor de Masura a Gazelor Naturale din Romania

Byadmin ianuarie 1, 2024

PROIECT DE DIPLOMĂ

Sistem SCADA de monitorizare și control al stațiilor de măsură a gazelor naturale din România

Contents

Listă acronime

Introducere

Proiectul SCADA

Motivația

Capitolul 1. SCADA – Supraveghere si controlul achiziției de date

Conceptul sistemului

Interfața om-mașină

Capitolul 2. B&R (Bernecker Rainer) Procesul de control al sistemului

Automatizarea în întreprinderi

Automatizarea în fabrici

Controlul proceselor

Automatizarea infrastructurii

Monitorizarea energiei

Monitorizarea condițiilor

Controlul avansat al proceselor

Capitolul 3: Prezentarea aplicației SCADA implementată

Capitolul 4: Construirea Sistemului Central de Control

Capitolul 5: Arhitectura aplicației – IT, E & P, GPSM – BUG GMS

Schema întregului sistem

Sistem de ansamblu – Stația Tip 1

Sistem de ansamblu – Stația Tip 2

Schema conectării la bazele de date

Capitolul 6: Stații de măsurare

Capitolul 7: Descrierea funcțiilor – Sistemului Central de Control (CCS)

7.1 Aplicații ale CCS

7.2 Funcționarea sistemului

Transferul de date prin conexiune de tip IOSYS

Login-ul in Sistemul Central de Control

FileLogin

7.3 Drepturile operatorilor

Drepturile operatorilor pentru configurarea alarmelor

Drepturile operatorilor în cadrul aplicației

Nivel superior de logică

Capitolul 8: Funcționarea și vizualizarea tuturor stațiilor de măsurare

Exploatarea / vizualizare

Sistemul central online de alarmă

Administrarea utilizatorilor

Interfața cu utilizatorul

Interfața sistemului

Utilizarea sistemului

Bibliografie

În cadrul acestei lucrări, am realizat o analiză practică a unei soluții SCADA utilizata pentru monitorizarea si controlul echipamentelor stațiilor de măsura a gazelor naturale din Romania.

Aplicația a fost implementată în cadrul unei firme care se ocupă cu extracția de gaze, pentru măsurarea, contorizarea volumului și calității la stațiile de transfer de gaze. Aceste stații de contorizare de gaze sunt distribuite în întreaga Românie. Fiecare stație are propriul sistem de control și sistem de automatizare subordonat, care sunt supravegheate și proiectate de o locație centrală, acolo unde există planuri de a pune în aplicare un sistem Central de Control (CCS). Acest CCS, oferă de asemenea acces centralizat sau descentralizat la bazele de date din stațiile de măsurare subordonate și conectate prin E & P (Gas Pipeline Management System) și BUG (Gas Management System – GMS), baze de date ce pot fi interogate printr-o interfață uniformă.

Pentru a face posibil acest lucru, un modul de bază de date centrale este elaborat și implementat in compatibilitate cu bazele de date existente în prezent și folosite de această firmă.

Listă acronime

Introducere

Sistemele SCADA sunt definite ca fiind dispozitive computerizate, utilizate in monitorizarea si gestionarea situațiilor din teren, astfel încât informațiile furnizate de acestea sa fie analizate in timp real de către un dispecer unic.

Sistemele SCADA conectează acele elemente pentru găsirea soluțiilor la anumite probleme incluzând: presiuni, debite, nivele ale apei in rezervoare, funcționare vane si clapete, permițând astfel calibrarea continua a modelelor si furnizând, totodată, un instrument util si eficient pentru dezvoltarea in timp real a strategiilor de lucru.

Conectarea la astfel de tipuri de sisteme SCADA, conduce inevitabil la îmbunătățirea substanțiala a gestionarii tuturor resurselor (materiale si umane) prin:

– interpretarea rapida si eficienta a analizelor de randament pentru stațiile de procesare gaze naturale;

– crearea continua a modelelor de calibrare pentru stațiile de procesare gaze naturale;

– realizarea unui management integrat al stațiilor de procesare gaze naturale;

– crearea bazei de lucru pentru realizarea suportului decizional in timp real pentru stațiile de procesare gaze naturale.

Proiectul SCADA

Principalele obiective pentru implementarea acestui sistem SCADA sunt următoarele:

optimizarea reducerii energiei, atât de necesara funcționarii diverselor tipuri de senzori;

monitorizarea diverselor sisteme ale stațiilor pentru administrarea si gestionarea resurselor de gaze, consumurilor (necesarului de gaze) si controlului calității gazelor;

menținerea controlului întregului sistem de alimentare cu gaze, asigurarea performantelor necesare si realizarea unui management integrat al consumurilor (necesarului de gaze) si al calității gazelor;

realizarea procedurilor operaționale pentru diferite regimuri de curgere si creșterea eficientei prin automatizarea proceselor;

stocarea informațiilor cu privire la comportamentul sistemelor de alimentari cu gaze, pentru a realiza o înțelegere deplina a situațiilor apărute, conform necesitaților;

realizarea unui vârf de consum (necesar de gaz), prin examinarea completa a funcționarii sistemelor de alimentare cu gaze;

stabilirea funcționarii eficiente a diverselor sisteme SCADA, minimizând astfel necesitatea inspecțiilor de rutina in diverse locuri îndepărtate ale unor sisteme de alimentari cu gaze;

furnizarea unui sistem de alarmare, ce oferă posibilitatea diagnosticării eventualelor probleme ce pot apărea in sistemele de distribuție a gazelor, prin monitorizarea lor de la un punct central (dispecer), permițând astfel trimiterea in teren a unui personal calificat, eliminând in acest fel timpii morți si evitând, totodată, numeroasele accidente si avarii care ar putea deteriora, in timp, mediul înconjurător.

Motivația

Rezultatele ce vor fi obținute in cadrul acestei lucrări, au rolul de a specifica cu exactitate care este performanta componentelor din stațiile de gaze si care este capacitatea maxima pe care acestea o pot suporta, pentru a oferi performante maxime. Performantele pot avea un grad variat de diferențe, întrucât in funcție de modul in care sunt folosiți si optimizați anumiți parametri, performantele vor putea varia.

Analiza este realizata cu scopul de a specifica importanta parametrilor (V, T, P) ce pot fi ajustați in funcție de anumite cerințe legale, cat si cu scopul de a evidenția normalizările ce pot fi realizate asupra gazului.

Capitolul 1. SCADA – Supraveghere si controlul achiziției de date

SCADA (supraveghere si control al achiziției de date) este un tip de sistem industrial de control (ICS). Sistemele industriale de control sunt sisteme controlate de computer care monitorizează și controlează procesele industriale care există în lumea fizică. Sistemele SCADA se deosebesc de alte sisteme de ICS deoarece sunt procese la scară largă și pot include mai multe site-uri, și distanțe mari.

Acesta include procese industriale, infrastructura, și procese bazate pe facilitate, așa cum este descris mai jos:

• Procese industriale ce includ pe cele de dezvoltare, producție, generarea de energie, fabricație, și rafinare, și poate rula în continuu, lot, moduri de repetare, sau discret.

• Procesele de infrastructură pot fi publice sau private, și includ tratarea apei și distribuția ei, colectarea apelor uzate și tratarea lor, conducte de gaze, transmisia de energie electrică și distribuție, ferme eoliene, apărare civilă prin sisteme de alarmă și sisteme mari.

• Facilitatea proceselor au loc atât în medii publice cât și în cele private, inclusiv clădiri, aeroporturi și nave. Ele monitorizează și controlează încălzirea, ventilația, și sistemele de aer condiționat (HVAC), cât și consumul de energie.

Conceptul sistemului

Termenul SCADA se refera de obicei la un centru de comandă care monitorizează și controlează un întreg spațiu de producție. Cea mai mare parte a operațiunilor se execută automat de către RTU – Unități Terminale Comandate la Distanță (Remote Terminal Unit) sau de către PLC- Unități Logice de Control Programabile (Programmable Logic Controller).

Funcțiile de control ale centrului de comandă sunt de cele mai multe ori restrânse la funcții decizionale sau funcții de administrare generală.

Fig 1 – Sistem SCADA

Achiziția de date începe la nivelul RTU sau PLC și implică citirea indicatoarelor de măsură și a stării echipamentelor care apoi sunt comunicate la cerere către SCADA. Datele sunt apoi restructurate intr-o formă convenabilă operatorului care utilizează o HMI, pentru a putea lua eventuale decizii care ar ajusta modul de lucru normal al RTU/PLC. (Un sistem SCADA include componentele: HMI, controllere, dispozitive de intrare-ieșire, rețele, software și altele)

Un sistem SCADA tipic implementează o baza de date distribuită care conține elemente denumite puncte. Un punct reprezintă o singură valoare de intrare sau ieșire monitorizată sau controlată de către sistem. Punctele pot fi fie hard, fie soft. Un punct hard este reprezentarea unei intrări sau ieșiri conectată la sistem, iar un punct soft reprezintă rezultatul unor operații matematice și logice aplicate altor puncte hard și soft. Valorile punctelor sunt stocate de obicei împreună cu momentul de timp când au fost înregistrate sau calculate. Seria de puncte+timp reprezintă istoricul acelui punct.

Achiziționarea unui sistem SCADA (denumit și DCS – Sistem de control distribuit Distributed Control System) poate fi făcută de la un singur producător sau utilizatorul poate asambla un sistem SCADA din subcomponente.

RTU – Unitățile Terminale Comandate la Distanță – (Remote Terminal Unit)

RTU realizează conexiunea cu echipamentele supravegheate, citesc starea acestora (cum ar fi poziția deschis/închis a unui releu sau valve), citesc mărimile măsurate cum ar fi presiunea, debitul, tensiunea sau curentul. RTU pot controla echipamentele trimițând semnale, cum ar fi cel de închidere a unui releu sau valve sau setarea vitezei unei pompe.

RTU pot citi stări logice digitale sau măsurători analogice, și pot trimite comenzi digitale sau setări de valori analogice de referință.

Monitorizare reprezintă preluarea anumitor informații din sistem prin intermediul unor interfețe și sisteme de achiziție specializate.

Monitorizarea semnalelor binare

Aceasta presupune urmărirea stării unor contacte auxiliare din proces cu ajutorul unor interfețe cu separare galvanică. Astfel determinată, starea contactelor este stocată în regiștrii de intrare ai RTU, sincronizat cu semnalul de tact

Fig 2 – Monitorizare semnale

Funcțiuni suplimentare:

a. Blocarea automată a transmiterii către nivelul superior în cazul în care intrarea numerică are un număr prea mare, neplauzibil, de tranziții în unitatea de timp.

b. Blocarea, la cerere, a preluării datelor referitoare la intrarea respectivă atunci când urmează să se intervină la echipamentul respectiv pentru reparații.

c. Verificarea automată a integrității circuitelor de preluare a semnalelor.

Contactelor din sistemele electroenergetice a căror stare este preluată de RTU se pot împărți în următoarele categorii:

a. Semnalizări de poziție monopolare: este cazul citirii poziției separatoarelor, cuțitelor de legare la pământ, stării automatizărilor și alte echipamente, altele decât întreruptoarele. Aceste stări sunt preluate de la un singur contact, care copiază starea echipamentului

b. Semnalizări de poziție bipolare: este cazul preluării poziției întreruptoarelor, care se face prin intermediul a două contacte, unul normal închis și altul normal deschis.

c. Semnalizări de alarmă care sunt semnalizări monopolare și pot fi de două tipuri:

– semnalizări de tipul „apare/dispare” la care sunt semnificative atât momentul închiderii cât și momentul deschiderii contactului;

– semnalizări de tipul „funcționare protecție” la care este semnificativ numai momentul apariției semnalizării, nu și momentul dispariției acesteia.

O parte importantă a implementărilor SCADA sunt alarmele. O alarma este starea logică a unui punct care poate avea valoarea NORMAL sau ALARM. Alarmele pot fi create în așa fel încât ele se activează atunci când condițiile sunt îndeplinite. Un exemplu de alarmă este avertizorul luminos “rezervorul de benzină gol” al unei mașini. Alarmele îndreaptă atenția operatorului SCADA spre partea sistemului care neccarea automată a integrității circuitelor de preluare a semnalelor.

Contactelor din sistemele electroenergetice a căror stare este preluată de RTU se pot împărți în următoarele categorii:

a. Semnalizări de poziție monopolare: este cazul citirii poziției separatoarelor, cuțitelor de legare la pământ, stării automatizărilor și alte echipamente, altele decât întreruptoarele. Aceste stări sunt preluate de la un singur contact, care copiază starea echipamentului

b. Semnalizări de poziție bipolare: este cazul preluării poziției întreruptoarelor, care se face prin intermediul a două contacte, unul normal închis și altul normal deschis.

c. Semnalizări de alarmă care sunt semnalizări monopolare și pot fi de două tipuri:

– semnalizări de tipul „apare/dispare” la care sunt semnificative atât momentul închiderii cât și momentul deschiderii contactului;

– semnalizări de tipul „funcționare protecție” la care este semnificativ numai momentul apariției semnalizării, nu și momentul dispariției acesteia.

O parte importantă a implementărilor SCADA sunt alarmele. O alarma este starea logică a unui punct care poate avea valoarea NORMAL sau ALARM. Alarmele pot fi create în așa fel încât ele se activează atunci când condițiile sunt îndeplinite. Un exemplu de alarmă este avertizorul luminos “rezervorul de benzină gol” al unei mașini. Alarmele îndreaptă atenția operatorului SCADA spre partea sistemului care necesită o intervenție. La activarea alarmelor, un manager de alarme poate trimite mesaje email sau text operatorului.

PLC – Controllere logice programabile (Pogrammable Logic Controller)

Un PLC, este un mic computer cu un microprocesor folosit pentru automatizarea proceselor cum ar fi controlul unui utilaj într-o linie de asamblare. Programul unui PLC poate adesea controla secvențe complexe și de cele mai multe ori este scris de către un inginer. Programul este apoi salvat în memoria EEPROM.

Ceea ce diferențiază un PLC de alte computere este faptul că este prevazut cu intrări/ieșiri către senzori și relee. PLC-urile citesc starea comutatoarelor, a indicatoarelor de temperatură, de poziție s.a. PLC-urile comandă motoare electrice, pneumatice sau hidraulice, relee magnetice. Intrările/ieșirile pot fi externe prin module I/O sau interne.

PLC-urile au fost inventate ca o alternativă mai puțin costisitoare la vechile sisteme care foloseau zeci sau sute de relee și timere. Adesea un PLC poate fi programat să înlocuiască sute de relee. PLC-urile au fost inițial folosite de industria constructoare de mașini.

Funcționalitatea unui PLC s-a dezvoltat de-a lungul anilor pentru a include controlul releelor, controlul mișcării, control de proces, Sisteme de Control Distribuit și rețele complexe.

La primele PLC-uri funcțiile decizionale erau implementate cu ajutorul unor simple diagrame ladder (Ladder Diagram) inspirate de diagramele electrice ale conexiunilor. Astfel electricienilor le era ușor să depaneze problemele de circuit având diagramele schematizate cu logica Lader.

În prezent, linia ce delimitează un computer programabil de un PLC este tot mai subțire. PLC-urile s-au dovedit a fi mai robuste, în timp ce computerele au înca deficiențe. Folosind standardul IEC 61131-3 acum este posibilă programarea PLC folosind limbaje de programare structurată și operații logice elementare. La unele PLC este disponibilă programarea grafică denumită (Sequential Function Charts) bazată pe Grafcet.

HMI – Interfața om-mașina (Human Machine Interface)

Industria de HMI/SCADA a aparut din nevoia unui terminal prietenos pentru utilizator într-un sistem alcatuit cu unitati PLC. Un PLC este programat să controleze automat un proces, însa faptul că unitățile PLC sunt distribuite într-un sistem amplu, colectarea manuală a datelor procesate de PLC este dificila. De asemenea informatiile din PLC sint de obicei stocate intr-o forma bruta, neprietenoasa.

HMI/SCADA are rolul de a aduna, combina si structura informatiile din PLC printr-o formă de comunicație. Înca din anii 1990 rolul sistemelor SCADA în sistemele inginerești civile s-a schimbat, neceșitind o mai mare cantitate de operațiuni executate automat. Un HMI elaborat, poate fi de asemenea conectat la o bază de date pentru realizarea de grafice în timp real, analiza datelor, proceduri de întretinere planificate, scheme detaliate pentru un anumit senzor sau utilaj, precum și metode de depanare a sistemului. Din 1998, majoritatea producatorilor de PLC oferă sisteme HMI/SCADA integrate, cele mai multe folosind sisteme de comunicație și protocoale deschise, neproprietare. Majoritatea sistemelor HMI/SCADA oferă compatibilitate cu PLC-urile.

Componentele sistemului SCADA

Cele trei componente ale sistemului SCADA sunt:

1. Mai multe RTU sau PLC.

2. Stația Master și HMI Computer(e).

3. Infrastructura de comunicație.

Funcțiile unei unități MTU sunt următoarele: elaborarea comenzilor, centralizarea datelor, memorarea informațiilor, comunicarea cu alte sisteme, interfața cu operatorul.

Pentru a realiza funcțiile specificate, unitatea MTU trebuie ca procesorul acesteia să cunoască foarte detaliat toți senzorii și elementele de execuție conectați la sistem. Descrierea sistemului se face sub formă ierarhică. Descrierea procesului pentru MTU se numește configurare și constă în completarea unor tabele de căutare pe care acesta le poate utiliza ori de câte ori are nevoie să actualizeze configurația procesului. Configurarea este similară cu configurarea unui calculator personal, după această operație MTU fiind capabil să utilizeze protocoalele corecte pentru fiecare caz. Pentru configurarea legăturilor radio trebuie specificate mai mulți parametri: trebuie specificate numărul de RTU care intră în componența sistemului, identificarea acestora și echipamentele periferice conectate la fiecare dintre ele. Așa cum RTU trebuie să memoreze anumite date critice și să le stocheze până la prima cerere de transmitere a MTU, acesta trebuie să fie, la rândul său, capabil să memoreze pentru intervale mari de timp anumite date importante.

Legăturile dintre MTU și calculatoarele de nivel superior pot fi întrerupte accidental sau, din cauza unor defecțiuni, acestea pot fi în imposibilitate să preia datele o perioadă. Capacitatea de memorare se dimensionează în funcție de timpul maxim estimat pentru eliminarea acestor defecțiuni.

În afară de aceste date care trebuie memorate pe durate relativ mici, există date importante care trebuie memorate pe durate mai mari: regimuri deosebite de funcționare care, la cererea operatorului, sunt memorate în istoricul funcționării sau date care sunt necesare pentru a se putea face o reprezentare a evoluției sistemului pe durate mari (luni, ani). Prin integrarea MTU în sisteme rapide de calculatoare, aceste date sunt transmise și memorate în baze centrale de date, memoria MTU rămânând disponibilă pentru informații vitale ale sistemului.

http://www.automatizari-scada.ro/html/ce_este_scada__ce_este_modbus_.php

Interfața om-mașină

Fig 3 – Sistem autonom de filtrare a apei

O interfață om-mașină sau HMI este aparatul care prezintă procesul de date la un operator uman, și prin care operatorul uman controlează procesul. HMI este, de obicei, este legat de sistemul SCADA prin baze de date și programe software, pentru a oferi o anumită viziune, date de diagnostic, și informații de management, cum ar fi procedurile de întreținere programate, logistica informatiilor, scheme detaliate pentru un senzor special sau mașină, și rezolvarea problemelor de sistem.

Sistemul de HMI, de obicei, prezintă informații personalului de exploatare grafică, în formă de o diagramă. Acest lucru înseamnă că operatorul poate vedea o reprezentare schematică a rafinăriei putând fii controlată. De exemplu, o imagine a unei pompe conectate la o țeavă poate arăta operatorului că pompa funcționează și cât de mult lichid este pompat prin conductă în acest moment. Operatorul poate comuta apoi pompa. Software-ul HMI va arăta cum scade in timp real debitul de lichid în țevi. Diagramele pot fii construite dintr-o linie grafică si simboluri schematice pentru a reprezenta procesul de elemente, sau poate consta in fotografii digitale de echipamente de proces suprapuse cu simboluri animate.

Pachetul HMI pentru Sistemul SCADA include de obicei un program de desenare, prin care operatorii sau personalul de întreținere al sistemului îl pot folosi pentru a schimba modul în care aceste puncte sunt reprezentate în interfață. Aceste reprezentări poate fi la fel de simple ca un ecran de trafic de lumină, care reprezintă starea traficului de lumină în câmp, sau atât de complex ca un display multi-proiector reprezentând poziția tuturor de lifturilor un zgârie-nori sau toate trenurile de pe o cale ferată.

O parte importantă a implementării SCADA este manipularea alarmei. Sistemul monitorizează dacă sunt îndeplinite anumite condiții de alarmă, pentru a determina când a avut loc un eveniment de alarmă. Odată ce s-a detectat un eveniment de alarmă, sunt efectuează unul sau mai multe acțiuni (cum ar fi activarea uneia sau mai multor indicatori alarma, și, probabil, generarea de text sau mesaje e-mail astfel încât operatorii SCADA sunt informați la distanță).

În multe cazuri, un operator SCADA poate recunoaște evenimentul de alarmă; Acest lucru poate dezactiva unii indicatori de alarmă, însă alți indicatori rămân activi până când sunt eliminați de condițiile de alarmă. Condiții de alarmă pot fi explicite-de exemplu, un punct de alarmă este un punct digital, care are valoare NORMAL sau ALARM aceasta este calculată printr-o formulă bazată pe valorile din alte puncte analogice și digitale -sau implicite: sistemul SCADA ar putea monitoriza automat dacă valoarea într-un punct analogic este în limite normale sau mai scăzute în acel punct.

Exemple de indicatori de alarmă pot fii: o sirenă, o cutie pop-up pe un ecran, sau o zonă colorată sau intermitentă pe ecran (care ar putea acționa în mod similar cu lumina pentru "rezervorul gol" într-o mașină); în fiecare caz, rolul indicatorului de alarma este să atragă atenția operatorului la partea din sistemului cu "alarm", astfel încât să poată fi luate măsuri corespunzătoare. În proiectarea sistemelor SCADA, trebuie să aveți grijă atunci când o cascada de evenimente de alarmă,atunci apare în timp scurt, altfel cauza (care nu ar putea fi mai devreme eveniment detectat) sepoate pierde în zgomot. Din păcate, atunci când este folosit ca substantiv, cuvântul "alarm" este folosit destul de vag în industrie; astfel, în funcție de context ar putea însemna un punct de alarmă, un indicator de alarmă sau o alarmă eveniment.

Capitolul 2. B&R (Bernecker Rainer) Procesul de control al sistemului

Aplicațiile de control al proceselor sunt folosite atât în medii experimentale precum laboratoare, cât și in mediile de producție la scară largă în rafinării. Procesul de control oferit de către B&R oferă posibilității de scalare multiple care fac posibilă acoperirea unei arii cât mai mari folosit o aplicație standard. În același timp oferă suport pentru integrarea și operarea întregului sistem.

Automatizarea în întreprinderi

Standardizarea componentelor sistemului de dezvoltare a unui program orientat pe obiecte face posibilă modularizarea întregului sistem. Simultan, asocierea între timp și cost este redusă substanțial. Centralizarea managementului proiectelor folosind aceași aplicație prin standardizarea librăriilor ce fac sistemul să poată fi administrat din orice colț al lumii foarte ușor și eficient. Disponibilitatea sistemului este în acest fel maximizată, sigură, ușor de accesat de la distanță și simplu de făcut upgrade.

Fig 4 – Automatizare în întreprinderi

Automatizarea în fabrici

Automatizarea în fabrici include aspecte precum automatizarea liniilor de asamblare, de exemplu în cazul industriei de construcții de mașini sau în cazul ambalării unor produse alimentare. Centralizarea informațiilor recepționate de la fiecare modul a linie de producție oferă posibilitatea unui control online performant. Urmărirea materialelor folosite oferă posibilitatea unei producții să fie completă și să se poată identifica ușor erorile apărute.

Fig 5 – Automatizarea în fabricii folosind roboți industriali

Controlul proceselor

Un proces complet integrat de control al sistemului reduce numărul de ingineri pe de o parte, iar pe de alta reduce costul procesele de mentenanță pe toată durata de viață a sistemului.

Fig 6 – Controlul proceselor

Automatizarea infrastructurii

Centralizarea datelor de la utilaje si întreprinderi folosind protocoale implementate pentru a mării performanța de monitorizare și vizualizare. Datele sunt arhivate pentru a oferi posibilitatea de a verifica documentele pe termen lung. Rapoarte standard integrate sunt baza pentru analiza convenabilă și detaliată a tuturor datelor din cadrul sistemului pentru îmbunătățirea continuă a proceselor de producție.

Fig 7 – Automatizarea infrastructurii

Monitorizarea energiei

Sistemele de energie integrate masoara calitatea și valorile electirce asigurate în ceeace priveste transmisiile de date. Datele sunt colectate de la toate sursele de enrgie pentru a oferii un sistem complet și automat de monitorizare al consumului de energie. Managementul sistemelor de monitorizare a energiei a fost definit in standardul ISO 5001, care este ușor de implementat pentru a afișa consumult și costul energiei. Datele salvate in istoric oferă o analiză detaliată a consumului de enrgie făcând ușori să identifice causele și efectele unor probleme apărute la un moment dat.

Monitorizarea condițiilor

Un sistem integrat online a sistemelor de intrare/ieșire fac posibilă identificarea condițiilor mecanice a mașinilor/utilajelor și oferă posibilitatea determinării degradării lor cu scopul de a prevenii eventualele incidente.

Controlul avansat al proceselor

Recepționarea centralizată a datelor de la utilaje și sisteme oferă o performanță ridicată in ceea ce privește monitorizarea si virtualizarea. Arhivarea datelor oferă pe termen lung posibilitate de a asigura o calitate superioara in procesul de producție. Raporturile integrate oferă analize detaliate a proceselor cu scopul de a optimiza producția. Afișarea multiplă a datelor recepționate, a alarmelor și a evenimentelor intr-un sistem de tip Trend Viewer, face simplă posibilitatea de a urmări cauzele și efectele.

Fig 8 – CAP

Capitolul 3: Prezentarea aplicației SCADA implementată

Aplicația a fost implementată în cadrul unei firme care se ocupă cu extracția de gaze, pentru măsurarea, contorizarea volumului și calității la stațiile de transfer de gaze. Aceste stații de contorizare de gaze sunt distribuite în întreaga Românie. Ele sunt în rețea cu sediul din Ploiești și București și pot fi accesate prin WAN (Ethernet TCP\/IP). Fiecare stație are propriul sistem de control și sistem de automatizare subordonat, care sunt supravegheate și proiectate de o locație centrală, acolo unde există planuri de a pune în aplicare un sistem Central de Control (CCS). Acest CCS, ar trebui să ofere de asemena acces centralizat sau descentralizat la bazele de date de la stațiile de măsurare subordonate și conectate prin „Gas Pipeline Management System” și „Gas Management System”, baze de date ce pot fi interogate printr-o interfață uniformă. Pentru a face posibil acest lucru, un modul de bază de date centrale trebuie să fie elaborat și implementat ce trebuie să fie compatibil cu bazele de date existente în prezent și folosite de această firmă. Serverul de integrare de date nu este inclus la aplicație. În cadrul proiectului, o pagină de serviciu va fi programată pentru toate sistemele subordonate, care vor oferi susținere automatizată pentru o întreținere cât mai ușoară.

Capitolul 4: Construirea Sistemului Central de Control

Construirea CCS-ului presupune instalarea pe serverele de la fața locului și în București, a programelor necesare pentru stabilirea comunicației între server-ul central si a celor instalate la fața locului. Modificările programelor și punere în funcțiune a sistemele de control subordonate în stații (fac B & R, tip APROL) presupune existent unor conexiuni la rețeaua de date, care sunt utile în special pentru funcțiile de întreținere planificată. Instalarea unui client de monitorizare centrală pe hardware-ul serverului aflat în stațiile de furnizarea a gazelor este necesară pentru a putea fi colectate datele în sediul central. Conexiunea dintre toate baze de date ale sistemelor de control subordonate MS ( B & R, APROL) se realizează folosind serverul central al sistemului.

Capitolul 5: Arhitectura aplicației – IT, E & P, GPSM – BUG GMS

Fig 9 – Interfețe SCADA

Schema întregului sistem

Fig 10 – Schema sistemului de monitorizare

Sistem de ansamblu – Stația Tip 1

Fig 11 – Schema stației tip 1

Sistem de ansamblu – Stația Tip 2

Fig 12 – Schema stației tip 2

Schema conectării la bazele de date

Fig 13 – Schema comunicării prin rețea

Structura de rețea din punct de vedere a accesibilității operatorilor

Fig 14 – Schema accesibilității la rețea a operatorilor

Capitolul 6: Stații de măsurare

Sistemele de măsurare din cadrul stație de gaz monitorizează volumul și cantitatea de gaz distribuită consumatorilor conectați. Cele două tipuri de stați de măsurare sunt Stația 1 (stații cu volumul de gaze grele) – cu un număr de 8 stații funcționale în prezent, și Stația 2 (stații cu volum normal de gaz) – cu un număr de 30 stații funcționale în prezent. Stațiile 1 si 2 au sistem de control tehnologic asemănător, dar diferă proiectarea mecanică și funcțiile pe care le asigură fiecare dintre ele. Principala diferență dintre cele două sisteme de control este că sistemul de control al Stației 1 are un design redundant. Stațiile de contorizare au fost instalate în containere folosind doi contractori EPC. Toate stațiile de măsurare utilizează automatizări si sisteme de control de Bernecker & Rainer Industrie-Elektronik (B & R). Eliberarea 3.2-04 de sistemul de control al APROL din B & R este instalat cu sistemul de operare Novell SUSE Linux 10.2. iar nivelul de automatizare este un sistem B & R 2005.

O stație de măsurare tipică conține următoarea structură cantitativă:

3 – 5 flow gauges (Flow Comp)

Gas-phase chromatograph

Dew-point measurement

DSfG gateway

Fiscal metering interface

sistemul de control B & R 2005, constând în alimentarea procesorului, interfața Ethernet , interfața GSM, interfața Modbus

Structura catității de intrare/ieșire:

160 intrari digitale, 24 VDC

64 ieșiri digitale , 24 VDC, 0.5 A Tranzistor

40 intrări analogice, 0-20 mA

4-8 ieșiri analogice, 0-20 mA

• Sistemul de control al B & R APROL, constând din controlul computerului (parțial cu surplus de informație)

• monitor

• imprimantă

• modem GSM pentru alarme

• componentele de rețea pentru comunicarea internă in stație

• component de rețea pentru comunicarea cu firma

Capitolul 7: Descrierea funcțiilor – Sistemului Central de Control (CCS)

7.1 Aplicații ale CCS

Acest sistem este utilizat de către personalul firmei să își monitorizeze sistemele proprii. Principala funcționalitate din spatele acestui proiect este de a unifica cele mai importante sisteme informaționale într-un singur sistem. Acest lucru ar reprezenta o îmbunătățire semnificativă în ceea ce privește ușurința și confortul de utilizare, și ar face mai simplă si mai eficientă întreținerea. Acest sistem are avantajul că toate proiectele și bazele de date pot fi administrate central pe un singur sistem.

7.2 Funcționarea sistemului

Alarma de prelucrare

Alarme digitale sunt prelucrate cu ajutorul funcțiilor din biblioteca OilAndGas_V10. Pentru fiecare alarmă, un o funcție trebuie să fie adăugată la proiect și configurată. Parametrii determină factorii utilizați de sistem precum textul și comportamentul alarmei.

Sunt folosite următoarele tipuri de instrucțiuni:

• OagHmAla01 – alarma bloc implicită

• OagHmAla02 – alarma bloc cu întârziere

Alarmele cu prioritățile 1 și 2 sunt plasate folosind aceste două tipuri de instrucțiuni, ceea ce înseamnă că textul lor este afișat în linia de alarmă.

Conexiunile de la distanță

Consola de acces de la distanță (rsh) este folosită pentru a executa comenzi și ale programe pe dispozitive ce rulează un sistem de operare de tip UNIX. Astfel se poate verifica dacă un computer are drepturile necesare să folosească aplicația pe baza adresei IP, a portul sursă sau a unui identificator unic. Un mare avantaj al RHS este că nu este necesar să se facă conectarea la sistemul de APROL.

Următoarele servicii sunt pornite descentralizat în stațiile de gaz prin intermediul RSH:

• DisplayCenter – sistem de vizualizare

• Protocols – stația de protocoale

• TrendViewer- graficele de monitorizare

• AlarmReport – jurnal de alarmă cronologic

Adresele IP ale serverul central trebuie introduse în fișierul „/etc\/hosts.euqiv “ pentru ca sistemul să poată avea acces la rețea. Pentru protecția împotriva accesului neautorizat, este instalat programul xinetd (Extended Internet Service Daemon).Acest program reduce riscul unui atac „Denial of Service (DoS)”. Ca și în cazul combinației dintre inetd și tcpd, acestă metodă oferă o monitorizare a controlului asupra drepturilor de acces sistem. Mai mult, Inetd clasic este utilizat pentru a controla și monitoriza conexiunea la rețea a unui calculator. Atunci când o cerere ajunge la un port care este gestionat de inetd aceasta a trecut de programul tcpd. Acesta apoi decide dacă să permită cererea pe baza regulilor din fișierele hosts.allow și hosts.deny. În cazul în care este permisă, procesul corespunzător serverului, de exemplu ftpd, este pornit și cererea este procesată. Acest mecanism mai este cunoscut și ca TCP_Wrapper.xinetd și oferă opțiuni similare pentru controlul accesului ca TCP_Wrapper.

Mai mult XINETD oferă :

control la accesul serviciilor TCP, UDP și RPC

acces în anumite momente

jurnal cu cererile permise și respinse

protecție eficienta împotriva atacuri „Denial of Service”.

limitare a numărului de servere de același tip, care sunt permise pentru a rula simultan

determinarea numărului maxim de servere care rulează simultan

limita de dimensiune a unui pachet de date

Serviciile pot fi limitate să utilizeze anumite interfețe de rețea specificate. Acest lucru permite serviciilor individuale să fie utilizate într-o rețea privată fără ca ele sa fie disponibile și în afara ei.

Utilizarea ca un Proxy.

Accesul general la sistemul APROL cere utilizatorului să se autentifice. Pentru aceasta, utilizatorul are nevoie de un nume de utilizator și o parola. Stabilirea unei conexiuni de VNC (Virtual Network Computing) presupune ca numele și adresa IP să fie configurat în fișierul \/etc\/hosts pe calculatorul-destinație, înainte ca accesul extern să fie posibil. Acest lucru presupune că accesul este posibil doar de la calculatoare definite anterior în baza de date.

Fig 15 – Consola pentru acces de la distanță

Transferul de date prin conexiune de tip IOSYS

Transferarea datele necesare în Sistemul de Control Central, presupune crearea unei conexiuni de date IOSYS. Datele (semnale digitale și analogice) sunt furnizate prin această conexiune către centrul sistemului de APROL prin intermediul gateway-ului folosit pentru Intrare/Ieșire. Fiecare punct de date, dacă este de tip alarmă sau analog, trebuie să fie configurat în mod explicit pe sistemul descentralizat și Sistemul de Control Central. Această configurație spune sistemului APROL în stația de măsurare ce punctele de date ar trebui trimise la nivel superior CCS. Datele trimise sunt evenimente-dependente astfel încât o telegramă este trimisă la CCS doar atunci când există o schimbare.

Login-ul in Sistemul Central de Control

Utilizatorul se conectează la sistemul Central de Control utilizând numele de utilizator și parolă. Pe baza credențialelor el poate accesa funcții disponibile în conformitate cu drepturile care îi sunt date. Mai mulți operatorii pot fii logați la CCS în același timp. Acești operatori au drepturi de utilizator atribuite în concordanță cu funcția și necesitățile lor. Acest lucru înseamnă că mai mulți utilizatori pot trimite comenzi la CCS în același timp (nu direct la postul de MS).

FileLogin

FileLogin permite unui operator să se logheze sau să se delogheze în siguranță la distanță de la un computer prin intermediul unei conexiuni de rețea. Autentificarea are loc pe baza unui fișier definit anterior. În acel moment LoginServer detectează acest fișier (depinzând de intervalele orare), înregistrează operatorul corespunzător când intră și iese și șterge imediat acest fișier. Securitatea sporită este oferită de utilizarea unei chei de 8 cifre. Când un utilizator se conectează, are drepturi de acces atribuite în funcție de profil. Aceasta înseamnă că numai utilizatorii care sunt logați au autoritate. Drepturi de acces ca utilizator sunt configurate în timpul proiectării, dar pot fi editate de către un utilizator autorizat. Utilizatorii care nu sunt logați au acces doar de citire. Acest lucru împiedică funcționarea simultană a dispozitivelor de mai mulți utilizatori.

7.3 Drepturile operatorilor

Drepturile operatorilor pentru configurarea alarmelor

Tab 1 – Drepturile operatorilor de a configura alarmele

Drepturile operatorilor în cadrul aplicației

Tab 2 – Drepturile operatorilor în cadrul aplicației

Utilizatori care sunt logați (default users) au următoarele drepturi de citire asupra opțiunilor:

Diagrame de proces

Schimbare imagini

Deschiderea fațetelor fără a le folosi pentru a efectua operațiuni

Deschiderea trendurilor online

Deschidere TrendViewer (trenduri istorice)

Deschidere AlarmViewer (alarme istorice)

Deschidere Loguri

Nivel superior de logică

Stația GSM este un controler logic, ca o stație de măsurare (PLC). Acest lucru înseamnă că este opțional posibil ca programul să ruleze la nivel superior de logică pe acest controler. Acest lucru nu este planificat în prezent , dar va fi disponibilă pentru implementările viitoare. (de exemplu, logica de buclă închisă).

Fig 16 – Monitorizare prin GSM

Capitolul 8: Funcționarea și vizualizarea tuturor stațiilor de măsurare

Exploatarea / vizualizare

• diagramele de proces ale sistemului pot fi deschise și modificate

• jurnalele de sistem pot fi deschise

• Sistemul TrendViewer poate fi deschis

• Istoricul raportului de alarmă a sistemului poate fi deschis

• Pot fi afișate rapoarte de date pentru toate sistemele

• toate sistemele de înregistrare/rapoarte pot fi deschise

• noi pagini de serviciu pot fi deschise și operate

• întreținere stației, ștergere, postul ocupat, alarma

Sistemul central online de alarmă

• toate alarmele sistemului sunt afișate ca alarme rezumat (după prioritate) pe CCS

• Alarmele de înaltă prioritate (prioritate 1 & 2) sunt, de asemenea, afișate în text simplu în linia de alarmă.

• Mesajele "Personal prezent" sunt generate

• Alarma "Comunicare întreruptă" este executată

• Numărul total de alarme restante, alarme nerecunoscute, și alarmele cunoscute sunt afișate

•Valorile analogice importante pot fi afișate și monitorizate

• Mesajele SMS afișate în grup de SMS-uri separate

Administrarea utilizatorilor

• toți operatorii sunt gestionați de la o locație centrală

• odată ce un utilizator este logat pe sistemul de control central, deschiderea unui sistem subordonat înregistrează automat utilizatorul pe acest sistem. Numele de utilizator din CCS, prin urmare, este aplicat automat pe posturile de MS.

Interfața cu utilizatorul

• principala imagine de ansamblu a sistemului de Control Central este împărțit în zonele firmei

• zona de ansamblu arată stațiile individuale și cele mai importante informații pe hartă.

• Făcând clic pe pictograma pentru un post se deschide o fereastră pop-up cu toate informațiile disponibile despre acea stație și oferă opțiunea de conectare la ea

Exemplu hărții ce arată starea stațiilor de gaz la nivelul întregii țării:

Fig 17 – Distribuția stațiilor la nivel țării

Următoarele informații despre sistem pot fi obținute din imaginea de mai sus:

Verde: Sistem OK – Nici o alarmă

Roșu: Una sau mai multe alarme cu prioritatea 1 sau 2 sunt active

Orange: Comunicarea cu sistemul a fost întreruptă

Gri: Sistemul nu este încă conectat

Interfața sistemului

Fig 18 – Componentele grafice ale sistemului

Interfața sistemului conține cele mai importante informații despre principalele funcționalități ale aplicației. Un sumar al stărilor sunt afișate pentru alarmele de prioritate 1 – 4. Numărul de alarme active, alarmele confirmate și neconfirmate nu sunt afișate.

Posibilitatea conectării de la distanță la sistem este posibilă folosind o aplicație de tip remote shell. Pe baza acestei funcții se poate modifica DisplayCenter, Logurile, TrendViewer și AlarmReport.

Utilizarea sistemului

Odată conectați pe serverul central DisplayCenter-ul este setat sa se deschidă automat. Aici trebuie sa ne logam pentru a putea efectua diferite operațiuni. Mai jos (Fig 19) putem observa stațiile distribuite la nivel de tara. Cele înconjurate cu roșu au alarme active.

Fig 19 – Afișarea stațiilor pe harta cu alarme active

In figura de mai jos puteți observa starea precedenta a stațiilor.

Fig 20 – Afișarea stațiilor pe harta fără alarme

Butoanele afișate pe aceasta harta sunt active si dând click pe oricare intre ele putem selecta o limita superioara sau inferioara a unui parametru pentru a primi alarme, deschide o stație sau putem sa accesam celelalte informații din DisplayCenter după cum puteți observa in imaginile ce urmează.

Stațiile pot fi afișate si ca o lista fiind grupate pe cele doua tipuri:

Fig 21 – Afișarea stațiilor ca lista

Setarea unei limite pentru parametrii globali.

Fig 22 – Afișarea parametrilor pe hartă

Deschizând unul din parametrii din stânga sus in DisplayCenter putem seta din interfața grafică limitele L, LL, H si HH pentru a primi alarme in cazul in care acestea sunt depășite.

Accesarea unei stații:

Fig 23 – Afișarea stației pe hartă

Dând click pe una din stații putem vedea numărul total de alarme, daca avem alarme de grad 1, 2 sau 3 Presiunea si Volumul stației.

Apăsând butonul „Station Overview” din figura precedenta putem vizualiza toate componentele stației:

Fig 24 – Afișarea componentelor stației

După afișarea stației putem accesa orice componenta printr-un simplu click si putem seta diferite limite L, LL, H si HH pentru a primi alarme:

Fig 24 – Accesarea componentelor stației

Apăsând butonul „Next” in DisplayCenter putem vedea informații auxiliare ale sistemului:

Fig 25 – Afișarea informațiilor auxiliare in stații

Mergând mai departe putem vedea lista de parametri:

Fig 25 – Lista de parametri

Pentru a deschide lista de alarme trebuie sa dam click pe indicatorul de alarme active.

Fig 26 – Lista de alarme

Aici putem vedea la ce ora a fost declanșata alarma, deschierea sa si daca mai este sau nu activa.

Dand click pe una din alarme in ecranul de mai sus putem vedea mai multe detalii despre alarmele inregistrate:

Fig 27 – Proprietățile alarmelor

Trecând mai departe putem observa configurația alarmelor din sistemul de control central:

Fig 28 – Configurația alarmelor in CCS

Mai jos putem observa sistemul de monitorizare al întregului sistem:

Fig 29 – Monitorizarea întregului sistem

Aici putem verifica daca avem o problema la nivel de stație, server, computer operator, UPS sau modem.

In „Tren viewer” putem vedea in timp real valorile parametrilor din stații si comportamentul acestora dar si valorile componentelor hardware ale HMI-urilor si Servelor:

Fig 30 – Vizualizarea trendurilor

Bibliografie

http://www.br-automation.com/en/

http://www.automatizari-scada.ro/html/ce_este_scada__ce_este_modbus_.php

http://www.scada.ro/

http://software.invensys.com/solutions/hmi-and-scada/

http://scada.com/

http://www.skywave.com/page/wp-scadaconnect.html?utm_ref=adwords&gclid=CJS3-cj6gr8CFSfLtAodrT0APw

http://en.wikipedia.org/wiki/SCADA

http://www.mitchelltech.edu/programs/ViewProgram.aspx?id=16&ContentID=9

http://www.ge-ip.com/products/automation-software-scada/c250

https://www.phoenixcontact.com/assets/downloads_ed/local_us/web_dwl_technical_info/ICTech_Case_Study.pdf

The use of GSM and Web Based SCADA for monitoring Fault Passage Indicators – Simon Hodgson, Nortech Management Ltd (UK), and André Noordenbos, Liander (The Netherlands)

http://www.rad.com/14/scada-security/23690/?utm_source=google&utm_medium=cpc&utm_campaign=utilities-scadacomm

http://www.afar.net/wireless/ethernet-bridge/?gclid=CKrdmaz7gr8CFeyWtAodMQYAyw

http://www.tenable.com/whitepapers/scada-network-security-monitoring-protecting-critical-infrastructure

http://www.vanguardnetworks.com/solutions-applications-networking-scada.htm

http://www.juniper.net/us/en/local/pdf/whitepapers/2000276-en.pdf