Universitatea „Politehnica” Bucuresti

Facultatea „Automatica si Calculatoare”

Sisteme SCADA

- Aplicatie practica CHE VIDRARU -

Student: xxx

Grupa: yyy

1

Sisteme de-a lungul timpului

In conditiile unei economii competitive in care profitul creste proportional cu calitatea serviciilor oferite, iar cresterea productivitatii este direct influentata de rezolvarea rapida a defectiunilor, erorile si viteza de reactie umane nu mai pot influenta pozitiv dezvoltarea proceselor industrial.

Pentru a face fata competitiei si a aduce in prim-plan produse necesare, dar de o calitate ireprosabila, firmele apeleaza, din ce in ce mai mult, la tehnologiile de varf, care, deşi scumpe, pot duce la creşterea spectaculoasă a eficienţei muncii depuse, în acelaşi timp îmbunătăţind calitatea serviciilor.

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 trebuie administrate sunt de lungime foarte mare şi pot traversa zone diverse.

Supervisory Control And Data Acquisition, adică Monitorizare, Control şi Achiziţii de Date, reprezintă o ramură a automatizarii aflată într-o continuă şi rapidă dezvoltare. Ascunde posibilităţi uriaşe anumitor companii, deoarece cu ajutorul acestei tehnologii se pot economisi bani, timp şi forţă de muncă.

Complexitatea unui sistem SCADA variază de la monitorizarea condiţiilor de mediu a unui spaţiu de birouri, până la monitorizarea tuturor activităţilor dintr-o centrală nucleară sau dintr-un sistem de alimentare cu apă a unui oraş (ajungând până la zece mii de canale Input/Output).

Un sistem SCADA este, asadar, un sistem de colectare şi analiză de date în timp real şi este folosit pentru monitorizarea şi controlul centralelor sau echipamentelor industriale. Acest sistem se caracterizează prin adunare de informaţii (de exemplu, detecţie de scurgere la o conductă), transmiterea lor înapoi la serverul central, generarea de alerte referitoare la problemele apărute, executarea procedurilor de analiză şi control necesare situaţiei respective (de exemplu, determinarea nivelului critic a problemei identificate), precum şi afişarea informaţiilor într-o formă organizată.

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

2

de teren. 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. 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 disponibili tăţii 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.

Odată ce s-a implementat un sistem SCADA, operaţiile pot fi monitorizate şi controlate, iar sistemul produce informaţii de maximizare 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.

Sistemele de monitorizare si control al datelor într-un sistem SCADA sunt realizate de sisteme informatice dedicate. O astfel de aplicaţie prezintă grafic valorile mărimilor achiziţionate în timp real, iar modificările sunt reflectate automat şi în interfaţa grafică. Controlul constă în posibilitatea de a da comezi către sistem din interfaţa grafică. Un sistem SCADA culege informaţii, cum ar fi o defecţiune tehnică la un dispozitiv electric, transferă informaţia către sistemul central, alertează o anumită staţie despre apariţia defecţiunii, realizează analiza şi controlul operaţiilor pentru a determina dacă defecţiunea este critică, şi afişează informaţia într-o manieră logică şi organizată.

Componenţa sistemelor SCADA

Sistemele SCADA sunt alcătuite din componente de natură diferită, acestea fiind conectate între ele. Astfel, putem vorbi despre:

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.

3

componente de acţionare şi automatizare - exemple pentru reţele de transport şi/sau distribuţie de fluide: vane şi robinete comandate, pompe prevăzute cu comandă; pentru reţele electrice: comutatoare, întrerupătoare, disjunctoare comandate

componente hardware – panouri de comanda, 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)

componente software - sisteme de opera re (in 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/incriptare/restaurare a datelor

componente de comunicaţii - comunicaţiile se pot efectua pe diferite căi: o reţele LAN - cablurile reţelelor (cabluri coaxiale, UTP, optice) , plăci de reţea o linii telefonice (închiriate sau proprietare) - linii telefonice, modemurio mijloace de comunicaţii radio terestre - staţii de emisie-recepţie, relee de

transmisieo mijloace de comunicaţii prin sateliţi - staţii de emisie-recepţie sateliţi

Revenind la ideea de baza, si anume ca un sistem SCADA se refera, de obicei la un centru de comanda care monitorizeaza si controleaza unul sau mai multe procese automatizate, vom denumi anumite componente hardware ce se ocupa de executia automata a celor mai multe operatiuni:

RTU – Remote Terminal Units (asa numitele – in mediul romanesc: Unitati Terminale Comandate la Distanta).

PLC – Programmable Logic Controller (Unitati Logice deControl Programabile)

Achizitia datelor incepe la nivelul RTU sau PLC si implica citirea indicatoarelor de masura si a starii echipamentelor care apoi sint comunicate, la cerere catre SCADA. Datele sint apoi restructurate intr-o forma convenabila operatorului care utilizeaza o HMI – Human Machine Interface, pentru a putea lua eventuale decizii care ar ajusta modul de lucru normal al RTU/PLC. (Dupa cum am precizat, un sistem SCADA include componentele: HMI, controllere, dispozitive de intrare-iesire, retele, software ...)

In mod obisnuit, SCADA implementeaza o baza de date distribuita care contine elemente denumite puncte. Un punct reprezinta o singura valoare de intrare sau iesire monitorizata sau controlata de catre sistem. Punctele pot fi fie hard, fie soft. Un punct hard este reprezentarea unei intrari sau iesiri conectata la sistem, iar un punct soft reprezinta rezultatul unor operatii matematice si logice aplicate altor puncte hard si soft. Valorile punctelor sint stocate de obicei impreuna cu momentul de timp cind au fost inregistrate sau calculate. Seria de puncte+timp reprezinta istoricul acelui punct.

4

Achizitionarea unui sistem SCADA (denumit si DCS- Sistem de control distribuit Distributed Control System) poate fi facuta de la un singur producator sau utilizatorul poate asambla un sistem SCADA din subcomponente.

Aplicatii practice - CHE VIDRARU

Scurt istoric

Un proiect pentru o hidrocentrala pe raul Arges a reprezentat o necesitate si o provocare inca din perioada interbelica, cand inginerul Leonida facuse un studiu de fezabilitate pentru un baraj in arc. Realizarea acestui baraj va depinde in final de ambitia liderului comunist Gheorghiu-Dej caruia ii va purta si numele pentru o perioada de cateva decenii. Acesta a venit in prima vizita, in zona, in februarie ’61. Nu a reusit totusi sa vada hidrocentrala de pe Arges in functiune ,murind in martie 1965, cand barajul era ridicat, dar nu pornisera turbinele. Pana in 1989 centrala de la acest baraj va mai purta numele acestuia. O fi contat in toate acestea ca la inceput presedintele comunist fusese electrician? Greu de spus.

Debutul amenajarii hidroelectrice de pe raul Arges a insemnat un exod muncitoresc spre acest loc. La apogeul lucrarilor, aici munceau aproape 10.000 de oameni, cei mai multi venind direct din Moldova, unde tocmai se finalizase barajul de la Bicaz. Din punct de vedere economic, nucleul santierului l-a constituit Intreprinderea Regionala de Electricitate Arges. Dar pentru construirea barajului si a hidrocentralei, mai-marii vremii nu au tinut cont de nimic in ceea ce privea materialele de constructii, tehnologie etc. Liderii comunisti vroiau sa dea un exemplu lumii intregi ca Romania a inceput sa devina o tara industrializata, moderna. La Vidraru au venit sa lucreze mare parte dintre muncitorii care s-au luptat cu hidrocentrala de la Bicaz. Aceea a fost construita in stil sovietic, fiind un baraj de greutate. Vidraru a fost gandit ca o bijuterie si tocmai din acest motiv nu s-a facut rabat la materiale. Mai mult, centrala a fost echipata cu cea mai buna tehnologie la nivelul anului ’66. A costat un miliard patru sute saptezeci de milioane de lei in banii vremii, iar investitia a fost amortizata in 28 de ani. Pana acum nu s-au facut retehnologizari sau modificari majore, pentru ca acest complex functioneaza perfect cu tehnologia de atunci. Singura actualitate este sistemul de alarmare care a fost montat acum sapte ani. Ba chiar, se pare ca probleme au aparut la tehnologiile care au fost aduse spre sfarsitul anilor ’80, respectiv inceputul anilor ’90.

Lacul de acumulare Vidraru are un volum total de 465 milioane metri cubi de apa, al doilea ca marime pe raurile interioare din tara. Lacul a luat fiinta in luna martie 1966 si este situat pe raul Arges pe un sector de 28 km lungime. Situat intre muntii Fruntii si Ghitu, lacul aduna apele raurilor Capra, Buda si ale catorva afluenti directi (Raul Doamnei, Cernatul si Valsanul, Topologul, Valea lui Stan si Limpedea), cu un debit total de cca 5,5 mł /s. Suprafata totala a

5

lacului este de 393 ha, lungimea de 10,3 km, iar latimea maxima de 2,2 km in zona Valea Lupului - Calugarita. Adancimea maxima a apei este de 155 m langa barajul inalt de 166 m. Nivelul normal de retentie este de 830 metri deasupra marii (mdM).

Constructia barajului a durat cinci ani si jumatate. In timpul executiei, apele au fost deviate printr-o galerie cu diametrul de 5,20 metri, care la terminarea lucrarilor a fost amenajata ca golire de fund. Pregatirea terenului de fundatie a constat dintr-un tratament de suprafata si unul de adancime. Tratamentul de suprafata s-a realizat prin curatarea, spalarea si suflarea cu aer a rocii si cu plombarea fisurilor. Tratamentul de adancime a constat din injectii de legatura si consolidare. De asemenea s-a executat un voal pe toata lungimea barajului, prelungit in versanti. S-au forat 42 km de galerii subterane, s-au excavat 1.768.000 metri cubi de roca, din care aproximativ 1 milion metri cubi in subteran, s-au turnat 930.000 metri cubi de beton, din care 400.000 metri cubi in subteran si s-au montat 6.300 tone de echipamente electromecanice. Constructia impresionanta de la Vidraru este cel mai inalt baraj din beton din Romania, in arc cu dubla curbura, este al 27-lea baraj in lume si al 15-lea baraj, în arc, ca înaltime, din Europa; iar în anul intrarii în exploatare (1965) era al 9-lea baraj în arc din lume si al 6-lea din Europa, ca înaltime. Structura barajului in arc, cu dubla curbura a fost proiectata cu intentia de a avea in interiorul lui numai eforturi de compresiune.

Este un baraj din beton cu dubla curbura realizat din 22 ploturi verticale, avand inaltimea de 166,60 metri, grosimea la coronament de 6 metri, cea de la baza de 25 de metri, lungimea la coronament 307 metri, suprafata de 870 de hectare, iar latimea la baza barajului 25 de metri si este traversat de noua galerii orizontale interioare. Constructia se sprijina pe versantii muntilor Pleasa si Vidraru. Barajul permite functionarea centralei subterane de la Corbeni si a unui lant de 20 de hidrocentrale pe Arges. Raul Arges are in sectiunea barajului un debit mediu de 7,5 metri cubi pe secunda, iar cu aportul unor captari secundare s-a ajuns la 19,7 metri cubi pe secunda. Debitul maxim la o mie de ani a fost calculat la 645 metri cubi pe secunda. Barajul are doua goliri de fund care evacueaza cate 90 de metri cubi pe secunda fiecare, la lac plin.

Constructia rezista la un cutremur de gradul opt pe scara Richter si are incorporati avertizori seismici de ultima generatie. In timpul cutremurului din 1977, barajul a fost supus unor forte seismice cu acceleratii maximale de peste 0,15 grame fara ca structura sa manifeste anomalii in comportare. Trebuie precizat ca barajul Vidraru mai are garantie 59 de ani, perioada totala a garantiei din momentul inaugurarii, în 1965, fiind de 100 de ani. Inainte de 1989, paza era asigurata de catre armata, fiind considerat un obiectiv strategic. Acum paza a fost preluata de Jandarmerie.

Turbinele si generatoarele electrice ale hidrocentralei asigura o productie de energie, intr-un an hidrologic mediu, de 400 GWh/an.. Si aici au fost aduse materiale si tehnologie de ultima generatie pentru vremea aceea. Cehoslovacii de la Skoda au venit special pentru montarea turbinelor. La fel si italienii care s-au ocupat de cablurile de inalta tensiune. Conducatorii de atunci au avut cu ce sa se mandreasca, pentru ca au inceput sa vina tot felul de delegatii straine sa admire acest proiect.

6

Sisteme SCADA

Sistemele clasice de urmarire, control si achizitie de date (SCADA) din domeniul sistemelor electrice se compune in general din urmatoarele echipamente principale (fig.1) cu urmatoarele functii:

traductoare de marimi electrice (curent, tensiune, putere activa si reactiva, frecventa, factor de putere) cu rolul de a traduce marimea electrica masurata in semnal unificat (de obicei 4-20 mA sau 0-10V)

traductoare de marimi neelectrice (turatie, temperatura, presiune, etc) cu iesire in semnal unificat

concentrator de date de tip RTU (Remote Terminal Unit), care este un calculator de proces performant, dotat cu o multime de intrari analogice necesare fiecarei marimi dorite a fi urmarita si controlata, intrari numerice pentru urmarirea starii echipamentelor, precum si cu iesiri necesare pentru comanda si control

calculatoare folosite pentru afisarea datelor, urmarirea si controlul sistemului monitorizat

7

Practica a demonstrat ca realizarea unui astfel de sistem, deosebit de util intr-o perioada in care totul era realizat de catre om, necesita totusi resurse hardware foarte multe. Aici nu ne referim numai la siteme de calcul performante, ci si la numenroase traductoare, zeci de kilometri de cabluri si de conductoare electrice.

„Dupa anii `80, odata cu fabricarea primelor aparate digitale inteligente (IED - Intelligent Electronic Device) care indeplinesc multiple functii, s-a nascut noua filosofie a sistemelor distribuite pentru sisteme SCADA” spune domnul ing. Grigore SCARLATESCU –de la SH Curtea de Arges.

Aparitia acestor aparate a determinat practic sfarsitul vietii traductoarelor de marimi electrice cu iesire in semnal unificat. Aparatele digitale inteligente se monteaza separat pe fiecare punct de masura - celula, si pe langa functia de masurare a mai multor marimi electrice (curenti, tensiuni, puteri si energii active si reactive, frecventa, factor de putere), au si rolul de a transmite aceste marimi prin intermediul postului serial direct la calculator. Acestea sunt cele mai simple aparate digitale inteligente folosite in sisteme SCADA. Producatorii de IED au perfectionat insa aceste aparate, adaugand permanent functii suplimentare cum ar fi dotarea cu memorie interna, inregistrarea

8

unor evenimente cu semnificatie pentru desfasurarea respectivului proces, echiparea cu intrari si iesiri digitale, permitand astfel achizitionarea locala a pozitiei unor echipamente (intrerupatoare, separatoare, vane, robinete etc.) si controlul acestora, dotarea cu multiple posturi de comunicatie (RS 232, RS 485, Ethernet) care permit comunicarea simultana cu mai multi utilizatori, implementarea de functii logice si matematice pentru prelucrarea locala a diferitelor marimi sau comenzi, adaugarea de functii de inregistrare a evolutiei marimilor electrice in caz de defecte, cum ar fi scurt-circuitele, functii de monitorizare a calitatii energiei electrice, analiza armonica a curentilor si a tensiunilor.

Asadar, mergand pe firul evolutiei, observam cum traductoarele clasice ce ofereau la iesire semnal unificat, au fost inlocuite de aparate digitale care, pe langa functia predecesoarelor lor, si anume aceea de traductor, indeplinesc si alte functii, devenite necesare cum ar fi prelucrarea locala a datelor pentru a facilita transmiterea lor mai departe.

ARHITECTURA SISTEMULUI CHE VIDRARU

Pentru a indeplini scopul propus, adica monitorizarea parametrilor de functionare in cadrul centralei hidroelectrice Vidraru, este necesara achizitionarea unui numar vast de parametri atat electrici, cat si neelectrici, parametrii utilizati cu ajutorul unui soft puternic. Desi implementarea sistemelor SCADA in cadrul uzinei Vidraru reprezinta un proces in curs de desfasurare, la ora actuala monitorizarea se face pe cateva procese distincte. Sistemul realizat acolo este unul dintre primele sisteme de asemenea dimensiuni si cu asemenea scopuri din Romania, de aceea poate fi considerata o aplicatie – pilot pentru centralele hidroelectrice de dimensiuni relativ mari, urmand a putea fi implemetat apoi, cu succes si in alte astfel de centrale unde se doreste urmarirea parametrilor de functionare.

Totusi, scopul acestei lucrari este prezentarea implementarii sistemelor SCADA prezente in cadrul hidrocentralei Vidraru. Instalatia electrica monitorizata la CHE VIDRARU se compune din:

4 grupuri generatoare (echipate cu IED de tipul ION 7700) 2 linii de 220 kV (echipate cu IED - 3720 ACM)

Acestea se afla, fizic, in subteran, centrala fiind contruita pe mai multe niveluri in subteran si pe un nivel in suprateran. Cele 4 grupuri de generatoare se afla la ultimul nivel de jos, denumit „sala masinilor”. Excitatiile acestora pot fi vazute si cu un nivel mai sus, respectiv la „nivelul galeriei” (galeria de fuga reprezinta un canal subteran ce face conexiunea intre hidrocentrala Vidraru si o hidrocentrala mai mica din localitatea Oesti, jud. Arges). La nivelul excitatiilor generatoarelor au fost montate aparate IED de tipul ION 7700. La acest nivel, interfata om – masina se realizeaza prin intermediul a doua panouri de fabricatie SIEMENS - SIMATIC. Unul dintre ele este destinat exclusiv afisarii si reprezentarii datelor preluate de la aparatele de masura, iar cel de-al doilea permite utilizatorului modificari ale parametrilor normali de functionare, a alarmelor sau a situatiilor de urgenta. Aceste 2 panouri sunt conectate la 2 automate programabile cu mai multe intrari si iesiri digitale (IED). Firma canadiana Power Measurement Ltd. (PML) este unul din promotorii si producatorii de IED si sisteme de distributie, fiind unul dintre producatorii de cele mai performante IED din lume. PML produce o familie de aparate bazate pe arhitectura ION (Integrated Object Network) cu multiple functii si cu performante deosebite, una din calitatile acestora fiind posibilitatea de a se adauga noi functii si performantele in concordanta cu

9

necesitatile beneficiarilor.

Tot ca si parte integranta a instalatiei electrice monitorizata, in suprateran se gasesc:

3 linii de 20 kV (echipate cu IED - 3720 ACM si 7700 ION)

Pentru preluarea temperaturii – parametru neelectric - sunt integrate si 5 echipamente CMAT (Advantech), fiecare preluand 32 de temperaturi. Echipamentele inteligente ACM, ION sau CMAT sunt interconectate atat prin interfata seriala RS-485 cat si prin interfata Ethernet. Intre statia subterana (camera de comanda) si cea supraterana exista instalata o retea Ethernet pe fibra optica. S-a optat pentru fibra optica deoarece pe traseul utilizat (canal de cabluri cu cabluri de forta existente) transmiterea datelor ar fi fost influentata de perturbatii daca se utiliza un cablu ecranat obisnuit. Unul din aparatele 7700 ION instalat in statia supraterana pe linia de 20 kV are rol suplimentar de adaptare a retelei Ethernet la reteaua RS-485 existenta intre aparatele ACM din suprateran. Acest mod de comunicatie asigura o arhitectura distribuita din punct de vedere al amplasarii echipamentelor si totodata un sistem deschis, prin care pe viitor se poate realiza usor extinderea sistemului cu alte echipamente inteligente.

Configuratia sistemului de la CHE VIDRARU

10

Pe fiecare din cele 4 generatoare s-au instalat cele mai performante aparate de fabricatie PML, de tipul 7700 ION, care reprezinta aparatele generatiei viitoare de monitorizare si control, aparate complexe cu multiple functii de:

Masurare o 3 tensiuni de faza si 3 tensiuni de linie o 3 curenti de faza o putere activa/reactiva pe faze si trifazata o energie activa, reactiva si aparenta o factor de putere o frecventa

Inregistrare evenimente si date

Preluare semnalizari (pozitii si functionare protectii)

Analiza calitatii energiei

Varfuri, intreruperi, armonici

Osciloperturbograf

Contorizarea serviciilor sistem.

Pe langa functia principala de masurare a parametrilor electrici, 7700 ION are posibilitatea de a monitoriza pozitia echipamentelor de comutatie (intrerupatoare, separatoare), de a inregistra schimbarea acestor pozitii sau functionarea protectiilor existente (care sunt preluate ca informatii). Pe calculator functionarea unei protectii existente (electromecanice) se semnalizeaza prin inrosirea casetei de semnalizare asociata acesteia. Totodata, pe diagrama asociata fiecarui generator se evidentiaza functionarea grupului in fiecare regim separat (generator, compensator, inductiv si capacitiv).

Aparatul 7700 ION inregistreaza automat orice:

variatii rapide ale tensiunii sau ale frecventei; supratensiuni rapide; scaderi sau goluri de tensiune rapide; intreruperi de scurta durata.

Pe liniile de 220 kV s-au instalat aparate de tipul 3720 ACM care au urmatoarele functii:

de masurare (la fel ca 7700 ION); de inregistrare evenimente si date; de preluare semnalizari (pozitii si functionare protectii); osciloperturbograf.

Pe transformatoarele 20/0,4 kV si liniile de 20 kV s-au instalat aparate de tipul 3300 ACM care au cele mai simple functii de masurare (ca si la 7700 ION) si transmitere date.

11

Marimile neelectrice se preiau cu echipamente CMAT (Advantech) care primesc informatii de la termorezistente, iar pe viitor se doreste integrarea unui traductor inteligent de nivel pentru urmarirea nivelului apei din baraj.

Programul de monitorizare Pegasys

Pegasys este un program de retea, format din mai multe componente care ruleaza sub sistemul de operare Windows NT. Componentele lui principale sunt: Server de baze date, Server de comunicatie, Vista - interfata utilizator, Generator de rapoarte, Server DDE - schimb date cu alte aplicatii Windows. Baza de date incorporata in programul Pegasys este Sybase SQL Server (compatibila ODBC - Open Data Base Conectivity) si are o structura de baze de date relationala deschisa de tip RDBMS (Relational DataBase Management System). Programul Pegasys functioneaza dupa o arhitectura de tip Client-Server suportand mai multi clienti care pot accesa simultan aceeasi baza de date. Interfata cu utilizatorul (Vista) permite realizarea schemelor monofilare in timp real. Pentru a fi compatibil si cu alte programe, programul Pegasys poate exporta si importa datele prin mecanismul DDE (Data Dynamic Exchange). Acest mod de transferare a informatiilor intre programe este utilizat de toate programele performante din lume. Datele provenite de la CMAT-uri si de la traductorul de debit se retransmit prin mecanismul DDE catre serverul Pegasys.

MONITORIZAREA SISTEMULUI SI TRANSMISIA DATELOR

In camera de comanda la CHE Vidraru este instalat un calculator server pe care este instalat programul Pegasys care permite monitorizarea parametrilor. Structura si navigarea usoara in cadrul programului cu ajutorul mouse-lui permite afisarea detaliata a informatiilor despre orice punct de masura solicitat. Informatiile care sunt afisate in camera de comanda de la CHE Vidraru se transmit in timp real, cu ajutorul modemurilor (la o distanta de aproximativ 30 km) la dispeceratul situat la Curtea de Arges. Deoarece volumul de informatii transmis este foarte mare se utilizeaza o diagrama simplificata. Totodata, deoarece programul Pegasys este instalat si in cadrul CHE Arges (unde preia informatii, prin protocolul ModBus, de la alte echipamente de monitorizare) interfata de la dispeceratul Curtea de Arges este aceeasi ca si cea utilizata pentru monitorizarea CHE Vidraru.

Datele preluate de pe anumite procese, de obicei in situatiile in care se testeaza o anumita functionare in afara parametrilor nominali sau in altfel de situatii, sunt transmise la dispeceratul din Bucuresti prin intermediul comunicatiilor prin satelit.

12

In ceea ce priveste contorizarea serviciilor de sistem, aparatul ION contorizeaza in diferitele regimuri de functionare a generatorului:

Reglaj Secundar Frecventa - Putere

Rezerva de putere corespunzatoare reglajului tertiar cu urmatoarele tipuri de rezerva:

o rezerva turnanta;

o rezerva tertiara rapida.

Puterea reactiva pentru reglajul secundar al tensiunii (U-Q) cu contorizarea benzilor secundare de reglaj a tensiunii conform diagramei de functionare P-Q.

Pentru fiecare regim se calculeaza orar si zilnic unul din urmatorii parametri: - banda de reglaj; - rezerva turnanta; - timpii de functionare; - puterea disponibila pe grup (functie de cota apei); - energiile activa si reactiva in cele 4 cadrane; - energia reactiva in 8 tarife diferentiate in functie de punctul de functionare pe diagrama P-Q.

De asemenea se inregistreaza puterea activa si frecventa la fiecare secunda, pe o perioada de 15 minute, la orice abatere cu ±0,02 Hz de la frecventa nominala.

Arhitectura ION Aceasta arhitectura defineste functionarea interna a aparatului 7700 ION. In termenii sistemelor SCADA un obiect poate fi o valoare de curent sau tensiune masurata, pozitia unei intrari digitale, o valoare reglabila sau orice alt parametru utilizat in sistem. Arhitectura ION defineste caile logice pentru a controla informatia si pentru a schimba informatia intre blocurile functionale din interiorul aparatului. Exista doua tipuri de baza a obiectelor care sunt necesare pentru a inmagazina si prelucra informatia: registrele ION si modulele ION. Registrele ION reprezinta in mod simplificat locatii de memorare a valorilor masurate, a evenimentelor, forma undelor de tensiune, curent, etc. Un aparat 7700 ION contine mii de registre pentru aceste date. Fiecare ION contine un numar de module ION analoage cu echipamentele conventionale de monitorizare si SCADA. Fiecare din aceste cutii negre are o anumita functie, avand intrari si iesiri, precum si posibilitatea de setare. Exemple de asemenea module sunt: module de maxim si minim, module analogice, module de masurare rapida, module aritmetice, module logice, module de analiza armonica. Prin interconectarea acestor module ION, utilizatorul poate stabili modul de functionare a aparatului si, de fapt, ce doreste sa masoare, sa inregistreze sau sa controleze un aparat ION.

Cel mai recent aparat de tipul Ion fabricat de PML este aparatul 6200 ION care are o constructie modulara hard si soft care ii permite sa fie un aparat tot timpul performant. Aparatul poate fi achizitionat intr-o prima etapa doar pentru functia de masurare a tensiunilor si a curentilor.

13

Daca pe viitor se doreste integrarea aparatului intr-un sistem SCADA, aparatului i se pot adauga (fara a mai fi demontat din instalatie) si alte functii suplimentare: - port RS-485; - masuratori de putere, energie etc.; - armonice; - dotarea cu memoria proprie; - iesiri de impusuri sau comenzi.

Aparatul 6200 ION poate fi modernizat hard cu ajutorul unor cartele optionale care se ataseaza in spatele aparatului (asemanatoare cu cartelele SIM de la telefoanele mobile). Astfel pe viitor daca se doreste imbunatatirea performantelor aparatelor (de exemplu pentru a masura armonice sau adauga iesiri de impulsuri, etc) vor fi achizitionate contra-cost cartele de modernizare care se adauga la aparat. Din momentul respectiv aparatul stie mai multe. Aparatul 6200 ION se compune dintr-un afisaj foarte performant cu LED-uri care se compune din trei subafisaje. Fiecare din subafisajele aparatului este programat de utilizator ce sa afiseze, iar derularea intre mai multi parametri se poate face automat sau manual (se programeaza acest lucru in aparat). De exemplu aparatul poate afisa simultan una din combinatiile de mai jos:

- cele trei tensiuni de linie (sau faza); - cei trei curenti de faza; - tensiunea medie, curentul mediu si puterea; - puterea activa si reactiva; - frecventa; - energia activa/reactiva.

Varianta de baza a aparatului 6200 ION poate fi alimentata cu o tensiune in domeniul 85-264 Vca sau 100(300 Vc.c.)

EXTINDEREA PE VIITOR A SISTEMULUI

Solutia tehnica realizata la CHE Vidraru este astfel realizata incat sa reprezinte primul pas spre sistemul SCADA de teleconducere a centralei, deoarece:

- arhitectura sistemului este distribuita si deschisa, urmatoarele echipamente IED se pot conecta usor prin interfata RS-485 sau Ethernet;

- software-ul Pegasys utilizat este mult mai puternic decat un soft de monitorizare, este un soft SCADA de teleconducere;

14

- se utilizeaza protocoale standardizate: ModBus, DNP 3.0, DDE si TCP/IP. In acest mod investitia initiala a acestui sistem este protejata pe viitor, sistemul fiind independent fata de furnizorii de echipamente.

Sistemul realizat la CHE Vidraru este unul din cele mai performante sisteme de monitorizare din tara noastra si este primul sistem din Romania la care este implementata contorizarea serviciilor de sistem. Timpul scurt de realizare, proiectarea foarte usoara precum si flexibilitatea arhitecturii ION fac ca acest tip de sistem sa fie un paradis al proiectantilor de sisteme SCADA. Aplicatia a fost realizata printr-o stransa colaborare intre SH Curtea de Arges, Icemenerg si EnergoBit si poate fi propusa si extinsa la celelalte 22 de centrale ale sucursalei (in afara de cele monitorizate acum: CHE Vidraru si CHE Arges).

15

BIBLIOGRAFIE

CHE VIDRARU – Echipamente si documentatie interna

SIEMENS – „Temperature Measuremen, Evaluation and Logical Connection”

SIEMENS Tehnical Manual - „Remote control and Monitoring per SMS via GSM Radio Communication”

SIEMENS Tehnical Manual – „Introducing the ST – 200 MicroPLC”

http://www.masurari.ro/masurari/masurari1-4/scada42001.html

http://www.byte.ro/byte98-08/scada.htm

http://www.tech-faq.com/scada.shtml

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

http://members.iinet.net.au/~ianw/primer.html

16