67

Lucrarea nr.4.

Conceperea şi structura manevrelor de coordonare a

activităţilor pentru un ansamblu de staţii electrice.

Conducerea prin dispecer a manevrelor din staţiile electrice

4.1. Scopul lucrării

Scopul acestei teme este de a familiariza studenţii cu principalele

probleme care se pun în exploatarea prin dispecer a instalaţiilor electroenergetice. Se expun, conform PE117/79-Regulament pentru conducerea prin dispecer

în sistemul energetic –modul de organizare şi funcţiile activităţii de exploatare prin

dispecer. Se prezintă dispozitivele şi instalaţiile postului de dispecer,conceput ca o

treaptă de conducere pentru manevrevele ce implică un ansamblu de staţii electrice.

4.2. Probleme generale privind conducerea prin dispecer a

instalaţiilor energetice

Din punct de vedere funcţional, sistemul energetic national(SEN) constitue

un ansamlu unitar avand drept scop producerea,transportul,distribuţia şi utilizarea

energiei electrice şi termice. La îndeplinirea acestui obiectiv concură un mare

număr de instalaţii, amplasate pe o arie geografică largă, exploatarea lor în comun presupunând existenţa unui sistem informaţional şi de comandă adecvat. După cum

se ştie, componentele sistemului electroenergetic funcţionează interconectat, ceea

ce face ca problema calităţii energiei livrate sa fie rezolvabilă numai în mod

centralizat. Caracteristicile de mai sus ale SEN impun cu necesitate existenţa unei

structuri ierarhice de conducere. În treapta I a acestei structuri se află elemente

necesare conducerii obiectivelor energetice individuale, treptele de conducere superioare fiind constituite din dispeceri din diverse nivele.

Se disting astfel:

- dispecerul energetic central(DEC); - dispecerii energetici teritoriali(DET);

- dispecerii energetici locali(de distribuţie zonală-oraşenească- DED, de

platformă industrială - DPI, de hidroamenajare - DHA, de termoficare- DT).

Ansamblul treptelor de conducere prin dispecer formează dispecerul energetic naţional.

O treaptă de conducere prin dispecer este compusă din două compartimente

principale: - compartimentul de comandă operativă, deservit de personalul instalat în

camera de comandă;

68

- compartimentul de regimuri de funcţionare, care stabileşte programul de

funcţionare a instalaţiilor. Atribuţiile fiecarei trepte de dispecer în rezolvarea sarcinilor, organizarea

ierarhică şi gradul de subordonare faţă de celelalte trepte de conducere sunt

reglementate în mod riguros prin acte cu caracter oficial. Prescripţiile generale care

stau la baza organizării şi funcţionarii dispecerelor sunt stabilite prin PE 117/79 - Regulament prin conducerea prin dispecer în sistemul energetic.

Sarcinile generale care revin conducerii prin dispecer sunt urmatoarele:

- utilizarea rationala a resurselor energetice disponibile pentru producerea energiei electrice si termice;

- asigurarea echilibrului permanent intre productie si consum;

- reglarea schimburilor de energie electrica cu sistemele electroenergetice ale altor tari;

- functionarea unitara a SEN şi alimentarea consumatorilor în condiţii de siguranţă,

calitate şi economicitate;

- coordonarea manevrelor şi regimurilor de functionare a centralelor si retelelor electrice in stari normaleş de avarie.

În activitatea legată de îndeplinirea acestor sarcini se diting trei aspecte principale.

a. Activitatea de predicţie, care consta in elaborarea programului de actiune pentru functionarea normala a SEN, pornind de la date cu caracter statistic

si informatii privind starea actuala a sistemului si disponibilitatea sa

probabila.In mod periodic se fac predictii privind curba de sarcina a sistemului,balanta de puteri, repartitia sarcinii pe centrale, nivelele de

tensiune in retele.

b. Activitatea de supraveghere, care consta în controlul permanent al stării

instalaţiilor prin intermediul sistemului de masura şi semnalizare. Informaţiile primite sunt de obicei supuse unor operaţii de validare, în urma

cărora sunt acceptate sau nu ca fiind plauzibile şi/sau unor operaţii de

prelucrare, care permit să se aprecieze starea instalaţiei primare. În scopul preinâmpinarii apariţiei unor stari anormale, în cadrul regimurilor normale se

definesc nivele de alarmare la atingerea cărora se impune luarea unor decizii cu

caracter operativ.

c. Activitatea de comandă,care comportă prelucrarea informaţiilor obţinute la punctele precedente, elaborarea deciziilor şi efectuarea comenzilor sau

transmiterea lor către unităţile tehnice de exploatare.

Comenzile pe linia conducerii prin dispecer, în limita competenţelor stabilite pe nivelele ierarhice, asigură:

-efectuarea în timp real a reglajului frecventei şi puterilor de schimb pe liniile

de interconexiune; -repartiţia sarcinii pe centrale;

-oprirea şi pornirea grupurilor;

-modificarea configuraţiei şi regimului de funcţionare al reţelelor;

-conectarea şi deconectarea unor consumatori. Asigurarea funcţiilor enumerate mai sus presupune existenţa unui sistem

teleinformaţional pentru colectarea, transmiterea, afisarea şi prelucrarea automată a

69

informaţiilor şi a unui sistem de telecomunicaţii între diversele trepte de dispecer şi

între acestea şi unităţile tehnice de exploatare aflate în subordine. Supravegherea şi comanda SEN se realizează în prezent atât prin metode şi

mijloace tradiţionale, cu intervenţia determinată a factorului uman, cat şi prin

intermediul unor sisteme automate.

Având în vedere volumul mare de informaţii care trebuie prelucrate, precum şi unele particularităţi de funcţionare ale SEN, care impun luarea unor

decizii rapide, este justificată tehnic şi economic echiparea treptelor de dispecer cu

echipamente de calcul care să lucreze off-line (efectuarea de calcule legate de activitatea de predicţie) şi on-line (prelucrarea unor funcţii de supraveghere şi

comandă).

Dispecerizarea şi gestiunea energetică la nivel national permite şi raportarea în fiecare moment de timp a situaţiei Sistemului electroenergetic

naţional. Din pagina web a Transelectrica accesând consecutiv secţiunile Reţeaua

electrică de transport – operare SEN –

apoi -Starea SEN în timp real - din bara de navigare centrală, cea superioară şi stânga, se va genera la final harta reţelei de transport naţionale. În partea dreaptă a

imaginii într-un chenar vor fi prezentate datele privind starea SEN, modificate în

fiecare minut. În exemplul din figura de mai jos se prezintă caracteristicile energetice pentru data de 05.05.2010 ora 17.04.01[50].

Ca şi exemplu se va prezenta câteva probleme legate de atribuţiile şi structura Dispecerului energetic de distribuţie Oradea. DED Oradea exercită

atributele conducerii prin dispecer asupra unui număr de 32 staţii electrice de

transformare cu 70 de transformatoare de Î.T./M.T., o staţie evacuare a CET I

Oradea, 5 staţii de evacuare de centrală hidroelectrică, 53 linii electrice de 110 kV în lungime totală de 914 kM din care 2 km LES 110 kV şi 26 linii de 6 şi 20 kV.

Fig. 4.1. Starea SEN în timp real[50]

70

Atribuţiile DED Oradea:

- exercită autoritatea de decizie, comanda de coordonare şi comanda

nemijlocită asupra echiapamentelor ataribuite prin ordinul de investire

- preia cererile de retragere din exploatare, analizează regimurile rezultate

şi înaintează cererile la treapta cu autoritate de decizie. - întocmeşte FMC necesare pentru efectuarea manevrelor

- dă indicaţii pentru întocmirea FME

- urmăreşte circulaţiile de puteri şi curent pe echipamentele aflate în autoritatea sa de conducere operativă

- conduce operativ reglajul parametrilor electrici ai RED 110 kV

- conduce operativ modificarea schemei de funcţionare în instalaţiile

subordonate pentru realizarea siguranţei în funcţionare şi a economicităţii funcţionale a sistemului, precum şi exploatarea sistemului în limitele tehnice

admise. În acest sens respectă soluţionarea cererilor de retragere/redare în

exploatare a echipamentelor precum şi instrucţiunile în vigoare şi dispoziţiile primite de la treptele operative ierarhice superioare

- pregătirea şi conducerea operativă a manevrelor de retragere respectiv

redare în exploatare a echipamentelor din autoritatea de conducere operativă a DED Oradea, pentru lucrări de revizii şi reparaţii

- conduce operativ manevrele de lichidare a avariilor şi incidentelor

precum şi manevrele de prevenire a acestora, limitarea extiderii lor şi revenirea la

starea normală de funcţionare, - verificarea şi comandarea încadrării tensiunii în limitele benzilor de

tensiune aprobate în conformitate cu dispoziţiile primite de la treptele operative

superioare ierarhic şi cu situaţiile deosebite ce impun modificarea valorii tensiunii; - întocmirea evidenţelor orare zilnice privind datele de producţie şi

circulaţiile pe linii, transmitându-le treptelor operative interesate;

- urmăreşte reducerea c.p.t. - urmăreşte încadrarea cererilor de retragere din exploatare în termenele

aprobate

- coordonează citirea datelor pentru zilele caracteristice şi completează

machetele cu datele coresponzătoare - participă la întocmirea normativelor de limitări, DM, DASf

- realizaează schemele normale

- actualizaează normativul benzilor de tensiune - corelează programele de lucrări ale diferiţilor gestionari de echipamente

şi urmăreşte realizarea lucrărilor programate

- completarea documentelor necesare activităţilor operative cu întocmirea

rapoartelor zilnice asupra evenimentelor petrecute în sistemul supravegheat - asigură predarea/ primirea serviciului de tură în conformitate cu

reglementările în vigoare, cu respectarea regulilor generale la controlul

documentelor şi înregistrărilor - participă lunar la instructajele profesionale, PSI şi SSO

71

4.3. Modul de organizare şi principalele reguli de desfasurare a

activitatii de conducere operativă prin dispecer a sistemului energetic

4.3.1. Definiţii. Relaţii de subordonare operativă

Personalul aflat în camera de comandă unei trepte de conducere operativa

prin dispecer se numeste persoana de comanda operativa, iar personalul care

efectueaza manevrele in instalatiile energetice –personal de deservire operativă. O teapta de conducere prin dispecer are autoritate de conducere operativa

asupra instalatiilor aflate in subordine.Aceasta autoritate se concretizeaza prin:

- autoritatea de decizie privind stabilirea regimului de functionare a instalatiilor;

- coordonarea unor manevre a caror succesiune in timp se afecteaza

reciproc, executia lor revenind mai multor formatii de servire operativa;

- competenta, care se refera la exercitarea comenzii operative de catre treapta de conducere prin dispecer care intervine direct intre personalul de deservire

operativa si treapta de conducere prin dispecer cu autoritate de decizie sau comanda

de coordonare. Autoritatea de conducere operativa a unei trepte de dispecer oarecare

asupra unei parti a sistemului nu implica în mod obligatoriu satisfacerea tuturor

funcţiilor de mai sus.Astfel, autoritatea de decizie a unui subsistem poate sa revina unei trepte de dispecer, iar competenta, unei alte trepte, de nivel inferior.

Personalului de comanda operativa de serviciu al unei trepte de dispecer ii

sunt subordonati:

a) personalul de comanda operativa de serviciu de la treptele de conducere prin dispecer subordonate;

b) personalul de deservire operativa de serviciu din centrale, statii si zone

de retea aflate in autoritatea de conducere operativa a treptei de dispece.

Prin comanda nemijlocită se înţelege comanda operativa prin care se

exercita autoritatea de conducere operativa proprie treptei rspective sau a altei

trepte, prin efectuarea convorbirilor operative direct cu personalul de deservire operativa.De regulă, comanda nemijlocită asupra unei instalaţii (centrală, staţie) se

atribuie la cel mult două trepte de conducere prin dispecer.

Exercitarea autorităţii de decizie se face prin dipoziţii date direct personalului de deservire operativă, atunci cand treapta respectiva exercita şi

comanda nemijlocită, sau dispecerului de serviciu al treptei cu competenţa asupra

instalatiilor implicate. La luarea unei decizii trebuie să se ţină cont de pnctul de vedere al treptelor care au în competenţă echipamentele respective, precum şi de

cel al treptelor cu autoritate de decizie asupra altor instalaţii care pot fi afectate de

decizia luată.

Comanda de coordonare se exercită fie în mod nemijlocit, fie prin intermediul treptelor de dispecer cu competenţă. Exercitarea comenzii de

coordonare presupune o aprobare prealabilă din parte treptei cu autoritate de

decizie asupra instalaţiilor respective.

72

Treapta de dispecer care are competenţă primeşte dispoziţiile sau aprobările

direct de la treapta cu autoritate de decizie sau comandă de coordonare, sau prin

intermediul treptei superioare care are competenţa asupra echipamentelor

respective.

4.3.2. Efectuarea convorbirilor telefonice

Convorbirile telefonice prin care se transmit comenzile operative sau se

raporteaza treptei superioare aparitia evenimentelor trebuie sa respecte urmatoarele reguli:

- la apel se raspunde imediat;

- cel care raspunde trebuie sa-si spuna numele, acelasi lucru facandu-l apoi si cel care a facut apelul;

- expresiile folosite în conversaţiile operative trebuie sa fie cele stabilite

în Regulamentul general de manevre în instalaţiile electrice;

- dispozitia primită trebuie repetată, astfel incat ce care a dat-o să se convingă că a fost bine receptionată;

- toate convorbirile sunt înregistrate pe bandă magnetică.

4. 3.3. Retragerea din exploatare a echipamentelor energetice

Aprobarea pentru retragerea din exploatare se dă de către treapta de

dispecer în a cărei autoritate de decizie se gaseşte echipamentul respectiv. O cerere de retragere din exploatare trebuie să cuprinda, în afara datelor cu caracter

administrativ:

- durata retragerii, inclusiv timpul necesar manevrelor care se executa la echipamentul respectiv;

- denumirea exacta a echipamentului;

- în cazul agregatelor de producere a energiei electrice şi termice, puterea

care se reduce si puterea care ramane utilizabila in centrala respectiva; - scopul retragerii din exploatare;

- durata maxima în care echipamentul poate fi repus in functiune in caz de

nevoie; - acordul consumatorilor, când este cazul.

4.4. Darea în exploatare a echipamentelor energetice

În vederea dării în exploatare şi a punerii în funcţiune, unitatea gestionară

formulează o cerere care trebuie aprobată de treapta de dispecer cu autoritate de decizie asupra instalaţiei respective.

Dispecerul de serviciu la treapta care are autoritate de decizie va permite

începerea manevrelor pentru darea în exploatare şi punerea în funcţiune după ce:

- s-a primit confirmarea şefului instalaţiei că echipamentul se poate da în exploatare şi s-au facut precizarile necesare asupra situaţiei sau stării

operative în care se afla acestea;

73

- s-a primit confirmarea ca echipamentele conexe, care s-au retras din

exploatare în vederea legarii noului echipament, se pot reda în exploatare;

- s-a primit confirmarea ca au fost modificate reglajele protecţiilor şi

automatizarilor, tinand cont de darea in exploatare a noului

echipament.

4.5. Schema normală

Dispecerul energetic naţional stabileşte, tinand cont de autoritatea de

decizie a fiecarei trepte, schema normală de conexiuni valabilă pentru perioada de

vară (1 aprilie-30 septembrie) şi de iarnă (1 octombrie - 31 martie). Schema normală fixată este schema preferenţială, urmarindu-se în permanenţă realizarea ei

în cadrul perioadei de valabilitate.

Criteriul care stă la baza elaborării schemei normale este funcţionarea sigura şi economică a sistemului energetic. Astfel, schema normală, împreună cu

automatizările şi protecţiile prin relee, trebuie să asigure:

- continuitatea în alimentarea consumatorilor şi salvarea categoriilor de consumatori importanţi în cazul întreruperii funcţionarii unor elemente

ale sistemului;

- posibilitatea de insularizare a unor zone;

- pastrarea stabilităţii statice a sistemului în regim normal şi în regim post -incident;

- posibilitatea lichidarii rapide a perturbarilor regimului normal de

functionare, astfel incat să se pastreze stabilitatea dinamica a sistemului;

- reducerea puterii de scurtcircuit pana la limitele admise pentru

echipamentele instalate; - posibilitatea utilizarii la capacitate maxima disponibila a surselor de

putere activa şi reactivă;

- menţinerea nivelului tensiunilor in limitele normale;

- alimentarea cât mai sigură a serviciilor interne ale centralelor şi staţiilor.

4.6. Comanda operativă a sistemului energetic în caz de

incidente şi avarii

Sarcinile personalului de comandă operativa în caz de incidente şi avarii

sunt:

- asigurarea continuitatii functionarii SEN in ansamblu sau pe zone si

platforme care s-au izolat; - localizarea cât mai rapidă a incidentului sau avariei şi luarea măsurilor

pentru prevenirea extinderii acesteia;

- luarea masurilor pentru repunerea în funcţiune a echipamentelor; - stabilirea, în funcţie de echipamentele disponibile şi de starea acestora,

a unor scheme si regimuri de functionare post-incident cat mai sigure;

74

- raportarea incidentului sau avariei si a intreruperilor in alimentarea

consumatorilor, treptelor ierarhice superioare. La rândul sau, personalul de deservire operativă este obligat să informeze

imediat, concis şi corect, treapta de dispecer care exercită comanda nemijlocită,

asupra incidentelor sau avariilor care s-au produs.

Activitatea de lichidare a incidentelor şi avariilor este condusă de treapta de dispecer care are în autoritatea de decizie echipamentele respective.Aceasta treaptă

stabileşte soluţiile de lichidare a incidentului sau avariei, sau aprobă soluţiile

produse de catre treapta cu competenţa sau de către personalul de deservire operativă. Efectuarea detaliată pe operaţii a manevrelor de lichidare a incidentului

sau avariei revine personalului de deservire operativă din centrale şi staţii.

În cazuri excepţionale, care nu suferă amânare, manevrele se pot efectua sau conduce fără anunţarea prealabilă a treptei de dispecer superioare, urmând ca

aceasta să fie informată ulterior, cât mai rapid posibil, asupra evenimentelor şi

măsurilor luate.

4.7 Desfăşurarea lucrării

Se va parcurge normativul PE 117/79 - Regulament pentru conducerea prin

dispecer a sistemului energetic în scopul cunoaşterii prevederilor legate de

efectuarea manevrelor de coordonare pentru un ansamblu de staţii electrice prin

diverse trepte de dipecer. Se va observa modul de lucru şi dispunerea echipamentelor de urmărire a

proceselor energetice prin vizitarea treptei de dispecer zonală din cadrul SDFEE

Bihor la Sediul Electrica Oradea. În anexă se prezintă un exemplu de completare a unei foi de manevră de coordonare pentru realizarea unei activităţi operative cu

implicarea a două staţii electrice subordonate treptei DED Oradea.

75

Lucrarea nr. 5

Sisteme S.C.A.D.A. în staţiile electrice

5.1 Scopul şi structura lucrării

Lucrarea de faţă are rolul prezentării structurii, funcţiilor şi avantajelor

sistemelor de tip SCADA implementate în staţiile electrice paraţinând SEE. După o

prezentarea generală teoretică a acestor sisteme, se vor analiza comparativ sistemele SCADA aparţinând staţiilor electrice Oradea-Sud, Roşiori şi Cluj-

Floreşti[19] precum şi anumite funcţiuni şi particularităţi ale sistemului

implementat la staţia electrică Oradea – Centru. Pentru observarea operativităţii sistemleor SCADA se va efectua o vizită la Staţia electrică 400/110/20 kV Oradea

– Sud, aparţinând Transelectrica şi una la staţia Oradea- Centru, ce aparţine SDFEE

Bihor.

5.2 Introducere

La convergenţa tehnologiilor de măsurare, de comunicaţii şi de informaţie a fost dezvoltată o tehnologie complexă, care este specializată pe sarcini ce sunt

legate de administrarea reţelelor de transport şi de distribuţie. În cazul reţelelor,

reflectarea stărilor se face cu multe variabile, iar interacţiunile pe ramurile ce intră în componenţa acestora pot fi deosebit de complexe. Mai mult, în majoritatea

cazurilor, reţelele care trebuiesc administrate sunt de lungime foarte mare şi pot

traversa zone diverse. Sistemele SCADA s-au realizat să facă faţă cerinţelor

descrise anterior, avantajele utilizării acestora fiind multiple. SCADA este prescurtarea pentru Monitorizare, Control şi Achizitii de Date

(Supervisory Control And Data Acquisition). Termenul se referă la un sistem amplu

de masură şi control. Automatizările SCADA sunt folosite pentru monitorizarea sau controlul proceselor chimice, fizice sau de transport de fluide sau de

energie.Termenul SCADA se referă de obicei la un centru de comandă care

monitorizează şi controlează un întreg spaţiu de producţie. Cea mai mare parte a operaţiunilor se execută automat de către RTU - Unităţi Terminale Comandate la

Distanţă (Remote Terminal Unit) sau de către PLC- Unităţi Logice de Control

Programabile (Programmable Logic Controller). Funcţiile de control ale centrului

de comandă sunt de cele mai multe ori restrânse la funcţii decizionale sau funcţii de administrare generală.

Schema bloc generală SCADA, cu evidenţierea prelucrării proceselor fizice

utilizând traductoare ce transformă mărimile fizice de natură diferită, în mărimi electrice se prezintă în figura 5.1.

76

5.3. Implementarea sistemelor S.C.A.D.A.

5.3.1 Justificarea implementării sistemelor S.C.A.D.A.

Reţelele de transport şi distribuţie sunt, extrem de dificil de administrat. Într-

o abordare clasică, acest lucru s-a realizat (înaintea apariţiei sistemelor SCADA)

prin amplasarea în punctele cheie ale reţelei a unor instrumente de măsură şi formarea unor echipe de teren. Echipele de teren erau menite să citească valorile

instrumentelor amplasate în reţea sau să facă măsurători cu aparate de măsură

portabile, să comunice valorile citite persoanelor responsabile de administrarea

reţelelor şi să execute operaţiile cerute de aceştia.

SAD – sistem de achiziţie de date

SPN – sistem de prelucrare numerică

SDD – sistem de distribuţie a datelor

DMR – dizpozitiv de eşantionare şi memorare

Fig. 5.1 Schema bloc generală a unui sistem SCADA

Comunicarea valorilor citite către administratorii de reţele, precum şi în

sens invers se făcea ori prin telefon, ori prin staţii de emisie - recepţie. Procedeul a

fost foarte încet şi a necesitat personal suplimentar (chiar şi mijloc de transport pentru deplasările mai lungi), dată fiind necesitatea deplasării între diferitele puncte

de măsură, respectiv elemente de execuţie.

Pentru eficientizarea citirii valorilor şi a efectuării unor operaţii la distanţă s-au introdus metodologiile de telemăsurători, respectiv comandă la distanţă. Acest

lucru a devenit posibil datorită dezvoltării şi scăderii preţului la instrumentele

digitale, precum şi a disponibilităţii mijloacelor moderne de comunicaţii.

Pe de altă, parte echipamentele de calcul devenind tot mai performante şi tot mai ieftine, au fost dezvoltate aplicaţii de simulare şi proiectare ale reţelelor.

Aceste instrumente au oferit un sprijin pentru administrarea reţelelor, au putut fi

analizate situaţii conform scenariului "ce se întâmplă, dacă ?" (what if ?). De asemenea programele de simulare pot ajuta în minimizarea numărului de

instrumente de măsurare necesare pentru a reflecta stări din reţea.

Trad. SAD SPN SDD DMR

Element

execuţie proces

Acţiune

fizică

Semnale

analogice

Semnale

numerice

Semnale

numerice

prelucrat

e

Semnale

analogice

prelucrate

Mărimi

fizice

77

Odată ce s-a implementat un sistem SCADA, operaţiile pot fi moni torizate

şi controlate, iar sistemul produce informaţii de maxi mizare a profitului. Deoarece SCADA este centrul declanşării, transmiterii şi a distribuţiei de operaţii, toţi cei

care folosesc informaţiile sistemului pot beneficia de o vedere de ansamblu a

amplasamentului, instalarea şi funcţionarea sistemului.

5.3.2. Componentele sistemelor S.C.A.D.A. şi funcţiunile acestora

Sistemele SCADA sunt alcătuite din componente de natură diferită, acestea

fiind conectate între ele. După natura lor, principalele componente ale sistemelor SCADA sunt:

componente de măsurare (în cazul reţelelor de transport şi distribuţie fluide se

măsoară presiunea, temperatura şi debi tul, iar pentru reţele electrice se măsoară

tensiunea, curentul şi frecvenţa).

componente de acţionare şi automatizare ( exemple pentru reţele de transport

şi/sau distribuţie de fluide: vane şi robinete comandate, pompe prevăzute cu comandă, etc.; pentru reţele electrice: comutatoare, întrerupătoare, disjunctoare

comandate)

componente hardware (calculatoare, imprimante, plottere, monitoare, afişaje

sinoptice, module de conducere a proceselor inteligente, module de comandă cu logică programată, unităţi de stocare - discuri şi/sau benzi magnetice), etc.

componente software - sisteme de opera re (de timp real, sau nu), sisteme de

culegere a datelor, sisteme de gestionare a bazelor de date, programe de simulare,

programe de comunicaţii, programe de arhivare/restaurare a datelor

componente de comunicaţii ; comunicaţiile se pot efectua pe diferite căi, din

această cauză vor fi discutate de la caz la caz:

- reţele LAN - cablurile reţelelor (cabluri coaxiale, UTP, optice) , plăci de

reţea

- linii telefonice (închiriate sau proprie tare) - linii telefonice, modemuri - mijloace de comunicaţii radio terestre - staţii de emisie-recepţie, relee de

transmisie

- mijloace de comunicaţii prin sateliţi - staţii de emisie-recepţie sateliţi Componentele de măsurare pot fi traductori simpli conectaţi la o unitate de

conversie analog-digitală, sau pot fi instrumente de măsură cu ieşire digitală.

Valoarea digitală a măsurătorii se preia de către un controller de teletransmisie (RTU - remote terminal unit), care evaluează rezultatul măsurătorii (se face o

verificare de încadrare între limitele de măsurare prestabilite), pentru unele cazuri

obişnuite iniţiază efectuarea unor comenzi şi comunică rezultatele măsurătorii către

sistemul central de prelucrare. Componentele de acţionare şi automatizare sunt conectate la unităţile

terminale de teletransmisie RTU sau la controloarele logi ce programabile (PLC),

care pe baza rezultatelor evaluării, sau pe baza comenzilor sosite de la sistemul central de prelucrare comandă efectuarea unor operaţii. De remar cat că RTU-urile

sunt module decizionale locale, ce pot iniţia unele opera ţii critice sau de rutină.

Componentele hardware oferă suportul de prelucrare, stocare, introducere, afişare şi trasare sau imprimare a datelor. Pentru sistemele SCADA se folosesc

78

diverse echipamente, rolul fiecăruia este bine determinat. Trebuie reţinut însă

faptul, că din conside rente de siguranţă se obişnuieşte folosirea unor elemente redundante pentru a preveni pierderea datelor sau întreruperea funcţionării. Unele

componente hardware sunt speciale, de exemplu afişajele sinoptice sunt de

construcţie specială, acestea trebuie să ofere o vedere de ansamblu asupra

dispunerii reţelei. De obicei, sistemul trebuie să ofere disponibilitate totală - 365 de zile din 365 şi 24 de ore din 24, din această cauză toate componentele critice

trebuie să fie de calitate corespunzătoare acestei cerinţe.

Componentele software oferă pe de o parte suport pentru prelucrare (sisteme de operare, medii de rulare a programelor şi de dezvoltare), iar pe de altă

parte asigură mijloace de urmărire, vizualizare, prelucrare a datelor. Pe baza unor

prelucrări, unele dintre aceste componente pot iniţia operaţii fizi ce, cum ar fi comandarea unor elemente de acţionare şi automatizare. Tot aici trebuie menţionate

şi programele de comunicaţii, care pe lângă suportul electronic de comunicare

asigură legăturile între diferitele elemente ale sistemului. Una dintre componentele

cele mai importante ale sistemelor SCADA sunt sistemele de gestiune a bazelor de date (SGBD), trebuie să existe o bază de date de timp real pentru a putea înregistra

valorile momentane, care asigură suportul unor prelucrări de timp real pe de o

parte, iar pe de altă parte aceste date se vor înre gistra pentru analize ulterioare în baze de date convenţionale.

Componentele de comunicaţii oferă mijloacele fizice de legături dintre

componente. Între diferitele elemente pot exista diferite mijloace de comunicaţii, de exemplu sistemul central de prelucrare va fi alcătuit din echipamente ce sunt

conectate între ele prin LAN (în condiţiile în care acestea sunt dispuse într-un sediu

central), dar legătura dintre sistemul central de prelucrare şi elementele amplasate

la distanţă (componente de măsurare, componente de acţionare şi automatizare, echipamente decizionale locale) se va face prin alte mijloace de comunicaţii: linii

telefonice (închiriate sau proprietare), mijloace de comunicaţii radio terestre,

mijloace de comunicaţii prin sateliţi. Trebuie menţionat că pentru sistemul central de prelucrare se va folosi un sistem de operare în timp real, care să poată oferi

serviciile necesare pentru timp de răspuns rapid. Despre alegerea mijloacelor de

comunicaţii, trebuie menţionat că opţiunea pentru LAN este justificată doar pentru

comunicaţii pe distanţe mici între echipamentele de conectat, modemurile se pot justifica pentru distanţe medii sau mari în cazul în care este disponibil câte un capăt

de linie telefonică pentru fiecare punct din care se doreşte transmisie de date,

staţiile radio terestre sunt o opţiune pentru comunicarea cu puncte cu dispersie teritorială mare, iar comunicaţiile prin satelit pentru puncte la distanţă foarte mare.

Deoarece comunicaţiile asigură fluxul de date vital al sistemului, se vor folosi

mijloace redundante de comunicaţii, pentru a preîntâmpina căderea parţială sau totală a sistemului.

5.3.3. Servicii de sistem

Pentru a oferi suport decizional, sistemele S.C.A.D.A trebuie să ofere o

mare varietate de servicii. Enumerarea exhaustivă a tuturor serviciilor ar fi poate

79

chiar imposibilă, de aceea se va insista numai asupra serviciilor mai importante şi a

celor mai reprezentative. Datele culese de modulele de măsurare trebuie să ajungă la elementele

locale şi centrale de prelucrare, iar pe de altă parte şi comenzile date de operatori

sau procedurile iniţiate de sistemul central de prelucrare sau de cele lo cale de

decizie trebuie să ajungă la elementele de execuţie, din aceasta rezultă necesitatea serviciului de comunicare. Strâns legat de serviciul de comunicare este serviciul

de achiziţie de date şi serviciul de comandă la distanţă.

Operatorii trebuie să poată urmări pe un panou sinoptic mare dispunerea reţelei, cu afişarea celor mai importante stări. Acest panou trebuie să poată oferi o

vedere de ansamblu a întregii reţele, cu informaţiile esenţiale de stare, fără a fi

supraîncărcat. Valo rile de stare de detaliu ale unor puncte sau porţiuni se vor afişa pe ecrane mai mici, care pot fi ale unor monitoare de calculator obişnuite. Pe

aceleaşi afişaje de detalii trebuie să fie disponibile operatorului anumite comenzi,

ce pot iniţia operaţii ale elementelor de execuţie de la distanţă. Afişarea datelor şi a

posibilelor elemente de comandă, împreună cu programele ce deservesc aceste funcţii, asigură interfaţa de operare.

În funcţionarea unor reţele este importantă urmărirea tendinţelor de variaţii

ale variabilelor de stare, cu menţionarea faptului că jurnalizarea datelor pe anumite perioade de timp poate fi folosit şi în scop predictiv, pe lângă faptul că pe

baza unor analize ulterioare se pot depista unele pro bleme de administrare. Din

această cauză se va înregistra într-o bază de date o istorie a evenimentelor, care pe lângă valorile de stare, va conţine şi eventualele alarme şi comenzi date de

operatori.

Urmărirea şi analiza tendinţelor este esenţială pentru a putea lua

deciziile corecte. Acest serviciu presupune jurnalizarea datelor pe de o parte, iar pe de altă parte analize predictive. Acestea amândouă sunt legate şi de serviciile de

afişare. Analizele de consum (care se pot deduce din valorile de stare) sunt utile

pentru depistarea vârfurilor de consum zilnice, săptămânale, lunare şi anuale; pe baza acestor date se pot seta parametrii pentru analizele predictive, rezultatele

acestora vor uşura munca operatorilor.

Urmare a luării unor decizii, operatorii vor iniţia anumite acţiuni, acestea

vor apela la serviciile de lansare a comenzilor la distanţă. De asemenea este necesară urmărirea efectuării, sau cel puţin a finalizării comenzilor date.

Un serviciu legat de achiziţia de date este verificarea datelor faţă de nişte

limite stabilite dinainte. Această verificare se face de regulă local, înainte de a trimite datele sistemului central de prelucrare. Verificarea se face ca datele să fie

valide, teletransmisia să funcţioneze, dacă există mod de test pentru RTU, dacă

valorile au fost extrase din baza de date locală, dacă a apărut o eroare de calcul. Dacă a apărut una din condiţiile excepţionale, se declanşează serviciul de

alarmare.

Un deziderat important este verificarea accesului în sistem, acest lucru este

efectuat de serviciul de securitate, care permite accesul pe bază de parole. La fiecare calculator sau terminal accesul este protejat şi are un anumit nivel de acces.

De asemenea opera torii sistemului posedă câte o parolă, care dă un anumit nivel de

acces (de la propriul calculator sau terminal). Accesul la sistem al unui operator de

80

la un anumit terminal se face pe baza parolei proprii, drepturile de acces acordate

de sistem fiind mini mul dintre drepturile implicite ale terminalului şi ale operatorului.

Dintre instrumentele de analiză ale unui sistem SCADA un loc aparte îl

ocupă serviciul de simulare. Aceasta permite simularea reţelei, ceea ce oferă

printre altele avantajul că se pot monta mai puţine elemente de măsurare, deoarece simularea va permite interpolarea valorilor şi în unele puncte în care nu sunt

montate asemenea instrumente. Pe de altă parte, tot sistemul de simulare permite

analiza unor scenarii de tip "ce se întâmplă, dacă ?", acestea se pot referi la impactul unor dezvoltări, extinderi de reţele, efectul scăderii presiunii datorită unei

avarii - în cazul unei reţele de transport fluide, căderea unei staţii de transformare -

pentru cazul unei reţele electrice, ş.a.m.d.

5.4. Cerinţe de bază

Cerinţele pentru sistemul SCADA şi componentele sale sunt multiple, cea

mai importantă dintre ele este deschiderea. Deschiderea unui sistem este în partea covârşitoare asigurată de respectarea unor standarde. (există şi implementări, care

nu respectă această cerinţă, elaborându-set sisteme proprietar, care oferă interfeţe

de conectare cu alte aplicaţii.) Menirea deschiderii este posibilitatea conlucrării cu alte sisteme cum ar fi de exemplu sistemul informatic al întreprinderii, sistemul

programelor de proiectare, sistemul de facturare a consumurilor, staţii de lucru

LAN/WAN, sisteme de comandă distribuite, sisteme de conducere a fabricaţiei,

sisteme de modelare a proceselor, sisteme de optimizare, etc., şi a posibilitatea extinderii funcţionalităţii. Deschiderea trebuie să fie prezentă atât din punct de

vedere hardware (platforme hardware diferite), software (sisteme de operare

diferite şi cod portabil), comunicaţii (standarde internaţionale şi de facto), cât şi din punct de vedere al administrării datelor (cum ar fi de exemplu, respectarea

standardelor (SAG) SQL Acces Group) şi al aplicaţiilor (posibilităţi de interfaţare

şi suport oferit pentru alte programe). Pentru a satisface această cerinţă în cazurile concrete s-a optat în majoritatea cazurilor pentru arhitectura deschisă "client-

server".

A doua cerinţă importantă este adapta bilitatea: posibilitatea de a configura

componentele conform cerinţelor concrete, chiar în cazul în care aceste cerinţe se modifică pe parcursul duratei de viaţă a sistemului; posibilitatea de a conecta noi

echipamente sau programe la sistemul existent.

Punerea la dispoziţie a datelor necesare în timp util este un alt deziderat foarte important, astfel pot fi luate măsuri utile (şi de asemenea în timp util), care ar

provoca eventual accidente sau pur şi simplu reclamaţii din partea unor clienţi.

Securitatea şi siguranţa datelor este de asemenea foarte importantă,

pătrunderea unor intruşi nedoriţi în sistem pot duce la dezvăluirea unor informaţii de firmă confidenţiale sau chiar la efectuarea de comenzi de către intruşi, ce pot

provoca disfuncţiona lităţi grave în sistem. De asemenea, este necesară punerea la

punct a unui sistem de arhivare, ca datele odată înregistrate să poată fi consultate şi ulterior în vederea unor analize. Astfel, datele care s-au arhivat pot fi şterse, acest

lucru oferind spaţiu de stocare eliberat pentru sistem.

81

Datele achiziţionate să fie necesare şi cât mai puţine posibil, ca sistemul să

nu fie supraîncărcat cu date inutile. În acelaşi timp, datele să reflecte cât mai exact starea reţelei, iar sistemul să poată oferi o imagine cât mai completă asupra stărilor,

evenimentelor din reţea. În aceeaşi ordine de idei, datele oferite de sistem trebuie să

fie conforme cu normele şi reglementările în vigoare.

Sistemul trebuie să ofere posibilitatea depistării rapide a defecţiunilor din reţea, precum şi a localizării cât mai exacte ale acestora. De asemenea, trebuie să

poată oferi toate datele referitoare la posibilele elemente implicate în remedierea

defecţiunii şi să ofere o interfaţă prietenoasă cu utilizatorii iar elementele cu funcţii similare sau cele ce se referă la lucruri similare să fie grupate. De asemenea

sistemul trebuie să ofere o disponibilitate ridicată, acest deziderat realizându-se prin

componenţa modulară şi elemente redundante, precum şi includerea de posibilităţi de autotest, izolare şi ocolire a modulelor defecte.

5.5. Probleme de implementare

Deoarece implementarea unui sistem SCADA pe scară largă presupune

investiţii foarte mari, problema implementării unui astfel de sistem trebuie

conceput treptat, implementarea fiecărei faze să conducă la un bene ficiu traductibil

în bani. De asemenea, încă din faza de proiectare trebuie ţinut cont de posibilitarea extinderii sistemului, atât în ceea ce priveşte creşterea numărului de puncte de

măsurare, cât şi extinderea funcţionalităţii sistemului.

Pentru implementarea, exploatarea şi întreţinerea sistemului trebuie

definite clar scopurile urmărite, trebuie stabilite sarcinile de efectuat şi persoanele care se vor ocupa aceste probleme. Drepturile de acces ale acestor persoane trebuie

de asemenea delimitate foarte strict şi clar. Pentru a asista funcţionarea sistemului

SCADA se va forma o echipă de intervenţie, care în caz de evenimente excepţionale poate să efectueze reparaţiile necesare, iar periodic va face întreţinerea

echipamentelor. Dacă este nevoie sau dacă este mai convenabil din punct de vedere

economic, această echipă poate fi de la o firmă specializată.

5.6. S.C.A.D.A. din staţiile electrice

Evoluţia în domeniul micropocesoarelor, calculatoarelor şi comunicaţiilor precum şi a creerii terminalului numeric multifuncţional cu posibilitatea

comunicaţiei seriale, a determinat apariţia unei noi abordări privind automatizările

din staţiile electrice. Astfel, optimizarea sistemelor şi reducerea costurilor echipamentelor, integarea a cât mai multe funcţii în cât mai puţine terminale, cum

ar fi funcţiile de protecţii, control şi monitorizare, posibilitatea comunicării tuturor

echipamentelor (diferiţi furnizori) a devenit o ţintă pentru marii producători de echipamente electrice şi electronice. Una dintre etapele până la atingerea acestei

„ţinte” se materializeaza în creearea unor arhitecturi interne.

În paragrafele următoare se intenţionează tratarea câtorva concepţii

moderne în conducerea şi controlul statiilor electrice de putere, structurile de principiu în diferite arhitecturi ale sistemelor de urmărire şi protocoalele utilizate de

82

echipamentele din staţiile Oradea Sud, Roşiori şi Cluj – Floreşti aparţinând

Transelectrica şi a staţiei 110/20 kV Oradea Centru aparţinând SDFEE Bihor. Comparând aceste diverse arhitecturi a sistemelor de monitorizare interne,

se pot observa avantajele şi dezavantajele acestora precum şi tendintele moderne

privind conducerea statiilor electrice din Transelectrica şi electrica şi a sistemului

energetic din România.

5.6.1. Scurtă descriere a staţiilor prezentate

Staţia 400/110/20 kV Oradea Sud are în componenţă 8 celule de 400 kV,

18 celule 110 kV şi 20 celule de medie tensiune. Aceasta staţie a fost

retehnologizată între anii 2003 şi 2004, la nivelele de tensiune de 400kV si 110 kV fiind inlocuite atat echipamentele primare cat si cele secundare, iar

la medie tensiune au fost inlocuite doar transformatoarele de servicii

interne. Furnizorul echipamentelor este firma Siemens, care a implementat si sistemul de monitorizare, comanda-control protectii dezvoltat pana la

acea ora (an 2003) denumit SINAUT LSA.

Staţia 400/220 kV Roşiori are în componenta 6 celule de 400 kV si 5

celule de 220 kV. Ambele nivele de tensiune au fost retehnologizate intre

anii 2005 si 2006, echipamentele primare fiind inlocuite cu : intrerupatoare si transformatoare de masura fabricatie ABB, separatoare Happam, iar

echipamentele secundare sunt General Electric, ABB, Elin Vatech.

Sistemul de monitorizare, comanda-control protectii care este conceptie GE utilizand softul Power Link Advantage.

Staţia 220/110/20 kV Cluj Floreşti este in curs de rethnologizare si va

avea in componenta 9 celule de 220 kV, 17 celule de 110 kV şi 17 celule

de 20 kV. Echipamentele primare la 220 kV si 110 kV sunt fabricatie Magrinni Galileo (Italia) iar sistemul de comandă control, protecţii este

furnitura AREVA, denumit PACiS.

5.6.2. Arhitectura sistemului în Staţia Oradea – Sud[18]

Sistemul de comandă şi control cuprinde urmatoarele elemente[18]: - Două unităţi centrale redundante (CMU-Control Master Unit) aflate în camera de

comandă care procesează toate informaţiile, asigură comunicaţia cu toate

elementele sistemului comandă - control LSA precum si comunicatia cu dispecerul (TCCTeleControlCenter).

Aceste unităti comunica prin fibra optica pe protocol IEC 870-5-103 cu

urmatoarele echipamente: - Unităţile de control locale (BCU-Bay Control Unit), pentru fiecare celula in parte,

prin care se culeg informatii analogice si de stare din celula respectiva, si se

intermediaza comanda asupra elementelor primare. De asemenea prin BCU sunt

conectate la sistemul SCADA, tot pe suport fibră optica, şi protectiile aferente fiecarei celule. BCU-rile sunt situate in dulapurile de protectii şi sunt dotate cu

display cu cristale şi tastatură pentru navigare şi comandă..

83

- Unitatea terminală la distanţă (RTU-Remote Terminal Unit) conţine plăci de

intrare/ieşire pentru comanda şi supravegherea circuitelor de electroalimentare în curent continuu şi curent alternativ.

- Două calculatoare cu imprimante matriciale denumite LSAVIEW1-PC1 şi

LSAVIEW2-PC2 pe care rulează aplicaţia de comunicaţie cu unitătile centrale şi

aplicaţia de vizualizare şi comandă - control. Operatorul este întotdeauna conectat la master (unul dintre CMU-uri este în functie-master iar celalalt în rezervă-

aşteptare). Serverele sunt conectate la ambele unităţi centrale CMU, în cazul în care

unitatea master se defectează sau pierde comunicaţie cu una din unitătile de celulă, unitatea centrală aflata în rezervă va prelua automat funcţia de master, operatorul

va fi înştiintat automat de această modifcare şi nu va avea pierderi de informaţii .

Toate calculatoarele sunt conectate într-o retea de tip ethernet unde mai sunt conectate alte doua calculatoare cu rol de monitorizare şi înregistrare date dar fara

drept de comandă.

Tot în această reţea este conectat şi un calculator pentru parametrizarea

protecţiilor, descărcarea oscilogramelor şi analizarea evenimentelor. Acest calculator comunică, pe o reţea de fibră optică separată, cu toate protecţiile din

sistem prin intermediul unor multiplexoare.

- Un calculator legat prin modem pentru analiza şi paramatrizarea protecţiilor de la centrul de dispecer - PRAM. Legătura cu centrul de dispecer se face printr-o

interfaţă RS 232 pe protocol IEC 870- 5-101

Tot pe o reţea separată de fibră optică se realizează şi comunicaţia între unităţile centrale şi cele de celulă ale protecţiilor diferentiale de bara 400 şi 110 kV.

Sincronizarea timpului se face prin GPS pe protocol IRIG-B, prin

dispozitivul de sincronizare a timpului (GPS-Global Position in Sistem) montat în

dulapul unei unităţi centrale. Acesta sincronizează unitătile centrale iar unităţile centrale la randul lor sincronizează unitatile de celulă şi protecţiile.

Strcuctura organizării sistemului SCADA din staţia Oradea-Sud se prezintă

în figura 5.11.

5.6.3. Arhitectura sistemului în Staţia Roşiori[18]

În staţia 400/220 kV Roşiori sistemul comandă-control(monitorizare) şi

protecţii este complet integrat şi se bazează în exclusivitate pe funcţionarea

echipamentelor inteligente(IED-uri) realizate cu micoprocesoare. Sistemul are o arhitectură descentralizată, redundantă, divizată pe trei nivele de conducere şi

anume: nivel local – celulă, nivel central – staţie, nivel dispecer.

Pentru comanda la faţa locului există şi nivelul local – echipament. Comenzile au diferite priorităţi în funcţie de locul unde sunt date: local(cel

mai înalt), Celulă, Camera de comandă(staţia de lucru)şi Dispecer(cel mai coborât).

La un monent dat, numai un nivel de operare poate fi valid. Un loc de operare poate fi ales numai de nivelul superior de prioritate. Aceasta înseamnă că

atunci când spre exemplu în celulă se selectează comanda “ Local “ prin

poziţionarea corespunzătoare a cheii existente, automat comenzile ce vin de la

nivelele ierarhice suuperioare(Camera de comandă şi Dispecer) sunt blocate.

84

Comunicaţii. La nivelul staţiei schimbul de date între diferitele unităţi de

control, celula BTU şi serverele de comunicaţie se face prin două tipuri de reţele de fibră optică(FO).

Există o reţea duală de tip Ethetnet de înaltă viteză(100 BaseFX) pentru

toate terminalele inteligente fabricaţie General Electric(GE) schiţată în figura 5.12

cu portocaliu şi albastru şi o reţea separată (10BaseFX/TX) pentru protecţiile la distanţă ABB tip REL 531 şi protecţiile diferenţiale de bară DRS-BB, figurată în

desen cu verde. Există o reţea virtuală realizată pe acelaşi suport fizic de FO, care

pentru realizarea sistemului de conducere a protecţiilor şi unităţilor de comandă(configurare, analiză, mentenanţă), trimite toate informaţiile din relee către

calculatorul PRAM(mentenanţă).

Prin intermediul swich-urilor şi datorită arhitecturii lor, căile de comunicaţie sunt redundante, o întrerupere a unui inel, nu duce la întreruperea

comunicaţiei, acesta fiind preluată pe celălalt inel de FO.

Sistemul central de conducere. Este compus din două dulapuri “Master

station” SW1 şi SW2 în care sunt amplasate FEP-urile(font end procesor) D20, echipamente de reţea: switchuri cu management RS1600T, convertoarele media

FO/RS232/RS415, LD63 switch-ul de canale seriale(RS Changeover Switch).

Serial server RS400, system sincronizare cu timpul GPS. Arhitectura camerei de comandă a staţiei electrice Roşiori se prezintă în

figura 5.13.

Dulapul RTU SW1 – care înglobează: a). Cele două unităţi centrale redundante: Unitate Centrală RTU 1 şi

Unitate Centrală RTU 2. Acestea sunt concentratoare de date, fabricaţie general

electric, tip D-20. Ele achiziţionează şi procesează toate informaţiile din sistem, au

rolul de a asigura comunicaţia cu toate elementele sistemului SCADA şi comunicaţia cu dispecerul.

D20 este un sistem ce permite interconectarea a numeroase IED-uri şi

procesoare de comunicaţie, module de interare-ieşire ditribuite, realizarea funcţiilor de automatizare precum şi conectarea la centrele zonale/teritoriale de dispecer, ca

nivel ierarhic superior de conducere. Pentru comunicaţia cu nivelele ierarhice

superioare – DET, DEC- sunt utilizate două porturi de comunicaţie de tip RS232,

viteza de 9600 bps, protocolul utilizat fiind IEC 60870 – 5-101. Sistemul D20 – nod de achiziţie date, comandă şi server de comunicaţii –

poate fi dezvoltat ulterior, conform necesităţilor, prin introducerea de noi module

procesor. Unul dintre D-20-uri este în funcţie- iar celălalt este în rezervă

aşteptare(stand-by).

b). Comutator comunicaţie serială – switch RS 232 comută porturile seriale pe D20 care este activ

c). Dispozitivul de sincronizare a timpului(GPS – Global Position in

Sistem)care sincronizează cu timpul universal, prin intermediul lui D-20, toate

elementele sistemului SCADA d). Unitate conexiuni fibră optică – tip RER 125, fabricaţie ABB. Prin

intermediul acesteia se realizează comunicaţia între D20 şi REL 531 +DRS-BB.

85

e). Un buton dedicat prin intermediul căruia se revine cu comanda staţiei de

la nivelul Dispecer la nivelul Staţie Dulapul SW2 conţine:

a). Switch principal fibră optică

b). Switch rezervă fibră optică

c). Panou UTP – realizează legăturile între calculatoare şi switch-uri d). Placa achiziţie mărimi digitale

f). Placa ieşiri digitale – (Comenzi spre servicii interne)hupa, goarnă

Serverele HMI Sistemul este alcătuit pe baza a două computere redundante. Ambele

computere au aceeaşi bază de date şi imagini ale staţiei, au aceeaşi posibilitate de

conducere a staţiei şi sunt conectate la fiecare din cele două reţele. Serverul principal la reţeaua principală iar serverul secundar la reţeaua secundară, ambele

utilizând aceeaşi platformă hardware.

Dacă un computer este defect, celălalt computer va funcţiona independent,

toate funcţiunile fiind disponibile. Calculatoarele comunică între ele sincronizându-şi baza de date astfel încât oricând serverul secundar putând deveni principal

preluând în întregime conducerea staţiei.

Pe servere este instalat programul PowerLink Server. Programul PowerLink HMI este un soft specializat dedicat sistemelor

SCADA energetice stabilind transferul datelor şi a comenzilor pentru unul sau mai

multe dispozitive electronice inteligente(terminale protecţii, terminale folosind protocolul de comunicaţie DNP 3.0).

Calculatorul de mentenanţă PRAM

Calculatorul de mentenanţă este conectat la reţeaua sistemului şi are

posibilitatea să se conecteze la fiecare terminal de conducere şi protecţie, să schimbe reglajele protecţiilor şi să descarce noile configuraţii. Computerul de

mentenanţă are ataşat un modem şi poate fi apelat prin reţeaua publică telefonică

sau reţea proprie de către nivelele ierarhice superioare(DEN).

5.6.4. Arhitectura sistemului în Staţia Floreşti[18]

Pentru realizarea unui sistem de comandă – protecţie unitar la nivelul

întregii staţii 220/110/20 kV Cluj Floreşti s-a prevăzut un sistem PACiS produs

AREVA, sistem care cuprinde instalaţiile componente pentru nivelele de tensiune de 220 şi 110 kV.

Sistemul PACiS este conceput pentru o structură de arhitectură deschisă la

nivel de staţie care integrează instalaţiile de comandă-control-protecţie, instalaţiile de distribuţie c.c./ c.a şi instalaţiile de teletransmisii din staţia Cluj Floreşti prin

intermediul protocoalelor standard de transmisie a datelor între componentele

sistemului. Sistemul central de conducere include următoarele componente:

- O reţea redundantă tip inel de fibră optică ETHERNET cu viteza de

transmisie 100 MBps, protocol IEC 61850,

- Două Ethernet Switches H352 cu şase porturi fiecare cu conectori RJ45, destinate conectării “ Operator Workstation “ , “ Engineer Workstation” şi “

86

Gateway”. Unit[„ile de celula sunt conectate la reţeaua Ethernet prin carduri

speciale dedicate. Mai sunt de asemenea prevăzute Ethernet Switches H352 distribuite în întreaga staţie destinate asigurării legăturilor dedicate pentru reglajele

protecţiilor numerice şi analizei evenimentelor.

- Două computere HMI redundante denumite “ Operator Work station”

fiecare având câte o imprimantă matricială, similar cu concepţia Siemens. Pe aceste computere sunt instalate aplicaţiile soft pentru comunicaţia cu unităţile de celulă

folosindu-se standardul IEC 61850. Tot pe aceste calculatoare rulează şi aplicaţia “

Client “ care permite vizualizarea şi controlul echipamentelor din staţie. Fiecare computer Workstation poate gestiona independent şi în orice punt unde poate fi

înseriat în reţeaua de fibră optică IEC 61850 (în orice switch, inclusiv în cele aflate

în cabinele de relee), toate celulele controlate de către o unitate de celulă fabricaţie MICOM cu condiţia ca aplicaţia soft – server să fie pornită.

Comunicaţia protecţiilor cu sistemul SCADA se realizează prin intermediul

unităţilor de comandă de celulă, comunicaţia între protecţii şi aceste unităţi

realizânduţse prin protocolul IEC 870-5-103 pe interfaţa serială RS 485. Pentru parametrizarea protecţiilor este utilizată, de la calculatoarele “ Engeneer

Workstation “ aceeaşi reţea de fibră optică redundantă până la nivelul cabinelor de

relee, unde se formează, printr-un Convertor Ethernet/RS485 o reţea serială pe protocol privat AREVA denumit Courier.

Două computere de acces tip “ gateway IEC 60870-5-101” cu două porturi

fiecare pentru comunicaţia cu Dispeceratul Energetic Teritorial conectate în reţeaua Ethernet IEC 61850 prin Ethernet swich-urile prezentate anterior.

- O unitate GPS de sincronizare a sistemului PACiS

Redundanţa sistemului PACiS este asigurată astfel:

Dacă una dintre componentele reţelei inelare IEC 61850(unităţi de celulă, switc-uri, fibra optică) este întreruptă, există prevăzută o configurare automată a

magistralei inel Ethernet prin care fluxul de date este orientat prin partea

“sănătoasă” a reţelei. Dacă unul dintre Ethernet Switches H352 se defectează şi nu mai comunică

cu “Operator Workstation” sau “Gateway”, aceastea din urmă pot fi conectate

temporar la punctele de conectare libere ale celui de-al doilea Ethernet Switches

H352, fără nici un fel de pierdere de informaţii prevăzute cu aceleaşi funcţii de comandă/control. În figura 5.14 se prezintă arhitectura sistemului de comandă-

control din staţia Cluj Floreşti.

5.6.5 Specificaţii funcţionale ale sistemului MicroSCADA din

stația Oradea Centru

Sistemul MicroSCADA este un sistem pe bază de micro-computer,

programabil şi distribuit, de supraveghere, control şi achiziţie de date (SCADA). Este utilizat în principal pentru supravegherea şi controlul de la distanţa a

distribuţiei electricităţii la nivel de tensiune înaltă, medie şi joasă şi este produs de

grupul suedezo-elveţian ABB(ASEA + Brown Boveri). Poate fi utilizat şi pentru

supravegherea şi controlul distribuţiei de apă şi căldură, proceselor industriale,

87

purificării apei, traficului, etc.

Centrele de control" ale MicroSCADA sunt numite sisteme de bază. Pe aceste computere rulează software-ul de control şi de supraveghere. Software-ul de

bază a sistemului MicroSCADA este format din kernel MicroSCADA (program

principal), mai multe programe de facilităţi, instrumente de manipulare tehnologie

şi sistem, software de configurare şi software aplicaţie. Software-ul kernel MicroSCADA este independent de zona de aplicaţie şi de dimensiunea utilizării.

Este la fel în toate sistemele de bază. La fel sunt şi cele mai multe instrumente de

manipulare tehnologie şi sistem. Software-ul de configurare este specificat pentru sistemul de bază respectiv şi adaptat la configurarea echipamentelor întregului

sistem MicroSCADA distribuit.

Un sistem de bază cuprinde unul sau mai multe pachete de software aplicaţie, denumite aplicaţii. Software-ul aplicaţiei specifică funcţiile sistemului de bază

MicroSCADA ca un sistem de control şi de supraveghere care se potriveşte unui

anumit proces. Software-ul aplicaţiei ţine cont de nevoile utilizatorului privind

nivelul de informaţie, interfaţa utilizatorului, operaţiile de control şi aşa mai departe.

Fiecare aplicaţie are o anumită sarcină de supraveghere, de exemplu,

controlul distribuţiei de electricitate sau distribuţiei de căldură. O aplicaţie îşi poate controla propriul proces şi poate avea propriile conectări la echipamentul de proces,

sau poate împărţi echipamentul cu alte aplicaţii. Fiecare aplicaţie are propria

ramură de director pe hard disk, şi propriile baze de date în memoria primară şi pe hard disk. Diferitele aplicaţii pot comunica în mod transparent prin declaraţii SCIL

(Limbajul de implementare a controlului de supraveghere, limbaj de programare

proiectat special pentru tehnologia aplicaţiei MicroSCADA), fie că sunt situate în

acelaşi sistem de bază sau în sisteme separate. O aplicaţie este formată dintr-un set de obiecte care comunică unul cu altul,

cu utilizatorul şi cu echipamentul de proces.

Obiectele se împart în două categorii: 1. Obiecte interfaţă utilizator (precum imaginile, dialogurile şi articolele de

dialog) care formează interfaţa utilizator a aplicaţiei, imaginile de ecran. O aplicaţie

poate conţine mai multe imagini.

2. Obiecte aplicaţie care specifică funcţiile de control, calculele, stocarea de date, controlul procesului, etc. Obiectele aplicaţiei sunt formate din date proces

(obiecte proces), date raport (obiecte date), programe de control (proceduri de

comandă) şi mecanisme de activare (canale de evenimente, canale de timp şi obiecte evenimente).

Atât obiectele interfaţă utilizator, cât şi obiectele aplicaţie sunt programate şi

controlate prin utilizarea SCIL.

Arhitectura sistemului MicroSCADA din staţia electrică

Oradea-Centru

Arhitectura sistemului MicroSCADA din statia Oradea Centru este redată în

figura 5.2. Interfațarea sistemului MicroSCADA cu procesul este realizată cu

ajutorul unor relee digitale de tip REF 542 plus și RET 521, care culeg datele din

88

proces cu ajutorul unor plăci de intrare digitale și analogice, și efectuează comenzi

asupra procesului prin intermediul unor plăci de ieșire digitale. Pe lângă rolul de

achizițe de date și de comandă în aceste relee digitale s-au mai integrat și funcții de

protecție și de automatizare a procesului. Comunicația dintre calculatorul pe care

rulează aplicația MicroSCADA şi aceste relee digitale se face prin intermediul

fibrei optice. Comunicația este de tip radială, adică de la fiecare releu digital este

adusă o pereche de fibre la un echipament denumit cuplor-stea (Star Coupler), care asigură interconectarea releelor digitale cu calculatorul MicroSCADA. Protocolul

de comunicație folosit este LON.

Sistemul MicroSCADA din staţia Oradea Centru este integrat în sistemul

SCADA de la SDEE Oradea. Comunicaţia cu acest sistem este de tip serial, având

ca suport fizic fibra optică şi se utilizează protocolul de comunicație standard IEC

870-5-101.

Fig.5.2 Arhitectura sistemului SCADA Oradea-Centru

Sistemul MicroSCADA furnizează utilizatorului imagini prin intermediul

cărora se pot supreveghea şi comanda echipamentele energetice montate în staţie. Următoarele tipuri de imagini aplicaţie sunt disponibile:

1. Diagrame monofilare

2. Imagini proces

3. Supraveghere sistem,

4. Liste diferite

5. Instrumente aplicaţie

6. Rapoarte cu măsurile

89

În figura 5.3 este prezentată schema monofilară generală a stației Oradea

Centru în modul de prezentare a sistemului SCADA. Starea actuală a echipamentelor este reflectată prin reprezentări specifice. Sunt utilizate culori

diferite pentru a se indica starea şi, de asemenea, pentru a se indica dacă un obiect

este conectat la proces, selectat de utilizator, etc.

Fig. 5.3 Schemă monofilară generală a staţiei Oradea-Centru

În figura 5.4 este prezentată schema monofilară a părţii de 110 kV a staţiei

Oradea Centru.

Fig. 5.4 Schema monofilară a părţii de 110 kV

90

Fereastra de comandă a întgreruptoarelor este prezentată în figura următoare:

Fig. 5.5: Fereastra de comandă a întreruptoarelor

În figura următoare se prezintă o zonă de dialog pentru reglajul tensiunilor

trafo.

Taste de comandă în Titlul Imaginii

Fig. 5.5 Fereastra de comandă a comutatorului de ploturi şi a RATT-ului

În figura 5.6 se prezintă interconectarea elementelor sistemului MicroSCADA.

91

Fig. 5 6: Fereastra de supraveghere a sistemului cu interconectarea

elementelor hard ale acestuia

Fig. 5.7: Lista de evenimente

92

Fig. 5.8 Lista cu alarmele

Reprezentarea mărimilor urmărite în timp se face atât sub formă grafică

cât şi numeric conform figurilor următoare.

Fig.5.9 Fereastra de reprezentare a evoluției în timp a unei marimi

analogice (tensiune)

93

Fig. 5.10 Pagina cu raportul orar al marimilor analogice (tensiuni)

5.7 Desfăşurarea lucrării

Funcţiile şi componentele unui sistem SCADA se vor studia în cadrul

vizitelor efectuate în scop didactic la Staţiile electrice Oradea- Sud aparţinând SC

Transelectrica SA şi Oradea – Centru , aparţinând Electrica S.A.- SDFEE Bihor.

79

Fig. 5.11 Arhitectura sistemului de comandă-control în staţia Oradea-Sud

80

Fig. 5.12 Sistemul de comunicaţii în staţia Roşiori

81

Fig. 5.13 Arhitectura camerei de comandă din staţia Roşiori

82

Fig. 5.14 Arhitectura sistemului de comandă-control în staţia Cluj-Floreşti

99

Lucrarea nr. 6.

Identificarea variantelor contructive şi structurii posturilor

de transformare. Posturi de transformare prefabricate

6.1 Scopul lucrării

Lucrarea are ca scop prezentarea caracteristicilor, funcţiunilor şi

elementelor componenete ale câtorva posturi de transformare şi observarea

variantelor constructive ale acestora, prin deplasarea studenţilor la câteva posturi de transformare existente pe plan local.

6. 2 Consideraţii teoretice

Posturile de transformare sunt staţii electrice de putere relativ mică, care

realizează transformarea tensiunii reţelelor electrice de la nivelul de medie

tensiune, la joasă tensiune, necesar alimentării consumatorilor de energie electrică specifici.

În raport cu modul de asezare faţă de sol posturile de transformare pot fi

clasificate în trei categorii:

Posturi de transformare aeriene (PTA) montate pe stâlpi de beton,

alimentate prin derivaţii de la LEA de electrificări rurale de 20 kV, cu transformatoare cu puterea activă cuprinsa între 20 şi 250

kVA; destinate alimentarii unor consumatori de JT din mediul

rural.

Posturi de transformare supraterane – există două variante :

- PT în cabine metalice, cu puterea activă cuprinsă între 100 şi

1000 KVA ;

- PT în încăperi supraterane.

PT subterane.

Schema monofilară a unui PTA este reprezentată în figura 6.1.

Alimentarea postului se face printr-un separator ce se monteaza pe

stalpul de MT, în amonte faţă de PT sau chiar pe acelaşi stâlp. După

separator sunt sigurante fuzibile de MT ( acestea pot lipsi daca în celula de linie ce pleaca de la staţie este montată o protectie maximală ce este sensibilă

şi la defectele în transformatorul din PTA).

Protectia împotriva supratensiunilor atmosferice se face cu ajutorul descarcatoarelor cu coarne sau a descărcătoarelor cu rezistenţa variabilă care

se leagă la priza de pămant a PT, priza cu rezistenţa ≤ 4Ω .

Instalaţia de distribuţie de JT numită tablou de distributie este

închisă într-o cutie de distribuţie şi este formată dintr-un sistem de bare colectoare rigide, trifazat alimentat de la bornele de JT ale transformatorului

prin sigurante cu mare putere de rupere ( MPR ), sau cu siguranţe cu mâner.

100

Înfăşurarile secundare de JT ale transformatorului sunt legate în stea

şi au nulul legat la nulul reţelei de JT. Instalaţia de distribuţie de JT este închisă într-o cutie de distribuţie. Este posibil ca în cutia de distribuţie să se

afle şi punctul de aprindere.

În figurile 6.2.a şi 6.2.b sunt prezentate imaginile laterale şi din spate

ale unui PTA, montat pe stâlp de beton armat vibrat, cu transformatorul

instalat pe o platformă.

6.3 Soluţii constructive pentru posturile de

transformare supraterne

Se realizează în două variante:

- metalică (PTM);

- în încăperi supraterane;

Posturi de transformare în varianta metalică

Fig. 6.1 Schema principială monofilară a unui PTA

101

Sunt executate pentru a functiona în mediul exterior, în mai multe variante şi se racordează aerian sau cu cablu pe partea de MT şi numai cu cabluri pe partea

de JT.

Se montează pe fundatii de beton, şine de cale ferată.

Avantaj: -montarea şi dimensionarea se face foarte uşor, doar prin legarea/

dezlegarea legăturilor de cablu de MT şi JT şi prin manipularea întregului

post cu macarale şi mijloace de transport corespunzătoare. PTM sunt realizate din una sau mai multe cabine metalice din tablă de oţel

ambutisată, ansamblate între ele prin şuruburi, în care se montează echipamente

electrice , iar transformatorul de forţă poate fi montat tot în interior intr-o cabină metalică sau în exterior.

Dacă PTM este realizat din două compartimente principale pentru cazul

alimentării sale în vârf de reţea, unul din compartimente este ocupat de

Fig. 6.2 PTA montat pe un stâlp de beton cu trafo instalat pe platformă

a). b).

102

echipamentele de MT, iar celalalt de transformatorul de forţă şi de tabloul de

distribuţie de JT. Dacă PTM este realizat din trei compartimente principale pentru cazul

racordării buclate pe partea de MT, în una din cabinele metalice este montat

tabloul de JT şi aparatajul de protecţie al primarului transformatorului, iar în a

treia este montat echipamentul pentru racordarea postului la reţeua de MT buclată (fig. 6.3).

Circuitele de MT pentru PTM sunt prevazute cu separatoare normale sau

cu separatoare de putere ce pot rupe curenţi de sarcină şi au bobine de acţionare pentru a permite manevre de AAR (anclanşare automată a rezervei ) şi

telecomenzi precum şi siguranţe fuzibile pe circuitul de alimentare al

transformatorului.

Pe JT circuitul general este echipat cu întrerupător automat pentru

protecţia transformatorului, iar circuitele de plecare spre consumatori sunt legate

la barele de JT prin siguranţe MPR sau siguranţe cu mâner (S.M).

PTM sunt utilizate la alimentarea reţelelor de JT din centre urbane sau din incinta unor întreprinderi industriale .Pentru şantiere mari se utilizează PTM cu

puteri mai mari ale tranformatoarelor ( 400, 630, 1000 kVA). Pentru consumatorii

temporari mai mici se folosesc PTM cu transformatoare mici de 100 sau 160 KVA. Acest PTM este racordat atat pe partea de MT cât şi pe partea de JT prin

cabluri.

Pentru reţelele electrice radiale sau interconectate, în gama de tensiuni 10-

20 kV şi gama de puteri 250- 400 kW şi tensiune joasă 380/ 220V se utilizeză PTM - 7 montat singular .Acest post se construieşte în mai multe variante de

comutaţie primară şi secundară. Atat pe MT cât şi pe JT racordurile se fac în

cablu.

Fig. 6.3 Dispunerea echipamentului într-un PTM cu trei

compartimente principale

103

În figura 6.4 este prezentată vederea generală a unui PTM de 12 -24 kV /

JT poate fi echipat cu un transformator cu o putere până la 1000 kVA .

Posturi de transformare în încăperi supraterane

Reţelele electrice de JT din mediul urban sunt alimentate obişnuit din

posturi de transformare supraterane care se numesc PT pentru reţea, iar

consumatorii sunt alimentaţi din PT supraterane care se numesc PT pentru abonat. PT supraterane pentru reţea pot fi realizate din:

-clădiri independente (din panouri mari, din BCA);

-înglobate într-o cladire edilitară; Schema electrică monofilară este prezentată în figura de mai jos:

Alimentarea pe MT poate fi realizata în vârf sau în sistemul intrare - ieşire,

iar la tabloul de JT se pot racorda la 12 plecări.( fig. 6.5. a). Instalaţia de distribuţie de MT este formată din trei celule: două pentru

intrare- ieşire şi a treia pentru alimentare ( printr-un cablu de MT pozat într-un

canal de cabluri ) a transformatorului.

Există spaţiu de rezervă pentru a monta a patra celulă de MT . Legăturile între bornele de JT ale transformatorului şi tabloul de distribuţie de JT se face cu

bare rigide fixate cu ajutorul izolatoarelor de tavanul încăperii.

Transformatorul este prevazut cu îngrădiri pentru protecţia personalului . În panoul din beton armat prefabricat de lângă transformator sunt jaluzele pentru

ventilatie naturala, iar sub transformator este o cuva pentru colectarea eventualelor

pierderi de ulei.

Fig. 6.4 Dispunerea echipamentului într-un PTM cu două compartimente principale

104

În fig.6.5. a , b şi c sunt prezentate schema electrică monofilară (a), vedere

în plan (b) şi două secţiuni (c) a unui PT pentru reţea 20(10)/ 0,4 kV, 250- 630 kVA realizat în clădire independentă din panouri din BCA sau zidărie. Pe MT sunt

trei circuite , două pentru intrare - ieşire şi unul pentru alimentarea

transformatorului, iar tabloul general de JT are 12 plecări.

Fig. 6.5 Schema monofilară şi detalii constructive PT pentru reţea

105

Legăturile bornelor transformatorului cu instalaţia de distributie se fac cu

bare rigide pe izolatoare suport, atat pe partea de MT cât şi pe cea de JT.

Este deasemenea îngrădit cu plasă de protecţie şi transformatorul. Sub

celulele de MT este un canal de cabluri, iar sub transformator cuva de beton. Atât pereţii de lângă transformator şi uşa metalică de intrare sunt prevazute cu jaluzele

pentru ventilaţie naturală.

În fig. 6.6 a şi b sunt prezentate schema electrică monofilară (a), respectiv locul ocupat de transformator (b) la un PT pentru retea 20(10)/0,4 kV, 250-630

kVA, la parterul blocului de locuinţe, amplasat într-o singură încăpere. PT ocupă o

cameră dintr-un apartament de trei camere la parterul unui bloc de locuinţe cu

ieşire spre exterior (fig. 6.5.b) print-o uşă metalică cu jaluzele. Ieşirile cablurilor de MT şi JT se fac prin tuburi cu diametrul de 150 mm pozate de constructor în

fundaţie de beton a blocului . Bornele de JT sunt legate cu bare rigide prinse pe

izolatoare suport de tabloul de distribuţie de JT. Pentru reducerea transmiterii zgomotului în celelalte camere ale blocului,

încăperea PT este prevazută cu izolaţie fonică ( fig. 6.7. a şi b). Se execută de

asemenea PT pentru reţea de 20(10)/0,4 kV ,250-630 kVA la parterul blocurilor de locuinţe amplasate în două camere.Un astfel de PT ocupă două camere dintr-un

apartament de patru camere. Într-o încăpere este amplasat transformatorul, iar în

cealaltă atât instalaţia de distribuţie de MT (3 celule) cat şi tabloul de JT sub care

este un canal pentru cablurile de JT. Cablurile de MT sunt pozate în canaluri de cabluri acoperite. Legăturile

dintre bornele de JT ale transformatorului şi tabloul de distribuţie de JT se fac cu

bare rigide . Pereţii ambelor încaperi sunt prevazuţi cu izolaţie fonică .

Fig. 6.6 PT amplasat la parterul blocurilor de locuinţe

a – schemă monofilară ; b- amplasament

a). b).

locul postului

106

Fig. 6.7 Vedere laterală şi secţiune transversală printr-un post de

trasformare de la parterul blocurilor

a).

b).

107

În fig.6.8. este prezentată în secţiune o staţie de conexiune de MT ( punct de

alimentare), cu PT.

Staţia de conexiuni are un singur sistem de bare cu două secţii legate printr-o

cuplă longitudinală. Staţia de conexiuni de MT este amplasată într-o încăpere distinctă cu celulele

aşezate pe doua rânduri, un singur coridor central pentru manevră şi supraveghere

prevazut cu canal de cabluri acoperit cu dale din beton armat. Încaperea este prevazută cu uşi la ambele capete şi tuburi pentru ieşirea cablurilor

la ambele capete. Barele colectoare de MT sunt aşezate pe izolatoare suport

deasupra celulelor . Tabloul de distribuţie de JT şi transformatoarele sunt amplasate într-o altă

încăpere.

PT pentru abonat se realizează de tip suprateran într-o clădire independentă.

Are ca avantaj reducerea investitiilor pentru partea de construcţie; PT pentru abonat pot avea transformatoare cu puteri unitare până la 1600 kVA.

Fig.6.8 Staţie de conexiuni de medie tensiune(punct de alimentare)

108

În fig. 6.9 sunt prezentate două secţiuni ale unui PT pentru abonat cu un transformator de 250 - 630 kVA .

Fig. 6.9. PT pentru abonat 20(10)/0,4 kV a). secţiune laterală cu realizarea

conexiunilor b). faţada

Transformatorul de forţă este montat lânga clădire pe stâlpi de beton, iar la

partea superioară sunt trei randuri de sârmă ghimpată. Barele de JT sunt legate la izolatoarele de trecere de tip exterior – interior, în cladire la tabloul de distribuţie

de JT se face cu bare rigide.

Legăturile de JT în interiorul clădirii sunt realizate pe bare rigide pe izolatorii suport, intre cele doua tablouri de JT existand un separator.

Soluţii constructive pentru PT subterane Aceste posture trebuie sa aibă parte de construcţie de rezistenţă

corespunzatoare, cu radieri , pereţi şi planşee din beton armat, se prevad cu

izolaţie hidrofugă cu ventilaţie forţată.

a).

b).

109

În fig. 6.10 sunt prezentate secţiuni (a şi b) ale unui PT pentru reţea

20(10)/0,4 kV în construcţie subterană .

Fig. 6.10 PT de reţea 20(10)/0,4 kV (secţiuni)

Legăturile între bornele de MT ale transformatorului şi celula de MT se

face în cablu pozat într-un canal de cabluri acoperit cu dale din beton armat.

Bornele de JT ale transformatorului sunt legate prin bare rigide susţinute cu

izolatori şi console , cu tabloul de distribuţie de JT. Transformatorul de forţă este îngrădit conform normativelor.

Legăturile cu exteriorul atât pe MT cât şi pe JT sunt realizate în cabluri

subterane ce ies la înalţimea necesară(sub un metru faţă de nivelul solului).

PT are: -o trapă mare pentru accesul aparatelor şi transformatoarelor;

-o trapă mică pentru accesul personalului.

a).

b).

110

6.4 Desfăşurarea lucrării

Pe baza consideraţiilor teoretice expuse în lucrare se vor parcurge problemele

legate de destinaţia, funcţiile, şi clasificarea posturilor de transformare. După

însuşirea acestor aspecte se vor vizita postrile de transformare din incinta

universităţii identificându- se elementele componenet din structura acestora, pe

nivele de tensiune: - transformatoarele de putere

- aparatura de comutaţie

- circuitele secundare - sistemul mecanic

- izolaţia şi sistemul de răcire

- elemente de ansamblare şi consolidare În anexe sunt prezentate detalii tehnico- economice şi constructive ale unor

posturi de transformare şi câteva imagini cu posturile de transformare din

incinta universităţii.

Se va face o deplsare la câteva posturi din perimetrul oraşului Oradea: - PT aerian pentru alimentarea SC Readymix SRL

- PT suprateran staţie carburanţi Mol, str. Octavian Goga Oradea

- PT alimentare interior, Celestica Romania Pentru posturile vizualizate practic se va desena schema monofilară şi se vor

nota mărimile nominale ale transformatoarelor.

111

Bibliografie

[1]. Bendea, G – Partea electrică a centralelor electrice. Îndrumător de

laborator.Litografia Universităţii din Oradea, 1998;

[2]. Bud Ciprian, Oatu Ciprian - ITI Comandă - control Statia 400/110kV Oradea [3]. Buhuş, P - Regimuri economice de funcţionare în paralel a transformatoarelor

cu trei înfăşurări, Energetica, 1962, nr.8, pg.319;

[4]. Buhuş, P ş.a. – Partea electrică a centralelor, staţiilor electrice şi posturilor de transformare, Îndreptar pentru lucrări de exploatare a instalaţiilor electrice din

SEN, Institutul Politehnic Bucureşti, 1990;

[5].Conecini, I ş.a. – Cartea electricianului din staţii electrice şi posturi de

transformare, Ed. Tehnică, Bucureşti, 1986; [6] Curelaru, A, Probleme de staţii şi reţele electrice, Editura Scrisul Românesc

Craiova, 1979;

[7]. Gheju, P; Duşa, V - Staţii şi posturi de transformare, Vol I şi II, Curs pentru subingineri, Timişoara, Institutul Politehnic, 1978;

[8]. Gheorghiu, N – Echipamente electrice pentru centrale şi staţii, Ed. Didactică şi

Pedagogică , Bucureşti, 1975; [9]. Gheorghiu I. D.,Carabulea A., Vaida V.- Sisteme informatice pentru

managementul energiei, EDITURA POLITEHNICA PRESS, Bucuresti, 2007;

[10]. Habianu Alin - ITI Comanda control Statia 220/110kV Cluj-Floresti;

[11] Hazi, G; Hazi Aneta – Staţii şi posturi de transformare, Universitatea din Bacău, Facultatea de Inginerie, Curs pentru uzul studenţilor, e-book, 2006;

[12]. Heinrich, I; Gheju, P – Partea electrică a centralelor şi staţiilor electrice.

Îndrumar pentru lucrări practice de laborator, Timişoara, Institutul politehnic, 1976; [13]. Ionescu, A; Tomescu, I – Verificarea aparatajului primar din staţii electrice

şi posturi de transformare, Ed. Tehnică, bucureşti, 1983;

[14]. Lezeu, A - Montarea şi exploatarea staţiilor electrice şi posturilor de transformare. Curs, Litografia Universităţii din Oradea, 1998;

[15]. Lezeu, A - Montarea şi exploatarea staţiilor electrice şi posturilor de

transformare. Lucrări de laborator, Litografia Universităţii din Oradea, 1997;

[16]. Matica, R, Coroiu, N - Staţii şi posturi de transformare, Editura Universităţii din Oradea, 1999;

[17]. Muresan Loredan - ITI pentru sistem comanda control Statia 400/220kV

ROSIORI; [18]. Oatu Ciprian, Mureşan Loredan, Bud Ciprian - Concepţii moderne privind

arhitectura sistemelor SCADA din staţiile 400/110 kV Oradea Sud, 400/220 kv

Roşiori şi 220/110 kv Cluj Floreşti;

[19]. Risteiu, M, Marc, G – Elemente de tehnologia informaţiei, Editura Universitas, Petroşani, 2000;

[20]. Risteiu, M, Marc, G – Sisteme dinamice asistate de calculator, Editura

Universitas, Petroşani, 2001; [21]. Secui, C - Fiabilitatea staţiilor electrice de distribuţie, Editura Universităţii

din Oradea, 2003;

[22]. Selischi, Al. ş.a. Sistem de control centralizat al unui ansamblu de staţii electrice. Comunicare la Conferinţa Naţională de Energetică, I.P.B., 1988;

112

[23]. Suciu, I – Aparate electrice, Ed. Didactică şi pedagogică, Bucureşti, 1968;

[24]. *** PE 029/97 - Normativ de proiectare a sistemelor informatice pentru conducerea prin dispecer a instalaţiilor electroenergetice din SEEN;

[25]. *** PE 003/79 – Nomenclator de verificări, încercări şi probe privind

montajul, punerea în funcţiune şi darea în exploatare a staţiilor electrice;

[26]. *** PE 112/ 93 - Normativ pentru proiectarea instalaţiilor de curent continuu din centrale şi staţii electrice;

[27]. *** PE 116/ 94- Normativ de încercări şi măsurători la echipamente şi

instalaţii electrice; [28]. *** PE 116 - 2/ 94 – Instrucţiuni de încercări şi măsurători la instalaţiile de

automatizare a părţii electrice din centrale şi staţii;

[29]. *** PE 118/92, Regulament general de manevre în instalaţiile electrice. [30]. *** NSPM-TDEE 65/97, Norme specifice de protecţie a muncii pentru

transportul şi distribuţia energiei electrice;

[31] *** PE 005 – Regulament pentru analiza şi evidenţa incidentelor şi avariilor ;

[32] *** PE 017 - Regulament privind documentaţia tehnică în exploatare; [33] *** PE 024 - Regulament de pregătire, selecţionare, autorizare, instructaj şi

perfecţionare a personalului;

[34] *** PE 116 – Normativ de încercări şi măsurători la echipamentele şi instalaţiile electrice;

[35] *** PE 117 - Regulament de conducere prin dispecer a Sistemului Energetic

Naţional; [36] *** PE 118 - Regulament general de manevre în instalaţiile electrice;

[37] *** PE 126 - Regulament de exploatare tehnică a echipamentelor electrice din

distribuţia primară;

[38] *** PE 127 - Regulament de exploatare tehnică a liniilor electrice aeriene; [39] *** PE 128 - Regulament de exploatare tehnică a liniilor electrice în cablu;

[40] *** PE 129 - Regulament de exploatare tehnică a uleiurilor electroizolante;

[41]. *** PE 131 - Regulament de exploatare tehnică a motoarelor electrice; [42]. *** PE 505 - Regulament de exploatare tehnică a camerelor de comandă şi

de supraveghere a instalaţiilor electrice;

[43]. *** PE 506 - Regulament de exploatare tehnică a instalaţiilor de circuite

secundare; [44]. *** PE 602 - Regulament de exploatare tehnicăa instalaţiilor de

telecomunicaţii;

[45]. *** PE 709 - Regulament de exploatare a construcţiilor şi amenajărilor de pe teritoriul obiectivelor energetice;

[46] ***M.E.E. Regulament pentru conducerea prin dispecer în sistemul energetic

– PE 117/79; [47] *** www.electrotehno.ro

[48] *** www.energobit.ro

[49] *** http://facultate.regielive.ro/

[50].***www.transelectrica.ro

113

ANEXA 1

ELECTRICA SERV SISE – TN ELECTRICA FDEE – TN

APROBAT VIZAT

DIRECTOR GENERAL DIRECTOR

GENERAL

ITI - PM - 23

ÎNLOCUIREA SIGURANŢELOR DIN CIRCUITELE DE SERVICII

INTERNE DE CURENT CONTINUU ŞI CURENT ALTERNATIV DIN

STAŢIILE ELECTRICE DE TRANSFORMARE

1. Domeniul de aplicare :

Prezenta instrucţiune reglementează modul de înlocuire a siguranţelor din

circuitele de servicii interne de curent continuu şi curent alternativ din staţiile electrice de transformare.

2. Condiţii de executare a lucrării:

Lucrarea se execută fără foaie de manevră în următoarele condiţii:

- fără scoatere de sub tensiune, în contact;

- separată electric în cazul identificării unor factori de risc (poziţie de lucru incomodă, asamblări necorespunzătoare);

- lucrarea se execută de către personalul autorizat sa execute lucrări

conform convenţiei de lucrări. - condiţiile de mediu: instalaţii interioare şi exterioare ;

- lucrările se execută la sol;

- în încăperile fără lumină naturală, sau în timpul nopţii, se va asigura

iluminatul artificial corespunzător.

3. Formaţia minimă de lucru:

- un electrician gr. IV a de autorizare şi un electrician grupa a-II-a pentru

staţiile fara personal; - un electrician gr. III a de autorizare şi un electrician cu grupa a-I-a pentru

staţiile cu personal de deservire operativă.

4. Măsuri tehnice de protecţia muncii:

- identificarea instalaţiei (locului) în care urmează a se lucra ; - delimitarea materială a zonei de lucru, după caz şi montarea

indicatoarelor de securitate;

114

- luarea măsurilor pentru evitarea accidentelor de natură neelectrică;

- asigurarea de către membrii formaţiei de lucru că în spate şi în părţile laterale nu sunt în apropiere părţi aflate sub tensiune neângrădite, astfel să existe

suficient spaţiu, care să permită efectuarea mişcărilor necesare la lucrare, în condiţii

de securitate;

- operaţiile se execută de electricianul având grupa inferioară de autorizare sub supravegherea şefului de lucrare, autorizaţi pentru lucrări sub tensiune, în

contact.

În cazul în care se constată că la executarea lucrărilor sub tensiune există factori de risc:

- poziţie de lucru incomodă (spaţiu restrâns);

- asamblări necorespunzătoare; - posibilitatea producerii unui scurtcircuit, lucrarea se va executa cu

separarea electrică, luând suplimentar, următoarele măsuri tehnice:

- identificarea instalaţiei din care se poate aduce în stare separat vizibil

instalaţia în care se va lucra; - executarea operaţiilor pentru realizarea separării electrice.

Elementul de înlocuire trebuie să aibă aceleaşi caracteristici geometrice şi

electrice şi să fie adaptat instalaţiei considerate.

5. Mijloace de producţie necesare:

a) Echipamente şi dispozitive de lucru;

detector bipolar de j.t. sau voltmetru portabil 0 400 V;

ohmmetru sau buzer pentru verificarea continuităţii fuzibilelor demontate;

capace sau mânere electroizolante colorate în roşu.

b) Echipament individual de protecţie

salopetă din ţesătură din fibre naturale;

încălţăminte electroizolantă sau covoraş electroizolant;

mânuşi electroizolante;

cască de protecţie a capului dupa caz;

vizieră de protecţie a feţei (ochelari de protecþie);

mâner pentru montarea siguranţelor tip MPR, prevăzut cu manşon de

protecţia braţului ( mâner pentru manevrarea siguranţelor tip MPR).

degetare electroizolante

c) Scule şi utilaje specifice

cleşte combinat cu mânere electroizolante

şurubelniţe cu mânere electroizolante

6.A. Succesiunea operaţiilor tehnologice şi a măsurilor de protecţia muncii

pentru lucrul în contact

Se vor respecta masurile organizatorice de la art.123 -127 din IP - 001/2007

SC Electrica Serv, ( art.123-127 IP 65/2007 FDFEE TN ).

- identificarea instalaţiei

115

- verificarea existenţei şi stării mijloacelor de protecţie necesare conform

prezentului ITI - PM;

- se echipează personalul executant cu mijloace de protecţie necesare;

- seful de lucrare executa instructajul personalului si repartizarea

sarcinilor; - se verifică vizual starea elementului de siguranţă, calibrarea patroanelor

fuzibile şi prezenţa tensiunii cu ajutorul detectorului de j.t. sau voltmetrului -

raspunde sef lucrare; - se scot patroanele fuzibile necorespunzătoare de executant la dispozitia

sefului de lucrare;

- se introduc patroanele fizibile calibrate corespunzător circuitului protejat, în cazul în care nu s-a constatat defect în circuitul protejat de executant la dispozitia

sefului de lucrare;

- in cazul inlocuirii elementelor de siguranta ( altele decat patroanele

fuzibile) se vor efectua urmatoarele operatii: - se demonteaza legaturile electrice de la elementele de siguranta ce trebuie

inlocuite si se monteaza degetare electroizolante pe capetele cablelor ;

- se demontează elementul de siguranta şi se înlocuieşte cu altul corespunzator ;

- se refac legaturile electrice la noul element de siguranţă ;

- în cazul in care se constată un defect, în reţeaua sau echipamentul de j.t. protejate prin siguranţele respective,care a determinat o suprasarcină sau un

scurtcircuit, se va elimina defectul (în baza altei forme organizatorice).

- se verifică prezenţa tensiunii cu ajutorul detectorului de joasă tensiune sau

voltmetrului de catre seful de lucrare. - se indeplinesc formalitatile de incheiere a lucrarii - strângerea tuturor

materialelor si sculelor, executarea curaţeniei, evacuarea membrilor formaţiei de

lucru din instalatie, predarea instalatiei admitentului - raspunde seful de lucrare.

6.B. Succesiunea operaţiilor tehnologice şi a măsurilor de protecţia muncii

pentru lucru cu separarea electrică a instalaţiei

Se vor respecta măsurile organizatorice de la art. 123-127 din IPSSM -

001/2007 SC Electrica Serv, ( art.123-127 IP 65 FDFEE TN ).

- se echipează personalul executant cu mijloace de protecţie necesare executării manevrelor;

- se execută manevrele de aducere în stare separat electric a instalaţiei în

care urmează a se lucra- raspunde sef lucrare; - şeful de lucrare face instruirea personalului si repartizarea sarcinilor;

- se verifică lipsa de tensiune în instalaţii în care urmează a se lucra-

raspunde sef lucrare;

- se verifică starea elementului de siguranţă, calibrarea şi continuitatea patroanelor fuzibile cu ajutorul ohmmetrului sau buzerului- răspunde şef lucrare;

116

- în cazul în care se constată un defect, în reţeaua sau echipamentul de j.t.

protejate prin siguranţele respective, care a determinat o suprasarcină sau un scurtcircuit, se va elimina defectul (în baza altei forme organizatorice)

- se introduc siguranţele fuzibile calibrate corespunzător circuitului

protejat;

În cazul înlocuirii elementelor de siguranţă (altele decât patroanele fuzibile) se vor efectua urmatoarele operaţii :

- se demontează papucul conductorului racordat la elementul de siguranta

ce trebuie inlocuit; - se demonteaza surubul de legatura al soclului sigurantei de la bara de

alimentare a tabloului;

- se demonteaza suportul de siguranta si se inlocuieste cu altul corespunzator;

- se refac legaturile la conductorul racordat;

- se indeplinesc formalitatile de incheiere a lucrarii - raspunde seful de

lucrare; - se execută manevrele pentru aducerea în stare operativă iniţială a

instalaţiei- răspunde admitentul;

- se verifică prezenţa tensiunii în instalaţie după înlocuirea siguranţelor. În cazul în care se constată că există un defect în circuitul protejat, lucrările

pentru identificarea şi remedierea defectului nu fac obiectul prezentului ITI - PM.

Executanţii sunt răspunzători în mod solidar pentru nerespectarea de către oricare dintre ei sau şeful de lucrare, a reglementărilor în vigoare, în cadrul lucrării

la care participă dacă nu intervin pentru a preveni sau opri nerespectarea acestora.

Prezenta ITI-PM se va afla tot timpul asupra şefului de lucrare.

BSMM SISE T.N BSMM FDEE T.N.

117

ANEXA 2 Schema electrică a SE Beiuş

Fig. A2 Schema monofilară de conexiuni a staţiei electrice 110/20 kV –Beiuş