Utilizarea Electronicii Si a Informaticii de Proces Pentru Modernizarea Statiei Electrice de Transformare
CUPRINS
ABREVIERI 3
INTRODUCERE 6
Capitolul 1
FUNCȚIILE SISTEMELOR DE TRANSMISIE ȘI PRELUCRARE A DATELOR
Generalități 8
Funcții principale ale sistemelor SCADA 9
Arhitectura sistemelor SCADA 11
1.3.1 Prezentarea principalelor semnale din procesul tehnologic 13
1.3.2 Intrări analogice 13
1.3.3 Intrări numerice 15
1.3.4 Ieșiri numerice 16
1.3.5 Intrări de contorizare 18
Capitolul 2
PARAMETRII UTILIZAȚI ÎN COMUNICAȚIILE DE DATE
Calitatea transmisiei 19
Viteze de transmisie 21
Medii de transmisie 22
Comunicația serială 25
Capitolul 3
ECHIPAMENTE DE ACHIZIȚIE ȘI COMANDĂ
Specificații generale ale echipamentelor de achiziție și comandă 27
Structura hardware a echipamentelor de achiziție și comandă 27
Modelul de bază pentru componentele stației 30
Echipamente multifuncționale de control și protecție 32
Funcții de comunicație 34
Considerații privind proiectarea rețelelor de comunicație în
stațiile electrice 35
Protocoale de comunicație. Tendințe 36
Capitolul 4
STUDIUL CONCEPTULUI DE REALIZARE A INTEGRĂRII FUNCȚIILOR DE PROTECȚIE, CONTROL ȘI AUTOMATIZARE
Sisteme integrate de transmisie și prelucrare a datelor 37
Sisteme coordonate de protecție și comandă 37
Modelarea unui sistem integrat de protecție, control și monitorizare 39
4.3.1 Aplicații la nivelul stației 39
Analiza interdependențelor 42
Riscurile și avantajele echipamentelor digitale multifuncționale 43
Compatibilitate electromagnetică 45
Capitolul 5
STUDIU DE CAZ: UNITĂȚILE DE ACHIZIȚIE ȘI PROCES DIN INSTALAȚIILE ENERGETICE ALE OLTENIEI: „STAȚIA 400/220/110 KV URECHEȘTI – TG. JIU”
Abstract 49
Sisteme de achiziție și proces la nivel „celulă” pentru un sisteme
de comandă-control (SCADA) 49
Capitolul 6
CONCLUZII FINALE
6.1 Concluzionarea obiectivelor principale 69
6.2 Concluzionarea obiectivelor secundare 69
6.3 Scopul modernizării stației electrice Urechești 70
BIBLIOGRAFIE
Bibliografie:
[1] A.T.Murgan, I.Spânu, I. Gavăt , A. Vlad, Teoria Transmisiunii Informației, EDP, București – 2003.
[2] Cartianu Gh., Săvescu M., Semnale circuite și sisteme, Editura Didactică și Pedagogică, București 1982.
[3] Feher K., ș.a., Comunicații digitale avansate vol I+II, Editura Tehnică București 1993.
[4] Maiman M., Telecoms et reseaux, Masson 2001.
[5] Mateescu Ad., Probleme de analiza și sinteza circuitelor, Editura Tehnică, București 1976.
[6] Mateescu Ad., Bănică I., Popescu S., Manualul inginerului electronist, vo II, Editura Tehnică, București 1984.
[7] Naforniță M., Comunicații de Date, Editura „Gh. Asachi”, Iași – 2002.
[8] Niculescu S., Monitorizarea și conducerea operativă a site_urilor corespunzătoare substațiilor energetice, Simpozionul Național de Informatică și Telecomunicații, Sibiu – 2004, ref. 357 – 365.
[9] Niculescu T., Vulnerabilitatea rețelelor de calculatoare electronice, Sesiunea AGIR, București, septembrie, 2000.
[10] Niculescu T., ș.a., Electronică și automatizări, Editura Pământul, București, 2003.
[11] Niculescu T., ș.a., Sisteme mari, Editura Societatea Scriitorilor Militari, București, 2004.
[12] Swartz L. Melcher J.C., Integrated protection, control and data aquisition in substations, CIGRE 2003, Paris, ref. 34 – 109.
[13] Vasilievici Alex., Balașiu F., Integrated Equipment of Protection, Automation And Measure for Mean Voltage Network in Power Transformation Station And Substation, International AMSE Conference Proceedings, Brno 1999, Vol.4, pp.150 – 159.
[14] * * * Dictionary of Telecommunications. Penguin Books 2002.
INTRODUCERE
Problematica tratată în cadrul acestui proiect se referă la o serie de noțiuni teoretice și practice inginerești cu privire la analiza și sinteza unui sistem informatic complex de achiziție, prelucrare și transmisie a datelor utilizat în domeniul energetic.
Implementarea acestui sistem permite un management mai eficient al instalațiilor energetice, o informare mai precisă și corectă asupra evenimentelor derulate în sistem, o fiabilitate crescută și o tehnologie inovatoare cere tinde să fie folosită în toate ramurile industriei.
Obiectivele principale urmărite în conținutul lucrării de diplomă sunt:
trecerea în revistă a principalelor funcțiuni ale sistemelor de supervizare, control și achiziție a datelor (SCADA – Supervisory Control And Data Aquisition);
parametrii utilizați pentru analizarea completă a acestor sisteme;
aprofundarea conceptului de sistem expert ca parte integrantă a sistemelor complexe de conducere a echipamentelor electrice;
echipamente de achiziție și comandă;
studiul conceptului de realizare a integrării funcțiilor de protecție, automatizare, măsură și control;
posibilități de teleconducere a LAN_urilor de proces utilizând mijloace moderne de comunicație;
noțiuni de compatibilitate electromagnetică;
studiu de caz referitor la modul de organizare/funcționare al sistemelor energetice SCADA din zona Olteniei.
Obiectivele secundare sunt:
definirea funcțiilor de tip EMS (Energy Management System);
analizarea modalităților de achiziție a semnalelor și transmiterea comenzilor către proces;
modalități și protocoale de comunicație utilizate în cadrul rețelei de proces;
posibilități de interconectare a rețelelor locale de proces (Process LAN) utilizând medii (canale) de comunicație moderne;
procesarea (analiza și prelucrarea) datelor la nivelul punctelor de comandă și control (PCC);
măsuri de protecție împotriva interferențelor electromagnetice;
Proiectul este structurat pe patru capitole distincte după cum urmează:
Capitolul 1.
FUNCȚIILE SISTEMELOR DE PRELUCARE ȘI ACHIZIȚIE A DATELOR
Sunt prezentate principalele funcții care stau la baza sistemelor complexe de comandă-control și achiziție a datelor (SCADA – Supervisory Control And Data Aquisition), structura funcțională a lanțului de teleconducere a sistemelor de proces precum și arhitectura posibilă a unor astfel de sisteme. Pentru a putea estima fluxul informațional ce se vehiculează la un moment dat prin aceste sisteme informatice am specificat tipurile de semnale (analogice și digitale) care sunt utilizate și gradul de încărcare al rețelei.
Capitolul 2.
PARAMETRII UTILIZAȚI ÎN COMUNICAȚIILE DE DATE
În vederea estimării calității procesului de comunicație (transmisiei de date), au fost descriși o serie de parametrii utilizați în teoria transmisiei informației (rata erorii pe bit, pe bloc, atenuări, viteze de transmisie etc.). Totodată s-au analizat principalele medii (suporturi) de transmisie frecvent utilizate de sistemele informatice de proces în vederea determinării unei soluții optime referitoare la procesul supervizat.
Capitolul 3.
ECHIPAMENTE DE ACHIZIȚIE ȘI COMANDĂ
Capitolul prezintă specificații generale ale echipamentelor de achiziție și comandă, referire făcându-se în speță la componentele hardware a acestora, modul lor de funcționare și integrare în sistemele informatice de proces. Totodată sunt prezentate funcțiile de comunicație care gestionează aceste sisteme precum și o serie de protocoale frecvent utilizate și tendințe de evoluție a acestora în perioada imediat următoare.
Capitolul 4.
STUDIUL CONCEPTULUI DE REALIZARE A INTEGRĂRII FUNCȚIILOR DE PROTECȚIE, CONTROL ȘI AUTOMATIZARE
Sunt tratate tendințe și posibilități de realizare a unor structuri integrate cu funcții de protecție și automatizare, arhitecturi pentru astfel de sisteme precum și noțiuni legate de compatibilitatea electromagnetică care este esențială în tratarea sistemelor complexe de achiziție și transmisie a datelor dedicate sistemului energetic.
Capitolul 5.
STUDIU DE CAZ: UNITATEA DE ACHIZIȚIE ȘI PROCES LA NIVEL „CELULĂ” ÎN INSTALAȚIILE ENERGETICE ALE OLTENIEI
Este prezentat un studiu de caz cu referire directă la modalitățile de teleconducere operativă a sistemelor energetice informatice care dirijează procesele din cadrul Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice din zona Olteniei. Procesul de teleconducere reprezintă de fapt o integrare sistematică a rețelelor de date ale sistemelor energetice, structură guvernată de o entitate centrală flexibilă utilizând noile tendințe ale informaticii de proces și telecomunicațiilor și tratarea sub aspect tehnic a unei astfel de entități.
Capitolul 6.
CONCLUZII FINALE
Urmărind cronologia capitolelor inserate și a ideilor care se desprind din acestea, obiectivele primare și secundare enunțate la începutul introducerii își găsesc pe deplin confirmarea.
=== Abrevieri ===
ABREVIERI
A
ACK (ACKnoledge) – Confirmare pozitivă (a pachetelor de date)
ADC (Analog to Digital Converter) – Convertor analog-numeric
B
BER (Bit Error Rate) – Rata erorii pe bit
BLER (BLock Error Rate) – Rata erorii pe bloc
C
CBB Circuite basculante bistabile
CLK (CLocK) – Ceas de timp real.
CMOS (Complementar Metal Oxide Semiconductor) – Componente electronice realizate în tehnologie metal-oxid-semiconductor
CRC (Cyclic Redundancy Check) – verificare (controlul) erorii prin cod ciclic redundant.
CU (Control Unit) – Unitate Centrală (de control)
E
EEI Echipamente Electronice Inteligente
EEPROM (Electrically Erasable PROgramable Memory) – Memorie programabilă electric cu ștergere electrică
EPROM (Erasable PROgramable Memory) – Memorie programabilă electric dar cu ștergere prin fascicol ultraviolet
EFS (Error Free Second) – Secunde fără erori
F
FEP (Front End Processor) – Procesor Master
FO Fibră Optică
FTJ Filtru Trece Jos
Frame Pachet (de date)
G
GPS (Global Position System) – Sistem Global de Poziționare.
H
HGC Holograme Generate pe Calculator
HMI (Human Machine Interface) – Interfața om-mașină
I
I/O (Input/Output) – intrări/ieșiri
IED (Inteligent Equipment Device) – Echipamente Electronice Inteligente.
ISO (International Standard Organization) – Organizația Internațională de standardizare
ISP (Internet Service Provider) – Furnizor de servicii Internet
L
LAN (Local Area Network) – Rețea locală de date (arie de acoperire locală)
LD (Logical Device) – Echipament logic
LEA Linie Electrică Aeriană
LED (Light Emmising Diode) – Diodă electroluminiscentă
LN (Logical Nodes) – Nod logic
Locbus (Local Bus) – magistrală de comunicație serială locală
Locnet (Local Network) – magistrală de comunicație pe inel de fibră optică
M
MUX (Multiplexer) – Multiplexor
MW (Micro Wave) – Microunde
N
NAK (Not AcKnoledge) – Confirmare negativă (a transmisiei pachetelor de date)
NI (Nummerical Inputs interface) – Interfață intrări numerice
Ni-MH (Nichel Metal Hidride) – Tip de baterie / acumulator realizat în tehnologia Ni-MH
NO (Nummerical Outputs) – Interfață ieșiri numerice
O
OSI (Open System Interconnection) – Interconectarea Sistemelor deschise
P
PCM (Pulse Code Modulation) – Modulația impulsurilor în cod
PD (Physical Device) – Echipament fizic
PDB Protecție Diferențială de Bare
POO Programare Orientată pe Obiect
R
RAM (Random Acces Memory) – Memorie cu acces aleator (volatilă)
ROM (Read Only Memory) – Memorie doar citibilă (neinscriptibilă)
S
SAS (Substation Automation System) – Sistem de automatizare al stațiilor energetice
SCADA (Supervisory Control And Data Aquisition) – Sisteme de comandă, control și achiziție a datelor
SDLC (Synchronous DataLink Control) – Controlul sincron al legăturilor de date
SEN Sistem Energetic Național
SOE (store of events) – stocare a evenimentelor
T
TC (Current Transformer) – Transformator de Curent
V
VLSI (Verry Long Scale Integration) – Circuite integrate pe scară largă
W
WAN (Wide Area Network) – Rețea cu arie de acoperire extinsă (zonală, regională)
=== CAP_1 ===
Capitolul 1
FUNCȚIILE SISTEMELOR DE
TRANSMISIE ȘI PRELUCRARE A DATELOR
1.1 Generalități
Tehnologia de bază a secolului nostru este reprezentată de achiziționarea, prelucrarea și distribuirea informațiilor. Fuziunea tot mai accentuată dintre domeniul informatic și cel al microelectronicii și telecomunicațiilor au făcut ca vechiul model, în care un singur calculator puternic deservea necesitățile de calcul ale unei grup de utilizatori să fie înlocuit cu acela de rețea de calculatoare, unde mai multe sisteme conlucrează în vederea rezolvării unei sarcini. Astfel de topologii de sisteme au condus în mod evolutiv la apariția sistemelor de transmisie și prelucrare a datelor cu o serie de avantaje cum ar fi:
partajarea resurselor. Ele devin accesibile oricărui utilizator care poate avea acces atât la bazele de date cât și la programele care gestionează procesul în derulare.
creșterea fiabilității, datorită existenței mai multor resurse.
creșterea gradului de securizare prin utilizarea comunicațiilor de date criptate.
scalabilitate. Sistemele complexe de transmisie și prelucrare a datelor trebuie să permită utilizarea la maximum a structurii scalabile puse la dispoziție de ISP_iști (ISP – Internet Service Provider), facilitând adăugarea de noi unități de prelucrare și de utilizatori, fără o investiție deosebită în infrastructură.
compatibilitate cu tehnologia broadband. Permisiunea utilizatorilor distanți de a accede în mod autorizat la informația pusă la dispoziție de sistemul complex care gestionează procesul prin intermediul conectivității tip broadband, marindu-le astfel flexibilitatea și eficiența.
creșterea rentabilității (economie de cost) datorită unui raport preț/performanță mai bun, realizat prin utilizarea unor capacități de prelucrare și comunicație performante, integrate în sistemele proiectate, care să elimine necesitatea unor rețele dedicate și scumpe.
Sistemele de transmisie și prelucrare a datelor, în sens generalist, sunt entități complexe care gestionează desfășurarea unui proces tehnic, tehnologic sau de orice altă natură fiind în interacțiune directă cu operatorul uman.
În cadrul acestui capitol vom încerca să delimităm domeniul de aplicabilitate al sistemelor mai sus menționate și să analizăm modul lor de implementare în cadrul sistemului energetic național. Așadar, sistemele pentru conducerea proceselor electrice sunt cunoscute în literatura de specialitate sub denumirea de sisteme SCADA (Supervisory Control And Data Aquisition), fig. 1.1.
Aceste sisteme reprezintă „instrumente” bazate pe calculator, utilizate de operatorii energetici pentru a-i asista în controlul funcționării sistemelor energetice complexe.
Baza întregului eșafodaj care concură la supravegherea, controlul și monitorizarea echipamentelor electrice din stațiile și rețelele electrice o constituie echipamentele de achiziție a datelor și de comandă.
Prima parte a acestui capitol este o trecere în revistă a funcțiunilor principale SCADA
În continuare se va descrie legătura acestora cu echipamentele electrice din stații pornind de la schema de principiu a lanțului funcțional de teleconducere.
Fig. 1.1 Structura funcțională a lanțului de teleconducere
Funcții principale ale sistemelor SCADA
În cazul concret al implementării sistemelor SCADA care deservesc instalații, terminale inteligente sau sisteme electroenergetice, distingem următoarele funcții de bază:
Supravegherea și controlul de la distanță al instalațiilor (părților de instalație) și rețelelor electroenergetice. În acest scop, se realizează: culegerea de informații asupra stării sistemului energetic, prin intermediul interfețelor de achiziție corespunzătoare; transferul informațiilor către punctele de comandă și control; comanda de la distanță a proceselor electroenergetice; înregistrarea modificărilor semnificative ale procesului controlat etc.
Astfel pot fi realizate de la distanță operațiuni de comutare ale echipamentelor primare și pot fi monitorizate în timp real stările acestora și valorile parametrilor vehiculați la nivel de proces (curenți, tensiuni, puteri, defazaje, frecvență). Aceste informații provenite de la nivelul instalațiilor pot fi împachetate și dirijate către postul de comandă sub autoritatea căruia se găsesc aceste instalații, de asemenea ele pot fi utilizate pentru analize globale ale rețelelor electrice.
Alarmarea. Sistemul este capabil să recunoască stările de funcționare necorespunzătoare ale echipamentelor și rețelelor supravegheate (suprasarcini, nivele de tensiune în afara limitelor acceptate, acționarea sistemelor de protecție, modificarea nedorită a stării echipamentelor de comutație etc.) și avertizarea optică și acustică a operatorului uman asupra celor întâmplate.
Analiza post avarie. Sistemul întreține un istoric al derulării evenimentelor din procesul supravegheat, punând la dispoziția dispecerului informațiile complete necesare unei analize pertinente a evenimentelor petrecute. Toate evenimentele sunt stocate în fișiere de tip *.soe (store of events), localizate în timp și spațiu, fiind prezentate dispecerului în ordinea cronologică, grupate pe categorii de instalații. Aceste informații pot constitui „materia primă” pentru sistemele expert de analiză post avarie și pentru sistemele expert de restaurare a sistemelor electrice după căderi.
Interfața grafică cu utilizatorul (HMI – Human Machine Interface). Permite o informare de ansamblu a operatorului asupra topologiei și stării sistemului condus prin intermediul interfețelor grafice om-mașină (HMI). Sunt urmărite cu precădere: claritatea și conciziunea prezentării informațiilor despre procesul tehnologic condus (evitarea confuziilor), comoditatea în obținerea informațiilor dorite, comoditatea și inconfundabilitatea comenzii către proces etc. Toate aceste deziderate sunt bazate pe utilizarea unei interfețe grafice puternice la postul de lucru al operatorului uman.
Autodiagnosticarea. În vederea optimizării funcționării proceselor tehnologice, sistemele SCADA au implementate și funcții de autodiagnoză care permit o supraveghere continuă a propriei funcționări în vederea planificării cât mai bune a propriilor resurse hardware și software.
Planificarea și urmărirea procesului de mentenanță cu scopul evitării căderilor intempestive (indisponibilităților). Monitorizarea evoluției funcționării diferitelor echipamente oferă informații care, analizate corespunzător pot conduce la necesitatea planificării unor operații de mentenanță la aceste echipamente.
Arhitectura sistemelor SCADA
Un sistem SCADA modern trebuie să se conformeze cerințelor sistemelor deschise OSI – ISO (Open System Interconnection – International Standard Organissation). Un sistem deschis dispune de posibilități care permit implementarea aplicațiilor astfel încât:
să poată fi implementate pe sisteme provenind de la mai mulți furnizori de echipamente;
să poată conlucra cu alte aplicații realizate pe sisteme deschise;
să prezinte un stil consistent de interacțiune cu utilizatorul;
Cea mai mare deschidere pe care conceptul open-system o aduce în proiectarea sistemelor SCADA este posibilitatea de a distribui funcțiuni în diferite noduri de prelucrare. Fiecare nod funcțional este independent ca resursă hardware. Stațiile de lucru constituie astfel noduri care eliberează sistemul de interfața om-mașină.
Fig. 1.2 Arhitectura generală a unui sistem SCADA
Gradul de dependență între noduri este variabil; totuși prin hardware trebuie asigurată o independență cât mai mare deoarece, pe această cale, se poate obține posibilitatea de extindere ulterioară sau de înlocuire. De asemenea, independența nodurilor de prelucrare servește la minimizarea mesajelor și încărcării rețelei de transmisie de date. Redundanța în cadrul nodului mărește gradul de disponibilitate și micșorează riscul pierderii lui și a distribuirii funcțiunilor pierdute în alte noduri.
O caracteristică a sistemelor deschise o constituie faptul că nodurile pot fi situate la orice distanță; arhitectura distribuită devine o necesitate și folosește ca suport de comunicație rețelele locale de date (LAN – Local Area Network) și cele la distanță (WAN – Wide Area Network) realizate pe baza unor proceduri și interfețe standard.
În fig.1.2 este prezentată arhitectura generală a unui sistem SCADA distribuit, în care elementul cheie îl constituie conectarea diferitelor componente prin intermediul rețelelor de comunicație.
La nivelul legăturii cu procesul tehnologic (echipamentele din stația de transformare), găsim echipamentele de achiziție a datelor și comandă (EAC) destinate interfațării cu instalațiile electroenegetice distribuite în punctele de interes. Acestea asigură preluarea informațiilor din proces precum și transmiterea comenzilor către proces. În sistemele moderne se asigură un grad înalt de prelucrare locală , la nivel EAC.
Fig. 1.3 Schema funcțională a sistemului de comandă-control din stația Urechești
Echipamentele EAC sunt interconectate prin magistrale locale (LAN) – vezi fig.1.3 – cu calculatoarele cu rol de procesare a datelor la nivelul întregului proces (de exemplu la nivelul stației de transformare). Legătura de date între stațiile de transformare și punctul de comandă și control se realizează prin rețele de date specifice transmisiei la distanță (WAN): Transferul datelor între WAN_uri și LAN_urile situate la punctul (punctele) de comandă-control este asigurată de calculatoare cu rol de concentrator de date (FEP – Front End Processor). În concluzie, în momentul de față, programarea trebuie să urmărească realizarea funcțiunilor necesare, prevăzând de la început posibilitatea modificării lor în timp precum și extinderea acestora.
Prezentarea principalelor semnale din procesul tehnologic
Instalațiile electroenergetice dintr-o stație de transformare sunt împărțite în echipamente primare, care contribuie nemijlocit la transportul și distribuția energiei electrice și echipamentele auxiliare care asigură controlul și protecția echipamentelor primare.
Grupe de semnale primare care trebuiesc considerate atunci când se dorește conducerea de la distanță a procesului:
semnalizări de poziție (provenite de la echipamentele de comutație);
semnalizări preventive;
semnalizări de incident (avarie);
comenzi;
măsuri (tensiuni, curenți, puteri, frecvență);
contorizări (energie activă, energie reactivă).
Din punct de vedere al tipului și formei semnalului distingem:
semnale numerice (binare) – semnale care reflectă stări discrete ale elementelor de la care provin. Majoritatea semnalelor de acest gen provin de la contactele electrice. Stările posibile sunt întotdeauna complementare (conectat/deconectat; închis/deschis; adevărat/fals; etc.).
impulsuri pentru sincronizare – un caz particular al semnalelor numerice;
semnale analogice (tensiuni alternative și/sau continue, curenți alternativi și/sau continui).
Din punct de vedere al localizării semnalelor, întâlnim:
semnale grupate la nivelul celulelor;
semnale pe grupuri de celule;
semnale generale – la nivel de stație.
Intrări analogice
Principalele mărimi analogice cu relevanță pentru conducerea de la distanță a stației de transformare sunt: tensiunile, curenții, puteri active/reactive, frecvența.
Schema lanțului de măsură pentru intrările analogice este prezentată in fig.1.4, semnalul analogic fiind direct preluat în EAC, aici asigurându-se totodată și prelucrarea numerică a acestuia și calculul valorilor dorite.
Fig.1.4 prezintă schema lanțului de măsură pentru intrările analogice utilizate. Pentru asigurarea flexibilității de configurare a EAC, considerăm optimă echiparea unui EAC corespunzător unei celule cu următoarele tipuri de intrări analogice:
canale de tensiune alternativă (valori nominale 60 – 100 Vef);
canale de curent alternativ (valori nominale 1 – 5 Aef);
canale de tensiune continuă (valori nominale 24 – 48 – 220 Vcc);
canale de curent continuu (valori nominale 1 – 4 A).
`
Fig. 1.4 Schema lanțului de măsură analogic
Obținerea celorlalte mărimi analogice se face grupând și prelucrând corespunzător informațiile provenite de la canalele de tensiune și curent (fig.1.5).
Se realizează totodată și protecția intrărilor analogice contra valorilor accidentale ale semnalului analogic de măsurat precum și separarea galvanică a interfeței față de procesul tehnologic. Semnalului rezultat i se aplică o filtrare trece jos pentru a elimina efectul perturbațiilor apoi este preluat de un multiplexor care asigură selecția canalului analogic de măsurat a cărui valoare este transmisă modulelor de eșantionare și memorare și conversie analog numerică. Șirului de valori numerice obținut (la intervale regulate de timp pentru fiecare canal analogic în parte) îi sunt aplicați algoritmi de filtrare numerică și de calcul a mărimilor caracteristice dorite (ex. valori efective).
Fig. 1.5 Preluarea informațiilor analogice
Transmisia valorilor mărimilor analogice culese de către echipamentul de achiziție și comandă se face (în funcție de topologia rețelei) fie prin interogare lansată de nivelul ierarhic superior (calculatorul master de la nivelul stației) – topologia TOKEN care se face la intervale de timp de 1msec., fie prin mesaje de eveniment atunci când modificarea valorii semnalului supravegheat reclamă o atenție specială, respectiv trebuie adus la cunoștința operatorului foarte rapid. Mesajele de eveniment au prioritate maximă la transmisie; există două cazuri importante care reclamă transmisia prin eveniment a semnalelor analogice:
valoarea semnalului a suferit o modificare semnificativă a, necesitând actualizarea acestuia în baza de date de la punctul central;
valoarea semnalului indică o stare de avarie sau premergătoare unei avarii, fiind necesară atenționarea dispecerului asupra acestui fapt.
Intrări numerice
Semnalele numerice pot proveni de la contacte de relee, limitatoare etc. Care reflectă stări ale echipamentelor primare, ale dispozitivelor de protecție și automatizare etc.
Contactele electrice cu care EAC se interfațează, pot fi libere de potențial sau pot fi deja conectate într-o schemă electrică oarecare. În ambele cazuri trebuie asigurată imunitatea la diferitele perturbații specifice instalațiilor electroenergetice, perturbații care pot altera informațiile preluate de la nivel de proces.
Soluția acestei probleme constă în conceperea unor scheme de preluare a stării contactelor care să utilizeze nivele ale semnalelor utile peste nivelul de zgomot.
Filtrarea semnalelor comportă 2 aspecte:
filtrarea electrică a semnalului cu ajutorul unor filtre „trece jos”;
filtrarea numerică a semnalului logic cules, utilă în special pentru eliminarea efectului vibrațiilor contactelor la comutări (fig.1.6).
Fig. 1.6 Filtrare software a intrărilor numerice
Modificarea stării contactului supravegheat este luată în considerare numai dacă la un număr de n=2 citiri consecutive (citiri efectuate la intervale de timp regulate „t”) este găsită aceeași stare contactului. Numărul „n” și perioada de eșantionare „t” sunt corelate în mod direct cu durata regimului tranzitoriu al comutării contactelor.
De regulă, unei stări supravegheate îi corespunde un singur contact electric cu care se interfațează EAC (intrări binare simple); există însă și echipamente de importanță deosebită (ex. starea conectat / deconectat a întrerupătoarelor) pentru care se utilizează metoda citirii simultane a 2 contacte electrice (intrări numerice dublate) – fig.1.7. Soluția este utilizată pentru a elimina șansele de citire incorectă a acestor stări.
Fig. 1.7 Conectarea semnalelor numerice la EAC
Testarea automatică, periodică, a întregului lanț de preluare a semnalelor numerice este de o deosebită importanță în creșterea fiabilității și a gradului de încredere în ceea ce privește fluxul de informație preluat.
Întrucât cele mai frecvente defecțiuni ale acestui lanț îl constituie întreruperea circuitelor până la bornele contactelor releelor, se consideră utilă implementarea unei funcțiuni de verificare a integrității acestor fire de legătură. O metodă care certifică integritatea conexiunilor până la bornele contactului este ilustrată în fig.1.8.Atunci când contactul supravegheat este în starea „deschis”, prin circuit poate să circule numai curentul de verificare (a cărui polaritate este aleasă din sursa de tensiune internă a EAC), stare care este citită prin intermediul unei intrări numerice suplimentare.
În conceperea algoritmilor de achiziție a semnalelor numerice, trebuie ținut cont și de eventualele defecțiuni ale celorlalte componente ce intervin în lanțul de achiziție (relee intermediare, contacte pentru poziții extreme etc.) care pot conduce, prin funcționarea lor defectuoasă, nu numai la interpretarea greșită a semnalelor în care sunt implicate ci și la disfuncționalități globale în achiziția celorlalte semnale. Un caz tipic îl constituie contactul electric instabil, care prin frecventele schimbări de stare duce, pe de o parte la aglomerarea funcțiunilor de prelucrare locală și transmiterea acestora la distanță, iar pe de altă parte la alarmarea repetată a operatorului, atunci când semnalul în cauză este un semnal de avarie.
Soluția problemei rezidă în implementarea în protocolul de comunicație a unor algoritmi de invalidare automată a achiziției semnalelor provenite de la acele intrări numerice care prezintă schimbări de stare mai frecvente decât o limită prestabilită.
Astfel, EAC va asocia fiecărei intrări numerice frecvența limită de comutare, la a căror depășire intrarea numerică este blocată (invalidată). Inhibarea intrării respective este un eveniment care trebuie comunicat nivelului ierarhic superior, deoarece presupune luarea unor măsuri de remediere a defectelor apărute în lanțul informațional al sistemului SCADA.
Ieșiri numerice
Sunt utilizate pentru transmiterea comenzilor către procesul tehnologic prin intermediul unei interfețe specifice. În cadrul sistemelor energetice putem distinge două tipuri de comenzi către proces:
comenzi în impuls, destinate echipamentelor de comutație și separație, comutatoarelor de ploturi, etc. Durata de menținere a impulsului trebuie să aibă posibilitatea de a fi ajustată, funcție de echipamentul căruia îi este adresata comanda.
comenzi permanente, care trebuie să-și mențină starea un timp nedeterminat, destinate punerii/scoaterii din funcțiune a unor automatizări, protecții, etc.
În vederea eliminării comenzilor nedorite (comenzi greșite sau intempestive) este necesară implementarea unei scheme hard-soft de validare a lansării unei comenzi care să asigure:
identificarea indubitabilă a comenzii ce trebuie lansată prin verificarea codului acesteia.
eliminarea riscului comenzilor intempestive datorate defectării tranzistoarelor interne de comandă prin:
utilizarea unor scheme de comandă cu cheie de validare (fig.1.7);
supravegherea încadrării în limite a curentului prin circuitele de comandă-echipament și pentru protecția interfețelor de ieșire ale EAC.
testarea periodică a stării de funcționalitate a circuitelor de comandă.
În concluzie, gestionarea fluxului informațional generat de comunicația (schimbul de semnale) între diferite entități ale sistemelor complexe de prelucrare și transmisie a datelor este necesar a fi bine realizată prin intermediul protocoalelor de comunicație care țin cont de o serie de parametrii specifici categoriilor de informații routate în procesul de comunicație și care face obiectul dezbaterii din capitolul 2 al acestui referat.
Fig. 1.8 Schema de principiu a ieșirilor de comandă
Intrări de contorizare
Un caz aparte de semnale numerice îl constituie impulsurile provenite de la contoare de energie cu generatoare de impulsuri. În acest caz nu sunt semnificative tranzițiile propriu zise ale semnalelor, ci numărul acestor tranziții, cu ajutorul cărora poate fi reconstituită energia electrică măsurată de contor.
Echipamentul de achiziție asociată fiecărei intrări de acest tip un index în memoria locală. Se impun măsuri suplimentare hard + soft de păstrare a indexului fiecărui contor, chiar și în lipsa tensiunii de alimentare al EAC. Acesta va semnaliza orice situație care poate să genereze dubii asupra valorii reale a indexului (reinițializare index la pornire „rece” a EAC, posibile impulsuri pierdute pe perioadele când EAC nu a fost alimentat, etc.).
Este de preferat ca intrările numerice dedicate contorizării să aibă o schemă hardware identică cu cele destinate semnalelor numerice, asigurându-se astfel flexibilitatea în configurarea EAC (urmând să se precizeze prin software repartizarea și tipul intrărilor numerice).
=== CAP_2 ===
Capitolul 2
PARAMETRII UTILIZAȚI ÎN COMUNICAȚIILE DE DATE
2.1 Calitatea transmisiei
Transmiterea informației de la un transceptor (transceiver) către altul (altele), printr-un canal cu perturbații implică două probleme și anume: reproducerea la utilizator a mesajului generat de sursă, conform cu un anumit criteriu de fidelitate și utilizarea cu o eficiență cât mai mare a canalului, adică transmiterea informației pe canal cu o viteză cât mai apropiată de capacitatea acestuia. Pentru aprecierea calității circuitelor de comunicație se folosesc în general doi indicatori și anume: rata erorii pe bit și rata erorii pe bloc.
Rata erorii pe bit (BER – Bit Error Rate) se definește ca raportul dintre numărul de biți eronați și numărul total de biți recepționați.
Valorile maxime admise pentru BER sunt date de avizul V.53 funcție de tipul liniei, natura liniei, debitul binar, etc. BER poate varia între 10-7 și 10-4, pentru valori mai mari de 10-4 linia fiind considerată inacceptabilă pentru transmisiuni de date.
Pentru măsurarea BER se utilizează testoare sau analizoare de protocol (fig.2.1).
Procedeul este simplu; se generează o secvență binară cu structură cunoscută și se transmite de la un transceptor către celălalt pe canalul de comunicație dintre aceștia verificându-se în capătul opus conținutul secvenței recepționate.
Fig. 2.1 Structura generală a unui sistem de comunicație prevăzut cu analizoare de protocol (testoare).
O problemă legată de determinarea BER o constituie timpul de măsurare al acestui parametru. Crescând timpul de măsurare se pot obține alte valori pentru BER decât pentru un interval mai scurt datorită faptului că probabilitatea de apariție a perturbațiilor în canal pe un interval de timp mai mare este mult mai mare. Conform recomandării G.821 a CCITT (tabelul 2.1) se definesc patru categorii pentru BER ce determină o clasificare a circuitelor analizate în patru categorii distincte: disponibile și acceptabile, disponibile dar degradate, disponibile dar inacceptabile, nedisponibile.
Tabelul 2.1 – categorii de circuite de comunicație definite în funcție de valorile BER (recomandări CCITT G.821)
Rata erorii pe bloc (BLER – BLock Error Rate) se definește ca raportul dintre numărul de total de mesaje recepționate eronat și numărul total mesaje recepționate într-un interval de timp dat.
Acest parametru poate fi determinat prin transmiterea repetată a unui bloc cunoscut apriori de către un transceptor. Durata de măsurare a unei căi este, conform avizului V.53 al CCITT, de 15 minute sau durate cât mai apropiate de 15 minute necesare transmiterii unui număr întreg de blocuri.
Presupunând o distribuție uniformă a erorilor, și cunoscând BER se poate determina BLER utilizând relația 2.1 în forma:
[2.1]
unde n – numărul de biți din blocul analizat
Erorile grupate în pachete vor conduce la un BLER mai mică decât în cazul distribuției uniforme în timp a erorii. În general o rată mare a BLER implică folosirea unor blocuri scurte (de lungime mai mică) astfel încât traficul util să ajungă la un nivel acceptabil.
Secunde fără erori (EFS – Error Free Second).
Comunicațiile numerice de mare viteză au determinat introducerea celui de-al-III-lea parametru și anume EFS (Error Free Second) dată de relația 2.2, prin secunde eronate înțelegându-se secundele în care au apărut erori.
[2.2]
Avizul G.821 specifică pentru debitul de 64 kbps (1 cale PCM-MIC) un EFS de 98,8% sau 346 de secunde eronate în 8 ore de lucru.
2.2 Viteze de transmisie
Sistemele informatice, indiferent de domeniul acestora de aplicabilitate, sunt adesea caracterizate de producător printr-o serie de parametrii de comunicație a căror semnificație va fi expusă în cele ce urmează.
Definirea vitezei de transmisie se face în mod diferit în funcție de tehnica de transmisie utilizată: sincronă sau asincronă.
Pentru o transmitere sincronă, debitul binar D, al unei linii se definește ca:
[2.3]
și reprezintă numărul de simboluri binare ce pot fi transmise în unitatea de timp pe acea cale. T – este intervalul semnificativ minim în transmisia sincronă și reprezintă perioada oscilatorului de sincronizare.
În cazul transmiterii asincrone, pentru a defini debitul binar pe o linie se folosește rapiditatea de modulație sau viteza de modulație, exprimată prin:
[2.4]
unde Δ este durata minimă a unui interval semnificativ. Viteza de modulație arată cu ce viteză maximă se schimbă stările semnalului emis în linie.
În cazul în care semnalul în linie prezintă nu 2 ci M niveluri de reprezentare (M – de obicei putere întreagă a lui 2), debitul de informație este dependent de viteza de modulație prin relația 2.5:
[2.5]
În general într-o transmisie asincronă, debitul de informație se exprimă în caractere/secundă, blocuri/secundă, etc., în funcție de natura informației tranzitate.
Pentru o transmisie oarecare, debitul de informație se apreciază ca raportul dintre numărul „N” de biți utili și timpul necesar transmiterii lor, inclusiv a celor suplimentari ceruți de protocol.
Viteza de transmisie a datelor printr-un canal de comunicații ideal este limitată; canalul ideal este stabil, omogen, invariant în timp și fără distorsiuni, semnalul transmis ajungând la recepție nedeformat dar atenuat. Limita vitezei de transmisie a fost stabilită de Legea lui Shanon, în ipoteza unui canal gaussian, cu zgomot alb și putere medie a semnalului mărginită, presupunându-se o codare infinită.
[2.6]
unde C – capacitatea canalului de comunicații
S – puterea medie a semnalului
N – puterea medie a zgomotului
W – banda canalului exprimată în Hz.
Valoarea lui C este doar ipotetică ea neputând fi atinsă în realitate, fiindcă ipotezele canalului ideal nu corespund canalelor fizice și nici ipoteza codării în timp infinit nu corespunde regimului real de funcționare al sistemului. Astfel, la o transmisie de date viteza de transmisie, pierderile de energie și banda relativă de frecvențe, indicatori ai calității sistemului, depind în mare măsură de parametrii canalului de telecomunicații.
2.3 Medii de transmisie
Elementul cheie în prelucrarea distribuită a datelor îl constituie conectarea nodurilor informaționale prin intermediul canalelor de comunicație (mediilor de transmisie).Tipul și caracteristicile acestora depind de locul în care acestea sunt folosite, de tipul și funcțiunile asigurate de noduri.
Cum prezentul proiect este axat pe analizarea și optimizarea sistemelor informatice complexe utilizate în domeniul energetic, ne vom referi la medii de transmisie utilizate de sistemele SCADA distribuite. În acest sens putem distinge situații specifice în ceea ce privește transmisia datelor:
comunicația „in-door” (interiorul stației de transformare) fig.2.2-zona a – care are scopul interconectării interfețelor de achiziție și comandă din stație. Specific pentru acest tip de comunicație sunt perturbațiile electromagnetice puternice induse de câmpurile de bare
transmisia de date la distanță (fig.2.2-zona b) – care are scopul interconectării EAC din stații cu nivele conducătoare. Datorită distanțelor mari (zeci – sute de km) suportul de comunicație oferă debite reduse și este supus unor multiple perturbații.
comunicația la nivel conducător – este bazată de regulă pe rețele locale (LAN_uri) de mare viteză. Problema care se pune în acest caz o reprezintă capacitatea rețelei locale de a răspunde la necesitățile de trafic și de timp de răspuns, întrucât componentele aplicațiilor de la punctul central folosesc intens comunicația în rețea.
Fig. 2.2 Structura posibilă a unui sistem SCADA cu specificarea nodurilor de comunicație
Ca și suporturi de transmisie pentru tipurile de comunicație anterior menționate se utilizează:
perechile de fire torsadate – utilizate pentru reducerea interferențelor electrice; vitezele de transmisie depind de diametrul firului și distanța de parcurs; se pot atinge viteze de la 10 – n x 100 Mbps (10 BASE-T; 100 BASE-T; etc.).
cablurile coaxiale – cu impedanța caracteristică de 50 ohmi (transmisiile digitale) în banda de bază. Se ating debite 10 – 100 Mbps la lungimi de sub 1km. Se utilizează cu predilecție pentru LAN_uri de date, conectarea plăcii de rețea a calculatorului făcându-se prin conector T extremitățile cablului fiind terminate pe rezistențe de adaptare (terminatori) de 50 ohmi.
fibrele optice – permit transmisia informației prin intermediul fascicolului luminos generat de o diodă LASER și modulat în intensitate în funcție de valoarea tensiunii aplicate la terminalele diodei. Lumina are frecvență de aproximativ 108 MHz, astfel încât se obține o lărgime de bandă enormă disponibilă pentru transmisia datelor. Fibrele optice din generația actuală prezintă atenuări de ordinul 0,2 – 0,5 db/km astfel că nu necesită utilizarea dispozitivelor de regenerarea a formei semnalului decât pe distanțe de sute de km. Debitele pe FO sunt de ordinul 10 Gbps și chiar peste. Se utilizează FO monomod (se propagă un singur mod) sau multimod (se propagă mai multe moduri); FO monomod permit cuplarea mai ușoară a surselor de lumină care pot fi mai puțin pretențioase (ex. LED_uri). Totodată ele prezintă dispersii intermodale foarte mari, astfel încât banda de transmisie a fibrelor multimod este mult mai mică decât la cele monomod.
Fibrele monomod nu prezintă efecte de dispersie intermodală și au atenuări foarte mici, însă sistemele de cuplare sunt foarte sofisticate și necesită surse coerente, în principal diode laser.
interconexiuni optice în spațiu liber (fig.2.3). Pentru ca parametrii ce caracterizează propagarea radiației luminoase și eficiența comunicației între subrețelele energetice ce supervizează stațiile de înaltă tensiune să fie optim s-a abordat interconexiunea în spațiul liber prin care semnalul electric (provenit de la calculatoarele de proces) este modulat optic în intensitate cu ajutorul unei diode LASER este transmis ca un fascicol nefocalizat porțiuni din el căzând (la recepție) pe o matrice fotodetectoare.
Dezavantajul metodei îl constituie randamentul scăzut al utilizării fotonilor, lumina fiind dispersată pe o arie largă, doar o porțiune fiind absorbită de fotodetector; de aceea s-a trecut la generarea unor elemente de focalizare al fascicolului de date numite HGC – Holograme Generate pe Calculator utilizate pentru recepția de către o matrice detector a tuturor semnalelor luminoase în format binar provenite de la o sursă. Pentru realizarea interconexiunii între EAC_uri se poate utiliza configurația de mai jos (fig.2.3). În acest caz un semnal modulat optic generat de ex. de o diodă laser este transmis ca un fascicol focalizat pe un element holografic (pentru a plasa aproape toată lumina pe părțile detectorului). Elementele de focalizare sunt realizate prin metode holografice și sunt denumite elemente optice holografice. Utilizând astfel de elemente , o singură sursă poate fi proiectată pe unul sau mai mulți fotodetectori cu eficiență maximă, limitele practice ale randamentului depind de fan-out_ul (conexiune 1 x N) dorit, de materialul din care este realizată holograma și geometria dorită.
Fig.2.3 Interconexiune 1 x N în spațiu liber cu fascicul focalizat
Utilizarea acestor interconexiuni conduce la paralelism în rețelele de interconectare; o sursă poate fi astfel proiectată pe un fotodetector în timp ce altă sursă independentă poate fi proiectată pe altul, astfel fiecare canal lucrează independent.
Avantajele cuplajului optic
oferă un grad mai mare de libertate din punct de vedere al efectelor cuplării;
flexibilitatea de dirijare a fascicolului optic; dacă conexiunile electrice trebuie să fie în apropierea unui plan de masă, cele optice pot fi direcționate convenabil în spațiul liber;
invarianța la diferite efecte capacitive;
furnizarea de instrumente de interconexiune dinamice, deoarece interconexiunile bazate pe fotoni nu presupun contacte mecanice, redirecționarea interconexiunii poate fi realizată prin simpla redirecționare a fasciculelor optice.
interconexiunile optice elimină problemele legate de curbarea și răsucirea fibrei optice care conduce la pierderi radiative sau atenuări prin inserție semnificative care apar la joncționarea tronsoanelor.
costuri mult mai mici pentru crearea infrastructurii respectiv pentru testele de acceptanță.
debite mai mari ale fluxului de date (peste 10 Gbps).
calea de propagare fiind pur optică nu există pericolul întreruperii transmisiunii în cazul ca în cazul distrugerii fizice a fibrei. Chiar daca se obturează cale între sursă-receptor sigur va exista o radiație a fascicolului care prin reflexie sau difracție să poată cădea pe fotodetector, informația fiind refăcută în totalitate.
Procesul de sinteză pe computer permite realizarea de holograme ce nu pot fi obținute pe cale optică, astfel că procesele optice sunt înlocuite parțial/total cu cele sintetice.
Pasul de reconstrucție din optica holografică este în general menținut cu ajutorul proceselor de difracție care conectează informația înregistrată cu câmpul de reconstrucție. Scopul este de a realiza HGC astfel încât prin iluminare să se formeze distribuția de lumină dorită. Pentru ca o funcție de valoare complexă să poată fi implementată fizic este necesară o codificare, adică un algoritm de transformare corespunzător.
Avantajul acestei metode este acela că subsistemele energetice astfel interconectate sunt mult mai fiabile, au o flexibilitate crescută, grad ridicat de securizare, rețeaua poate fi ușor reconfigurată prin adăugarea de noi subunități pe durata etapelor de retehnologizare iar dispozitivele optice au costuri mult mai mici decât dispozitivele tradiționale bazate pe câmp electromagnetic.
2.4 Comunicația serială
Elementul cheie în prelucrarea distribuită a datelor îl constituie conectarea nodurilor informaționale prin intermediul canalelor de comunicație. Tipul și caracteristicile acestora depind de locul în care acestea sunt folosite, de tipul și funcțiunile asigurate de noduri.
În cazul specific de conectare a EAC într-o magistrală locală la nivelul stației de transformare, trebuie luate în considerare următoarele elemente:
debitul maxim de informație care poate fi vehiculat printr-un EAC și nivelul ierarhic superior în condițiile funcționării normale;
debitul maxim de informații vehiclate în cazul unor modificări semnificative de stare ale procesului tehnologic, modificări care sunt preluate și transmise de către mai mult EAC – cazul incidentelor și avariilor importante;
nivelul perturbațiilor electromagnetice din stațiile electrice de transformare și necesitatea imunizării comunicației la aceste zgomote.
Distribuirea fizică a nodurilor (EAC, calculatoare la nivelul stației, etc.) impune de la început utilizarea comunicației seriale. Pot fi astfel luate în considerare standardele de comunicație serială:
RS232C – pentru conexiunea directă între un EAC și un calculator portabil (conexiune temporară pe distanță mică). Acest avantaj oferă o imunitate scăzută la perturbații și poate asigura doar conexiuni de tip „point to point”. Vitezele practice de transmisie se situează în gama de variație 1200 – 14.400 bps iar lungimea cablului de comunicație dintre EAC și calculatorul portabil e limitată de standard la 16,5m (depășirea acestei lungimi nu mai asigură a trensmisie corectă a datelor și nici o viteză din setul de viteze mai sus amintite);
RS485 – pentru realizarea unei conectări multipunct, cu o bună imunitate la zgomot și cu distanțe practice între noduri de ordinul zecilor de metri. Vitezele de transmisie pot fi în gama: 1.200 – 14.400 bps.
bucla de curent – ca și RS485 poate asigura conexiuni multipunct, cu o foarte bună imunitate la zgomot și cu viteze de comunicație practice situate în gama 1.200 – 9.600 bps.
fibra optică – care permite implementarea conexiunilor punct la punct și multipunct cu imunitate la interferențele electrostatice (informația se transmite prin modulația în intensitate luminoasă a semnalului electric) și cu viteze foarte ridicate care variază în funcție de:
modul de propagare prin fibră a luminii (monomod, multimod)
compoziția chimică a marialulului din care este realizată fibra
lungimea de undă utilizată pentru modulația semnalului.
În concluzie, având în vedere condițiile actuale din stațiile de transformare, pot fi luate în considerare standardele de comunicație RS485 și bucla de curent, a căror utilizare asigură traficul de informații la vitezele necesare și o bună imunitate la perturbații.
Stațiile actale ale Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice (Transelectrica) utilizează pentru realizarea sistemelor SCADA comunicațiile moderne pe fibră optică, care asigură traficul de date în cazul introducerii masive a dispozitivelor numerice (terminale numerice de protecție, dispozitive de automatizare digitale, echipamente de comutație și transformatoare supravegheate de module inteligente încorporate, echipamente digitale multifuncționale).
=== CAP_3 ===
Capitolul 3
ECHIPAMENTE DE ACHIZIȚIE ȘI COMANDĂ
3.1 Specificații generale ale echipamentelor de achiziție și comandă
Baza sistemelor complexe de achiziție, prelucrare a datelor utilizate într-un proces industrial de teleconducere o constituie echipamentele de achiziție și comandă. De performanțele acestora și de arhitectura în care sunt conectate depind în egală măsură performanțele globale ale întregului sistem.
Alegerea structurii echipamentelor de achiziție și comandă pentru implementarea unei aplicații de teleconducere distribuită se face ținând seama de următoarele criterii:
dimensionarea numărului și tipurilor interfețelor de achiziție/comandă să fie corespunzătoare supravegherii – în medie – unei celule din stația condusă;
încadrarea EAC într-o arhitectură deschisă, distribuită de comandă și control al proceselor;
construcție robustă și fiabilă care să răspundă la exigențele tehnice și solicitările specifice din stațiile electrice;
maximă flexibilitate prin reconfigurare și parametrizare de la distanță, fără a fi necesară o reconfigurare hardware și software locală.
3.2 Structura hardware a echipamentelor de achiziție și comandă
În fig.3.1 este prezentată schema bloc corespunzătoare unui echipament de achiziție și comandă care se compune din:
μP – microprocesor.
Are rolul de coordonare a funcționării echipamentului. Microprocesorul este un circuit logic integrat la scara mare sau foarte mare (LSI or VLSI – Verry Long Scale Integration) capabil să realizeze operații matematice și logice conform unui algoritm prestabilit (program) sub conducerea unui bloc de comandă și control (UCP). Flexibilitatea caracteristică microprocesoarelor, în sensul că acestea pot fi adaptate să facă față oricăror cerințe impuse de varietatea aplicațiilor care le solicită, a devenit posibilă ca urmare a folosirii logicii programabile în locul logicii cablate apelând la conceptul de microprogramare.
RAM (Random Acces Memory) – Memorie cu acces aleator
Memorie statică de tip CMOS; informațiile conținute în memoria RAM pot fi menținute printr-o schemă bazată pe bateria internă a echipamentului chiar și în situațiile în care sistemul nu este alimentat cu energie. Pentru a putea fi ușor adresate în vederea citirii/înscrierii informației, CBB (Circuitele Basculante Bistabile) sunt organizate într-o structură matricială.
ROM (Read Only Memory) – Memorie doar citibilă
Este o memorie tip EPROM (Erasable Programmable ROM) sau EEPROM (Electrically Erasable Programmable ROM), utilizată pentru înmagazinarea programelor și algoritmilor care definesc funcționarea echipamentului. ROM_urile sunt circuite integrate ce conțin programe și microinstrucțiuni memorate în însăși structura cip_ului integrat – sunt interschimbabile și aditive.
CLK (CLocK) – Ceas de timp real.
Ceas de timp real de precizie, realizat cu un oscilator cu cuartz termostatat. Stabilitatea unui astfel de oscilator este între 10-4 – 10-6.
Consola Locală, tastatura și afișajul.
Sunt părți ale echipamentului care permit dialogul operatorului local cu echipamentul.
NI (Nummerical Inputs interface) – Interfață intrări numerice
Această interfață are separare galvanică realizată prin circuite optocuploare și permite accederea în dispozitiv a semnalelor numerice (contacte, stări de echipament, etc.) provenite de la nivel de proces [cap.1].
NO (Nummerical Outputs) – Interfață ieșiri numerice
Interfața prezintă aceeași separare galvanică prin optocuploare ca și în cazul NI, fiind folosită pentru transmiterea către proces a comenzilor de echipament [cap.1].
ADC (Analog to Digital Converter) – Convertor analog-numeric
Utilizat pentru conversia analog numerică a mărimilor (semnalelor) analogice prelevate de la nivel de proces. Conversia este realizată deoarece este necesară o prelucrare a acestor mărimi în vederea utilizării lor ulterioare fie în procesul de comunicație fie de sisteme expert de diagnoză.
MUX (Multiplexer) – Multiplexor
Utilizat pentru selecția canalelor ce urmează a fi prelucrate.
U – Adaptoare pentru intrările de tensiune
I – Adaptoare pentru intrările de curent
Sursa de alimentare
Asigură alimentarea entităților constituente ale echipamentului din serviciile interne ale stației. Conține și bateria internă necesară circuitelor CMOS pentru a menține informațiile stocate în RAM, respectiv funcționării ceasului în lipsa tensiunii de alimentare.
Comunicația serială
Elementul cheie în prelucrarea distribuită a datelor îl constituie conectarea nodurilor informaționale prin intermediul canalelor de comunicație. Tipul și caracteristicile acestora depind de locul în care acestea sunt folosite, de tipul și funcțiunile asigurate de noduri.
În cazul specific al conectării EAC într-o magistrală locală la nivelul stației de transformare, trebuie considerate următoarele elemente:
debitul maxim de informație care poate fi vehiculat între un EAC și nivelul ierarhic superior în condițiile funcționării normale;
debitul maxim de informație vehiculat în cazul unor modificări semnificative de stare ale procesului tehnologic, modificări care sunt preluate și transmise de către mai multe EAC_uri în cazul incidentelor și avariilor importante.
nivelul perturbațiilor electromagnetice din stațiile electrice și necesitatea imunizării comunicației la aceste zgomote.
În concluzie, în perspectiva integrării în cadrul aceluiași sistem a funcțiilor de control, protecții, metering și automatizări, fluxul informațional tranzitat va fi impresionant; soluția în acest caz fiind mediile de comunicație optice care oferă un spectru vast de expansibilitate a datelor vehiculate.
Fig.3.1 Schema bloc a unui echipament de achiziție și comandă
3.2.1 Modelul de bază pentru componentele stației
Abordarea obiectuală a modelării unui sistem integrat de achiziție, protecție și control al stației de transformare permite modificarea și adăugarea de noi funcțiuni și componente pe măsură ce acestea sunt necesare sau devin disponibile datorită dezvoltării tehnologice. Această strategie permite deci implementarea de sisteme deschise, capabile să integreze componente și funcțiuni produse elaborate de diferiți fabricanți. Elementul cheie în acest demers este găsirea unui model care să cuprindă caracteristicile comune atât constructive cât și funcționale ale componentelor stației, model care poate apoi fi specializat pentru fiecare funcție în parte.
Întocmirea ca în cazul tehnicilor de programare orientată pe obiecte (POO), modelarea obiectuală a unui sistem integrat de achiziție, protecție și control al stației de transformare se bazează pe noțiunile de obiect și clasă de obiecte. O clasă este un concept care abstractizează caracteristicile fizice și funcționale corespunzătoare unei categorii de echipamente. Un obiect reprezintă un specimen al clasei corespunzător nei entități reale. Altfel spus, într-un model vom regăsi mai multe obiecte, atâtea câte obiecte entități reale pot fi grupate într-o clasă. Clasele sunt grupate în ierarhii, pe măsură ce apare necesitatea specializării unei clase de bază pentru cuprinderea de caracteristici și funcțiuni specifice. Spre exemplu clasele Întrerupător și Separator pot deriva dintr-o clasă de bază Comutator printr-o adaptabilitate corespunzătoare. Prin derivarea dintr-o clasă de bază sunt importate automat toate caracteristicile și funcțiunile acesteia fiind necesară doar adăugarea caracteristicilor și a funcțiunilor specifice.
Fig.3.2 Schema bloc cu elementele modelului de bază
Fig.3.2 reprezintă elementele modelului de bază. Modelul cuprinde clase de obiecte și asocierile principale între acestea:
Clasa EchipamentVirtual este utilizată pentru reprezentarea echipamentelor fizice cum sunt întrerupătoarele, transformatoarele, protecțiile. Fiecărui astfel de echipament virtual îi sunt asociate câte o clasă ValoareMăsurată și câte o clasă Controller.
Clasa ValoareMăsurată corespunde datelor achiziționate din proces. Îi este asociată cel puțin o clasă DispozitivMăsură și câte o clasă Controller.
Clasa EtichetăIdentificare are rolul de a identifica în mod unic un EchipamentVirtual
Clasa DispozitivMăsură reprezintă dispozitivele (sau subansamblele) specializate pentru achiziția și procesarea datelor provenite de la senzorii de măsură. Îi este asociată cel puțin o clasă ValoareMăsurată.
Clasa Controller reprezintă logica funcțională a unui EEI și îi este asociată cel puțin o clasă Înregistrare. Cum logica de funcționare este dictată de datele achiziționate din proces, îi este asociată cel puțin o clasă ValoareMăsurată.
Fig.3.3 Schema bloc pentru clasa Echipament Virtual
Din clasa de bază EchipamentVirtual derivă prin moștenire clasele specializate corespunzătoare principalelor echipamente dintr-o stație electrică. În Fig.3.3 de mai sus sunt reprezentate atât principalele asocieri ale clasei EchipamentVirtual cu clasele ValoareMăsură respectiv EtichetăIdentificare cât și clasele derivate: Transformator, Releu, Comutator, Linie, MașinăDeCA. Ori de câte ori este necesar, se definesc specializări ale claselor de bază, extinzându-se astfel ierarhia de obiecte. Spre exemplu din clasa Comutator derivă mai departe clasele Separator și Întrerupător, respectiv se crează mai departe asociațiile corespunzătoare pentru protecții, automatizări etc.
3.2.2 Echipamente multifuncționale de control și protecție
Utilizând cele mai noi realizări în domeniul tehnicii de prelucrare digitală și mai ales cele în domeniul comunicațiilor de mare viteză, putem imagina un echipament complex de control și protecție la nivelul celulei (Fig.3.4), care se interconectează în aceeași rețea de date cu echipamentele de prelucrare de la nivelul stației (Fig.3.5).
Echipamentele de la nivelul celulei, îndeplinesc funcții de protecție și comandă ale transformatoarelor și liniilor electrice și recepționează cererile de comandă de la nivelul stației.
La nivelul stației sunt implementate funcții de protecție (ex.protecția diferențială de bare – PDB) în care informațiile de curent sunt prelevate de la nivelul celulelor și transmise prin rețeaua de date a stației.
Funcționarea protecției de linie și de trafo se bazează pe informații locale, astfel încât acestea sunt independente de căderile rețelei de comunicație. În același timp este recomandabil să fie implementată o magistrală duală de comunicație. În același timp este recomandabil să fie implementată o magistrală duală de comunicație, pentru a îmbunătăți fiabilitatea protecției de bare.
Informația curentă culeasă (eșantionată) de echipamentele de la nivelul celulelor trebuie transmisă în câteva milisecunde în rețea, pentru o funcționare corectă a protecției de bare. Acest lucru reclamă legături de comunicație de mare viteză, de timp real, între echipamentele celulei și echipamentul de la nivelul stației.
În cazul echipamentelor de proteție și control digitale, toate funcțiunile sunt implementate software, adesea pe platforme hardware asemănătoare. Devine astfel justificată preocuparea de a configura această platformă hardware astfel încât să poată duce la îndeplinire diferite sarcini, fie ele control, protecție sau monitorizare.
Într-o oarecare măsură, echipamentele digitale multifuncționale pot fi ele însele considerate sisteme deschise.
O atenție specială trebuie acordată independenței diverselor funcțiuni de control și protecție, atâta timp cât ele sunt procesate în același același dispozitiv. Astfel, ca și în cazul echipamentelor clasice de protecție, trebuie asigurată redundanța în cazul funcțiunilor importante de protecție.
LOCAL PC
Fig.3.4 Structura hardware a unui echipament integrat de control și protecție
EMS – SCADA
Cuplor STEA de comunicație LAN optic de protecție și control
Control și protecție linie
Fig.3.5 Configurația unui sistem integrat de control și protecție
3.3 Funcții de comunicație
Într-o arhitectură distribuită de achiziție și comandă, maximum de avantaje se obțin aplicând în mod consecvent principiile proiectării orientate pe obiecte (POO). Astfel, EAC poate fi privit ca un obiect care furnizează tuturor celorlalte resurse hard/soft ale rețelei anumite servicii (funcțiuni, metode). Ca și în cazul POO atunci când o componentă oarecare a sistemului are nevoie de un serviciu din partea EAC, trebuie să lanseze un mesaj prin care solicită serviciul respectiv.
Fig.3.6 Principiul comunicației în rețeaua multipunct
Un asemenea mesaj trebuie să cuprindă următoarele informații (fig.3.6):
identificatorul EAC prin care se precizează echipamentul căruia îi este destinat mesajul;
metoda, serviciul solicitat;
eventuali parametrii necesari EAC în îndeplinirea misiunii;
identificatorul componentei care a lansat cererea, pentru ca EAC să știe cui îi este destinat răspunsul. Aceasta din urmă componentă nu este necesară într-o arhitectură cu ierarhie strict arborescentă (fără conexiuni funcționale pe orizontală).
Pentru a asigura disciplina de comunicație în rețeaua de date de tip multipunct la care este cuplat EAC (magistrala de proces a stației) se poate adopta principiul conform căruia fiecare EAC poate emite mesaje numai la recepționarea unui mesaj corespunzător, care îi este adresat (respectiv conține adresa de nod a EAC considerat). Altfel spus este folosită regula „răspunde numai dacă ești întrebat” (fig.3.2). Principiul este fezabil în cazul rețelelor de mică capacitate (viteză), eliminând problemele generate de eventualele conflicte la accesul simultan al EAC la magistrala de comunicație. Resursele hardware implicate sunt relativ modeste.
La recepția unui mesaj pe magistrala de comunicație, toate EAC cuplate la acea magistrală decodifică adresa de nod (identificatorul) destinatarului acelui mesaj. Dacă acesta coincide cu adresa proprie (adresa unică stabilită de ROM la fabricație) EAC va decodifica semnificația mesajului și va emite un mesaj de răspuns corespunzător.
Controlul erorilor de comunicație se realizează cu ajutorul controlului redundant ciclic (CRC – Cyclic Redundant Check). Aceasta presupune ca mesajul de date ce urmează a fi transmis să fie tratat ca și un polinom M(x), care este împărțit printr-un polinom generator G(x) cu o structură predefinită (există polinoame generatoare cu o structură bine definite de CCITT, ANSI, ARPA, IEEE). În urma împărțirii M(x) cu G(x) se obține un cât Q(x) și un rest R(x).
M(x) = G(x) * Q(x) + R(x)
Restul astfel obținut este atașat sfârșitului mesajului de date și transmis împreună cu acesta (fig.3.7). El poartă numele de sumă ciclică de control (CRC). Dacă se utilizează polinomul generator CCITT, restul se numește FCS (Frame Check Sequvence).
Fig.3.7 Structura cadrului de date
La recepție se recalculează, utilizând același polinom generator, CRC_ul din mesajul de date și se compară cu CRC_ul recepționat. Dacă cele două coincid, transmisia se consideră a se fi realizat fără erori și receptorul transmite emițătorului o confirmare pozitivă de tip ACK (ACKnoledge). Prin aceasta emițătorul este informat atât de recepționarea corectă a mesajului transmis cât și faptul că poate trece la transmiterea următorului mesaj de date. Dacă cele două CRC_uri nu coincid, receptorul transmite emițătorului o confirmare negativă de tip NAK (Not AcKnoledge), informându-l că trebuie să mai retransmită încă o dată mesajul de date precedent.
3.4 Considerații privind proiectarea rețelelor de comunicații în stațiile electrice
Optimizarea fiabilității și a vitezei sunt noțiuni care se exclud reciproc într-o anumită măsură, de aceea ideal este să se ajungă la un compromis între cele două.
Viteza este importantă mai ales în protecțiile distribuite, funcții de control sincronism sau sincronizarea ceasurilor EAC_urilor. Viteza între două capete este maximă dacă EAC_urile sunt conectate pe un singur segment LAN dar fiabilitatea unei rețele crește atunci când se oferă soluții redundante inclusiv folosirea de router_e sau switch-uri (v. fig 3.8). Spre exemplu, fenomenul specific rețelelor Ethernet numit „broadcast data storm” (furtună de date difuzate) apare atunci când o interfață Ethernet se defectează și începe să transmită în mod continuu mesaje, corupând comunicația cu oricare recipient. Echipamentele de tip router și switch pot preveni difuzarea acestor mesaje pe alte segmente de rețea, dar segmentul cu defect este compromis. Dacă s-ar folosi simple hub_uri, astfel de fenomene ar afecta întreaga rețea. Prin urmare rețeaua proiectată implică un compromis între a crea segmente LAN izolate pentru creșterea securității, segmente redundante pentru creșterea fiabilității și rețele LAN monolitice (pe un singur segment de rețea) pentru creșterea vitezei. Practic nu există o rețetă universală pentru construirea unui LAN optim iar proiectarea rețelei trebuie să țină cont de aplicația concretă.
Protocoale de comunicație. Tendințe
Fiecare echipament fizic (PD – Physical Device) poate conține mai multe echipamente logice (LD – Logical Device).
Funcțiile sunt grupate în mai multe subfuncții numite noduri logice (LN – Logical Nodes), care stau la baza modelului de date. Datele asociate fiecărui LN sunt standardizate prin intermediul IEC 61850 și reprezintă exact datele schimbate la nivelul sistemului de automatizare al stației.
Trebuie remarcat că un echipament fizic PD conține întotdeauna cel puțin un echipament logic LD, deși de regulă conține mai multe astfel de echipamente LD.
Fig.3.8 LAN_ul la nivel de stație și de proces cu disocierea logică între cele 2 rețele
La rândul lor, conceptual, echipamentele logice LD sunt constituite din mai multe noduri logice LN. Astfel s-ar putea concepe un echipament fizic de protecție-comandă-control, care conține două echipamente logice – unul pentru protecție iar celălalt pentru comandă-control.
Echipamentul logic de protecție conține două noduri logice LN: PDIF (funcția de protecție diferențială) și PDIS (funcția de protecție de distanță). Echipamentul logic de comandă-control poate fi imaginat cu noduri logice pentru echipamentele de comandă al celui de comutație (CSWI) și pentru întrerupător (XCBR).
Într-o arhitectură de tip SAS creată conform IEC 61850, pentru asigurarea interoperabilității sunt necesare următoarele trei etape: descrierea formală a sistemului cu indicarea necesităților conexiunilor de comutație; descrierea formală în mod clar a capacității fiecărui EAC, descrierea formală clară a serviciilor de comunicație aplicabile; descrierea formală a legăturilor între echipamentele primare și SAS. Standardul IEC 61850 definește modul de descriere formală a SAS prin intermediul limbajului de descriere a configurației stației (Substation Configuration description Language), care este bazat pe XML.
În timp, toate aceste eforturi au menirea să conducă la atingerea dezideratului principal al procesului de automatizări la nivel de stații, și anume interoperabilitatea echipamentelor electronice inteligente provenite de la diverși producători.
=== CAP_4 ===
Capitolul 4
STUDIUL CONCEPTULUI DE REALIZARE A INTEGRĂRII FUNCȚIILOR DE PROTECȚIE, CONTROL ȘI AUTOMATIZARE
4.1 Sisteme integrate de transmisie și prelucrare a datelor
Dezvoltarea sistemelor informatice dedicate instalațiilor energetice și în mod special apariția echipamentelor digitale de automatizare constituie un fenomen de actualitate.
Unele terminale numerice de protecție (care constituie parte integrantă a sistemelor informatice de proces) au nevoie nu numai de informații locale, din zona de proces cu care se interfațează în mod direct dar și de informații globale, care pot fi cunoscute numai prin prelungiri ale interfațării în alte zone ale procesului tehnologic. Astfel, echipamentul de protecție devine deosebit de complex o dată cu luarea în calcul a unei mari cantități de informație globale, pierzându-și din flexibilitate și disponibilitate. Multiplicarea interfețelor de achiziție și difuzarea lor în spațiu este un fenomen nedorit, cu atât mai mult cu cât diferitele sisteme de protecție folosesc adesea aceleași mărimi de intrare dinspre proces.
Sistemele informatice de control al procesului la nivel de stație sunt bazate pe microprocesor și prevăd deopotrivă informații globale despre proces cât și legături de comunicație. Tendințele urmărite sunt acelea de a realiza o integritate a sistemelor de protecție și control; subsistemele de control și protecție sunt concepute ca un tot unitar, utilizând în comun anumite resurse hardware și software. În acest caz asistăm la o descentralizare foarte puternică a funcțiunilor de comandă, control și protecție, elementul cheie în acest concept fiind comunicația de mare viteză între modulele componente.
4.2 Sisteme coordonate de protecție și comandă
Coordonarea sistemelor de protecție și comandă este realizată cu ajutorul sistemului de comunicație, folosind informația suplimentară din sistemul complet (întreg). Motivul principal pentru un asemenea concept coordonat nu este doar de a înlocui protecțiile tradiționale cu dispozitivele bazate pe microprocesoare ci de a exploata facilitățile acestei noi tehnologii pentru o mai bună performanță a protecției și controlului în sistem și pentru un control îmbunătățit al rețelei. Se dorește unificarea celor două funcții care să coordoneze controlul stației și protecția stației, bazate pe microprocesoare, într-o arhitectură descentralizată. Unificarea înseamnă că toate datele și informațiile în sistem sunt accesibile în același mod prin sistemul comun de comunicație. Descentralizarea înseamnă că atât informațiile (datele achiziționate sau calculate) cât și funcțiile sunt distribuite și sunt folosite, procesate, în cel mai apropiat loc de procesul tehnologic la care se referă. Un proces energetic poate fi privit din punct de vedere informatic ca o subrețea de celule (unități de achiziție a datelor), care funcționează ca și noduri electrice ce definesc întreaga stație. Există diferite sarcini de control și de protecție realizate la nivelul celulei.
Fig.4.1 Structura unui sistem coordonat de prelucrare a datelor
La nivelul celulei sunt realizate acele sarcini care reclamă informații (date) nu numai de la nivelul celulei, și emit comenzi către dispozitivele și echipamentele din această celulă. Aceste sarcini sunt: controlul celulei (comenzi, blocaje la nivelul celulei); interfața om-mașină; măsurători și monitorizare la nivelul celulei (I, U, P, Q, evenimente defecte); protecția celulei (eliminarea defectelor și măsuri preventive), conform fig. 4.1.
La nivelul stației se execută acele sarcini care au nevoie de informații de la mai mult de o celulă, și emit comenzi către dispozitivele situate în mai multe celule. Aceste sarcini sunt: controlul stației (baza de date centrală, supervizoare, coordonare comunicație, interblocaje la nivelul stației, procesare centrală a datelor culese din celule); protecție la nivel de stație (PDB); interfața om-mașină pentru operatorul stației; comunicația dintre stație și nivelul superior de comandă și control.
Cel mai important aspect într-un sistem coordonat o reprezintă comunicația în sistem. Această comunicație susține performanțele ambelor grupuri de funcții (control, protecție). Accesul facil la informațiile sistemului sistemului asigură calitatea funcțiilor atât în situații normale de funcționare a instalațiilor cât și în caz de avarie.
Procesul de comunicație „leagă” baza de date, care este descentralizată. Toți parametrii modulelor celulei sunt disponibile numai datele actuale în forma preprocesată (nu se transmit valori instantanee ale mărimilor supravegheate ci stări care reflectă încadrarea sau depășirea anumitor limite, îndeplinirea anumitor condiții).
O altă facilitate a sistemelor complexe de achiziție a datelor este autosupravegherea continuă. Supravegherea continuă este realizată pentru toate elementele componente, la toate nivelurile. Având în vedere această posibilitate și cu o proiectare corespunzătoare, avem șansa de a obține un compromis mult mai bun între probabilitatea de nefuncționare și probabilitatea de funcționare greșită a echipamentelor.
În concluzie putem spune că sistemele informatice complexe realizează:
prelucrare a datelor achiziționate local prin echipamentele sistemului
transfer de informație între diferite nivele de prioritate
funcții care reclamă informații din mai multe celule și care sunt asigurate de nivelul stației.
sunt implementate funcții de supraveghere la nivelul sistemului (alături de cele de autosupraveghere la nivelul local).
4.3 Modelarea unui sistem integrat de protecție, control și monitorizare
4.3.1 Aplicații la nivelul stației
Categoria echipamentelor electronice inteligente (EEI) utilizate în stațiile de transformare includ calculatoarele de la nivelul stației, echipamentele de achiziție și comandă, controller_ele programabile, releele digitale de protecție și automatizare, înregistratoarele secvențiale de evenimente, osciloperturbografele digitale, echipamentele de comunicație și concentratoarele de date.
Principalele aplicații ale EEI aflate în stații sunt achiziția și procesarea datelor relative la echipamentele electrice ale stației precum și transferul datelor către destinații interne sau externe ale stației. Aceste transferuri pot avea loc imediat – pentru infrmațiile de timp real – sau decalat, la cerere pentru informații cum sunt listele de evenimente, istoricul de măsurători, etc.
Aplicațiile asociate sunt legate de transferul datelor de control provenind de la sursele exterioare stației (spre exemplu de la dispecerul energetic) către EEI.
O a doua categorie de aplicații, aflată în plină dezvoltare pe plan mondial se referă la monitorizarea digitală a echipamentelor electrice respectiv proiectarea rețelelor și echipamentelor electrice bazate pe relee digitale. Și această categorie de aplicații implică transferuri de date între sistemul exterior stației și EEI precum și între EEI și stație.
Conceptul unui sistem integrat de automatizare, protecție și control este prezentat în figura 4.2.
Performanța unui astfel de sistem depinde decisiv de sistemul de comunicație.
Acesta implică nu numai stabilirea unei ierarhii corespunzătoare la nivel fizic și logic dar și o atentă organizare a funcțiunilor la nivelul aplicației. Astfel, abordarea propusă constă în structurarea pe obiecte și clase a întregului sistem. Se definesc astfel clase care înglobează atât caracteristicle echipamentelor cât și funcțiunile care le îndeplinesc sau la care participă.
Interfețele care definesc schimbul de informții între două sau mai multe entități la nivelul stației de transformare sunt prezentate în Fig. 4.3. Interfața (9) asigură legătura între centrul de control și nivelul stației. O legătură distinctă (7) este prevăzută pentru funcțiunile de cofigurare și service ale sistemului.
Interfețele (1) și (6) formează legătura dintre nivelul stației și nivelul echipamentelor de control și protecție aflat la nivelul celulei.
Fig.4.2 Comunicația într-un sistem integrat de achiziție, protecție și control la nivelul stației de transformare
Interfețele (1) și (6) formează legătura între nivelul stației și nivelul echipamentelor de control și protecție ale celulei. În interiorul celulei se găsesc interfețele între echipamentele din aceeași categorie de funcțiuni – (8) control / control respectiv (2) protecție / protecție. Între nivelul celulei și procesul tehnologic se găsesc interfețele: (4) pentru achiziția valorilor analogice (de la transformatoarele de curent, tensiune, etc.); interfețele (5) care asigură legăturile necesare funcțiunilor de control; interfețele (10) pentru legăturile necesare funcțiunilor de protecție.
Fig.4.3 Definirea interfețelor într-un sistem integrat
În tabela 4.1 sunt prezentate principalele cerințe asupra performanțelor care trebuie să le asigure interfețele de comunicație.
Tabela 4.1 Cerințele de performanță ale vitezei de comunicație în interiorul stației
4.4 Analiza interdependențelor
Complexitatea și numărul procedurilor de testare cresc proporțional cu complexitatea echipamentului. Complexitatea este dată printre altele de numărul și felul interconectărilor și al interdependențelor între părțile componente. Metodologia testării întregului sistem per ansamblu, pornește de la premisa că fiecare componentă a fost în prealabil testată și verificată în mod independent.
Distingem astfel două categorii de interdependențe și anume:
interdependențe funcționale – circulația datelor între părțile componente ale echipamentului/echipamentelor;
interdependențe neintenționate – accesul concurent la accesarea resurselor de memoriei ale echipamentului.
În general cele neintenținate pot fi reduse în mod semnificativ dacă sunt respectate anumite precauții cum ar fi de exemplu:
utilizarea unor limbaje de programare și compilatoare cu un control corespunzător al tipurilor de date;
utilizarea limitată a lucrului cu pointeri de memorie în programe;
evitarea tehnicilor de programare recursivă, care pot conduce la probleme de stivă de memorie;
utilizarea unui mnagement de memorie corespunzător lucrului în modul protejat;
evitarea buclelor de program cu repetare nelimitată.
De asemenea, respectarea următoarelor principii generale poate conduce la reducerea interdependențelor:
simplitate – păstrarea numărului de module și funcțiuni la minimul necesar, pentru un control strict al acestora;
resurse suficiente pentru cazul cel mai defavorabil – chiar dacă nu reprezintă un panaceu această prevedere este elementară;
stabilirea unor limite de așteptare – atunci când diferitele componente hard/soft colaborează în realizarea unei funcțiuni pentru a evita blocarea prin întârzierea/căderea unei componente, trebuie limitat timpul de așteptarela comunicarea între module.
sistem de operare în timp real – matur și bine testat. Toate funcțiunile și resursele echipamentului sunt în cele din urmă lansate în execuție de către sistemul de operare – indiferent că este vorba de un sistem de operare complex sau doar de un simplu nucleu de timp real. Performanța ansamblului depinde în mod direct de stabilitatea și robustețea sistemului de operare.
Funcțiunile de protecție ale echipamentului necesită o considerație specială, ele trebuie să fie sigure, rapide și să nu fie niciodată blocate de alte funcțiuni. Altfel spus, ele nu trebuie să depindă de alte funcțiuni care nu au legătură cu protecția propriu zisă – spre exemplu funcțiile de control nu trebuie să aibă prioritatea de a întrerupe sau de a întârzia funcțiile de protecție.
Funcțiunile cu rol de evaluare (măsură, perturbografie, jurnal de evenimente) nefiind esențiale pentru realizarea funcțiilor de protecție, trebuie poziționate pe un nivel de prioritate inferior în cadrul mecanismului concurenței la resursele echipamentului (procesor, memorie, interfețe etc.). În principiu se admite ca ele să fie întârziate sau chiar blocate de funcțiunile de protecție și niciodată invers.
În vederea realizării funcțiilor de protecție trebuie avute în vedere funcțiunile de comunicație care devine astfel o categorie prioritară alături de funcțiile de protecție. Situația este foarte des întâlnită în cazul distribuirii senzorilor de măsură în procesul tehnologic, când transmisia valorilor semnificative se face prin comunicația de date.
Funcțiunile de autotestare și de autodiagnosticare au rolul de a valida integritatea funcțională a echipamentului per ansamblu. Întrucât componentele supuse testului sunt cuprinse ele însele în funcțiunile de protecție, autotestul și autodiagnosticul nu trebuie să depindă, sau să fie întrerupte/blocate de alte funcțiuni. Excepția o constituie tot categori funcțiunilor de protecție care trebuie să aibă prioritatea absolută.
4.5 Riscurile și avantajele echipamentelor digitale multifuncționale
Combinarea unui număr de funcțiuni pe o aceeași platformă hardware aduce după sine construcții compacte, tipizate și deci reduceri ale costurilor inițiale. Influențele se extind și asupra costurilor de instalare și exploatare datorită numărului redus de echipamente de rezervă de care are nevoie un utilizator.
Posibilitatea configurării de către utilizator a echipamentelor permite ca oricând este nevoie (necesar), de la proiectarea unei instalații – punerea în funcțiune sau exploatarea – funcțiunile acestuia să poată fi adaptate diferințelor cerințe care apar pe parcurs. Nu numai posibilitatea adăugării sau eliminării unei funcțiuni est importantă: chiar și simpla redefinire a intrărilor și ieșirilor reduce substanțial manopera pe care o reclamă diferitele modificări în schemele de protecție.
Operațiunile de mentenanță planificată sunt de asemenea simplificate de faptul că trebuiesc efectuate asupra unui număr redus de tipuri – dictate în general de platformele hardware utilizate.
Fiind dată o anumită platformă hardware, implementarea conceptului de sistem deschis poate fi realizată în trei moduri:
Utilizând funcții dintr-o bibliotecă de funcțiuni. Reprezintă procedur standard oferită de interfața om – mașină a echipamentului, care permite implementarea tuturor funcțiunilor importante, fără să fie nevoie ca utilizatorul să aibă cunoștiințe speciale în domeniul tehnicii de calcul.
Programare prin diagrame funcționale. Penu completarea compatibilităților funcțiilor din bibliotecă, poate fi utilizat un mediu grafic care să permită implementarea de funcțiuni suplimentare. Un exemplu este descris in fig.4.4. Acest mediu este probabil arareori folosit pentru protecții, dar cu siguranță își găsește utilitatea în domeniul controlului.
Utilizând limbaje de programare dedicate, de nivel înalt. Echipamentul poate permite – prin intermediul unui software adecvat – accesul la modificare/extinderea funcțiunilor sale. Fără îndoială că această facilitate implică riscuri, întrucât permite utilizatorului să creeze funcțiuni a căror performanțe numai sunt testate apriori de către fabricant. Pe de altă parte reclamă cunoștințe aprofundate în domeniul tehnicii de calcul, precum și o cunoaștere amănunțită a echipamentului.
Fig.4.4 Exemplu de programare prin diagrame funcționale (PSL)
În tabela 4.2 este prezentată o sinteză a avantajelor și dezavantajelor precum și a riscurilor în cazul abordării unei arhitecturi deschise la nivelul echipamentelor multifuncționale de protecție, monitorizare și control care trebuie făcută cu luarea în considerare a tuturor factorilor de cost implicați.
În concluzie se poate spune că în general, potențialii utilizatori ai echipamentelor multifuncționale vor folosi posibilitățile gata implementate în biblioteca de funcțiuni, iar avantajele care decurg din arhitectura deschisă vor fi exploatate dcătre fabricantul echipamentului, in vederea extinderii capacității acestuia de a acoperi un spectru cât mai mare de aplicații.
Tabela 4.2 Comparație între diferite tehnici aplicate echipamentelor multifuncționale
4.6 Compatibilitate electromagnetică
Echipamentele implicate în procesul informatic operează pe baza supoziției că interacțiunea între diferitele componente nu produce disfuncționalități. Pe măsură ce integrăm mai multe echipamente electrice, instalațiile devin din ce în ce mai complexe iar problemele provocate de interferențele electromagnetice (EMI) cresc.
Surse de interferență electromagnetică
Principalele surse de interferențe electromagnetice sunt:
Surse naturale. Fenomenele atmosferice cum sunt trăsnetele și descărcările electrostatice sunt exemple de surse de perturbații electromagnetice naturale. Supratensiunile provocate de o descărcare atmosferică directă se propagă prin structurile conductoare și se fac simțite sub forma impulsurilor trecătoare de curent în interfețele echipamentelor. Impulsurile de curent sunt atenuate pe măsură ce se îndepărtează de punctul în care s-a produs descărcarea.
Surse artificiale de perturbații electromagnetice. Sunt evenimente și fenomene nedorite care apar în funcționarea normală a echipamentelor dintr-o stație de transformare. Acestea includ:
Operațiile de comutare ale echipamentelor primare;
Radiația electromagnetică a circuitelor și liniilor electrice;
Armonici joase ale tensiunii și curentului, datorate consumatorilor deformanți.
Operațiile de comutare – implică conectarea unor sarcini inductive respectiv deconectarea unor sarcini capacitive – pot provoca apariția unor supratensiuni trecătoare în circuitele de joasă tensiune. În mod uzual acestea sunt unde oscilatorii puternic amortizate. Interferențele electromagnetice pot apare ca elemente singulare într-o stație electrică, dar este posibil ca mai multe interferențe să acționeze simultan într-un punct al instalației (fig.4.5.). Asemenea interferențe se propagă prin: linii și cabluri de energie sau telefonie; conductoare pasive, etc.
Principalele echipamente care sunt influențate de perturbațiile electromagnetice sunt:
echipamentele de calcul și perifericele acestora; echipamentele electronice de protecție, automatizare, măsură și control.
Compatibilitatea electromagnetică înseamnă pe de-o parte că echipamentul electric este capabil să funcționeze corect în mediul electromagnetic considerat, iar pe de altă parte echipamentele și instalațiile din apropiere nu sunt afectate de funcționarea acestuia.
Remarcăm două aspecte:
Sistemele electrice și electronice pot produce câmpuri electromagnetice și interferențe care pot influența funcționarea altor sisteme;
Echipamentele electronice, în special, pot fi influențate, iar funcționarea lor poate afecta de către câmpuri electromagnetice nedorite.
Fig.4.5 Zone de compatibilitate electromagnetică și posibilele interferențe
Sursele de interferență pot fi:
1. Descărcări electrostatice, care provoacă interferențe de înaltă frecvență.
2. Interferență radio, care apare în gama 25 … 1000 MHz.
3. Câmpuri electromagnetice de joasă frecvență, generate spre exemplu de transformatoare, cabluri de energie, etc.
4. Interferența de conducție ce acoperă o gamă largă de frecvențe:
interferența de joasă frecvență (sub 10 kHz);
interferența de medie frecvență (sub 3 MHz) poate fi provocată de circuite de putere cu tiristoare, comutații sau condiții atmosferice deosebite.
Interferența de înaltă frecvență – este cazul cel mai critic, întrucât este provocată de comutațiile echipamentelor care nu sunt prevăzute cu modalități de supresie a emisiei parazite.
Concluzii privind cele mai probabile evoluții
tendința de migrare spre o singura protecție de bază, dublată de o singură protecție de rezervă, ambele cu posibilități de autoverificare.
aplicarea pe scara largă a echipamentelor numerice multifunctionale, care vor conține funcții de protecție, automatizare, măsură și control, foarte probabil integrate la nivelul unei celule.
telecomunicații optice rapide și fiabile între stație și centrele de control.
mentenanța coordonată de la distanță, odată cu supravegherea automata a condiției echipamentelor primare.
dezvoltarea rapida a aplicațiilor bazate pe sisteme expert și inteligență artificială, ca și parte componentă a funcțiilor centrelor de control – inclusiv protecții adaptive.
Comunicația de date de mare viteză își va amplifica importanța. Standardizarea protocoalelor.
=== CAP_5 ===
Capitolul 5
STUDIU DE CAZ: UNITĂȚILE DE ACHIZIȚIE ȘI PROCES DIN INSTALAȚIILE ENERGETICE ALE OLTENIEI
„STAȚIA 400/220/110 kV URECHEȘTI – TG. JIU”
5.1 Abstract
Tendințele de expansiune ale microelectronicii, telecomunicațiilor și informaticii au condus și în domeniul energetic la apariția unor oportunități în ceea ce privește teleconducerea și telegestiunea echipamentelor implicate în fluxul tehnologic.
Au apărut astfel topologii dedicate de sisteme de supervizare-control și achiziție a datelor cunoscute sub denumirea abreviată SCADA – Supervisory Control And Data Aquisition. Problema care se pune în cadrul acestor subsisteme (privite ca niște subrețele de date) este aceea de a fi interoperabile, interconectabile, cu posibilitatea de extindere și modernizare facilă și disponibilitate teoretic nelimitată a componentelor hardware și software. Pentru aceasta sistemele proiectate au fost create pe baza sistemelor deschise pe 7 niveluri OSI – Open System Interconection impuse de ISO – International Standard Organization.
5.2 Sisteme de achiziție și proces la nivel „celulă” pentru un sistem de comandă – control (SCADA)
În funcție de topologia SCC (și de politica producătorilor de echipamente), structura unității de achiziție și proces la nivel de celulă poate fi modulară sau monolit.
Ambele tipuri prezintă o serie de avantaje iar alegerea lor depinde strict de modul de proiectare al stației de transformare și de structura echipamentului utilizat pentru implementare.
Funcția principală a unităților de achiziție și proces (BCU) este aceea de a achiziționa mărimile electrice (semnale electrice sau poziții de contacte binare) de la nivel de celulă, a le prelucra numeric și a le transmite în format adecvat canalului de comunicație către unitatea centrală la nivelul căreia se iau decizii complexe.
Cu alte cuvinte BCU are rolul de a transpune la nivel de unitate centrală (accesibilă operatorului uman) totalitatea fenomenelor din procesul condus în vederea monitorizării permanente a acestuia.
Configurația modulului de interfață (BCU) al sistemului Areva SAS2000 implementat în stațiile de transformare ale zonei Oltenia.
Modulul de interfață este montat într-un rack de 19” plasat în panoul de comandă – control al celulei și poate avea o configurație modulară ca în fig.5.1.
BCU_ul conține cartele dedicate pentru fiecare funcție distinctă pe care o îndeplinește unitatea de achiziție și proces, cartele care sunt plasate pe o magistrală de comunicație serială locală de tip LocBus:
Semnificație cartele plasate pe Locbus.
LE200 – rack 19 inch ce conține cartelele funcționale ale BCU – producție Locamation;
LP212 – modul de alimentare al cartelelor funcționale ale magistralei seriale LocBus. Cartela este de fapt un convertor de tensiune stabilizat care preia nivelul de tensiune 220 Vdc de la bateria stației convertindu-l la valoarea adecvată de 48Vdc funcționării corecte a cartelelor BCU_ului (fig.5.2);
Fig.5.2 Funcția cartelei LP212 în cadrul BCU
Date tehnice de catalog:
Puterea maximă consumată în cazul unei încărcări complete (30 de placi I/O plasate pe LocBus) 30W;
Tensiune maximă aplicabilă la intrare 220 Vdc ± 15%
Tensiune nominală (stabilizată) 48 Vdc
Gama temperaturii de lucru -20o ÷ 70oC
Conf. fig.5.2, tensiunea preluată de la une din cele 2 baterii de curent continuu ale stației printr-un sistem de AAR (anclanșare automată de rezervă) este aplicată modulului (cartelei). În structura internă a acesteia există un convertor de tensiune stabilizat care coboară nivelul de 220 Vdc furnizat de baterie la un nivel accesibil atacării intrărilor cartelelor BCU_ului.
Cartela mai este prevăzută și cu un LED de culoare verde care indică funcționarea corectă a acesteia.
LC124 – modulul de comunicație serială; este de fapt un convertor de protocoale de comunicație care realizează interfațarea între LocBus (BCU) și Locnet (reprezentată prin fibra optică ce constituie mediul de comunicație celulă-unitate centrală atingându-se viteze transfer de până la 5 Mbps (în funcție de tipul cartelei și de modul de dispunere a jumper-ilor pe placă).
Fig.5.3 Funcția cartelei LC124 în cadrul BCU al celulei Tg Jiu Nord
Date tehnice de catalog:
Funcții transmise de cartela LC124 către unitatea centrală:
Temperatură ridicată – semnalizează în CU dacă temperatura BCU depășește limita de 550C;
Ex.
27.03.2005 15.02.34.322 TG.JIU NORD TEMPERAT_RIDICATĂ_UNIT. CELULA_BCU6 #APĂRUT
27.03.2005 15.13.51.001 TG.JIU NORD TEMPERAT_RIDICATĂ_UNIT. CELULA_BCU6 DISPĂRUT
Tensiune minimă – semnalizează în CU dacă tensiunea de alimentare a BCU este scăzută;
Ex.
01.05.2005 11.11.34.232 DOMNEȘTI TENSIUNE_MIN_UNIT. CELULA_BCU2 #APĂRUT
21.05.2005 10.27.51.312 DOMNEȘTI TENSIUNE_MIN_UNIT. CELULA_BCU2 DISPĂRUT
Funcție de supraveghere „watchdog” – semnalizează în CU în cazul apariției unor probleme de comunicație ale cartelelor I/O de pe magistrala serială LocBus
Ex.
04.11.2005 13.57.21.128 SĂRDĂNEȘTI EROARE_COMUNICAȚIE_LA132_BCU4 #APĂRUT
05.11.2005 10.27.51.312 SĂRDĂNEȘTI EROARE_COMUNICAȚIE_LA132_BCU4 DISPĂRUT
Erori primare – semnalizate în CU și cauzate de erori de comunicație primare apărute pe Locnet (ex. întreruperea inelului de FO, congestie a pachetelor de date într-un nod, etc.)
Tip cartelă convertor de protocol Slave
Bite rate (viteza de transfer) 2 Mbps sau 5 Mbps – funcție de tipul cartelei și configurația aleasă pentru rețea.
I/O on/off switch – comutator de activare/dezactivare Locbus.
Temperatură ambiantă maximă de funcționare 550C
Interfața cu fibră optică asigurată de cartela Li124 pentru distanțe mai mici ca 1 km.
În cadrul sistemului SAS2000, schema de concepere a rețelei locale este conformă cu fig.5.3 în care CU este unitatea Master care generează și controlează unitățile Slave (BCU_urile) plasate pe rețele insularizate (fibră optică) de tip Locnet .
Comunicația între BCU și Locnet este asigurată de LC124 folosind protocolul SDLC ; stația Master generează și coordonează token_ul pe inel și asigură detecția/corecția erorilor utilizând un cod ciclic CRC cu polinom pe 16 biți.
Inelul real constă într-o colecție de interfețe de inel (LC124 – Li124), conectate punct la punct în nodurile fibrei optice; fiecare bit care sosește la o interfață este copiat într-un tampon de 1 bit și recopiat înapoi pe inel. Aflat în tampon bitul poate fi testat și modificat înainte de a fi retransmis pe canal. Când o stația Slave vrea să transmită un cadru ea trebuie să capteze token_ul și să-l transmită înapoi pe inel înainte de transmisia propriu-zisă.
Deoarece există un singur token, doar o singură stație poate transmite la un moment dat, rezolvându-se problema accesului la canal la fel ca în protocolul token-bus.
Interfețele de inel (LC124) au 2 moduri de lucru și anume: ascultare și transmisie.
În modul ascultare biții de intrare sunt pur și simplu copiați la ieșire cu o întârziere egală cu durata unui bit.
În modul transmisie, care interesează doar dacă token_ul a fost achiziționat de stație, interfața întrerupe conexiunea între intrare și ieșire, pe inel fiind lansate datele stației. Pe măsură ce biții transmiși pe inel se întorc înapoi (la stația de proveniență) ei sunt eliminați de pe inel de către transmițător. Stația care i-a transmis poate fie să îi memoreze pentru a-i compara cu secvența originală și a verifica astfel fiabilitatea rețelei, fie îi poate distruge.
Frecvența de tact în sistem (real-time clock) este generată și controlată de CU care se sincronizează cu interfețele BCU_urilor și este de 1kHz. Ea se obține prin divizarea impulsului de 1secundă furnizat de un sistem de poziționare global GPS al stației.
Structura unui cadru de date token-ring pentru LC124 e prezentată în figura de mai jos:
1 1 1 2 sau 6 2 sau 6 nelimitat 4 1 1
Li124 – interfața între LC124 și conectorul de fibră optică sau mai simplu-convertor de electro/optic și opto/electric. Conectorul este poziționat pe partea inferioară a cartelei LC124 și preia semnalul electric binar convertindu-l în semnal optic prin modularea în intensitate a semnalului electric. Pentru partea de emisie se utilizează diodă LASER iar pentru partea de recepție o matrice fotodetectoare.
LC212 – este seria de procesoare de comunicație serială care realizează efectiv conversia de protocol între Locnet / Locbus având instalate software dedicate în acest sens.
Date tehnice de catalog:
CPU Motorola 68000
Clock frequency 16 MHz
Memory
EPROM max. 2Mbyte per bank, max. 2 banks
FLASH max. 1Mbyte per bank, max. 2 banks
SRAM max. 1Mbyte per bank, max. 2 banks
System Bus Locbus
Temperatura max. 600C ± 10%
Canale de comunicație seriale:
LA132 – placă intrări analogică (1, 2, 3 faze);
Fig.5.4 Lanțul de conversie analog numeric al mărimilor primare
Rolul plăcii de intrări analogice este acela de a converti mărimile primare (din linia de înaltă tensiune) în mărimi accesibile reprezentării binare respectiv transmiterii acestora către centrele de analiză (personal operativ sau dispeceri energetici) – fig.5.4.
Principiul este următorul: mărimile analogice prelevate din linie (tensiuni, curenți trifazici) sunt mărimi primare având valorile nominale de ex. 400kV, 220kV, 110kV (pentru tensiuni) respectiv 1600A, 1200A, 800A, 600A (pentru curenți). Aceste mărimi primare se convertesc în mărimi secundare în vederea transmiterii acestora către punctele operative.
Conversia se realizează cu ajutorul transformatorilor (reductorilor) de curent/tensiune plasați la nivel de celulă (în câmpul celulei de înaltă tensiune).
De exemplu pentru transportul energiei pe LEA de 400 kV, se folosesc transformatoare de tensiune (reductori de tensiune) cu raportul 400.000V/100V, respectiv pentru transportul energiei pe LEA 220 kV se folosesc transformatoare de tensiune (reductori de tensiune) cu raportul 220.000V/100V.
Tot pentru cazurile mai sus menționate, în zona Olteniei se utilizează transformatori de curent (400 kV) cu rapoarte de transformare 1.600 A/1 A, respectiv 800 A/1A
Fig.5.5 Mod de conectare a transformatorilor în celula Domnești din stația Urechești
LD111, 112, 113 placă cu 24 intrări digitale (binare), complet izolate, tensiune de intrare 110Vdc, 48Vdc, 220Vdc;
Cartelele cu intrări analogice sunt prevăzute cu traductoare pe placă, putându-se astfel preleva mărimile (curenți, tensiuni) necesare calculării software a puterii active/reactive. Semnalizările provenite de la echipamente prin contacte binare, sunt aduse la plăcile de achiziție de tip LD (cu 24 de canale digitale) și pot fi vizualizate și la celulă urmărindu-se opis_ul atașat IM_ului respectiv.
Transformatorul de Tensiune
Este conectat în paralel cu LEA (fig.5.5) și are în circuitul primar aplicată direct valoarea tensiunii existente în linie la momentul respectiv (în cazul de mai sus 400 kV). Transformatorul prezintă mai multe grupe de conexiuni în circuitul secundar care au utilități diferite în funcție de clasa de precizie a fiecărei grupe, de ex. Pentru transformatorii Haeffely Trench din zona Oltenia, gr.1 de conexiune corespunde terminalelor numeric de protecție gr.1 (care protejează LEA), gr.2 de conexiune corespunde terminalelor numerice de protecție gr.2 (protecția de rezervă) și sistemului de oscilografiere a evenimentelor, gr.3 de conexiune corespunde clasei de măsură și are o clasă de precizie mai bună decât grupele anterioare, motivul fiind acela că în cazul apariției unor circulații de curenți mari pe linie, grupele de conexiune cu precizie mare (clasa de măsură) se saturează mai repede decât grupele anterioare corespunzătoare protecțiilor care sunt de clasă de precizie mai slabă.
Interesul este acela că în astfel de situații se preferă mai bine să se indice valori eronate ale mărimilor citite în circuitul de măsură dar terminalele numerice de protecție să încadreze corect defectul (dacă acesta ar apare) în vederea lichidării acestuia prin algoritmi specifici.
Fig.5.6 Transformatorul de curent al celulei 400 kV Domnești din stația Urechești
Am considerat conf. Fig.5.6 LEA 400 kV Domnești, încărcată la o valoarea a curentului de 800 A.
Dacă considerăm raportul de transformare al TC (Haeffely Trench) 1600A / 1A, adică: atunci valoarea reflectată în secundarul TC_ului ca fi
Principalele mărimi analogice cu relevanță pentru conducerea de la distanță a stației de transformare sunt: tensiunile, curenții, puteri active/reactive, frecvența.
Fig.5.4 prezintă schema lanțului de măsură pentru intrările analogice utilizate. Pentru asigurarea flexibilității de configurare a BCU_ului, considerăm optimă echiparea unei LA132 corespunzător unei celule cu următoarele tipuri de intrări analogice:
canale de tensiune alternativă (valori nominale 60 – 100 Vef);
canale de curent alternativ (valori nominale 1 – 5 Aef);
canale de tensiune continuă (valori nominale 24 – 48 – 220 Vcc);
canale de curent continuu (valori nominale 1 – 4 A).
Mărimile analogice achiziționate la nivel de cartelă LA132 sunt prelucrate conf. Fig.5.4, transpuse în format adecvat și transmise prin intermediul cartelelor de comunicație anterior prezentate către CU unde vor fi reconvertite în format grafic accesibil operatorului uman.
În mod similar se procedează și cu valoarea tensiunii prelevată din linie după cum urmează:
Ex. Presupunem că la încărcarea de 800 A a LEA, valoarea tensiunii pe aceasta fluctuează în jurul valorii de 415 kV.
Considerând raportul de transformare al TT (v. fig. 5.7) putem deduce valoarea ensiunii în secundarul TT după cum urmează:
Fig.5.7 Transformatorul de Tensiune al celulei 400 kV Domnești din stația Urechești
Conform fig.5.4, mărimea analogică (curent, tensiune) este adaptată la un nivel corespunzător prelucrării în circuitele de măsură, care au la bază trafo de curent sau de tensiune. E realizează totodată protecția intrărilor analogice contra valorilor accidentale ale semnalului analogic și separarea galvanică a interfeței față de procesul tehnologic.
Semnalului astfel rezultat i se aplică o FTJ pentru a elimina perturbațiile și rejectarea armonicelor superioare. Pentru valorile din secundarele trafo de măsură, avem următoarele expresii:
s-a considerat (frecvența industrială)
Pentru FTJ (ideal) destinat prelucrării semnalelor în timp continuu, răspunsul în frecvență se determină:
Pentru FTJ, spectrul de semnal din domeniul este neafectat iar componentele spectrale cu frecvențe cuprinse în exteriorul acestei benzi sunt anulate (rejectate), conform fig. 5.8. FTJ este caracterizat prin atenuare definită ca inversul modulului răspunsului în frecvență :
[dB]
Conf. Fig.5.4, un modul de multiplexare va asigura selecția canalului analogic măsurat, valoare care este ulterior transmisă modulului de eșantionare și memorare și conversie analog/numerică.
În tabela de mai jos (Tabela 5.1) sunt prezentate intervalele (gama de acoperire) corespunzătoare canalelor analogice aplicate la intrările cartelei.
Tabela 5.1 Gama semnalelor aplicate la intrarea cartelei LA132
În tabela 5.2 sunt prezentate gamele (intervalele admise) pentru mărimile aplicae la intrarea plăcii – în varianta brută (rezultată în urma procesării binare).
Tabela 5.2 Gama semnalelor aplicate la intrarea cartelei LA132 – în urma prelucrărilor binare
Prin utilizarea unui software adecvat de depanare / service furnizat de firma producătoare de echipamente (Locamation) ne putem conecta pe magistrala LocBus utilizând comunicația RS232 și putem realiza diferite parametrizări ale cartelelor BCU_ului, conform fig. 5.9. Accesarea cartelei LA132 pe magistrală se face în funcție de adresa acesteia în hexazecimal, de ex. pentru modelul LA132, adresa este 86h; pentru modelul LA130 adresa este 84h, etc.
În Figura 5.10 este vizualizată o captură de ecran ce prezintă valorile instantanee ale parametrilor (semnalelor) aplicate la intrarea cartelei LA132, valori reprezentate prin numărul de biți rezultați în urma procesării mărimilor mai sus amintite. Fig.5.11
Fig.5.10 Valorile mărimilor analogice rezultate în urma prelucrărilor binare.
Fig.5.11 Valorile mărimilor analogice înainte de prelucrările binare.
În funcție de tipul de conexiune stea-triunghi care se utilizează pentru celula respectivă, cartela este capabilă să fie configurată (fig.5.12) de către utilizator utilizând programul furnizorului de echipament coroborat cu o serie de jumperi plasați pe placa LA132.
Fig.5.12 Mod de configurare al cartelei LA132 pentru conexiunile stea-triunghi.
Transferul pachetului de date procesate dinspre cartelă către modulul de interfațare cu fibra optică se face sub formă de frame_uri (data grame). Structura unui astfel de pachet este prezentată în fig.5.13 de mai jos.
Fig.5.13 Structura data grame pentru LA132.
Pachetul de date LocBus are structura formată din 18 biți cu dispunerea în pachet conf. fig.5.13.
Biții B0 la B12 indică valoarea booleană a variabilei aplicată la intrare și procesată;
Biții B13 la B16 (respectiv A0 la A3) indică valori ale variabilelor care pot fi măsurate sau calculate conf. tabelului 5.3
Tabela 5.3 Valori ale variabilelor boolene.
Date tehnice de catalog:
Intrări de măsură
Intrări de tensiune
Număr de canale: 3
Tensiune nominală pe intrare (Un): 110 VAC
Rata maximă admisă: 1.5 Un continuous
Domeniul de măsură: 0 to 120 % Un
Domeniul de frecvență: 41 to 70 Hz
Impedanța de intrare: 110 kW
Puterea absorbită: < 0.2 W
Intrări de curent
Număr de canale: 3
Curent nominal pe intrare (In) : 1 A (LA130/LA132); 5 A AC (LA131/LA133)
Rata maximă admisă: 2 In continuous
Rata maximă admisă: 5 to 120 % In
Domeniul de frecvență: 41 la 70 Hz
Puterea absorbită: << 0.2 W
Izolație: 2 kV by transformer
Măsurarea Fazei
Timp de măsură: 0.75 s pe canal
Perioada maximă de măsurare: 1.5 s max (LA130/LA131); 3 s max (LA132/LA133)
Măsurarea frecvenței
Sursa: U1
Domeniul de frecvență: 41 la 70 Hz pentru 5 to 120 % din valoare de intrare a Un
Rezoluția: 0.02 Hz (lsb)
Acuratețea : 0.1 %
Calibrare: precalibrată
I/O Generale
Intrări analogice
Număr de intrări: 4
Domeniu: -20 la 20 mA (Ri = 500 W); -10 la 10 V (Ri = 2.2 MW)
Tensiune maximă: ±35 V
Rezoluție: 2.5 mV (lsb)
Acuratețe: 0.1 %
Serial interface
Număr de porturi: 1
Tip port serial: RS232 8-bit date
Viteza de transmisie a simbolurilor: 9600 Baud
Protocol date: 8 biți, 1 bit de stop, fără paritate
Interfața Locbus
24 V tensiune de alimentare
Tensiune de operare: 18 .. 35 V
Curent: 75 mA nominal
Data
Adresa cartelei în hexazecimal: 85h – LA131; 86h – LA132; 87h – LA133
Watchdog : yes, 50 ms
Date cu caracter general:
Conector pentru magistrala LOcbus: DIN 41612/F tată cu 48 de pini
Conectorul de intrări pentru tensiuni: DIN 41612/D tată cu 32 de pini
Conectorul de intrări pentru curenți: Bunker Ramo C063 702 A-6P tată cu 6 pini
(counterpart Bunker Ramo C063 202 A-6S)
Rata de transmisie a datelor pe Locnet: 2 Mbit/s pentru versiunea hardware mai mică de v.2.04, respectiv 5 Mbit/s (4.7 Mbit/s mai exact) pentru versiuni hardware mai mari de v.2.04.
Temperatura mediului ambiant: 0 la 55 °C
Umiditatea relativă: 20 la 80% fără condensare
Dimensiune: 160 x 234 mm (h x l)
Lățimea frontului de undă: 6 TE (30.4 mm)
Greutate: 800 gr.
LA113 – placă de intrări digitale (binare)
Informații Generale
Seria de cartele LD110 are 24 de intrări digitale optic izolate special destinată pentru controlul elementelor componente ale celulelor stației. Placa a fost concepută pentru a fi imună la interferențele generate câmpului electromagnetic.
Intrările sunt concepute ca să accepte semnale binare cu valorile de 24, 48, 110 sau 220 Vdc, depinzând de tipul de cartelă utilizată.
Valoarea tensiunii nominale (Vnom) în funcție de tipul cartelei utilizate:
LD110 24 Vdc
LD111 110 Vdc
LD112 48 Vdc
LD113 220 Vdc
Pentru versiunea 3.01 hardware a firewall_ului corespunzătoare cartelelor LD110, LD111, LD112 și LD113 rata de transmisie a datelor pe Locnet este de 2 Mbit/s, respectiv pentru versiunea 3.02 hardware a firewall_ului rata de transmisie este 5 Mbit/s.
Achiziția semnalelor și comanda
Preluarea semnalelor de natură numerică se realizează prin citirea stării unor contacte auxiliare din proces, care copiază starea echipamentelor supravegheate cu ajutorul unor interfețe cu separare galvanică (optoizolate).
Comutarea contactelor supravegheate este supusă unui regim tranzitoriu (vibrația contactelor) de care trebuie ținut seama la prelucrarea informațiilor de natură numerică. Astfel, interfața de achiziție trebuie să aplice un algoritm de filtrare software care să anuleze efectul vibrațiilor (durate de ordinul 1-2 ms), interpretând numai comutări ferme.
Interfața de achiziție asigură, pe lângă interpretarea modificării stării contactului supravegheat, și memorarea momentului de timp la care s-a produs această modificare.
Pentru a mări gradul de încredere al informațiilor preluate, EAC (Elementele de Achiziție date și Control) trebuie să asigure câteva acțiuni suplimentare cum sunt:
blocarea automată a transmiterii către nivelul superior în cazul în care intrarea numerică are un număr prea mare (neplauzibil) de tranziții în unitatea de timp. Această situație este frecvent întâlnită în cazul unor contacte imperfecte în circuitele de preluare a semnalizării iar ignorarea acestui aspect ar avea ca efect „poluarea” informațională a nivelului de conducere superior, precum și aglomerarea circuitelor de conducere.
blocarea la cerere a intrării numerice, în situațiile când urmează a se interveni în instalația supravegheată pentru revizii și reparații.
posibilitatea verificării automate a circuitelor de preluare a semnalelor (integritatea firelor de legătură până la contactul electric supravegheat).
Semnalizări de poziție monopolare
Citirea poziției separatoarelor, CLP_urilor, stării automatizărilor, precum și a altor echipamente, altele decât întreruptoare, se realizează utilizând un singur contact ce copiază starea acestor echipamente.
De regulă, starea „închis” a contactului semnifică starea „închis”, „pus în funcție”, etc. a echipamentului corespunzător iar starea „deschis” a contactului înseamnă că echipamentul corespunzător este în starea „deschis”, „scos din funcție”, etc.
Semnalizări de poziție bipolare
Poziția anclanșat/declanșat a întreruptoarelor este preluată utilizând două contacte, care în cazurile normale respectă condiția de excluziune reciprocă (vezi tabelul de mai jos).
Deoarece comutarea celor două contacte nu se face simultan, interfața de achiziție implementează un algoritm care să țină cont de întârzierile admisibile în schimbarea stărilor celor două contacte.
Fig.5.14 Structura circuitului de intrare corespunzător diferitelor tipuri de cartele din seria LD110
Observație
BCU_urile existente în cadrul stațiilor retehnologizate ale Sucursalei Transelectrica Oltenia folosesc ca și cartelă de achiziție a semnalelor digitale, cartelele de tip LD113 cu 24 de intrări, conform fig. 5.14.
Date tehnice de catalog:
Interfața I/O
Intrări
Număr: 24
Tip cartelă: digitală
Valori admise pentru semnalele aplicate la intrare:
LD110: Vnom = 24 Vdc, Vmax = 30 Vdc
LD111: Vnom = 110 Vdc, Vmax = 135 Vdc
LD112: Vnom = 48 Vdc, Vmax = 60 Vdc
LD113: Vnom = 220 Vdc, Vmax = 270 Vdc
Separare galvanică: intrări optic izolate (2 kV)
Filtru de intrare: FTJ, cu frecvența de tăiere la 2 kHz
Frecvența de eșantionare: 1000 Hz
Indication : 24 leds indicating logic level of inputs
Interfața Locbus
Transmisii de date:
Numărul biților din pachet: 25 (24 biți de intrare și 1 bit de stare)
Number of type bits : 8 bits (11h)
Watchdog : DA, 50 ms
Conector Locbus: DIN 41612/F tată cu 48 de pini
Conector I/O: DIN 41612/E tată cu 48 de pini
Rata de transmisie: 2 Mbit/s pentru versiunea hardware v.3.01 respectiv 5 Mbit/s (4.7 Mbit/s mai exact) pentru versiunea hardware v.3.02
Dimensiuni: 160 x 234 mm (h x l)
Lățime front : 6 TE (30.4 mm)
Temperatură maximă de operare: 55 °C
Greutate: 300 gr
IR400 – cartela de procesare numerică a semnalelor
Cartela de procesare numerică a semnalelor IR400 ( v. fig. 5.15) este o cartelă PC din seria Intel 80486 CPU destinată pentru aplicațiile în tip real. IR400 are la bază un controller pentru procesarea numerică a semnalelor achiziționate de pe Locnet_ul de fibră optică. IR400 poate rula cu sistemul de operare dedicat ARTOS (versiune de Unix) – care este un sisteme de operare în timp real. La acesta se adaugă un pachet software care permite interfațarea plăcii IR400 cu placa de bază a CU_urilor, cu plăcile I/O ale IM_urilor, plăci Ethernet etc., conform fig. 5.16.
Combinarea acțiunilor dintre IR400 și placa de bază a CU_urilor gestionate de sistemul de operare ARTOS facilitează în mod implicit accesul la toate resursele furnizate de suportul de comunicație pe fibră optică și gestionarea acțiunilor întreprinse de unitățile BCU.
Controller
Tip CPU: 80486 DX2 66 MHz or 80486 DX4 100 MHz
Rezoluția ceasului de timp real: 1 sau 4 µs
Memorie: doua bancuri de memorie SIMM 72 pins, a câte 8 sau16 MByte DRAM
Supraveghere (Watchdog): realizată prin subrutine de software cu posibilitate de activare/dezactivare prin poziționarea unor jumperi pe pozițiile corespunzătoare.
Magistrală înternă: 32 bits
Port serial: suport RS232, RTS/CTS sau XON/XOFF, 50 la 115k2 baud
Conector : RJ45
Interfață AT : date și tact – seriale
Conector AT: AMP floppy 3.5 pin header, tip 171825-4
Comunicație ISA: DMA cu 16 kB port dual SRAM
RAMdisk : up to 3 MB
Flash disk : până la 3 MB, doar 5 V
EPROM : up to 6 MB
Interfața cu magistrală de fibră optică Locnet
Protocol : synchronous datalink control (SDLC)
Topologie rețea fibră optică: inel simplu sau redundant (se utilizează de regulă topologia redundantă)
Rata de transmisie: 2 sau 5 Mbit/s (4.7 Mbit/s exact), selectabil prin jumperi
Număr de noduri: 250
Număr de intrări/ieșiri (I/O): dependente de rata de scanare și de capacitatea FIFO, de la 10000 până la 100 Hz
Distanță între rack-uri: pentru fibre de plastic- 40 m max; fibre de siliciu – 2000 m max
Conectori de fibră de tip: Toslink 194/195 series, F-ST series
Date cu caracter general
Interfața cu magistrala: 16-bit ISA
Alimentare: +5 V, -12 V, + 12 V (app. 10 VA)
Puterea consumată: +5 V typ 2.2 A, max 2.4 A (DX2/66 at 50 MHz)
typ 2.7 A, max 3.0 A (DX2/66 at 66 MHz)
typ 2.5 A, max 2.7 A (DX4/100 at 75 MHz)
typ 2.8 A, max 3.0 A (DX4/100 at 100 MHz)
+12 V max 50 mA
-12 V max 50 mA
Baterie: inclusă pe placă de tip Ni-MH
Temperatura maximă a mediului ambiant: 55 °C
Senzor de temperatură: NTC
Detecție la supratemperatură: 60 ± 10 °C
Dimensiune: 122 x 261 mm (h x l)
Front width : 1 PC slot
Greutate totală: app. 400 gr
=== CAP_6 ===
Capitolul 6
CONCLUZII FINALE
Concluzionarea obiectivelor principale
În cele ce urmează vom expune principalele obiective propuse a fi dezbătute în cadrul acestei lucrări, după cum urmează:
Trecerea în revistă a principalelor funcțiuni ale sistemelor de supervizare, control și achiziție a datelor (SCADA – Supervisory Control And Data Aquisition);
Prima partea a capitolului 1 a tratat funcțiile sistemelor de transmisie și prelucrare a datelor, structuri complexe ale lanțurilor de conducere funcționale precum și topologia sistemelor SCADA.
În cadrul mai sus amintit s-au analizat sintetic principalele semnale utilizate în procesul tehnologic, tipurile de semnale achiziționate (analogice și digitale), scheme de principiu ale intrărilor de achiziție și a ieșirilor de comandă către sistem, modalități de realizare a procesului de contorizare al energiei, etc.
Parametrii utilizați pentru analizarea completă a acestor sisteme
Caracterizarea completă a oricărui sistem (fie el tehnic sau de orice altă natură) implică o analiză detaliată a structurii și funcționalității acestuia. O astfel de caracterizare este posibilă prin definirea unor parametrii care emulează sistemul și prin modele matematice stabilesc performanțele pentru sistemul considerat.
Aprofundarea conceptului de sistem expert ca parte integrantă a sistemelor complexe de conducere a echipamentelor electrice și prezentarea echipamentelor de achiziție și comandă.
Capitolul 3 tratează complet echipamentele de achiziție și comandă atât din punct de vedere hardware cât și software. În plus, s-au prezentat și principiile de funcționare ale echipamentelor de achiziție și comandă multifuncționale care realizează și funcțiuni complexe de protecție a liniilor electrice de înaltă tensiune. Acest tipuri de devices_uri sunt cunoscute în literatura de specialitate ca și IED_uri sau altfel spus echipamente inteligente de tip „arie programabilă”.
posibilități de teleconducere a LAN_urilor de proces utilizând mijloace moderne de comunicație și noțiuni de compatibilitate electromagnetică
Au fost prezentate posibilități multiple care să faciliteze interconectarea LAN_urilor de proces atțt la nivel micro cât și la nivel macro utilizând medii de propagare cum ar fi: curenți purtători, microunde (MW), fibră optică, comunicația prin satelit. Totodată au fost trecute în revistă în cadrul capitolului 4 câteva noțiuni de compatibilitate electromagnetică (surse e interferență electromagnetică), noțiuni utile în cazul proiectărilor (design_ului) stațiilor electrice.
studiu de caz referitor la modul de organizare/funcționare al sistemelor energetice SCADA din zona Olteniei
Ultimul capitol reprezintă o concretizare a expunerilor din capitolele inferioare, încercând să analizeze ideea de bază a proiectului și anume modul de funcționare concretă a sistemelor informatice de achiziție și prelucrare a datelor. Modelul studiat a fost ales ca fiind BCU_ul implementat în sistemele energetice ale Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice – Sucursala Oltenia – stația de transformare 400/220/110 kV Urechești.
Premisele pe care au stat la baza retehnologizării stației Urechești au fost următoarele:
reducerea costurilor de salarizare alocate personalului operativ care deservește această stație prin retehnologizarea completă a stației și teleconducerea acesteia de la centre speciale de teleconducere / telemanagement. Ca și exemplificare în ultimii 5 ani (după retehnologizare), costurile mai sus menționate s-au redus cu un procent de aprox. 47,2% din costurile de salarizare.
minimizarea costurilor pe operațiunile de întreținere (mentenanță) prin introducerea de echipamente primare și secundare cu o fiabilitate crescută care nu necesită mentenanță planificată. Ex. Echipamentele primare (transformatoare de curent/tensiune, echipamentele de comutație) sunt din categoria „free mentenance (fără mentenanță)”, ceea ce a condus la o economie substanțială a cheltuielilor Companiei pe partea de mentenanță și service.
creșterea fiabilității în funcționare a instalațiilor aferente stației de transformare 400/220/110 kV prin introducerea de noi tehnologii și echipamente digitale care au ca scop urmărirea fidelă a tuturor modificărilor care apar în procesul condus prin punerea la dispoziția dispecerului a unui set de informații rapide, corecte, pertinente, pentru a urmări în timp real procesul de transport al energiei.
Concluzionarea obiectivelor secundare
Obiectivele secundare propuse a fi analizate în partea introductivă cum ar fi: definirea funcțiilor de tip EMS (Energy Management System), analizarea modalităților de achiziție a semnalelor și transmiterea comenzilor către proces, procesarea (analiza și prelucrarea) datelor la nivelul punctelor de comandă și control (PCC), măsuri de protecție împotriva interferențelor electromagnetice au fost succint prezentate pe parcursul celor șase capitole, ele fiind părți integrante ale obiectivelor primare.
Cea mai mare parte a acestor obiective secundare își găsesc răspunsul și modul de aplicare în cadrul capitolului 6 care este chintesența proiectului. Practic aici sunt descrise la nivel de detaliu principiile, funcțiile, modalitățile de lucru ale unităților de achiziție și proces. Caracteristicile furnizate sunt date de catalog extrase din documentația pusă la dispoziție de furnizorul de echipament.
În concluzie, sistemele prezentate anterior reprezintă una din soluțiile de realizare a SEN, ea permițând un mai bun management al instalațiilor, o informare mai precisă și corectă asupra evenimentelor derulate în sistem, o fiabilitate crescută și o tehnologie care tinde să fie utilizată în toate ramurile industriei.
Scopul modernizării stației electrice Urechești
Se pune fireasca întrebare „de ce s-a procedat la modernizarea stației electrice Urechești”? Răspunsul este cât se poate de simplu, și el va fi disociat în următoarele explicații:
Necesitatea reducerii costurilor de exploatare al echipamentelor.
În faza anterioară modernizării stației electrice Urechești, costurile necesare întreținerii (mentenanței) echipametelor primare (transformatoare de măsură, echipamente de comutație, etc.) și secundare (sisteme de comunicație, terminale de protecție, sistem de comandă-control, etc.) erau relativ mari (fig.6.1) datorită uzurii fizice și morale a acestora. Majoritatea echipamentelor primare erau datate (fabricate și puse în funcțiune) în anii 1974, 1975. Conform normativelor energetice (NTE00/02/03 – PE116), verificarea celulelor de înaltă tensiune (profilaxia echipamentelor primare și vrificări ale circuitelor secundare) era realizată anual în funcție de programe de revizie și mentenanță bine stabilite. Întucât în urma restructurării Companiei Transelectrica (2001), sucursala care efectua mentenanța și service-ul echipamentelor energetice a fost externalizată devenind o Societate de sine stătătoare. Astefel, costurile necesare realizării procesului de service/mentenanță au crescut simțitor, fapt ce a determinat realizarea (la nivel de Companie) a unor politici de reorganizare a personalului, retehnologizare a echipamentelor, investiții masive în tehnologia infomatică și în domeniul comunicațiilor moderne, etc. Prin aceste politici de infuzie masivă de echipamente și tehnologii, Compania a dorit să realizeze o minimizare a costurilor de întreținere și exploatare, folosind un minim de personal, reducând numărul de incidente posibile în instalații și implicit furnizarea unor servicii de transport al energiei electrice de o calitate net superioară.
Exemplificare:
În cadrul Tabelei 1 sunt prezentate (orientativ) costurile necesare realizării procesului de mentenanță planificată și verificări ale unor celule din stația Urechești. Sumele sunt mediate și reprezintă costurile plătite de Companie înaintea realizării procesului modernizare al stației.
În urma modernizării (începtul lui 2001), s-au redus costurile la aproximativ 1/3 din valorile anilor precedenți (conf. Tebelei 2), deoarece prin schimbarea echipamentelor primare s-au introdus echipamente de nouă generație „free mentenance” (fără mentenanță), singurele cheltuieli fiind strict pe partea de mentenanță a echipamentelor secundare (terminale numerice de protecție, sistem SCADA, echipamente de comunicație) la care procesul de mentenanță (conf.normativului) se realizează periodic (trimestrial/semestrial).
Tabela 1 Costuri estimative ale echipamentelor energetice în anul 1999 (înaintea procesului de modernizare al stație Urechești).
Tabela 2 Costuri estimative ale echipamentelor energetice în anul 2006 (după procesului de modernizare al stației Urechești).
Fig. 6.1 Raportarea costurilor de întreținere pe nivele de tensiune 1999 vs 2006
Necesitatea reducerii costurilor alocate pentru plătirea salariilor personalului operativ
Stația Urechești dispunea (înainte de modernizare) de personal operativ (6 ture a câte 3 persoane/tură) care asigura permanent (24h din 24h) supervizarea și conducerea procesului, fiind direct subordonați (operativ) DET_ului. Salariul mediu per persoană (lunar) era estimat la 400 euro; în concluzie, costurile totale pentru salariile angajaților pe durata unui an erau estimate la 12 luni x 400 euro/pers. x 18 persoane = 86.400 euro.
Modernizarea stației presupune teleconducerea acesteia de la distanță, adică lipsa completă a personalului operativ, deci costuri minimale (nule).
Investiția în modernizare a fost estimată la 400.000 euro, ceea ce înseamnă că în decurs de 5-6 ani se vor amortiza costurile pe investiție.
=== side1_network architecture ===
Instrucțiuni tehnice ale sistemului de comandă – control
Sicam PAS (Siemens)
utile personalului operativ ce deservește
stația 400 kV Urechești
Expunerea următoare are scopul creșterii eficienței în exploatare a sistemului de comandă-control Sicam PAS (Siemens) implementat în stația 400/220/110 kV Urechești.
Sunt prezentate o serie de explicații însoțite capturi de ecrane cu privire la modalitățile practice de operare asupra sistemului (fără a se intra prea mult în detalii), accentul punându-se cu predilecție pe tratarea Interfeței Grafice cu Utilizatorul care gestionează comunicația cu sistemul.
Vor fi explicate în mod inteligibil fiecare dintre ferestrele de ecran utile personalului operativ precum și diverse seturi de recomandări în vederea unei funcționări corecte și optime.
Sistemul de comandă – control implementat în stația Urechești este un sistem de tip SCADA (Supervisory Control And Data Aquisition) destinat urmăririi și coordonării unui proces aflat în derulare. Se va explica pentru început conceptul care stă la baza sistemelor tip SCADA și principalele funcții pe care acestea le îndeplinesc.
1.1. Funcțiile SCADA ale sistemului Sicam PAS
În cazul concret al sistemului de comandă-control Sicam PAS care deservește stația 400/220/110 kV Urechești, întâlnim următoarele funcții de bază:
Supravegherea și controlul de la distanță al instalațiilor energetice și al sistemelor de automatizare. În acest scop, se realizează culegerea de informații asupra stării sistemului, prin intermediul interfețelor de achiziție și proces distante – BCU; transferul informațiilor către punctele de comandă și control; comanda de la distanță a proceselor electroenergetice (teleconducere); înregistrarea modificărilor semnificative a ale procesului controlat (telecomandă). Operațiunile de comutare (conectare/deconectare; închidere/deschidere) ale echipamentelor primare pot fi comandate local (de la echipament, cabină de relee sau corp comandă) cât și de la distanță de la un centru de control (centre de teleconducere sau dispecerate energetice). Stările întreruptoarelor și separatoarelor, valorile măsurilor de tensiuni, curenți, etc. sunt permanent cunoscute la centrul de control, fiind la îndemâna operatorului/dispecerului energetic. Informațiile provenite de la instalațiile electrice pot fi grupate (împachetate) și dirijate către postul de comandă sub autoritatea căruia se găsesc aceste instalații, de asemenea ele pot fi utilizate pentru analize globale ale rețelelor electrice.
Alarmarea. Sistemul recunoaște stările de funcționare necorespunzătoare ale echipamentelor și rețelelor electrice (suprasarcini, nivele de tensiune în afara limitelor, acționarea sistemelor de protecție, modificarea nedorită a stării întreruptoarelor și separatoarelor, etc.) și avertizarea optică (schimbări ale culorilor în interfața grafică) și acustică (gong/hupă) a personalului asupra celor întâmplate.
Analiza post avarie. Sistemul este capabil să stocheze un istoric al modificării stărilor echipamentelor și rețelelor electrice, punând la dispoziția personalului informațiile necesare unei analize pertinente a evenimentelor derulate. Toate evenimentele sunt memorate alături de localizarea lor în timp și spațiu, fiind prezentate (opțional) în ordine cronologică, grupate pe categorii de instalații.
Aceste informații pot constitui „materia primă” pentru sisteme expert de analiză post avarie asistată de calculator și pentru sisteme expert de restaurare a sistemelor electrice după căderi. Pentru sistemul Sicam PAS, aplicația RECPRO (lansată din interfața grafică) pune la dispoziția utilizatorului o listă de defecte și declanșări generate de sistemul de protecții Siprotec. Aplicația VALPRO (lansată din interfața grafică) permite vizualizarea formelor de undă pentru mărimile analogice selectate (Trend Viewer).
Informarea de ansamblu a dispecerului asupra topologiei complete a stării sistemului energetic prin intermediul unui sistem de comunicații complex bazat pe protocolul de comunicație IEC 60870–5–101. Funcția de interfațare a procesului cu operatorul uman este de o importanță deosebită în asigurarea unei activități eficiente a procesului supravegheat și este realizabilă prin intermediul HMI. Sunt urmărite cu deosebire: claritatea și conciziunea prezentării informațiilor despre procesul tehnologic condus (evitarea confuziilor), comoditatea în obținerea informațiilor dorite, comoditatea și inconfundabilitatea comenzii către proces, etc. Toate aceste deziderate sunt bazate pe utilizarea unei interfețe grafice puternice la postul de lucru Sicam PAS CC.
Urmărirea încărcării rețelelor. În scopul optimizării funcționării rețelelor electrice, este memorată evoluția circulațiilor de puteri. Aceste informații pot asista la o mai bună planificare a resurselor, precum și a schemelor rețelei și a reglajelor tensiunii transformatoarelor.
Planificarea și urmărirea reviziilor în scopul evitării căderilor. Controlul și monitorizarea evoluției echipamentelor, oferă informații care, analizate corespunzător pot duce la necesitatea reviziilor/reparațiilor acestor echipamente sau instalații.
1.2 Arhitectura sistemului de teleconducere din stația Urechești
Arhitectura sistemului teleconducere din stația Urechești, stă la baza conducerii, supravegherii și coordonării procesului tehnologic ce se derulează în cadrul stațiilor de transport și transformare al energiei electrice.
Partea de infrastructură a acestui sistem de teleconducere, include de fapt trei subsisteme distincte:
Subsistemul de telemăsură și contorizare (mettering) (STC)
Acest subsistem, implementat în stația Urechești de către concernul ABB Rometrics, realizează funcția de contorizare a energiei active, energiei reactive precum și achiziția unor informații referitoare la indecșii contorilor amplasați la celule putându-se genera (crea) de către operator o bază de date complexă cu înregistrări de mettering utilizând pachetul de software Gallaxy.
Subsistemul de osciloperturbografiere (SO)
Subsistemul de osciloperturbografiere (BEN 5000) funcțional în prezent în stația 400 kV Urechești realizează o monitorizarea și analiză completă a evenimentelor derulate la nivel de stație de 400 kV.
Subsistemul de comandă-control (Sicam PAS) de tip SCADA sau subsistemul de conducere al echipamentelor electrice, utilizat de către personalul operativ al stației pentru a asista în controlul funcționării procesului condus.
Subsistemul de comandă-control ce supervizează stația Urechești a fost implementat de Siemens S.A. și este cunoscut sub denumirea de Sicam PAS.
Baza întregului esafodaj care concură la supravegherea, controlul și monitorizarea echipamentelor electrice din stațiile și rețelele electrice o constituie echipamentele de achiziție și comandă. Sistemul SCADA oferă pe de o parte informații din procesul tehnologic, iar pe de altă parte posibilitatea comenzii de la distanță a procesului tehnologic incluzând subsistemele EMS (Energy Management System) și între care există o corelare biunivocă.
În cazul concret al implementărilor de sisteme SCADA care deservesc instalații, rețele sau sisteme electroenergetice întâlnim următoarele funcții de bază:
supravegherea și controlul de la distanță al instalațiilor și rețelelor electroenergetice;
alarmarea;
analiza post-avarie;
informarea de ansamblu a dispecerului asupra topologiei și stării sistemului energetic condus prin intermediul interfețelor om-mașină HMI – Sicam PASCC;
urmărirea încărcării rețelelor în scopul optimizării funcționării rețelelor electrice;
planificarea și urmărirea reviziilor și reparațiilor în scopul evitării căderilor.
monitorizarea evoluției funcționării diferitelor echipamente oferă informații care, analizate corespunzător pot duce la necesitatea reviziilor/reparațiilor acestor echipamente sau instalații. Această analiză poate fi asistată de sisteme expert.
1.2.1 Subsistemul de telemăsură și contorizare (STC) – ABB Rometrics
În fig.1-1 este prezentată schema bloc a sistemului de contorizare implementat de ABB Rometrics (Elster).
Informațiile detaliate referitoare la sistemul de metering se găsesc în instrucțiunile de exploatare ale sistemului existente în biblioteca stației.
1.2.2 Subsistemul de osciloperturbografiere (SO) – BEN5000
Subsistemul de osciloperturbografiere (BEN 5000) este un sistem de înregistrare al defectelor, complet digitizat care poate fi configurat după cerințele utilizatorului în structura (arhitectură) centralizată/descentralizată.
Sistemul are capacitatea de a monitoriza până la192 canale analogice și 576 canale digitale.
Arhitectura (la nivel de schemă bloc) sistemului din stația Urechești este prezentată în fig.1-2.
Subsistemul oscilo este alcătuit din:
unități distante (remote units) plasate în cabinele CR1, CR2, CR3, CR4, CR5 și CR6. Fiecare astfel de unitate de achiziție distantă are în structura sa un modul de alimentare (power supply unit) și un modul de achiziție a semnalelor analogice și digitale (acquisition unit). Cele două module sunt încastrate într-un rack (structură monolit) plasat în dulapul SR2 (grupa 2 de protecție) al fiecărei cabine mai sus menționate.
unitatea principală (main BEN) plasat în spatele camerei de comandă lângă panoul de distribuție c.c.&c.a. Unitatea principală a subsistemului este alcătuită din modul de alimentare ca și cel de la unitățile distante și în plus este mai există și o unitate de control (control unit).
Conectarea unităților distante la unitatea principală se realizează prin inele de fibră optică monomod permițând o transmitere fără distorsiuni (iminitate la interferențele exterioare) a semnalelor către unitatea de procesare (main BEN).
Semnalele analogice și digitale prelevate de la echipamente sunt aduse la intrările corespunzătoare ale modulelor de achiziție.
Exemple de semnale
analogice (curenți pe faze R,S,T și Null ; tensiuni pe faze R,S,T și tensiuni de bare-bara1, 2A, 2B);
digitale (demaraje protecții; declanșări; recepție impulsuri teleprotecție: microunde (MW), înaltă frecvență (HF); lucrat PDB+DRRI; lucrat RAR, etc.);
Analiza de o înaltă performanță a semnalelor.
Prin instrumentele electrice oferite și a software_ului dedicat analizei și înregistrării defectelor, sistemul oscilo BEN5000 pune la dispoziția utilizatorului o gamă completă în ceea ce privește succesiunea derulării evenimentelor monitorizate. În configurație standard, sistemul de oscilo oferă utilizatorului următoarele facilități:
Identificarea (localizarea) și înregistrarea defectelor apărute și monitorizarea instalației;
Indicarea exactă a datei și orei apariției perturbației cu o precizie de ordinul milisecundelor;
Indicarea lungimii (intervalului) de pre-defect, perioadă setabilă de către utilizator;
Indicarea amplitudinilor formelor de undă corespunzătoare canalelor soft-selectabile;
Tipărirea formelor de undă la o scară de timp cu rezoluția milisecundelor pe ambele fețe ale hârtiei;
Modificare ușoară și rapidă a interfeței ecranului de supraveghere;
Instrumente matematice sofisticate utilizate pentru analiza evenimentelor;
Utilizatorul poate vizualiza semnale speciale și poate configura softul de monitorizare pentru a putea vizualiza un raport complet (detaliat) al secvenței (secvențelor) de defect. Frecvența de achiziție a datelor este ajustabilă și este automat controlată de filtrele digitale de anti-aliere a spectrelor.
Cu cât rata de eșantionare este mai mare cu atât posibilitatea reconstituirii din eșantioane a semnalului prelevat este mai precisă și de o acuratețe mai mare. O bună rezoluție se obține pentru o conversie cu 12 bits A/D per eșantion.
În partea din spate a unității de control din main BEN sunt aduse (la convertoarele de fibră optică) capetele terminale ale inelelor de fibră optică provenite de la unitățile distante. Caseta de alimentare este prevăzută cu o cheie (main switch) de comutare pornit/oprit și 2 siguranțe fuzibile de 5A. Partea inferioară a rack_ului este prevăzut cu o serie de ieșiri (paralelă tip LPT1 (PRINTER)-pentru imprimantă locală; serială COM1, COM2 (MODEM)-modem; serială RS232 (PC)-pentru conectarea directă cu calculatorul de analiză portabil; serială (RTC SYNC I/O)-sincronizare subsistem).
Conexiunea între unitatea principală și calculatorul de analiză al procesului (DELL)-plasat în camera de comandă-este realizată în cazul stației Urechești prin intermediul unui cablu serial RS232, deoarece distanța dintre panoul în care este plasat main BEN și acest calculator este mai mică decât 18 metri (vezi standardul comunicației utilizând RS232). În cazul în care această distanță era mai mare se utiliza un tronson de fibră optică având la extremități 2 convertoare (black box) RS232/FO (convertoare de protocol opto/electrice, electro/optice).
Subsistemul de comandă-control (SCC) – Sicam PAS
1.2.3.1 Elemente structurale ale sistemului de comandă-control Sicam PAS
Coordonarea sistemelor energetice de protecție și comandă este realizată cu ajutorul sistemului de comunicație, folosind informația suplimentară din sistemul complet (întreg). Motivul principal pentru un asemenea concept nu este doar de a înlocui protecția convențională cu dispozitivele de control bazate pe µP microprocesoare ci de a exploata toate facilitățile acestei noi tehnologii pentru o mai bună performanță a protecției și controlului în stație și pentru un control îmbunătățit al rețelei. Este prevăzut un sistem unificat care coordonează controlul stației și protecția stației, bazate pe microprocesoare într-o arhitectură descentralizată. Coordonarea constă de fapt în combinarea controlului și a protecției fără a se pierde autonomia protecției. Unitatea înseamnă, că toate datele și informațiile în sistem sunt accesibile în același mod prin sistemul comun de comunicație. Descentralizarea înseamnă că atât informațiile (datele achiziționate sau calculate) cât și funcțiile sunt distribuite și sunt folosite, procesate, în cel mai apropiat loc de procesul tehnologic la care se referă.
Structura funcțiunilor sistemului de comandă control și protecție coordonat la nivelul unei stații de transformare este reprezentat în Fig.1-3.
Fig.1-3 Structura unui sistem coordonat de control și protecție
O stație de transformare este întotdeauna constituită din celule, conținând conexiunile de intrare-ieșire la una sau mai multe bare, care funcționează ca și noduri electrice și definesc întreaga stație. Există diferite sarcini de control și de protecție realizate la nivelul celulei; astfel structura de bază este ierarhică și constă în două nivele: nivelul celulei și nivelul stației.
La nivelul celulei sunt realizate acele sarcini care reclamă informații (date) numai de la nivelul celulei și emit comenzi către dispozitivele și echipamentele din această celulă. Aceste sarcini sunt: controlul celulei (comenzi, blocaje la nivelul celulei); interfața om-mașină; măsurători și monitorizare la nivelul celulei (I, U, P, Q, evenimente, defecte); protecția celulei (eliminarea defectelor și măsuri preventive). Aceste sarcini se referă nu numai la întreruptoare și separatoare dar și la schimbătorul de ploturi al transformatorului de putere, controlul bateriilor de condensatori, proceduri automate de comutație cu/fără condiționare din partea protecției, semnalizări și altele.
Instalațiile electrice sunt împărțite în echipamente primare, care contribuie nemijlocit la transportul si distribuția energiei electrice și echipamentele auxiliare care asigură controlul și protecția echipamentelor primare.
Amplasament celulă.
Echipamentul primar (întreruptoare, separatoare, cuțite de legare la pământ, transformatoare de măsură, etc.) al celulelor este prevăzut cu CIC_uri (Cutii Intermediare de Conexiuni) la care sunt aduse comenzi, semnalizări, alimentări, utilități (încălzire, prize, iluminat) care sunt codificate cu următoarele denumiri:
VA – cutie intermediară de cleme pentru întreruptor;
VE_număr separator – cutie intermediară de cleme pentru separatoare (inclusiv CLP_uri);
SC1 – cutie intermediară de cleme pentru transformatorii de curent;
SC5 – cutie intermediară de cleme pentru transformatorii de tensiune.
Aparatajul primar (de comutație) pentru stația 110 kV este simbolizat în schema sinoptică a stației cu:
Tabela 1-1 Semnificație echipament de comutație
(i) Nivel Echipament (Aparataj) de Comutație
Întrerupător
În cofretul cutiei intermediară de conexiuni poziționată pe întrerupător – polul corespunzător fazei S (fig.1-4) este plasată cheia de comandă a echipamentului primar (fig.1-5) care permite preluarea controlului direct din câmp.
Fig.1-4 Cutia intermediară de conexiuni a întrerupătorului stației 110 kV
CIC_ul conține pe lingă șirurile de cleme și un panou (fig.1-5) echipat contori ce permit stocarea nr. de declanșări, butoane de acționare a echipamentului (închidere / deschidere), lămpi de semnalizare a condițiilor de comutare și chei de comutare pentru: alegere a diferitelor regimuri, utilități (iluminat, încălzire), selecție a punctului de control (1 – DISTANȚĂ (cabină, corp comandă(HMI) sau dispecer); 0 – NEUTRU (condamnare a echipamentului); 2 – LOCAL (preluarea controlului la nivel de echipament)).
În momentul în care personalul operativ decide (din diverse motive bine întemeiate) să acționeze echipamentul de la fața locului, se va comuta cheia reprezentată în figura 1-5 pe poziția 2 – LOCAL și cheia de la BCU_ul celulei la care se face acționarea pe poziția LOCAL, acest lucru fiind semnalizat în S.C.C. (ecranul de celulă și linia de comandă).
Fig.1-5 Cutia intermediară de conexiuni a întrerupătorului stației 110 kV
Separator
În cofretul cutiei intermediară de conexiuni poziționată pe separator – polul corespunzător fazei S este plasată cheia de comandă a echipamentului primar (fig.1-6) care permite preluarea controlului direct din câmp.
Cutia este echipată cu 2 chei de comutare (transferul controlului respectiv acționare echipament) și un MCB care alimentează motorul de acționare al separatorului.
Cheia de preluare a punctului de comandă are 3 stări distincte și anume: LOCAL, REMOTE (distanță), DISCONN (condamnare).
Ca și în cazul întrerupătorului acționarea de la fața locului se face prin comutarea cheii de comandă din cofret (fig.1-6) pe poziția LOCAL după ce în prealabil s-a comutat în celulă cheia BCU pe poziția LOCAL. Acționarea separatorului pe ÎNCHIS/DESCHIS se face prin comutarea celei de-a doua chei pe regimul dorit.
Atenție
Comanda locală are prioritatea cea mai ridicată și se va utiliza doar în cazurile excepționale (când nu se poate efectua manevra din camera de comandă, dispecer sau de la cabină)
Fig.1-6 Cutia intermediară de conexiuni a separatorului stației 110 kV
(ii) Nivel Cabină
Fiecare celulă 110 kV retehnologizată este echipată cu o serie de dulapuri care-i asigură alimentarea, protecția, supervizarea și controlul celulei respective. Denumirea de cod (propusă de proiectant) a acestor dulapuri este următoarea:
unde i – index de numerotare al celulelor după cum urmează:
i = 1 – celula 110 kV T104
i = 2 – celula 110 kV T103
i = 3 – celula 110 kV Rogojelu
i = 4 – celula 110 kV Tg Jiu Sud
i = 5 – celula 110 kV AT1_200 MVA/110
Observație
Panoul (dulapul) SWi (unde i=15, adică indicativul celulelor din stația 110 kV) este panou de comandă-control al celulelor și este echipat (fig.1-7) cu un terminal BCU de tip 6MD6 și un contor de tip ABB care va fi ulterior integrat în sistemul de metering la stației ABB Rometrics (Elster).
Tot prin intermediul BCU_ului corespunzător celulei AT1_200MVA_110kV se realizează funcțiile de comandă-control și pentru măsura 110 kV și cuplă transversală.
Panourile SN1 și SN2 sunt panouri de alimentare c.a. & c.c. corespunzătoare celulelor 110 kV; SN1 realizează alimentarea principală pentru T103 și T104 respectiv rezervă pentru Rogojelu, Tg Jiu Sud și AT1/110kV iar SR2 realizează alimentarea principală pentru Rogojelu, Tg jiu Sud și AT1/110kV respectiv rezervă pentru T103 și T104.
Fig.1-7 Vedere generală cu echiparea dulapurilor din cabina 110 kV Urechești
Panoul de comandă-control (SWi), i = 15
Panoul de comandă-control (Fig.1-7) conține:
contor tip ABB (al sistemului de metering-Gallaxy) pentru măsurarea puterilor activă/reactivă (urmează a fi integrate în sistemul Galaxy funcțional la nivel de cameră de comandă);
terminalul de achiziție și proces 6MD6 care realizează achiziția informației (semnale analogice și digitale), procesarea acesteia și transmiterea sub formă de pachete, pe suport de fibră optică multimod, către server_ele de proces (FS1 și FS2 din corpul de comandă). Întregul proces de gestionare a resurselor de comunicație între server_ele de proces și device-urile (terminalele celulelor) se realizează prin intermediul protocolului de comunicație IEC 61850. Dialogul cu terminalele se poate realiza în mod direct (prin conectarea Laptop_ului cu aplicația specifică preinstalată) prin cablu serial sau indirect prin intermediul suportului Ethernet de fibră optică, fiecare astfel de device fiind accesibil printr-o adresă de IP prestabilită.
Terminalul 6MD6 este prevăzut cu un display LCD monocrom pe care este afișată schema electrică monofilară a celulei (fig.1-8) disponibilă utilizatorului în orice moment.
Fig.1-8 Display grafic cu afișaj LCD monocrom al unei celule
Modul de navigare în cadrul terminalului și comenzile realizate de la acesta se fac conform instrucțiunilor de la stația 400 kV pentru BCU, deja existente.
Dulapul SWi mai are amplasată pe fața frontală (fig.1-9) și o cheie de alegere cu 2 poziții prin intermediul căreia se alege modul de anclanșare al întrerupătorului când acesta este acționat manual de la cabină (BCU). Cheia menționată are 2 poziții distincte și anume: 1 – CU CONTROL SINCRONISM respectiv 2 – FĂRĂ CONTROL SINCRONISM.
Modul de lucru la nivel de celulă cu BCU_ul precum și citirea din acesta a informațiilor disponibile personalului operativ este descris în mod detaliat în instrucțiunea stației 400 kV.
Fig.1-9 Cheie de alegere modului de anclanșare a Q0
Panoul de protecții celule (SRi), i = 15
Panourile de protecție (fig.1-10) sunt numerotate cu indicativul SRi, unde i = 15 are semnificațiile descrise pentru panourile SW, excepție făcând SR5 care are încorporate și echipamentele de protecție corespunzătoare celulelor de Măsură_110 kV, Cuplă de bare_110 kV respectiv PDB+DRRI_100 kV_unitatea centrală.
Fig.1-10 Prezentare dulap de protecții (SRi)
Dulapul de protecție este echipat cu:
terminal numeric de protecție de tip 7SA610 (fig.1-11a) – este un multifuncțional ce are implementat funcția de distanță și alte funcții suplimentare descrise în detaliu în instrucțiunile de circuite secundare);
terminal numeric de protecție de tip 7SJ62 (fig.1-11b) – funcția de homopolară direcționată de curent;
terminalul numeric de protecție de tip 7SS52_remote unit (fig.1-11c) – unitatea distantă pentru PDB+DRRI, care realizează achiziția la nivel de celulă a mărimilor necesare realizării funcției de protecție diferențială de bare. Aceste mărimi (poziții de echipament, mărimi analogice, etc) sunt convertite în format adecvat și transmise pe fibră optică unității centrale 7SS52_central unit care procesează datele și elaborează deciziile. Structura PDB+DRRI este o structură de tip descentralizat cu unitatea principală plasată în SR5.
(a) (b) (c)
Fig.1-11 a – terminalul 7SA610, b – terminalul 7SJ62, c – terminalul 7SS52_remote unit
Panoul de alimentare c.a. & c.c. la nivel de celulă (SN1 și SN2)
Panourile care asigură distribuirea alimentării către echipamentele celulelor 110 kV sunt numerotate cu SN1 și SN2 (fig.1-12) și conțin MCB_uri calibrate în funcție de consumul feeder_ului asociat.
SN1 realizează alimentarea principală pentru T103 și T104 respectiv rezervă pentru Rogojelu, Tg Jiu Sud și AT1/110kV iar SR2 realizează alimentarea principală pentru Rogojelu, Tg jiu Sud și AT1/110kV respectiv rezervă pentru T103 și T104.
Fig.1-12 Prezentarea dulapurilor de distribuție a alimentării (SN1 și SN2)
Observație
În modul de operare normală – HMI (stațiile de lucru HMI1 și HMI2), cheia de comutare comandă-control a BCU_ului se află pe poziția remote iar cheia de șuntare blocaje se află pe poziția normal.
În modul de operare de la celulă, cheia de comutare comandă-control se află pe poziția local iar cheia de șuntare blocaje se află pe poziția normal. Dacă se dorește renunțarea la blocaje (din motive bine întemeiate), se vor șunta blocajele prin comutarea cheii pe poziția Interlocking OFF.
Atenție
Nu se recomandă executarea manevrelor de la nivelul celulei sau direct de la echipament decât în cazuri excepționale (probleme software, pierderea comunicației, etc.).
Din punct de vedere al tipului și formei semnalului întâlnim:
Semnale numerice – semnale care reflectă stări discrete ale elementelor de la care provin. Majoritatea semnalelor de acest tip provin de la contactele electrice. Stările posibile sunt întotdeauna complementare (conectat / deconectat, închis / deschis, adevărat / fals, etc.);
Impulsuri pentru contorizare – un caz particular al semnalelor numerice;
Semnale analogice (tensiuni alternative și continue, curenți alternativi sau continui).
Din punct de vedere al localizării semnalelor întâlnim:
Semnale grupate la nivelul celulei;
Semnale pe grupuri de celule;
Semnale generale pe stație de transformare.
Semnalizări celule de linie
Semnalizări de poziție: întreruptor (anclanșat/declanșat); separatoare de linie, separatoare de bare (închis/deschis); CLP_uri (închis/deschis); poziție automatizare RAR (pus în funcție/scos din funcție);
Semnalizări de alarmă: defect întreruptor cu: blocaj la închidere; presiune scăzută; USOL mecanism de acționare cu resort; neconcordanță faze; ardere siguranțe comandă sau semnalizare; USOL transformator tensiune (TT) deconectat; lipsă tensiune protecție distanță; funcționat protecție de distanță, homopolară, PDL-Protecție Diferențială de Linie; funcționat RAR; etc.
Măsuri: tensiune linie; putere activă, reactivă (transmisă/primită); curent linie.
Contorizări: Energie activă, reactivă (transmisă/primită).
Comenzi: anclanșare/declanșare întreruptor; închidere/deschidere separatoare de bare; anulare semnalizări în stație; punere în funcție/scoatere din funcție RAR.
Semnalizări celulă AUTO TRAFO 400/220 kV
Semnalizări de poziție: întreruptor 110 kV (anclanșat/declanșat); separatoare bare 110 kV (închis/deschis); separator auto trafo 110 kV (închis/dechis); întreruptor 220 kV (anclanșat/declanșat); separatoare bare 220 kV (închis/deschis); separator borne 220 kV (închis/deschis); CLP_uri (închis/deschis); plot maxim/minim;
Semnalizări de alarmă: defect întreruptor cu: blocaj la închidere; presiune scăzută, USOL mecanism acționare; ardere siguranțe semnalizare, comandă; funcționat protecție gaze trafo, diferențială; semnalizare preventivă gaze trafo; suprasarcină; supratemperatură; funcționat protecție maximală de rezervă; nivel de ulei anormal; etc.
Măsuri: putere activă/reactivă (220/110 kV; poziție plot trafo.
Comenzi: întreruptor 220 kV (anclanșare/declanșare); separatoare bare 220 kV (închidere/deschidere); separator trafo 220 kV (închidere/deschidere); plot (crește plot/scade plot); întreruptor 220 kV (anclanșat/declanșat); separatoare bare 220 kV (închis/deschis); separator borne trafo 220 kV (închis/deschis).
Semnalizări celulă măsură
Semnalizări de alarmă: siguranțe arse T.T.; punere la pământ bară 110 kV; T.T. defect circuite secundare clasa protecții, măsură.
Măsuri: tensiune bară 110 kV.
Achiziția semnalelor și comanda
Preluarea semnalelor de natură numerică se realizează prin citirea stării unor contacte auxiliare din proces, care copiază starea echipamentelor supravegheate cu ajutorul unor interfețe cu separare galvanică (optoizolate).
Comutarea contactelor supravegheate este supusă unui regim tranzitoriu (vibrația contactelor) de care trebuie ținut seama la prelucrarea informațiilor de natură numerică.
Astfel, interfața de achiziție trebuie să aplice un algoritm de filtrare software care să anuleze efectul vibrațiilor (durate de ordinul 1-2 ms), interpretând numai comutări ferme.
Interfața de achiziție și proces (BCU) asigură, pe lângă interpretarea modificării stării contactului supravegheat, și memorarea momentului de timp la care s-a produs această modificare.
Pentru a mări gradul de încredere al informațiilor preluate, BCU_urile trebuie să asigure câteva acțiuni suplimentare cum sunt:
blocarea automată a transmiterii către nivelul superior în cazul în care intrarea numerică are un număr prea mare (neplauzibil) de tranziții în unitatea de timp. Această situație este frecvent întâlnită în cazul unor contacte imperfecte în circuitele de preluare a semnalizării iar ignorarea acestui aspect ar avea ca efect „poluarea” informațională a nivelului de conducere superior, precum și aglomerarea circuitelor de conducere.
blocarea la cerere a intrării numerice, în situațiile când urmează a se interveni în instalația supravegheată pentru revizii și reparații.
posibilitatea verificării automate a circuitelor de preluare a semnalelor (integritatea firelor de legătură până la contactul electric supravegheat).
Semnalizări de poziție monopolare
Citirea poziției separatoarelor, CLP_urilor, stării automatizărilor, precum și a altor echipamente, altele decât întrerupătoare, se realizează utilizând un singur contact ce copiază starea acestor echipamente. De regulă, starea „închis” a contactului semnifică starea „închis”, „pus în funcție”, etc. a echipamentului corespunzător iar starea „deschis” a contactului înseamnă că echipamentul corespunzător este în starea „deschis”, „scos din funcție”, etc.
Semnalizări de poziție bipolare
Poziția anclanșat/declanșat a întreruptoarelor este preluată utilizând două contacte, care în cazurile normale respectă condiția de excluziune reciprocă (vezi tabelul de mai jos).
Deoarece comutarea celor două contacte nu se face simultan, interfața de achiziție și proces implementează un algoritm care să țină cont de întârzierile admisibile în schimbarea stărilor celor două contacte.
Impulsurile de contorizare sunt semnale provenite de la contoare de energie electrică cu generator de impulsuri. Interfața de achiziție are rolul de numărare a acestor impulsuri, întreținând un „index” software în memoria proprie. Asociind fiecărui index o constantă corespunzătoare (impulsuri/kWh respectiv impulsuri/kVAr) se poate reconstitui valoarea energiei electrice cedate (primite) pentru linia măsurată.
Prelucrarea semnalelor analogice – intrări analogice (fig.1-13)
Principalele mărimi analogice cu relevanță pentru conducerea de la distanță a procesului sunt tensiunile, curenții, puteri active/reactive.
Schema lanțului de măsură pentru intrările analogice este prezentată în fig.1-13
Mărimea analogică este adaptată la un nivel corespunzător prelucrării în circuitele de măsură, care au la bază transformatoare de tensiune și de curent.
Totodată se realizează protecția intrării analogice contra valorilor accidentale ale semnalului analogic de măsură precum și separarea galvanică a interfeței față de procesul tehnologic.
Semnalului rezultat i se aplică o filtrare în filtre „trece-jos” pentru eliminarea efectului perturbațiilor. Un modul multiplexor asigură selecția canalului analogic de măsurat, a cărui valoare este transmisă modulelor de eșantionare/memorare și conversie analog/numerică. Șirului de valori numerice obținut (la intervale regulate de timp pentru fiecare canal analogic în parte) îi sunt aplicați algoritmi de filtrare numerică și de calcul a mărimilor caracteristice dorite.
Sincronizarea timpului sistemului Sicam PAS – Siemens
Utilizarea algoritmilor de prelucrare a semnalelor (numerice și analogice) presupune existența unor intervale foarte precise de timp la care trebuie făcute achizițiile și prelucrările. Totodată, memorarea modificărilor de stare presupune și asocierea timpului la care acestea s-au produs. De precizia determinării timpului depind în mare măsură prelucrările și analizele ulterioare ale evoluției procesului tehnologic.
„Ora exactă” (clock time) în cazul sistemelor tip SCADA poate fi asigurată fie utilizând un ceas local la nivelul EAC care trebuie să aibă la bază elemente oscilatorii (quartz termostatat cu stabilitate de până la 10-6=1ppm) fie utilizând sistemul global de localizare-GPS (Global Positioning System). În cazul sistemului Sicam PAS – Siemens din stația Urechești este utilizată ce-a de-a doua variantă, datorită preciziei ridicate în ceea ce privește asigurarea frecvenței de tact (10-11-10-12) și datorită posibilității includerii, în perspectivă, a sistemului într-un sistem tip SCADA în care toate echipamentele sunt sincronizate după un ceas unic (etalon).
Sistemul global de localizare (poziționare)-GPS (Global Positioning System)
GPS este un sistem de transmisie prin satelit care realizează: poziționare radio (localizare), navigare și transmiterea orei exacte (time-transfer). Sistemul a fost inițial utilizat de Ministerul Apărării al SUA și prezenta două nivele de acces: SPS (Standard Positioning Service) și PPS (Precise Positioning Service). În timp ce PPS era un sistem de transmisie criptat și disponibil doar utilizatorilor autorizați (militari), SPS a fost realizat pentru a satisface publicul larg (acces nerestrictiv).
GPS realizează o măsură foarte precisă a timpului de propagare al semnalelor transmise de la satelit, receptorului/receptorilor tereștrii (utilizatori). Constelația cuprinde 21 de sateliți (orbite satelitare) activi permanent, împreună cu 3 sateliți de rezervă, activi-standby, dispuși în 6 plane orbitale la 20.000 Km deasupra pământului astfel încât 24h/zi, 4 sateliți să poată “acoperi” orice punct de pe glob. Pentru determinarea poziției unui receptor terestru (localizarea prin coordonate sferice (x,y,z)) și pentru recepționarea orei exacte, e nevoie de 4 sateliți care să recepționeze simultan.
Toți sateliții sunt monitorizați de o stație de control care determină exact parametrii orbitei la fel de bine ca și ceasul atomic folosit ca referință pe sateliți care are o stabilitate deosebit de ridicată (10-12).
Acești parametrii de poziție sunt încărcați în sateliți, devenind parte a mesajului de navigație care este apoi retransmis în ordine de către sateliți, receptorilor tereștrii, pe căi de comunicație predefinite (ether).
Sistemul de sincronizare și localizare GPS SAS2000 este constituit din următoarele componente hardware și software:
Echipamentul GPS alcătuit din receptorul GPS și antenă (plasată pe pilonul care susține echipamentele de radiofrecvență);
Modulul software de sincronizare a orei exacte. Acest modul realizează o sincronizarea a sistemului SAS2000 la fiecare impuls de o secundă furnizat de echipamentul GPS. Pentru verificarea timpului se utilizează informațiile seriale de timp ale echipamentului GPS.
Modulul software al echipamentului GPS. Acest modul comunică cu echipamentul GPS și facilitează sincronizarea orei exacte pe baza informațiilor seriale de timp.
Practic, impulsul de sincronizare emis la 1 secund de dispozitivul GPS este adus la intrarea plăcii GPS montată pe slotul Full Server_elor (fiecare FS are o sincronizare independentă deoarece există 2 antene GPS). legătura antenei cu această placă este realizată cu un cablu coaxial de impedanță 50 ohmi care asigură atât transmiterea informației de sincronizare cât și alimentarea receptorului antenei.
Funcții de comunicație
Într-o arhitectură distribuită de achiziție și comandă, maximum de avantaje se obțin aplicând consecvent principiile proiectării pe obiecte întocmai ca în cazul proiectării orientate pe obiecte (POO).
Conform amplasamentului, interconectarea unităților de achiziție și proces (BCU_urilor) se realizează utilizând un inel redundant de fibră optică multimod.
Avantaje
Utilizarea fibrei optice (monomod) este pe deplin justificată ea având următoarele avantaje majore față de alte suporturi de comunicație:
imunitate la perturbații (inclusiv câmpuri) de natură electromagnetică deoarece informația se propagă sub formă de fascicol luminos modulat în intensitate prin fenomenul de reflexie totală.
capacitate mare de transfer. Cantitatea de informație „suportată” de fibra optică monomod este de până la 5 GBps; deci toate informațiile culese de la unitățile distante pot fi aduse către calculatoarele de proces utilizându-se același suport fizic (nu câte un fir pentru fiecare semnal ca in cazul stațiilor nerehnologizate). Fluxul mare de informație transferat pe fibră optică impiedică apariția „congestiei pe inel”, adică o supraîncărcare a memoriei inelului cu informație chiar în cazul fenomenului de „poluare informațională” vezi achiziția semnalelor și comanda descrise anterior.
ergonomie și viteză de acces. Transmiterea tuturor informațiilor pe același suport de fibră optică conduce la un număr limitat de cabluri pozate prin canalele de aducțiune și deci un cost mai mic al tehnologiei de comunicație. Viteza de transfer a informațiilor prin acest „mediu optic” este chiar viteza luminii în vid 300.000 km/sec, iar tehnologia de mufare a capetelor terminale ale inelelor este simplă și eficientă (dispersii mici de îmbinare).
redundanță. Utilizarea inelului redundant de fibră optică, coroborat cu software_ul ce rulează pe serverele de proces și protocolul de comunicație IEC61850 permit menținerea permanentă a legăturii cu unitățile distante chiar daca inelul este secționat fizic. În această situație softul reconfigurează în timp real și fără vreun amestec extern al utilizatorului „hand-off”, schema de comunicație astfel încât să nu apară o insularizare a vreunei unități BCU, menținându-se fără întrerupere legătura cu S.C.C.
Stațiile de lucru – (HMI1 și HMI2) sunt amplasate în camera de comandă și sunt conectate cu serverele de proces (FS1 și FS2) prin Ethernet. Sistemele de operare ce rulează pe cele două stații sunt Windows XP. Sistemul de monitorizare mai conține o imprimantă jurnal (HP Laser Jet) conectată în rețeaua Ethernet utilizată pentru rapoarte și evenimente deosebite. În momentul de față nu este încă configurată spre a fi funcțională.
În rețeaua Ethernet va fi conectat și calculatorul de inginerie (ESPC) care gestionează resursele sistemului, schimbări de reglaje în sistemul de protecții, citire evenimente din înregistratoarele de evenimente ale protecțiilor, vizualizare forme de undă, etc.
Observație
Calculatorul de inginerie va fi disponibil doar inginerului de sistem sau persoanelor acreditate în acest sens.
=== side2_colors code ===
Convenție de culori pentru ecrane și simboluri
2.1. Modul grafic de prezentare
Convenția culorilor pentru ecrane și simboluri
(i) Culorile Ecranelor
Configurația ecranelor grafice este realizată în concordanță cu cerințele clientului (tabela 2-1) pentru diferitele nivele de tensiune reprezentate. Culoarea fundalului (background_ului) este gri-deschis. Barele stației și celelalte elemente primare aflate sub tensiune sunt reprezentate în funcție de nivelul de tensiune, conform cu tabelul de mai jos:
Tabelul 2-1. Codul culorilor pentru nivelele de tensiune ale barelor
Observație
În lipsa tensiunii culoarea barelor dinamice este albă (Tabela 2-2), în cazul în care este pusă la pământ culoarea este galbenă iar în cazul neinițializării acestora culoarea este gri.
Tabelul 2-2. Codul culorilor stările barelor
(ii) Simboluri / Culori Echipamente
Fiecărui obiect reprezentat în schema sinoptica a stației îi sunt atașate moduri distincte de reprezentare a stării acestora. În figura 2-1, și fig.2-2 sunt prezentate în detaliu toate stările posibile existente ale echipamentelor de comutație existente în aplicația Sicam PAS CC (simboluri pe echipamente și simboluri schemă „vedere generală”).
Fig.2-1 Simboluri și coduri de culori corespunzătoare echipamentelor de comutație din aplicația grafică Sicam PAS
Fig.2-2 Simboluri grafice și coduri de culori corespunzătoare schemei generale
Comentarii pe baza figurilor 2-1 și 2-2
Echipament OFF(deschis/deconectat) corespunde stării deschise / deconectate a echipamentului (aparatajului) de comutație.
Echipament ON (închis/conectat) corespunde stării închise / conectate a echipamentului (aparatajului) de comutație.
Echipament perturbat (00 sau 11) corespunde stării de ambiguitate de tip „00” sau „11” a echipamentului (aparatajului) de comutație. Această stare de ambiguitate este întâlnită la echipamentele a căror poziție este reprezentată pe 2 contacte (ex. întrerupătorul) care în cazurile normale respectă condiția de excluziune reciprocă.
Tabelul 2-3. Semnificația stărilor binare a contactelor de poziție ale unui întrerupător Q0
Echipament simulat corespunde stării de simulare a echipamentului (aparatajului) de comutație. Practic, acest lucru se aplică în cazul în care se dorește testarea anumitor stări sau reacții ale sistemului fără o acționare efectivă (fizică) a aparatajului. Opțiunea de simulare a stării poziției unui echipament o realizează doar inginerul de sistem.
Fără comunicație cu echipamentul corespunde pierderii comunicației pe tronsonul BCU – Full Server (BCU – Swich – FS). Echipamentele care au corespondență în BCU_ul respectiv vor fi marcate cu simbolul .
Informația este utilă deoarece se poate localiza relativ ușor segmentul în care a apărut neconformitatea.
Fără comunicație cu dispecerul corespunde pierderii comunicației dintre FS și echipamentele de la nivel de dispecer. În acest caz, echipamentele care nu vor transmite informații către dispecer vor fi marcate cu simbolul
Poziție neactualizată corespunde pierderii poziției echipamentului (echipamentelor) marcate cu simbolul
Pierderea poziției se poate datora depășirii timpului de comutație prescris în software pentru un anumit echipament, a deschiderii incomplete a fazelor acestuia (pole discrepance) sau a apariției stărilor de ambiguitate.
Fără comunicație cu Full Server_ul corespunde stării de pierdere a comunicației dintre HMI și FS, caz în care întreaga stație (aparatajul de comutație) va fi simbolizat prin simbolul peste care se va suprapune simbolul de la poziția neactualizată.
Practic în acest caz este întreruptă comunicația dintre FS (baza de date) și obiectul dinamic care reprezintă aparatajul în HMI. În acest caz, aplicația grafică este statică ea nemaiavând conexiuni (link_uri) la baza de date dinamică de pe Full Server.
Simbol neconectat la date corespunde unei stări aproximativ identice cu starea anterioară cu mențiunea că în acest caz nu sunt realizate legăturile obiectului desenat în HMI cu baza de date din FS în timp ce la punctul anterior aceste legături erau deja definite (realizate) însă se pierduse comunicația HMI cu FS.
În concluzie obiectele care nu sunt încă inițializate vor fi marcate cu simbolul
(ii) Culori Mărimi Analogice
Codul de culori corespunzător modului de reprezentare al mărimilor analogice este prezentat în figura 2-3.
Fig.2-3 Codul culorilor pentru reprezentarea mărimilor analogice
Comentariile făcute pentru echipamente sunt valabile și în cazul mărimilor analogice, diferența fiind la ultimul reper „Valoare care iese din limite”. Aceasta corespunde unei depășiri a limitelor (pragurilor minim-maxim) predefinite pentru plaja de variație a unei mărimi pentru care aceasta e considerată că se situează în limite normale.
Semnificația culorii textului
Față de sistemul Cruickshanks în care textul corespunzător alarmelor și evenimentelor era colorat, în cazul sistemului Sicam PAS CC culoarea textului va fi permanent neagră modificându-se coloratura fundalului (background_ului) liniei pe care este afișat textul; semnificația acestor culori fiind prezentate în cele ce urmează pentru a fi utilizate în scopul atragerii atenției operatorului asupra acelui text sau asupra stării obiectului la care acel text face referire.
(i) Culori fundal pentru lista de alarme
Apariția unei alarme are ca efect colorarea fundalului liniei în roșu:
Observație
Alarmele generate de sistem sunt în momentul de față cu textul în limba engleză, ele urmând a fi traduse ulterior (stagiul nr.2_integrarea celulelor 220 kV în S.C.C.)
Dispariția stimulului care a generat alarma are ca efect colorarea fundalului liniei în verde:
Confirmarea unei alarme (sau a întregii liste) are ca efect:
Dispariția alarmei din listă dacă aceasta a fost pasageră (a apărut și apoi a dispărut înaintea procesului de confirmare);
Colorarea în nuanță de gri a fundalului alarmei (alarmelor) confirmate dacă acestea sunt persistente (există active și după confirmare).
(ii) Culori fundal pentru lista de evenimente
Apariția/dispariția unui eveniment are ca efect colorarea fundalului liniei în roșu:
2.2 Simbolizarea AT_urilor și a bobinei de compensare
Simbolizarea AT_urilor
Autotransformatoarele (AT1_200 MVA și AT2_400 MVA) care apar în schemele sinoptice ale stațiilor de220 kV și 400 kV sunt reprezentate ca în figura 2-4 alăturată.
Figura 2-4. Reprezentarea AT_urilor din schemele sinoptice
Simbolizarea Bobinei de Compensare
Bobina de compensare BC_100MVAr din stația 400 kV este simbolizată în conformitate cu fig. 2-5.
Figura 2-5. Reprezentarea BC_100 MVAr din schema sinoptică a st.400 kV
=== side3_graphical user interface ===
Interfața Grafică cu Utlizatorul (GUI)
SICAM PAS CC
3.1. Generalități
Cerințele pentru sistemul de comandă–control al stației sunt bazate pe necesitatea de a avea un control continuu, sigur și robust asupra echipamentelor. O caracteristică importantă a sistemului este aceea că defectarea sau scoaterea din funcție a oricărei componente nu duce la pierderea controlului asupra stației. Tot în acest scop sistemul Sicam PAS oferă căi alternative pentru control, citirea informațiilor, afișarea, stocarea și prelucrarea ulterioară a acestora.
Suplimentar, Sicam PAS funcție de situația particulară din stație, oferă un număr de funcții automate de control pentru sincronizare, comutarea ploturilor la transformatoare, înregistrarea și analiza defectelor, vizualizarea formelor de undă, mettering și multe altele. O enumerare a acestor funcțiuni împreună cu explicațiile de rigoare se face în cele ce urmează.
.1 Interfața om mașină (HMI)
Operatorul are accesul la cele două stații grafice de lucru (HMI1 și HMI2) echipate fiecare cu calculator PC (Siemens), monitor LCD de 19 inch, tastatură și mouse optic și conectate prin intermediul rețelei ETHERNET.
Structură de meniuri definite de utilizator.
7 nivele de control al accesului, definite de utilizator și protejate cu user name_uri și parole.
Ecranele generale cu schemele monofilare (scheme sinoptice) ale stațiilor (400 kV, 220 kV, 110 kV, 20 kV și servicii interne).
Ecranele de control ale celulelor de 400kV, 220 kV, 110 kV și 20 kV și ecranul de control al autotransformatorului. Fiecare ecran afișează schema primară a părții selectate din stație și starea tuturor elementelor din partea selectată oferind și posibilitatea de a controla aceste elemente într-o manieră sigură și eficientă. Tot în aceste ecrane este afișată și starea comunicației dintre sistemul Sicam PAS și releele digitale (Siemens), echipamentele de conectică (switch_uri) cu posibilitatea de a citi/modifica informații din acestea (reglaje, curenți, tensiuni, semnalizări, etc.).
Ecranul pentru mărimile înregistrate oferă posibilitatea de a vizualiza înregistrarea evoluției în timp a următoarelor mărimi analogice măsurate sau calculate de sistemul Sicam PAS (Aplicațiile Valpro și Recpro momentan nefuncționale – în stagiul nr.2) temperatura înfășurărilor la autotransformator și bobină și poziția plotului la autotransformator, puterea activă, reactivă, tensiunea și curentul pe diferite elemente.
Listă cu alarmele curente cu posibilitatea confirmării acestora.
Listă cu evenimente și alarme ordonate în timp cu posibilitate de filtrare a acestora în funcție de criterii selectabile din ecran (dată, oră, celulă, etc.).
Ecranul „Sistem” de supraveghere a sistemului care afișează structura hardware a acestuia și starea fiecărei componente (Full Server_e, stații de lucru (HMI), unitățile de achiziție și proces (BCU), terminale numerice de protecție).
Ecranul ”HELP” oferă informații utilizatorului despre interfața om-mașină.
3.1.2 Funcții de control și automatizare
Administrarea punctelor de control (Meniul Transfer Comandă) – punctele de comandă sunt gestionate de sistem și sunt numite: LOCAL, HMI1, 2, DET, DEN. Fiecare punct de control are stabilită o prioritate pentru a asigura accesul la controlul echipamentului dintr-un singur loc la un moment dat. Prioritatea cea mai mare este atribuită punctului de comandă LOCAL (direct de la echipament).
Comanda de la HMI sau DET, DEN a tuturor aparatelor de comutație cu comandă electrică se face secvențial după logica “selectare înainte de execuție” și orice alt mod duce la blocarea comenzii și apariția unui semnal de eroare la punctul de control.
Schemă de blocaje pentru toate aparatele de comutație cu comandă electrică atât la celulă (blocaje proprii) cât și pe întreaga stație (blocaje generale). Există posibilitatea ca la nevoie aceste blocaje să poată fi anulate (șuntare blocaje).
Comanda de la distanță a comutatorului de ploturi la AT_uri cu posibilitatea controlului automat al ploturilor.
Funcții de control pentru releele de protecție în sensul anulării semnalizărilor, punerii sau scoaterii în/din funcție, schimbări de reglaje, etc.
3.1.3 Înregistrare și monitorizare
Sistemul operează la nivel de stație cu protocolul de comunicație IEC61850;
Mecanism extins de prelucrare a alarmelor, atât a celor proprii cât și a celor exterioare (primite din instalație). Sicam PAS gestionează și permite vizualizarea alarmelor și semnalizărilor în următoarele moduri:
Lista alarmelor (și a semnalizărilor) curente care conține atât alarmele active cât și alarmele inactive care nu au fost confirmate de operator.
Lista ordonată în timp a evenimentelor și mesajelor sistemului, această listă se arhivează și poate fi exportată pentru analize ulterioare.
Înregistrarea evoluției în timp a mărimilor analogice (aplicațiile Valpro și Recpro).
Monitorizarea tuturor echipamentelor de circuite secundare pentru diagnosticarea rapidă a defectelor apărute. Aceste informații sunt furnizate de ecranul “Sistem”.
3.1.4 Comunicații externe
Comunicația cu releele numerice (Siemens) în scopul managementului acestora (modificări, gestionări resurse) și a monitorizării valorilor mărimilor analogice controlate de acestea cât și starea intrărilor și ieșirilor. Comunicația este realizată prin intermediul calculatorului de inginerie dedicat pentru operațiuni în acest sens.
Comunicație prin intermediul unui modem și linie telefonică atât pentru cât si pentru diagnosticare și management la distanță.
Comunicație cu DET, DEN folosind protocolul IEC60870-5-101.
3.1.5 Alte posibilități
Sincronizare foarte precisă a tuturor componentelor sistemului precum și cu celelalte stații sau puncte de control utilizând constelația de sateliți tip GPS.
Întreținere ușoară, limitată doar la înlocuirea componentei defecte. Repararea componentei defecte revine firmei Siemens S.R.L.
Varianta implementată la Urechești este rețeaua de tip LAN (Local Area Network) fiind pretabilă interconectării cu alte sisteme tip SCADA (la nivel de dispecerate energetice) care folosesc protocoale de comunicație pe 7 nivele pentru sistemele deschise tip OSI-ISO (Open System Interconection-International Standard Organization) realizându-se o suprastructură WAN (Wide Area Network).
Topologia de comunicație utilizată este dată de protocolul IEC61850. Toate device_urile conectate în LAN sunt identificate prin IP. Procesul este gestionat de 2 servere de proces interfațarea sistemului cu operatorul uman fiind realizabilă prin intermediul celor 2 stații de lucru HMI și a calculatorului de inginerie ESPC.
3.2. Conectarea utilizatorului cu sistemul de monitorizare
Programul care gestionează sistemul se numește Sicam PAS CC și poate fi lansat în execuție utilizând short-cut_ul (iconul) de pe ecranele celor două stații de lucru (HMI1, HMI2); aplicația va fi introdusă în start-up_ul stațiilor de lucru pentru a se lansa automat la repornirea acestora.
Efectul operațiunilor de mai sus este apariția unei ferestre conf. fig.3-1. După deschiderea aplicației Sicam PAS CC va fi afișată Vederea Generală a stației iar în caseta nu va fi trecută nici un utilizator.
Aceasta înseamnă că aplicația grafică a logat operatorul ca și Guest (invitat), adică nu are autoritatea de a efectua vreo operațiune (manevre, confirmări evenimente, etc.) cu sistemul ci doar vizualizare.
Pentru a i se permite operatorului accesul cu drepturile corespunzătoare, este necesară o logare a acestuia cu user_name_ul și parola individualizate. Prin intermediul acestor date de autentificare, fiecare utilizator este recunoscut de sistem alocându-i-se drepturile corespunzătoare cu care a fost configurat de administrator.
Logarea se face prin apăsarea butonului „Logare” (fig.3-1, stânga sus).
Efectul este apariția ferestrei din fig.3-1 și caseta de autentificare în sistem „System Login” în care sunt solicitate numele de utilizator „Login” și parola „Password”.
După introducerea datelor necesare (solicitate de sistem) se va tasta OK iar dacă datele sunt valide, user_ul va fi autentificat. În exemplul de față logarea în contul de Tura1 va avea ca efect apariția în caseta de dialog Utilizator a user_ului Tura1.
Figura 3-1. Fereastra de logare a utilizatorului
Observație
Odată conectat la sesiunea de control, există posibilitatea deconectării utilizatorului prin apăsarea butonului Logare care a luat naștere după ce s-a realizat procesul de logare.
Dacă utilizatorul nu întreprinde nici o acțiune cu sistemul (ex.mișcarea mouse_ului) pe o durată mai mare de 60 de minute, sistemul va realiza o delogare (logout) automată a contului pentru a preîntâmpina accesul neautorizat al altor persoane ce se pot afla în camera de comandă și ar putea acționa în lipsa operatorului pe contul acestuia.
Figura 3-2. Fereastra stației 110 kV după logarea pe contul Tura 1
3.3. Transferul comenzii către alte puncte de conducere
Prin apăsare butonului „Transfer Comandă” din colțul stânga-sus se poate decide asupra punctului de conducere la care se va transfera comanda stației.
click
Apăsarea butonului de transfer al comenzii va avea ca efect apariția pe fundalul ecranului a unei noi casete în care sunt specificate opțiunile referitoare la entitățile către care se poate transfera controlul și anume: HMI1, HMI2, DET, DEN.
Selectarea oricărei opțiuni va fi confirmată și afișată în partea dreaptă a casetei (fundal galben).
click
Figura 3-3. Caseta de dialog „Transfer comandă”
Observație
La un moment dat doar o singură stație de lucru va putea deține controlul în vederea acționării aparatajului (HMI2 în exemplul de față) în timp ce de la cealaltă stație de lucru se poate face doar o simplă vizualizare. Acest lucru este important pentru a se putea executa ordonat o manevră completă.
3.4. Inhibarea semnalelor acustice
În partea superioară a oricărui ecran există 2 butoane distincte (Figura 3-4) care permit operatorului inhibarea semnalelor acustice pentru sonerie (gong) și hupă.
Soneria (Gongul) este activată la apariția unui eveniment (semnalizare curentă) iar hupa este activată în momentul apariției unor declanșări intempestive a întrerupătoarelor (prin sistemele de protecție).
click
Figura 3-4. Butoanele de inhibare a semnalelor acustice (Sonerie, Hupă)
Anularea Semnalizări
Butonul de Anulare Semn. din partea superioară are rolul de a reactualiza poziția (refresh de stare) aparatajelor de comutație (anularea pîlpâirii – flash).
click
Butonul de STOP
Butonul de Stop are rolul de a opri aplicația grafică (părăsire a aplicației), acest lucru nefiind posibil de către personalul operațional deoarece butonul a fost dezactivat în prealabil, în concluzie apăsarea lui pe conturile de Șef de Tură sau Tură nu va avea nici un efect.
click
Câmp de date informațional
În câmpul de date din colțul dreapta sus este specificat contul pe care s-a făcut logarea (în cazul de față Admin – Administrator) și informația de timp (data/ora).
3.5. Butonul de HELP
Prin acționarea butonului de HELP operatorului îi este pus la dispoziție un ecran (figura 3-4) cu informația completă referitoare la codul de culori și simbolurile utilizate pentru reprezentarea echipamentelor primare, a barelor dinamice și a mărimilor analogice.
click
Figura 3-4. Ecranul de HELP
Reprezentarea formelor de undă
Reprezentarea și analizarea formelor de undă și a înregistrărilor de defect sunt accesibile operatorului prin apelarea butoanelor Valpro și Recpro. Cele 2 butoane nu sunt momentan funcționale ele fiind configurate în stagiul_2.
3.6. Ecranul „Vedere Generală”
Printr-un click pe butonul „Vedere generală” este afișată schema generală monofilară „trunchiată” a stației Urechești (figura 3-5).
click
Figura 3-5. Ecranul „Vedere generală a stației Urechești”
Schema generală este trunchiată în sensul că pentru a nu se aglomera ecranul, fiecare linie a fost reprezentată simplificat printr-un element grafic (pătrățel sau bulină) care se va colora în roșu de ex. dacă toate elementele situate în aval (care-l preced) în schema detaliată sunt închise.
Pentru exemplificare la LEA_110 kV Rovinari T104, pătrățelul verde va fi colorat în roșu dacă separatorul de bară Q1, întrerupătorul Q0, separatorul de linie Q9 sunt închise. Cu alte cuvinte culoarea pătrățelului din schema generală este dată de un ȘI logic între elementele situate în aval de pătrățel (pe direcția bară-linie). Dacă oricare din aceste elemente primare mai sus menționate este comutat pe poziția de deschis (verde), pătrățelul din schema generală va fi verde.
3.7. Ecranul „Stația 400 kV”
Un click pe butonul Stație 400 kV va avea ca efect deschidere ecranului corespunzător schemei monofilare a stației de 400 kV (fig.3-6)
click
Figura 3-6. Ecranul „Stație 400 kV”
Ecranul prezintă un la nivel mai detaliat celulele stației 400 kV existând posibilitatea de selectare a unei anumite celule printr-un click pe butonul prin care aceasta este reprezentată. Tot în acest ecran sunt afișate și valorile tensiunilor pe bare, pe fiecare linie, curentul pe faza S și circulația de puterea activă pe linie.
3.8. Ecranul „Stația 220 kV”
Un click pe butonul Stație 220 kV va avea ca efect deschidere ecranului corespunzător schemei monofilare a stației de 220 kV (fig.3-7)
click
Figura 3-7. Ecranul „Stație 220 kV”
Ecranul prezintă un la nivel mai detaliat celulele stației 220 kV existând posibilitatea de selectare a unei anumite celule printr-un click pe butonul prin care aceasta este reprezentată. Tot în acest ecran sunt afișate și valorile tensiunilor pe bare, pe fiecare linie, curentul pe faza S și circulația de puterea activă pe linie.
3.9. Ecranul „Stația 110 kV”
Un click pe butonul Stație 110 kV va avea ca efect deschidere ecranului corespunzător schemei monofilare a stației de 110 kV (fig.3-8)
click
Figura 3-8. Ecranul „Stație 110 kV”
Ecranul prezintă un la nivel mai detaliat celulele stației 110 kV existând posibilitatea de selectare a unei anumite celule printr-un click pe butonul prin care aceasta este reprezentată. Tot în acest ecran sunt afișate și valorile tensiunilor pe bare, pe fiecare linie, curentul pe faza S și circulația de puterea activă pe linie.
3.10. Ecranul „Stația 20 kV”
Un click pe butonul Stație 20 kV va avea ca efect deschidere ecranului corespunzător schemei monofilare a stației de 20 kV (fig.3-9)
click
Figura 3-9. Ecranul „Stație 20 kV”
Ecranul prezintă un la nivel mai detaliat celulele stației 20 kV existând posibilitatea de selectare a unei anumite celule printr-un click pe butonul prin care aceasta este reprezentată. Tot în acest ecran sunt afișate și valorile tensiunilor pe bare, pe fiecare linie, curentul pe faza S și circulația de puterea activă pe linie.
3.11. Lista de evenimente
Figura 3-10. Ecranul „Listă de evenimente”
Aceste semnalizări trebuie privite ca și rapoarte întreprinse (coordonat) de sistem, care sunt transmise utilizatorului.
Butonul „Listă de evenimente” (fig.3.10) conține istoricul evenimentelor (semnalizărilor) pentru întregul proces monitorizat. Configurarea ferestrei este similară cu ce-a a ecranului de alarme, diferența fiind că în acest ecran nu apare butonul de confirmare semnalizări. Semnalizările corespunzătoare stației sunt plasate în listă în ordinea apariției lor (dată, oră) prima semnalizare din listă fiind „ce-a mai actuală”. Memoria este de tip serial, adică „primul intrat este primul ieșit” (FIFO (First Input First Output)).
Observație
Evenimentele care au părăsit lista (numărul evenimentelor a fost mai mare decât capacitatea de stocare a listei din ecranul respectiv) pot fi regăsite doar de către inginerul de sistem întrucât necesită o procedură mai complexă de accesare și u orice operator are acces la resursele sistemului.
click
Prin poziționarea și click_ul prompterului mouse_ului pe butonul de scroll al ecranului de evenimente se pot activa/dezactiva butoanele care permit:
Afișarea primului mesaj din listă
click
Afișarea ultimului mesaj din listă
click
Afișarea următorului mesaj din listă
click
Listarea anumitor evenimente este posibilă printr-un click pe iconul cu imprimantă de pe aceeași bară de instrumente.
3.12. Lista de alarme
Butonul „Listă de alarme” (vezi fig.3-11), oferă utilizatorului o listă completă cu datele stocate de sistem în ordinea apariției acestora. Meniul mai poate fi accesat din orice ecran prin apăsarea butonului „Listă de alarme”.
Alarmele prezente în listă sunt:
alarme active neconfirmate;
alarme inactive neconfirmate;
alarme active confirmate.
alarme curente (active) confirmate sau neconfirmate;
alarme inactive, numai cele neconfirmate; alarmele inactive dispar din listă în momentul în care acestea sunt confirmate.
În momentul apariției unei alarme, butonul Listă alarme începe să pâlpâie pe un fundal de roșu pal. Accesarea ecranului de alarme (fig.3-11) se face printr-un click al operatorului de acest buton.
click
Figura 3-11. Ecranul „Listă alarme”
Codurile culorilor corespunzătoare mesajelor stocate în această listă sunt detaliate în prima parte a acestei expuneri (vezi capitolul convenție culori pentru ecrane și simboluri). Lungimea acestei liste este variabilă și este egală cu numărul de alarme curente care sunt prezente în acel moment.
Alte specificații
Pentru a putea vizualiza alarmele care nu sunt prezente în acel moment pe ecran, Sicam PAS CC dispune de butoanele Prima, Ultima, Anterioara, Următoarea alarmă, butoane care au același simbol ca și în cazul listei de semnalizări prezentate anterior. Luarea la cunoștință (trecerea în gardă) a alarmelor se poate face utilizând unul din butoanele: Confirmarea tuturor alarmelor vizibile (paginii), Confirmarea unei singure alarme (cea selectată). Confirmarea unei linii se face apăsând butonul Confirmare linie apoi dând un click pe linia care se dorește a fi luată la cunoștință.
Confirmarea tuturor alarmelor vizibile
click
Confirmarea unei singure alarme selectate
click
Bara cu instrumente de mai sus permite și filtrarea (sortarea) alarmelor în funcție de dată/oră, celulă etc printr-un click pe butonul .
Confirmarea listei complete de alarme are ca efect părăsirea din listă a alarmelor care nu sunt persistente și marcarea cu fundal gri a alarmelor persistente confirmate (conf. fig.3-12).
Figura 3-12. Ecranul „Listă alarme confirmate”
3.13. Ecranul unei celule
Utilizând acest ecran (fig.3-13), operatorul poate selecta pentru comandă atât echipamentele de comutație ale celulei (separatoarele, întrerupătoarele, cuțite de legare la pământ) cât și echipamentele secundare (vizualizare/modificare reglaje protecții, semnalizări, alarme, etc.).
Figura 3-13. Ecranul unei celule de 110 kV
În concluzie toate elementele primare din celulele de 110kV (și în viitor 400 kV și 220 kV) sunt cu comandă electrică (excepție făcând CLP_urile din stația 110 kV), deci se pot comanda din acest ecran. Controlul echipamentelor primare se face prin intermediul barelor de butoane ce apar la mijlocul ecranului de îndată ce a fost selectat un echipament. Butonul cu numele celulei permite deschiderea meniului celulei (vezi figura 3-13). Punctul de comandă actual este afișat în dreptul BCU_ului celulei din colțul dreapta sus, în cazul de față comanda este la distanță (remote) deci controlul este transferat la personalul operativ, adică HMI sau DET, DEN (dacă operatorul va realiza acest transfer din Sicam PAS CC).
Ecranul mai are posibilitatea inhibării comunicației către DET și a comunicației cu BCU utile în cadrul procesului de mentenanță al celulei pentru a preîntâmpina transmiterea către nivelele superioare a unor semnale inutile (facile doar în procesul de mentenanță al celulei).
Toate celelalte facilități existente în Sicam PAS CC rămân active și în acest ecran adică: poziția aparatajului primar, liniile de alarmă, accesul la Help, etc.. În același ecran se pot vedea mărimilor analogice, măsurate în timp real și afișate sub formă de bară.
Acționarea unui echipament primar
Selectarea unui element din figura 3-13 (ex. separatorul de linie Q9) va avea ca efect deschiderea unei casete de dialog conf. fig.3-14
Figura 3-14. Selectarea separatorului de linie Q9
Separatorul este deschis la momentul selecției de aceea în caseta de dialog va fi activă opțiunea ON. Click_ul pe aceasta va conduce la comutarea lui Q9 (închidere).
click
Există și posibilitatea renunțării (revocării) comenzii printr-un click pe Renunțare.
După apăsarea butonului ON sistemul va mai deschide încă o casetă de dialog prin care solicită operatorului o reconfirmare a acțiunii sale (fig.3-15).
Figura 3-15. Reconfirmarea acțiunii întreprinse asupra lui Q9
Abia după ce operatorul va reconfirma acțiunea sa (de închidere) printr-un click pe Confirmare, procesul de comutare propriu-zis al Q9 va fi inițiat simultan cu generarea unor semnalizări corespunzătoare tranziției acestuia.
Observație
Dacă operatorul va întârzia 10 secunde apăsarea butonului de confirmare, sistemul va revoca comanda considerând că operatorul este indecis în acțiunea sa.
În cazul acționării întrerupătorului procedura este similară deosebirea majoră fiind că la conectare se va ține cont de condițiile de sincronism care trebuie să fie îndeplinite pentru a se activa butonul de ON. Specificația este valabilă în cazul conectării acestuia cu CSI (Condiții de SIncronism). Există și posibilitatea șuntării acestor condiții caz în care se va conecta cu CLU (Control Lipsă Tensiune).
Măsurări (fig.3-14)
Ecranul celulei de linie prezintă numeric valorile curentului pe faza S a liniei, tensiunii R-S a liniei, puterii active/reactive/aparente.
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Utilizarea Electronicii Si a Informaticii de Proces Pentru Modernizarea Statiei Electrice de Transformare (ID: 131076)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.