simpozionul naŢional de informaticĂ, automatizĂri Şi telecomunicaŢii În energeticĂ - sie -...

SIMPOZIONUL NAŢIONAL DE INFORMATICĂ, AUTOMATIZĂRI ŞI

TELECOMUNICAŢII ÎN ENERGETICĂ

SIE 2012

Ediţia a VIII-a

Sinaia, 24-26 Octombrie 2012

Editura SIER

ISSN:1842 - 4392

Copyright © Editura S.I.E.R., 2012 Toate drepturile asupra acestei ediţii sunt rezervate editurii.

EDITURA S.I.E.R. - Director Dr.ing. Vatră Fănică RO-020371, Bucureşti, România B-dul Lacul Tei nr.1-3, Sector 2 Tel: +40722 361 954 Fax: +4021 206 11 73 E-mail:[email protected] Web-site:www.sier.ro

Tehnoredactare: Ana Poida, Fănică Vatră, Ovidiu Stoian

Tipărit la Tipografia “ASTRA” Deva B-dul Decebal Bl. N - parter Tel: +40254 219 372 Fax: +40254 230 267

Simpozionul Naţional de Informatică, Automatizări şi Telecomunicaţii

în Energetică


3

2012

Stimaţi participanţi,

Simpozionul Naţional de Informatică, Automatizări şi Telecomunicaţii în Energetică - SIE este o manifestare ştiinţifică iniţiată şi promovată de SIER din anul 1996, organizată o dată la doi ani, deschisă specialiştilor cu preocupări în domeniile informatizării, automatizării activităţilor specifice energeticii, şi telecomunicaţiilor (concepţie, proiectare, implementare) din unităţile de exploatare a instalaţiilor energetice, instituţii de proiectare şi cercetare, instituţii de învăţământ superior, fabricanţilor de echipamente şi elaboratorilor de software etc., interesaţi în schimbul de opinii, idei, soluţii şi realizări recente în domeniul informaticii, protecţiilor, automatizărilor şi telecomunicaţiilor, cu aplicare la diversele activităţi ale domeniului energetic.

SIE 2012, a IX-a manifestare din acest ciclu, îşi propune să supună dezbaterii specialiştilor întregul spectru al problematicii structurat pe următoarele subiecte majore:

1. Sisteme informatice pentru Operatorii şi Participanţii la Piaţa de Energie Electrică, Sisteme de Metering etc.

2. Sisteme informatice pentru managementul activităţilor tehnico-economice şi de gestiune a companiilor / societăţilor / unităţilor care exploatează / gestionează instalaţii din SEN.

3. Sisteme informatice de proces. Sisteme informatice pentru conducerea operativă prin dispecer a instalaţiilor energetice.

4. Sisteme de Automatizarea Distribuţiei. 5. Sisteme de protecţii şi automatizări pentru linii, staţii şi centrale electrice. 6. Sisteme de automatizare la nivel de reţele şi SEN. Probleme actuale, alternative

posibile de dezvoltare, noi tehnici/tehnologii. 7. Smart Grids. 8. Sisteme de telecomunicaţii. Probleme actuale, alternative posibile de dezvoltare,

tehnologii moderne de realizare a sistemelor de transmisiuni de date etc.

De asemenea, în cadrul Simpozionului SIE 2012 se vor organiza EXPO-SIE 2012 - Expoziţie de echipamente/produse informatice, protecţii, automatizări şi de telecomunicaţii, cu aplicare în energetică, Mese Rotunde, Tutoriale şi un Open Forum.

Referitor la lucrările incluse în Programul SIE 2012 se remarcă o mare diversitate tematică în problemele de actualitate practică care preocupă majoritatea specialiştilor implicaţi domeniul energeticii.

Considerăm că prin lucrările şi dezbaterile de un înalt nivel calitativ, SIE 2012 va contribui la accelerarea procesului de informatizare şi automatizare în entităţile din domeniul energeticii, cu efecte pozitive asupra dezvoltării energeticii româneşti.

Cu convingerea că şi lucrările celei de-a IX-a ediţii a Simpozionului Naţional de Informatică, Auto-matizări şi Telecomunicaţii în Energetică vor reflecta preocupările actuale ale specialiştilor energeticieni în domeniul informaticii, protecţiilor, auto-matizărilor şi telecomunicaţiilor, aducând o contribuţie importantă la rezolvarea problemelor specifice energeticii, urăm succes Simpozionului SIE 2012

Dr.ing. Fănică Vatră

Preşedinte al Comitetului Tehnic de Organizare a SIE 2012 Secretar General & Director Executiv al SIER şi al IRE


în Energetică


4

2012


în Energetică


5

2012

COMITETUL DE ONOARE

DANIEL CHI ŢOIU - Ministrul Economiei, Comerţului şi Mediului de Afaceri

IULIAN IANCU - Preşedinte al Comisiei pentru Industrii şi Servicii a Camerei Deputaţilor

MIRCEA COSMA - Preşedinte al Consiliului Jud. Prahova

ALEXANDRU SĂNDULESCU - Director General - Direcţia Energie din Ministerul Economiei Comerţului şi Mediului de Afaceri

GLEB DRĂGAN - Academician - Preşedinte al Comisiei de Energetică a Academiei Române

VICTOR VAIDA - Preşedinte al S.I.E.R. şi I.R.E. (Institutul Român de Energie)

MARIUS ION MATEESCU - Director General CN Transelectrica

GHEORGHE ŞTEFAN - Director General SC Hidroelectrica

IOAN ROŞCA - Director General SC Electrica

SORIN SEBASTIAN POTÂNC - Director General E.ON Moldova Distribuţie

DAN IOAN GHEORGHIU - Preşedinte - Director General ISPE

CONSTANTIN BĂLĂŞOIU - Director General Complexul Energetic Oltenia

LAURENŢIU DAN CIUREL - Director Electrocentrale Rovinari

GHEORGHE VĂDUVA - Director Electrocentrale Turceni

VIOREL TUDOR - Director Electrocentrale Craiova

COSTEL ALIC - Director General Electrocentrale Deva

HERMINA ALBERT - Vicepreşedinte al S.I.E.R. - Consilier ISPE - Secţia Sisteme Energetice


în Energetică


6

2012


în Energetică


7

2012

COMITETUL TEHNIC DE ORGANIZARE

PREŞEDINTE :::: Dr.ing. FĂNICĂ VATRĂ - Director Executiv & Secretar General S.I.E.R. şi al I.R.E. (Institutul Român de Energie).

- ISPE - Şef colectiv SCD - Divizia Sisteme Energetice VICEPREŞEDINŢI :::: Ing. DRAGOŞ ZACHIA - ZLATEA - Director General Adjunct - SC Hidroelectrica SA Ing. ŞUJDEA LIVIOARA - Director General Adjunct E.ON Moldova Distribuţie Dr.ing. ANCA POPESCU - Director Departament Cercetare Dezvoltare ISPE Bucureşti

- Membru al Consiliului Director al S.I.E.R

Ing. IOAN HA ŢEGAN - Director ST Bucureşti - CN Transelectrica

Ing. IOAN DUMBRAV Ă - Director Direcţia Operaţiuni - SC Electrica Ing. IONEL LEU - Director Tehnic - Electrocentrale Turceni Ing. ALEXA NICULA - Director Tehnic - Electrocentrale Deva Ing. FLORIN IOAN POPESCU - Director Adjunct Exploatare - Electrocentrale Rovinari

Ing. ILIE IONEL - Director Adjunct Producţie - Electrocentrale Craiova MEMBRI ::::

Dr.ing. ANA POIDA - ISPE - Divizia Sisteme Energetice - Preşedinte al Comisiei IT&C a S.I.E.R.

Prof.dr.ing. PETRU POSTOLACHE - Univ. “Politehnica” Bucureşti - Fac. de Energetică - Preşedinte Comisia SIER de Resurse Regenerabile

Prof.dr.ing. CORNEL TOADER - Univ. “Politehnica” Bucureşti - Fac. de Energetică - Preşedinte Filială SIER UPB Bucureşti MIRELA MATHIE - Şef Serv. Relaţii Publice şi Comunicare - CN Transelectrica

ELENA VOINEA - Şef Serv. Relaţii Publice şi Comunicare - SC Electrica

Ing. VULPEŞ NICOLAE - Şef Serviciu Informatică Industrială - SC Hidroelectrica


în Energetică


8

2012

MODERATORI LA MESELE ROTUNDE: Prof.dr.ing. PETRU POSTOLACHE

- Univ. “Politehnica” Bucureşti - Fac. de Energetică - Preşedinte Comisia SIER de Resurse Regenerabile

Ing. LUCIAN ERDELI - Şef Birou SCADA - SH Rm. Vâlcea - Hidroelectrica

Dr.ing. FĂNICĂ VATRĂ - Director Executiv & Secretar General S.I.E.R. şi al I.R.E.

(Institutul Român de Energie). - ISPE - Şef colectiv SCD - Divizia Sisteme Energetice


în Energetică


9

2012

CUPRINS

LUCRĂRI ÎN PLEN P.2.- Aspecte actuale privind posibilităţile de racordare a CEE în SEN ......................................... 17 Albert Hermina, Lavrov George, Roşca Nicoleta Elena, Poantă Alina P.3.- Proiectarea şi implementarea unei platforme SCADA dedicată centrelor de telecomandă şi

supraveghere instalaţii ale TRANSELECTRICA................................................................... 23 Niculescu Sorin, Merfu Ion P.5.- Funcţionarea centralelor electrice în Piaţa de energie - avantajele platformei informatice

DAMAS ..................................................................................................................................... 29 Cernat Marian, Ilişiu Doina P.6.- Hidroelectrica strategy regardingInformation and communication technology..................... 32 Gheorghe Ştefan, Dragoş Zachia-Zlatea, Raymond Maiorescu, Vulpeş Nicolae P.7.- Reglarea sarcinii la grupul nr. 6 - Electrocentrale Rovinari.................................................... 36 Bîzgă Marius, Mihai Emil Viorel, Brătuianu Preda P.8.- Cogenerare, eficienţă sau insolvenţă !....................................................................................... 41 Tudor Viorel, Ilie Ionel P.9.- Instruirea electricienilor pentru activităţi în reţele electrice de distribuţie .............................. 46 Ifrim Cristian, Doroftei Graţiela, Sumovschi Dan

Notă: Lucrările din plen se regăsesc şi în lista de lucrări din secţiile de specialitate.

LUCRĂRI SECŢIA I

Sisteme informatice, protecţii, automatizări şi telecomunicaţii pentru reţele electrice şi SEN

1.3.- Plan de securitate a reţelei companiei.. ........................................................................................ 55 Mitchevici Dragoş 1.4. (P.2.)- Aspecte actuale privind posibilităţile de racordare a CEE în SEN. .............................. 17 Albert Hermina, Lavrov George, Roşca Nicoleta Elena, Poantă Alina 1.5.- Photovoltaic Power development and grid connection. ISPE - PV plant complete solutions

provider engineering & consulting for development and grid connection............................... 59 Coteanu Mihail, Stănciulescu Alexandru, Vasiliu Ioan, Pătraşcu Ciprian, Spătaru Cosmin 1.6.- Micro-Smart Grid for electricity supplying from renewable to consumers from Sibiu South

substation................................................................................................................................... 69 Vatrǎ Fănică, Poida Ana, Benghea Lucian, Boguş Cătălin 1.8.- Definirea termenului şi a conceptului de Smart-Grid în cadrul Uniunii Europene. ............. 75 Vatră Fănică, Poida Ana 1.9.- Modelul conceptual pentru Smart-Grids adoptat în SUA............................................................... 86 Vatrǎ Fănică, Poida Ana 1.10.- Conceptul Uniunii Europene de analiză cost-beneficiu a proiectelor de tip Smart-Grid. ............. 96 Vatrǎ Fănică, Poida Ana 1.13.(P.3)- Proiectarea şi implementarea unei platforme SCADA dedicată centrelor de telecomandă

şi supraveghere instalaţii ale TRANSELECTRICA................................................................ 23 Niculescu Sorin, Merfu Ion


în Energetică


10

2012

1.15.- Case study for on-line monitoring of Reşiţa - Pancevo 400 kV OHL (interconnection

line) and the 400 kV axle Iron Gates-Anina-Reşiţa............................................................. 111 Ciurumelea Bogdan, Iacobici Luca, Filipescu Paul, Popescu Viorel

Nicolae Laurenţiu, Matea Constantin 1.16.- Soluţii tehnice pentru monitorizarea echipamentelor şi instalaţiilor electrice.................... 119 Benchea Mihai, Drilea Daniel, Baraboi Adrian, Adam Maricel, Puiu Petru Gabriel 1.17.- Reţea VPN GSM pentru reglajul frecvenţă-putere al grupurilor energetice dintr-o centrală

hidroelectrică. ........................................................................................................................ 122 Chiriac Liviu 1.18.- Monitorizarea calităţii energiei electrice în staţiile de transformare 110kV/MT aparţinând

Electrica Distribuţie Transilvania Nord S.A......................................................................... 126 Buda Constantin, Chiş Sorin, Bogariu Hadrian 1.19.- Soluţie pentru amplasarea şi alimentarea analizoarelor de calitate a energiei electrice în

proximitatea centralelor de energie electrică........................................................................ 134 Bălăuţă Sorin, Buliga Stelian, Iuzic Marius, Murariu Nicolae 1.20.- Instrument virtual pentru analiza calităţii energiei electrice în reţelele electrice de distribuţie..... 138 Miron Anca, Chindriş Mircea, Cziker Andrei 1.21.- Preocupări privind managementul inteligent al energiei electrice la consumatori casnici

inteligenţi, în viitoarea reţea inteligentă ............................................................................... 145 Bǎlan Daniel 1.22.- Sistem pentru transmisii date de monitorizare, protecţii şi teleconducere din staţiile electrice de transformare modernizate................................................................................... 152 Benchea Mihai, Mălâia Vasile 1.23.- Sistem de telecomunicaţii pentru monitorizarea online continuă, de la distanţă, a

echipamentelor de teleprotecţie.............................................................................................. 156 Benchea Mihai, Baraboi Adrian, Adam Maricel, Puiu Petru Gabriel 1.24.- Utilizarea sincrofazorilor pentru determinarea plecării cu defect în reţelele de distribuţie,

compensate prin BS - un prim pas pentru reglajul BS......................................................... 159 Dumitraşcu Daniel, Hosu Ciprian, Bărburaş Ioan, Petrovan Tudor, Matica Radu 1.25.- Analiza selectivităţii protecţiilor maximale de curent folosind programul "Palladin

Design Base".......................................................................................................................... 165 Buda Constantin, Mureşan Marius Ioan, Roman Cristina Gabriela, Guja Simona Ileana, Tămaş Adrian 1.26.- Modulul Simover C - 123 kV şi protecţiile aferente celulei LES 110 kV. Rezultate

obţinute în probele tehnologice.............................................................................................. 172 Bǎlan Daniel, Constandache Nicu 1.27.- Securitatea sistemelor de poştă electronică ........................................................................... 179

Nicolaescu Mircea, Croitoru Victor, Gheorghică Daniel 1.28.- Aplicaţii de tip web realizate pentru intranetul ST Sibiu...................................................... 186

Kovács Sándor 1.29.- Sisteme informatice open source pentru gestionarea companiilor ce activează în

domeniul energetic................................................................................................................. 192 Cealera Marius, Suciu George, Cheveresan Romulus, Gyorgy Todoran 1.30.- Diagnosticarea defectelor, în reţelele de transport şi distribuţie a energiei electrice,

prin metode şi tehnici specifice recunoaşterii formelor........................................................ 196 Danubianu Dragoş Mircea, Danubianu Mirela 1.33.- Factori de nesimetrii de tensiune şi de curent........................................................................ 202 Toader Cornel, Postolache Petru, Porumb Radu, Răzuşi Petre 1.34.- Optimzarea proiectării a unui filtru de armonici. ................................................................. 207 Toader Cornel, Porumb Radu, Postolache Petru 1.35.- Câteva observaţii asupra regimului deformant..................................................................... 210

Iordănescu Ion, Jisa Mihaela, Postolache Petru, Toader Cornel


în Energetică


11

2012

1.38.- Analiza influenței elementelor radiale asupra diagramelor de radiație corespunzătoare antenelor pentru unde ultrascurte......................................................................................... 215

Sauciuc Gheorghe 1.39.- Energy conversion and information processing in transducers, with emphasis on

electrical measurement of mechanical quantities................................................................. 220 Ştefănescu Dan Mihai 1.40.- Circuit integrat specializat tip IR 2166 pentru alimentarea cu înaltă frecvenţă a lămpilor

fluorescente compacte............................................................................................................ 227 Ivanovici Constantin, Ţipu Eleonora, Porumb Radu, Golovanov Nicolae, Ghiur Gheorghe 1.41.- Modalităţi de simbolizare a circuitelor electrice secundare.................................................. 234 Toader Cornel, Postolache Petru, Porumb Radu 1.42.- Securing the European Electricity Supply against Malicious and Accidental Threats -

SESAME Project. Analysis of Historic Outages................................................................... 241 Voronca Simona Louise, Vâlciu Adrian, RomanTania, Cremenescu Mihai 1.43.(P.9)- Instruirea electricienilor pentru activităţi în reţele electrice de distribuţie..................... 46 Ifrim Cristian, Graţiela Doroftei, Sumovschi Dan 1.44.- Electrical Engineers Vocational Education Transparency (ELEVET) - A project

dedicated to Pan-European Unified Education and Professional Competences System for electrical engineers........................................................................................................... 248

Vatră Fănică, Poida Ana, Postolache Petru 1.45.- Descrierea unor soluţii tehnice moderne pentru ameliorarea calităţii tehnice a energiei

electrice................................................................................................................................... 251 Toader Cornel, Postolache Petru, Porumb Radu, Angheloiu Cornel

LUCRĂRI SECŢIA II

Sisteme informatice, protecţii, automatizări şi telecomunicaţii pentru centrale electrice

2.1. (P.5)- Funcţionarea centralelor electrice în Piaţa de energie - avantajele platformei informatice

DAMAS ..................................................................................................................................... 29 Cernat Marian, Ilişiu Doina 2.2.(P.6)- Hidroelectrica strategy regardingInformation and communication technology.............. 32 Gheorghe Ştefan, Dragoş Zachia-Zlatea, Raymond Maiorescu, Vulpeş Nicolae 2.3.- Impactul codurilor paneuropene asupra sistemelor de automatizare ale grupurilor generatoare ... 263 Ilişiu Doina 2.4.- Optimizarea funcţionării grupului energetic nr.3 Deva, de 235 MW, pe baza analizei

“On line” a parametrilor tehnico-economici de exploatare................................................... 267 Vaida Victor, Codreanu Nicolae, Dancu Traian, Stezar Horia, Oloşutean Daniel 2.5.(P.7)- Reglarea sarcinii la grupul nr. 6 - Electrocentrale Rovinari............................................ 36 Marius Bîzgă, Emil Viorel Mihai, Preda Brătuianu 2.6.- Modernizarea Repartitorului Local Frecvenţă Putere de la Electrocentrale Rovinari

pentru preluarea on-line a punctelor de funcţionare............................................................. 270 Marius Bîzgă, Emil Viorel Mihai 2.8.- ASSET SUITE - Soluţie informatică integratoare pentru procesele de lucru ale CNE Cernavodă..... 273 Florea Cristian 2.9.- Sistem informaţional de management integrat....................................................................... 279 Voiculescu Marian, Costoiu Eugen 2.10.(P.8)- Cogenerare, eficienţă sau insolvenţă ! ............................................................................. 41 Tudor Viorel, Ilie Ionel


în Energetică


12

2012

2.11.- Analiza efectelor sistemelor informatice asupra eficienţei unei centrale de cogenerare. ........ 284 Coman Dumitru, Voiculescu Marian 2.12.- Efficiency Map şi WhatIf - instrumente moderne pentru simulare, analize tehnico-economice

şi eficientizare a funcţionării centralei cu ciclu combinat. ................................................. 288 Despa Dragoş 2.13.- Soluţii adoptate la Sucursala Turceni, C.E. Oltenia, pentru monitorizarea şi reducerea

noxelor. Realizări şi perspective. .......................................................................................... 292 Leu Ionel, Bralostiţeanu Radu, Gâlceavă Victor 2.14.- SCADA în managementul holistic al proceselor tehnologice într-o centrală termoelectrică. ... 299 Miri ţă Florin, Marin Oana-Florentina 2.15.- Ghid SCADA Hidroelectrica. ............................................................................................... 307 Maiorescu Raymond, Vulpeş Nicolae, Verghelet Radu, Erdeli Lucian Pauna Ion Sorin, Andriţoiu Constantin, Comănescu Daniela, Sandu Cristian Suciu Aurel, Ile Teodor, Marcu Nicolae, Lazăr Vasile 2.16.- Optimizări ale aplicaţiilor informatice de proces utilizate în cadrul HIDROELECTRICA -

portal SCADA Executiv. ....................................................................................................... 313 Vulpeş Nicolae, Verghelet Radu, Lazăr Vasile, Erdeli Lucian, Pauna Ion Sorin, Andriţoiu Constantin 2.17.- Sistem SCADA de monitorizare a funcţionării CHEMP Râul Alb. .................................... 320 Cornoiu Marius, Brebu Nicolae, Rotǎ Dumitru 2.18.- Baraj Izvorul Muntelui. Sistem automat de monitorizare parametri UCCH........................ 325 Melinte Cornel, Ursuţ - Avram Talida 2.19.- Transformarea aplicaţiilor UCCH-All în UCCH-Net din cadrul Hidroelectrica................. 333 Iacob Irinel Daniela, Vulpeş Nicolae, Lazăr Vasile, Popescu Cătălin, Ghergu Călin, Mitrica Roxana 2.20.- Sistem de comunicaţie pe microunde la Sucursala Hidrocentrale Slatina........................... 336 Săftoiu Marius, Zanfir Gabriel, Grădinaru Marian 2.21.- Soluţii de echipare pentru panoul ecran grafic din camerele de comandă ale

dispeceratelor hidroenergetice de amenajare........................................................................ 340 Anghel Mioara 2.22.- Sistem retranslator transmisie voce-date, wireless cu alimentare solară.............................. 345 Stancu Florin, Nicolescu Ion, Pristavu Florin 2.23.- Utilizarea produselor software Microsoft pentru optimizarea infrastructurii IT și a

proiectării în SC ISPH SA..................................................................................................... 349 Tudor Adrian 2.24.- Implementare aplicaţii web ”consumatori casnici” şi “consumatori economici” la

S.C. Hidroelectrica S.A.- S.H. Bistriţa Piatra Neamţ........................................................... 355 Melinte Marcela 2.25.- Rezultate practice privind funcţionarea sistemului de telecontorizare la

S.C. Hidroelectrica S.A.- S.H. Bistriţa Piatra Neamţ şi perspective privind extinderea acestuia la CHEMP/MHC ................................................................................... 361

Melinte Marcela, Grosu Alexandru 2.26.- Modernizare staţie 20 kV Baraj Cerna................................................................................... 365 Rusta Constantin, Baloi Constantin, Raduica Dragoş, Mihalache Viorel, Câmpureanu Claudiu 2.27.- Simularea funcţionării automatizării de rezervare la refuz de întreruptor........................... 374 Stahie Vasile 2.28.- Sistem inteligent de protecţie la spargere conductă forţată a hidrocentralei........................ 380 Mircescu Dan, Mic Adrian, Rogoz Ioan, Hăngănuţ Constantin, 2.29.- Reabilitare instalație de comandă şi automatizare vană fluture CHE Tismana Subteran........ 384 Andriţoiu Constantin, Mungiu Gabriel, Dăianu Adrian 2.31.- Sistem WEB de gestiune a documentelor pentru sectorul energetic..................................... 390 Panduru Roxana, Grosu Mircea, Vîlcu Marius-Cosmin, Săftoiu Marius, Pena Daniela Zanfir Marin, Uliu Claudiu, Cioc Mişu, Topoloagă Valentin


în Energetică


13

2012

2.32.- Aplicaţia "DIAGCONSOLE" pentru echipamente electrice................................................ 396 Tănăsescu Gabriel, Dragomir Oana, Voinescu Lucian, Gorgan Bogdan, Noțingher Petru 2.34.- Aplicaţie de personal la UH Câmpulung, SH Curtea de Argeş................................................. 402

Ciucă Gheorghe 2.35.- Assessing electromagnetic compatibility in the capability diagram at one HPP storing

energy, using variable drivings................................................................................................. 408 Guzun Basarab, Anghel Elena, Bărboianu Julian, Grofu Constantina, Neagoe Răzvan 2.36.- Tablou general privind timpi de funcţionare şi reparaţii pe hidroagregate, întreţinerea

aferentă acestora și consideraţii privind funcţionarea unei CHE pe baza analizei multidimensionale a datelor istorice.......................................................................................... 415

Rogoz Ioan, Balint Eva, Constantin Lazar


în Energetică


14

2012


în Energetică


15

2012

LUCRǍRI ÎN

PLEN


în Energetică


16

2012


în Energetică


17

2012

P.2.- ASPECTE ACTUALE PRIVIND POSIBILIT ĂŢILE DE RACORDARE A CEE ÎN SEN

Ing. Albert Hermina, Ing. Lavrov George, Dr.ing. Roşca Nicoleta Elena, Ing. Poantă Alina

ISPE Bucureşti, Bdul Lacul Tei nr.1-3, tel.021.206.14.20, fax.021.210.34.81, E-mail: [email protected], [email protected], [email protected], [email protected]

Rezumat: În referat se prezintă situaţia energetică actuală şi de perspectivă apropiată (2016), respectiv îndepărtată (2021). Se analizează condiţiile actuale de stabilire a soluţiilor de racordare la SEN de noi surse, în special eoliene, modul de alcătuire a regimurilor de dimensionare în situaţia unor mari excedente de putere urmare a considerării în principal a CEE cu Contracte de Racordare şi Avize Tehnice de Racordare. Se evaluează rezultatele obţinute respectând actuala metodologie de calcul. Se propune îmbunătăţirea acesteia pentru examinarea unor situaţii realizabile din punct de vedere a funcţionării pe piaţa de energie electrică.

Cuvinte cheie: Centrale electrice eoliene, regim de dimensionare, echilibrarea balanţei, măsuri de întărire a reţelei de transport.

1. INTRODUCERE

Reglementarea de bază, existentă în prezent referitoare la analiza soluţiilor de racordare la reţea a unor surse electrice este „Normativ pentru proiectarea sistemului energetic naţional” PE 026/92 [1] care, la data elaborării, se referea la un sistem energetic cu puterea dezvoltată corespunzător cererii de putere preconizată şi prevedea condiţiile de dezvoltare a RET în corelare cu acestea.

În PE 026/92, pentru integrarea de noi surse în SEN se definea, în raport cu un regim mediu de bază - fără noul obiectiv - un regim de dimensionare care prevede (art. 61.b) „dimensionarea capacităţii de transport a reţelei de evacuare a puterii dintr-o zonă excedentară cu mai multe centrale se face, prin înrăutăţirea regimului de bază la palierele de VSI şi VDV, în care se încarcă cea mai mare centrală din zonă şi CHE din zonă la puterea disponibilă”.

La data respectivă nu exista problema surselor regenerabile şi - evident - nu exista nicio referire la aceasta.

Pentru a fi luate în considerare noile condiţii, CNTEE Transelectrica SA a elaborat reglementări cu privire la formarea regimului de dimensionare [2].

Cea mai importantă completare în construirea regimului de dimensionare o constituie obligaţia de a se considera, peste regimul mediu de bază pentru perioada respectivă de analiză transmis de CNTEE Transelectrica SA în zona de amplasare a noului obiectiv a tuturor CEE cu contracte de racordare cu 70 % Pinst în zona analizată, respectiv 30 % Pinst în restul SEN şi verificarea - ca sensibilitate - inclusiv a regimului cu CEE cu avize tehnice de racordare existente în zonă.

Prin această reglementare, aşa cum se prezintă în cele ce urmează, în funcţie de puterea CEE considerate suplimentar (în funcţie de zona analizată)

faţă de dimensionarea prevăzută în PE 026/92, evident condiţiile de evacuare a puterii devin mult mai grele.

Se pune deci în discuţie, cum ar trebui constituit regimul de dimensionare, luând în considerare prevederile PE 026/92, pornind de la regimul mediu de bază pentru fiecare perioadă de analiză şi condiţiile reale în cadrul pieţei de energie electrică, astfel încât dimensionarea pentru RET şi condiţiile de racordare a noii surse să fie mai credibile.

2. SITUAŢIA ENERGETIC Ă

2.1. Situaţia energetică actuală

În prezent, în anul 2012, la un consum de vârf de ~9500MW, structura puterii disponibile în centralele clasice, care faţă de anul 1989 s-a modificat în principal numai prin racordarea grupurilor 1 şi 2 de la CNE Cernavodă, este:

Centrale termoelectrice 10171 MW (din care pe hidrocarburi 4106 MW) CNE 1413 MW CHE 6096 MW CEE + biomasă + fotovoltaice

~1450 MW Total 19130 MW

deci, puterea disponibilă reprezintă ~200% faţă de consumul maxim.

La data întocmirii referatului sunt în funcţiune centrale cu surse regenerabile ~1450 MW, din care 1380 MW în CEE şi 40 MW în centrale pe biomasă. În analiza condiţiilor de acoperire a consumului maxim, de regulă, nu se consideră puterea disponibilă în CEE.

Pentru perioada următoare trebuie luate în considerare - având o probabilitate ridicată de realizare şi surse de putere clasice totalizând la nivelul anului 2016 ~1805 MW.

De asemenea, trebuie luate în considerare centralele din surse regenerabile, în principal CEE,


în Energetică


18

2012

care au o probabilitate mai mare de realizare. În această situaţie ar fi cele care au în prezent contracte de racordare (CR), cu o putere total instalată de ~14580 MW precum şi cele cu avize tehnice de racordare (ATR) de putere de 9250 MW (în total 23830 MW).

2.2. Perioada 2015-2016

2.2.1 Consumul de putere

CNTEE Transelectrica SA prevede în perioada 2015 - 2016 un consum net pe paliere de consum:

VSI VDV GNV 9560 MW 7850 MW 4851 MW

şi un sold import-export de -1000 MW -1000 MW -500 MW ceea ce conduce la o producţie internă netă de: 10560 MW 8850 MW 5351 MW

Rezerva pentru servicii de sistem este considerată 1550 MW.

2.2.2 Surse de putere CNTEE Transelectrica SA, în regimul mediu de

bază care ia în considerare condiţiile de integrare în piaţa de energie electrică inclusiv a CEE, prevede pentru etapa 2016 o putere instalată în CEE limitată la 3200 MW (faţă de 14580 MW în CEE cu CR) şi considerată cu o putere produsă de 30 % Pinst – în total 960MW (în oricare palier al curbei de sarcină).

Tabel 1 Termen scurt -2016 Staţia de racordare a

CEE Puterea (MW) 400 kV Tariverde 180 400 kV Rahmanu 180 110 kV Tulcea 100 110 kV Medgidia Nord 40 110 kV Medgidia Sud 50 110 kV Mircea Vodă 21 110 kV Basarabi 89 110 kV Neptun 10 110 kV Tataru 15 110 kV Mihai Viteazu 40 110 kV Smârdan 42.4 110 kV Lieşti 27 110 kV Însurăţei 20 110 kV Urleasca 10 110 kV Negreşti 18 110 kV Munteni 5 110 kV Bacău 53 110 kV Adjud 5 110 kV Moldova Noua 0 400 kV Stupina 54.6 TOTAL 960

În acoperirea curbei de consum la VSI cu CNE

Cernavodă 1295MW (exclusiv consumul de servicii

interne), principalele centrale clasice CTE Rovinari şi CTE Turceni sunt considerate cu numai 2-3 grupuri în funcţiune (800 MW respectiv 825 MW), iar CHE cu lacuri de acumulare - care ar permite reduceri de încărcare - cu o putere totală generată de ~1600 MW. În rest puterile generate sunt în centrale cu regim impus (termoficare, hidro în cascadă sau pe firul apei ş.a.).

Pe celelalte paliere, de exemplu la GNV, la CTE Rovinari şi CTE Turceni este prevăzut funcţionarea unui singur grup, iar pe CHE se consideră o reducere raportat la VSI de ~2000 MW oprind toate centralele cu posibilitate de acumulare (inclusiv în lacuri de mică capacitate, ca de exemplu pe centrale aval Argeş, Bistriţa, Cerna - Motru, Lotru aval ş.a.).

2.3. Perioada 2019-2020

2.3.1 Consumul de putere

În această perioadă se consideră punerea în funcţiune a grupurilor 3, 4 CNE Cernavodă, a CHEAP Tarniţa 1000 MW şi instalarea CTE Brăila 880 MW.

Actualele prevederi de consum sunt: Consum intern

VSI 11000 MW, VDV 8960 MW, GNV 5330 MW

Sold import-export VSI -1500 MW, VDV -1500 MW, GNV -750 MW

Consum pentru pompaj VSI -, VDV -, GNV -959 MW Total producţie necesară VSI 12500 MW, VDV 10459 MW, GNV 7039 MW

2.3.2 Surse de putere

În regimul mediu de bază propus de CNTEE Transelectrica SA, cu luarea în considerare a condiţiilor de siguranţă a SEN şi a necesităţii de integrare în piaţa de energie electrică se prevede pentru etapa 2021 o putere instalată în CEE limitată la 4000 MW (faţă de 14580 MW în CEE cu CR) şi considerată cu o putere produsă de 30 % Pinst - în total 1200 MW (în oricare palier de sarcină), în condiţia în care CTE Brăila 880 MW este oprită, producţia pe CHE Porţile de Fier I este limitată la 700 MW, iar CHEAP la 450 MW la VSI (225 MW la VDV).

Tabel 2 Termen lung - 2021 Staţia de racordare a

CEE Puterea (MW) 400 kV Tariverde 249 400 kV Rahmanu 180 110 kV Tulcea 100 110 kV Medgidia Nord 40 110 kV Medgidia Sud 50 110 kV Mircea Vodă 21 110 kV Basarabi 150 110 kV Neptun 10


în Energetică


19

2012

Termen lung - 2021 Staţia de racordare a CEE Puterea (MW) 110 kV Tataru 15 110 kV Mihai Viteazu 40 110 kV Smârdan 42.4 110 kV Lieşti 27 110 kV Însurăţei 20 110 kV Urleasca 10 110 kV Negreşti 18 110 kV Munteni 70 110 kV Bacău 53 110 kV Adjud 5 110 kV Moldova Noua 24 400kV Stupina 75.6 TOTAL 1200

2.4. Repartiţia teritorial ă a surselor

regenerabile cu CR şi ATR

În conformitate cu prevederile Legii Energiei Electrice şi Codurile Tehnice ale RET şi RED, operatorii de reţea trebuie să permită nediscriminatoriu accesul la reţelele publice a utilizatorilor.

În aceste condiţii, cu Directivele Uniunii Europene (UE) referitoare la sursele regenerabile, condiţiile avantajoase create dezvoltatorilor de centrale electrice eoliene (CEE) şi în România, a fost o adevărată explozie de solicitări de racordare a acestora la reţelele publice, la Sistemul Energetic Naţional (SEN).

În prezent există un număr important de studii de conectare la reţea a CEE, chiar contracte de racordare (CR) şi Avize Tehnice de Racordare (ATR).

Reglementările actuale cu privire la formarea regimului de dimensionare al SEN pentru racordarea la reţea a unor viitoare surse de putere menţionează luarea în considerare integrală a CEE cu CR (ca şi calcul de bază) şi a CEE cu CR + ATR (ca şi calcul de sensibilitate) în procente diferite în funcţie de zona analizată.

La data elaborării acestui referat, în baza studiilor de soluţie de racordare la SEN a centralelor pe surse regenerabile, există CR la reţea pentru centrale:

• electrice eoliene Pinst~14087 MW • electrice fotoelectrice Pinst∼ 489 MW • electrice cu biomasă Pins∼ 30 MW

şi centrale cu CR şi ATR: • electrice eoliene Pinst~22324 MW • electrice fotoelectrice Pinst∼ 1502 MW • electrice cu biomasă Pins∼ 122 MW

Regimul de dimesionare al fiecărei zone va fi direct

influenţat de numărul de surse regenerabile, cu prioritate regenerabile (din total CR şi cu ATR) prevăzue în zona respectivă, care vor fi luate în considerare cu 70 % Pinst.

În tabelul 3 şi 4 se prezintă repartiţia pe zone a CEE, aşa cum rezultă în prezent din CR şi ATR existente.

Tabel 3 Contracte de racordare (CR)

Dobrogea 67,2% în RET 58,0% în RED 42,0%

Moldova 17,6% în RET 58,0% în RED 42,0%

Banat 9,3% în RET 55,3% în RED 44,7%

Muntenia 3,1% în RED 100%

Alte zone 2,8% în RED 100%

TOTAL 100% ~14580 MW

Tabel 4 Contracte de racordare şi Avize

Tehnice de Racordare (CR + ATR)

Dobrogea 61,8% în RET 63,6% în RED 36,4%

Moldova 19% în RET 65.6% în RED 34.4%

Banat 8,9% în RET 64.9% în RED 35.1%

Muntenia 4,9% în RET 42.3% în RED 57.7%

Alte zone 5,4% în RED 100% TOTAL 100% ~23830 MW

Se poate constata că în estul SEN (Dobrogea şi

Moldova) s-ar concentra 84,8 % din CEE cu CR şi 80,8 % din CEE cu CR + ATR.

În aceste condiţii regimurile de dimensionare pentru stabilirea soluţiilor de racordare pentru noi surse de putere racordate în aceste zone ridică probleme referitoare la echilibrarea balanţei de putere, respectiv menţinerea unui nivel de tensiune corespunzător fără surse suplimentare de putere reactivă.

Concret, pentru un studiu de soluţie pentru racordarea unei CEE amplasată în zona Dobrogea se consideră în zonă o putere evacuată din CEE de peste 6800MW, care ar trebui să înlocuiască conform RMB, centrale clasice parte din ele de termoficare sau CHE (cu regim impus) sau să se considere că se exportă prin partea de vest a SEN.

2.5. Reţeaua de transport şi de distribuţie

Studiile de soluţie pentru racordarea noilor surse (CTE Brăila, dar în principal CEE) efectuate cu respectarea ipotezelor de calcul menţionate în reglementările actuale cu privire la formarea regimului de dimensionare al SEN pentru racordarea la reţea a unor viitoare surse de putere au evidenţiat:

- limitări ale puterii instalate în anumite zone în regim normal de funcţionare pentru RED existentă (de ex. zona Tulcea şi staţia 400/110 kV Tulcea Vest cu 2 TR 400/110 kV - 350 MW, zona Medgidia - Constanţa cu 2 TR 250 MW în staţia 400/110 kV Medgidia Sud -


în Energetică


20

2012

1000 MW ş.a.) pentru care sunt necesare investiţii suplimentare;

- congestii în reţeaua de 110 kV în regimuri cu o contingenţă care necesită întăriri (dublări de LEA, reconductorări, dublări sau schimbări de transformatoare) sau prevederea unor automatizări care să deconecteze/limiteze puterea generată a CEE pentru evitarea unor declanşări; cu consecinţe asupra siguranţei funcţionării;

- în reţeaua de transport Dobrogea, limitarea puterii totale evacuate de CEE la 2060 MW (Pinst ∼ 3000 MW), datorită unei restricţii pe LEA 400 kV Medgidia Sud - Dobrudja de 830 MW. Ca urmare a rezultat prevederea unui transformator defazor pe LEA 400 kV Medgidia Sud - Dobrudja care să asigure încadrarea automată în puterea maximă admisibilă pentru o putere instalată de peste 3000 MW în CEE, dar care nu poate elimina depăşirile de capacitate în regimurile cu un element deconectat;

- necesitatea a minim 7 LEA 400 kV pentru întărirea RET.

Studiile efectuate limitează creşterea puterii evacuate din CEE de dezvoltarea RET, dar şi de dezvoltarea în aceeaşi zonă a unor surse clasice (de exemplu CTE Brăila) condiţionat de verificarea regimurilor normale (N elemente în funcţiune) sau cu un element deconectat (N-1 elemente în funcţiune). Din punct de vedere obiectiv, al volumului de investiţii asigurat şi a posibilităţilor fizice de realizare, apare o decalare importantă între momentul când o LEA 400 kV ar putea fi necesară şi posibilitatea de realizare a acesteia.

Dacă se ţine seama de termenele prevăzute de realizare a acestor întăriri: 2017-2020-2022, s-ar impune concluzia că investitorii, care au luat la cunoştinţă de aceste condiţionări din cadrul studiului de soluţie pentru racordarea CEE pe care l-au avizat, să realizeze că RET nu este capabilă să primească în 2015 - 2016 mai mult de o putere totală produsă de ∼2240 MW. În cadrul studiilor de soluţie pentru noi surse de putere în zona Dobrogea se menţionează pentru regimul fără nici o linie de întărire sau succesiv considerând pe rând câte o linie de întărire necesităţile de limitare a puterii pentru eliminarea regimului divergent sau a suprasarcinilor apărute în regimul cu N elemente în funcţiune, palierul de vârf de sarcină şi palierul de gol de sarcină. De exemplu: pentru eliminarea regimului divergent şi a suprasarcinilor apărute în regimurile staţionare, cu N elemente în funcţiune la palierul de vârf de sarcină, efectuate în RET Dobrogea, fără considerarea niciunei linii de întărire puterea evacuată din zona RET/RED Dobrogea de 6200 MW trebuie limitată până la valoarea de 3038 MW (reducere cu cca. 3162 MW). De asemenea la palierul de gol de sarcină: pentru eliminarea regimului divergent şi a suprasarcinilor

apărute în regimurile staţionare, cu N elemente în funcţiune, efectuate în RET Dobrogea, fără considerarea niciunei linii de întărire şi considerând CTE Brăila 880 MW cu 70 % din puterea instalată, puterea evacuată din zona RET/RED Dobrogea de 6200 MW trebuie limitată până la valoarea de 2833 MW (reducere cu cca. 3366 MW). Cele prezentate anterior evidenţiază un număr enorm de linii de întărire a RET pentru evacuarea unei puteri în CEE care este puţin credibilă că va exista după cum şi dezvoltarea necesară a RET că va putea fi realizată în timp util.

2.6. Construirea regimului de dimensionare

Cu metodologia actuală, considerarea cu 70 % a puterii instalate în centrale electrice eoliene corespunzătoare Contractelor de Racordare şi Avizelor Tehnice de Racordare conduce, în anumite zone (Dobrogea, Moldova, Muntenia de Nord Est, Smârdan, Lacu Sărat), la regimuri de dimensionare cu mari dezechilibre de putere care pun probleme deosebite pentru respectarea condiţiilor de funcţionare: echilibrarea regimului de calcul şi menţinerea unui nivel de tensiune corespunzător. Echilibrarea pe SEN impune oprirea unor centrale clasice, din care aşa cum s-a precizat anterior, unele nu pot fi implicate în această echilibrare fiind centrale de termoficare, CNE, CHE pe firul apei, etc.

In aceste condiţii se consideră că din totalul puterii necesar echilibrării procentul majoritar îl reprezintă exportul, cu mii de MW, în special în vestul SEN (în cazul unei dimensionări în zona Dobrogea sau Moldova), ceea ce conduce adesea la suprasarcini pe LEA de evacuare a puterii din zona analizată (inclusiv 110 kV) spre zonele îndepărtate (de ex. Banat) [3].

Regimul de dimensionare astfel calculat conduce la necesitatea de întărire a RET/RED şi montarea de surse suplimentare de putere reactivă, în realitate imposibil de realizat până la momentul considerat de instalare a noilor surse.

In realitate situaţiile considerate în astfel de regimuri de dimensionare nu se vor realiza. CEE se vor încadra în curba de sarcină a SEN şi vor avea o producţie determinată de regimul de funcţionare al SEN, de puterile repartizate în cadrul producţiei de energie electrică.

Se prelimină pentru etapa 2016 o putere maximă instalată în CEE de 3200 MW, respectiv de 4000 MW pentru etapa 2021, de altfel conform angajamentelor României la Uniunea Europeană.

Este necesar ca pentru fiecare etapă 2016, 2021, să fie determinată o putere maximă produsă de CEE care poate fi integrată în SEN şi totodată poate fi preluată pe piaţa de energie electrică.

In aceste condiţii este logic ca să se efectueze un prim regim de dimensionare stabilit pe baza PE026, în care pentru sursele regenerabile în cadrul puterii de


în Energetică


21

2012

3200 MW corespunzătoare CEE din RMB s-ar considera CEE cu CR cele mai apropiate de amplasamentul obiectivului analizat.

Echilibrarea balanţei, prin care se preiau numai diferenţele de la valoarea generării prevăzute în RMB (30 % din Pinst) la 70 % se poate face fără a mări cu mult exportul.

S-ar obţine un regim mai aproape de cel realizabil pentru care se vor calcula regimurile cu N şi N - 1 elemente în funcţiune şi vor rezulta sau nu intariri sau limitări de putere necesare.

Concluziile rezultate din acest regim de dimensionare mai credibil ar determina necesităţile minime de dezvoltare a RET.

După această verificare, care ar constitui o prima faza de analiză, ar trebui să se ia măsuri de realizare a întăririlor sau prevederile de automatizări pentru menţinerea siguranţei în funcţionare.

Această putere stabilită de CNTEE Transelectrica SA şi avizată de ANRE şi Ministerul Industriilor trebuie să constituie o primă valoare pentru analiza soluţiilor de integrare a unor noi surse în SEN respectiv pentru analiza dezvoltării RET.

Aceasta va fi publicată pentru orientarea operatorilor de reţea dar şi a producătorilor.

Se mai poate considera ca ipoteză de analiză şi un regim de calcul pentru o putere a CEE cu CR din zonă, fără a lua în considerare CEE cu CR în celelale zone, evidenţiând întăririle necesare suplimentar faţă de cele din planul de perspectivă, pentru etapa de perspectivă 2021, având în vedere faptul că acestea au termen de finalizare între 2017 - 2021.

Evident cele expuse constituie o propunere de analiză a soluţiilor de racordare la reţea a unor noi surse care o punem in discutie.

Oricum este absurd ca atunci cand avem certitudinea limitarii puterii ce va putea fi instalată din CEE la valori de 3200 MW / 4000 MW, să se facă calcule pentru stabilirea unei soluţii de racordare pentru regimul de dimensionare considerând întreaga putere din CR sau CR+ATR.

Se consideră de asemenea oportună o analiză cu considerarea tuturor CEE cu Contracte de Racordare existente în zona respectivă cu condiţia de 0,7 Pinst pentru puterea generată şi în restul SEN toate CEE cu o putere produsă de 0,3 Pinst pentru a evidenţia întăririle RET necesare pentru evacuarea puterii tuturor CEE cu Contracte de Racordare.

Trebuie precizat însă că, această ipoteză de calcul: necesită întăriri de reţea care nu sunt

menţionare în planul de perspectivă (cel puţin 4 întăriri)

calculele de stabilitate pentru zona Dobrogea nu obţin rezerve normate de stabilitate

Astfel, pentru totalitatea CEE cu CR, va rezulta o analiză de evaluare a implicaţiilor, de evidenţiere a problemelor ce ar apărea: de echilibrare a balanţei, de

asigurare a rezervei terţiare, de construire a noi linii de evacuare şi a surselor de compensare a puterii reactive. S-ar putea trasa liniile directoare pentru o dezvoltare a RET de largă perspectivă. Această ultimă ipoteză este de fapt o adaptare a criteriilor de dimensionare din PE-026 la condiţiile specifice cele mai grele ale CEE. De asemenea, o analiză la nivelul SEN, considerând toate CEE cu Contracte de Racordare cu o producţie de 0,3 Pinst poate da o orientare privind necesitatea de dezvoltare pe ansamblu RET în condiţii medii de generare. Evident întăririle rezultate vor fi mai puţine decât în situaţia considerării unei zone cu generare 0,7 Pinst.

3. CONCLUZII

3.1 Racordarea la reţea a unei noi surse de putere se realizează, în prezent, luând în considerare prevederile PE 026/92, pornind de la regimul mediu de bază şi având în vedere noile condiţii prevăzute în reglementările CNTEE Transelectrica SA cu privire la formarea regimului de dimensionare, reglementări necuprinse într-un nou normativ şi neavizate de Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei.

3.2 Cea mai importantă completare în construirea regimului de dimensionare o constituie obligaţia de a se considera, suplimentar stabilirii regimului de dimensionare din zonă conform PE 026/92 , toate CEE cu contracte de racordare cu 70 % Pinst în zona analizată, respectiv 30 % Pinst în restul SEN şi verificarea - ca sensibilitate - inclusiv a regimului cu CEE cu ATR existente în zonă.

3.3 În prezent este o adevărată explozie de solicitări de racordare a acestora la reţelele publice, la Sistemul Energetic Naţional (SEN) şi se constată o dezvoltare a surselor de putere regenerabile care au în prezent contracte de racordare, cu o putere total instalată de ~14580 MW precum şi cele cu ATR de o putere de 9250 MW (în total 23830 MW).

3.4. Luarea în considerare a acestor centrale, conform reglementărilor CNTEE Transelectrica SA, în cadrul regimului de dimensionare conduce la:

- condiţii nerealiste de dezvoltare a RET: 8 noi artere de 400 kV, dintre care doar 4 menţionate în planul de perspectivă al CNTEE Transelectrica după anul 2017;

- dificultăţi de menţinere a unui nivel de tensiune corespunzător (necesitatea a multiple surse de compensare a puterii reactive

- probleme de echilibrare a balanţei de putere (se constată că din totalul puterii necesar echilibrării procentul majoritar îl reprezintă exportul). Întăririle rezultate sunt în realitate imposibil de realizat până la momentul considerat de instalare a noilor surse. CEE se vor încadra în curba de sarcină a SEN şi vor avea o producţie determinată de regimul a SEN, de puterile repartizate în cadrul producţiei de energie electrică.


în Energetică


22

2012

3.5. Se prelimină pentru etapa 2016 o putere maximă instalată în CEE de 3200 MW, respectiv de 4000 MW pentru etapa 2021, conform angajamentelor României la Uniunea Europeană.

De altfel, CNTEE Transelectrica SA, în regimul mediu de bază ia în considerare condiţiile de integrare în piaţa de energie electrică inclusiv a CEE, şi prevede pentru etapa 2016 o putere instalată în CEE limitată la 3200 MW considerate cu o putere produsă de 30 % Pinst - în total 960 MW, respectiv pentru etapa 2021 o putere instalată în CEE limitată la 4000 MW considerate cu o putere produsă de 30 % Pinst – în total 1200 MW (faţă de 14580 MW în CEE cu CR).

3.6. In cadrul referatului se propune o abordare, în studiile de soluţie pentru stabilirea soluţiilor de racordare a noi surse, într-o primă etapă a unui regim de dimensionare stabilit pe baza PE026, în care pentru sursele regenerabile în cadrul puterii instalate de 3200 MW corespunzătoare CEE din RMB (anul 2016) s-ar considera CEE cu CR cele mai apropiate de amplasamentul obiectivului analizat.

3.7. S-ar obţine un regim de dimensionare mai aproape de cel realizabil pentru care se vor calcula regimurile cu N şi N - 1 elemente în funcţiune şi vor rezulta sau nu intariri sau limitări de putere necesare. Concluziile rezultate din acest regim ar determina necesităţile minime de dezvoltare a RET, acelea absolut necesare.

După această verificare, care ar constitui o prima faza de analiză, ar trebui să se ia măsuri de realizare a întăririlor sau prevederile de automatizări pentru menţinerea siguranţei în funcţionare.

Această putere stabilită de CNTEE Transelectrica SA şi avizată de ANRE şi Ministerul Industriilor va constitui o primă valoare pentru analiza soluţiilor de integrare a unor noi surse în SEN respectiv pentru analiza dezvoltării RET şi va fi publicată pentru orientarea operatorilor de reţea dar şi a producătorilor.

Se mai poate considera ca ipoteză de analiză şi un regim de calcul pentru o putere a CEE cu CR din zonă, fără a lua în considerare CEE cu CR în celelale zone, la nivelul întăririlor menţionate în planul de perspectivă, pentru etapa de perspectivă 2021, având în vedere faptul că acestea au termen de finalizare între 2017 - 2021.

3.8. Se consideră de asemenea oportună şi o analiză cu actuala metodologie pentru a evidenţia extinderea RET necesară pentru condiţia evacuării integrale a puterii ce poate fi generată de toate CEE cu CR, existente în zona respectivă, pentru o analiză de evaluare a implicaţiilor, de evidenţiere a problemelor ce ar apărea: de echilibrare a balanţei, de asigurare a rezervei terţiare, de construire a noi linii de evacuare şi a surselor de compensare a puterii reactive.

S-ar putea trasa liniile directoare pentru o dezvoltare a RET de largă perspectivă.

De asemenea, o analiză la nivelul SEN, considerând toate CEE cu Contracte de Racordare cu o producţie de 0,3 Pinst poate da o orientare privind necesitatea de dezvoltare pe ansamblu RET în condiţii medii de generare. Evident întăririle rezultate vor fi mai puţine decât în situaţia considerării unei zone cu generare 0,7 Pinst.

BIBLIOGRAFIE

[1] PE 026/92 - „Normativ pentru proiectarea sistemului energetic naţional”

[2] * * * - Reguli aplicate la construirea scenariilor, regimurilor medii de bază şi a regimurilor de dimensionare utilizate în studiile de soluţie de racordare a centralelor/grupurilor noi.

[3] Dr. ing. Anca Popescu, Ing. Hermina Albert, Ing. George Lavrov, Ing. Burloiu Cristina - Probleme actuale ale integrării centralelor eoliene în sistemul energetic naţional - FOREN 2010.


în Energetică


23

2012

P.3.- PROIECTAREA SI IMPLEMENTAREA UNEI PLATFORME

SCADA DEDICATA CENTRELOR DE TELECOMANDA SI SUPRAVEGHERE INSTALATII ALE TRANSELECTRICA

Sorin Niculescu Ion Merfu

CN Transelectrica - Sucursala de Transport, Craiova, Str. Brestei nr. 5 tel: 0251.30.71.00, fax: 0251.30.71.06

e-mail:[email protected]; [email protected]

Summary: In order to increase efficiency of the O/M (Operation and Maintenance) process of Transeelectrica’s Power Grid Substations, in 2008 was created in every Transelectrica’s Branches the new entityes called TCC (Telecontrol Center), to manage centralized maneuvers under Dispatch coordination. Due of diversified brands that carry out the Grid Substations Rehabilitations process, combined with the lack of medium term forecasting strategies, the process systems created in TCCs have a heterogeneous screen structures and architecture. The new SCADA platform that’s intended to be implemented will aim related the uniformity of SCMSs-GUI and syntax generated by them, combined with a standardized communication protocol (for SubstationsTtelecontrol ) according with IEC’s standards and requirements.

1. SITUAŢIA GENERALA EXISTENT Ă

În vederea eficientizarii procesului de exploatare-mentenanta al statiilor de transport al energiei electrice precum si a cresterii sigurantei SEN, Transelectrica a implementat in cadrul Sucursalelor de Transport (incepand cu anul 2008), entitati de conducere operativa denumite Centre de Telecomanda si Supraveghere a Instalatiilor (CTSI) cu rol de control si monitorizare al statiilor electrice retehnologizate aflate in subordinea fiecarei Sucursale.

Datorita unei lipsei unei viziuni integrate de centralizare pe termen mediu coroborate cu structuri eterogene ale brand-urilor sub care s-a realizat procesul de retehnologizare al Sistemelor de Comanda-Control si protectii (SCCP) din statiile electrice, s-au creat la nivelul CTSI-urilor structuri complexe de Sisteme Informatice de Proces (SIP) – conf. Fig.1.

Aceste SIP-uri au ca si parte integranta statiile de lucru distante (Remote HMI), denumite „Terminale Grele” conectate in LAN-urile de proces ale SCCP ale statiilor retehnologizate, avand o grafica non-unitara, eterogena si destul de greu manageriabila de un operator atunci cand numarul de clienti R-HMI creste semnificativ.

Dezavantajele actualelor SIP - Interfete grafice diferite, eterogene, cu

simbolistica neunitara si mecanisme de alarmare cu filozofii complet diferite creand de cele mai multe ori confuzii si inadvertente in procesul de exploatare.

- Sintaxe diferite pentru aceleasi tipuri de semnale si in unele cazuri imposibilitatea implementarii avertizarii acustice pe terminalul greu de la CTSI.

- Imposibilitatea unei filtrari selective globale a evenimentelor provenite din SCCP, creandu‐se premisele unei analize ineficiente a anumitor stari sau la refacerea istoricului de evenimente si inregistrari.

- Inexistenta unui modul unitar de „urmarire a procesului de mentenanta” (tracking maintenance) lucru ce ineficientizeaza modul de programare optimizata a procesului de mentenanta al echipamentelor primare si secundare.

- Inexistenta unui protocol de comunicatie standardizat, unitar care sa permita integrarea aplicatiilor din SCCP‐uri intr‐o platforma de conducere dedicata.

- Flota IT complexa, eterogena, avand cu timpi de reactie mari in cazul unor indisponibilitati partiale si o vulnerabilitate informatica ridicata.

- Management greoi si uneori imposibil de realizat in timp optim datorita unui spectru diversificat de brand‐uri precum si al procedurilor de administrare abstractizate si construite si dezvoltate pe criterii pur comerciale.

Prin urmare, considerăm un bun motiv să se

investească în modalitatea de proiectare si implementare a unei platforme integrate SCADA unitare, dedicate exclusiv Centrelor de Telecomanda si Supraveghere a Instalatiilor, care sa realizeze o integrare pe un protocol de comunicatie standard, concurential (over TCP/IP), a tuturor semnalelor generate de SCCP-urile din statiile electrice retehnologizate.

Platforma va avea ca scop in special: - „Unificarea” interfetelor grafice actuale

(Graphycal User Interface) prin crearea unei interfete grafice unitare care sa gestioneze


în Energetică


24

2012

toate elementele specifice procesului de conducere centralizat;

- Creerea unei baze de date cu sintaxa unitara pentru toate semnalele interschimbate cu procesul, (via SCCP);

- Cresterea vitezei de reactie a oparatorilor care deservesc sistemul, cumulata cu eliminarea confuziilor ce pot apare datorita unei structuri eterogene;

- Managementul integrat si securizat al SIP-CTSI. In acest sens, lucrarea dezbate problematicile

legate strict de acest proces de proiectare si implementare precum si strategia de implementare a sistemului SCADA-CTSI.

2. INTEROPERABILITATE

Platforma SCADA ce se doreste a fi implementata va asigura suplimentar si cerintele unui sistem „Power Smart Grid” permitand:

- implementarea la nivelul CTSI-urilor a unui SIP cu o arhitectură omogenă, cu o funcţionare stabilă şi cu un grad ridicat de securitate, capabil să gestioneze în timp real toate procesele tehnologice derulate la nivel de proces (staţiile electrice retehnologizate).

- Posibilitatea interconectarii sistemului SCADA‐CTSI in vederea interschimbarii de informatii reciproce si cu alte sisteme / subsisteme informatice de conducere si monitorizare aferente companiilor energetice cu care Transelectrica interactioneaza in mod direct sau are instalatii adiacente (Electrica, Termoelectrica, Hidroelectrica, Nuclearoelectrica).

- Posibilitatea viitoare a dezvoltarii platformei cu aplicatii specializate de: secvente automate de manevre (ASC - Auto Sequence Control); modul de analizare a evenimentelor post-factuum (HIS - Historical Information System); planificari (SA - Schedualing Spplications); simulator (TS - Training Simulator); etc.

3. DESCRIEREA PLATFORMEI SCADA 3.1 Principii de baza

Platforma SCADA ce se doreste implementata in

cadrul CTSI-urilor are scopul de facilita accesul nemijlocit al tuturor operatorilor centrului de telecomanda la o interfata de utilizator stabila si unitara. Astfel, noul sistem SCADA-CTSI (Fig.2) va trebui sa includa un numar suficient de mare de semnale provenite de la SCCP aferente statiilor electrice retehnologizate. Aceasta interfata grafica unitara trebuie de asemenea sa includa imaginile de proces (inclusiv schemele electrice monofilare - SLD

(Single Line Diagrams)), intrarile / iesirile in listele de evenimente, etc.

Sistemul SCADA va fi structurat si etapizat in fazele de implementare pe următoarele considerente:

- Pachetele de programe software care să gestionează aplicaţiile de proces vor fi instalate preponderent la nivelul SIP-CTSI însă va exista și o acțiune de upgrada‐re a gateway‐urilor aferente SCCP din stațiile electrice deja retehnologizate si integrate in CTSI în vederea implementării unui protocol de comunicație comun.

- Vor exista lucrări de inginerie specifice atât la nivelul SCCP‐urilor cât şi la nivelul CTSI care se vor concretiza preponderant prin: mapari de semnale din SCCP in SCADA; regenerari de baze de date (partiale sau totale); dezvoltari ale interfetei grafice; teste de comunicatie SCCP-SCADA cumulate cu verificarea listelor de semnale mapate in SCCP-uri si transmise catre SCADA (TCC Signal I/O List mapping) .

Din punctul de vedere al sistemului informatic

central implementabil la nivelul CTSI, acesta trebuie sa fie un mecanism care asigura interoperabiltatea si consistenta pentru toate sistemele de comanda‐control integrate sau integrabile, chiar daca in ambele sisteme se produc schimbari ulterioare. In consecinta trebuie implementata o baza de date comuna care tine evidenta despre:

- Numele obiectelor; - Adresele de IEC; - Sistemul sursa; - Responsabilitatea cu care sistemul poate initia

comenzi aspra actiunilor relationate. Aceasta baza de date trebuie implementata astfel

incat stergerea si crearea de noi obiecte sau schimbarea proprietatilor lor sa se reflecte automat in sistemul SCADA.

Scopul final al acestor Centre de Telecomandă şi Supraveghere Instalaţii este acela de a fi capabile într‐un final să gestioneze în timp real tot fluxul informaţional pus la dispoziţie de sistemele de comandă‐control, protecţii (SCCP) din staţiile electrice aflate în subordonare.

Acest lucru presupune adoptarea în primul rând a unui concept de integrare în CTSI care să includă specificaţii clare privitoare la:

- adoptarea unui protocol de comunicaţie unitar utilizat pentru transferul datelor între staţii şi CTSI;

- suportul de comunicaţie şi managementul echipamentelor de reţelistică implicate;

- crearea unei structuri informatice SCADA reale la nivel CTSI care să conţină o grafică unitară pentru toate staţiile electrice cu o bază de date în timp real (RTDB - Real Time Data Base);


în Energetică


25

2012

- crearea în aplicaţia SCADA a unui mecanism de filtrare inteligentă pentru un management optim am fluxului informaţional;

- aplicarea politicilor de securitate privind controlul accesului în reţelele informatice de proces în vederea creşterii gradului de securitate şi micsorarii vulnerabilităţilor .

3.2 Functionalitati Arhitectura sistemului SCADA-CTSI este bazata pe

o pereche de servere redundante localizate la CTSI - Fig.2; unul dintre servere este Master-Server, iar cel de al doilea este Server HSB (Hot-Stand-By / Rezerva calda).

Ambele servere primesc informatiile di proces via Front-ends si se comporta in acelasi fel. Daca unul dintre servere devine partial/total indisponibil, cel de al doilea server preia comanda in cateva secunde in mod automat, insesizabil. Sistemul trebuie sa se asigure ca in timpul preluarii comenzii nu se pierde nici o informatie si ca procesul de preluare a comenzii se face intr-un timp maxim anume stabilit. Acest timp trebuie sa fie cat mai scurt posibil, deoarece pe parcursul acestui timp operatorul de la CTSI nu va fi capabil sa obtina o vedere actuala asupra procesului si nu va fi capabil sa initieze comenzi catre o statie de electrica sau un anume echipament. Serverele SCADA sunt responsabile pentru toate functionalitatile de baza din sistem. Ele comunica direct cu Gateway‐urile SCCP-urilor prin intermediul functiei de server virtual de tip Front‐end, livreaza statiilor de lucru toate informatiile necesare pentru reprezentarea datelor si sunt locatia tuturor aplicatiilor avansate din sistem (ex: Colorare topologica, locatorul de defect, simulare on‐line, tratarea alarmelor si strategiile de iesire din situatii de alarma, etc.). In mod aditional indeplinesc si functia de arhivare pe baza unui semnal spontan sau temporizat. Serverele virtuale Frontend (FEPSs) gestioneaza toate sarcinile legate de comunicatia cu Gateway‐urile din statiile electrice. Principala lor functie consta in:

- Deschiderea si inchiderea cailor de comunicatii catre Gateway‐uri;

- Indeplinirea tuturor sarcinilor legate de transportul, asezarea retelei si legaturii de date in concordanta cu specificatiile protocolului (transportul, asezarea retelei si a legaturii de date sunt folosite din punctul de vedere al modelului de asezare ISO/IEC 7498‐1:1994 :ISO OSI);

- Mentinerea unei stari actuale pentru toate variabilele de proces;

- Controlul tuturor interfetelor catre RTU‐uri; - Stocare nelimitata, temporizata, a tuturor

programelor interne si parametrilor chiar si in lipsa unei surse de alimentare cu energie electrica;

- Autotestare in ceea ce priveste integritatea interna a dispozitivului, echipamentului de testare, programelor si parametrilor la pornire si la intervale de timp presetate;

- Recunoasterea, stocarea si indicarea erorilor si disfunctionalitatilor serverelor SCADA;

- Adaugarea etichtelor de timp real tuturor evenimentelor, care nu au deja o eticheta de timp furnizata de echipamentele din statia de transformare sau de un alt echipament.

Statiile de lucru aferente SCADA-CTSI furnizeaza personalului operativ:

- Interfata grafica om‐masina (HMI – Muman Machine Interface);

- Interfata grafica completa pentru toate aplicatiile activate pe platforma SCADA;

- Functionalitati complete multi‐ecran; - Accesibilitate catre toate functiile software; - Indicatori de alertare SCADA mereu activi si

vizibili; - Avertizare acustica prin intermediul sistemelor

si a interfetei proprii de sunet; - Pregatire/simulare, sarcini de modelare,

mentenanta, raportari extinse si alte sarcini.

4. PROTOCOL DE COMUNICATIE În momentul de faţă, ASRO (Asociaţia de

Standarde din România) admite ca şi protocoale de comunicaţie pentru Teleconducere pachetele de standarde: IEC60870‐5‐101 (protocol serial) respectiv IEC60870‐5‐104 (protocol concurenţial bazat pe TCP/IP).

În prezent, pentru comunicaţia SCCP‐urilor cu structurile de dispecer DET/DEC se utilizează protocolul de comunicatie serial IEC60870‐5‐101 iar la nivel de staţie electrică există o diversitate de protocoale de comunicaţie (standardizate sau proprietar) care gestionează comunicaţia în proces.

Pentru LAN‐urile de proces aferente staţiilor electrice, Transelectrica exista din 2010 un set de normative tehnice interne care impun ca standard unic la nivel de LAN de proces, protocolul IEC 61850. Pentru comunicaţia cu structurile de dispecer se foloseşte în continuare IEC 60870‐5‐101 întrucât necesarul de informaţie necesar acestor structuri de dispecer nu este foarte mare şi protocolul serial poate gestiona rapid şi sigur acest flux de date.

Pentru comunicaţia cu CTSI, dat fiind faptul ca această entitate a fost creată ca o structură de centru de teleconducere, fluxul informaţional disponibil la nivel de staţie trebuie să fie integral transpus într‐un protocol‐standard de teleconducere capabil să‐l gestioneze şi să‐l transmită viitorului sistem SCADA CTSI. Acest lucru este posibil doar prin utilizarea unor protocoale concurenţiale bazate pe TCP/IP care să transpună IEC 61850 în format standard de protocol


în Energetică


26

2012

de teleconducere, să‐l transmită la SCADA‐CTSI iar la acest nivel să fie reflectat în grafica de operator GUI (Graphical User Interface).

Varianta propusa pentru atingerea acestui deziderat de integrare a structurilor grafice deja existente, presupune implementarea în gateway‐urile aferente SCCP (acolo unde nu exista deja) si a protocolului de comunicaţie concurenţial IEC 60870‐5‐104. Totodata trebuie avut în vedere faptul că acest aspect presupune lucrări de inginerie specifice, atat hardware cat mai ales software (instalari drivere, configurari, parametrizari, etc.).

(a) Suportul de comunicatie si managementul echipamentelor de retelistica. Vizează soluţiile tehnice adoptate pentru comunicaţia de date precum şi managementul echipamentelor de reţelistică implicate în acest proces. Totodată trebuie să se ţină seama de infrastructura de comunicaţii existentă a Transelectrica, de tendinţele de upgradare ale acesteia şi de faptul că CTSI telecomandă sisteme informatice de proces care sunt de prioritate zero şi securitate maxima. Soluţia se va concepe astfel încât canalele de comunicaţie să fie redundante cu posibilitatea de comutare automată fără intervenţie externă (switch hands-off) în cazul apariţiei căderilor intempestive. Echipamentele de reţelistică aferente sistemului SCADA-CTSI trebuie să fie complet separate fizic si logic de echipamentele aferente sistemelor de informatica manageriala, fara a exista nici un fel de interferenta cu acesta.

(b) Dimensionarea sistemului. Puncte de achizitie a datelor. Punctele de date reale vor fi privite ca elemente de informatie furnizate de gateway-uri sau de sisteme conectate (DPr – Data Points real). Punctele de date derivate (DPd – Data Points derivated) sunt fie cele calculate fie cele substituite; ex. valori minime, maxime, medii, numaratori de comutari, numaratoarea orelor de operare, conexiuni topologice, numaratoarea intervalelor intre operatiile de intretinere, numaratoarea evenimentelor, indicatii de grup, valori limita, alarme derivate, la suma acestor puncte de date se vor adauga indicatii de sistem si comenzi de sistem.

(c) Cerinte de redundanta. Sistemul specificat va opera intreaga retea inalta tensiune a fiecarei sucursale cu posibilitatea de interconectare cu alte sisteme informatice aferente companiilor de productie si distributie cu care Transelectrica / Sucursala de Transport interactioneaza. O cadere totala sistemului este intolerabila avand in vedere consecintele acestui lucru, astfel ca sistemul SCADA-CTSI va fi conceptual proiectat astfel incat defectarea unei singure componente sa nu provoace o cadere totala a sistemului. Prin componente ale sistemului se intelege atat componentele hardware cat si componentele software ale acestuia care concura la realizarea sarcinilor per ansamblu.

Trebuie avute in vedere de asemenea atat partile de proiectare, executie cat si partea de inginerie a tuturor componentelor sistemului in asa fel incat componenta redundanta sa preia functiile celei defecte intr‐un interval de timp bine definit.

Intreruperea sistemului sau pierderea de informatii nu este tolerata; toate componentele sistemului trebuind sa fie monitorizate in ceea ce priveste starea lor operationala. Starea operationala a fiecarei componente a sistemului trebuie sa fie monitorizata, iar in caz de defect sa fie generata o alarma.

(d) Sincronizarea de timp. Pentru a asigura reactia potrivita a sistemului si pentru a putea face posibila analiza pertinenta a evenimentelor, in mod special in cazul defectelor, unde sunt necesare reactii rapide, va trebui ca toate elementele sa functioneze pe acelasi timp de referinta. Acest lucru include toate elementele sistemului central precum si gateway‐urile aferente SCCP‐urilor. Sincronizarea de timp presupune implementari tehnice si anume:

- Implementarea unei referinte de timp. Referinta de timp trebuie sa fie un semnal furnizat de un receptor GPS.

- Sincronizarea de timp efectiva care va fi executata utilizand protocolul standard RFC 1305, cunoscut ca si NTP V3.

(e) Interconectarea si interoperabilitatea cu alte sisteme informatice. Interoperabilitatea reprezinta capacitatea unui sistem de a realiza un schimb de comenzi cu unul sau mai multe siteme informatice cu care se afla in interactiune directa.

In cazul sistemului SCADA‐CTSI dezbatut, conceptul de interoperabilitate este o consecinta directa a interconectarii sistemului cu alte sisteme informatice adiacente. In faza incipienta, notiunea de interoperabilitatea se va rezuma probabil doar la o vizualizare reciproca in timp real a informatiilor sistemelor aflate in interconexiune urmand ca ulterior, in functie de strategiile Companiilor interconectate sa se decida punctual asupra controlului interoperbiliatii intre diverse elemente ale sistemelor acestora.

Din punct de vedere tehnic insa, sistemul descris in continutul acestui referat confera in proportie de 100% si posibilitatea unei interoperabilitati complete intre sistemele informatice de conducere interconectate, cu conditia ca acestea sa foloseasca protocoale de comunicatie standardizate. Prin utilizarea ca si protocol de comunicatie cu gateway-urile statiilor electrice retehnologizate a standardului IEC 60870-5-104, sunt create premisele necesare si suficiente interconectarii sistemului SCADA-CTSI si cu alte entitati informatice de proces in vederea unui schimb reciproc de date. Realizarea conceptului de interconectare si reciprocitate in vederea interoperabilitatii constituie esafodajul care sta la baza definirii platformelor SCADA si nu in ultimul rand un deziderat al sistemelor Power Smart Grid.


în Energetică


27

2012

5. PERFORMANTELE CARE TREBUIE INDEPLINITE DE SISTEMUL SCADA-CTSI

La proiectarea unui astfel de sistem trebuie sa se

ia in considerare urmatorii parametrii de performanta: - Timpul de vizualizare al unei imagini de proces; - Timpul de vizualizare al continutului arhivelor; - Timpul de reactie al operatiilor; - Frecventa maxima a simbolurilor; - Timpul de reactie („Eveniment in proces”,

„Operatie in proces”, „in rafala”); - Incarcarea continua cu informatie analogica si

digitala; - Timpul de pornire al sistemului; - Timpul de recuperare; - Timpul de insensibilitate la defectiuni; - Timpul de insensibilitate la configurare; - Disponibilitatea.

6. CONCLUZII

Platforma SCADA descrisa va permite existenta

la nivel de CTSI a unei entităţi informatice de proces cu o arhitectură omogenă, cu o funcţionare stabilă şi cu un grad ridicat de securitate, capabilă să gestioneze în timp real toate procesele tehnologice derulate la nivel de proces (staţii electrice).

- Posibilitatea interconectarii sistemului SCADA‐CTSI si cu alte sisteme/subsisteme informatice de conducere aferente companiilor energetice cu care Transelectrica are instalatii adiacente (Electrica, Termoelectrica, Hidroelectrica), in vederea interschimbarii reciproce de informatii.

- Acest deziderat de interconectare a unui sistem al unei companii energetice cu alte sisteme / subsisteme de conducere ale altor companii cu care se interactioneaza in mod direct sau indirect, creaza premisele unui sistem global de tip „Power Smart Grid”.

- Realizarea unui nucleu informatic functional care va permite ulterior implementarea unor sisteme similare SCADA - CTSI in toate Sucursalele Companiei Transelectrica in vederea unei interoperabilitati Nationale si a eficientizarii procesului de teleconducere a RET.

BIBLIOGRAFIE

[1].- Baher, H., Analog & Digital Signal Processing, John Wiley & Sons, New York, 1980.

[2].- * * * Dictionary of Telecommunications. Penguin Books 2002.

[3].- Gilbert H., Comunicaţii de date, Editura Teora, Bucureşti 1998.

[4].- Maiman M., Telecoms et reseaux, Masson 2001. [5].- Mark Gibbs., Reţele de calculatoare, Editura

Teora, Bucureşti 1998. [6].- Niculescu S., Sisteme SCADA, suport curs

Formenerg, Bucuresti 2007 – 2011. [7].- Naforniţă M., Comunicaţii de date, Editura Gh.

Asachi, Iaşi 1997. [8].- Naforniţă I., Semnale circuite şi sisteme,

Universitatea Politehnica "Timişoara", Timişoara 2002.

[9].- Sherman M., Kenneth F., Data Communications, Reston Publishing, Co.1981.

Fig.1 - Exemplu de arhitectura SIP actuala, existenta in cadrul CTSI-urilor (ex. ST Craiova)


în Energetică


28

2012

Fig.2 - Arhitectura minimizata si principiala a unui sistem SCADA-CTSI

Fig.3 - Exemplificare modalitate de comunicatie (actuala) intre SCCP si SCADA-DET/DEC – caz particular ST Craiova


în Energetică


29

2012

. P.5.- FUNCTIONAREA UNITATILOR DISPECERIZABILE IN PI ATA DE ENERGIE

- AVANTAJELE PLATFORMEI INFORMATICE DAMAS

Ing. Marian Cernat Dr.ing. Doina Ilişiu CN Transelectrica - DEN, Bucureşti, Bdul Hristo Botev nr. 16-18,sect.3

Tel.: 021 303 5613

Abstract: An operation system is a confluence of many activities as: system balance, system stability, balancing market, each of them with specifically rules and individual target. The capacity to bound different requirements and individual system into a structure capable to respond to multiple aspects of dispatching represents the connection between SCADA and Market operational platform.. This paper presents the design and facilities offer by the new platform DAMAS. 1. INTEGRAREA UD CLASICE IN

PLATFORMA DAMAS Principalele avantaje ale transmiterii automate a

punctelor de funcţionare sunt: • automatizarea procesului; • reducerea timpilor de răspuns; • eliminarea erorilor umane; • posibilitatea de compensare a dezechilibrelor

de natură tehnică. Astfel, elementele de noutate sunt atât de natură

tehnică, cât şi de natură economică, prin reglementarea decontării unor dezechilibre.

2. COMPENSAREA REGLAJULUI PRIMAR În funcţionarea curentă, evoluţia frecvenţei în

sistemele sincrone de arii mari prezintă abateri faţă de valoarea nominală. Urmărirea variaţiilor de frecvenţă conduce la modificări ale puterii produse de către UD, deci la dezechilibre faţă de programul de funcţionare așa cum rezultă el din piaţa de energie electrică. Acestea (abaterile, dezechilibrele) sunt cu atât mai mari cu cât abaterea de frecvenţă este mai mare şi cu cât statismul grupului este mai mic, deci contribuţia sa la stabilizarea frecvenţei sistemului este mai mare. Astfel, dacă aceste dezechilibre nu sunt recunoscute pe piaţă, ele conduc la penalizarea unităţilor dispecerizabile care au contribuit la stabilizarea frecvenţei, penalizarea fiind cu atât mai mare cu cât contribuţia la stabilizarea frecvenţei este mai mare.

În noua platformă, compensarea dezechilibrelor

generate de participarea la reglajul primar se face, pe principiul asimilării abaterii de frecvenţă ca "dispoziţie de dispecer" implicită. Pentru decontare, energia mobilizată suplimentar va fi determinată utilizând formula:

Eup= df /200* Rezp (1) unde:

Eup este energia livrată suplimentar de UD datorită participării la reglaj primar;

df - abaterea de frecvenţă exprimată în mHz ca diferență între frecvența nominală (50 Hz) și frecvența măsurată;

Rezp - rezerva de reglaj primar disponibilă pentru o variaţie a frecvenţei de 200 mHz (creștere/ scădere faţă de frecvenţa nominală).

Această energie este considerată ca o energie mobilizată în urma unei dispoziții implicite de dispecer care se consideră realizată sută la sută. Preţul energiei astfel calculate este preţul din oferta unică a unităţii dispecerizabile respective aferent palierului de putere la care funcţionează UD în intervalul de timp afectat.

3. COMPENSAREA DEZECHILIBRELOR LA

TRECEREA DE LA UN PALIER DE PUTERE LA ALTUL

În scopul respectarii condiţiilor tehnice de

funcţionare ale grupurilor şi al evitării unor dezechilibre momentane de putere care apar din aplicarea mecanismului de decontare a energiei orare produse, exemplificate în figura 1, se propune un mecanism de compensare.

Interval 1 Interval 2 Inter val 3

P [MW]

t [ore]

Fig. 1- Modul de funcţionare al UD : roşu- posibil tehnic prin mecanismul de compensare propus, albastru-realizat de către grupuri pentru a evita dezechilibrele, negru-programul de funcţionare


în Energetică


30

2012

Acestă tratare a funcţionării UD în piaţa de energie electrică corespunde și concluziilor analizelor ENTSO-e privind măsurile posibil de adoptat pentru

diminuarea abaterilor de frecvenţă interorare apărute în sistemul sincron al Europei Continentale - figura 2.

Evening frequency average profile - winters 2003 to 2008 (November to March - Monday to Friday)

49,92

49,94

49,96

49,98

50,00

50,02

50,04

50,0619

:00

19:3

0

20:0

0

20:3

0

21:0

0

21:3

0

22:0

0

22:3

0

23:0

0

23:3

0

00:0

0

Fre

quen

cy (

Hz)

2002-2003 2003-2004 2004-2005 2005-2006 2006-2007 2007-2008

Fig. 2- Evoluţia zilnică a frecvenţei în Sistemul Interconectat European

Compensarea trecerii de la un palier de putere la

altul se face introducând noţiunea de “dispozitie implicită” la creştere sau scădere.

Astfel, dată fiind notificarea UD cu negru la care se adaugă dispozițiile de dispecer de creştere sau scădere hașurate cu roşu ca în Figura 3.:

Fig.3 - Ordinele de dispecer suprapuse peste notificarea UD

Se vor forma ordinele implicite care reprezintă aria triunghiurilor de culoare verde din Figura 4:

Fig. 4- Formarea dispoziţiilor implicite de compensare a rampelor de încărcare/descărcare

Dezechilibrele, (suprafeţele haşurate cu verde) vor

fi luate în considerare în procesul de decontare, ca și dispoziţii implicite de dispecer pentru care UD primește/plătește preţul din ofertă corespunzător palierului de putere activă, aferent intervalelor de decontare respective. Astfel, în cazul creşterii de putere, urmărind notificarea sau la dispoziţie de dispecer, dispoziția implicită va fi la scădere de putere astfel încât dezechilibrul produs în perioada de încărcare să se compenseze. În cazul trecerii la un

palier de putere inferior, dispoziția implicită va fi de creştere de putere.

Se poate deduce o formulă de calcul a dispoziției implicite:

Di= (P2-P1)2/(2*vi) [MWh] (2) unde:

P1 - puterea iniţială, în MW; P2 - puterea după încărcare/descărcare în MW; vi –viteza de incărcare/descărcare în MWh/h

50

1 2 3 4 2 20

t[ore]

Pmin teh

Pdisp 150

P[MW]

10110

1 2 3 4 2 20

t[ore]

Pmin teh [MW]

Pdisp 150

50

100 110


în Energetică


31

2012

4.- COMPENSAREA ENERGIILOR PRODUSE ÎN PERIOADA DE PORNIRE

O altă problemă apărută în funcţionarea pieţei de

energie a fost evaluarea şi recunoaşterea energiei produse pe perioada de pornire a grupurilor termo respectiv perioada din momentul sincronizării și intervalul orar în care UD este capabilă să livreze cel puțin puterea minimă tehnic.

Pentru compensarea energiilor produse în perioada de pornire (de la sincronizare până la Pmin. tehnic) fiecare producător termo va introduce în baza de date a PE un număr de grafice de pornire (de tip

trepte de puteri medii orare) în funcţie de situaţiile specifice de la care se face pornirea (de la cald, rece, intermediar).

Pentru pornirea unui UD fiecare producător va stabili utilizarea unuia dintre aceste grafice de pornire, înainte de momentul selectării pe PE (selectare care se face cu cel puţin Pmin.tehn. ).

Plata pentru energia din perioada de pornire se va face la preţul din prima pereche preţ-cantitate a ofertei (cantitatea fiind cel puţin energia corespunzătoare puterii minime tehnic) iar dezechilibrele pe UD din aceasta perioadă vor fi tratate în mod obişnuit.

.


în Energetică


32

2012

P.6.- HIDROELECTRICA STRATEGY REGARDING

INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY

Dr.ing Stefan Gheorghe, SC Hidroelectrica SA, Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2 tel: 021.303.25.78, fax: 021.303.25.64, e-mail: [email protected]

Ing. Dragos Zachia-Zlatea, SC Hidroelectrica SA, Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2 tel: 021.303.25.98, fax: 021.303.25.39, e-mail: [email protected]

Ing. Raymond Maiorescu, SC Hidroelectrica SA, Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2 tel: 021.307.46.40, fax: 021.307.46.93, e-mail: [email protected]

Ing. Nicolae Vulpes, SC Hidroelectrica SA, Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2 tel: 0720 727345, fax: 021.307.46.93, e-mail: [email protected]

Summary: The material presents a view IT and Communication strategy in Hidroelectrica, at headquarter and all branches. Also we defined a strong architecture of communication inside the each branch, each hydropower plants.

1. SCOPE OF ACTIVITY:

• Generation in hydro power plants of electric power and sale of electric power

• Delivery of ancillary services for the National Power System

• Delivery of own reservoir water management services by raw water supply, discharge regulation, flood fighting and protection, provision of flows and other water management joint services

• Shiplock facility on the River Danube

2. OVERVIEW

• Installed capacity: 6,470 MW (as of 30.06.2012)

• No. of hydropower plants under operation: 275 (as of 30.06.2012)

• Energy produced: 2011: 14,710 GWh 80% system services 2010: 19,852 GWh + - secondary regulator

- tertiary regulator 2009: 15,516 GWh - compensation

- regulation • Energy produced during an average

hydrological year: 17,539 GWh

• Branches: 13

• Subsidiaries (HIDROSERVs): 8 • Market share: 2011: 23.8 %

• 2010: 32.7 % • 2009: 26.9 %

3. ROMANIA’S 2011 ELECTRICITY GENERATION

• Hidroelectrica’s average market share ranges

between 29% and 30%. • In 2011, Hidroelectrica’s electricity

generation accounted for 23.75 % of Romania’s total electricity generation.

Fig.1 Hidroelectrica Romania’s 2011 electricity generation by source (GWh)


în Energetică


33

2012

4. DEVELOPMENT STRATEGY OF HIDROELECTRICA

Hidroelectrica’s Development Strategy for 2012-2025 has the following main targets:

• Increase the country hydropower potential usage from about 53.82% at present to 62.82% in 2025, representing approx. 20.38 TWh/year in an average hydrological year, by: building new generation capacities, including

strategic investments of national interest

rehabilitating the hydropower plants in operation

• Attracting private capital to develop Green/Brown Field projects related to hydropower developments which are in the design phase

• Diversifying the generation activity Financing sources:

• own sources • bank loans • EU structural and cohesion funds • funds from stock market trading following an IPO

Fig. 2 - Information and communication system architecture


în Energetică


34

2012

Fig.3 - Information and communication system technology

5. INFORMATION SYSTEM TO SUPPORT DECISION

• (MIS) Management Information System,

Customers Relation Management (CRM) and Enterprise Planning Resources (ERP).

• HPMS –Hydropower management system level Dispatching Center at each branch level, exchange information with external partners and Executive.

• SCADA - Supervisory Control and Data Acquisition:

o Hydropower plant dispatcher – HPPD

o Hydropower development dispatcher – HPDD

• DCS - Distributed Control Systems / Automation system for hydro units, external services, dams, power station, locks etc.

• Data acquisition: local control installations,

protections , speed regulatory, voltage regulator, RTU (level in lakes, pump stations, meteo stations), PLC (programable logical controller)

6. STRATEGIC DIRECTIONS

1. Integrated Management System

• ERP and business information • Process information - HPMS

2. Communication solutions with high

efficiency • Multilevel management, monitoring

and control Local command – level 4.1 Hydropower plant dispatcher –

HPPD - level 4.2 Hydropower development

dispatcher – HPDD – level 3 Headquarter dispatcher – HD –

level 2

3. Critical infrastructure monitoring

• Dams monitoring (sensors, local alarms, water level , etc.)

• Hydropower development monitoring (flooding, damages, risks)

• Actions: alarms and signals in populated areas for warning and alarming population


în Energetică


35

2012

in cooperation with Central and Local Emergency Authorities

7. CONCLUSIONS

1. Finance of IT&C projects

2. Common implementation with Central and Local Authorities

• ANAR - “Romanian Waters” National Administration

• ISU – Inspectorate for Emergency Situations

• IFP – National Institute for Earth Physics

• INHGA – National Institute of Hydrology and Water Management

3. Interconnection with National Power

System to increase the supply of ancillary services using Smart Grid

• Intelligent networks • VPP – virtual power plants

Fig. 4 - Process architecture in each branch


în Energetică


36

2012

P.7.- REGLAREA SARCINII LA GRUPUL NR. 6 - ELECTROCE NTRALE

ROVINARI

Ing. Marius Bîzgă, Ing. Emil Viorel Mihai , Ing. Preda Bratuianu Complexul Energetic Oltenia - Electrocentrale Rovinari,

Rovinari, Str. Energeticianului nr. 25, Tel. 0253-372556, Fax 0253-371590, email: [email protected] , [email protected], [email protected]

Summary: This paper reveals technical solutions applied at unit no 3 Rovinari PP in order to comply the load control requiremets. Unit no 6 is equipped with a Distributed Control System and digital turbine controller able to satisfy primary and secondary load control. There are presented the basic design of the load control, a short description of the main control loops and the results of the tests, which have been carried out.

1. GENERALIT ĂŢI.

Pentru a putea beneficia de avantajele intercone-

xiunii şi a liberalizării pieţei de energie sub toate componentele ei se impune îmbunătăţirea performanţelor dinamice ale grupurilor şi a capacităţii de a funcţiona sigur şi de durată în limite de putere cât mai largi.

Stabilitatea în funcţionare, funcţionarea constantă la parametrii declaraţi, precizia în realizarea oricărei valori a puterii, un răspuns dinamic adecvat şi repetabil, asigurarea unui domeniu de funcţionare de minim 60 % Pn şi o funcţionare sigură la limitele acestuia reprezintă performanţa cerută grupurilor dispecerizabile.

Principalele măsuri necesare a fi luate în centrale sunt: asigurarea funcţionării grupurilor la sarcini reduse, acordarea unei atenţii sporite sistemelor de automatizare atât ale turbinei (RAV), cât şi în mod absolut necesar asigurarea funcţionării buclei de putere în regim turbină conducătoare, singura care oferă posibilitatea funcţionării la sarcini fixe, cu refacerea statismului, menţinerea timp de 15 minute în timp a rezervei de reglaj primar mobilizată şi respectarea unor gradienţi de variaţie a sarcinii dispuşi.

Grupurile termoenergetice prezintă o serie de dezavantaje în special la vitezele de variaţie a sarcinii şi la domeniul de variaţie a sarcinii.

Pentru a putea face faţă cerinţelor pieţei, sunt necesare investiţii atât în ceea ce priveşte modernizarea instalaţiilor tehnologice, cât mai ales în ceea ce priveşte instalaţiile de automatizare.

La grupul nr. 6 de la Electrocentrale Rovinari s-a efectuat un amplu program de modernizare, executându-se atât o serie de lucrări asupra instalaţiilor tehnologice, cât şi implementarea unui sistem distribuit de control şi a regulatorului numeric pentru turbină

2. SCHEMA DE PRINCIPIU PENTRU REGLAREA SARCINII.

Schema de reglare a sarcinii de la grupul nr. 6

poate funcţiona în unul din următoarele moduri:

- Boiler Follow 1 (BF1) – masterul cazan reglează presiunea (reglaj PI), iar masterul turbinei este pe manual;

- Boiler Follow 2 (BF2) – masterul cazan reglează presiunea (reglaj PI), iar masterul turbinei reglează sarcina electrică cu reglaj P;

- Turbine Follow 1 (TF1) – masterul turbină reglează presiunea (reglaj PI), iar masterul cazan este pe manual;

- Turbine Follow 2 (TF2) – masterul turbină reglează presiunea (reglaj PI), iar masterul cazan reglează sarcina electrică cu reglaj P;

- Coordinate Boiler Follow (BF+MW) – masterul cazan reglează presiunea (reglaj PI), iar masterul turbinei reglează sarcina electrică cu reglaj PI;

- Coordinate Turbine Follow (TF+MW) - masterul turbină reglează presiunea (reglaj PI), iar masterul cazan reglează sarcina electrică cu reglaj PI

Regimul de bază în care se funcţionează este Coordinate Boiler Follow (turbină conduce).

Schema de reglare se bazează pe conceptul de control “feedforward” combinat cu controlul ”feedback”.

Dacă în cadrul unui sistem de reglare automată cu reacţie după stare apar fie modificări mari şi aleatoare ale variabilei de proces, fie timpi de întârziere mari, atunci controlul feedback devine ineficient în încercarea de a corecta aceste variaţii mari. De obicei, aceste variaţii vor conduce sistemul în afara ariei normale de operare, regulatorul având şanse mici de a realiza corecţii rapide şi acurate astfel încât variabile reglată să fie adusă la valoarea de referinţă. Controlul feedforward este utilizat pentru a detecta şi corecta aceste perturbaţii înainte ca acestea să afecteze caracteristicile buclelor închise.

Trebuie amintit faptul că acţiunea feedforward nu ţine cont de mărimea reglată.

Diferenţele dintre reglarea feedforward şi reglarea feedback pot fi considerate ca fiind:

- controlul feedforward este în primul rând proiectat şi utilizat pentru a preveni erorile (perturbaţiile);


în Energetică


37

2012

- controlul feedback este utilizat pentru a corecta erorile (abaterile de reglare) detectate în interiorul unei bucle de reglare închise, erori cauzate de perturbaţiile din proces. Aceste erori pot fi prevăzute şi corectate de controlul feedforward înainte ca bucla de reglare închisă să sesiseze o abatere de reglare.

Ideea de bază de la care se pleacă pentru

determinarea referinţelor pentru parametrii importanţi din funcţionarea grupului este aceea că pentru obţinerea unei anumite sarcini a grupului este nevoie de o anumită deschidere a ventilelor de reglare ale turbinei, de un anumit debit de combustibil, un anumit

debit de apă de alimentare, o anumită presiune a aburului, un anumit debit de aer, etc. (figura 1).

Fig.1.

Ţinând cont de considerentele expuse, schema de

principiu pentru reglarea sarcinii este redată în figura 2.

Fig. 2. Schema de principiu pentru reglarea sarcinii

Referinţa de sarcină bloc poate fi setată de

operatorul CCT sau, în regim centralizat, este recepţionată de la repartitorul local frecvenţă-putere. Acest semnal de referinţă trece printr-un bloc prin care se setează viteza de încărcare/descărcare a grupului, după care se adaugă participaţia pentru reglajul primar.

De asemenea, referinţa de sarcină bloc este limitată superior de semnalul „Sarcină posibilă”.

Reglajul presiunii aburului la intrarea în turbină poate funcţiona în două moduri:

- cu referinţă fixă; - cu referinţă alunecătoare.

La funcţionarea cu referinţă alunecătoare, referinţa de presiune este generată în funcţie de referinţa de sarcină a grupului între 165 şi 180 de bari prin intermediul funcţiei f1(x).

Prin intermediul funcţiei f2(x) se generează consemnul general de deschidere a ventilelor de

reglare IP pentru turbină, iar funcţia f3(x) determină referinţa pentru debitul de combustibil.

S-a constatat o puternică neliniaritate între consemnul general de deschidere şi sarcina grupului, în special în zona de deschidere a ventilului SA1.

Regulatoarele PI pentru sarcina electrică şi PID pentru presiune aburului viu sunt regulatoare de corecţie, acestea intervenind pentru anularea abaterilor de reglaj.

3. REGLAREA APEI DE ALIMENTARE Reglajul apei de alimentare cuprinde două componente:

reglarea debitului de apă de alimentare şi reglarea diferenţei de presiune pe capul de alimentare (figura 4).

Referinţa pentru debitul de apă de alimentare este proporţională cu referinţa de sarcină bloc (semnal căruia i se aplică o întârziere de ordinul II), la care se adaugă o corecţie calculată în funcţie de temperaturile pe zone ale cazanului de abur.


în Energetică


38

2012

Fig. 4. Reglarea apei de alimentare

După cum se observă, şi în schema de reglare a

apei de alimentare este utilizat conceptul feedforward, astfel încât dacă se doreşte modificarea debitului de apă de alimentare, se acţionează simultan atât asupra ventilului de reglare apă dealimentare, cât şi asupra pompei de alimentare, cele două regulatoare PI având rolul de a anula abaterile de reglare.

Debitul de apă de alimentare poate fi reglat cu ventilul de reglare (caz în care pompele de alimentare reglează diferenţa de presiune pe capul de alimentare) sau cu pompele de alimentare (caz în care diferenţa de presiune pe capul de alimentare se reglează cu ajutorul ventilului de reglare).

Reglarea coordonată a apei de alimentare (atât a debitului de apă de alimentare, cât şi a diferenţei de presiune pe capul de alimentare) îmbunătăţeşte performanţele dinamice ale reglajului.

4. TESTE EFECTUATE ŞI REZULTATE OBŢINUTE

O parte foarte importantă în procesul de

optimizare a funcţionării reglării automate a sarcinii a fost determinarea curbelor de funcţionare a grupului (înregistrarea parametrilor la diferite sarcini) şi stabilirea coeficienţilor pentru fiecare generator de funcţii din cadrul schemelor de reglare automată.

După stabilirea funcţiilor pentru controlul feedforward, au fost stabiliţi parametrii optimi de acord ai regulatoarelor din cadrul buclelor închise.

Pentru calificarea grupului ca purnizor de servicii tehnologice de sistem au fost efectuate teste de funcţionare atât pentru reglajul primar frecvenţă-putere, cât şi pentru reglajul secundar.

Funcţionarea cu referinţă de presiune alunecătoare pentru presiunea aburului în faţa turbinei a permis scăderea puterii minime pentru reglajul primar şi secundar la 165 MW (50% Pn) - putere brută, respectiv 150 MW - putere netă.

Testele de reglaj primar au fost efectuate în domeniul 150...285 MW putere netă cu statismul setat la 16,5% (mobilizarea a 8 MW la o variaţie de frecvenţă de 200 mHz).

În figura 5 este prezentat răspunsul la o variaţie de +200 mHz la Pmin, iar în figura 6 este prezentat răspunsul la aplicare de trepte succesive de 50 mHz.

Testele de reglaj secundar au fost efectuate pe acelaşi domeniu al sarcinii, cu o viteză de variaţie a sarcinii setată la 3 MW/min.

În figura 7 este prezentată funcţionarea pe timp de 24 de ore cu reglaj primar şi secundar


în Energetică


39

2012

.

Fig. 5. Test de reglaj primar la Pmin

Fig. 6. Răspunsul la aplicarea de trepte succesive de 50 mHz


în Energetică


40

2012

Fig. 7. Funcţionare 24 de ore cu reglaj primar şi secundar

5. CONCLUZII

Analiza funcţionării reglării automate a sarcinii şi operaţiile de identificare a curbelor de funcţionare şi optimizare a sistemelor de reglare automată a generat o serie de concluzii:

- folosirea referinţei de presiune alunecătoare pentru presiunea aburului în faţa turbinei a permis scăderea puterii minime pentru reglajul sarcinii;

- a fost necesar ca, pentru regulatorul de sarcina bloc, parametrii de acord să fie variabili în funcţie de zona de funcţionare a grupului, datorită neliniarităţii consemn de sechidere VR TA - sarcină;

- folosirea conceptului „feedforward” determină îmbunătăţirea performanţelor dinamice ale reglajului sarcinii.

BIBLIOGRAFIE [1] ICEMENERG: Instrucţiuni de verificare în

condiţii de exploatare a performanţelor instalaţiilor de automatizare din CTE

[2] Instrucţiuni de exploatare a cazanului de 1035 t/h de la CTE Rovinari

[3] Instrucţiuni de exploatare a turbinei de 330 MW F1C de la CTE Rovinari

[4] CN Transelectrica SA – Procedura de calificare a furnizorilor de servicii tehnologice de sistem

[5] Emerson Process Management – Algoritm Reference Manual

.


în Energetică


41

2012

P.8.- COGENERARE, EFICIENŢĂ SAU INSLOVENŢĂ !

Dr. ing. Viorel Tudor Ing. Ionel Ilie

Complexul Energetic Oltenia - Sucursala Electrocentrale Craiova

Abstract: In present in our country are more and more discussions about appear domestic heat supply difficulties. There are more situations when unadvised persons give incorrect decisions or propose solution and in such time the specialist’s voice are not publicized. By this paper are proposed a realistic approach about heat supply related problems or in more correct say it is a tentative to scientific true recovery. The proposed solutions are in principal organizational nature with mention that the technical solutions proposed there are already apply in European Union.

Key Words: cogeneration, district heating.

1. INTRODUCERE.

Înainte de 1989, au fost realizate foarte multe CET în majoritatea oraşelor mari, care au furnizat în principal agent termic pentru sere, combinate chimice, unităţi industriale, dar şi căldură pentru populaţie. După anul 1990, odată cu reducerea drastică a activităţii economice, toate aceste centrale s-au confruntat cu o „criză de supraproducţie” de energie termică, rămânând în principal doar cu activitatea de furnizare căldură pentru populaţie sub formă de apă fierbinte. Această activitate asigură însă o încărcare cu mult sub capacitatea nominală a grupurilor, deci o funcţionare cu randamente mici, adică în final cu costuri ridicate.

Prin deciziile care au fost luate în timp, aceste centrale nu numai că nu au fost rentabilizate, dar mai mult unele au fost lichidate iar cele care mai sunt în funcţie sunt la limita existenţei, solicitând tot mai multe subvenţii, pentru a-şi acoperi pierderile înregistrate.

Pierderile acestor centrale au cauze multiple, dar toate pot fi eliminate, dacă există voinţă şi nu mai sunt eludate principiile tehnice. Până în prezent s-a acţionat doar asupra efectelor, neglijând sau omiţând cu bună ştiinţă cauzele. Am avut sisteme destul de performante, dar neacţionând asupra cauzelor s-a produs deteriorarea multor echipamente sau funcţionarea SACET la randamente mici cu costuri foarte mari.

2. DECIZII CARE AU INFLUEN ŢAT FUNCŢIONAREA SACET.

Este dificil de stabilit care decizie a avut o influenţă mai mare sau mai mică, iar acestea au avut o pondere mai mare sau mai mică şi în funcţie de specificul fiecărei localităţi.

Reducerea activităţii economice a avut un rol însemnat, dar nu a fost principala cauză. Un argument de necontestat este acela că sunt localităţi unde nu au fost societăţi care să consume energie termică, unde nu există gaze pentru a se folosi centrale de apartament şi totuşi SACET şi-au încetat activitatea sau sunt mari consumatoare de subvenţii. Reducerea activităţii, sau chiar oprirea totală a activităţilor economice mari consumatoare de energie termică, nu trebuia să conducă

la insolvenţa SACET, dacă ar fi fost luate toate măsurile tehnice şi organizatorice corecte.

Vânzarea apartamentelor, din blocurile proprietate a statului către foştii chiriaşi, fără a se legifera obligaţiile privind părţile comune, a fost prima decizie care a generat apariţia dezechilibrelor în reţelele de distribuţie. Astfel, o parte dintre locatarii deveniţi proprietari s-au debranşat de le reţea, la început chiar haotic. Motive au fost suficiente, plecând da la calitatea serviciului şi până la preţul solicitat. Fenomenul a fost scăpat de sub control în multe localităţi şi acolo unde au mai rămas în funcţie SACET, au rămas branşaţi consumatorii rău platnici sau cei care nu îşi pot achita facturile. Toate efectele negative ar fi fost evitate dacă se aplica legislaţia UE, unde este obligatoriu ca o clădire să aibă un singur sistem de încălzire. Era evitată cel puţin dezechilibrarea reţelelor şi toate divergenţele privind suportarea căldurii consumate pentru încălzirea părţilor comune. Au fost şi, din păcate mai sunt, situaţii hilare când proprietarii au încercat să taie sau chiar au tăiat conductele dintre apartamente. Nu mai puţin importante sunt şi aspectele legate de siguranţa locatarilor sau cele privind poluarea.

O altă decizie nefastă, aflată în legătură directă cu vânzarea apartamentelor, a fost transformarea asociaţiilor de locatari în asociaţii de proprietari, coordonate de Primării, fără a se stabili relaţii contractuale cu proprietarii. S-au creat astfel nişte entităţi care nu numai ca nu au reprezentat şi nu reprezintă interesele proprietarilor, dar mai mult au creat o serie de probleme grave în relaţia cu furnizorii de utilităţi. Au efectuat alte plaţi decât cele necesare, au permis debranşarea haotică a apartamentelor, sau mai corect spus au fost chiar la originea marilor carenţe din funcţionarea SACET. Deocamdată nu se întrevede adoptarea unei legislaţii care să elimine toate aceste carenţe, prin transferul tuturor drepturilor de reprezentare la nivel de scară, deşi ideal ar fi la nivelul fiecărui proprietar, ca în cazul energiei electrice.

Toate problemele care au apărut în funcţionarea SACET ne se vor rezolva sau cel puţin atenua, până nu se vor perfecta contracte cu fiecare proprietar pentru toate


în Energetică


42

2012

utilităţile şi în acelaşi timp să fie rezolvate problemele legate de insovabilitatea unor proprietari. Cu alte cuvinte ar trebui ca subvenţia să fie acordată la consumatori.

Restructurarea Termoelectrica, cu transferarea CET la Consiliile Locale, în coordonarea MAI, a fost una din deciziile care au condus la creşterea exagerată a costurilor de operare şi, ca o consecinţă, la falimentul multor CET. În marile oraşe au fost realizate CET cu grupuri de 50 MW, în cogenerare, care funcţionau ca şi centrale de vârf în cadrul Termoelectrica. Prin funcţionarea ca regii sau societăţi, costurile de producţie au crescut, iar în condiţiile liberalizării pieţelor de energie, majoritatea sunt acum în pragul falimentului, sau mai grav unele au deja închise. Va fi greu, dacă nu imposibil, de refăcut ceea ce s-a distrus, iar costurile vor fi suportate de către toţi românii, prin creşterea facturilor pentru încălzire.

Trecerea societăţilor de distribuţie şi furnizare, ca regii, în proprietatea Consiliilor Locale, a fost o altă decizie la fel de nefastă pentru eficienţa SACET. Chiar dacă în unele localităţi a fost luată decizia fuziunii între CET şi regia de distribuţie, plasarea lor în sfera politicului a condus la creşterea exagerată a costurilor de producţie, iar odată cu reducerea sau eliminarea subvenţiilor multe dintre regiile respective sunt practic falimentare, iar în oraşele mici SACET practic au fost lichidate.

3. PIAŢA DE ENERGIE TERMIC Ă

Spre deosebire de pieţele de energie electrică, care au fost liberalizate începând din 2000 şi deschise complet după 01 iulie 2007, „liberalizarea” pieţei de energie termică a început chiar din anul 1990. În localităţile unde au fost doar CT şi existau gaze, debranşările de la SACET au început chiar din 1990-1993, odată cu aducerea în ţară a centralelor de apartament.

3.1. Caracteristicile pieţei de energie termică:

- Este, în primul rând o piaţă cu caracter local, constituită la nivelul unei singure localităţi. Spre deosebire de energia electrică, la energia termică sunt pierderi mari în reţelele de transport. Cu cât distanţele dintre surse şi consumatori sunt mai mari, cu atât pierderile sunt mai mari, acesta a şi fost motivul principal care a condus la crearea de SACET doar la nivelul unei localităţi. Un alt motiv este acela că nu avem două localităţi urbane mari apropiate, iar marile termocentrale au fost construite în zone rurale.

- Este o piaţă sezonieră, dependentă de temperaturile exterioare. Consumul de energie termică, pentru activităţi economice a scăzut dramatic in ultimii 20 de ani, astfel încât preponderent este consumul de căldură pentru încălzirea locuinţelor.

- Este aproape inexistentă în mediul rural, iar în ultimii ani SACET au fost desfiinţate în foarte multe oraşe mai mici şi mult reduse şi în oraşele mari. Aceasta înseamnă că, exceptând Bucureştiul, toate celelalte pieţe sunt destul de reduse ca dimensiuni şi cantităţi.

- Este dependentă foarte mult de capacitatea de plată a populaţiei. Având în vedere şi dimensiunea pieţelor, preţul energiei termice a ajuns prohibitiv în foarte multe localităţi, mai ales acolo unde a scăzut şi activitatea economică, unde veniturile populaţiei au scăzut mult. Preţul a fost influenţat foarte mult de creşterea aproape exponenţială, înregistrată în ultimii ani, la gaze şi păcură.

- A fost şi încă mai este influenţată de deciziile politice, atât la nivel central cât şi la nivel local. De asemenea, a fost şi încă mai este influenţată de inexistenţa unei legislaţii coerente, similară cu legislaţia din UE.

Acum, după ce au fost lichidate multe SACET, pentru refacerea lor trebuie un efort şi mai mare, iar totul trebuie efectuat pe baza unei legislaţii corecte si cu măsuri concrete, nu doar declarative.

- Piaţă liberalizată, poate chiar haotic, cu o concurenţă puternică din partea sistemelor individuale. Fiind o piaţă cu caracter local, este greu de realizat o concurenţă între mai mulţi producători, iar reţelele de distribuţie au un caracter de monopol natural.

3.2. Cerinţe impuse de piaţa liberalizată

În condiţiile liberalizării pieţei de energie termică, a apariţiei competiţiei şi pe această piaţă, au rezistat doar acele SACET care au avut mulţi consumatori, sau acelea care au reuşit să facă faţă noilor provocări. Pentru a rezista pe o piaţă liberalizată, un SACET ar trebui să îndeplinească următoarele cerinţe:

- Adaptabilitate la cerere. În condiţiile apariţiei competiţiei, trebuie să fie îndeplinite cerinţele consumatorilor. A fost primul motiv care a condus la debranşarea celor care au dorit să beneficieze de condiţii mai bune, de un confort sporit şi care au fost dispuşi să plătească pentru aceste cereri.

- Flexibilitate. O altă carenţă a vechilor SACET a fost furnizarea căldurii după programe rigide, sau după diagrame care nu au fost adaptate noilor condiţii de consum. Au fost perioade când era prea frig sau prea cald în locuinţe, ceea ce a condus la debranşarea celor nemulţumiţi.

- Disponibilitate. Au fost situaţii când serviciul de furnizare a fost întrerupt, din cauze mai mult sau mai puţin obiective. Drept consecinţă, consumatorii buni platnici, care au avut alternative, au renunţat la încălzirea prin SACET.

- Competitivitate. Dacă preţul, solicitat pe căldura oferită prin SACET, nu conduce la costuri mai mici decât în cazul unei centrale individuale, cu siguranţă că va fi foarte greu de păstrat sistemul, mai ales în localităţile unde există alimentare cu gaze naturale, sau acolo unde energia termică nu este produsă în cogenerare.

- Eficienţă. Acest aspect ar trebui analizat pentru a se calcula consumul de resurse la nivelul întregii ţări. Cu certitudine, acolo unde sursa SACET este o centrală termică, prin eliminarea pierderilor din transport şi


în Energetică


43

2012

distribuţie, costul căldurii produsă cu o centrală de apartament poate fi mai mic decât cea furnizată prin SACCET. Se poate ca prin SACET să fie mai ieftină căldura produsă din biomasă alt combustibil mai ieftin decât gazele naturale sau păcura. Trebuie analizat de la caz la caz, de la localitate la localitate.

- Siguranţă în funcţionare. Acest aspect este un punct forte pentru SACET. Pe lângă reducerea emisiilor poluante, se elimină riscul unor accidente ce pot să apară în cazul utilizării centralelor de apartament. Au fost multe accidente, multe soldate cu victime cauzate de explozii sau intoxicaţii cu gaze.

- Responsabilitate. În condiţiile pieţei concurenţiale, responsabilitatea este o cerinţă obligatorie, o condiţie pentru ca SACET să existe.

4. FACTORI CARE AU FAVORIZAT SAU AU CONDUS LA INSOLVENŢA MULTOR SACET

După anul 1990, au fost multe acţiuni care au condus la creşterea costurilor căldurii furnizate prin SACET. Pe lângă acţiunile precizate, au fost o serie de factori care au influenţat înrăutăţirea activităţii în cadrul SACET:

- Neadaptarea la cerinţele consumatorilor, a fost unul din factorii care au generat debranşarea consumatorilor buni platnici. Furnizarea cu întârziere a agentului termic, furnizarea la temperaturi prea mici sau prea mari, în general necorelarea cu temperaturile exterioare, au generat nemulţumirea multor consumatori. Plecarea lor din sistem s-a suprapus cu reducerea activităţilor industriale, ceea ce a condus la scăderea accentuată a cererii şi în final funcţionarea la randamente reduse, adică a costuri din ce în ce mai mari.

- Subvenţionarea preţului la gazele destinate populaţiei, a creat un mare avantaj pentru centralele de apartament. În localităţile unde sursa a fost o centrală termică avantajele au fost incontestabile şi chiar şi în cazul unde sursa a fost o centrală de cogenerare, avantajele centralelor de apartament sunt greu de egalat, la actualele preţuri ale gazelor. Pe lângă o concurenţa neloaială, este şi o inechitate socială, deoarece beneficiarii subvenţiei sunt tot cetăţenii cu o situaţie materială bună, pătura mai săracă a rămas cuplată la SACET, mărind procentul de rău platnici, sau indirect contribuie la creşterea costurilor pe care le suportă pătura săracă.

- Ingerinţele puterii locale în managementul SACET. Trecerea centralelor de cogenerare la primării, la consiliile locale, a fost influenţată de o idee aparent corectă şi anume aceea că asigurarea căldurii în locuinţe este o acţiune cu caracter local, care trebuie să fie în preocuparea conducătorilor aleşi direct de locuitorii localităţii respective. Un mare dezavantaj a fost dat de lipsa de experienţă în gestionarea unei activităţi complexe, aşa cum este producerea de energie electrică şi termică. Împreună cu alte aspecte mai mult sau mai puţin obiective, în

timp, multe centrale au fost practic falimentate, restul fiind la limita existenţei. Totodată se menţin, în multe localităţi, marile deficienţe din reţelele de transport şi distribuţie, cu pierderi de căldură foarte mari. - Asociaţiile de proprietari, care în majoritatea cazurilor nu acţionează în interesul proprietarilor. Toate aceste asociaţii sunt coordonate de primăriile localităţilor. Trebuie, chiar dacă este tardiv în unele localităţi, eliminate aceste verigi dintre furnizori şi consumatori.

- Reclama şi publicitatea agresiva a fabricanţilor de centrale de apartament. Aproape toate mijlocele de informare, presă scrisă, radio sau televiziuni, au prezentat avantajele utilizării centralelor de apartament. Multe dezbateri în presă au prezentat doar aspectele pozitive, fără a se prezenta si dezavantajele. Toate acestea, coroborate cu subvenţionarea preţului la gaze şi cu aprobări de debranşare acordate fără discernământ, au condus la falimentul, declarat sau nu, al multor SACET.

- Scăderea nivelului de suportabilitate pentru o mare parte din populaţia racordată la SACET. Datorită creşterii în ritm galopant a preţului la petrol, în condiţiile în care majoritatea centralelor termice funcţionează pe bază de hidrocarburi, a crescut mult şi preţul energiei termice. Astfel, pentru o mare parte din locuitorii racordaţi la SACET costul încălzirii a devenit din ce în ce mai greu de suportat şi au solicitat debranşarea. Prin renunţarea la încălzirea prin sistemul s-a redus mult consumul, deci in final randamentul SACET.

- Creşterea exagerată a preţului pentru transport, a făcut ca, la centralele aflate la distanţă mai mare de bazinele de unde extrage lignitul, preţul tonei de lignit să fie mai mult decât dublu. Acest fapt a şi determinat înlocuirea lignitului cu huila la centralele din Giurgiu, Iaşi şi Suceava.

- Contorizarea consumului, s-a realizat destul de greu, la nivel de bloc sau de scară, dar nici până in prezent nu s-a reuşit contorizarea la nivel de apartament. Este de notorietate că întreruperea furnizării serviciului pentru neplată a determinat plecarea din sistem a multor consumatori, în primul rând acolo unde a existat alternativa montării unei centrale de apartament. Aceasta deoarece s-au debranşat şi se debranşează toţi consumatorii şi cei care au nu plătit şi cei care au plătit, fără separare. Aşa s-a ajuns ca multe SACET să fie practic desfiinţate, cu toate că la multe dintre ele au fost între timp reabilitate sursele. Neglijând şi reabilitarea simultană a conductelor de transport şi distribuţie, sau efectuând cu mare întârziere reabilitările, când s-au terminat lucrările nu mai erau clienţi sau numărul lor era insuficient pentru a suporta costul serviciului. Astfel, în multe localităţi s-au cheltuit practic mari resurse financiare fără niciun efect.

- Inexistenţa unor contracte individuale, face practic imposibilă separarea consumatorilor, pentru a


în Energetică


44

2012

debranşa doar pe cei care nu plătesc. În acest mod, o serie de consumatori, care au o situaţie materială ce le-ar permite să plătească costurile încălzirii, nu plătesc, mizând pe faptul că din diferite motive se evită sistarea serviciului de furnizare a agentului termic.

5. PROPUNERI PENTRU EFICIENTIZAREA SACET

La SACET care au ca surse centrale de cogenerare, după reducerea drastică a consumului industrial, grupurile energetice au început să funcţioneze cu randamente din ce în ce mai mici. Majoritatea grupurilor au fost echipate cu turbine care au consumuri specifice foarte mari la funcţionarea la sarcini termice parţiale, iar în condensaţie au consumuri inacceptabile. După separarea lor din cadrul Termoelectrica, au devenit societăţi comerciale care funcţionează cel mult şase luni pe an, din care la sarcină termică optimă maximum o lună anual.

Este logic că, la un asemenea program de funcţionare, costurile de producţie sunt foarte mari şi, în condiţiile pieţelor liberalizate de energie electrică, energia electrică produsă nu poate fi vândută pe piaţa liberă, iar veniturile obţinute din vânzarea energiei termice nu acoperă costurile totale ale centralei.

Centralele de cogenerare, în cadrul Termoelectrica, erau centrale de vârf, care aveau rolul de acoperi atât necesarul de căldură cât şi vârful de consum de energie electrică din perioada de iarnă. Costurile de producţie erau socializate la nivelul societăţii mari.

5.1. Eficientizare prin reorganizare

După trecerea centralelor în patrimoniul consiliilor locale, în loc să se caute soluţii de creştere a randamentelor în condiţiile reducerii sarcinii termice, s-a pus accentul pe înlocuirea surselor. Astfel, în loc să se caute soluţii pentru ca grupurile energetice existente să poată funcţiona eficient şi în condensaţie, adică să poată funcţiona şi cu sarcini termice foarte mici, se adoptă soluţii cu grupuri de puteri mai mici, sau cu centrale termice de cartier, bloc sau apartament. Practic, tendinţa este de desfiinţarea SACET.

Plecând de la performanţele grupurilor energetice din CET Craiova II, echipate cu turbine FIL de 150 / 120 MW +150 Gcal/h, precum şi de la performanţele grupurilor de 330 MW, se poate afirma că strategia a fost greşită. Toate măsurile luate au condus la creşterea costurilor de producţie. Pentru reducerea costurilor de producţie şi pentru salvarea celor câteva centrale de cogenerare care mai funcţionează, ar trebui luate următoarele măsuri:

- Reorganizarea producătorilor , este cea mai ieftină metodă, care poate conduce rapid la reducerea costurilor de producţie. Prin fuziunea mai multor producători, se pot crea societăţi comerciale viabile, care pot activa cu succes atât pe piaţa locală de energie termică, dar şi pe pieţele de energie electrică.

Chiar dacă s-a ajuns „în al doisprezecelea ceas”, încă mai pot fi salvate astfel câteva SACET.

- Integrarea producerii cu distribuţia şi furnizarea în aceeaşi societate comercială, prin preluarea de către producători a conductelor de transport şi distribuţie. Este o măsură, care dacă este corect aplicată, conduce cu siguranţă la reducerea costurilor şi implicit la reducerea preţului la energia termică.

- Scoaterea societăţilor de sub influenţa factorului politic. De mulţi ani există zicala că Gcal şi kWh sunt cei mai buni agenţi electorali. După privatizările din sectorul de distribuţie şi furnizare energie electrică, a rămas doar Gcal, dar s-au cam epuizat fondurile pentru subvenţii, astfel încât singura soluţie viabilă este eficientizarea.

- Perfectarea de contracte direct cu consumatorii, ca la energie electrică şi eliminarea intermediarului „asociaţie de proprietari”, cel puţin la nivel de scară de bloc, dacă nu se poate la nivel de apartament.

- Furnizarea continuă a agentului termic, din prima zi cu temperaturi scăzute, fără a se mai aştepta să treacă trei zile cu medii sub 10 0C, aşa cum se obişnuieşte, cu alte cuvinte trebuie mărită calitatea serviciului de furnizare. De asemenea, trebuie să se întrerupă serviciul de furnizare doar când prognozele meteo anunţă temperaturi de peste 15 0C. Prin creşterea calităţii serviciului se pot menţine în sistem şi cei nemulţumiţi de regimul de funcţionare şi, în acelaşi timp, sunt locatari care îşi pot plăti la timp facturile.

5.2. Eficientizare prin producerea energiei în cogenerare.

Insolvenţa SACET poate fi evitată doar prin reorganizarea producătorilor şi prin producerea energiei electrice şi termice în cogenerare, de înaltă eficienţă.

Metodele de creştere a randamentului unei centrale electrice sunt cunoscute, fiind foarte bine prezentate în literatura tehnică de specialitate. Importante este să fie aplicate, la acest capitol fiind resurse mari de economisire a resurselor primare. Centralele existente funcţionează cu randamente mult mai mici decât ar fi normal să se funcţioneze. Trebuie doar să se impună funcţionarea la parametrii nominali pentru toate grupurile energetice şi să se şi creeze condiţiile organizatorice necesare.

Pe lângă metodele clasice de creştere a randamentului grupurilor energetice, pentru reducerea costurilor pentru energia termică furnizată prin SACET, ar trebui să se analizeze următoarele măsuri: - Utilizarea ca surse pentru SACET de grupuri mari, în cogenerare, care pot funcţiona cu randamente bune şi în condensaţie. Ideea nu este o noutate, a fost şi este utilizată în toate firmele din UE, iar ideea de termoficare, sau de furnizare a căldurii prin sisteme centralizate - SACET- nu a fost o idee comunistă. O turbină FIC, de la un grup de 330 MW cedează la condensator, la sarcină nominală, aproximativ 600


în Energetică


45

2012

Gcal/h, adică dublul necesarului oraşului Craiova la temperaturi exterioare sub 35 0C. La peste 270 MW, prin preluare de abur din priza 2, se produce energie termică la costuri extrem de mici, concomitent cu creşterea randamentului grupului. Nici acest aspect nu este o noutate, este de neînţeles de ce nu a fost aplicată această soluţie. Prin funcţionare, pe bază de lignit, pe o perioadă de peste 7000 h anual, costurile de producţie sunt reduse, iar energia termică poate fi oferită la preţuri mult mai mici decât se pot obţine prin producerea separată prin centrale de apartament.

- Producerea energiei termice exclusiv în cogenerare şi evitarea folosirii, atât câte este posibil, a CAF sau CAI. Acest mod de funcţionare, este economic atât pentru producerea energiei termice cât şi pentru producerea energiei electrice.

- Consilierea corecta a consumatorilor. Consumatorii trebuie să cunoască bine avantajele şi dezavantajele sistemelor de încălzire, pentru a alege în deplină cunoştinţă un sistem sau altul. - Modernizarea punctelor termice. Azi există schimbătoare de căldură cu plăci, cu randamente superioare celor clasice.

- Reducerea pierderilor din reţele de transport şi distribuţie, atât a pierderilor de agent termic prin neetanşeităţi, cât şi a celor de căldură datorate deteriorării izolaţiei conductelor.

Creşterea eficienţei producerii, transportului şi distribuţiei este singura cale de supravieţuire a SACET.

5.3 Centrale de apartament sau de scară

Acolo unde au fost probleme, din motivele prezentate, o serie de consumatori au optat pentru centrale proprii. Avantajele utilizării centralelor de apartament sau de scară:

- fiecare locatar consumă energie cât şi cum doreşte;

- nu se mai întrerupe furnizarea căldurii din cauza altor consumatori;

- sunt eliminate pierderile din reţelele de transport şi distribuţie.

Dezavantaje utilizării centralelor de apartament sau de scară:

- costul investiţiei este încă ridicat, pentru o mare parte a populaţiei;

- pe ansamblul ţării, resursele energetice sunt folosite ineficient, randamentul producerii separate fiind mai mic decât în cogenerare;

- la un preţ corect al gazelor, costul real al energiei termice, depăşeşte cheltuielile pentru plata energiei termice prin SACET;

- prezintă un grad ridicat de poluare şi de risc în exploatare.

5.4 Argumente pentru cogenerare

O mare influenţă la creşterea costurilor, căldurii livrate prin SACET, a avut-o creşterea costurilor la

hidrocarburi, iar în cazul lignitului a costurilor legate de transport. Totuşi, în cazul lignitului creşterile au fost mult mai mici, fiind o resursă internă.

• Combustibilii fosili vor continua să fie o resursă importantă de energie primară.

• Centralele utilizate ca surse pot avea puteri unitare de la 0,3 MW până la 1200 MW.

• Se realizează economie de combustibil faţă de producerea separată a celor două forme de energie.

• Se pot folosi instalaţii de ardere performante, care realizează reducerea emisiilor de NOx, SO2 şi CO2.

• O putere instalată mare implică, în general, o eficienţă ridicată a conversiei.

• Se poate realiza creşterea performanţelor sursei de căldură prin utilizarea ciclurilor combinate.

• O centrală modernă cu ciclu mixt gaze – abur poate atinge în condensaţie pură un randament de aproape 60 %, iar în regim de cogenerare de peste 85 %.

5.5. Masuri propuse, pentru eficientizarea activităţii SACET:

- Rentabilizarea grupurilor existente, cu costuri minime, prin măsuri organizatorice şi readucerea grupurilor la randamentele de proiect.

- Redimensionarea capacităţilor de producţie; - Modificarea grupurilor pentru a funcţiona şi în

condensaţie; - Creşterea sarcinii termice, prin readucerea în

sistem a consumatorilor casnici debranşaţi şi a consumatorilor industriali;

- Încurajarea investiţiilor în capacităţi noi, moderne.

6. CONCLUZII.

- Cogenerarea poate fi şi trebuie să fie făcută eficientă şi în România.

- Cogenerarea este o cale sigură de reducere a costurilor şi a emisiilor.

- Soluţia cea mai bună pentru asigurarea necesarului de căldură este SACET, cu energia termică produsă în cogenerare.

- Trebuie eliminate deficienţele tehnice şi organizatorice care au indus opiniei publice sentimentul de frustrare, că este veşnic înşelată de “mamuţii energetici”.

BIBLIOGRAFIE. [1].- Leca A., Muşatescu V. - Strategii şi politici

energie - mediu în România.

Notaţii: SACET = sistem de alimentare centralizată cu energie termică; CET = centrală electrică şi de termoficare; MAI = Ministerul Administraţiei şi Internelor. CAF = cazan pentru producerea de apă fierbinte. CAI = cazan pentru producerea aburului industrial.


în Energetică


46

2012

P.9.- INSTRUIREA ELECTRICIENILOR PENTRU ACTIVITATI IN

RETELELE ELECTRICE DE DISTRIBUTIE

Ing. Ifrim Cristian Ing. Doroftei Gratiela Ing. Sumovschi Dan E.ON Moldova Distributie, Iasi

Summary: The technological changes and the informatisation of the economic operators’ activities in the field of energy generate changes and new requests regarding the skills and abilities of the medium-level education staff. There have appeared operations and activities powerfully specialized but with reduced frequency. In these conditions, the instruction and training have become stages of an working task well delimited in time and space. Furthermore, the complexity derives from the increased degree of specialization but also from the frequent multy-discipline requests. The current paper presents aspects of the practical training and the preparation of the electricians who activate in the sector of electric energy distribution. 1. PREGATIREA PROFESIONALA

Clasificarea ocupatiilor este un domeniu dinamic

care se adapteaza schimbarilor cerute de economie dar aceasta adaptare nu se petrece de la sine si nici rapid deoarece are un caracter profund birocratic. Sistemele de calificare ofera elementele de baza pentru pregatirea profesionala initiala a personalului muncitor insa aceasta nu trebuie sa isi propuna sa reprezinte finalul pregatirii profesionale. O astfel de abordare poate conduce la sisteme inchise de instruire care sa creeze structuri umane rigide incapabile sa urmareasca adecvat schimbarile vietii economice reale.

Munca de electrician presupune combinarea abilitaţilor practice şi a cunoştinţelor teoretice despre tehnologii de lucru şi instalaţii. Nu sunt neglijate nici conceptele, comunicarea şi aspectele ce tin de legislaţie. Obiectivele muncii se ating in conditii de optimizare a resurselor (oameni, masini, materiale) respectiv maximizarea cantitatilor si minimizarea duratelor la calitate si costuri impuse.

Instruirea profesionala trebuie sa se desfasoare intr-un mediu dedicat, proiectat pentru un anumit loc de munca, cat mai apropiat de caracteristicile acestuia dar nu identic (fig.1). Aceasta nu neaparat ponind de la considerente legate de costuri cat din cauza scopurilor diferite, intr-un caz productia iar in celalalt instruirea/ antrenarea.

Principalele activitati circumscrise muncii electricianului pot fi grupate in diverse moduri: montare de instalatii si aparate, instalarea de echipamente, punera in functiune a instalatiilor, efectuarea de revizii tehnice si operatii de intretinere, executarea de manevre si modificari in instalatii, realizarea de masuratori, monitorizarari si supraveghere, control, exploatare, mentenanta. Detalierea activitatilor pe operatii simple permite generarea de idei pentru imbunatatirea modului de lucru (reducerea duratelor, eliminarea rebuturilor si accidentelor, cresterea satisfactiei) prin realizarea

succesiva de combinari, rearanjari, simplificari, ajustari ale operatiilor elementare. Se ajunge astfel la cresterea gradului de retinere si reducerea duratei instruirii in scopul cresterii productivitatii postului respectiv.

Dezvoltarea de noi echipamente si tehnologii trebuie insotita de adaptarea sistemelor de instruire si de de oferirea de suport pentru instruire si antrenare in scopul crearii de abilitati personalului care sa utilizeze optim, corect si in siguranta noile resurse tehnologice.

Pe de alta parte informatica conduce la noi abordari in cel putin trei directii cu implicatii asupra activitatii electricienilor: dezvoltarea proceselor tehnologice, crearea de noi aparate si dispozitive, modificarea competentelor operatorilor umani.

La locul de munca este legiferat rolul de instructor al sefului locului de munca care are responsabilitati privind instruirea subordonatilor in domenii precum: activitatea profesionala, sanatatea si securitatea in munca, acordarea primului ajutor, comportarea in siutuatii de urgenta, asigurarea calitatii sau protectia mediului.

Pentru tratarea sistematica a elementelor de interes privind instruirile efectuate de seful locului de munca sunt avute in vedere urmatoarele subiecte:

- elemente de bază privind instruirea la locul de munca (cunostinte),

- sistematizarea continutului instruirii la locul de munca (atitudini),

- pregatirea capacitatilor sefului locului de munca pentru rolul de instructor (capacitati).

2. STRUCTURI DE INSTRUIRE Un centru de antrenare a electricienilor trebuie sa

asigure activitati practice de antrenament pentru 70 -80 % din timpul de instruire. Baza materiala trebuie sa cuprinda simulatoare in mediu real sau virtual [1], sisteme de testare (generatoare de teste) si suport


în Energetică


47

2012

pentru prezentari multimedia, laboratoare si instalatii tip poligon de instruire. Centrul de instruire poate fi baza unui sistem de monitorizare a competentelor si abilitatilor astfel incat cerintele pentru diverse competente sa fie asigurate cu personalul deja angajat. Exemple de laboratoare si instalatii tip poligon:

A-Laboratorul pentru pregatirea lucrarilor si antrenarea lucratorilor in tehnologii de jonctionare a calurilor de energie de joasa si medie tensiune. Laboratorul permite antrenarea electricienilor in cunoasterea si recunoasterea cablurilor si particularitatilor acestora, imbunatatirea abilitatilor legate de realizarea mansoanelor si cutiilor terminale prin diverse tehnologii (fig. 2).

B-Laborator pentru pregatirea lucrarilor si antrenarea lucratorilor in masurarea parametrilor energiei electrice. Sunt avute in vedere aspecte privind cunoasterea componentelor grupurilor de masura (contoare, transformatoare de masura, sisteme de comunicatie), realizarea schemelor de masurare, identificarea erorilor de montaj prin trasarea si interpretarea diagramelor vectoriale (fig.. 3).

C-Poligon pentru pregatirea lucrarilor si antrenarea lucratorilor din retele electrice de medie si joasa tensiune. Poligonul permite generarea de situatii practice de mentenanta si exploatare pe medie si joasa tensiune aferente posturilor de transformare aeriene, posturilor de transformare in anvelopa, retelelor aeriene clasice si in cablu, cutiilor de distributie, blocurilor de masura si protectie (fig. 4).

D-Poligon si simulator pentru pregatirea lucrarilor si antrenarea lucratorilor din statiile delectrice de transformare. Pentru activitatea de exploatare permite exersarea reala sau virtuala de activitati specifice regulamentelor privind realizarea manevrelor si convorbirilor aferente. Pentru alte activitati se pot simula sarcini de munca privind echipamentele primare, echipamentele circuitelor secundare si auxiliare, grupuri de masura, circuite si componente PRAM, circuite si componente SCADA. Sistemul SCADA este in masura sa asigure asistenta etapelor de antrenare si testare din cadrul procesului de instruire[2] (fig. 5).

In domeniul distributiei energetic apar locuri de munca noi care cer competente specifice mai multor ocupatii, un exemplu este electricianul instalator gaze. Ocupantul unui asemenea post trebuie sa posede competentele atestate pentru fiecare calificare dar si abilitati pentru realizarea de activitati comune mai multor specializari.

Structura de instruire trebuie sa fie: simpla, aplicabila, standardizata si adecvata. Pentru eficientizarea procesului de instruire este utila

parcurgerea urmatorului set de intrebari privind antrenarea electricienilor:

1. Care este sarcina de munca delimitata in timp si spatiu?

2. Care sunt cerintele operatorului pentru sarcina de munca data?

3. Ce cunostinte/abilitati implica fiecare cerinta identificata?

4. Cand si in ce masura sunt necesare cunostintele/abilitatile identificate?

5. Cum pot obtine cunostintele/abilitatile identificate?

6. Care sunt riscurile lipsei unostintelor/ abilitatilor?

7. Care pot fi avantajele cunostintelor/ abilitatilor de nivel superior?

3. STRUCTURI PARTICULARE Modernizat în anul 2007 Centrul de Instruire

Profesionala E.ON Moldova Distribtie a început instruirile cu un număr de 293 cursanţi din trei domenii diferite, Exploatare Staţii, Exploatare Reţea şi Mentenanţă LEA 110 kV. S-a continuat în anii urmatori cu un numar mediu anual de circa 800 participanti la cursurile: Exploatare Staţii, Exploatare Reţea MT-JT, Mentenanţă, Contoare Speciale, Inspecţia Energetică, PRAM.

Centrul este autorizat să organizeze cursuri de calificare electricieni MT-JT precum şi cursuri de pregătire în vederea obţinerii autorizaţiei ANRE. Totodată centrul găzduieşte evenimente în cadrul proiectelor de voluntariat şi responsabilizare în domeniul energetic în şcoli, precum şi prezentări de aparataj şi tehnică nouă în colaborare cu producătorii de echipamente.

Din punct de vedere al sănătăţii şi securităţii în muncă, în cadrul CIP se organizează instruirea şi evaluarea personalului. Electricienii sunt pregătiţi în cadrul CIP pentru a face faţă provocărilor profesionale indiferent dacă este vorba de tehnică (aprofundarea cunoştinţelor şi exersarea abilitaţilor pentru acţiunile care privesc vechile echipamente cât şi solicitările generate de introducerea în fluxul tehnologic a unor noi tehnologii şi echipamente (inclusiv informatice), de aspectul social al profesiei (comunicarea cu clienţii interni şi externi, lucrul în echipa) sau de a face faţă schimbărilor precum integrarea activităţilor de electricitate şi gaz (iniţierea unui dialog electricitate – gaz pe teme de interes comun, policalificare).

In anul 2012 au fost sustinute pana in prezent in cadrul CIP EON din Suceava, urmatoarele activitati:

- Curs pentru electricieni exploatare Statii, - Curs prntru electricieni exploatare Retea MT-JT, - Curs pentru electricieni mentenanta pe

specialitati IT, MT, LES (mansonari si defectoscopie),


în Energetică


48

2012

- Curs pentru PRAM, - Curs ABC Statii pentru electricienii de la retea

MT-JT, - Curs ABC Masura pentru electricienii de la

exploatare Statii, - Curs de pregatire pentru examenul de

autorizare ANRE, - Stagiu de practica in instalatii electrice pentru

instalator de la Eon Gaz.

Cursurile obisnuite durează 5 zile şi însumează un total de 36 ore curs din care 26 ore practica şi 10 ore teorie. Continutul instruirilor cu caracter general este urmatorul:

Modul – Mentenanţă IT T1 – Întrerupătoare de IT şi MT respectiv dispozitivele de acţionare aferente (SF6, VID, ulei respectiv MOP şi MR); T2 – Măsurarea tensiunilor de atingere şi de pas; T3 – Măsurarea pierderilor dielectrice; T4 – Revizie tehnică LEA; T5 – Revizie tehnică Staţii. Modul – Mentenanţă MT-JT T1 – Înlocuirea transformatorului dintr-un PTA; T2 – Înlocuirea cadrelor de siguranţe la PTA; T3 – Înlocuirea separatoarelor de MT; T4 – Lucrul sub tensiune (Reparare şi înlocuire FB) ; T5 – Măsurarea tensiunilor de atingere şi de pas. Modul – Mentenanţă Manşoane T1 - Tehnologia de realizare a manşoanelor de legătură / tranziţie la rece MT; T2 - Tehnologia de realizare a CTI /CTE la rece pentru cabluri de MT; T3 - Tehnologia de realizare a manşoanelor şi CT pentru cablurile de JT; T4 - Pozare cabluri de MT (profil, bornare, montare-citire sisteme de marcare); T5 - Măsurători complexe.

Modul – Mentenanţă Defectoscopie [3] T1 – Factori care determină deteriorarea izolaţiei cablurilor şi efecte ce se produc în timpul exploatării; T2 – Teleflex MX – Interfaţa soft; T3 – Analize reflectograme situaţii/cazuri reale preluate de pe autolaboratoare; T4 – Metode de identificare trasee cabluri; T5 – Măsurători la cabluri de 20 kV şi 0,4 kV la PIF şi după interventii accidentale.

Modul – Exploatare statii: T1 - Atribuţii şi responsabilităţi ale PSO; T2 - Regim normal de funcţionare. Manevre. Conversaţia operativă; T3 - Regim de avarie. Manevre de izolare defect şi realimentare consumatori. Prevenirea de avarie; T4 - Exploatarea echipamentelor primare. Tehnologii noi. Retrofit; T5 - Tratarea neutrului. Protecţia EOR-D. REG-DPA T6 - Protecţia LE MT. Protecţii digitale. Pmax. P139 T7 - Protecţia Le IT. Protecţii digitale. Pdist. P439, P433, REF; T8 - Protecţia TRAFO IT/MT; T9 - Protecţia la supratensiuni (STA si STC); T10 - Servicii interne (c.c., c.a.); T11 - SCADA. Manevre la distanţă folosind echipamente digitale

BIBLIOGRAFIE

[1] D. Şumovschi, O. Ţanta, A. Şumovschi, R. D. Pentiuc, “Antrenarea electricienilor care exploateaza statii de transformare in regim de tura mobila, cu SCADA” (Buletinul AGIR, no. 3/2012, June-August, Bucharest).

[2] D. Metz, D. Rusianu, I. Mircea, ”Necesitatea introducerii sistemelor de instruire tip SCADA şi influenţa lor pe pieţele de energie regularizate” (The 5th International Power Systems Conference, Timişoara, 2003).

[3] D. Şumovschi, R. D. Pentiuc, A. Şumovschi, V. Craciunescu, “Simulatoare pentru instruire – defectoscopie” (Buletinul AGIR, no. 4/2011, October-December, Bucharest).


în Energetică


49

2012

Fig. 1 Mediul instructorului sursa in cadrul expunerilor

Fig. 2 Laborator mansoane Fig. 3 Laborator masura

Fig. 4 Poligon MT-JT Fig. 5 Poligon 110 kV .

Sursa

Continut Servicii

Metalimbaj

Dialog Scris

Concurs

Simplu Singur

Interactiv

Clasic Multimedia

Audio

Vizibil

Asistat tehnic

Amplificare Mixare

Vizual Nonverbal


în Energetică


50

2012


în Energetică


51

2012

LUCRĂRI

SECŢIA I

Sisteme informatice, protecţii, automatizări şi telecomunicaţii pentru reţele electrice şi SEN


în Energetică


52

2012


în Energetică


53

2012

PREŞEDINTE : Ing. OCTAVIAN LOHAN - Director General Adjunct Conducere Sistem - CN Transelectrica VICEPREŞEDINŢI : Ing. MARIAN CERNAT - Director Direcţia Operativă DEN - CN Transelectrica Ing. FLORIN BALA ŞIU - Director Direcţia Operativă DEN - CN Transelectrica Dr.ing. IOAN SILVA Ş - Director Adjunct Direcţia Operaţiuni - Electrica Dr.ing. MIHAIL COTEANU - Director Divizia Sisteme Energetice - ISPE Bucureşti Ing. CRISTIAN IFRIM - Director Executiv Serv. Tehnice - E.ON Moldova Distribuţie Dr.ing. FĂNICĂ VATRĂ - Dir. Executiv & Secretar General al S.I.E.R. şi I.R.E. (Institutul Român de Energie)

- ISPE - Şef colectiv SCD - Divizia Sisteme Energetice REFERENT GENERAL : Prof. dr.ing. PETRU POSTOLACHE

- Univ. “Politehnica” Bucureşti - Fac. de Energetică - Preşedinte Comisia SIER de Resurse Regenerabile

MEMBRII : Ing. ION MERFU - Director ST Craiova - CN Transelectrica - Vicepreşedinte al S.I.E.R. Ing. STELIAN BULIGA - Director Gestiune Reţea - E.ON Moldova Distribuţie Prof. dr. ing. VICTOR CROITORU

- Universitatea “Politehnica” Bucureşti - Facultatea de Electronică, Telecomunicaţii şi Tehnologia Informaţiei

Ing. CONSTANTIN RADU - Director Tehnic Nova Industrial Bucureşti

- Vicepreşedinte al S.I.E.R.


în Energetică


54

2012


în Energetică


55

2012

1.3.- PLAN DE SECURITATE A RETELEI COMPANIEI

Ing. Mitchevici Dragos

CN Transelectrica - Executiv, Bucureşti, Str. Olteni nr. 2-4, sect.3 tel: 0755045581, fax: 021.3035756, e-mail:[email protected]

Summary: To protect information and maintain productivity, enterprises require a Web security infrastructure that can prevent all kinds of threats Threats should never reach the desktop or other trussted asset. Some IT Companys, provide layered defenses including a community watch cloud service and Web content controls Combined with inline threat detection for all Web and secured Web traffic. Enterprises are facing the challeges of this envolving Web Security environment. Current desktop and email anti-virus products play a vital role in a malware defense strategy. Enterprises need Web security solutions to prevent all threats hidden in HTTP and SSL encrypted traffic, file downloading, Web mail and Web 2.0 content.

Tendinţele actuale din domeniul IT, impun o continuă upgradare a securităţii reţelelor de companie. Securitatea unei reţele reprezintă o ţintă în permanentă mişcare, astfel încât reţeaua să asigure confidenţialitatea, integritatea şi disponibilitatea serviciilor şi sistemelor, care sunt critice pentru companie. Pentru eliminarea problemelor de securitate ale companiei trebuie reevaluată întreaga infrastructură a reţelei, precum şi instrumentele ce asigură securitatea acesteia.

Se pune întrebarea: cum să dezvoltăm politici şi instrumente noi de securitate? Instrumentele de protecţie a reţelei, nu au fost create pentru a dezvolta politicile de securite, ci pentru a le imbunătăţi şi întări. Chiar dacă îmbunataţirea politicilor, aduce o importantă contribuţie la securitatea reţelei, instrumentele pot produce rapoarte de activitate, constituite într-un feedback permanent, care sa ajute la modificarea şi întărirea politicilor de securitate.O bună cunoaştere a instrumentelor şi zonele de acoperire ale acestora, duce la obţinerea de infomaţii, care sa ajute la evoluţia (actualizarea) politicilor de securitate. Chiar dacă unele instrumente de bază nu sunt atât de puternice, precum cele strict legate de dezvoltarea politicilor, ele pot avea un rol important în configurarea strategiei de securitate, dacă acestea sunt folosite în acest scop. O buna identificare a vulnerabilităţi în reţea, poate determina implementarea unor politici de întărire (acoperire) a eventualelor brese de securitate. Dacă se cunosc vulnerabilităţile reţelei, se pot lua decizii asupra schimbărilor necesare în strategia de securitate. Breşele în sistemele de securitate ale reţelelor de companie sunt mai dificil de realizat. În ultimii ani, securitatea reţelelor de companie a sporit în mod semnificativ datorită numărului tot mai mare al ameninţărilor informatice provenite de pe Internet şi al necesităţii conformării la reglementări noi.

Sistemele neprotejate sunt mai uşor de identificat. În prezent, numeroşi hackeri deţin instrumente software care caută continuu pe Internet reţele şi calculatoare neprotejate. Odată descoperite, calculatoarele neprotejate pot fi accesate şi controlate de către hackeri, care le pot utiliza pentru a lansa atacuri asupra altor calculatoare sau reţele. Ameninţările de securitate sunt tot mai sofisticate şi mai dăunătoare. Autorii de software-uri spion creează programe periculoase care sunt dificil de eliminat, suferă modificari continue şi se răspândesc pe Internet în cel mai scurt timp, de ordinul minutelor sau secundelor. În acelaşi timp, apar tot mai multe ameninţări combinate, îmbrăcând forme multiple, fiind capabile să atace sistemele informatice pe diferite planuri. Frecvent, ameninţările de securitate sunt generate „din interior”. Deseori, breşele în sistemele de securitate provin din interiorul companiilor şi, de cele mai multe ori, sunt neintenţionate. Un angajat poate descărca, în necunoştinţă de cauză, software-uri spion atunci când joacă anumite jocuri online sau atunci când accesează anumite site-uri Web. Mai sunt situatii cand se primesc mail-uri infectate cu diferite elemente distructive. Impactul atacurilor la adresa securităţii informatice este mai mare. Rare sunt situaţiile în care pierderea de date este cauzată de anumiţi factori externi (distrugerea echipamentului dintr-o proastă funcţionare, din punct de vedere calitativ, şocuri mecanice sau incendii, inundaţii, etc). Pierderea datelor unei companii are implicaţii directe în serviciile oferite către clienţi, în imaginea sa publică, în veniturile realizate şi costurile companiei. În ceea ce priveşte veniturile pierdute, avem de-a face cu pierderi directe, plăţi compensatorii, pierderea unor venituri viitoare sau a unor investiţii. De aceea este bine să existe un plan de continuitate operatională şi recuperare a datelor. Acest plan poate avea în componenţă:


în Energetică


56

2012

- Planul de management al unei crize: ce trebuie să facă echipa de management a crizei si echipele de suport în momentul declanşării unei crize;

- Planul de recuperare operatională şi recuperare din dezastru: activităţile personalului pentru recuperarea operatională presupun utilizarea Centrului de rezervă şi revenirea la normal, cat mai repede posibil;

- Plan de rezervă. - Planul de continuitate trebuie să îndeplinească

anumite condiţii, pentru a fi util în pregătirea personalului, de a rezista în situaţii şi evenimente neplanificate sau a unor evenimente planificate care pot genera situaţii de criza.

Care sunt soluţiile?

Din fericire, există numeroase soluţii de protejare a unei companii împotriva ameninţărilor de securitate de pe Internet. Un prim pas, este includerea problemei securizării accesului la Internet ca element fundamental în planul de priorităţi al companiei. Nu este suficient ca acest plan să prevadă că securitatea informatică este o prioritate principală. Trebuie să existe un plan de securitate, scris şi detaliat, care să includă politici şi proceduri specifice, în cazul companiilor, planul sa conţina cerinţele tehnologice. Dacă aceste proceduri de securitate nu sunt sub formă scrisă, angajaţii le pot contesta sau chiar ignora. Condiţia minimă de securitate pentru un calculator sa fie protejat într-o companie, este sa aiba firewall hardware sau software şi programe antivirus şi antispyware. În plus, să se asigure protecţie împotriva furtului de identitate, a spam-ului, a phishing-ului etc. Există câteva instrumente de bază care nu sunt atât de puternice precum cele strict legate de dezvoltarea politicilor. Multe dintre ele pot juca un rol important în configurarea propriei strategii de securitate, mai ales dacă sunt folosite în acest scop. Identificatorii de vulnerabilităţi – pot determina implementarea unor politici de acoperire a eventualelor breşe de securitate. Dacă se cunosc vulnerabilităţile sistemului, se poate decide ce este necesar să fie schimbat în strategia de securitate. Verificarea securităţii aplicaţiilor – poate da informaţii legate de standardele de codare a informaţiei alese, dacă trebuiesc schimbate sau dacă oferă protecţia necesară datelor transmise. Detecţia anomaliilor apărute în transmiterea fluxurilor de date sau în funcţionarea reţelei – cunoaşterea comportamentului tipic al propriei reţele poate scoate în evidenţă mult mai uşor activităţile ce necesită o politică de securitate mai strictă şi o atenţie sporită din acest punct de vedere. Detecţia anomaliilor oferă o vizibilitate mai bună asupra traficului din reţea. IDS – Sistem de detecţie a intruziunilor – poate oferi informaţii legate de atacurile ce pot surveni în

reţea. Aceste informaţii ajută apoi la alegerea tehnologiilor pentru dezvoltarea arhitecturii de reţea. Se pot observa atacuri îndreptate către un anumit sistem, astfel încât să fie nevoie de o nouă strategie în sistemul de apărare orientată către acel sistem sau chiar de un nou sistem cu noi funcţii. In acest mod, se pot descoperi şi eventualele ameninţări ce se pot propaga de la o reţea la alta (exp. „worms = viermi”), existând posibilitatea de a opri aceste treceri îmbunătaţind politicile de securitate ale întregii reţele sau numai pentru un segment al acesteia. Un interes deosebit îl prezintă aplicaţiile pentru planificarea riscului unei reţele şi pentru evitarea pierderilor de date. Aceste produse examinează configuraţiile echipamentelor din reţea şi vulnerabilităţile descoperite şi ajută la prioritizare în procesul de rezolvare a problemelor apărute. Datele folosite de aceste produse pentru a genera rapoarte de prioritizare, sunt legate de gradul de importanţă al fiecarui nod din reţea, de vulnerabilitatea directă a fiecarui echipament, de securitatea fiecarei configuraţii şi de slăbiciunea echipamentului supus unui atac ( gradul de compromitere al acestuia). Instrumentele pentru prevenirea pierderilor de date (DLP – Data Loss Prevention) pot oferii informaţii detaliate legate de activitatea fiecarui utilizator, de nevoia de educaţie în sensul prevenirii pierderii de informaţii, precum şi despre riscurile la care este supusă compania în urma activităţii utilizatorilor. Produsele DLP descriu o categorie largă de soluţii şi oferă securitatea informaţiilor şi conceptelor utilizate. Implementarea acestor produse se realizează, în trei etape diferite: prima etapă – pentru datele aflate în curs de transfer, a doua etapă – pentru datele ce urmează a fi transmise şi a treia etapă - pentru datele folosite la un moment dat. DLP pentru datele în curs de transfer se implementează folosind senzori plasaţi fie în punctul cel mai depărtat al reţelei, fie în punctele de agregare ale traficului. Senzorii examinează informaţiile în tranzit pentru a vedea dacă traficul se supune regulilor de prevenire a proliferării sau compromiterii datelor confidenţiale. O regulă poate permite raportarea tuturor încercarilor de a trimite informaţii confidentiale către o destinaţie în afara reţelei. În mod asemănător pot fi create reguli care să semnaleze orice încercare de a trimite în exterior informaţii financiare legate de clienţi. Aceşti senzori se pot integra, în general, în orice sistem de securitate cum ar fi proxi-urile sau agenţii de mail, pentru a bloca orice transmisiune neconformă. În a doua etapă – DLP pentru datele ce urmează a fi transmise sunt implementate folosind echipamente adiţionale care scanează nodurile reţelei pentru a determina şi bloca transferul de informaţii confidenţiale. Aceste echipamente ataşate reţelei pot oferi administratorului moduri de autentificare ale


în Energetică


57

2012

documentelor importante precum şi posibilitatea de a scana nodurile reţelei pentru depistarea existenţei unor astfel de documente. Sistemele DLP sunt capabile să transmită informaţii legate de amprenta digitală pentru anumite documente importante catre sisteme DLP adiacente (exp. Datele în curs de transfer) pentru a întări controlul în scopul detectării scurgerilor de informaţii secrete în afara reţelei. A treia etapă – DLP pentru datele folosite la un moment dat sunt implementate cu ajutorul unor agenţi software, instalaţi pe echipamentele de lucru ale utilizatorilor, complementari cu celelalte instrumente de securitate cum sunt bine cunoscutele: firewall, antivirus, antispam, etc.Agenţii permit administratorului să se asigure ca informaţiile confidenţiale nu părăsesc interiorul companiei prin canale neautorizate (medii USB, FireWire sau Webmail). DLP-ul conţine un set de tehnologii „inteligente” care conlucrează pentru a oferi securitatea informaţiei într-o companie. În momentul evaluării paşilor în adoptarea unei strategii legate de securitatea reţelei, trebuie ţinut cont dacă sistemele DLP, produsele pentru planificarea riscurilor reţelei sau alte tehnologii pot juca un rol important în dezvoltarea protecţiei şi detecţiei mai ales în zonele unde nu avem control deloc sau un control foarte superficial. Într-o reţea trebuie evaluate tehnologiile la nivel de server precum şi contribuţiile lor la implementarea strategiei de securitate. Se recomandă implementarea câtorva din aceste tehnologii pentru a acoperii breşele de securitate, pentru completarea instrumentelor de control existente şi întărirea lor, pentru creşterea gradului de securitate al reţelei. Alte metode:

- AAA – cadrul folosit pentru a controla accesul la reţelele de calculatoare este cunoscut ca „AAA” sau triplu A, însemnând Autentificare, Autorizare şi Accounting (Contabilizare). Dacă autentificarea şi autorizarea sunt bine cunoscute în domeniul securităţi, contabilizarea ofera posibilitatea de a urmări serviciile pe care le accesează utilizatorii, la fel ca şi cantitatea de resurse din reţea pe care le consumă aceştia. Contabilizarea ajută la monitorizarea securităţii şi verifică „activitatea” în reţea. Această tehnică are la bază protocoale de tip Radius, Tacacs+ si Kerberos, pentru a administra funcţiile sale de securitate;

- Securitatea perimetrului – reprezintă o zonă din reţea accesibilă numai unor utilizatori, respectiv anumite informaţii legitime. Accesul în reţea este realizat prin soluţii de securitate a perimetrului, cum ar fi liste de control al accesului şi firewall-uri. Înainte ca un utiliztor să primească acces la reţea, componentele reţelei, cum sunt routerele sau serverele de acces, decid dacă traficul de date în reţea care vine de la calculatorul respectiv, este transmis mai departe sau este blocat. Această decizie se bazează pe listele de

control sau liste de acces. Una din soluţiile specifice hardware/software de restrictionare a accesului la anumite resurse ale reţelei şi care permite numai trecerea traficului autorizat, este firewall. Acesta poate proteja totodată reţeaua împotriva atacurilor „denial of service”. Acest tip de atacuri nu oferă intruşilor accesul la anumite date, dar blochează resursele informatice, trimiţând cantităţi mari de informaţie, care blochează reţeaua şi împiedică utilizatorii legitimi să acceseze aplicaţiile;

- Confidenţialitatea datelor – comunicarea autentificată şi confidenţială ocupă un loc foarte important cand este vorba despre companii care deţin informaţii ce trebuiesc protejate împotriva accesului neautorizat. Tehnologia VPN (Virtual Private Network), oferă asemenea conexiuni private, separând datele în „tuneluri”. În acest mod, o reţea privată poate fi creată prin reţele publice (Internet), folosind protocoale ca GRE (Generic Routing Incapsulation) sau L2TP (Layer 2 Tunneling Protocol). Pentru a oferi protecţia datelor pe care le transportă, echipamentele hardware şi software VPN susţin tehnologia de criptare. Traficul care circulă printr-un tunel între două puncte, într-un VPN este criptat. Într-o reţea locală, separarea datelor cu ajutorul tehnologiilor de tunneling oferă confidenţialitate eficientă. Deseori însă, cerinţele suplimentare de confidenţialitate necesită protecţie mai mare ca exemplu tehnologii sau protocoale IPSec (Internet Protocol Security);

- IPSec – protocol de securitate IP – cadru de standarde deschise pentru asigurarea comunicaţiilor private securizate pe Internet. IPSec asigură confidenţialitatea, integritatea şi autenticitatea comunicaţiilor de date printr-o reţea publică, fiind o componentă tehnică cheie pentru soluţiile de securitate totală. IPSec poate rezolva amenintările de securitate din infrastructura de reţea, fără a cere modificări costisitoare ale gazdei şi aplicaţiilor. IPSec oferă criptare şi autentificare la nivelul de reţea IP. Deoarece pachetele criptate arată ca pachetele IP obişnuite, ele pot fi redirecţionate uşor către o reţea IP (Internet), exact ca pachetele IP obişnuite. Singurele dispozitive care cunosc criptarea sunt punctele finale. IPSec utilizează diferite tehnologii existente cum sunt criptarea DES (Data Encryption Standard) şi certificatele digitale.

- Criptare şi decriptare – algoritmi de criptare ca DES, PGP (Pretty Good Privacy) sau SSL (Secure Sockets Layer), respectiv TLS (Transport Layer Security), determină construirea şi schimbarea cheilor de criptare/decriptare.

O altă soluţie ar fi un serviciu securizat şi în timp real de protejare a datelor, prin crearea de copii de siguranţă a datelor din calculatoare într-un cloud (posibil extern). Remote Backup creează automat copii de siguranţa pe nişte servere de stocare, folosind ca mediu Internetul. Datele sunt comprimate şi


în Energetică


58

2012

criptate automat pe calculatorul clientului înainte de trimiterea acestora către server, astfel încât numai utilizatorul să poată avea acces la datele sale. Sistemul se bazează pe multiple mecanisme de protecţie şi verificare: comunicare SSL între client şi server, criptare pe 128 biţi, algoritmi de criptare la alegere (Twofish, Triple DES, AES, etc.), verificare CRC de integritate a datelor înainte de scrierea pe server, restricţionarea de către utilizator a adreselor IP de la care este vizibilă arhiva. În cazul defectelor hardware în calculatorul sau în reţeaua clientului, dar şi în cazul viruşilor sau a altor accidente, datele pot fi recuperate de pe serverul de stocare.

Soluţiile complete de stocare şi protejarea datelor pentru Disaster Recovery & Bussiness Continuity, conţin:

- sisteme pentru stocarea datelor, în condiţii de înaltă performanţă şi disponibilitate;

- sisteme şi aplicaţii pentru protejarea datelor, în condiţii de funcţionare neîntreruptă a serverelor;

- sisteme şi aplicaţii pentru asigurarea disponibilităţii datelor, chiar şi în condiţiile apariţiei de întreruperi în funcţionarea unor sisteme sau a unor componente ale anumitor sisteme. O altă opţiune este recurgerea la servicii externe. Un furnizor de servicii administrate, cum ar fi

furnizorul principal de servicii de telecomunicaţii, poate proiecta, implementa şi întreţine o soluţie de securitate pentru reţea în schimbul unei taxe lunare relativ mici.

Cu toate acestea, reţelele securizate asigură companiilor avantaje care depăşesc contextul protecţiei împotriva ameninţărilor informatice de pe Internet. Prin natura sa, o reţea securizată este o reţea robustă, iar o reţea robustă constituie o bază excelentă pentru implementarea tehnologiilor noi. Asigurarea securitatii infrastructurii de reţea a devinit o cerinţă esentială şi de aceea companiile trebuie să conceapă arhitecturi de securitate a reţelelor, bazate pe o politici de securitate a companiei. BIBLIOGRAFIE [1].- Network Security (www.windowssecurity.com) [2].- Network Security Policy (www.cisco.com) [3].- Network security - case studies (www.techrepublic.com) [4].- Network Perimeter Security (www.bitpipe.com) [5].- Network Security (www.gfi.com)


în Energetică


59

2012

1.5.- PHOTOVOLTAIC POWER DEVELOPMENT AND GRID CONNECTION. ISPE - PV PLANT COMPLETE SOLUTIONS

PROVIDER ENGINEERING & CONSULTING FOR DEVELOPMENT AND GRID CONNECTION

PhD. Mihail Coteanu PhD. Alexandru Stănciulescu Eng. Ioan Vasiliu –

Eng. Ciprian Pătraşcu Eng. Cosmin Spătaru ISPE Bucureşti, Bdul Lacul Tei nr.1-3, E-mail: [email protected],

[email protected], [email protected], [email protected], [email protected] Summary: There are summarized the main steps of a PV Plant development and the necessary agreements/permits needed for PV Plant construction. There are presented grid connection solutions, module cleaning needs, soil nature considerations related to foundations.

There is described the PV Plant sizing and design methodology, with considerations to the specialized software (PVSyst) that is used to assist the designing process.

Meteorological data sources for the use in PVSyst are presented, considerations regarding the mutual shading modeling and the optimum angle determination for the PV collectors, setting up certain parameters in PVSyst, namely inverter efficiency, power losses of the plant with special considerations on the ohmic losses in DC cables, transformers and AC cables, in order to accurately simulate the energy production. Also, it is underlined the expertise, experience and engineering of ISPE specialists regarding specific issues for PV Power Plants Key words: PV Power Plant, engineering, experience, PVSyst. 1. LEGAL FRAMEWORK

The existing Electricity Law no. 13/2007 covers

the general legal framework for power production in Romania and also refers to renewable energy sources such as wind, solar, tides and waves, geothermal hydroelectric, biomass, landfill gas, sewage treatment, secondary gas products and alcohol fuel. According to GD 1069/2007 upon approval of the National Energy Strategy, 33% of the total electricity produced in Romania should come from RES by 2010, 35% by 2015 and 38% by 2020. 11% of the gross nationwide energy consumption is to come from RES by 2010 and 24% by 2020.

Produced electricity can be sold either on the state controlled or the non price regulated competitive market. By selling on the state controlled market, the E-RES producers may sell the electricity to the suppliers of the captive consumers (eight regional subsidiaries of the national electricity distribution) at a regulated price. The amount of electricity produced from RES in the gross domestic electricity consumption is determined by the Government. Electricity produced by RES is certified by the guarantees of origin issued by the competent authority. Additionally, the competent authority sets out the rules for the functioning of the electricity market; the priority takeover and commercialization of electricity produced from renewable sources as long as the safe operation of the SEN is not compromised (The Electricity Law 13/2007, Art.62-64).

The criteria to promote electricity produced from RES shall consider: reaching the national target as

regards the weight of electricity produced from renewable sources; compatibility with the competitive market principles; characteristics of the renewable energy sources and of the generation technologies used and promotion of the most efficient use of renewable energy sources.

Support schemes for the promotion of electricity produced from renewable energy sources are set through Government decision, upon the proposal of the competent ministry (The Electricity Law 13/2007, Art. 65-66). There is regulatory risk if the law is changed by reducing the incentives in the future, especially if the targeted quotas are met. Under the current law scheme the measures adopted for promoting green energy will be decided at a later stage through a secondary legislation. The off-take of energy from PV power is not guaranteed and it is not clear whether bilateral power off-take agreements are allowed.

The new energy law no. 220/2008 regarding the promotion of energy generated through renewable sources was enacted by the Parliament of Romania on October 27, 2008 and the primary legislation thereof came into force on November 6, 2008. The law was republished on 13. August 2010.

It is expected that this law will trigger a whole range of normative deeds with similar regulations, thus ensuring a unitary regime for encouraging generation of "green" energy and generating more flexibility and an increased number of business opportunities in the renewable energies market in Romania.

The Law regarding the establishment of a system for promoting electricity generation out of renewable


în Energetică


60

2012

energy sources lays down the legal framework needed for the expansion of the use of renewable energy sources, which is delivered to the electric network. Furthermore, the new law expressly states that the exportation of electricity from renewable energy sources that have benefited at production from green certificates, irrespective of the installed power of the production capacity, does not benefit from the incentives provided in Law 220/2008. The purpose of the proffered incentives is to foster investment in electricity production from the renewable energy sources.

The new law offers support to investors by measures aimed at the reduction of production costs for energy created from renewable sources, an increase of profits through the increase of sale prices for electricity produced from renewable energy sources and an increase in sales.

Tradable Green Certificates (TGC) in Romania

In respect to the energy produced from RES, the new energy law allows for two options, a feed in tariff or Green Certificates. Green Certificates are documents which are treated as tradable commodities and certify that a quantity of 1 MWh of electrical power was produced from renewable energy sources. They can be traded separately from electricity volumes on a bilateral or centralized market. TGC are issued by Transmission System Operators (TSO's) according to the procedure of issuing TGC approved by ANRE. Green Certificates Market Operator (OPCOM) is the legal entity which monitors TGC trading and determines the prices on the Centralized Green Certificates Market, performing the functions established by the Regulation for organizing and functioning of the TGC Market.

TGC are issued following the producer's request and after they obtain the qualification certificate for priority production from ANRE. Under the TGC scenario, solar power plants (PV) will receive 6 green certificates per MWh produced and delivered until 2015. These incentives are in force for 15 years from commissioning of the plant, applicable to RES plants using new equipment.

The annual maximum and minimum values for TGC between 2008 and 2025 are 27 EUR/TGC (previously 24 EUR/TGC) and 55 EUR/TGC (previously 42 EUR/TGC), calculated at the exchange course established by the Romanian National Bank, for the last working day in December of the previous year and adjustable annually with CPI. Until the national annual quotas targeted are reached the green certificates can be traded exclusively on the internal market. Producers of energy from renewable sources sell the energy at the market price.

There is not clear at the moment if the FX-adjustment will continue from 2015 (as it will be dependent on Romania joining the EURO system). In regards to import and export, the Renewable Energy Law provides that after the affiliation of Romania to the European System of Green Certificates, certificates bought on the European Market of TGC will count for fulfilling the quota. The Renewable

Energy Law does not provide any timeframe for such an affiliation process. Producers of renewable energy will be allowed to trade green certificates on the European Market of Green Certificates only when the national renewable targets are fulfilled. However, the European System of Green Certificates is currently not functional, so it may take some time until this condition is fulfilled. Hence, currently it is not clear how this will work within the existing system as secondary legislation is still pending. The main issues to be clarified are the balancing risk (in the case that no sun is available), the costs for transmission and off-take obligations for electricity produced.

2. MAIN STEPS OF PV PLANT DEVELOPMENT

The main steps of the investment process are:

• Choosing the PV potential area When choosing or possesing a location on which a

PV Plant is intended for construction, there has to be elaborated a preliminary analysis (study of opportunity). An evaluation of the grid connections possibilities and their associated costs is needed. Thus, the Solution Study for Grid Connection is elaborated. This study analyzes the area in detailed terms of electrical restrictions and proposes the connection solutions to Transport/Distribution Operator. This documentation establishes the technically and economically optimal solution for connecting to the network but also the impact of the new sources on the National Power Grid (SEN) - endorsed by the network operator.

The selected area must be also analyzed in terms of environmental protection restrictions;

• Preparation of PV studies In order to define the PV Plant, ISPE is

elaborating the topology study and the interconnection of photovoltaic modules study. In the Topology Study, there is established the layout of the modules, deciding the distance between panel rows and the tilt angle. In the Interconnection Study, the collecting systems equipment is decided (inverters/inverter stations used, transformers), the exact number and modules layout is determined, as well as the connection boxes (string and junction boxes) type, number and layout and also the DC and AC cables connections. Power losses on elements are computed and introduced as input data in PVSyst. There are performed simulations revealing the yearly energy production, PR achieved and the specific production of the Plant. The losses are being analized and optimizations are made. The Topology Study and Interconnection Study serve as a base for the elaboration of the following design documentations.

• Securing the land upon which the investment is going to be carried out


în Energetică


61

2012

Purchase agreements or concession are completed, as well as all the necessary documentations.

• To obtain the necessary agreements, permits and the construction authorization

The first necessary agreements and permits needed for PV Plant construction that must be obtained, are two urbanism certificates, one for the PV plant and one for grid connection. After that there must be obtained the location approvals. In each urbanism certificate, there are required approvals from various utilities (electricity, gas, water, etc), the environmental permit, the Zonal Urbanistic Plan (PUZ) and taking the land out of the agricultural circuit.

After these approvals were obtained and after developing the Technical Documentation for Building Permit (DTAC), the construction authorization is to be obtained. Next, there must be obtained the Technical Connection Approval (ATR) for the PV plant. The Solution Study for Grid Connection consist the base for the ATR issued by the Grid Operator.

• Monitoring studies and measurements on site The Geotechnical studies and Topographical site

survey should be elaborated. Access roads and internal roads should be assessed. If necessary, there will be provided a pyranometer

installation and measurements results monitoring for a period of at least one year.

• Preparing the feasibility study After developing the topology study for PV plant

(number, location and orientation of photovoltaic modules) and the study of PV modules interconnection (minimizing losses inside the PV plant, optimizing energy production), there is developed the feasibility study for PV plant.

• Obtaining the necessary financing funds To obtaining the necessary financing funds for the PV

construction, in the feasibility study, there is a general estimate where all the expenses necessary for development of the PV plant are detailed.

• Providing technical documentation for the main equipment and gear, as well as tender documentations for choosing the manufacturer, executors or general contractor.

• Realization of the Basic Design For PV Plants, if the connection requires, MV/HV

substation will be included in the design. For connecting PV plant to the public interest

grid, which must comply with the resolution approved by the technical advice issued by the grid operator;

• Signing the contract for the PV grid connection (with grid operator)

• Signing contracts with suppliers, manufacturers, executives

• Ensuring the management of contracts and tracking work execution

• Obtaining the authority and licenses required for PV commercial operation

There must be obtained the Setting-up Authorization and the Environmental Authorization;

License for commercial operation of the power generation plant will be obtained.

Next, there will be achieved the qualification as a renewable electricity producer by ANRE and registered at OPCOM (Market Operator) and Transelectrica (Transport and System Operator) to trade the energy produced by PV.

3. EXPERTISE, EXPERIENCE AND

ENGINEERING SERVICES PROVIDED BY ISPE FOR PV PROJECTS

3.1. Solution Studies for Grid Connection

Development of renewable energy sources. Present situation

In Romania there is the intentions for developing RES in a very large proportion: Wind Plants, PV Plants, MHC and biomass plant, with a total capacity of over 32000MW.

Practically, the first step for implementing of RES objective is to elaborate the solution study, which is a documentation that establishes technically and economically optimal solution for connecting to the network but also the impact of the new sources on SEN (endorsed by the network operator). The aspects that are considered in this study are: implications for network loads and voltage level, requests to short circuit checking, impact on electrical energy quality checking, analysis of reliability indicators, checking the transfer capacity of high power production, establishing the solution for integration in SCADA system and techno-economic analysis of the connection variants.

The ISPE has the largest market share of Romania, because grid connection studies realize by ISPE is 71% from the total connection contracts and 74% from the total connection technical permits for RES. By grid connection studies, ISPE proposed and advised 7 of the 8 new 400 kV stations (220 kV) which are to be connected to the RET: Tariverde, Rahmanu, Stupina, Banca, Independen ț a, Văcăreni, Şipotele/ Deleni and over 99% of the grid connection studies have been approved by network operators without any additional observations.

3.2. Electrical S/S for PV energy connection

Electrical S/S – Consulting and engineering

As the functionality, power stations for a PV Plant are: collecting electrical sub-stations at MV level (20 kV), sub-stations (typical 20/110 kV) to adjust the


în Energetică


62

2012

parameters of energy to the needs of transport in the point of connection to the network, extension of an existing sub-stations, usually at voltage levels of 20kV and 110 kV, and also incoming-outgoing scheme in an existing OHL, applicable 110 kV voltage level.

3.3. Electrical power lines (MV and HV) to connect PV plants to grid

Offer of services are: technical consultancy, project management, studies of the solution, of opportunity, feasibility studies, technical specifications, basic and detail engineering , tender books, as-built documentation, documentation for approvals-permits for OHL and UGC (MV and HV), the refurbishment, the rehabilitation and modernization projects, technical assistance during erection and commissioning, studies, methodologies, regulatory provisions, in the OHL and UGC (MV and HV) and documentation of land zoning and planning.

3.4. PV Plant design, including particular aspects for Romanian PV Plants

Regarding the PV Plant implementation, for the centralized system, ISPE philosophy is to use multiple

prefabricated standard stations (containers), instead of a central building. For the energy collecting system, there are used several collecting stations, each containing inverters and one LV/20kV transformer.

A station is transported in site with a truck, and placed on a concrete foundation with a crane. The stations can have metallic or concrete envelope. Concrete envelope provides a better insulation of the station, but the station with concrete envelope has in general twice the weight of a similar metallic envelope station (e.g. 15 tons – metallic station / 30 tons – concrete station for 1MW station). This can lead to problems during transportation (access roads have to be reinforced etc.). When using a concrete station instead of a metallic station, the construction permit could be more complicated to be obtained, as some mayor institutions can consider the concrete station a building. If using metallic stations, these are considered equipment and the construction permit is obtained more easily than for buildings. Considering the above reasons, the use of metallic stations is preferred. The stations are endowed with heating and cooling aggregates.

Fig. 3.1. Prefabricated standard station

In addition to the collecting stations, there is

provided a supplementary container (technical container) with medium voltage cells (20kV), intended for the connection of the PV Plant to the National Power Grid (NPG/SEN in Romanian). In this container, there is installed a 20/0.4kV transformer and electrical switchboards for powering the auxiliary consumers of the Plant, and also the monitoring system of the Plant.

The collecting stations can be connected to the technical container in cascade or ring, to increase the operation reliability.

Considering that PV Plants will be placed in open field, surrounded by agricultural lands on which

machinery will be operated resulting dust, the need to clean the modules emerges.

Photovoltaic plants require thus a significant amount of water although they are in most cases located in areas where there is no possibility to connect to public water utility.

To ensure the water needed for this, a water well will be drilled on site and a pumping station with a reservoir will be installed. The pumping station will be equipped with special filters to ensure the water quality needed for modules cleaning and drinkable water.


în Energetică


63

2012

Fig. 3.2. Technical container

.

Fig. 3.3. Water Station

On site, there will be placed two more auxiliary

containers: sanitary container (containing toilets, sinks and a locker room) and storage container (to store spare parts for the PV Plant). For the sanitary container sewage, there will be installed a septic tank.

In normal conditions, when the PV Plant does not produce (e.g. during night) the auxiliaries are powered through the NPG connection line. For fault conditions, there can be provided a diesel generator unit for supplying the important consumers.

Taking into account that the energy that is rewarded with green certificates is the difference between the produced energy and the PV Plant internal consumption, the plant should be designed in such a manner that the auxiliaries to consume as little power as possible (minimum and efficient heating, minimum and efficient cooling, economic and

efficient lighting). In the connection point, a double way energy meter is to be installed. Green energy delivered directly to other consumers excepting the own auxiliaries ia also rewarded. The energy rewarded is according to the formula below:

where =renewable energy that benefits of

green certificates; = energy produced from RES and

delivered in the grid; = energy produced from RES and

delivered to consumers other than their own consumers = energy consumed from the grid during

the period in which power plant has worked


în Energetică


64

2012

The connection to the NPG is preferable to be in underground line instead of OHL. The optical fiber cable used for communications will be laid near the underground power cable in the same ditch. The underground line saves the need for obtaining approvals from the land owners on which the OHL would be constructed (or paying rent). In disadvantage, for the OHL, maintenance operations should be provided and it is also exposed to burglary.

Regarding the PV modules supporting structure, there are cases in which geo studies identifies poor nature of the soil in terms of foundations. In this cases the correct dimensioning of foundations and supportive metal structure of photovoltaic panels is essential for the longevity of photovoltaic power plant (must last for more than 20-25 years). For this, there is preferred the insulated concrete foundation system. There has to be considered that the concrete hardening lasts for about 20 days. For the pulling and compression force, this system relies only on the

weight of the insulated foundation in contrast with other systems (pile driving or screwing), which relies on the contact between the ground and the lateral surface of the poles.

When screwing or driving, the superficial protection layer (zinc), can be damaged, which can lead to massive and rapid corrosion, in metal aggressive grounds. After the introduction of the pole in the foundation layers by driving or screwing, there may appear a drilling hole in which the ground is ransacked. The main disadvantage is that the drill hole can be, in different situations, drain for rain water, which leads to the collapse of loess land or swelling/contraction of clays. Another possibility of degradation of coating (zinc) as well as the pole section reduction is the dry electrolysis (due to stray eddy currents, from the current production process, indifferently how well the insulations are made).

As the prices of the presented solutions are closed in value, the concrete foundation system is suggested.

Fig.3.4. PV modules mounting structure

For the supporting structure system (especially if pile driving or screwing are to be used), a warranty of 20 years is recommendable to be obtained from the structure supplier. Regarding the internal roads, it is aimed that these should be as short as possible, considering the price. The roads are made with gravel, and designed in order to support the weight of the machinery, considering the metheorologic conditions. It is desired a road that will cross the PV Park, and will ensure the acces to the containers. We suggest that a frame row with modules should be no longer than 200m.

For the PV plant, there is provided fencing and security system with infrared videocameras.

For the designing and sizing of the PV Plant, ISPE uses the special software PVSyst. The main steps for simulating a PV Plant in PV Syst are:

- importing a file in PVSyst which contains the meteorological data of the PV Plant site;

- setting the system: choosing the type of modules and inverters from the database;

- modeling the sheds disposition (modeling the layout of the panel rows one behind the other, considering the inclination angle);


în Energetică


65

2012

- introducing as input data the ohmic losses of the cables and transformers, as well as other loss factors;

- executing the simulation: the energy production and performance ratio (PR) of the

plant is determined; various graphs and tables obtained can be consulted; a report with all the results and parameters involved is available.

Fig.3.5. PV Plant Layout

For the meteorological data of the site,

METEONORM 7 software is used. Meteonorm is using irradiation and temperature data from meteorological stations across the world. For a specific site, it determines the meteorological data by interpolating data from the nearest meteo stations and combining satellite data. There is produced a Typical Meteorological Year (TMY) data file, containing hourly values for irradiation, temperature and wind speed in one generic year. The file is then imported in PVSyst. A good meteo data source is also SolarGIS. It uses special algorithms to analyze satellite data and presents irradiation data from 1994 until present. Various services are available, e.g. obtaining hourly data for specific years, obtaining TMY data with P90 and P50 (P90 value is the annual energy yield prediction that will be exceeded with 90% probability; P50, the expected value, is the annual energy yield prediction that will be exceeded with 50% probability). SolarGIS offers TMY P50 + TMY P90 + hourly time series for one site at a price of more than double the price of a Meteonorm software license.

Regarding the sheds (panels rows one behind the other) modeling in PVSyst, two methods can be used:

- the number and dimensions of sheds can be specified (Fig.3.6); there can be defined the number of strings on one row and the cell size, to take into account the electrical effect; an optimization graph is obtained (Fig. 3.7) showing the optimal angle at a given pitch (distance between sheds); this method can be used for large PV fields, with multiple sheds,

e.g. > 50, when is difficult to model the sheds in the sheds editor; lateral effects are ignored; this method can be used by selecting under the “Orientation” button: Field type “Unlimited sheds”; in fig.3.7, there is shown that considering the electrical efect, the optimal angle is of 24°.

- the sheds can be modeled in the shades editor under “Near shadings” (Fig.3.8); the layout of the panels can be modeled in detail, together with other shading elements; electrical shading effect can be specified in percents.

There can be defined only one of the above options, if both are selected, than the shading effect will be doubled in the simulation results.

Regarding the optimal angle of the panels, there should be noted that is in close relation with the sheds pitch. This is explained further. If in PVSyst, under “Orientation” there is selected at Field type: “Fixed Tilted Plane”, there will be obtained the optimal tilt angle for one shed (it is considered that the whole PV Park modules are laid in a single very long panel and consequently with no mutual shadings from other panels). This optimal angle is achieved when “Loss by respect to optimum” = 0%. If we want to model multiple sheds (the real situation for large scale PV Plants), at Field type “Unlimited sheds”, or in the “Near shadings” editor, we will dispose the sheds at a certain pitch. At sunrise and sunset, the sun is very low, consequently mutual shadings will appear. In order to obtain an increased energy production over the year, the tilt angle should be decreased in order to decrease the mutual


în Energetică


66

2012

shading effect. The optimal angle can be obtained through a number of simulations by varying (decreasing)

the tilt angle. The optimal tilting angle is the angle for which the highest energy production is obtained.

Fig.3.6. Shed definition in PVSyst – method 1

Fig.3.7. Shed tilt optimisation in PVSyst

Fig.3.8. Shed definition in PVSyst – method 2

The minimum pitch can be established for a

minimum Operation and Maintenance (O&M) space required. The pitch of the panels can be established considering two criterions:

- Maximum Installed Nominal Power criterion (larger supporting panels are used at a smaller pitch and a smaller tilting angle) - on a certain area, there can be installed a larger power;

- Maximum Production criterion (smaller supporting panels are used at an increased pitch and an increased tilting angle) – with a certain installed power, the maximum energy production is obtained.

When designing the collecting system in PVSyst, we can select the inverters from the database. The inverter files in the database were created based on


în Energetică


67

2012

PHOTON Magazine information. There is provided reliable data obtained by PHOTON laboratories by testing a large number of inverters. There are also inverters modeled by the data of the manufacturers. It is known that the shape of the inverter efficiency curve is given mainly by the electrical devices power consumption (constant) and the ohmic losses in transistors (equivalent to R*I2). Also, the inverter efficiency depends of the DC input voltage (see biquadratic equation model). In PVSyst, the inverter efficiency can be modeled in η=f(Pout) form or in η=f(Pin,Vin) form. If there are known three characteristics of efficiencies for three different voltages, these can be implemented in the inverter file for a better accuracy.

In PVSyst, the losses must be specified, in order that the simulation to be executed and the energy production to be calculated. The losses that PVSyst considers are: optical losses, thermal losses, ohmic wiring losses, module quality losses, mismatch losses. After a simulation, all the energy losses are displayed in the Losses Diagram. In this paper, we focus further on the ohmic losses.

The cables can be modeled in PVSyst by: specifying the length and section of cable for an average circuit, specifying the equivalent resistance of the circuit or specifying the power losses in percents. One of these data should be introduced as input data, in order that the resistance of the circuit to be determined, and the calculation of the energy produced to take into account the losses. PVSyst determines the produced energy by integrating in time the instantaneous power.

For the AC ohmic losses, it is indicated to introduce the value of power losses in percents of the PV array at Standard Testing Conditions (STC). It was observed that PVSyst considers AC cables in one of the following 3 variants:

- the existence of an external transformer had not been selected – PVSyst will consider the cables between the inverter and the connection point of the plant;

- there had been selected an external transformer and also the option “between inverter and transformer” – PVSyst will consider the cables between the inverter and transformer (use for the decentralized-distributed systems; the losses on the connection line between the transformer and the connection point can be integrated in the transformer losses)

- there had been selected an external transformer and also the option “between transformer and injection” – PVSyst will consider the cables between the transformer and the connection point (use for centralized systems); the cables between the inverter and

transformer are not considered because the transformer is very close to the inverter.

ISPE has investigated the standard central stations

with inverters available on the market, regarding the inverters configuration concepts. It is well known that if multiple inverters are used (here we consider that an inverter represents 1 MPPT input), they can be operated in the following 3 configurations:

- multi master (multi MPPT configuration); - multi master-slave (multiple pairs of master-

slaves; there can be by example two pairs composed of one master and 3 slaves)

- master-slave. The multiple MPPT configuration offers the

advantage of reducing the mismatch losses of the modules occurring over time, whereas a master-slave configuration can increase the efficiency and can be more reliable when faults occur.

An aspect that is also to be considered, is the modularity. If there are used more inverter modules of smaller power, they can be replaced more easily.

For the central standard stations from the main producers, there has been observed three trends, for a power station of e.g. 1MW:

- using in a power station two large inverters with 1 MPPT each (SMA, ABB, Siemens, Schneider, REFUsol) or 4 inverters with 1 MPPT each (Voltwerk, LTI-Energy, Answer Drives - the inverters can be connected in master-slave);

- using more than 4 inverters in a station (Bonfiglioli – 5 inverters that can be connected in multi master or master-slave; Emerson – 6 inverters connected in master slave)

- using inverters formed from inverter modules of 55kW, which could be connected in either 3 configurations (Power-One - can have up to 18 MPPT)

At Bonfiglioli and Emerson, there had been observed that the term “inverter” represents an assembly of multiple inverters (cubicles) that are to be mounted in the station. For example, at Bonfiglioli, the model RPS TL 1130 inverter represents an assembly of 5 inverters of 200kW and at Emerson, the model SPV1800 inverter represents an assembly of 6 inverters of 175kW.

At REFUsol, there had been observed central inverters of 333 kW, which can be installed directly outdoors (a station with a transformer is needed to collect the energy from multiple inverters on field).

It has been observed that some smaller inverters assemblies operating in master-slave configuration have the rated European efficiency considered for the master-slave operation. These values are comparable with the efficiency of large single MPPT inverters.

When buying central stations from one supplier, there is indicated to receive offers from multiple


în Energetică


68

2012

produces, and technical characteristics and commercial aspects to be thoroughly analyzed.

The PV Plant developers should know and understand the local legal framework. The developer of a PV Plant can be assisted by a local company/companies in the main steps of the plant development, which are in general:

- securing land; - obtaining permits and authorizations; - obtaining funds; - designing documentation and tender

documentation for choosing manufacturer, executor or general contractors (EPC);

- grid connection contract; - license for PV commercial operation.

A PV Plant developer can choose to manage the Plant construction by selecting (by tender) the manufacturers and executor, or an EPC contractor that will design and construct the whole plant according to the developer indications. For this, there is necessary to prepare the tender documentation containing the technical and commercial requirements.

When contracting a general EPC it is indicated that the developer to have a basic design with economical documentation that is to be compared with the bidders offers.

The developer can hire a local company/ companies that will elaborate the necessary studies and technical documentations for tender and in order that authorizations and permits to be obtained, that will

facilitate the obtaining of these by interfacing with the local authorities. Such a consulting company should pay a particular attention to the designing aspects and the technical problems (foundation system, cleaning needs, water supplying to site, grid connection etc.) specific to the Romanian environment and legal conditions as well as to site specific conditions. The Romanian applicable norms must be respected.

A local consulting company can also help to adapt a foreign project to the Romanian laws.

The EPC selection process must consider a thoroughly technical analysis of each tender as well as the financial (prices) and commercial (warranties etc.) conditions.

The local company may also provide banking studies for accessing financial funds.

When a developer demands credit from a bank for the PV Plant financing, the bank is hiring also a specialized company to elaborate a Technical Due Diligence in order to assess the project.

In Romania, there are favorable solar irradiation conditions for PV Plants.

The Romanian PV market represents a good investment target, having a vast potential.

Since the development of the governmental subvention program, represented by “green certificates” granting, the Romanian market is attracting more and more investors. There have emerged a lot of new projects, the market having a rapid development and offering a very promising perspective.


în Energetică


69

2012

1.6.- MICRO-SMART GRID FOR ELECTRICITY SUPPLYING

FROM RENEWABLE TO CONSUMERS FROM SIBIU SOUTH SUBSTATION

Dr.ing. Fănică Vatră Dr.ing. Ana Poida

ISPE, Bucharest, Blvd Lacul Tei nr.1-3, tel.021.206.12.29, fax.021.210.34.81, e-mail:[email protected]

Ing. Lucian Benghea Ing. Cătălin Boguş Romanian Power Grid Company “Transelectrica”

Summary: In the first half of 2012, ISPE developed for CN Transelectrica the research work titled "Study on Smart Grid - Theoretical model for renewable energy use in a pilot substation. Case study: 400/220/110/20 kV Sibiu South Substation". The aim was the conceiving of a study to lead to an experimental pilot project, using the Smart Grid concept and technologies for electricity and heat supplying from renewable energy to consumers from an electrical substation of CN Transelectrica.

In this paper are shown the schematic configuration and proposed solutions for experimental pilot project consisting in a micro-Smart Grid for electricity supplying from local renewable energy sources to consumers from Sibiu South substation. Keywords: Renewable energy sources, electrical substation, Micro - Smart Grid, Virtual Power Plant.

1. INTRODUCTION

At the beginning of 2012, Institute for Studies

and Power Engineering (ISPE) developed for Romanian Power Grid Company (CN Transelectrica) the research work titled "Study on Smart Grid - Theoretical model for renewable energy use in a pilot substation. Case study: 400/220/110/20 kV Sibiu South Substation" [1]. The aim was the conceiving of a study to lead to an experimental pilot project, using the Smart Grid concept and technologies for electricity and heat supplying from renewable energy to consumers from an electrical substation of CN Transelectrica.

The main objectives of this research work were: - The conceiving of electricity generation

systems from renewable energy sources and an energy storage system in Sibiu South electrical substation;

- The conceiving of a micro-grid for electricity supplying from renewable energy sources to consumers connected to electrical substation auxiliaries;

- The using of the Smart Grid concept, technologies and solutions for micro-grid management, taking into account the electrical energy exchange with the outside by using the concept of "Virtual Power Plant";

- Analyze the opportunity of using heat pumps to provide microclimate in the buildings belonging to Sibiu South electrical substation;

- The conceiving of technical-economical analyses of cost-benefit for evaluation of possible solutions and choosing the best solution;

- Proposals for new technical and Electricity Market regulations.

Below are shown some results of the work

performed by ISPE, namely schematic configuration and proposed solutions for experimental pilot project consisting in a micro-Smart Grid for electricity supplying from local renewable energy sources to consumers from Sibiu South electrical substation (solar and wind energy)

2. CONFIGURATION AND MAIN

COMPONENTS OF MICRO-SMART GRID Figure 1 shows the schematic configuration of a

micro-Smart Grid for Electricity Supplying from Renewable Energy Sources to Consumers from Sibiu South Electrical substation, which is composed of the following systems:

- Photovoltaic system of electricity generation based on solar energy;

- Electricity generation system based on wind energy;

- Electrical energy storage system; - Connection system for electricity supplying

from renewable energy sources to consumers; - Monitoring and control system of Micro-Smart

Grid. Next will present the solutions envisaged for

implementation of each component system, shown above.

.


în Energetică


70

2012

3. LAYOUT AND CONFIGURATION OF THE PHOTOVOLTAIC SYSTEM

According to premises considered in development

of the work it has been revealed that in Sibiu South electrical substation can install a photovoltaic system with a total power of about 1 MWp. Figure 2 shows the schematic configuration of the photovoltaic system as part of Micro - Smart Grid, and Figure 3 shows a schematic diagram for a photovoltaic system with a power of 1 MWp, consists of the following components:

- Photovoltaic panels; - Devices / sensors for the measuring of voltages,

currents, solar radiation, temperatures, etc. (MD - Measurement Device);

- Connections/junction boxes and protections on the DC side;

- ICS - Inverter control system; - Connections/ junction boxes and protections on

the AC side; - Isolation transformer (optional) - Switching equipment at 0.4 kV bar; - IED - Intelligent Electronic Device; - Control System of Photovoltaic System (PLC -

Programmable Logic Controller).

Figure. 1 - Schematic Configuration of a Micro-Smart Grid for Electricity Supplying from Renewable Energy Sources to Consumers from Sibiu South Electrical Substation.

CA CC

CC CA

CA

CC

CA CC

Photovoltaic System

Wind Power System

Connection system for electricity supplying to consumers

JT

Storage System

Battery Banks

Monitoring and Control System of Micro-Smart Grid

. . . . . .

Electricity generation systems from

renewable energy sources

kWh kWh kWh

kWh

Figure 2 - Schematic configuration of Photovoltaic System as part of Micro - Smart Grid.

0,4 kV

CA

CC

Inverter(s) with built-in intelligence


. . . . . .

Photovoltaic panels

IED

Control System of Photovoltaic System

(PLC Controller)

MD ICS


în Energetică


71

2012

Such a scheme is considered for experimental pilot project in Sibiu South electrical substation. Single most important variable is the place where, in this scheme, place inverters. In general, the inverters can have three main roles in a micro-grid, connected or not to the public electricity network [2]:

- Grid-forming units, with the purpose of control / regulating voltage and frequency by balancing of generated power and load demand when the micro-grid operates islanding. Where micro-grid is connected to a power supply connected to the National Power Grid, inverters are designed for conversion to AC of power based on renewable energy sources;

- Control / adjustment units of active power and reactive power (grid-feeding units) based on the strategy of operator / dispatcher of the micro-grid with voltage adjustment role/ function, also;

- Supporting grid units, whose role is to extract maximum active power from the primary power source and to provide necessary reactive power in case of voltage dips for voltage

increasing and for covering the reactive power requirements.

In the diagram in Figure 3 are considered four inverters of 250 kW each, which are connected to the distributing board (TG) of 0.4 kV photovoltaic system, which mailnly consisting in 0.4 kV bars, 0.4 kV switching equipment for circuits connected to TG and surge protection devices on 0.4 kV side.

Inverters can be placed instead of connection/ junction boxes marked with CJ1 ... CJ8 in Figure 3, in which case are required 32 inverters of minimum 32.5 kW each that can be placed in the immediate vicinity of photovoltaic panels, can be mounted on one dedicated framework, or on one of the supports that supporting photovoltaic panels.

Of course, can be thought schemes that group few panels or photovoltaic modules to an inverter, in which case reduces the power of each inverter but increases their number. If the scheme contains a number of 64 inverters each power inverter must be at least of 16 to 17.5 kW, and if we have a scheme with 128 inverters the power of an inverter must be at least 8 to 9 kW.

Figure 3 - Schematic diagram of a photovoltaic power plant of 1 MWp.

Photovoltaic panels 7 Panels x 20 Modules (A-230P) x 230 W

P7

CJ1

P6 P5 P3 P2 P1

P = 4.6 kW U = 604 Vdc I = 7.62 A

P = 32.2 kW U = 604 Vdc I = 53.34 A

CJ - Connections box

CJ8

= ~

… 8

P = 247 kW U = 400 Vac

I = 357 A

I1

250 kW

Inverters

= ~ I4

= ~ I3

= ~ I2

TG P = 988 kW U = 400 Vac I = 1428 A

P4

Auxiliaries

Transformer 20/0.4 kV 1250 kVA

Reţea electrică de 20 kV

Cabin for inverters and transformer


în Energetică


72

2012

4. LAYOUT AND CONFIGURATION OF THE WIND POWER SYSTEM

According to premises considered in development

of the work it has been revealed that in Sibiu South electrical substation can install a wind power system consists of 4 wind turbines of 10 kW. Figure 4 shows the schematic configuration of the wind power system as part of Micro - Smart Grid, consisting of the following components:

- Wind power units;

- Devices / sensors for the measuring of voltages, currents, solar radiation, temperatures, etc. (MD - Measurement Device);

- Protections on wind power units' side; - AC - AC converters; - Protections on 0.4 kV side; - Switching equipment at 0.4 kV bar; - IED - Intelligent Electronic Device; - Control System of Wind Power System (PLC -

Programmable Logic Controller).

5. LAYOUT AND CONFIGURATION OF THE STORAGE SYSTEM

Storage batteries are the most widely used

solution for storing electricity produced by photovoltaic systems. They can be used to cover the peak loads into the electricity network or for electricity supplying to consumers in situations where mains electricity is not available. The main advantage of this storage system is the small response time and modular construction.

Battery choice is based on the average daily power and storage time. In case of autonomous systems where the main electricity source are the photovoltaic systems is recommended that the storage batteries to be able to store energy for at least a day without sunshine for the "worst day of the year", from December.

The batteries currently used are lead-acid type with a deep discharge cycle of 80 %. Batteries storage system must be replaced after a period of about 5-7 years of running. Figure 5 shows the principle configuration storage system. The main components of the storage system are as follows:

- Storage batteries; - BMS - Battery Management System; - Protections on DC side;

- ICS - Inverter control system; - Protections on AC side; - Isolation transformer (optional); - Switching equipment at 0.4 kV bar; - IED - Intelligent Electronic Device; - Control System of Storage System (PLC -

Programmable Logic Controller). The BMS measures the parameters necessary for

the management of the batteries (voltages, currents, temperatures and so on) in order to prolong battery life and to increase the safety of storage system.

6. CONNECTION SYSTEM FOR

ELECTRICITY SUPPLYING FROM RENEWABLE ENERGY SOURCES TO CONSUMERS

For electricity supplying from renewable energy

sources to low voltage consumers from Sibiu South electrical substation were analyzed two possible connection systems of the power generation systems from renewable energy sources, namely:

• Variant A: connecting electricity production system from renewable energy sources to the existing 4 bars of 0.4 kV which currently feeds low voltage consumers in Sibiu South electrical substation. Taking

Figure 4 - Schematic configuration of Wind Power System as part of Micro - Smart Grid.

0,4 kV Convertors Wind power

units IED

Control System of Wind Power System

(PLC Controller)

MD

CC CA

CA

CC

. . . . . .



în Energetică


73

2012

into account that the 4 existing bars of 0.4 kV normally operate separately (each are powered from one 20/0.4 kV auxiliaries transformer), radial feeding the consumers assigned; it is necessary to do not allow to be placed parallel through the 0.4 kV bars of the power generation systems from renewable energy sources. Resuming, it is necessary to divide the power generation system from renewable energy sources into 4 separate subsystems each other, both in terms of renewable energy production/generation and energy storage systems.

• Variant B: connecting electricity production system from renewable energy sources at 20 kV electrical substation via a 20/0.4 kV transformer. In this variant, low voltage power consumers in Sibiu South electrical substation will be like today without the need to make changes / additions to the auxiliaries of 400/220 kV electrical substation and 110/20 kV electrical substation and never to introduce restrictions affecting the features and flexibility of the production of electricity from renewable energy sources and related 0.4 kV network.

When it used the connection scheme - Variant A

occur a number of implications, namely: - Any short circuit produced into 0.4 kV

networks will be powered by two sources (20 kV electrical substation and the electricity production system from renewable energy sources) that will be connected to the 0.4 kV bars of auxiliaries installations belonging to respective bars (turn in a bilateral powered short circuits). This transformation entails reconsideration of protection and automation installations in the area, with changes in settings and even new equipment. If the short circuit power from the existing distribution network is much greater than the short circuit power from electricity production system from renewable energy sources will be required equipment for automatically trigger of electricity production system from renewable energy sources in case of missing connections with MV network and directional time delayed

overcurrent protection relays mounted into connection local bays (from the electrical substation). Depending on the neutral earthing of MV network, it is required the installation of homopolar current and voltage protection relays on the MV side of the auxiliaries transformer;

- Have to be adapted the protections of auxiliaries transformer to be operational with sources at both voltages (20 kV and 0.4 kV).

- In case of missing connections with 20 kV network ("islanding") is necessary to automatically trigger the electricity production system from renewable energy sources from 0.4 kV bars of auxiliaries, primarily to ensure the efficiency of 0.4 kV AAR automations ("automatic closing of the back-up supply"); the detection of missing connections with the network ("loss of the grid") is known as a difficult problem that requires special equipment: frequency relay/frequency derivative,

Figure 5 - Schematic configuration of Storage System as part of Micro - Smart Grid.

0,4 kV

CA

CC

Inverter(s) with built-in intelligence

Storage batteries

BMS

IED

Control System of Storage System

(PLC Controller)

ICS

. . . . . .



în Energetică


74

2012

information transmission from the distribution network etc., equipment which are known to be as unreliable and / or nonselective;

- Must be substantially amended the operating diagram for AAR automation systems from 0.4 kV bars of auxiliaries, primarily because current criteria for starting of these automation systems (no tension on 0.4 kV bars) that is not insured in case of missing connection with MV network. Unreliability of the special equipment for automatic disconnection in case of missing connection with MV network also affects the AAR automations reliability;

- At times when auxiliaries consumption is lower than the power produced by the electricity production system from renewable energy sources, the exceeding power must be evacuated to the MV network. This energy (toward the MV network) must be countered into the MV bays of the auxiliaries' transformers;

- In case of missing connection with MV network, the Monitoring and Control System of electricity production system from renewable energy sources will have to ensure the "islanding" operation of this, on the existing consumption/load at the respective time and to face to the power consumption variations up to restoration of connections with MV network. In general, the specialty literature does not recommend the "islanding" operation of electricity production system from renewable energy sources due to the random nature of electricity generation from renewable sources (which can be mitigated by providing an electrical energy storage system) and the electricity consumption that at any time may be higher or lower than the electrical power produced.

The above mentioned implications lead to changes

in the existing auxiliaries' installations of 0.4 kV as well as significant changes and additions to protection and automation installations, providing interlocking between the sources breakers connected to 0.4 kV bars. These works lead to partial out of service of auxiliaries for a long time and a lower safety and reliability of an important electrical substation for National Power Grid. For these reasons it is

recommended that in the specific case of Sibiu South electrical substation to adopt Variant B.

7. MONITORING AND CONTROL

SYSTEM OF MICRO-SMART GRID Monitoring and control system of micro-Smart

Grid performs functions of control of components of Micro-Smart Grid (see Figure 1), functions to optimize the functioning of the entire micro-grid and economic management and control of power generated and consumed within the micro-grid and power absorbed or injected from a / to an external power grid. This system can be completed as outlined in section 3, section 4, section 5 and section 6, with a second local command and control (local controller) to monitor and optimize functioning of component systems of micro-Smart grid (photovoltaic system, wind power system, storage system, local distribution network, customers) that exchange information with Monitoring and Control System of entire Micro-Smart Grid.

The functions performed by the Monitoring and Control System of entire Micro-Smart Grid and local controllers are based on the use of Smart Grid technologies for monitoring and automation of the entire micro-grid and its components and the application of the concept of aggregation of "Virtual power Plant" (VPP) to interface with external network of micro-grid; the management is carried out both inside of micro-grid, for consumption and power generated by each source and for "exported" energy, respectively "imported" energy from /to micro-grid.

BIBLIOGRAPHY

[1] Studiu privind Smart Grid - Model teoretic pentru utilizarea energiei regenerabile intr-o statie pilot. Studiu de caz: staţia 400/220/110/10 kV Sibiu Sud. (EN: Study on Smart Grid - Theoretical model for renewable energy use in a pilot substation. Case study: 400/220/110/20 kV Sibiu South Substation). Research work performed by ISPE for CN "Transelectrica", 2012.

[2] Vatră F., Postolache P., Vatră C. A., Poida A. - Integrarea şi funcţionarea centralelor eoliene şi a instalaţiilor fotovoltaice (EN: The Integration and Operation of Wind Power Plants and Photovoltaic Installations into Power Systems). Editura SIER, 2012.


în Energetică


75

2012

1.8.- DEFINIREA TERMENULUI ŞI A CONCEPTULUI DE

SMART-GRID ÎN CADRUL UNIUNII EUROPENE

Dr.ing. Fănică Vatră Dr.ing. Ana Poida SIER, Bucureşti, Bdul Lacul Tei nr.1-3, tel.021.206.12.29, fax.021.210.34.81, e-mail:[email protected]

Summary: "Smart Grids" is a new concept for the modernization of electricity networks which represents the term which define how future electricity networks are planned, developed, designed, constructed, managed/operated and maintained in order to achieve the EU 20/20/20 objectives without compromising the cost, power quality, power supply safety and reliability of the power systems. The paper presents both the definition of this term and the general concept of "Smart Grids" as it have been adopted in the EU and the main implementation priorities in this field. 1. CADRUL UNIUNII EUROPENE DE

DEFINIRE A CONCEPTULUI ŞI DIRECŢIILOR DE DEZVOLTARE ÎN DOMENIUL SMART GRIDS

Din iniţiativa Direcţiei Generale pentru Cercetare

din cadrul Comisiei Europene, în luna mai 2005 a luat naştere European Technology Platform (ETP) for Electricity Networks of the Future denumit şi Smart Grids European Technology Platform (Platforma Tehnologică Europeană Smart Grids), care este un Forum European cheie pentru cristalizarea politicilor şi a căilor de cercetare şi dezvoltare tehnologică în domeniul reţelelor inteligente (Smart Grids), precum şi pentru a se asigura o aliniere, între diferitele iniţiative în acest domeniu, la nivel de Uniunea Europeană [1]. ETP include reprezentanţi din industrie, de la Operatorii de Sistem şi Transport, Operatorii de Distribuţie, instituţii de cercetare şi de la Reglementatorii în domeniul energiei electrice.

În aprilie 2006, Consiliul Consultativ (Advisory Council) al acestui Smart Grids European Technology Platform (Smart Grids ETP), a prezentat “viziunea” sa referitoare la Smart Grids (Vision and Strategy for Europe’s Electricity Networks of the Future [2]). Această “viziune”, care se referă atât la reţelele de transport cât şi la cele de distribuţie a energiei electrice, este determinată de efectele combinate ale liberalizării pieţei de energie electrică, schimbarea tehnologiilor de producere a energiei electrice pentru a se atinge obiectivele de mediu şi de utilizările viitoare ale electricităţii.

Acest document, împreună cu Strategic Research Agenda for Europe’s Electricity Networks of the Future [3], publicată în anul 2007, descrie principalele direcţii, tehnice şi netehnice, de investigare pe termen scurt şi mediu în Uniunea Europeană. De atunci, aceste documente au inspirat o serie de programe de cercetare - dezvoltare în cadrul instituţiilor UE şi naţionale.

La sfârşitul anului 2008, pe baza contribuţiilor şi discuţiilor multor specialişti din ţările membre ale UE, a fost realizat primul draft al Strategic Deployment Document for Europe’s Electricity Networks of the Future, documentul fiind finalizat în aprilie 2010 [4].

Obiectivele acestui document sunt de a consolida necesitatea şi beneficiile tehnologiilor şi soluţiilor Smart Grids şi de a se evidenţia barierele care constrâng în prezent implementarea acestora şi de a face recomandări de abordare a acestor bariere. Conform documentului, implementarea tehnologiilor şi soluţiilor Smart Grids va constitui o parte majoră în politicile de securitate energetică şi obiectivele de dezvoltare durabilă (sustenabilitate) mandatate de Consiliul European pentru 2020 şi 2050.

În cadrul acestui document se defineşte conceptul general de Smart Grids, precum şi priorităţile strategice de implementare a Smart Grids.

Conform Directivei UE 72/2009 [5], „Statele membre UE ar trebui să încurajeze modernizarea reţelelor electrice, spre exemplu, prin introducerea de reţele inteligente (Smart Grids) care ar trebui construite astfel încât să încurajeze producerea descentralizată şi să asigure eficienţa energetică” .

În sfârşitul anului 2009, în cadrul Direcţiei Generale pentru Energiei (Directorate General for Energy) a Comisiei Europene a fost înfiiţat Grupul Operativ pentru Smart Grids (Task Force Smart Grids). Misiunea [6] acestui Task Force Smart Grids este de a consilia Comisia Europeană cu privire la politica şi direcţiile de reglementare la nivel European şi de a coordona primii paşi spre implementarea de reţele inteligente în conformitate cu dispoziţiile din al Treilea Pachet Legislativ în domeniu Energetic .

Direcţiile de politică preconizate vor fi axate pe perioada 2010-2020. Durata estimată a Task Force este de 20 de luni. O decizie de a continua / oprire va fi luată la sfârşitul acestei perioade.

Grupul de lucru are în vedere „viziunile” şi dezvoltările tehnologice realizate de alte entităţi


în Energetică


76

2012

interesate în acest domeniu, inclusiv cele realizate de Smart Grids European Technology Platform, Smart Grids Forum şi European Electricity Grids Initiative (EEGI) [6].

În acest scop, în cadrul Task Force Smart Grids au fost înfiinţate 3 Grupuri de Experţi, cu următoarele obiective:

- EG 1. Funcţionalităţile pentru Smart Grids şi Smart Meters;

- EG 2. Recomandările de reglementare pentru siguranţa, manipularea şi protecţia datelor;

- EG 3. Rolurile şi responsabilităţile actorilor implicaţi în dezvoltarea Smart Grids.

Pe 17 decembrie 2009, ERGEG (European Regulators’ Group for Electricity and Gas) a supus consultării publice Position Paper on Smart Grids [7], iar în data de 10 iunie 2010 a publicat concluziile acestei consultări publice [8].

Obiectivul acestui document este să se consulte cu părţile interesate în scopul de a ajuta autorităţile de reglementare să înţeleagă modul în care reţelele inteligente pot aduce beneficii utilizatorilor acestor reţele şi, presupunând că aceste beneficii pot fi identificate, să se exploreze căile prin care poate fi încurajată sau stimulată dezvoltarea de reţele inteligente pentru a ajuta Uniunea Europeană la realizarea obiectivelor climatice şi de siguranţă energetică.

De asemenea, în cadrul acestui document se prezintă poziţia ERGEG referitoare la definirea şi înţelegerea termenului de “Smart Grids”, priorităţile de implementare a Smart Grids, relaţia dintre Smart Grids şi Smart Metering, “motoarele” pentru Smart Grids (Drivers for Smart Grids), oportunităţi şi provocări, priorităţi de reglementare, rolul părţilor implicate, soluţii Smart Grids etc .

Pe 25 mai 2010 a fost publicat Roadmap 2010-18 and Detailed Implementation Plan 2010-12 [9] realizat sub egida European Electricity Grid Initiative (EEGI), entitate constituită din ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity - Asociaţia Operatorilor de Sistem şi Transport a Energiei Electrice din Europa) şi EDSO for Smart Grids (European DSO Association for Smart Grids - Asociaţia Europeană pentru Smart Grids a Operatorilor de Distribuţie a Energiei Electrice ).

Prin acest document EEGI propune un Program European de cercetare, dezvoltare şi demonstrare pe o perioadă de 9 ani pentru a se accelera inovarea şi dezvoltarea reţelelor de energie electrică ale viitorului în Europa, aşa numitele “Smart Grids”. Smart Grids vor fi reţele electrice interactive, fiabile, flexibile, sustenabile, bazate pe liberalizarea pieţelor de energie electrică şi centrate pe utilizatorii acestora. Implementarea acestui Program va începe progresiv cu propuneri detaliate pentru 2010-2012 şi obiective de cercetare-dezvoltare până în 2030.

În luna decembrie 2010 a fost publicat Raportul final [10] realizat de Grupul de Experţi 1 împuternicit de Task Force Smart Grids cu definirea Funcţionalităţilor pentru Smart Grids şi Smart Meters. În cadrul acestui document sunt definite termenul de “Smart Grid” şi conceptul general de Smart Grids, funcţionalităţile pentru Smart Grids şi Smart Metering, necesităţile de standardizare în domeniul Smart Grids, exemple de proiecte Smart Grids, precum şi principalele arii de interes în care sunt necesare eforturi suplimentare.

În luna februarie 2011 a fost publicat Raportul [11] realizat de Grupul de Experţi 2 împuternicit de Task Force Smart Grids cu elaborarea Recomandărilor de reglementare pentru siguranţa, manipularea şi protecţia datelor, iar pe 4 aprilie 2011 a fost publicat Raportul [12] realizat de Grupul de Experţi 3 împuternicit de Task Force Smart Grids cu definirea Rolului şi responsabilităţile actorilor implicaţi în dezvoltarea Smart Grids.

În data de 12 aprilie 2011 Comisia Europeană a transmis către Parlamentul European, Consiliu, Comitetul Economic şi Social European şi Comitetul Regiunilor o “Comunicare” intitulată Rețele inteligente: de la inovare la implementare [13], în care se prezintă importanţa Smart Grids, stadiul actual precum şi iniţiativele avute în vedere de Comisia Europeană. Astfel, Comisia Europeană intenționează să promoveze implementarea mai rapidă și la scară mai largă a rețelelor inteligente în Europa. Inițiativele Comisiei Europene vor aborda aspectele de reglementare, în special în contextul celui de-al treilea pachet legislativ privind piața internă a energiei, al viitoarei revizuiri a Directivei privind serviciile energetice, al pachetului pentru infrastructura energetică și al integrării priorităților de politică energetică în diferitele programe de finanțare ale UE.

În luna mai 2011 a fost publicat Final report of

the CEN/CENELEC/ETSI Joint Working Group on Standards for Smart Grids [14]. Documentul identifică standardizarea existentă şi potenţiale lacune în portofoliul de standarde europene care vor fi relevante pentru implementarea Smart Grids. Raportul prezintă o imagine de ansamblu a cerinţelor Comisiei Europene referitoare la standardizarea în domeniul Smart Grids şi evalueză modalităţi de a le rezolva.

La 1 februarie 2012 SmartGrids European Technology Platform a supus consultării publicului (în perioada 1-10 februarie 2012) un nou document Smart Grids Strategic Research Agenda (SRA) 2035 - Update of the SmartGrids SRA 2007 for the needs by the year 2035 [15], în care sunt descrie subiectele şi priorităţile de cercetare necesare pentru dezvoltarea reţelelor de energie electrică şi a sistemelor electrice inteligente până în 2035.


în Energetică


77

2012

2. DEFINIREA TERMENULUI ŞI A CONCEPTULUI GENERAL DE SMART GRID CONFORM UE

2.1. Definirea termenului de Smart Grid Conform definiţiei date la sfârşitul anului 2008 de

Smart Grids European Technology Platform şi confirmate în 2010 în forma finală a Strategic Deployment Document for Europe’s Electricity Networks of the Future [4]:

"Smart Grid este o reţea de energie electrică care poate integra inteligent acţiunile tuturor utilizatorilor conectaţi la aceasta - producători, consumatori şi cei care produc şi consumă simultan - în scopul de a se asigura în mod eficient o alimentare cu electricitate sustenabilă, economică şi în condiţii de siguranţă”.

Respectiva definiţie este reconfirmată de Smart Grids European Technology Platform la începutul anului 2012 în Smart Grids Strategic Research Agenda (SRA) 2035 [15].

Pornind de la definiţia de mai sus, European

Regulators’ Group for Electricity and Gas a adoptat la sfârşitul anului 2009 următoarea definiţie [6]:

"Smart Grid este o reţea de energie electrică capabilă să integreze în mod eficient comportamentul şi acţiunile tuturor utilizatorilor conectaţi la acestă reţea - producători de energie electrică, consumatori şi cei care produc şi consumă simultan - în scopul de a se asigura, eficient din punct de vedere economic, un sistem energetic sustenabil cu pierderi reduse şi niveluri ridicate de calitate şi securitate în alimentarea cu energie electrică şi în condiţii de siguranţă."

Această ultimă formă a definiţiei pentru Smart Grid a fost adoptată şi de Grupul Operativ pentru Smart Grids (Task Force Smart Grids) din cadrul Comisiei Europene [9, 12].

Conform Grupului de Experţi 1 din cadrul EU Commission Task Force for Smart Grids [10] şi ERGEG (European Regulators’ Group for Electricity and Gas) [7, 8] o reţea inteligentă utilizează produse şi servicii inovatoare, împreună cu monitorizare, control, comunicaţii inteligente şi tehnologii self-healing, în scopul de a:

- facilita mai bine conectarea şi funcţionarea generatoarelor de toate mărimile şi tehnologiile;

- permite consumatorilor să joace un rol în optimizarea funcţionării sistemului;

- oferi consumatorilor mai multe informaţii şi opţiuni pentru alegerea alimentării cu energie;

- reduce semnificativ impactul asupra mediului a întregului sistem de alimentare cu energie electrică;

- menţine sau chiar a îmbunătăţi nivelurile actuale ridicate de fiabilitate a sistemului, de calitate şi securitate a alimentării cu energie electrică;

- menţine şi îmbunătăţi eficienţa serviciilor existente;

- favoriza integrarea în piaţa Europeană integrată de energie electrică.

În esenţă, „Smart Grids” este un concept nou de modernizare a reţelelor electrice, reprezentând termenul comun sub care este definit modul în care reţelele electrice viitoare sunt planificate/dezvoltate, proiectate, construite, conduse/operate şi întreţinute pentru a se putea atinge obiectivele UE 20/20/20 (20 % ponderea energiilor regenerabile în consumul brut de energie, 20 % reducerea emisiilor de CO2, 20 % creşterea eficienţei energetice) în orizontul de timp 2020 fără a se face compromisuri în ceea ce priveşte costurile, calitatea energiei electrice, securitatea în alimentarea cu energie electrică şi siguranţa în funcţionare a sistemului energetic.

Smart Grids constituie a treia generaţie de reţele electrice, cea în care reţeaua electrică este dublată sinergetic de cea a reţelei informatice care realizează conectarea participanţilor şi prin informaţie. Ea combină elemente de software şi hardware menite să îmbunătăţească semnificativ modul în care sunt conduse şi exploatate reţelele electrice actuale de la joasă până la cea mai înaltă tensiune şi să permită interacţiunea în timp real între entităţile interesate din lanţul producţie, transport, distribuţie, furnizare, consumator final de energie electrică.

În acest fel, obiectivele 20/20/20 evidenţiate mai sus conduc la îndeplinirea primelor două din cele trei obiective fundamentale ale Uniunii Europene de punere în aplicare a politicilor sale în domeniul energiei [7, 16, 17, 18]:

- sustenabilitatea (dezvoltarea durabilă) - pentru a combate în mod activ schimbările climatice prin promovarea surselor regenerabile de energie şi a eficienţei energetice;

- securitatea alimentării - pentru a coordona mai bine necesităţile de procurare ale UE şi cererea de energie în cadrul pieţei europene integrate;

- competitivitatea - pentru a sprijini dezvoltarea unei pieţe interne de energie cu adevărat competitive, prin îmbunătăţirea performanţelor reţelelor electrice din UE.

Implementarea conceptului de „Smart Grid” ar trebui să ia în considerare nu numai aspectele legate de tehnologie, de piaţă şi considerente comerciale, impactul asupra mediului, cadrul de reglementare, de standardizare, de utilizare IT&C (tehnologia informaţiilor şi comunicaţiilor), dar şi cerinţele sociale şi politicile guvernamentale [7, 8].

Conform Grupului de Experţi 1 din cadrul EU Commission Task Force for Smart Grids [10] reţelele inteligente au un rol esenţial în procesul de transformare a funcţionalităţii actualelor reţele de transport şi distribuţie a energiei electrice astfel că acestea să fie capabile să furnizeze un serviciu orientat


în Energetică


78

2012

spre utilizator, sprijinind realizarea obiectivelor 20/20/20 şi garantând o înaltă securitate, calitate şi eficienţă economică a alimentării cu energie electrică într-un mediu de piaţă. Dezvoltarea lor va fi facilitată de implementarea pe scară largă a contorizării inteligente a energiei electrice, cum se prevede în al III-lea Pachet Energetic, Directiva 2009/72/CE.

În scopul de a se atinge obiectivele europene şi naţionale de politică energetică este necesară o nouă abordare globală în producerea, transportul, distribuţia, contorizarea şi consumul de energie electrică. Va trebui să se asigure integrarea masivă a surselor de producere a energiei electrice pe bază de energii regenerabile şi a tehnologiilor de stocare a energiei. Eficienţa energetică va trebui să fie un vector important în toate activităţile realizate, cererea va deveni un jucător activ în cadrul sistemului electroenergetic şi electrificarea în creştere în transport (E-mobilitate sau vehiculelor electrice) va fi o provocare. Acestea din urmă vor determina mutiple schimbări majore în domeniul reţelelor de distribuţie şi modificări în funcţionarea sistemului electroenergetic, cu impact corespunzător în proiectarea, planificarea şi exploatarea reţelelor de transport a energiei electrice.

Producţia de energie electrică din surse regenerabile de energie va afecta din ce în ce mai mult reţelele electrice. Centrale eoliene de mari dimensiuni (eventual cele offshore) vor fi conectate la reţelele de transport. O multitudine de unităţi de generare distribuită (de putere mică), în principal pe bază surse regenerabile de energie (eoliene, fotovoltaice, pe bază de biomasă, de cogenerare) vor fi conectate la reţelele de distribuţie de MT si JT.

Întregul sistem electroenergetic va trebui să se dezvolte în cel mai eficient mod de a aborda noile provocări şi necesităţile utilizatorilor. Scenarii de viitor se bazează pe dezvoltarea unui model de energie sustenabil în care emisiile de carbon vor trebui să scadă drastic, cu integrarea masivă a energiei produse din surse regenerabile.

2.2. Motoare care impun evoluţia actualelor reţele electrice spre Smart Grids

În [7] sunt menţionate 5 „motoare/elemente motrice (drivers)” care impun evoluţia actualelor reţele electrice spre Smart Grids [17, 18]:

1. producerea pe scară mare a energiei electrice din surse regenerabile de energie, inclusiv generarea intermitentă a acestora;

2. generare distribuită, inclusiv la scară mică din surse regenerabile de energie;

3. participarea activă a consumatorului final; 4. integrarea pieţelor de energie electrică, inclusiv

accesibilitatea la piaţa de energie electrică; 5. îmbunătăţirea securităţii în funcţionare.

Producerea pe scară mare de energie electrică din surse regenerabile de energie va afecta, în

principal, reţeaua de transport. Trebuie să fie dezvoltate soluţii eficiente de conectare la reţelele electrice de transport, avându-se în vedere faptul că sursele respective sunt, de obicei, la distanţă de centrele de consum. De asemenea, din cauza caracterului intermitent, de exemplu al energie eoliene, monitorizarea şi menţinerea echilibrului la nivelul reţelelor de transport va deveni mai dificilă şi trebuie să se consolideze măsurile pentru a se menţine echilibrul între producţie şi consum (de exemplu, managementul sarcinii şi al capacităţii de transport şi de interconectare).

Generarea distribuită va afecta, în principal, reţelele de distribuţie a energiei electrice, însă o mai mare concentrare a unor astfel de surse poate influenţa chiar şi reţelele de transport (congestii în reţelele electrice). În general, generarea distribuită nu este luată în considerare la proiectarea reţelelor electrice, dar, în majoritatea cazurilor, există o marjă suficientă pentru a se putea conecta şi generatoare de mică putere. În momentul în care operatorul de reţea nu mai poate garanta calitatea şi fiabilitatea pentru utilizatorii reţelei, este necesar să se ia măsuri suplimentare, variind de la simple modificări în materie de protecţii sau de setare a reglajelor până la investiţii masive în reţea.

Participarea activă a consumatorilor finali este esenţială în creşterea eficienţei energetice şi a managementului cererii. Activitatea consumatorului poate fi redusă (de exemplu, prin convenirea unui contract mai ieftin, care permite operatorului de a gestiona în limitele cererii) sau mare (de exemplu, gestionarea cererii, astfel încât costul energiei electrice să fie cât cea mai redus).

Utilizatorii de reţea pot participa nu numai în calitate de consumatori, ci şi în calitate de producători şi trebuie să fie capabili să utilizeze energia electrică generată ori de câte ori aceasta este disponibilă. O participare mai activă a utilizatorului nu este numai un scop în sine, ci un mijloc posibil pentru a integra în reţeaua electrică sursele regenerabile de energie precum şi alte tehnologii noi de consum/ producere/ stocare mai eficiente de energie. Acest lucru va fi posibil în cazul în care vehiculele electrice vor fi folosite pe scară largă, în care caz, stocarea de energie electrică la nivel de distribuţie este uşor accesibilă. Aceste tehnologii noi de consum/stocare pot contribui şi la aplatisarea curbei de sarcină (a cererii).

Integrarea transfrontalieră a pieţelor de energie

electrică şi accesibilitate pe piaţă pentru noii utilizatori ai reţelei favorizează competitivitatea, dezvoltarea reţelelor şi a tehnologiilor pentru aceste reţele. Într-adevăr, o piaţă mai integrată va avea nevoie de mai multă inteligenţă în reţelele electrice pentru a funcţiona şi a gestiona fluxurile mai mari şi mai fluctuante de energie şi pentru a se asigura securitatea reţelei atunci când apar congestii.


în Energetică


79

2012

Îmbunătăţirea securităţii în funcţionare la toate nivelurile de tensiune se referă la monitorizarea fluxurilor de putere, a stării reţelei electrice şi la declanşarea acţiunilor de remediere în avans de a se produce congestii, cu obiectivul final de a îmbunătăţi calitatea şi securitatea alimentării cu energie electrică.

2.3. Actorii implicaţi în implementarea Smart Grids

Implementarea conceptului de Smart Grids va fi posibilă numai prin participarea tuturor actorilor implicaţi în domeniul energiei electrice, şi anume [10]:

- operatorii de reţele electrice: operatorii de transport şi sistem (OTS) şi operatorii de distribuţie (OD);

- utilizatorii reţelelor electrice: producătorii, consumatorii, proprietarii instalaţiilor de stocare a energiei;

- alţi actori: furnizorii, operatorii de metering, agregatorii (centrale electrice virtuale), producătorii de echipamente şi aparate, furnizorii de servicii şi aplicaţii etc.

Procesul de consultare publică [6] realizat la sfârşitul anului 2009 de European Regulators’ Group for Electricity and Gas (ERGEG) a identificat operatorii de reţele electrice (OTS şi OD) ca fiind promotorii care trebuie să acţioneze primii pentru implementarea Smart Grids. Sarcina lor este să implementeze infrastructura de reţea care are un rol central care permite fluxul de energie şi de informaţii între consumatori, producători, furnizori şi toţi ceilalţi actori din cadru reţelei inteligente noi.

Unii participanţi la Smart Grids oferă servicii, bazate pe o combinaţie de funcţionalităţi, altor participanţi la Smart Grids. În timp ce unele servicii sunt identificate în această etapă este de aşteptat ca noi servicii vor fi dezvoltate şi utilizate în timp.

În desenul din figura 1 [10] sunt prezentate interacţiunile între serviciile, funcţionalităţile, actorii şi infrastructura reţelelor inteligente. Detalii referitoare la serviciile şi funcţionalităţile reţelelor inteligente sunt prezentate în [10].

2.4. Priorităţile de implementare a Smart Grids Scopul şi priorităţile de implementare a Smart Grids

sunt ilustrate în figura 2 [4, 7, 17, 18] şi constau dintr-un număr de 6 caracteristici/direcţii principale [7]:

1. Optimizarea funcţionării şi utilizării reţelelor electrice - se referă la funcţionarea descentralizată şi coordonată a reţelelor electrice, securitatea operaţională a acestora, optimizarea pierderilor şi a pieţelor bazat pe fluxurile de energie electrică;

2. Optimizarea infrastructurii reţelelor electrice - se referă la realizarea unor noi categorii de reţele electrice, precum şi la îmbunătăţirea şi optimizarea reţelelor existente;

3. Integrarea pe scară mare şi pe scară mică a generării intermitente - se referă la integrarea în reţelele electrice şi în piaţa de energie a generării pe bază de surse regenerabile de energie (energia eoliană, energia solară etc.);

4. Tehnologia Informaţiei şi Comunicaţii (IT&C) - se referă la utilizarea pe scară largă a obiectivelor, standardelor şi soluţiilor informaticii şi comunicaţiilor;

5. Reţele de distribuţie active - se referă la „activarea” reţelelor electrice de distribuţie în ceea ce priveşte gradul de automatizare şi de funcţionare aşa cum este cazul astăzi cu reţelele de transport;

6. Pieţe şi utilizatori noi şi eficienţă energetică - se referă la punerea clientului în centrul atenţiei.

Fig.1 - Interacţiunile între serviciile, funcţionalităţile, actorii şi infrastructura reţelelor inteligente.


în Energetică


80

2012

De asemenea, în figura 2 este arătată şi relaţia dintre

priorităţile de implementare SmartGrids şi dependenţa acestora de diferitele grupuri de părţi interesate din cadrul lanţului de furnizare a energiei electrice.

În cele ce urmează se prezintă o serie de elemente

de detaliere a priorităţilor de implementare, aşa cum sunt au fost prezentate în aprilie 2010 de Smart Grids European Technology Platform în [4] şi adoptate de Comisia Europeană.

2.4.1. Prioritatea 1: Optimizarea funcţionării şi

utilizării re ţelelor electrice Aşa cum s-a menţionat mai sus, această prioritate

se referă la funcţionarea descentralizată şi coordonată a reţelelor electrice, securitatea operaţională a acestora, optimizarea pierderilor şi a pieţelor bazat pe fluxurile de energie electrică.

În scopul de a gestiona cererile tot mai mari de tranzacţionare a energiei şi de securitate a alimentării cu energie electrică, reţelele existente de transport şi distribuţie a energiei electrice necesită o mai bună integrare şi coordonare în întreaga Europă. Pentru a controla fluxurile de energie electrică în Europa şi/sau cele transfrontaliere ar trebui să fie utilizate aplicaţii şi instrumente avansate, care sunt în prezent deja disponibile, pentru a gestiona interacţiunea complexă între siguranţa în funcţionare şi comercializarea energiei electrice şi pentru a se asigura o prevenţie activă şi remedii la perturbaţii.

Elemente cheie şi componente prioritare: - sisteme de monitorizare şi control pe zone/arii

mari/largi (Wide Area Monitoring - WAM and Wide Area Control - WAC systems) cu reglarea compensatoarelor statice de putere reactivă (static VAR compensators), opţional într-o buclă închisă, pentru a se maximiza utilizarea

capacităţilor disponibile de transport şi a se reduce riscul de perturbaţii;

- estimatori de stare distribuiţi pentru zone/arii sincrone mari cu evaluarea securităţii sistemului electroenergetic în timp real şi dispecerizare optimizată cu constrângeri dinamice;

- formarea/pregătirea personalului operatorilor de reţea care să acopere atât aspecte tradiţionale (de exemplu, control sistem electroenergetic) cât şi problemele în curs de dezvoltare (de exemplu, piaţa de energie electrică, reglementări);

- servicii conexe coordonate, inclusiv integrarea pieţelor de echilibrare şi coordonarea rezervelor din reţelele / zonele de control din întreaga UE; integrarea pieţelor de echilibrare este de o importanţă deosebită atât pentru creşterea securităţii sistemului electroenergetic cât şi pentru îmbunătăţirea lichidităţii pieţei;

- simulatori de stabilitate statică şi dinamică (tranzitorie) cu modelarea surselor pe bază de energii regenerabile şi elemente neliniare de reţea;

- funcţionarea coordonată a sistemelor/ dispozitivelor de control a fluxurilor de putere (FACT-uri, dispozitive de reglare a unghilui de fază etc.) cu sistemele/dispozitivele de protejare automată a sistemului electroenergetic, respectiv a reţelelor electrice. Astfel de aplicaţii sunt deja în funcţiune dar trebuie încurajată extinderea rapidă a utilizării lor;

- ar trebui să fie reconsiderate aspectele legate de legislaţie şi reglementare („Governance & Regulation” în figura 2) pentru realizarea obiectivelor definite de UE pentru a se asigura cadrul de promovare şi implementare adecvată a soluţiilor tehnologice inovatoare.

Promotorii care trebuie să acţioneze primii: - OTS (Operatorul de Transport şi Sistem) şi

OD-urile (Operatorii de Distribuţie);

Fig.2 - Priorităţile de implementare a Smart Grids.

Generation Transmission Distribution Selling

Optimizing Grid Operation & Usage

Optimizing Grid Infrastructure

Integrating large and small scale intermittent Gene ration Gridusers

Society

Environment

New service providers

Governance & Regulation

New Market, Users, Efficiency

IT&C

Active Distribution Network

Generation Transmission Distribution Selling

Optimizing Grid Operation & Usage

Optimizing Grid Infrastructure

Integrating large and small scale intermittent Gene ration Gridusers

Society

Environment

New service providers

Governance & Regulation

New Market, Users, Efficiency

IT&C

Active Distribution Network


în Energetică


81

2012

- institutele de cercetare şi universităţile; - consultanţii.

Beneficiarii sunt: - consumatorii de energie electrică (securitatea şi

fiabilitatea alimentării) („Grid users” în figura 2); - producătorii („Grid users” în figura 2) şi

furnizorii (comercianţii) de energie electrică (oportunităţi sporite de tranzacţionare şi de funcţionare a pieţei de energie electrică);

- furnizori de servicii noi („new service providers” în figura 2) în domeniul energiei electrice (noi afaceri în domeniu);

- Societatea în ansamblul său (securitatea alimentării cu energie electrică, sustenabilitate, economii).

Beneficii şi impactul asupra mediului şi societăţii („Environment” şi „Society” în figura 2):

- creşterea eficienţei serviciilor/activităţilor realizate, sub aspect tehnic, economic şi de mediu;

- îmbunătăţirea eficienţei funcţionării reţelei, urmată de multe alte beneficii;

- creşterea securităţii operaţionale cu reducerea probabilităţii şi frecvenţei de producere de perturbaţii şi, pe termen lung, o fiabilitate mai mare a SmartGrids.

2.4.2. Prioritatea 2: Optimizarea infrastructurii reţelelor electrice

Aşa cum s-a menţionat mai sus, această prioritate

se referă la realizarea unor noi categorii de reţele electrice, precum şi la îmbunătăţirea şi optimizarea reţelelor existente.

Toate părţile interesate, instituţiile UE şi statele membre trebuie să acţioneze pentru extinderea şi construirea de noi infrastructuri de transport şi distribuţie a energiei electrice. Prevederile din European Priority Interconnection Plan referitoare la proiectele necesare cu caracter de urgenţă ar trebui să fie puse în aplicare cât mai curând posibil. Sunt necesare soluţii noi şi eficiente de administare a activelor reţelelor electrice de transport şi distribuţie din UE, precum şi planificarea coordonată şi coerentă a infrastructurii reţelei electrice.

Planificarea infrastructurii reţelei electrice trebuie să se bazeze pe scenarii şi să includă elementele necesare de management a riscurilor datorate volatilităţii şi incertitudinii crescute privind locaţia şi dimensiunea producţiei de energie electrică şi celor datorate creşterii producţiei intermitente de energie electrică (în principal în centrale eoliene).

Elemente cheie şi componente prioritare: - extinderea reţelelor UE (în special de transport)

cu infrastructură nouă (de exemplu, reţele de înaltă tensiune de curent continuu - HVDC);

- configuraţii noi de linii electrice aeriene pentru creşterea capacităţii de transport şi reducerea câmpurilor electromagnetice;

- metode noi de management a activelor şi de planificare a reţelelor electrice de transport şi distribuţie;

- dezvoltarea de sisteme şi componente pentru a menţine calitatea energiei electrice la niveluri acceptabile încurajând, în acelaşi timp, integrarea de noi tipuri de generatoare.

Promotorii care trebuie să acţioneze primii: - operatorii de reţele electrice (OTS şi OD); - instituţii de cercetare, inginerie, universităţi; - Comisia Europeană, Statele Membre UE /

ministere şi autorităţi de reglementare (cadrul legislativ şi de reglementare);

- furnizorii de echipamente şi soluţii.

Beneficiarii sunt: - participanţii de pe piaţă, în special producătorii

(prin creşterea transparenţei şi disponibilităţii de acces şi de conexiune la reţea);

- consumatorii de energie electrică şi societatea UE în ansamblul său (prin creşterea sustenabilităţii, securităţii alimentării şi a economicităţii şi eficienţei reţelelor electrice);

- operatorii de reţea, prin îmbunătăţirea adecvenţei infrastructurii reţelelor electrice.

Beneficii şi impactul asupra mediului şi societăţii: - eficienţă economică crescută a alimentării cu

energie electrică; - consolidarea industriei europene, prin accesul

la energie electrică mai eficientă din punct de vedere a costurilor;

- reducerea dependenţei de importurile de combustibili.

2.4.3. Prioritatea 3: Integrarea pe scară mare şi

pe scară mică a generării intermitente Aşa cum s-a menţionat mai sus, această prioritate

se referă la integrarea în reţelele electrice şi în piaţa de energie a generării pe bază de surse regenerabile de energie (energia eoliană, energia solară etc.).

Producerea pe scară largă de energie electrică în centrale eoliene şi în viitor în centrale solare, necesită pe de o parte întărirea reţelelor electrice pentru a permite colectarea eficientă şi transportul energiei electrice, iar pe de altă parte echilibrarea sistemului energetic (avându-se în vedere variabilitatea acestor surse de energie), fie prin stocarea de energie sau menţinerea în rezervă a unor surse convenţionale, fie prin participarea unor consumatori la reducerea sarcinii pe sistem în caz de necesitate. Se are în vedere promovarea şi încurajarea integrării pe scară largă a resurselor regenerabile de energie într-un mod care


în Energetică


82

2012

respectă cerinţele de siguranţă a reţelei electrice cu luarea în considerare a eficienţei economice.

Elemente cheie şi componente prioritare: - soluţii viabile din punct de vedere tehnic şi

comercial, la preţuri accesibile, pentru reţele electrice offshore de colectare a energiei electrice produse de centralele eoliene offshore (amplasate în largul mării);

- trebuie să fie luate în considerare necesităţile de întărire a reţelelor electrice transnaţionale şi transfrontaliere din Europa; ar trebui reduse procedurile actuale lungi de acordare a licenţelor;

- trebuie să fie dezvoltate soluţii pentru a permite funcţionarea eficientă şi sigură a viitoarelor Smart Grids cu o semnificativă generare intermitentă, centrale electrice de puteri mari şi/sau greu dispecerizabile (de exemplu, CHP - centrale cu cogenerare).

Promotorii care trebuie să acţioneze primii: - operatorii de transport şi sistem (OTS) şi

asociaţiile acestora (ENTSO-E - European Network of Transmission System Operators for Electricity etc.);

- proprietarii şi operatorii de centrale eoliene offshore;

- producătorii de echipamente; - autorităţile publice care acordă avize şi

licenţele pentru întărirea reţelelor.

Beneficiarii sunt: - proprietarii şi operatorii de centrale eoliene

offshore, CHP şi producătorii de echipamente; - societatea UE în ansamblul său prin creşterea

utilizării energiilor regenerabile.

Beneficii şi impactul asupra mediului şi societăţii: - contribuţie importantă la îndeplinirea obiectivelor

UE 20/20/20 (cu accent pe energiile regenerabile). 2.4.4. Prioritatea 4: Tehnologia Informaţiei şi

Comunicaţii (IT&C)

Aşa cum s-a menţionat mai sus, această prioritate se referă la utilizarea pe scară largă a obiectivelor, standardelor şi soluţiilor informatice şi de comunicaţii.

Această prioritate de implementare este de definire a sarcinilor/obiectivelor şi de implementare a standardelor necesare pentru soluţiile IT&C utilizate în viitoarele Smart Grids. Aplicarea IT&C este o precondiţie pentru schimbul de date între diferiţii actori de pe piaţă din lanţul de alimentare cu energie electrică şi pentru funcţionarea sigură, economică şi într-un mediu curat a SmartGrids.

Schimbul de date este realizată în două moduri:

- on-line - pentru monitorizare şi achiziţie de date în timp real,

- off-line - schimb de date în afara timpului real pentru planificarea operaţională şi în scopuri de afaceri (de exemplu, între OTS-uri: planurile de apărare, estimarea circulaţiilor de puteri, coordonarea protecţiilor etc.)

IT&C permite operatorilor de reţea să primească date de la reţelele electrice pentru monitorizarea acestora şi să trimită date pentru controlul lor. Diferiţii participanţi la piaţă au nevoie de informaţii despre consumul şi producţia de energie electrică, pentru diverse scopuri, de exemplu pentru facturare (furnizorii), pentru monitorizarea încărcării reţelei electrice (OTS şi OD) sau pentru dispecerizarea în timp real a unei centrale electrice virtuale (VPP) care agreghează DG, elemente de stocare a energiei electrice şi DSM.

De asemenea, o serie de date relevante trebuie să fie transmise între diferiţii jucători de pe piaţă (client/utilizator final de energie electrică, producător, DG, VPP, furnizor, OD, OTS) în scopuri de planificare, afaceri, management, etc.

O serie de servicii de achiziţii, prelucrări şi transmisiuni de date pot fi asigurate de un jucător de pe piaţă care oferă astfel de servicii pentru mai mulţi sau pentru toţi participanţii de pe piaţă. Acest lucru necesită punerea în aplicare a unui model informaţional comun de perspectivă, dezvoltarea managementului bazelor de date pentru transferul eficient al datelor şi integrarea diferitelor sistemelor existente de management a datelor.

Elemente cheie şi componente prioritare: - infrastructură de comunicaţii simplă, robustă,

sigură şi flexibil ă pentru a permite monitorizarea, managementul, dispecerizarea şi controlul la toate nivelurile, până la distribuţie şi clienţi;

- la toate nivelurile sistemului energetic şi ale lanţului de alimentare cu energie electrică (figura 2) trebuie definite modele comune de informaţii şi date pentru toate elementele constitutive de informaţii, în scopul de a asigura managementul coerent a bazelor de date;

- soluţiile IT&C care funcţionează bine sunt esenţiale pentru menţinerea securităţii alimentării şi pentru interacţiunea eficientă a actorilor de pe piaţă;

- o situaţie cu adevărat competitivă pentru toate tipurile de produse, care să se bazeze pe strategii „multi-vendor”, poate fi realizată numai printr-o bună definire şi standardizare a soluţiilor IT&C;

- sunt necesare interfeţe standardizate între diferiţii participanţi pe piaţă: producători, OTS, OD-uri, VPP-uri, furnizori, consumatori.


în Energetică


83

2012

Promotorii care trebuie să acţioneze primii: - furnizorii de servicii de comunicaţii şi furnizorii

de informaţii; - producătorii de energie electrică, VPP-uri, DG; - furnizorii/comercianţii de energie electrică; - consumatorii şi prosumer-ii (cei care produc şi

consumă simultan); - operatorii de reţele electrice (OTS, DO) şi

asociaţiile acestora; - instituţii de cercetare-dezvoltare, universităţi; - producătorii de sisteme şi componente IT&C.

Beneficiarii sunt: - soluţiile IT&C performante care vor aduce

beneficii pentru toate părţile interesate: furnizorii de servicii de comunicaţii, furnizorii de informaţii, toate tipurile de participanţi la piaţa de energie electrică, operatorii de reţele electrice şi în mod deosebit consumatorii.

Beneficii şi impactul asupra mediului şi societăţii: - implementarea IT&C este un factor cheie pentru

o gamă de funcţii şi servicii de SmartGrids: - Smart Metering; - colectarea on-line a datelor clienţilor şi suport

pentru participarea consumatorilor la piaţa de energie electrică;

- agregarea DG în VPP-uri; - automatizarea distribuţiei; - managementul consistent al datelor în interiorul şi

între întreprinderi; - implementarea soluţiilor IT&C necesare este, în

mare măsură, o precondiţie pentru Prioritatea 1 de implementare a Smart Grids (probleme operaţionale) şi o caracteristică necesară pentru serviciile cu cea mai mare valoare pentru clienţii Smart Grids.

2.4.5. Prioritatea 5: Reţele de distribuţie active

Aşa cum s-a menţionat mai sus, această prioritate se referă la „activarea” reţelelor electrice de distribuţie în ceea ce priveşte gradul de automatizare şi de funcţionare.

În prezent, marea majoritate a reţelelor de distribuţie din UE sunt "pasive" şi depind de intervenţia unui operator uman.

“Activarea” reţelelor electrice de distribuţie este “cerută” de complexitatea tot mai mare a operaţiunilor care trebuie executate în aceste reţele ca urmare a implementării pe scară largă a generării distribuite (DG) şi creşterea cerinţelor referitoare la asigurarea securităţii şi calităţii alimentării.

Reţele de distribuţie vor trebui să fie în măsură să răspundă sau să se adapteze în timp real la interacţiunile complexe ale tuturor acestor provocări şi să ofere în timp real informaţii consolidate diferiţilor actori pentru a permite tranzacţionarea diferitelor servicii furnizate. Acest lucru va permite, de asemenea, noilor actori, cum

ar fi agregatorii, pentru a intra pe piaţă şi de a furniza servicii de VPP şi de echilibrare a producţiei şi cererii pe anumite zone de reţea .

Elemente cheie şi componente prioritare: - o reţea activă necesită o vizibilitate eficientă şi

coerentă a diferitelor dispozitive conectate la acesta în scopul de a permite luarea deciziilor în timp util;

- trebuie să fie înlocuit controlul manual centralizat cu o arhitectură de control distribuit care va fi coordonată şi integrată în metodologiile de control existente în scopul de a se profita de avantajele „inteligenţei” care va caracteriza reţelele viitorului;

- este necesar să se asigure compatibilitatea tuturor funcţiunilor şi dispozitivelor pe durata trecerea de la situaţia actuală la viitoarele reţelele de distribuţie active;

- pe lângă controlul şi managementul on-line, reţeaua de distribuţie activă va introduce functionalitaţi noi, permise de noile instrumente şi soluţii bazate pe o optimizare dinamică multicriteriala. Modelarea de incertitudini în planificarea şi funcţionarea reţelelor se va baza pe: - standardizarea modelelor de date şi a

protocoalelor de comunicaţie pentru a se asigura capabilitatea de extindere şi de cuprindere a cerinţelor viitoare;

- sisteme de comunicaţii capabile să facă faţă necesităţilor din punctul de vedere al capacităţii, fiabilit ăţii şi al costurilor induse de noile funcţiuni.

Promotorii care trebuie să acţioneze primii: - utilizatorii finali şi cei care devin producători şi

furnizori de servicii; - OD-urile şi asociaţiile acestora - în special la

definirea cerinţelor; - instituţii de cercetare şi universităţi - studii /

analize conceptuale; - industria, în general, cu accent special pe

industria producătoare de componente pentru reţelele electrice.

Beneficiarii sunt: - consumatorii, prin faptul că li se oferă un

portofoliu mai larg de produse, o posibilitate mai bună de alegere, precum şi posibilitatea de a gestiona mai bine costurile/preţurile;

- societatea în ansamblul său, printr-o utilizare mai eficientă a surselor regenerabile de energie;

- investitorii în producerea de energie electrică din surse regenerabile de energie, printr-un acces mai eficient la piaţa de energie electrică.

Beneficii şi impactul asupra mediului şi societăţii: - preţuri de piaţă transparente, eventual mai reduse

printr-o participare activă a consumatorilor, de


în Energetică


84

2012

exemplu prin participarea consumatorilor la optimizare sau la managementul energiei;

- concurenţă mai mare, mai multe opţiuni de alegere şi reducerea dependenţei de import pentru alimentarea cu energie a Europei;

- atragerea de soluţii inovatoare şi noi oportunităţi de afaceri, inclusiv prestarea de servicii noi, sustenabile, benefice pentru mediu;

- înţelegerea preţului şi a valorii energiei; - eficienţă energetică sporită, investiţii de capital mai

reduse, îmbunătăţirea managementului vârfului de sarcină, reducerea pierderilor de energie electrică;

- îmbunătăţirea gradului de conştientizare a cetăţenilor şi creşterea responsabilităţii faţă de consumul de energie, cu posibilitatea de creştere a auto-generării;

- activarea unor noi modele de pe piaţă, cu rol important pentru micii consumatori şi producători;

- reducerea emisiilor de CO2 prin darea posibilităţii utilizatorului final de a alege furnizori de energie care oferă energie electrică din surse cu emisii reduse de CO2;

- îmbunătăţirea modului de utilizare a infrastructurilor existente şi reducerea necesităţii de noi instalaţii, reducând astfel impactul asupra mediului.

2.4.6. Prioritatea 6: Pieţe şi utilizatori noi şi

eficienţă energetică

Această prioritate se referă la punerea clientului în centrul atenţiei.

Una dintre cele mai importante caracteristici ale întregului concept de SmartGrids este diminuarea diferenţelor între activităţile de transport şi de distribuţie a energiei electrice, în domenii cum ar fi serviciile de sistem, conectarea şi accesul la reţea, calitatea şi securitatea alimentării cu energie electrică.

În acelaşi timp, o astfel de "democratizare" şi "descentralizare" necesită un control sporit şi o îmbunătăţire a managementului. Acest lucru nu este necesar doar pentru a se exploata în siguranţă reţeaua electrică, fiind necesare, de asemenea, soluţii de management şi control adecvate pentru implementarea unor concepte noi de succes şi eficiente, cum ar fi conceptele de centrale electrice virtuale (VPP - Virtual Power Plant) şi de management al energiei la utilizatorul final.

În scopul de a răspunde nevoilor viitoare ale clienţilor, vor apare o serie de noi participanţi pe piaţă, cum ar fi operatorii de VPP-uri şi managerii de portofoliu de servicii de energie. Pe lângă accesul şi conectarea la reţea în mod transparent şi nediscriminatoriu pentru toţi utilizatorii de reţea (producători şi consumatori), această prioritate de implementare este, de asemenea, legată de tehnologiile necesare în aşa-numitul "ultimul kilometru”/aşa-numita zonă de acces la reţea ("last

mile”) a Smart Grids şi este strâns legată, în acest sens, de Prioritatea 5 de implementare a Smart Grids.

Elemente cheie şi componente prioritare: - dispozitive de interfaţa cu clientul inovatoare

cum ar fi dispozitive inteligente de comunicaţii bidirecţionale între clienţi şi piaţă;

- pentru a da posibilitatea clientului să aleagă furnizorul de energie electrică, este necesar să se dezvolte soluţii pentru a creşte şi optimiza informaţiile referitoare la consumul de energie, îmbunătăţind interacţiunea dintre clienţii şi actorii de pe piaţă;

- aceste dispozitive trebuie să fie capabile să furnizeze informaţiile de energie relevante, stocate în contoarele electronice, pentru a stimula conştiinţa şi a genera un comportament nou faţă de economiile de energie şi de creştere a eficienţei energetice la utilizatorii finali;

- aceste dispozitive pot lucra, de asemenea, ca "furnizori de date de energie" pentru toate aplicaţiile inteligente instalate în casă, în scopul de a permite realizarea de servicii de management al sarcinii;

- managementul inteligent al energiei pentru DG; - integrarea efectivă a stocării şi a capacităţii

de răspuns a cererii prin control distribuit; - verificarea potenţialului de modelare a

profilului cererii, prin integrarea unui control dinamic inteligent a diferitor sarcini şi aplicaţii legate de capacitatea de stocare conexă generării distribuite;

- controller-ul de Smart Home, furnizează informaţii privind modele de comportament, utile pentru creşterea gradului de conştientizare a consumului de energie şi pentru a promova eforturile de conservare/economisire reale a energiei; - încurajarea rolului activ al clienţilor necesită

instrumente IT&C avansate capabile să gestioneze complexitatea multiplelor intrări, să acţioneze apoi inteligent şi să ofere o interacţiune uşoară şi flexibilă între clienţi şi sistem;

- controller-ul de Smart Home ar trebui să reprezinte punctul de control şi martorul pentru contoarele inteligente; ele vor interacţiona în scopul de a face schimb de date;

- rolul activ al clienţilor va fi axat pe stabilirea regulilor şi priorităţilor de consum de energie în ceea ce priveşte disponibilitatea şi costul, în timp ce operaţiunile curente de informare şi comunicare vor fi gestionate, în mod automat, de controller-ul de Smart Home.

Promotorii care trebuie să acţioneze primii: - asociaţiile consumatorilor, asociaţiile DG, OD-urile; - companiile de metering;


în Energetică


85

2012

- furnizorii de energie electrică; - producătorii de echipamente de uz casnic.

Beneficiarii sunt: - participanţii (mici) la piaţă, DG, OD - prin

creşterea eficienţei, managementul vârfului de sarcină, o mai bună utilizare a reţelei de distribuţie;

- consumatorii de energie electrică, în general.

Beneficii şi impactul asupra mediului şi societăţii; - inovarea în aşa-numitul "ultimul kilometru”/

aşa-numita zonă de acces la reţea ("last mile”) a reţelelor de energie electrică este esenţială pentru atingerea obiectivelor 20/20/20;

- beneficii pentru cetăţenii UE: mai puţin CO2, mai mult confort de piaţă şi preţuri transparente, securitatea alimentării cu energie electrică şi servicii care să răspundă la necesităţi;

- acordarea de suficientă putere clienţilor pentru a acţiona şi de a reacţiona, în conformitate cu necesităţile acestora.

BIBLIOGRAFIE

[1] www.smartgrids.eu,, la 10 februarie 2012. [2] SmartGrids European Technology Platform -

Vision and Strategy for Europe’s Electricity Networks of the Future. European Commission - Directorate-General for Research Sustainable Energy Systems, 2006.

[3] SmartGrids European Technology Platform - Strategic Research Agenda for Europe’s Electricity Networks of the Future. European Commission - Directorate-General for Research Sustainable Energy Systems, 2007.

[4] SmartGrids European Technology Platform - Strategic Deployment Document for Europe’s Electricity Networks of the Future. European Commission - Directorate-General for Research Sustainable Energy Systems, April 2010.

[5] Directiva 2009/72/CE a Parlamentului European şi a Consiliului privind normele comune pentru piaţa internă a energiei electrice și de abrogare a Directivei 2003/54/CE.

[6] Task Force Smart Grids - Mission for the Task Force for the implementation of Smart Grids into the European Internal Market., 2009.

[7] European Regulators’ Group for Electricity and Gas - Position Paper on Smart Grids - An ERGEG Public Consultation Paper. Ref: E09-EQS-30-04 , 10 December 2009.

[8] European Regulators’ Group for Electricity and Gas - Position Paper on Smart Grids - An ERGEG Conclusions Paper. Ref: E10-EQS-38-05, 10 June 2010.

[9] European Electricity Grid Initiative (EEGI) - Roadmap 2010-18 and Detailed Implementation Plan 2010-12. 25 May 2010.

[10] EU Commission Task Force for Smart Grids - Expert Group 1: Functionalities of smart grids and smart meters - Final Deliverable., December 2010.

[11] EU Commission Task Force for Smart Grids - Expert Group 2: Regulatory recommendations for data safety, data handling and data protection - Report., 16 February 2011.

[12] EU Commission Task Force for Smart Grids - Expert Group 3: Roles and Responsibilities of Actors involved in the Smart Grids Deployment - EG3 Deliverable., 4 April 2011.

[13] European Commission - Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions - Smart Grids: from innovation to deployment., SEC(2011) 463 final, 12.4.2011.

[14] Final report of the CEN/CENELEC/ETSI Joint Working Group on Standards for Smart Grids., May 2011.

[15] SmartGrids European Technology Platform - Smart Grids Strategic Research Agenda (SRA) 2035 - Update of the SmartGrids SRA 2007 for the needs by the year 2035., European Commission - Directorate-General for Research Sustainable Energy Systems, 01 February 2012.

[16] European Commission - Green Paper "A European strategy for sustainable, competitive and secure energy" - COM(2006) 105, 8 March 2006. Communication from the Commission to the European Council and the European Parliament “An Energy Policy for Europe”, COM(2007) 1 final, of 10 January 2007. European Commission, Greenpaper "Towards a secure, sustainable and competitive European energy network", COM(2008) 782 final, 13 November 2008.

[17] Vatră F., Poida A. - Smart Grids - lucrare prezentată în cadrul Open Forum - Smart Grids organizat la Conferinţa Naţională şi Expoziţia de Energetică CNEE 2011, 26 octomber 2011, Sinaia.

[18] Vatră F., Poida A. - Informatica, Automatizările şi Telecomunicaţiile - Suport pentru Smart Grid - lucrare prezentată în cadrul Open Forum organizat la Simpozionul Naţional de Informatică, Automatizări şi Telecomunicaţii în Energetică - SIE 2010, 20-22 Oct. 2010, Sinaia.


în Energetică


86

2012

1.9. MODELUL CONCEPTUAL PENTRU SMART GRIDS

ADOPTAT ÎN SUA

Dr.ing. Fănică Vatră Dr.ing. Ana Poida SIER, Bucureşti, Bdul Lacul Tei nr.1-3, tel.021.206.12.29, fax.021.210.34.81, e-mail:[email protected]

Summary: At the beginning of 2012, The National Institute of Standards and Technology (NIST) from U.S. published “NIST Framework and Roadmap for Smart Grid Interoperability Standards, Release 1.0”, in which it is developed a Conceptual Model for Smart Grid, formally adopted in U.S. as Reference Model for Smart Grid. The paper presents briefly the component elements and main characteristics of this Conceptual Model for Smart Grid. 1. INTRODUCERE

În conformitate cu Energy Independence and

Security Act of 2007 [1], Institutul Naţional de Standarde şi Tehnologie din SUA (NIST - National Institute of Standards and Technology), are "responsabilitatea primară de a coordona dezvoltarea unui cadru care include protocoale şi standarde model pentru managementul informaţiilor pentru a realiza interoperabilitatea sistemelor şi dispozitivelor componente a unei reţele inteligente (Smart Grids)".

NIST, cunoscut între 1901 şi 1988, ca Biroul Naţional de Standarde (NBS - National Bureau of Standards), este un laborator de măsurare şi standarde cunoscut şi sub denumirea de Institutul Naţional de Metrologie (NMI - National Metrological Institute), fiind o agenţie a Departamentului de Comerţ din Statele Unite.

La sfârşitul lunii martie 2009, NIST a încheiat un

contract cu EPRI (Electric Power Research Institute) prin care EPRI angaja, la rândul său, părţile interesate în Smart Grid să elaboreze un proiect de Foaie de parcurs (roadmap) pentru standarde. La 17 iunie, EPRI a prezentat la NIST raportul său Smart Grid Interoperability Standards Roadmap.

Într-un aviz publicat la 30 iunie 2009 în Registrul Federal din Statele Unite, NIST a solicitat comentarii publice cu privire la raportul elaborat de EPRI. Toate comentariile primite până la sfârşitul perioadei de comentariu (30 iulie 2009) au fost rafinate şi integrate de EPRI şi cuprinse în versiunea revizuită a raportului Smart Grid Interoperability Standards Roadmap, livrată de EPRI la NIST pe 10 august 2009 [2].

În luna ianuarie 2010 NIST a publicat NIST

Framework and Roadmap for Smart Grid Interoperability Standards, Release 1.0 [3], document care are la bază raportul întocmit de EPRI, prezentat mai sus.

În cadrul acestui document NIST a dezvoltat şi un Model Conceptual pentru Smart Grid, model adoptat oficial în SUA ca model de referinţă pentru Smart Grid.

În continuare se prezintă succint elementele

componente şi prinipalele caracteristici ale acestui Model Conceptual. Pentru detalii se pot consulta [2] şi [3].

2. DEFINIREA TERMENULUI DE SMART GRID Conform EPRI [2], termenul de "Smart Grid" se

referă la o modernizare a sistemului de furnizare a energiei electrice în ceea ce priveşte monitorizarea, protecţia şi optimizarea automată a funcţionării elementelor sale interconectate - de la producerea/ generarea centralizată şi distribuită a energiei electrice, prin intermediul reţelelelor electrice de transport şi distribuţie, la utilizatorii industriali şi sistemele/reţelele automatizate de clădiri, instalaţiile de stocare a energiei şi până la utilizatorii/ consumatorii finali care au receptoare cu termostate, vehicule electrice, aparate de uz casnic şi alte aplicaţii. Această definire a termenului de “Smart Grid” se bazează pe descrierile găsite în Energy Independence and Security Act of 2007.

Smart Grid va fi caracterizată de un flux bidirecţional de energie electrică şi de informaţii pentru a crea o reţea electrică automatizată de furnizare pe scară largă a energiei electrice. Smart Grid include beneficiile calculului/prelucrărilor şi comunicaţiilor distribuite pentru a oferi informaţii în timp real şi pentru a permite echilibrarea aproape instantanee a cererii şi ofertei la nivel de dispozitiv/aparat.

În Energy Independence and Security Act of 2007

sunt evidenţiate caracteristicile distinctive ale Smart Grid [3]:


în Energetică


87

2012

• utilizarea sporită a tehnologiilor informaţiilor digitale şi de control pentru a îmbunătăţi fiabilitatea, securitatea şi eficienţa reţelei electrice;

• optimizarea dinamică a funcţionării reţelei şi a resurselor, cu o deplină securitate cibernetică (cyber security);

• implementarea şi integrarea resurselor distribuite, inclusiv a resurselor regenerabile de energie;

• dezvoltarea şi încorporarea a “demand response”, “demand-side resources” şi eficienţa energetică a resurselor;

• implementarea tehnologiilor “smart” pentru metering, comunicaţii referitoare la funcţionarea şi starea reţelei şi de automatizare a distribuţiei;

• integrarea de aplicaţii şi dispozitive de consum “smart”;

• implementarea şi integrarea stocării avansate a energiei electrice şi a tehnologiilor “peak-shaving”, inclusiv vehiculele electrice şi hibride şi stocarea termică a aerului condiţionat;

• furnizarea către consumatori de informaţii în timp util şi de opţiuni de control;

• dezvoltarea de standarde de comunicaţii şi de interoperabilitate a aplicaţiilor şi echipamentelor conectate la reţeaua electrică, inclusiv infrastructura care serveşte reţeaua;

• identificarea şi reducerea barierelor nejustificate sau inutile în adoptarea de tehnologii, practici şi servicii Smart Grid.

3. MODELUL CONCEPTUAL SMART GRID

ADOPTAT ÎN 2010 ÎN SUA

3.1. Domeniile şi diagrama de ansamblu a Modelului Conceptual Smart Grid

Modelul Conceptual pentru Smart Grid este un set

de diagrame şi descrieri care sunt baza pentru a discuta caracteristici, utilizări, comportament, interfeţe, cerinţele şi standardele de Smart Grid. Aceasta nu reprezintă arhitectura finală a Smart Grid, ci mai degrabă este un instrument pentru descrierea, discutarea şi dezvoltarea arhitecturii unei Smart Grid. Modelul conceptual oferă un context pentru analize de interoperabilitatea şi standardele şi pentru dezvoltarea de arhitecturi de Smart Grid. Nivelul superior a Modelului Conceptual este prezentat în figura 1 [2, 3].

Modelul conceptual este format din şapte

domenii, dintre care fiecare conţine mai multe aplicaţii şi mai mulţi actori, care sunt legaţi de asociaţii, prin intermediul interfeţelor; aceste elemente ale modelului conceptual sunt definite după cum urmează:

• Actorii pot fi aparate, sisteme informatice sau programe software şi/sau organizaţiile care le deţin. Actorii au capacitatea de a lua decizii şi de a schimba informaţii cu alţi actori, prin interfeţe.

• Aplicaţiile sunt sarcinile îndeplinite de către actorii din cadrul domeniilor. Exemple de aplicaţii pot fi automatizarea locuinţelor, generarea de energie electrică pe bază de energie solară, stocarea energiei, managementul energiei. Unele aplicaţii sunt efectuate de un singur actor, altele de mai mulţi actori care lucrează împreună.

• Domeniile grupează actori şi aplicaţii pentru a descoperi trăsăturile comune care definesc interfeţele între domenii. În general, actorii din acelaşi domeniu au obiective similare. Comunicaţiile în cadrul aceluiaşi domeniu pot avea caracteristici şi cerinţe similare. Domeniile pot conţine sub-domenii (a se vedea figura 2).

• Asociaţiile sunt conexiuni logice între actorii care stabilesc relaţiile bilaterale. La fiecare capăt al unei asociaţii este o interfaţă către un actor.

• Interfeţele sunt conexiunile electrice sau conexiunile de comunicaţii între domenii. În figura 1 interfeţele electrice sunt prezentate ca linii galbene (întrerupte), iar interfeţele de comunicaţii sunt prezentate în albastru (linii neîntrerupte). Fiecare dintre aceste interfeţe pot fi bidirectionale. Interfeţele de comunicaţii reprezintă un schimb de informaţii între două domenii şi actorii din cadrul acestor domenii. Ele nu reprezintă conexiuni fizice ci conexiuni logice în reţeaua informaţională a Smart Grid (figura 2 [2]), interconectând diferitele domenii sau sub-domenii.

Domeniile Smart Grid sunt prezentate pe scurt în tabelul 1 [2, 3] şi discutate mai în detaliu în cele ce urmează. Este important să se reţină că domeniile nu sunt organizaţii. De exemplu, operatorii de reţele

Fig.1 - Nivelul superior a Modelului Conceptual Smart Grid.


în Energetică


88

2012

electrice (OTS sau OD) pot avea actori atât în domeniu “Markets” cât şi în domeniu “Operations”.

Tabelul 1 - Domeniile şi Actori în Modelul

Conceptual Smart Grid.

Domeniu Actorii în domeniu

Clienţi (Customers)

Utilizatorii finali de energie electrică. De asemenea, pot fi şi generarea, stocarea, gestionarea energiei utilizate. În mod tradiţional, trei tipuri de clienţi au fiecare propriu lor domeniu: consumatorii de tip rezidenţial, comercial şi indistrial.

Pieţe (Markets)

Operatorii şi participanţii la pieţele de energie electrică.

Furnizorii de servicii (Service Providers)

Organizaţii care asigură servicii utilităţilor (companiilor de electricitate) şi clienţilor acestora.

Operaţiuni Managerii de gestiune a “mişcării” de energie electrică.

Generare în cantităţi mari (Bulk generation)

Producătorii de energie electrică în cantităţi mari. Pot fi şi cei care stochează energia electrică pentru a fi distribuită mai târziu.

Transport (Transnission)

Transportatorii de cantităţi mari de energie electrică la distanţe lungi. De asemenea, aceştia pot stoca şi genera energie electrică.

Distribuţie (Distribution)

Distribuitorii de energie electrică la şi de la clienţi. De asemenea, aceştia pot stoca şi genera energie electrică.

3.2. Domeniul Clienţi (Customers) Actorii din Domeniul Clienţi (figura 3 [2, 3])

permit clienţilor să gestioneze utilizarea şi generarea

lor de energie electrica. Unii actori asigură, de asemenea, controlul şi fluxul de informaţii între client şi alte domenii. Limitele Domeniului Clienţi sunt de obicei considerate a fi contorul operatorului de distribuţie şi Interfaţa de Servicii de Energie (ESI - Energy Services Interface).

Domeniul Clienţi este, de obicei, segmentat în

sub-domenii, pentru locuinţe, clădiri, consumatori comerciali şi consumatori industriali. Fiecare sub-domeniu are multiplii actori şi aplicaţii, care pot fi, de asemenea, prezente în alte sub-domenii. Fiecare sub-domeniu are un actor de contorizare şi o interfaţă ESI care se poate afla în contor sau într-un Sistem de Management a Energiei (EMS) sau într-un gateway independent.

ESI este interfaţa primară de servicii spre Domeniul Clienţi. ESI poate comunica cu alte domenii, prin intermediul infrastructurii de AMI (infrastructura de citire automată a contoarelor) sau prin alte mijloace, cum ar fi internetul. ESI comunică cu dispozitive şi sisteme din sediul clientului prin Home Area Network sau altă de reţea locală.

Domeniul Clienţi este conectat electric la

Domeniul de Distribuţie şi comunică cu domeniile Distribuţie, Operaţiuni, Piaţă, şi Furnizori de Servicii.

Fig.2 - Diagrama conceptuală de referinţă pentru reţelele informaţionale ale Smart Grid.

RTO - Regional Transmission Operator ; ISO - Independent Systems Operator


în Energetică


89

2012

În tabelul 2 [2, 3] se prezintă o serie de categorii tipice de aplicaţii în Domeniul Clienţi.

Tabelul 2 - Categorii tipice de aplicaţii în Domeniul Clienţi.

Exemple de categorii de aplicaţii

Descriere

Automatizarea clădirilor sau a locuinţelor

Sisteme capabile să controleze diferite funcţii în cadrul unei clădiri, cum ar fi controlul iluminatului şi a temperaturii.

Automatizări la consumatorii industriali

Sisteme care controlează procese industriale, cum ar fi de fabricaţie sau de depozitare. Aceste sisteme au cerinţe foarte diferite în comparaţie cu sistemele de case şi clădiri

Micro-generare

Include toate tipurile de generare distribuită de energie electrică, inclusiv pe bază de energie solară, eoliană şi hidro. Energia electrică produsă este consumată la o locaţie a clientului. Pot fi monitorizate, dispecerizate sau controlate prin intermediul comunicaţiilor.

3.3. Domeniul Pieţe (Markets) Actorii din Domeniul Pieţelor vând şi cumpără

energie electrică, precum şi servicii aferente de transport şi distribuţie a energiei. Limitele Domeniului Pieţe includ interfeţele cu Domeniul Operaţiunilor unde se realizează activităţi de control (comandă/reglaj) în reţelele electrice, cu Domeniile Generare, Transport şi Distribuţie, precum şi cu Domeniul Clienţilor şi Domeniul Furnizorilor de Servicii (figura 4 [2, 3]).

Comunicaţiile între Domeniul pieţelor şi Domeniile de producere, transport şi distribuţie a energiei electrice sunt critice, deoarece echilibrarea eficientă a producţiei cu consumul este dependentă şi de activităţile din Domeniul Pieţelor. Generarea Distribuită (DG) este inclusă în domeniile de transport, distributie, precum şi în Domeniul Clienţi. DG participă, în prezent, la pieţele de energie electrică numai într-o oarecare măsură, însă participarea acestora se va extinde în măsura în care Smart Grid devine mai interactivă.

Comunicaţiile pentru interacţiunile Domeniului

Pieţelor trebuie să fie fiabile şi de încredere. Acestea trebuie să fie trasabile şi să facă obiectul unui audit. Ele trebuie să se sprijine pe standarde de e-commerce pentru integritate şi non-repudiere.

Provocările de înaltă prioritate în Domeniul

Pieţelor sunt: extinderea accesului în timp real la ofertele de preţ al energiei electrice, inclusiv a celei produse de DG, pentru fiecare sub-domeniu din Domeniul Clienţilor, simplificarea regulilor de piaţă, extinderea capabilităţilor agregatorilor, interoperabilitatea între toţi furnizorii şi consumatorii de informaţii de piaţă; managementul creşterii comerţului engross şi cu amănuntul de energie (inclusiv reglementările aferente), evoluţia mecanismelor de comunicare a preţurilor şi

Fig. 3 - Diagrama Domeniului Clienţi.


în Energetică


90

2012

caracteristicilor energiei între şi în interiorul Domeniului Pieţelor şi Domeniul Clienţilor.

În tabelul 3 [2, 3] se prezintă o serie de categorii tipice de aplicaţii în Domeniul Pieţelor.

Tabelul 3 - Categorii tipice de aplicaţii în Domeniul Pieţelor.


Descriere

Managementul Pieţei

Piaţa de energi electrică, piaţa serviciilor de sistem, piaţa certificatelor verzi etc.

Comerţul cu energie electrică cu amânuntul

Comercianţii (furnizorii) care vând energie electrică consumatorilor finali şi poate, în viitor, agregatorii de DG. Cei mai mulţi din aceştia sunt conectaţi la o organizaţie de tranzacţionare pentru a putea participa la piaţa angro.

Agregarea DG

Agregatorii combină participanţii mai mici (DG şi clienţi) pentru a permite ca resursele distribuite să participe pe marile pieţe de energie.

Comerţul engross cu energie electrică

Există un număr de companii a căror principală activitate este cumpărarea şi vânzarea engross de energie.

Operaţiuni de piaţă

Execută o anumită funcţiune de piaţă specifică. Funcţiunile includ aspecte financiare, vânzări de bunuri, compensări, fluxuri de cotare preţuri, audit şi multe altele.

3.4. Domeniul Furnizori de Servicii (Service

Providers) Actorii din Domeniul Furnizorilor de Servicii

efectuează servicii pentru a sprijini procesele de afaceri ale producătorilor, transportatorilor, distribuitorilor şi clienţilor de energie electrică (vezi figura 5 [2, 3]). Aceste procese de afaceri variază de la servicii tradiţionale pentru utilităţi, cum ar fi citirea contoarelor, facturarea şi managementul conturilor clienţilor, la servicii de optimizare pentru clienţi, cum ar fi managementul consumului de

energie electrică şi al producerii de energie electrică de către client.

Furnizorul de servicii nu trebuie să compromită securitatea cibernetică, fiabilitatea, stabilitatea, integritatea sau siguranţa reţelei de energie electrică atunci când furnizează de servicii existente sau în curs de dezvoltare.

Domeniul Furnizorilor de Servicii se interfaţează cu domeniile Pieţelor, Operaţiunilor şi al Clienţilor. Comunicaţiile cu Domeniul Operaţiuni sunt critice pentru controlul reţelelor electrice şi cunoaşterea situaţiei acestor reţele. Comunicaţiile cu Domeniul Pieţe şi Domeniul Clienţi sunt critice pentru a permite creşterea economică prin dezvoltarea de servicii "inteligente". De exemplu, Domeniul Furnizorilor de Servicii poate furniza interfaţa care să permită clientului de a interacţiona cu piaţa/pieţele.

Furnizorii de servicii vor crea servicii şi produse

noi şi inovatoare pentru a satisface noile cerinţe şi oportunităţile rezultate din evoluţia Smart Grid. Serviciile pot fi efectuate de către furnizorul de servicii electrice, de părţi terţe existente sau de participanţii noi rezultaţi din noile modele de afaceri. Serviciile în curs de dezvoltare reprezintă o arie de creştere economică semnificativă nouă.

Provocarea prioritară în Domeniul Furnizorilor de Servicii este de a dezvolta interfeţe-cheie şi standarde care să asigure un ecosistem dinamic bazat pe piaţă şi să protejeze infrastructura critică a reţelelor electrice / sistemului electroenergetic. Aceste interfeţe trebuie să fie capabile să funcţioneze pe o varietate de tehnologii de reţea menţinând, în acelaşi timp, consistenţa semantică a mesajelor.

Fig. 4 - Diagrama Domeniului Pieţe.


în Energetică


91

2012

În tabelul 4 [2, 3] se prezintă o serie de

categorii tipice de aplicaţii în Domeniul Furnizorilor de Servicii.

Tabelul 4 - Categorii tipice de aplicaţii în

Domeniul Furnizorilor de Servicii.


Descriere

Managementul Clienţilor

Gestionarea relaţiilor cu clienţii prin furnizarea unui punct de contact şi o rezolvare pentru problemele clienţilor.

Instalare & Management

Instalarea şi întreţinerea de echipamente care interacţionează cu Smart Grid.

Managementul clădirii

Monitorizarea şi controlul energiei în clădire şi răspuns la semnalele de la Smart Grid şi, în acelaşi timp, minimizarea impactului asupra ocupanţilor clădirii.

Managementul locuinţei

Monitorizarea şi controlul energiei în locuinţă şi răspuns la semnalele de la Smart Grid şi, în acelaşi timp, minimizarea impactului asupra ocupanţilor locuinţei.

3.5. Domeniul Operaţiuni (Operations) Actorii din Domeniul Operaţiuni sunt

responsabili pentru buna funcţionare a sistemului electroenergetic. Astazi, majoritatea acestor funcţiuni sunt în responsabilitatea Operatorilor de reţele electrice (vezi figura 6 [2, 3]). Smart Grid va permite ca multe dintre operaţiuni/funcţiuni să fie externalizate la furnizorii de servicii, altele putând evolua în timp. Indiferent de modul în care evoluează Domenile Furnizori de Servicii şi Piaţă, în continuare vor fi încă funcţiuni de bază necesare pentru planificarea şi funcţionarea punctelor de livrare de servicii companiei de electricitate.

Fig. 5 - Diagrama Domeniului Furnizori de Servicii.

Fig.6 - Diagrama Domeniului Operaţiuni.


în Energetică


92

2012

În operaţiunile de transport Sistemele de

Management a Energiei (EMS - Energy Management Systems) sunt utilizate pentru a analiza şi exploata în siguranţă şi eficient sistemul de transport de energie, în timp ce în operaţiunile de distribuţie, în mod similar, sunt utilizate Sisteme de Management a Distribuţiei (DMS - Distribution Management Systems) pentru analiza şi exploatarea sistemului de distribuţie.

În tabelul 5 [2, 3] se prezintă o serie de categorii tipice de aplicaţii în Domeniul Operaţiuni. Aceste aplicaţii sunt derivate pentru acest domeniu din standardul IEC 61968-1 Interface Reference Model (IRM).


Domeniul Operaţiuni.


Descriere

Monitorizare

Actori de monitorizare a funcţionării reţelelor electrice supraveghează topologia reţelei, condiţiile de conectivitate şi de încărcare, inclusiv starea întreruptoarelor şi separatoarelor, precum şi starea echipamentelor de control-comandă. Ei localizează reclamaţiile telefonice ale clienţilor şi echipele din teren.

Control - comandă

Controlul - comanda reţelei este coordonată de către actorii din acest domeniu (operaţiuni), deşi ei pot avea în responsabilitate doar supravegherea zonei de reţea, a staţiei şi controlul local automat sau manual.

Managementul defectelor

Actori de management de defecte sporesc viteza cu care defectele pot fi localizate, identificate, izolate şi restaurate prin service. Aceştia furnizează informaţii pentru clienţi, coordonează forţa de muncă şi prelucrează informaţii pentru statistici.

Analize

Actorii operaţiunii de analiză a funcţionării reţelei (analize “feedback”) compară înregistrările luate în timp real din exploatare legate de informaţii cu privire la incidente de reţea, conectivitate şi de încărcare pentru a optimiza mentenanţa periodică a reţelei electrice.

Raportări şi statistici

Actori care realizează raportări şi statistici operaţionale arhivează on-line date şi efectuează analize “feedback” cu privire la eficienţa şi fiabilitatea sistemului/reţelei electrice.

Calcule

Actori care realizează calcule de reţea în timp real furnizează operatorilor de reţea capacitatea de a evalua în timp real fiabilitatea şi securitatea sistemului /reţelei electrice (nu apare în figura 6).

Instruirea personalului

Actorii de instruire a dispecerilor oferă facilităţi pentru dispeceri ce simulează sistemul real pe care îl va folosi (nu apare în figura 6).

Înregistrări şi active

Actorii de management înregistrări şi active realizează inventarul staţiilor şi echipamentelor din reţea, furnizeaza date geospaţiale şi le afişează geografic, menţin înregistrări privind activele neelectrice şi efectuează planificarea investiţiilor privind activele.

Planificare Operaţională

Actorii de planificare operaţională efectuează operaţiuni de simulare a funcţionării reţelei, planifică şi optimizează regimurile de funcţionare şi acţiunile de reparare, informează clienţii afectaţi etc.

Mentenanţă şi construcţie

Actorii de mentenanţă şi construcţie coordonează inspecţia şi mentenanţa echipamentelor, organizează proiectarea şi construcţia în reţelele electrice, planifică activităţile de mentenanţă şi construcţie etc.

Planificarea extinderii

Actorii de planificare a extinderii reţelei dezvoltă planuri pe termen lung pentru fiabilitatea sistemului/reţelei, monitorizare costuri, performanţa şi programul de construcţie şi definesc proiecte de extindere a reţelei, cum ar fi linii şi staţii noi.

Suport / asistenţă pentru clienţi

Actorii de suport/asistenţă pentru clienţi ajută clienţii să cumpere, să instaleze şi să depaneze serviciile oferite/furnizate de sistemul/reţeaua electrică şi să preia şi să înregistreze rapoartele cu probleme ale clienţilor.

Citirea contoarelor şi control-comandă

Actorii de citire a contoarelor şi control-comandă efectuează o varietate de funcţii ale sistemul de metering, inclusiv de colectare a datelor, clienţi deconectaţi / reconectaţi, managementul declanşări, puncte de preplată a energiei, monitorizarea calităţii energiei electrice şi a fiabilităţii, intretinere contoare şi managementul activelor, managementul datelor de metering, facturarea clienţlor, managementul sarcinii, managementul riscurilor etc.

Aprovizionare şi logistică

Actorii de aprovizionare şi logistică gestionează procesele de achiziţionarea bunurilor necesare, livrările şi alocarea acestora.

Financiar

Actorii de financiar măsoară performanţă financiară în întreaga organizaţie, inclusiv evaluarea proiectelor de investiţii de capital, de întreţinere sau de operaţiuni. Ei urmaresc riscurile, beneficiile, costurile şi impactul asupra serviciilor furnizate.

Reţea de comunicaţii

Planificarea, funcţionarea şi mentenanţa tuturor activelor reţelelor de comunicaţii care sunt necesare pentru a sprijini Operaţiunile.

Managmentul securităţii

Managementul politicilor de securitate, distribuţia şi întreţinerea prerogativelor de securitate şi, în funcţie de caz, autentificarea şi autorizarea centralizată.

Resurse umane

Actorii de Resurse Umane gestionează informaţii de personal şi activităţi, inclusiv de securitate, formare profesională, beneficii, performanţă, analiză, compensare, de recrutare şi cheltuieli.

3.6. Domeniul Generare în cantităţi mari

(Bulk Generation) Aplicaţiile din Domeniul Generare în cantităţi

mari sunt primele procese în furnizarea de energie electrică către clienţi (a se vedea figura 7 [2, 3]). Producerea de energie electrică este procesul de generare a energiei electrice din alte forme de energie, care poate varia de la combustia chimică la fisiunea nucleară, hidro, vântul, radiaţiile solare şi căldură geotermală. Limita Domeniului Generare în


în Energetică


93

2012

cantităţi mari este de obicei Domeniul de Transport. Domeniul Generare în cantităţi mari este conectat electric la Domeniul de Transport şi are interfeţe cu domeniile Operaţiuni, Pieţe şi Transport.

Actorii din Domeniul Generare în cantităţi mari pot include diverse dispozitive, cum ar fi relee de protecţie, RTU-uri, IED-uri, automatele programabile, dispozitive de monitorizare, echipamente de înregistrare a defectelor, interfeţe utilizator.

În tabelul 6 [2, 3] se prezintă o serie de

categorii tipice de aplicaţii în Domeniul Generare în cantităţi mari.


Domeniul Generare în cantităţi mari.


Descriere

Control

Efectuate de actori care permit Domeniului Operaţiuni de a gestiona fluxul de putere şi fiabilitatea sistemului. Un exemplu este utilizarea într-o staţie de regulatoare a unghiului de fază pentru a controla fluxul de putere între două sisteme/reţele adiacente.

Măsurare

Efectuate de actori care oferă vizibilitatea fluxului de putere şi starea sistemelor/reţelelor. Ca exemplu sunt măsurătorile digitale şi analogice colectate prin intermediul sistemului SCADA de la RTU-uri şi furnizează unui centru de dispecer de reţea din Domeniul Operaţiuni.

Protecţie

Efectuate de actori care reacţionează rapid la defecte şi alte evenimente din sistem/reţea, care ar putea provoca întreruperea alimentării, distrugerea echipamentelor sau chiar căderea sistemului. Efectuate pentru a menţine niveluri ridicate de fiabilitate şi de calitate a energiei electrice. Pot lucra la nivel local sau la o scară largă.

Înregistrări

Efectuate de actorii care permit altor domenii să analizeze ceea ce se întâmplată în reţea în scopuri de prognoză, inginerie, operaţional şi financiar.

Managementul activelor

Managementul efectuat de actorii care lucrează împreună pentru a determina când ar trebui să

se realizeze mentenanţa echipamentelor, să calculează speranţa de viaţă a dispozitivelor, să înregistreze istoria funcţionării şi mentenanţei astfel încât să poată fi revizuită în viitor în vederea luării de decizii cu caracter operaţional şi de inginerie.

3.7. Domeniul Transport (Transmission) Transportul realizează transferul de cantităţi

mari de energie electrică de la sursele de generare până la distribuţie, prin intermediul liniilor şi staţiilor electrice de înaltă şi foarte înaltă tensiune (a se vedea figura 8 [2, 3]). O reţea de transport a energiei electrice este, de obicei, „operată” de un Operator de Transport Naţional/Regional sau de un Operator de Sistem independent (RTO/ISO - Regional Transmission Operator / Independent Systems Operator), a căror principală responsabilitate este de a menţine stabilitatea sistemului / reţelei electrice prin menţinerea permanentă a echilibrului în reţeaua de transport între generare şi sarcina de energie electrică. Exemple de actori din Domeniul Transport : RTU-uri, IED-uri, dispozitive/sisteme de măsurare, relee de protecţie, sisteme/echipamente de monitorizare a calităţii energiei electrice, dispozitive de monitorizare a săgeţii conductoarelor, înregistratoare de defecte, interfeţe utilizatori din staţiile electrice etc.

Actorii din Domeniul Transport efectuează, de

obicei, aplicaţii de categoria celor prezentate în

Fig. 7 - Diagrama Domeniului Generare în cantităţi mari.


în Energetică


94

2012

diagrama din figura 8 şi descrise în tabelul 6 şi tabelul 7 [2, 3]). Domeniul Transport poate conţine Surse de Energie Distribuite (DER - Distributed

Energy Resources), inclusiv de stocare a energiei electrice sau unităţi de generare la vârf de sarcină.


Domeniul Transport. (în continuarea aplicaţiilor din tabelul 6)


Descriere

Staţii electrice

Sisteme de monitorizare şi control din staţiile electrice.

Stocare Sisteme care controlează încărcarea şi descărcarea unităţilor de stocare a energiei.

Măsură & Control

Include toate tipurile de sisteme de măsurare şi control care măsoară, înregistrează şi controlează cu intenţia de a proteja şi optimiza funcţionarea reţelei electrice.

Energia electrică şi serviciile de sistem (de

exemplu capacitatea de transport care poate fi dispecerizată atunci când este necesar) sunt achiziţionate prin intermediul Domeniului Pieţelor şi programate şi “operate” de Domeniul Operaţiunilor şi livrate prin intermediul Domeniului Transport spre Domeniul Distribuţie şi, în cele din urmă, spre Domeniul Clienţi.

Reţeaua de transport este monitorizată şi controlată printr-un sistem de tip SCADA, sistem compus dintr-o reţea de comunicaţii, sisteme/dispozitive de supraveghere şi sisteme/ dispozitive de control - comandă.

3.8. Domeniul Distribuţie (Distribution)

Domeniul Distribuţie reprezintă interconexiunea electrică între Domeniul de Transport şi Domeniul Clienţilor conţinând şi punctele de măsurare a consumului, precum şi generarea şi stocarea distribuită (vezi figura 9 [2, 3]). Fiabilitatea sistemelor de distribuţie variază în funcţie de structura lor (radiale, buclate), tipurile de actori utilizaţi (echipamente, dispozitive, sisteme de monitorizare, protecţii, comandă etc.), precum şi de gradul în care aceştia comunică între ei şi cu actorii din alte domenii.

În Smart Grid, Domeniul Distribuţie va

comunica mai mult şi mai strâns cu Domeniul Operaţiuni, în timp real, pentru a gestiona fluxurile de putere asociate cu un Domeniu Pieţe mult mai dinamic, precum şi cu alţi factori de mediu şi de securitate. Domeniul Pieţelor va comunica cu Domeniul Distribuţie şi ca rezultat se va afecta consumul şi generarea în diferitele noduri ale reţelei şi fluxurile de puteri atât din reţeaua electrică de distribuţie cât şi din reţeaua electrică de transport. La rândul lor, aceste modificări de comportament datorită forţelor de piaţă pot avea un impact semnificativ în Domeniul Distribuţie din punct de vedere electric şi structural. În unele modele, furnizorii de servicii pentru consumatori pot să comunice cu Domeniul Clienţi folosind infrastructura Domeniului Distribuţie. O astfel de soluţie poate conduce la schimbare infrastructurii

Fig. 8 - Diagrama Domeniului Transport.


în Energetică


95

2012

de comunicaţii gândită iniţial pentru a fi utilizată în Domeniul Distribuţie.


Domeniul Distribuţie. (în continuarea aplicaţiilor din tabelul 6)


Descriere

Staţii electrice

Sisteme de monitorizare şi control din staţiile electrice.

Stocare Sisteme care controlează încărcarea şi descărcarea unităţilor de stocare a energiei.

Generare Distribuită

Surse de energie electrică conectate la reţelele electrice de distribuţie.

Măsură & Control

Include toate tipurile de sisteme de măsurare şi control care măsoară, înregistrează şi controlează cu intenţia de a proteja şi optimiza funcţionarea reţelei electrice.

BIBLIOGRAFIE

[1] Energy Independence and Security Act of 2007. - Public Law 110-140-Dec. 19, 2007, U.S.A.

[2] Report to NIST on the Smart Grid Interoperability Standards Roadmap. - August 10, 2009, Prepared by the Electric Power Research Institute (EPRI).

[3] NIST Framework and Roadmap for Smart Grid Interoperability Standards, Release 1.0. - NIST Special Publication 1108, National Institute of Standards and Technology - U.S. Department of Commerce, January 2010.

Fig. 9 - Diagrama Domeniului Distribuţie.


în Energetică


96

2012

1.10.- CONCEPTUL UNIUNII EUROPENE DE ANALIZ Ă

COST-BENEFICIU A PROIECTELOR DE TIP SMART-GRID

Dr.ing. Fănică Vatră Dr.ing. Ana Poida ISPE Bucureşti, Bdul Lacul Tei nr.1-3, tel.021.206.12.29, fax.021.210.34.81, e-mail:[email protected]

Summary: In the first half of 2012, ISPE developed for CN Transelectrica the research work titled "Study on Smart Grid - Theoretical model for renewable energy use in a pilot substation. Case study: 400/220/110/20 kV Sibiu South Substation". The aim was the conceiving of a study to lead to an experimental pilot project, using the Smart Grid concept and technologies, for electricity and heat supplying from renewable energy to consumers from an electrical substation of CN Transelectrica.

The paper presents the defining elements of the European Commission Concept for conducting a Cost-benefit Analysis of Smart Grid Projects.

1. INTRODUCERE

În prima parte a anului 2012, ISPE a realizat pentru CN Transelectrica o lucrare de cercetare cu titlul “ Studiu privind Smart Grid - Model teoretic pentru utilizarea energiei regenerabile intr-o staţie pilot. Studiu de caz: staţia 400/220/110/20 kV Sibiu Sud”[1]. Scopul acestei lucrări a fost elaborarea modelului teoretic şi a soluţiilor pentru realizarea unui Proiect Pilot Experimental, utilizând conceptul şi tehnoligiile Smart Grid, pentru alimentarea din surse locale de energii regenerabile a consumatorilor de energie electrică şi termică dintr-o staţie electrică din cadrul reţelelor electrice de transport ale SEN. Pentru analiza eficienţei economice a Proiectului Pilot Experimental propus în cadrul lucrării de cercetare a fost utilizată Metodologia de Analiza Cost-Beneficiu a Proiectelor de tip Smart Grid, elaborată în anul 2011 de Joint Research Centre (JRC) din cadrul Institute for Energy and Transport al Comisiei Europene şi publicată la începutul anului 2012 [2]. În continuare se prezintă elementele definitorii ale conceptului Comisiei Europene de Analiza Cost-Beneficiu a proiectelor de tip Smart Grid.

2. ELEMENTE CARE AU STAT LA BAZA

METODOLOGIEI UNIUNII EUROPENE DE ANALIZA COST-BENEFICIU A PROIECTELOR DE TIP SMART GRID

Date fiind potenţialul economic al „Reţelelor

Inteligente” (Smart Grids), precum şi cerinţele de investiţii substanţiale pentru reînnoirea Sistemelor Electroenergetice ale Uniunii Europene (UE) de la producere la transport şi distribuţie (conform estimărilor efectuate în anul 2008 de International Energy Agency - IEA sunt necesare investiţii de 15.000 miliarde euro pentru perioada 2007-2030 [2]), este necesară o abordare metodologică pentru estimarea costurilor şi beneficiilor proiectelor de tip Smart Grid. În acest sens, Joint Research Centre din

cadrul Institute for Energy and Transport al Comisiei Europene a elaborat în anul 2011 şi publicat la începutul anului 2012 un Ghid pentru Analiza Cost-Beneficiu a Proiectelor de tip Smart Grid [2].

Acest document are la bază o analiză cuprizătoare a proiectelor de Smart Grid realizate în ultimii ani sau în curs de implementare în Europa, precum şi a metodologiilor de Analiză Cost-Beneficiu publicate în literatura de specialitate pentru proiecte de tip Smart Grid.

Deşi au fost realizate multe studii având ca subiect beneficiile proiectelor de tip Smart Grid, a fost dificil să se găsească studii care să fi încercat să dezvolte o abordare/metodologie sistematică pentru definirea şi evaluarea costurilor şi beneficiilor proiectelor de tip Smart Grid şi care să testeze această abordare/metodologie pe studii de caz reale.

Studiul realizat de Joint Research Centre asupra proiectelor de Smart Grid din Europa, prezentat în [3], a ajuns la concluzia că există doar câteva proiecte în care s-a efectuat o formă de Analiză Cost-Beneficiu. În timp ce în cazul unor proiecte, din motive de confidenţialitate, nu au fost furnizate date, în cazul multor altor proiecte de Smart Grid pur şi simplu nu au avut astfel de date, deoarece o Analiză Cost-Beneficiu detaliată nu a făcut obiectul proiectelor respective, care, de multe ori, s-au axat, în principal, pe aplicaţii şi soluţii şi pe evaluarea tehnologiilor. Un alt motiv poate fi lipsa unei metodologii de Analiză Cost-Beneficiu dedicate proiectelor de tip Smart Grid. Literatura de specialitate este încă fragmentată pe această temă [2].

Unul din motivele a lipsei unui cadru de analiză formal este că proiectele de tip Smart Grid se bazează pe necesităţile lor de investiţie, beneficiile rezultate putând fi dovedite/probate cu dificultate.

Provocarea pentru elaborarea unei metodologii de

Analiză Cost-Beneficiu adecvate proiectelor de tip Smart Grid este legată de trei motive principale [4]:

- proiectele de Smart Grid sunt, în mod tipic, caracterizate prin costuri iniţiale mari şi fluxuri


în Energetică


97

2012

de beneficii incerte şi, adesea, realizabile pe termen lung. De fapt, multe beneficii ale Smart Grid sunt de natură sistemică, adică ele se realizează doar odată ce întregul sistem inteligent de energie electrică (smart electricity system) a devenit funcţional şi noii jucători de pe piaţă şi-au asumat cu succes rolul lor;

- componentele proiectelor de tip Smart Grid oferă diferite tipuri de funcţiuni, care conduc la realizarea de beneficii Smart Grid. O diversitate de tehnologii, programe software şi practici operaţionale pot contribui la realizarea unui singur beneficiu Smart Grid, în timp ce unele elemente pot oferi beneficii pentru mai mult de un obiectiv Smart Grid, în moduri care, de multe ori, interacţionează unul cu altul;

- rolul activ al consumatorilor este esenţial pentru obţinerea de beneficii în cazul multor soluţii de tip Smart Grid. Participarea şi răspunsul consumatorilor sunt încă incerte, mai ales la acest stadiu incipient de dezvoltare a Smart Grid şi, de multe ori (încă), informaţiile relevante privind comportamentul consumatorilor (de exemplu, curbele de sarcină) nu sunt accesibile companiilor de electricitate.

Unul dintre puţinele abordări sistematice este

Modelul de Investiţii Smart Grid (SGIM - Smart Grid Investment Model), finalizat în ianuarie 2011 de Consorţiul de Cercetare Smart Grid (SGRC - Smart Grid Research Consortium) [5], dar care este disponibil numai pentru membrii acestui consorţiu.

În cadrul Modelului SGIM, pentru evaluarea costurilor şi beneficiilor proiectelor de tip Smart Grid se parcurg numai patru paşi de bază, şi anume [2]:

- identificarea tehnologiilor şi programelor care pot fi utilizate în proiectul de Smart Grid;

- identificarea beneficiilor pe care le poate aduce fiecare tehnologie Smart Grid (inclusiv economiile de costuri, eficienţă operaţională şi reduceri ale consumului de energie, puterii la vârf de sarcină şi ale profilelor de sarcină orare, pe o perioadă de 20 de ani);

- identificarea tehnologiilor, programului de instalare şi a costurilor de management pe baza caracteristicilor companiei de electricitate şi consumatorilor;

- compararea costurilor şi beneficiilor pentru determinarea randamentului investiţiilor.

Un dezavantaj principal al acestei metode este că se realizează o analiză centrată prea mult pe companiile de electricitate, abordare care este prea limitată deoarece nu ia în considerare şi beneficiile pentru consumatori şi pentru societate în ansamblul său.

În urma analizelor efectuate de Joint Research

Centre s-a considerat că cea mai avansată metodologie de

Analiză Cost-Beneficiu a proiectelor de tip Smart Grid, publicată în literatura de specialitate, este, pe departe, cea elaborată în anul 2010 de Electrical Power Research Institute (EPRI), din SUA, pentru Departamentul pentru Energie al SUA. Prin finanţarea acestui studiu, Departamentul pentru Energie al SUA a avut intenţia să dezvolte o bază pentru estimarea beneficiilor proiectelor pilot individuale de tip Smart Grid.

Metodologia elaborată de EPRI [6] oferă un cadru pentru evaluarea beneficiilor economice, de mediu, de fiabilitate, de siguranţă şi de securitate din perspectiva tuturor grupurilor de părţi interesate (companii de electricitate, consumatori şi societate). Scopul său este identificarea beneficiilor uşor de înţeles, măsurabile direct şi cuantificabile. Acestă metodologie este prima de acest gen care dezvoltă un model sistematic de analiză cost-beneficiu şi de definire şi estimare a beneficiilor proiectelor de tip Smart Grid. Totuşi, această metodologie nu fusese testată pe un studiu de caz real [2].

Avându-se în vedere cele de mai sus, metodologia

de Analiză Cost-Beneficiu a proiectelor de tip Smart Grid elaborată de Joint Research Centre din cadrul Comisiei Europene are la bază metodologia EPRI care a fost adaptată contextului european, modificările şi completările aduse fiind bazate pe colaborarea existentă între Comisia Europeană şi Departamentul pentru Energie al SUA în cadrul Consiliului de Energie UE-SUA.

În final, cu sprijinul EURELECTRIC (European Association of the Electricity Industry), metodologia UE de Analiză Cost-Beneficiu a proiectelor de tip Smart Grid a fost testată pe un proiect de Smart Grid realizat în Portugalia, denumit InovGrid.

Detalii referitoarele la metodologia EPRI, modificările şi completările aduse metodologiei EPRI, precum şi rezultatele testării metodologiei UE în cazul proiectului InovGrid sunt prezentate în [2].

3. ABORDAREA GENERALĂ PENTRU

ANALIZA COST-BENEFICIU A PROIECTELOR DE TIP SMART GRID

Obiectivul mai general al Comisiei Europene a

fost de a se elabora o metodologie economică de Analiză Cost-Beneficiu a proiectelor de tip Smart Grid care să meargă dincolo de costurile efectiv suportate şi beneficiile obţinute de către actorul (actorii) care realizează un proiect de tip Smart Grid. Recomandările au fost de a se lua în considerare şi aspectele sociale, analizându-se şi impactul proiectului de tip Smart Grid asupra întregului lanţ de valori sociale şi asupra societăţii în general (în ansamblul său).

În acest sens, abordarea propusă pentru Analiza Cost-Beneficiu a proiectelor de tip Smart Grid cuprinde:

- o analiză economică, în care se face o evaluare monetară a costurilor şi beneficiilor rezultate pentru întreaga societate (nu numai pentru


în Energetică


98

2012

actorul/actorii care realizează proiectul de tip Smart Grid);

- o analiză calitativă a impactului, în care se face o evaluare ne-monetară a impacturilor necuantificabile monetar şi a externalităţilor, ca de exemplu: impacturile sociale, contribuţia la realizarea obiectivelor de politică).

3.1. Analiza economică - evaluarea monetară Analiza economică ia în considerare toate

costurile şi beneficiile la nivel de societate care pot fi exprimate în termeni monetari. Cu alte cuvinte, analiza trebuie să încerce să includă costurile şi beneficiile pe care proiectul de Smart Grid le generează în întregul sistem de energie electrică (de exemplu: integrarea în viitor a resurselor energetice distribuite, impactul asupra preţului energiei electrice şi al tarifelor etc.) şi în întreaga societate în ansamblul său (de exemplu: costurile de mediu). În ce măsură aceste beneficii şi costuri suplimentare ar putea fi, în cele din urmă, internalizate şi incluse în Analiza Cost-Beneficiu a proiectului Smart Grid depinde de modul în care se face justificarea calculului echivalentului lor monetar (de exemplu echivalentul în euro).

Abordarea propusă de Joint Research Centre din cadrul Comisiei Europene pentru Analiza Cost-Beneficiu cuprinde trei părţi principale (figura 1 [2]), şi anume:

- definirea condiţiilor de frontieră (de exemplu: previziunile de creştere a cererii, rata de actualizare, caracteristicile reţelei locale) şi a opţiunilor de implementare (de exemplu: momentul punerii în funcţiune, funcţionalităţile alese);

- identificarea costurilor şi a beneficiilor; - analiză de sensibilitate a rezultatelor Analizei

Cost-Beneficiu la variaţiile variabilelor/ parametrilor cheie.

În sensul celor de mai sus, Ghidul elaborat de JRC [2] are şi scopul de a oferi utilizatorilor:

- perspective de alegere a parametrilor cheie; - o abordare sistematică pentru a lega funcţiona-

lităţile proiectului cu beneficiile obţinute; - formule pentru cuantificarea beneficiilor; - o indicare a celor mai relevante categorii de costuri; - o ilustrare a unei analize de sensibilitate pentru

identificarea variabilelor critice care afectează rezultatele Analizei Cost-Beneficiu.

Scopul Analizei Economice este de a stabili gama valorilor parametrilor care dau posibilitatea unui rezultat pozitiv al Analizei Cost-Beneficiu şi de a defini acţiunile necesare pentru a păstra aceste variabile, în intervalele respective. Posibilii indicatori care reprezintă rezultatul Analizei Cost-Beneficiu includ:

- venitul net actualizat -VNA (NPV - net present value) - diferenţa dintre beneficiile economice actualizate obţinute de întreaga societate (nu numai pentru actorul/actorii care realizează proiectul de tip Smart Grid) şi costurile actualizate (de investiţie, exploatare, mentenanţă, înlocuire etc.);

- rata internă de rentabilitate - RIR (IRR - internal rate of return ) - rata de actualizare pentru care venitul net actualizat (NPV) are valoarea zero;

- rata/indicele de profitabilitate (B/C ratio) - raportul dintre suma beneficiilor economice anuale actualizate obţinute de întreaga societate (B) şi suma cheltuielilor anuale actualizate (C), pe perioada de studiu.

3.2. Analiza calitativă a impactului - evaluarea

nemonetară Analiza globală ar trebui să ia în considerare şi

externalităţile care nu sunt cuantificabile în termeni monetari. Acestea includ costurile şi beneficiile rezultate din impactul social mai larg, cum ar fi securitatea alimentării cu energie electrică, participarea consumatorilor şi îmbunătăţirea funcţionării pieţei.

În acest scop, este necesar să se identifice impactul proiectului şi externalităţile şi să le evalueze din punct de vedere fizic sau printr-o descriere calitativă, în scopul de a oferi factorilor de decizie întreaga gama de elemente pentru evaluarea nemonetară.

3.3. Combinarea evaluărilor monetare şi nemonetare După ce au fost evaluate rezultatele Analizei

economice şi ale Analizei calitative de impact, este necesar să se precizeze ponderile combinării diferitor impacturi evidenţiate în analiza calitativă de impact. Aceste ponderi ar trebui să reflecte importanţa relativă a diferitor criterii stabilite de cel care ia decizii, şi să precizeze factorii de ponderare adecvaţi pentru a se combina analiza cantitativă şi analiza calitativă (a se vedea figura 2 [2]).

Definirea condiţiilor de frontier ă şi a parametrilor cheie

Realizarea Analizei Cost-Beneficiu

Realizarea Analizei de Sensibilitate

Prezentarea rezultatelor Analizei Cost-Beneficiu şi indicarea intervalului de valori ale parametrilor

care conduc la rezultate pozitive

Fig.1 - Cadrul Analizei Cost-Beneficiu.


în Energetică


99

2012

În orice caz, raportul de evaluare trebuie să fie

argumentat convingător în ce priveşte ponderile utilizate, având ca suport date adecvate pentru a se combina diferitele elemente ale Analizei calitative şi de a se combina rezultatele Analizei calitative cu cele ale Analizei economice.

4. ASPECTE REFERITOARE LA DEFINIREA

CONDIŢIILOR DE FRONTIER Ă ŞI A PARAMETRILOR CHEIE

Evaluarea de ansamblu a proiectului de tip Smart

Grid trebuie să fie adaptată la condiţiile locale. Diferite zone geografice şi contexte pot determina efecte diferite la cuantificarea beneficiilor. Aceasta implică, în mod clar, să se expliciteze principalele variabile (parametrii cheie) şi ipotezele, adaptându-le la condiţiile specifice proiectului şi să se fundamenteze valabilitatea acestora. Se recomandă identificarea surselor de date utilizate pentru a face ipoteze şi pentru selectarea parametrilor, precizându-se nivelul de incertitudine (mare, moderat, scăzut).

În cazul proiectelor de tip Smart Grid trebuie cunoscuţi următorii parametrii critici, lista acestora nefiind exhaustivă [2]:

- variaţia consumului de energie electrică; - variaţia preţului energiei electrice; - transferul de sarcină de la vârf; - pierderile de energie electrică în reţelele electrice

de transport şi distribuţie; - numărul estimat de minute de întrerupere (de

nealimentare); - valoarea întreruperii sarcinii (costul daunelor la

consumatori la întreruperea alimentării); - rata de actualizare; - rata de inflaţie; - costul echipamentelor şi software-ului; - costurile de instalare; - durata de viaţă estimată; - costul reducerii emisiilor de CO2; - reducerea de costuri asociată cu maturizarea

tehnologiilor; - programul de implementare; - cotele părţi din investiţie amplasate în zone

urbane şi respectiv în zone rurale.

4.1. Rata de actualizare Rata de actualizare ia în considerare scăderea

valorii în timp a banilor (ideea că banii disponibili acum valorează mai mult decât aceeaşi sumă de bani disponibiă în viitor), precum şi riscul sau incertitudinea fluxurilor viitoare de numerar anticipate (care pot fi mai mici decât se aşteptă).

Rata de actualizare are, de obicei, un impact semnificativ asupra evaluării proiectului Smart Grid. Acest lucru se datorează faptului că (1) costurile sunt suportate în principal de la începutul scenariului, în timp ce (2) investiţiile de Smart Grid oferă, adesea, beneficii numai pe termen lung.

Mai mult decât atât, dacă se doreşte ca rata de actualizare să dea o reflectare corectă a riscurilor legate de proiect, atunci în cazul "investiţiilor inteligente” ar trebui să se aplice o rată de actualizare mai mare, deoarece au un nivel de risc mai mare decât investiţiile convenţionale. În acest caz, totuşi, actualizarea ar putea conduce la o serioasă subevaluare a beneficiilor Smart Grid care, în particular, sunt beneficii de sistem şi care, de multe ori, apar după perioade lungi de timp.

Se poate utiliza o rata de actualizare „de politică publică/socială” (adică cea mai mică rată la care "societatea" poate împrumuta bani pe termen lung, cu excepţia cazurilor de volatilitate pe termen scurt). Motivul pentru alegerea unei rate de actualizare „de politică publică/socială” este de a se recunoaşte valoarea socială a investiţiilor Smart Grid, impacul acestor investiţii nefiind numai asupra dezvoltatorilor proiectelor respective, ci afectează şi o gamă largă de părţi interesate, precum şi „societatea”, în general. Din această perspectivă, ar fi necesar ca rata de actualizare să reflecte riscul de stat, specificat de către organul de stat responsabil de a stabili dacă proiectul va fi finanţat din fonduri publice. În acest caz, dezvoltatorul proiectului (de exemplu, operatorul de sistem) este pur şi simplu organismul de punere în aplicare a contractului/proiectului, finanţat şi garantat de stat.

Costurile şi beneficiile actualizate la această rată de actualizare „de politică publică/socială” va furniza valoarea proiectului dată de societate, indiferent de costurile efective de finanţare ale proiectului. De exemplu, în majoritatea ţărilor în care costul mediu ponderat al capitalului utilităţilor (companiilor de electricitate) este mai mare decât rata de actualizare „de politică publică/socială”, costul acestei noi investiţii şi modificările în costurile operaţionale cu impact asupra tarifului reglementat pot fi incluse în Analiza Cost-Beneficiu ca un cost adiţional al proiectului.

La nivel european, au fost sugerate rate de actualizare „de politică publică/socială” de 3,5 %, 4 % şi 5,5 % [2, 7, 8]. Totuşi, pot fi propuse şi justificate şi alte valori, de exemplu, pe baza condiţiilor macroeconomice şi a constrângerilor de capital ale unui anumit stat membru. În alte cazuri, rata de rentabilitate

Fig. 2 - Cadrul evaluării proiectelor de tip Smart Grid, ce include o analiză

economică şi o analiză cantitativă.

Analiză Economică (Analiză Cost-Beneficiu la nivelul întregii Societăţi)

Analiză Cantitativă a Impactului

(Evaluare nemonetară)

Evaluarea globală a proiectelor de tip Smart Grid


în Energetică


100

2012

a investiţiilor companiilor de electricitate ar putea fi o alegere rezonabilă ca şi rată de actualizare.

În orice caz, trebuie să se furnizeze o explicaţie clară şi motivată pentru alegerea făcută în ceea ce priveşte rata de actualizare. Rata de actualizare trebuie să fie întotdeauna obiectul unei analize de sensibilitate.

4.2. Orizontul de timp pentru analiză Orizontul de timp pentru Analiza Cost-Beneficiu

variază în funcţie de natura investiţiei. Proiectele de infrastructură energetică sunt, în general, evaluate pe o perioadă de 20-30 de ani [2, 7].

În cazul investiţiilor, inclusiv a activelor, cu durate de viaţă diferite, orizontul de timp poate fi stabilit în funcţie de durata de viaţă a activului principal şi reînnoirea activelor cu o durată de viaţă mai scurtă ar trebui să fie inclusă ca un cost suplimentar în Analiza Cost-Beneficiu. În cazul activelor cu o viaţă foarte lungă poate fi adăugată o valoare reziduală la sfârşitul perioadei de evaluare (ca un cost de investiţie cu semnul minus), pentru a se reflecta valoarea lor de utilizare în continure [2, 7].

4.3. Programul de implementare Programul de implementare a proiectului poate

avea un impact mare asupra rezultatelor Analizei Cost-Beneficiu. Programe de implementare diferite pot avea impacturi diferite pentru diferite părţi interesate.

Un scenariu posibil este că beneficiile nete scad pe măsură ce scade rata de implementare a proiectului. Acesta poate fi cazul în care, pentru o anumită rată de actualizare aleasă, valorile costurilor iniţiale ale elementelor deja implementate sunt mult mai mari decât beneficiile care se obţin la un moment mai întârziat în timp decât cel avut în vedere iniţial.

Cu toate acestea, diferite variabile, cum ar fi "inflaţia estimată", "evoluţia preţurilor la energie", „scăderea costurilor datorată maturizării tehnologiei" sau "rata de actualizare" aplicată pot conduce la beneficii nete mai mari în cazul unei rate de implementare mai mari/rapide. Ca o regulă, atunci când beneficiile totale ale fiecărei instalaţii individuale depăsesc costurile sale, cu cât rata de implementare este mai mare (proiectul este finalizat mai devreme) cu atât este mai mare venitul net actualizat (VPN).

Un alt factor important referitor la implementare este dacă implementarea se realizează "concentrat" (de exemplu, întreaga reţea/oraş, apoi o altă reţea/oraş etc.) sau "difuz" (de exemplu, în fiecare reţea numai clienţii cu un consum mai mare).

4.4. Impactul cadrului de reglementare asupra ipotezelor/parametrilor

Se recomandă să se furnizeze informaţii cu privire

la cadrul de reglementare (de exemplu, existenţa unei

prime de risc pentru investiţii în proiecte de tip Smart Grid în raport cu investiţiile în proiecte tradiţionale etc.) şi să se specifice impactul reglementărilor asupra ipotezelor şi a calculului beneficiilor în Analiza Cost-Beneficiu. Este important să se evidenţieze rolul specific al actorilor de pe piaţa de energie electrică unde se implementează proiectul Smart Grid şi să se arate modul în care proiectul poate afecta distribuţia costurilor şi beneficiilor.

4.5. Factorii macroeconomici Trebuie să fie luaţi în considerare o serie de factori

macroeconomici, cum ar fi rata inflaţiei sau costurile cu CO2 (carbon costs), în scopul de a face estimări cât mai exacte posibil. În acele cazuri în care calculul costurilor cu carbonul este fezabil/posibil, se recomandă să se utilizeze ca valoare minimă preţurile de comercializare a cotelor de carbon din scenariul de referinţă al Comisiei Europene până în 2050. În figura 3 [9] se prezintă evoluţia costurilor cu CO2 în perioada 6 august 2010 - 1 ianuarie 2012, inclusiv prognoza Uniunii Europene din 3 ianuarie 2012 pentru anul 2020.

4.6. Tehnologiile implementate Parametrii de proiectare, arhitectura sistemului şi

tehnologiile (precum şi adoptarea standardelor şi protocoalelor publice) pot afecta foarte mult rezultatul Analizei Cost-Beneficiu. Variabilele critice includ posibilitatea de a se alege şi de a se proiecta activele proiectului (de exemplu, sisteme de automatizare, tehnologii de telecomunicaţii etc).

De asemenea, dacă este cazul, dezvoltatorii de proiecte sunt încurajaţi să identifice soluţii alternative care vor fi evaluate în raport cu scenariul de bază. Aceste opţiuni ar trebui să reflecte diferenţe în ceea ce priveşte domeniul de aplicare, caracteristici tehnice, dimensiuni etc.

În scopul de a se face estimări cât mai exacte posibil, trebuie să fie luate în considerare şi reducerea de costuri, în termeni reali, ca urmare a penetrării internaţionale şi maturizării tehnologiilor de Smart Grid. În final, în unele

Fig. 3 - Evoluţia costurilor cu CO2, inclusiv prognoza Uniunii Europene din

3 ianuarie 2012 pentru anul 2020.


în Energetică


101

2012

cazuri, poate fi necesar să se folosească previziuni privind penetrarea de noi mijloace şi aplicaţii, cum ar fi generarea distribuită şi reacţia cererii (demand response), deoarece acestea pot avea un impact asupra opţiunilor de implementare adoptate în prezent.

4.7. Transferul sarcinii de la vârf şi reducerea consumului

Procentul de sarcină transferată de la vârf (peak

load transfer) reprezintă cota din energia electrică utilizată care este mutată de la perioadele de vârf de sarcină din sistemul electroenergetic în afara orelor de vârf. Reducerea vârfului de sarcină în sistemul electroenergetic ar putea amâna, reduce sau chiar elimina necesitatea de a se instala capacităţi noi de generare la vârf de sarcină în sistemul electroenergetic care, de obicei, sunt costisitoare şi, posibil, poluante.

4.8. Cererea de energie electrică Cererea de energie electrică (Electricity demand)

depinde de dezvoltarea altor factori cum ar fi, creşterea populaţiei, a consumului casnic şi a consumului necasnic, a pierderilor de energie electrică şi creşterea cererii de energie electrică. Se recomandă să se utilizeze

previziunile privind cererea de energie electrică sau de creştere a cererii de energie electrică.

Ar trebui să fie luată în considerare şi evoluţia preţului energiei electrice. Deoarece economiile de energie electrică sunt, de obicei, unul dintre beneficiile cele mai semnificative care rezultă din implementarea proiectelor de tip Smart Grid, o creştere a preţului energiei electrice ar putea conduce la un beneficiu monetar potenţial mai mare ca urmare a economiilor de energie electrică.

Atât cererea de energie electrică cât şi preţurile energiei electrice au, în mod evident, un impact mare asupra rezultatelor Analizei Cost-Beneficiu şi, prin urmare, trebuie să facă obiectul unei analize de sensibilitate.

4. ASPECTE REFERITOARE LA ANALIZA COST-BENEFICIU

Analiza Cost-Beneficiu se realizează prin parcurgerea

a şapte paşi care sunt evidenţiaţi în figura 4 [2]). În metoda elaborată de Joint Research Centre din cadrul Comisiei Europene se propune reprezentarea activelor proiectului de Smart Grid prin funcţionalităţile acestora, a funcţionalităţilor activelor prin beneficii şi a beneficiilor prin valori monetare (a se vedea figura 5 [2]).

Fig.4 - Paşii Analizei Cost-Beneficiu.

Compararea costurilor şi beneficiilor

Estimarea beneficiilor

Pasul 1: Revederea şi descrierea tehnologiilor, elementelor şi obiectivelor proiectului

Pasul 2: Caracterizarea activelor prin funcţionalităţi (Map assets onto functionalities)

Caracterizarea Proiectului

Pasul 3: Caracterizarea funcţionalităţilor prin beneficii (Map functionalities onto benefits)

Pasul 4: Stabilirea situaţiilor de referinţă (Establish the baseline)

Pasul 5: Estimarea beneficiilor monetare şi identificarea beneficiarilor

Pasul 6: Identificarea şi cuantificarea costurilor

Pasul 7: Compararea costurilor şi beneficiilor

Active Funcţionalităţi Beneficii Valoare monetară

Fig. 5 - Reprezentările aplicate în Analiza Cost-Beneficiu.


în Energetică


102

2012

Relevanţa acestor reprezentări se bazează pe doi factori, şi anume [2]:

- permit evidenţierea surselor de beneficii şi a unui set complet de beneficii, mult mai verosimile;

- fac posibilă evaluarea impactului proiectului, şi anume măsurarea progresului spre atingerea caracteristicilor Smart Grid prin intermediul Indicatorilor de Performanţă Cheie (KPIs - Key Performance Indicators) specifici, propuşi în anul 2010 de Grupul Operativ pentru Smart Grids (Task Force Smart Grids) din cadrul Comisiei Europene [10] şi care trebuie utilizaţi în analiza calitativă a impactului proiectelor de tip Smart Grid (a se vedea cap.7).

Stabilirea legăturilor dintre activele proiectului şi beneficii prin intermediul funcţionalităţilor activelor nu este simplă şi necesită un efort de gândire. Cu toate acestea, după testarea acestui model pe studii de caz reale, s-a considerat că este util de a se efectua aceşti paşi şi că identificarea funcţionalităţilor ajută coordonatorii de proiect de a pune proiectul în contextul Smart Grid.

În ceea ce priveşte domeniul de aplicare a analizei, trebuie să ia în considerare întregul lanţ de valori şi societatea în ansamblul său. Acest lucru necesită:

- identificarea tuturor actorilor afectaţi direct şi indirect de proiectul Smart Grid. Aceasta presupune examinarea tuturor actorilor direct implicaţi în proiect (de exemplu, operatorii de distribuţie şi consumatorii), precum şi a celorlaţi actori din sistemul de energie electrică care sunt afectaţi indirect de proiect (de exemplu, comercianţii cu amănuntul, producătorii, agregatorii etc.) şi societatea în ansamblul său;

- cuantificarea (în măsura în care este posibil) costurilor şi beneficiile tuturor actorilor ca urmare a implementării proiectului. Acest lucru necesită cuantificarea inclusiv a tuturor externalităţilor (adică costurile şi beneficiile cuantificabile, care rezultă de la proiect în societate). Aşa cum s-a menţionat mai înainte, externalităţile necuantificabile (de exemplu, impactul social etc.) vor fi tratate în cadrul Analizei calitative;

- însumarea tuturor costurilor şi beneficiilor rezultate de la diferiţii actori (inclusiv de la societate).

5.1. Pasul 1: Revederea şi descrierea tehnologiilor,

elementelor şi obiectivelor proiectului Primul pas este de a se furniza o prezentare sumară

a proiectului şi o descriere a elementelor şi obiectivelor acestuia. Proiectul trebuie să fie clar definit, într-o manieră suficientă pentru analizele care urmează. Acest lucru poate implica furnizarea următoarelor informaţii:

- amploarea şi dimensiunea proiectului (de exemplu: numărul de consumatori, consumul de energie pe an etc.);

- caracteristicile tehnice (de exemplu: tehnologiile adoptate şi funcţionalităţile principalelor componente);

- caracteristicile locale ale reţelei electrice; - părţile interesate relevante (cei ale căror costuri şi

beneficii sunt afectate de realizarea proiectului); - o expunere clară a obiectivului proiectului şi a

impactului socio-economic preconizat; - contextului de reglementare şi impactul acestuia

asupra proiectului. 5.2. Pasul 2: Caracterizarea activelor prin

funcţionalităţi Determinarea funcţionalităţilor Smart Grid ale

activelor componente ale proiectului este un pas important într-o Analiză Cost-Beneficiu pentru proiectele de tip Smart Grid. Activele Smart Grid oferă diferite tipuri de functionalităţii care permit evidenţierea beneficiilor Smart Grid. În cazul în care activele proiectului şi/sau funcţionalităţile acestora nu sunt prezentate clar, va exista o mare probabilitate ca Analiza Cost-Beneficiu să fie incompletă.

Pentru a realiza acest pas, să recomandă să se ia în considerare funcţionalităţile Smart Grid enumerate în documentul [10], elaborat în anul 2010 de Grupul de Experţi EG 1 din cadrul Grupului Operativ pentru Smart Grids al Comisiei Europene (European Commission Task Force Smart Grids).

5.3. Pasul 3: Caracterizarea funcţionalităţilor

prin beneficii Scopul acestui pas este de a lega funcţionalităţile

identificate în pasul 2 cu beneficiile (potenţiale) pe care le furnizează funcţionalităţile. În acest scop se recomandă folosirea celor 22 de beneficii Smart Grid invocate de metodologia EPRI. Aceste beneficii sunt împărţite în zece sub-categorii, care sunt grupate în patru categorii principale: beneficii economice, beneficii de fiabilitate, beneficii de mediu şi beneficii de securitate (a se vedea anexele I şi VI din [2]).

Coordonatorul de proiect ar trebui să ia în considerare fiecare funcţionalitate în mod individual şi să analizeze cum ar putea contribui la oricare dintre beneficiile enumerate mai sus. Această analiză ar trebui să continue până când toate funcţionalităţile aplicabile au fost luate în considerare.

5.4. Pasul 4: Stabilirea situaţiilor de referin ţă Obiectivul de stabilire a situaţiilor/parametrilor de

referinţă este de a se defini în „mod oficial” situaţiile/ parametrii relevanţi pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu care reflectă starea sistemului/reţelei electrice în cazul în care nu este implementat proiectul. Aceasta este situaţia de referinţă faţă de care sunt comparate toate celelalte scenarii de analiză. Analiza Cost-


în Energetică


103

2012

Beneficiu pentru orice acţiune/investiţie se bazează pe diferenţa dintre costurile şi beneficiile asociate situaţiei de referinţă şi acelea asociate cu punerea în aplicare a proiectului (implementarea proiectului).

EPRI descrie două tipuri de stări ale sistemului necesare pentru a se evalua diferenţa dintre costurile şi beneficiile în situaţiile cu şi fără implementarea proiectului [2]:

- Scenariul A: Condiţiile de bază/referinţă care reflectă situaţia/starea sistemului/reţelei fără implementarea proiectului de Smart Grid;

- Scenariul B: Condiţiile realizate şi măsurate ale sistemului/reţelei cu proiectul Smart Grid implementat.

În scopul de a se cuantifica beneficiile este necesar să se definească scenariile A şi B şi să se calculeze diferenţa dintre beneficiile aferente scenariilor A şi B.

5.5. Pasul 5: Estimarea beneficiilor monetare şi identificarea beneficiarilor

După ce au fost definite scenariul de referinţă şi scenariul de proiect, trebuie să se identifice şi să se colecteaze datele necesare pentru cuantificarea şi monetizarea beneficiilor. În Anexa I din [2] se prezintă lista de beneficii propuse de EPRI în [6].

În conformitate cu recomandările ERGEG (European Regulators Group for Electricity and Gas) [11], atunci când se realizează o Analiză Cost-Beneficiu pentru proiecte de tip Smart Grid este important să se ia în considerare lanţul extins de valori şi să se evalueze beneficiile pe care le-ar obţine diferiţii beneficiari, cum ar fi consumatori, operatori de distribuţie, comercianţi cu

amănuntul (furnizori), agregatori şi societatea în general. Aceeaşi recomandare o face şi EPRI [2, 6]. Astfel, se recomandă ca la efectuarea Analizei Cost-Beneficiu să nu se limiteze calculul costurilor şi beneficiilor numai la cele suportate de către jucătorul responsabil pentru punerea în aplicare a proiectului de Smart Grid.

Atunci când se desfăşoară pasul 5, este util să se caracterizeze nivelul relativ de precizie a beneficiilor cuantificate/evaluate monetar. Anumite categorii de beneficii Smart Grid, cum sunt cele bazate pe factori de mediu sau factori sociali, nu pot fi estimate cu acelaşi nivel de încredere ca şi celelalte beneficii.

5.6. Pasul 6: Identificarea şi cuantificarea costurilor

Costurile unui proiect sunt acele costuri care asigură implementarea proiectului. În general, este mult mai simplu să se cuantifice costurile proiectului decât beneficiile rezultate.

5.7. Pasul 7: Compararea costurilor şi beneficiilor

Odată ce costurile şi beneficiile au fost estimate, există mai multe moduri de a le compara, în scopul de a se evalua raportul dintre costul şi eficienţa proiectului. Cele mai comune metode, aşa cum sugerează metodologia EPRI, sunt rezumate în cele ce urmează.

Comparaţie anuală: Această metodă constă în calcularea şi compararea

anuală a costurilor şi beneficiilor pentru perioada de studiu (a se vedea figura 6 şi figura 7 [2]). Această abordare este utilă pentru identificarea anilor în care costurile depăşesc beneficiile sau invers.

Beneficii

Costuri

2012 2013 2014 2015 2016 2017

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

costuri de investiţie costuri de exploatare beneficii

Fig. 6 - Exemplu de comparare anuală a costurilor şi beneficiilor.

Fig. 7 - Exemplu de Beneficiu Net Anual. (construit pe baza valorilor din figura 6)

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Beneficiul net anual = (beneficii - costuri) < 0 Beneficiul net anual = (beneficii - costuri) > 0

Ben

efic

iu n

et a

nual


în Energetică


104

2012

Comparaţie cumulativă: Această metodă prezintă costurile şi beneficiile

cumulate în timp, adică costul/beneficiul fiecărui an este suma dintre costurile/beneficiile din anii precedenţi şi

costul/beneficiul din anul respectiv (a se vedea figura 8 [2]). Această abordare este utilă în identificarea momentului în care beneficiile cumulate depăşesc costurile cumulate ("break-even" point).

Venitul net actualizat - VNA: Această metodă constă în estimarea, pentru

proiectul Smart Grid, a sumei valorilor actualizate ale beneficiilor nete anuale pentru întreaga perioadă de studiu. Pentru fiecare an din cadrul perioadei de studiu, se calculează beneficiul net (diferenţa între beneficiile şi costurile din anul respectiv), iar valorile anuale obţinute sunt actualizate în raport cu anul de referinţă prin aplicarea ratei de actualizare şi apoi însumate, conform relaţiei cunoscute:

( )

( )∑∑== +

+−=

+=

n

tt

tttn

tt

t

i

CIV

i

RVNA

11 1)1( (1)

unde: n este numărul total de ani în perioada de studiu; t - anul pentru care se face calculul; i - rata de actualizare;

Vt - beneficiul anual obţinut în urma realizării investiţiei;

It - costul anual de investiţie; Ct - costul anual de exploarare; Rt - beneficiul net anual. În figura 9 se prezintă o diagramă cash-flow care

exprimă evoluţia anuală, pe durata perioadei de studiu, a venitului net actualizat ca urmare a implementării unui proiect Smart Grid. Se observă că, pentru proiectul în cauză, investiţia se recuperează în circa 10 ani (durata de recuperare a investiţiei care reprezintă durata pentru care VNA are valoarea zero).

O rata de actualizare mai mare depreciază mai pronunţat valorile actualizate ale fluxurilor viitoare de numerar şi are ca rezultat, pentru o aceeaşi perioadă de studiu, un venit net actualizat mai redus. Cu cât rata de actualizare este mai redusă, cu atât venitul net actualizat rezultat are o valoare mai mare şi deci investiţia se recuperează mai repede.

Indicele/rata de profitabilitate (Benefit-cost ratio): Valoarea unui proiect poate fi reprezentată şi de

indicele/rata de profitabilitate care reprezintă raportul dintre beneficiile şi costurile calculate pentru întreaga perioadă de studiu (fie ca valori actualizate sau ca valori

efective). Această metodă este o modalitate simplă de a reprezenta dimensiunea beneficiilor în raport cu cea a cheltuielilor. Dacă raportul este mai mare decât unul proiectul este eficient din punct de vedere economic.

Fig. 8 - Exemplu de comparare cumulativă a costurilor şi beneficiilor.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

costuri de investiţie costuri de exploatare beneficii

Beneficii

Costuri

Fig. 9 - Exemplu de Diagramă cash-flow. (construită pe baza valorilor din figura 8)

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

VNA (NPV) > 0

VN

A

VNA (NPV) < 0


în Energetică


105

2012

6. ASPECTE REFERITOARE LA ANALIZA DE SENSIBILITATE

Conform [2], Analiza de Sensibilitate este o componentă necesară a unei Analize Cost-Beneficiu, această necesitate având două motivaţii.

În primul rând, diferiţi factori economici, demografici, geografici, comerciali şi factori specifici industriei energiei electrice joacă un rol imens în determinarea importanţei beneficiilor pentru diferitele state membre sau regiuni. Caracteristicile moştenite ale reţelelor electrice ale unei ţări sau regiuni şi „driverele” primare pentru implementarea unui proiect de Smart Grid pot varia semnificativ de la o ţară la alta şi vor determina importanţa relativă a unui proiect faţă de altul, în funcţie de beneficiile potenţiale oferite. De exemplu, tendinţele de consum diferite şi/sau capacităţile instalate în centralele şi reţelele electrice în diferitele ţări pot influenţa puternic variabila investiţii amânate pentru realizarea de noi capacităţi. De asemenea, beneficiul de reducere a pierderilor tehnice se poate ridica la o valoare mai mică în ţările în care consumul este mai concentrat sau mai aproape de punctele de generare. Alte valori susceptibile de a varia în mod semnificativ în funcţie de ţară sunt costul energiei electrice economisite, costul reducerii întreruperilor şi reducerea furtului de energie electrică.

În al doilea rând, o Analiză Cost-Beneficiu se bazează pe prognoze şi estimări ale variabilelor cuantificabile, cum sunt evoluţia cererii (de exemplu: rata de creştere a cererii de energie electrică), costurile (de exemplu: costurile de investiţie şi cele de exploatare) şi beneficiile (sau reduceri de costuri). Valorile acestor indicatori sunt previziuni care sunt considerate a fi cel mai probabile. Totuşi, aceste previziuni acoperă adesea o perioadă lungă de timp şi pot, astfel, diferi semnificativ faţă de valorile care se vor realiza efectiv. Evoluţiile viitoare depind de un număr mare de factori şi este esenţial să se ia în considerare modificările probabile ale variabilelor de bază şi de rentabilitate ale unui proiect prin efectuarea unei analize de sensibilitate.

O Analiză de sensibilitate indică în ce măsură profitabilitatea unui proiect este afectată de variaţiile parametrilor cheie cuantificabili. Această analiză este efectuată cel mai frecvent prin calcularea modificărilor produse asupra ratei interne de rentabilitate (RIR) sau a venitului net actualizat (VNA).

Scopul Analizei de sensibilitate este de a găsi gama de valori ale variabilelor critice care să conducă la un rezultat pozitiv al Analizei Cost-Beneficiu. Acest lucru necesită determinarea aşa numitelor „valorilor de comutare” (switching values), adică a valorilor variabilelor critice pentru care VNA devine zero, sau, mai general, VNA scade sub un nivel minim acceptabil.

De exemplu, în cazul în care una dintre variabilele critice ale proiectului de Smart Grid este "reducerea consumului de energie electrică" şi „valoarea de

comutare” este de 0,5 %, atunci promotorul proiectului poate evalua condiţiile ca o astfel de reducere a consumului să existe şi, în caz pozitiv, poate să ia în considerare consolidarea acţiunilor de prevenire ca această reducere a consumului să se realizeze efectiv (de exemplu: campanii mai ample de informare, instrumente de vizualizare la domiciliu etc).

În cele ce urmează se prezintă unele dintre variabilele critice care afectează rezultatele unei Analize Cost-Beneficiu pentru un proiect Smart Grid. Pentru aceste variabile (cel puţin) trebuie să se facă o analiză de sensibilitate.

6.1. Rata de creştere estimată pentru consumul de energie electrică şi potenţialul eficienţei energetice

Rata de creştere estimată a consumului de energie electrică afectează în mod semnificativ calculul beneficiilor. Spre exemplificare, în figura 10 [2] se prezintă rezultatul unei Analize de sensibilitate a VNA în funcţie de rata estimată de creştere a consumului de energie electrică. VNA este cu atât mai mare cu cât rata estimată de creştere a consumului de energie electrică este mai mare.

Pentru cuantificarea monetară a "reducerii consumului de energie electrică" se poate lua în calcul preţul de vânzare a energiei electrice la consumatori.

Beneficii influenţate: - reducerea pierderilor tehnice de energie

electrică în reţelele electrice de transport şi distribuţie ca urmare a reducerii consumului de energie electrică şi a cantităţii de energie electrică transferată de la vârful de sarcină din sistemul electroenergetic;

- reducerea consumului de energie electrică. 6.2. Transfer de sarcină de la vârf

Procentul de sarcină transferată de la vârf (peak load transfer) reprezintă cota din energia electrică utilizată care este mutată de la perioadele de vârf de sarcină din sistemul electroenergetic în afara orelor de vârf. Reducerea vârfului de sarcină în sistemul

Fig. 10 - Exemplu privind impactul ratei de creştere a consumului de energie electrică asupra VNA.

VN

A (

Situ

aţia

de

re

ferinţă

= 1

00 %

)

90

110 120 130 140 150 160 170 180 190 200

0 0,5 1 2 3 4

Rata de creştere a consumului de energie electrică

100


în Energetică


106

2012

electroenergetic ar putea amâna, reduce sau chiar elimina necesitatea de a instala capacităţi noi de generare la vârf de sarcină în sistemul electroenergetic care, de obicei, sunt costisitoare şi, posibil, poluante.

În funcţie de stimulentele prevăzute în reglementările naţionale, proiectele de tip Smart Grid pot conduce la un transfer de sarcină de la vârf de până la 30 % [2, 12]. Alte experienţe recente arată o medie de aproximativ 11 % în sectorul rezidenţial [2, 13].

Beneficii influenţate: - reducerea costului energiei electrice prin

transfer de sarcină de la vârf; - amânarea unor investiţii în producerea,

transportul şi distribuţia energiei electrice.

6.3. Procentul pierderilor de energie electrică în reţelele de transport şi distribu ţie

În figura 11 [2] se prezintă pierderile medii de energie electrică în perioada 2006-2008 în reţelele electrice de transport şi distribuţie din unele state membre ale UE (% din producţie). După cum se observă, pierderile variază semnificativ între statele membre ale UE.

Această variabilă poate modifica considerabil

VNA. În exemplul prezentat în [2] pentru proiectul InovGrid din Portugalia, în care s-a considerat o valoare a pierderilor de 9,4 % (circa 8,1 % în reţeaua de distribuţie şi circa 1,3 % în reţeaua de transport), o creştere de 1 % a pierderilor în reţeaua de distribuţie ar putea duce la o creştere a VNA de 0,4 %.

Beneficii influenţate: - reducerea pierderilor de energie electrică.

6.4. Numărul estimat de minute de întrerupere

În figura 12 [2] se prezintă date privind numărul estimat de minute de întrerupere a alimentării pentru unele ţări din UE, publicate de către Consiliul Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energetic (CEER - Council of European Energy Regulators) [14]. Beneficiile legate de aceste cifre pot varia foarte mult în funcţie de nivelul de fiabilitate al sursei de alimentare

În exemplul prezentat în [2] pentru proiectul

InovGrid din Portugalia, în care s-a considerat o valoare a timpului mediu de întrerupere a alimentării de 120 min (include atât întreruperile planificate cât şi întreruperile neplanificate), o variaţie de 5 % a timpului mediu de întrerupere ar putea duce la o variaţie a VNA de 0,2 %.

Beneficii influenţate: - reducerea timpului de întrerupere a alimentării

cu energie electrică.

6.5. Valoarea/Costul întreruperii sarcinii

Valoarea/Costul întreruperii sarcinii (VOLL - Value of Lost Load) reprezintă costul daunelor provocate la consumatori ca urmare a întreruperii alimentării cu energie electrică a acestora. Aceste costuri depind de natura proceselor, tehnologiilor şi/sau a activităţilor de afaceri desfăşurate la consumatori şi pot varia în limite foarte largi. În cadrul proiectului InovGrid din Portugalia a fost utilizată o valoare medie de 1,5 €/kWh nefurnizat, pentru daunele provocate la consumatori ca urmare a întreruperii alimentării cu energie electrică a acestora. În figura 13 [2] se prezintă rezultatul Analizei de sensibilitate pentru o variaţie a costului daunelor provocate la consumatori de la 1,5 €/kWhnefurnizat până la 13 €/kWhnefurnizat.

Beneficii influenţate: - reducerea timpului de întrerupere a alimentării

cu energie electrică.

Fig. 11 - Pierderi medii de energie electrică în perioada 2006-2008 în reţelele electrice de transport şi distribuţie

din unele state membre ale UE (% din producţie).

Fig. 12 - Timpul mediu de întrerupere în anul 2007 datorită întreruperilor neplanificate (sunt excluse

evenimentele excepţionale).

80

100

40

120

60

20 0

Tim

pul

me

diu

[min

]

Austrria Italia Franţa Portugalia Spania

Fig. 13 - Exemplu de Analiză de sensibilitate referitoare la costurile/daunele datorate întreruperii alimentării consumatorilor.

VN

A

(Situ

aţia

de

re

ferinţă

= 1

00 %

)

120

140

150

15 10 5 0

Costul daunelor pentru energia nelivrată [€/kWh]

130

110

100

90


în Energetică


107

2012

6.6. Rata de actualizare (Discount rate)

În figura 14 [2] se prezintă rezultatul unei Analize de sensibilitate, efectuată pentru un exemplu ipotetic, pentru o variaţie a ratei de actualizare de la 0 % până la 20 %. După cum se observă, în exemplul a cărui rezultate sunt prezentate în figura 14 s-a considerat ca situaţie de referinţă o rată de actualizare de 3 %, iar pentru

o rată de actalizare de circa 18 % VNA devine zero. Aceasta arată că odată cu creşterea valorii ratei de actualizare, VNA se reduce accentuat, iar dacă se ia o rată de actalizare prea mare VNA este subevaluat.

6.7. Programul de implementare

Programul/graficul de implementare/execuţie este un factor critic al Analizei de sensibilitate pentru evaluarea globală a fezabilităţii proiectului. Impactul programului de implementare asupra VNA poate varia în mod semnificativ. În figura 15 [2] se prezintă un exemplu a unei Analize de sensibilitate, efectuată pentru diferite durate de implementare a proiectului de Smart Grid.

În exemplul din figura 15, programul de implementare cu panta mai abruptă (de exemplu, implementare rapidă) are ca efect cel mai mic VNA. Totuşi, în alte ipoteze şi scenarii, impactul programului de implementare asupra VNA poate fi şi invers. Detalii şi recomandări referitoare la optimizarea programului de implementare a proiectelor Smart Grid sunt prezentate în [2].

7. ANALIZA CALITATIV Ă A IMPACTULUI

(EVALUARE NEMONETAR Ă)

Există anumite beneficii, cum ar fi participarea consumatorilor sau transparenţa facturilor, care sunt dificil de cuantificat monetar şi de inclus în Analiza Cost-Beneficiu. De asemenea, ar trebui să fie luate în considerare şi alte aspecte ale impactului social cum ar fi crearea de noi locuri de muncă, consolidarea cunoştinţelor şi a competivităţii, îmbunătăţirea condiţiilor de siguranţă şi de acceptare socială.

Mai mult decât atât, în Analiza Cost-Beneficiu nu sunt incluse beneficiile potenţialelor aplicaţii şi funcţionalităţi viitoare care se pot implementa ulterior ca urmare implementării proiectului de Smart Grid şi care aduc beneficiile indirecte, activate de către proiectul de Smart Grid. De asemenea, prin implementarea proiectului de Smart Grid se pot

dezvolta noi categorii de afaceri şi de prestări de servicii care pot avea un impact pozitiv asupra societăţii în ansamblul său, dar sunt dificil de cuantificat din punct de vedere monetar.

Toate aceste externalităţi reprezintă rezultate importante, care sunt activate de către proiectul de Smart Grid şi care au efecte asupra publicului sau a societăţii în ansamblul său. Activitatea de cuantificare a acestor efecte este complexă şi dificil de efectuat, dar ar trebui să fie luate în considerare la evaluarea proiectului, cel puţin din punct de vedere calitativ, completându-se astfel rezultatele cantitative ale Analizei Cost-Beneficiu.

Pentru a se efectua evaluarea calitativă (nemonetară) de beneficii suplimentare aduse de proiectul Smart Grid (de evaluare a performanţelor proiectului), este important să se ia în considerare [2]:

V

NA

(S

ituaţ

ia d

e r

efe

rinţă

= 1

00 %

)

Rata de actualizare [%]

Fig. 14 - Exemplu de Analiză de sensibilitate referitoare la rata de actualizare.

Fig. 15 - Exemplu de Analiză de sensibilitate referitoare la programul de implementare.

Implementare rapidă

Implementare înainte de 2022

Implementare până în 2022

Pro

cen

t de

im

ple

me

nta

re a

pro

iect

ului

VN

A

(Situ

aţia

de

re

ferinţă

= 1

00 %

)

Implementare rapidă

Implementare până în 2022

Implementare înainte de 2022


în Energetică


108

2012

- contribuţia proiectului la diferitele obiective de politică energetică; în acest sens trebuie analizate funcţionalităţile proiectului prin utilizarea Indicatorilor de Performanţă Cheie (KPIs - Key Performance Indicators) specifici, propuşi în anul 2010 de Grupul Operativ pentru Smart Grids (Task Force Smart Grids) din cadrul Comisiei Europene [10];

- identificarea şi evaluarea impacturilor nemonetare asupra societăţii (de exemplu, impactul asupra mediului, impactul social, crearea de locuri de muncă, includerea consumatorilor); aceste externalităţi trebuie să fie exprimate, cât mai mult posibil, în unităţi fizice, în scopul de a oferi o bază cât mai obiectivă pentru evaluarea proiectului. În

cazul în care acest lucru nu este posibil, ar trebui să fie prezentată o descriere detaliată a efectelor preconizate.

Prin urmare, rezultatul analizei de ansamblu a

impactului calitativ ar trebui să includă: - ponderi de merit pentru diferitele obiective ale

proiectului stabilite pe baza Indicatorilor de Performanţă Cheie (KPI);

- o evaluare calitativă a externalităţilor prevăzute/ preconizate.

Rezultatul final ar trebui să fie un vector ca cel

prezentat în figura 16 [2].

După ce a fost construit vectorul rezultatelor

Analizei calitative a impactului trebuie elaborată o metodă de agregare a informaţiilor şi efectuată o evaluare a acestora de către specialişti/experţi pentru a se evalua impactul global al proiectului.

Rezultatele Analizei calitative trebuie să fie apoi combinate cu rezultatele Analizei economice, prin ponderări adecvate pentru a se face o evaluare cuprinzătoare a proiectului Smart Grid.

Se recomandă ca Analiza calitativă a impactului proiectului să fie tratată cu foarte mare precauţie, mai ales atunci când aceasta nu se bazează pe indicatori cantitativi ci pe evaluări descriptive vagi şi subiective.

7.1. Evaluarea performanţelor proiectului şi a

„meritului” indicatorilor de performan ţă

În cadrul discuţiilor pentru elaborarea Listei de beneficii care decurg din implementarea proiectelor de tip Smart Grid, ERGEG (European Regulators Group for Electricity and Gas) [11] şi Grupul de Experţi EG 3 din cadrul CE Task Force (EU Commission Task Force for Smart Grids) [14], au propus un set cuprinzător de beneficii şi de Indicatoril de Performanţă Cheie (KPIs - Key Performance Indicators) specifici corespondenţi, beneficii care, în multe cazuri, nu pot fi uşor evaluate în bani, dar care oferă totuşi o indicaţie calitativă utilă a impactului proiectelor de tip Smart Grid (de exemplu o conştientizare sporită a consumatorilor, participarea la piaţă a unor jucători noi, crearea unui mecanism de piaţă pentru serviciile energetice noi cum ar fi eficienţa

energetică sau de consultanţă energetică pentru clienţi). Aceşti indicatori ajută la măsurarea impactului proiectelor de Smart Grid şi a obiectivelor de politică din spatele acestora.

Pornind de la acest set de beneficii şi indicatori, Grupurile de Experţi EG 1 şi EG 3 din cadrul CE Task Force [10, 14], au introdus o abordare de evaluare pentru a lega Indicatoril de Performanţă Cheie (KPI) şi funcţionalităţile proiectelor de tip Smart Grid şi pentru a pune în evidenţă „meritul” indicatorilor de performanţă. Această analiză este conceptual similară cu cea din metodologia originală EPRI [2, 5].

7.2. Externalităţile şi impactul social

În afară de determinarea „meritului” unui proiect de Smart Grid, Analiza calitativă trebuie să identifice şi să evalueze toate costurile şi beneficiile care rezultă pentru societate (externalităţile) ca urmare a implementării proiectului Smart Grid şi care nu pot fi evaluate monetar şi incluse în Analiza economică. Externalităţile trebuie să fie enumerate şi exprimate în termeni fizici (de exemplu, decibeli pentru cuantificarea beneficiilor de reducere a zgomotului). Pentru ca evaluarea să fie cât mai posibil obiectivă şi riguroasă, se recomandă definirea a câte unui indicator pentru fiecare externalitate. Alegerea şi calculul fiecărui indicator în parte trebuie să fie ilustrată şi motivată transparent. În cazul în care nu este posibil să se calculeze un indicator, trebuie să se prezinte o descriere detaliată a efectelor estimate ale proiectului pentru a se furniza factorilor de decizie întreaga gama de elemente

Ponderi de merit KPI ale proiectului pentru diferite obiective

Evaluare calitativă a externalităţilor (prin indicatori sau prezentare detaliată)

Obiectivul 1

Obiectivul 2

... Obiectivul

n Externalitatea

1 Externalitatea

2 ...

Externalitatea n

Fig. 16 - Vectorul rezultatelor Analizei calitative a impactului proiectului Smart Grid,

cu referire la obiectivele de politică energetică şi la externalităţi.


în Energetică


109

2012

de evaluare. O altă opţiune este de a se folosi o metoda de "transfer de beneficii", şi anume de a se utiliza valori estimate anterior, pentru proiecte cu condiţii similare, pentru care s-au estimat aceleaşi categorii de beneficii ca şi în cadrul proiectului analizat [2, 7].

Impactul social reprezintă o parte semnificativă a externalităţilor posibile ale unui proiect de Smart Grid. Este de aşteptat ca societatea, în ansamblul său, să poată beneficia de proiectul de Smart Grid prin îmbunătăţirea rezultată în domenii precum securitatea naţională, condiţiile de mediu, sănătatea publică sau creşterea economică [2, 15]. Creşterea securităţii naţionale poate fi realizată, de exemplu, prin reducerea dependenţei unei ţări de importul de petrol. În mod similar, reţelele inteligente pot contribui la îmbunătăţirea sănătăţii publice prin capacitatea acestora de a sprijini o utilizare intensificată a vehiculelor electrice, reducându-se astfel emisiile de gaze ale vehiculelor pe bază de petrol sau gaze naturale. Deşi dificil de evaluat în termeni monetari, impactul social al implementării proiectelor de tip Smart Grid este semnificativ. Evaluarea acestor beneficii este complexă şi dificil de realizat, dar înţelegerea importanţei acestora este esenţială pentru a pune în evidenţă valoarea întreagă a proiectelor de tip Smart Grid. În continuare se vor prezenta câteva dintre zonele de interes ce pot fi luate în considerare la evaluarea impactului social al unui proiect de Smart Grid.

Locuri de muncă O provocare importantă este de a se evalua impactul

proiectului Smart Grid asupra locurilor de muncă de-a lungul întregului lanţ şi pentru a se identifica segmentele de activitate unde locurile de muncă pot fi pierdute sau create. Analiza poate include o estimare a numărului de locuri de muncă create/pierdute.

Primul impact direct este asupra locurilor de muncă create în companiile de electricitate prin proiectele de Smart Grid, care vor necesita noi competenţe din partea personalului care va trebui să fie recalificat pentru alt domeniu de activitate. Un al doilea impact direct este crearea de noi locuri de muncă pentru prestatorii de servicii care lucrează pentru implementarea proiectului.

Alte categorii care pot fi afectate, direct sau indirect, includ furnizorii de produse şi servicii pentru companiile de electricitate (cum ar fi fabricanţii şi furnizorii de echipamente, prestatorii de servicii de telecomunicaţii etc.), agregatorii care intră pe piaţă pentru a oferi diverse servicii energetice, jucători noi în industrie (producători de energie electrică pe bază de energii regenerabile, producătorii şi furnizorii de produse pentru Smart Grid etc.).

Siguranţă Această analiză ar trebui să ia în considerare noi

surse posibile de risc sau de reducere a expunerii la risc (de exemplu realizarea automată a unor operaţii poate conduce la reducerea riscurilor la care sunt expuşi lucrătorii companiilor de electricitate).

Este important ca companiile de electricitate să-şi asume responsabilitatea să se asigure că atât angajaţii proprii cât şi lucrătorii unei terţe părţi care execută lucrări în instalaţiile acestora au o formare profesională şi competenţe adecvate, inclusiv în ceea ce priveşte standardele de sănătate şi siguranţă.

Dacă este fezabil, un indicator cantitativ posibil poate fi o estimare a reducerii riscului de accidente grave sau decese.

Impact asupra mediului Această analiză ar putea să ia în considerare

impactul asupra mediului, în termeni de reducere a zgomotului (sau de creştere a zgomotului) şi schimbările peisajului. În cazul în care nu pot fi calculaţi indicatori numerici, evaluarea proiectului poate să includă o prezentare a impactului preconizat (pozitiv sau negativ).

Dacă la Analiza Cost-Beneficiu nu s-a efectuat o evaluare monetară a reducerii emisiilor de CO2 şi de poluanţi în aer, atunci, aceste efecte, ar trebui să fie luate în considerare aici, de preferinţă, exprimate în unităţi fizice (de exemplu în tone de CO2).

Acceptarea socială (din partea societăţii) În unele cazuri, acceptarea din partea societăţii este

esenţială pentru implementarea cu succes a proiectelor de Smart Grid. Rezistenţă socială poate apărea din cauza preocupărilor de transparenţă, de partajare echitabilă a beneficiilor sau de impact asupra mediului. Dacă este cazul, ar trebui să fie prezentată o evaluare a nivelului de rezistenţă socială (sau de participare) la proiect, inclusiv o descriere a mijloacelor adoptate pentru a se asigura acceptarea socială şi eficienţa acestora.

Timpul pierdut/câ ştigat de consumatori Analiza ar trebui să încerce să surprindă şi să

cuantifice (de exemplu, în termeni de minute) impactul punerii în aplicare a tehnologiilor Smart Grid prin timpul câştigat/pierdut de către consumatori.

De exemplu, într-un proiect de Smart Metering consumatorii pot economisi timp prin mai puţine plângeri deoarece facturile sunt mult mai exacte şi transparente sau pot economisi timp prin faptul că pot schimba de la distanţă tariful pentru energia consumată.

Activarea unor servicii şi aplicaţii noi şi intrarea pe piaţă a unor categorii de participanţi noi

Această analiză de impact ar trebui să încerce să evalueze ce servicii şi aplicaţii noi pot fi activate de implementarea proiectului de Smart Grid. De asemenea, ar trebui să se evalueze impactul proiectului în crearea de noi oportunităţi de afaceri pentru terţi (de exemplu: agregatori, companii de telecomunicaţii) pentru a intra pe piaţa de energie electrică.

Îmbătrânirea for ţei de muncă - decalajul de competenţe şi de personal

Această analiză ar trebui să evalueze impactul proiectului în reducerea decalajului în dezvoltarea


în Energetică


110

2012

competenţelor şi a pregătirii profesionale a personalului ca urmare a forţei de muncă "gri”, adică lipsa de personal tehnic calificat datorită faptului că tehnicienii calificaţi ajung la vârsta de pensionare. De asemenea, se poate analiza impactul proiectului în crearea de noi competenţe şi stimularea know-how-ului şi a competitivităţii.

Confidenţialitate şi securitate Această analiză ar trebui să abordeze activităţile

previzibile în dezvoltarea de măsuri pentru a se asigura confidenţialitatea datelor şi securitatea cibernetică. Aceasta poate include, calitativ, costurile suplimentare estimate pentru punerea în aplicare a măsurilor preventive. Se recomandă să se aibe în vedere recomandările Grupului de Experţi EG 2 din cadrul CE Task Force [16].

BIBLIOGRAFIE

[1].- Studiu privind Smart Grid - Model teoretic pentru utilizarea energiei regenerabile intr-o staţie pilot. Studiu de caz: staţia 400/220/110/20 kV Sibiu Sud”, Lucrare de cercetare elaborată în anul 2012 de ISPE - Departamentul Sisteme Energetice, pentru CN Transelectrica.

[2].- Giordano V., Onyeji I., Fulli G., Jiménez M S., Filiou C. - Guidelines for conducting a Cost-Benefit Analysis of Smart Grid Projects. JRC Reference Report, Joint Research Centre of European Commission, document EUR 25246 EN, ISBN 978-92-79-23339-5 (8), 2012.

[3].- Smart Grid projects in Europe: lessons learned and current developments. European Commission - Joint Research Centre Reference Report, 2011, available from http://ses.jrc. ec.europa.eu/.

[4].- Jackson, J. - The Utility Smart Grid Business Case: Problems, Pitfalls and Ten Real-World Recommendations. Prepared for the 2nd Annual Evaluating the Business Case for Smart Grid Investments, 20-21 October 2011, Orlando, US, available from http://www.smart-gridnews.eom/ artman/uploads/l/utility_smart_ grid_business_case.pdf.

[4].- Smart Grid Investment Model, SGRC (Smart Grid Research Consortium), 2011, available from http://smartgridresearchconsortium.org/smart-gridbusinessmodels.

[5].- Farugui A., Hledik P. - Methdological Approach for Estimating the Benefits and Costs of Smart Grid Demonstration Projects. EPRI, document EPRI 1020342, 2010.

[6].- Guide to cost-benefit analysis of investment

projects. European Commission, Directorate-General for Regional Policy, 2008, available from http://ec.europa.eu/regional_policy/sources/ docgener/ guides/cost/guide2008_en.pdf.

[7].- Commission Impact assessment guidelines. European Commission, 2009, available from http://ec.europa.eu /governance/impact/com-mission_ guidelines/commission_guidelines_ en.htm.

[8].- http://www.co2prices.eu/, 15 iunie 2012. [9].- EU Commission Task Force for Smart Grids -

Expert Group 1: Functionalities of smart grids and smart meters - Final Deliverable., December 2010, available from http://ec.europa.eu/ energy/ gas_electricity/ smartgrids/doc/expert_groupl.pdf.

[10].- Position Paper on Smart Grids. An ERGEG Conclusions Paper, 10 June 2010, available from http://www.energy-regulators.eu/portal/page/portal/.

[11].- Faruqui A., Harris D., Hledik R. - Unlocking the € 53 billion savings from smart meters in the EU: How increasing the adoption of dynamic tariffs could make or break the EU's smart grid investment. Energy Policy, 2010, 38(10): 382-395.

[12].- Empower demand, VaasaETT report, 2011, available from http://www.esmig.eu/ press/filestor/ empower-demand-report.pdf.

[13].- 4th Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply 2008, Brussels: CEER (Council of European Energy Regulators). Ref. C08-EQS-24-04.

[14].- EU Commission Task Force for Smart Grids - Expert Group 3: Roles and Responsibilities of Actors involved in the Smart Grids Deployment - EG3 Deliverable., 4 April 2011, available from http:// ec.europa.eu/ energy/gas_electricity/ smartgrids/doc/ expert_ group3.pdf.

[15].- NETL (National Energy Technology Laboratory)/ US Department of Energy (DoE), 2010. Understanding the benefits of the Smart Grid, available from http://www.netl.doe.gov/smart-grid/referenceshelf/whitepapers/06.18.2010_Understanding%20Smart%20Grid%20 Benefits.pdf.

[16].- EU Commission Task Force for Smart Grids - Expert Group 2: Regulatory recommendations for data safety, data handling and data protection - Report., 16 February 2011, available from http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/ smartgrids/doc/expert_group2.pdf


în Energetică


111

2012

1.15.- CASE STUDY FOR ON-LINE MONITORING OF RESITA -

PANCEVO 400 KV OHL (INTERCONNECTION LINE) AND THE 4 00 KV AXLE IRON GATES-ANINA-RE ŞIŢA.

Eng. Ciurumelea Bogdan - ISPE

Eng. Iacobici Luca - CN Transelectrica - ST Timişoara Eng. Filipescu Paul - ISPE Eng. Popescu Viorel - ISPE

Eng. Nicolae Laurenţiu - Nexans România Eng. Matea Constantin - CN Transelectrica

ISPE, No 1-3 Blvd Lacul Tei, Sector 2, Bucharest, Romania, tel.021.206.12.90, fax.021.210.34.81, e-mail:[email protected]

Summary: Transmission lines have traditionally been limited to a fixed (static) rating that will permit safe operation under the worst possible conditions. Since the worst possible conditions rarely occur, a large part of the transmission line’s true capacity has been unused. Real time rating systems make it possible to use all of the line’s capacity while still maintaining a complete level of safety. The added capacity can be used to maximize wheeling revenue, optimize generation dispatch, avoid unnecessary service curtailments, permit outages for new line construction, and by ice monitoring, avoid the line failure due to ice overload. Of the various technologies available for real time ratings, systems based on tension technology are the most secure and accurate.

Keywords: Smart Grid, Dynamic Line Rating, Real-Time Monitoring System, System Efficiency,, CAT-1, Ice Monitoring

1. INTRODUCTION A Smart Grid is an electricity network that can intelligently integrate the actions of all users connected to it - generators, consumers and those that do both – in order to efficiently deliver sustainable, economic and secure electricity supplies. A Smart Grid employs innovative products and services together with intelligent monitoring, control and communication.

It is vital that Europe’s electricity networks are able to integrate all low carbon generation technologies as well as to assure a strong security of the OverHead Transmission Lines. This must be done by upgrading and evolving the networks efficiently and economically.

The Real Time Monitoring Systems bring benefits in operating OHLs giving access to the System Operators to the line real capacity (Dynamic Line Rating - DLR) and providing information to the maintenance units about the line behavior in heavy climatic areas (Ice Monitoring).

2. REAL TIME MONITORING

2.1 Dynamic Line Rating Concept Today the capacity of the transmission grid worldwide is based on weather assumptions which are overly

conservative and also fail to protect the transmission grid from overheating when these static assumptions are not present. New technology has emerged as key enabling technology for the Smart Grid called Dynamic Line Ratings (DLR). Robust DLR technology takes into consideration all weather conditions in real time, especially the random and significant variability of wind, and provides to the operator the actual transmission capability of the grid in real time. Transmission line rating is the highest current that a line can be operated at without violating safety codes, integrity of the line materials or reliability of operation. In almost all cases, the ratings are limited by the line clearances. When the line current increase, the conductor heats, elongates and causes the spans of the line to sag more. The limiting sag condition is generally identified as the maximum conductor temperature at which the line can be operated. Obviously, conductor temperature depends on both line current and the prevailing weather conditions resulting in a OHL design capability (fig. 1). Traditionally, transmission lines have been operated based on fixed ratings, which have been usually established based on a set of very conservative assumptions, i.e. high ambient temperature, high solar radiation and low wind speed.


în Energetică


112

2012

Figure 1 – Design Capability

Correctly selected overhead line ratings are conservative more than 98% of time, and, in the remaining 2% of cases result in conductor sags and temperatures which exceed the design limits by less than reasonable engineering design reserve. At the same time, this means that real time ratings provide higher line capabilities 98% of time. Usually, real time ratings exceed static ratings by at least 10-15% for 95% of time and by 20-25% for 85% of time.

2.2 Available solutions for DLR The primary objective of real-time rating is to provide to the operators information of the maximum current which can be applied on the conductor without violating the statutory or design clearance limits of the line. In principle, this can be accomplished either by:

A) Distributed measurement Monitoring the tension or the sags. This information ensures that the clearances are not violated. To determine the line ratings, the tension or sag information must be converted to the average temperature of the conductor in the relevant line section, representing the ruling span conditions between the dead-end structures. When the average temperature of the line section is known together with ambient temperature the actual load of the line and solar radiation, algorithms based on either CIGRE or IEEEtandards can be used to solve the convection cooling of the line, resulting in accurate real-time line ratings. The spatial variability of wind, ambient temperature, and solar radiation across the entire line section between dead-end structures will have been resolved into a single variable: Tension!

B) Local point measurement The other alternative is to measure the temperature of the conductor directly with sensors on the conductor.

(Note: Unfortunately the knowledge of the conductor temperature doesn’t give reliable information about the sag and clearance of the monitored line section(s).) The temperature data is then used to determine the line rating. The primary questions are then the required number of such sensors, their proper locations and their measurement errors. Temperature Variation by Conductor Elevation above Ground Wind speed increases with increasing elevation. This is a well-known fact, recognized by transmission line structural designers.

Longitudinal Temperature Variation It is known that winds in sheltered transmission corridors tend to be predominantly directed along the transmission corridor. Random Variation The remainder of the temperature variation consists of random variability, caused primarily by fluctuation of wind speed and direction.

Heat Sink Effects of Temperature Sensors Heat sink effects of sensors have been observed in various studies, but explicit information of them is seldom reported. Some information from reports of large, 3-10 kg thermal sensors of 1990’s indicated that the heat sink effect (i.e. the temperature reduction caused by mounting a 3- 10 kg sensor on conductor) could be as much as 15-20% of the temperature rise of the conductor, even when sensors were designed to minimize the contact surface between the sensor and the conductor. The heat sink effects depend on two factors: I) Temperature monitors are in thermal contact with the conductor. Because of their size, they increase the effective cooling surface which generally causes a negative heat sink effect (recorded temperature is less


în Energetică


113

2012

than that of undisturbed conductor). On the other hand, some studies have indicated that under parallel flow conditions, the monitors may have a positive heat sink effect, i.e. the reported temperature is higher than that of undisturbed conductor. This is caused when the sensor becomes an obstruction to the parallel wind flow, thus reducing the wind speed around the sensor’s attachment area. II) The mass of the sensor changes the thermal time constant. Thus, under varying wind and current conditions, the temperature change of the sensor lags that of the conductor without sensors.

Note that the variation of the heat sink effect indicates that it cannot be modeled as a constant temperature value or a percentage. This is evident considering thermal modeling relationships, as the heat sink effect

is a function of wind speed and direction, as well as absolute temperature rise. Note, moreover, that the heat sink effect of a given sensor depends on the size and properties of the conductor upon which it is applied. Thus, a given sensor has a larger heat sink effect if applied on a smaller conductor.

2.2.1 Real Time Monitoring System CAT-1 (NEXANS)

A CAT-1™ System will be fully integrated into the customer’s EMS System (Figure 2). The integration will result in system operators receiving real time transmission line ratings and clearance warning alarms on their existing consoles in the central control center. EXAMPLE:

Figure 2 – Typical CAT-1™ System Block Diagram For a 25 km section of transmission line in level to rolling terrain, a minimum of two (2) CAT-1™ Remote Monitors are required along the transmission line to adequately monitor and rate the line. For transmission lines located in mountainous terrain, a larger number of CAT-1™ units and/or a signal repeater may be required. CAT-1™ Remote Monitors will be installed on two (2) dead-end structures to monitor conductor tensions

and net radiation temperatures on four (4) line sections. The exact location of the dead-end structures will be jointly selected following a review of the line’s plan and profile drawings. Each CAT-1™ Remote Monitor will transmit its data by Satel radio on a specific frequency to a nearby substation.

SCADA/EMS Master

IEC protocol over substation

Satel Radio

Communications (specific frequency)

IntelliCAT TM for Windows

ICCP or MODBUS protocol

Substation

Control Center

Transmission Line

Operator’s Console ’

CAT-1TM Remote Monitors

CATMasterTM Base Station

Line capacity and temperature to EMS


în Energetică


114

2012

A receiving unit (CATMaster™) at the substation will translate the data from the CAT-1™ Remote Monitors into the EMSCADA protocol and deliver the data to the Control Center. The EMS will deliver the CAT-1™ data plus line ampere data to a server PC running ICW (IntelliCAT™ for Windows) software. The ICW software will generate real time line ratings and clearance warnings and return them to the Control Center. The ratings and clearance warnings will then be displayed on the operator’s existing console. ICW will also log all essential data and results for subsequent analysis. The integrated system offers the following benefits:

• The process is fully automated and requires no additional steps for operators.

• System operators receive real-time ratings on their existing consoles in the same format as all other data.

• Monitored lines can be loaded for maximum economic benefit without inadvertently violating design clearances.

• Contingency decisions can be based on real-time capacity information, avoiding unnecessary actions and/or providing data to support curtailment or re-dispatching.

• Line ratings and other data are available to all personnel and any application programs having access to the EMS system (engineering, planning, contingency analysis, state estimators etc).

• Ice Monitoring. This feature helps to improve the security in line operation giving access to information about the ice phenomenon in the critical sections/spans (area with heavy climatic conditions)

2.2.2 Ampacimon Ampacimon is an innovative monitoring system for overhead lines. Ampacimon uses autonomous Vibration Monitors to capture conductor status data and transmits this data through the Internet to a remote server at the TSO dispatching center. The originality of Ampacimon is to extract real time sag data directly out of the vibration frequency spectrum. This unique physical approach allows Ampacimon to monitor the sag of critical spans without any parameter set or calibration. Therefore the system is absolutely reliable while being very simple to install and operate.

The Corona free Ampacimon monitors are installed on critical spans of HV lines (70 kV to 750 kV, multiple bundles), within less than 1 hour while no line outage is needed. The monitors are operating fully autonomous, incorporating a current transformer, DSP and GPRS electronics. No maintenance is needed. Sag accuracy is less than 20 cm (measured directly with no need of any parameters or calibration). Ampacity is calculated using IEEE thermal model with effective weather data.

Ampacimon solution is based on monitors placed directly on the line. These monitors, equipped with acceleration sensors and electronics are measuring conductor mechanical movements with a very high sensitivity. The vibration data are sent to an Ampacimon server through GSM/GPRS. Ampacimon server is receiving vibration data from the monitors. Algorithms are then converting movements into frequency spectrum which allows determining the sag directly as an « image » of the conductor fundamental frequency. Ampacity is then calculted following IEEE model using effective State Change Equation and weather conditions.

2.2.3 RITHERM RITHERM equipment has been implemented for the first time in 2006 in the Czech Republic. The National Electricity CEPS has faced with more and more overflow of the capacity of the transport network due to

high electrical energy consumption. For this reason they chose in 2006 to use RITHERM technology in order to monitor more effectively the energy consumption and to optimize the transfer in the network. Due to RITHERM equipment, the connection of national transmission networks with other countries networks is more secure, network load can be controlled more efficiently and thus the overflows which can create significant damage can be avoided. Unlike other systems, the SAW sensor RITHERM is not requiring electrical power, is not affected by external electromagnetic influences. Finding the precise conductor temperature, RITHERM offers an ideal basis for optimum load capacity of electric lines. The simple software and intuitive interface displays the current status of the network and the evolution in a determined time. RITHERM provides accurate evaluation of the load together with efficient protection of the electrical network.


în Energetică


115

2012

The working principle of high frequency measuring system based on the SAW principle system is shown. A high frequency electromagnetic wave at the 2.45 GHz ISM band is transmitted to the sensor by use of a transmitting antenna of the measuring system. By using the transducer, which is connected with the sensor chip, the incoming high frequency signal is transmitted to an acoustic surface wave, which is dispersed along the surface of the crystal. At several positions parts of the signal are reflected on integrated reflectors. The reflectors position is changed due to temperature elongation of the crystal. Also the

propagation velocity of the acoustic surface wave depends on the temperature. The reflected signals are converted to high transmission frequency by the transducer and sent back to the receiving antenna of the system. The information of the sensor ID and the temperature information can be determined by the reflected impulses using various algorithms, which compute this information using the time position and the phase relation of the reflected impulses by common use signal processing techniques at a DSP. The results can be displayed at a personal computer.

RITHERM system consists of four elements: - SAW (Surface Acoustic Wave) sensor with helical fixing rod - Central Unit - SAW extension box with radar antennas - Evaluation program for the control centre

3. ONLINE MONITORING IMPACT TO TRANSMISSION LINES South-west of Romania is a poor area in the criterion production / consumption. In some cases failure of the Iron Gates (Portile de Fier) - Resita 220 kV dc OHTL can lead to outage of important areas, with possible damage to the order of millions Euro / incident. Achieving 400 kV Iron Gates (Portile de Fier) - Resita in Banat shaft 400 kV and construction of a new 400 kV OHTL Resita - Pancevo (Serbia interconnection) will generate significant benefits for the functioning of the National Power Grid (SEN) and to strengthen the UCTE interconnection networks. The only line which currently provides transport power from the Iron Gates (Portile de Fier) to Banat area is 220 kV OHTL Iron Gates (Portile de Fier) – Resita. From the commissioning date on this line a number of special weather-related events occurred: - In 1978, in the section between towers 61-68 (crossing of the Balaban ridge) phase conductors were broken due to massive deposits of ice, whose diameter exceeded 20 cm in some places; - In 1993 in the section between towers 22-26, the conductor sag values was increased due to massive deposits of ice. The phase conductors slipped from suspension clamps, reached the snow, having broken wires in the middle and lower phase; - In 1995 there were found large deposits of ice between towers 66-70. The earth conductor type Steel 95 mm2 slipped from the clamp at tower 67 up to tower 68. This earth conductor type Steel 95 mm2 was replaced in 1999 due to damage caused by heavy ice buildup.

4. CASE STUDY 4.1. Iron Gates (Portile de Fier) - Anina 400 kV OHTL The route line for 400 kV OHTL s.c. Iron Gates (Portile de Fier) - Anina is in common corridor with 220 kV OHTL Iron Gates (Portile de Fier) – Resita from Iron Gates substation to a length of approximate 16 km. In this section, given the damage that occurred on the existing 220 kV line was established as the first location for monitoring system should be done at Balaban ridge crossing, in panel between towers 61-68.

Next locations were established in highly elevated areas, wooded areas and very difficult access areas. Parameters which will be supplied will represent a real support for future intervention in case of damage, due to unusual meteorological conditions.

Such a location is situated in panel between towers 91-93 at Zănăleţului ridge crossing (altitude 763 m) and another is in panel between towers 97-99, which will cross the Fereganu ridge (altitude 769 m).

The proposed location for the last monitoring system is between towers 250-254, where altitude route reaches the highest value 829 m.

4.2 Resita - Pancevo 400 kV OHTL From the area of the current 220/110 kV Reşiţa substation it is followed by the 220 kV Reşiţa – Timişoara OHL. From the area of the current pillar no.16 on the 220 kV Reşiţa - Timişoara OHL, the route heads West near National Road 58 B and the Reşiţa - Bocşa


în Energetică


116

2012

Railroad, which it crosses by an area located between the Câlnic and Moniom localities. From an area located approximately 600 m after crossing County Road 586A, the OHL route heads South-West, by-passing the Lupac locality in the North and, after the “Cioaca Lupac” hill, the route changes direction towards the South, falling within the peaks between County Road Secăşeni – Dognecea and the limit of the within the built-up area of the Vodnic and Rafnic localities. With a general South - West direction, the route by-passes the Vărădia locality in the south, the Vrani locality in the North, and the Ciortea locality in the South. Further along, the OHL route heads towards the Serbian border, crossing County Road 573A at approximately 1 km South of the Iam locality, and the

border crossing is to be carried out at the B 100/1 terminal, in accordance with the bipartite understanding as of March 4th-5th, 2010. Considering that the OHL passes through a single homogenous meteorological area, the operating behavior monitoring may be performed by sectioning the OHL in three equal parts (approximately 20 km for each monitored segment) and the mounting of 3 devices on the tension pillars. The mounting thereof shall be performed in panels with no more than 5 openings in the area of pillars 32-41, 106-115 and 186-199. The installation of the monitoring system shall be performed under the meteorological conditions described in the bellow table:

Meteorological data for the sizing of the 400 kV Reşiţa – Pancevo OHL

Meteorological area “D” Specification Notation MU Value

1 Basic wind pressure: - maximum - simultaneous with frost deposit

pvmax

pvch

daN/m2

daN/m2

67 25

2 Thickness of the frost deposit on the conductors

bch mm 24

3 Frost deposit weight ўch daN/dm3 0.75 5. SPECIFICATION GUIDELINE FOR INTEGRATED DYNAMIC LINE RATING (DLR) SYSTEM

5.1 Scope

The objective of real time ratings is to provide system operators accurate and timely information which enables better use of system capabilities with reduced risk and increased reliability and system economy. The DLR System should:

• provide transmission line capacity in real time;

• provide steady-state and short term emergency ratings in real time;

• detect ice accumulation; • initiate alarms in situations such as conductor

temperature close to the specified maximum operating temperature or sag, ice accumulation etc;

• be fully integrated End-to-End solution, delivering required ratings and alarms to the control room console;

• use industry recognized rating algorithms; • account for variability of conductor temperature

along single span/section/ transmission line, making sure that conductor average temperature/tension/sag is properly acquired.

5.2 DLR System Functional Requirements

5.2.1 Thermal Rating Engine • DLR System Thermal Rating Engine shall be

installed on a dedicated server residing inside the control center and behind the EMS firewall;

• At a minimum, the Thermal Rating Engine shall generate real-time line ratings, transient ratings, clearance warnings, and conductor average temperatures;

• It shall be capable of communicating all outputs with the EMS database via protocol compatible with the existing EMS;

• Thermal Rating Engine shall be capable of determining thermal rating parameters for multiple transmission lines, with no demand on EMS/SCADA programming resources;

• Thermal Rating Engine shall be user-configurable via a set of initialization, calibration, and configuration files, which can be user created/modified.

5.2.2 DLR Output Parameters • DLR System shall be capable of providing

continuously steady state (long-term) line ratings based on average conductor temperature.

• Ratings provided by DLR System should take into account variability of local conductor temperature within the single span/section/line taking into account:


în Energetică


117

2012

o Wind spatial variability, wind variation in time and space;

o Ambient temperature; o Solar radiation.

• DLR System shall be capable of performing transient rating analysis to determine:

o Short Term Emergency (STE) rating;

o Maximum current that can be sustained for a customer specified time period (usually 15 or 30 minutes) without exceeding the maximum permitted conductor temperature;

o Time remaining until the maximum permitted conductor temperature is reached following a contingency event.

• DLR System provided ratings, steady-state and transient ratings, shall take into consideration the effective wind speed according CIGRE recommendation.

• DLR System shall record all system inputs and calculated outputs in an archive file.

• DLR System shall generate log files required for system diagnostics.

• DLR System shall be capable of detecting any buildup of ice that would increase

• the tension in a given section by more than 4%. • If ice is detected, the system shall be capable of

calculating both the ice weight and estimated ice thickness for an assumed ice density.

5.2.3 DLR Alarms and Warnings • DLR System shall be capable of providing

rating/load convergence alarms for situations when the load current approaches the real time conductor rating.

• DLR System shall be capable of providing communication and data integrity alarms that would indicate the quality of data together with health of the entire system.

• DLR System shall provide battery low voltage warnings with adequate remaining time to schedule replacement or charging.

• DLR System shall provide icing alarms.

5.2.4 DLR Environment • DLR System shall withstand all weather

conditions without calibration or realignment, including high winds, wind induced Aeolian vibrations and galloping.

• It shall be able to operate continuously regardless of the outside weather conditions (fog, rain, snow) and for the ambient temperatures as low as -40oC, and as high as 50oC.

• DLR System shall be suitable for use on high voltage overhead conductors for transmission lines 46 kV to 500 kV.

• DLR Remote Unit shall be solar powered and have back-up power supply capable operating with no continuous solar input for at least 7 days.

• DLR System shall be suitable for use on all circuit configurations, including vertical, horizontal, dual circuit, under build, bundled conductors, and all spacer configurations.

• DLR System shall be suitable for all ACSR, ACAR, AAAC, AAC, ACSS, ACCR, AW, CW, and Copper transmission conductors 4/0 and above.

5.2.5 DLR Environment • DLR System shall be capable of establishing

continuous communications with SCADA/ EMS system using communication media such as: Radio, GPRS, and Fiber Optic.

• Communications from Thermal Rating Engine to SCADA/EMS system shall be established via existing (non-proprietary) communication protocols.

• Communications between the DLR field sensors and SCADA/EMS system shall be accomplished using utility existing RTU protocols.

5.2.6 Deliverables • DLR System shall be capable of operating

with minimal maintenance. • Preliminary, on-site calibration of DLR

System shall be provided. • DLR System shall be equipped with

lightening protection, protecting the exposed equipment from over-voltage caused by direct lightening.

• DLR System supplier shall have at least five (5) years of experience providing dynamic line ratings, and providing DLR System with complete end-to-end solution.

6. CONCLUSIONS The transmission grid is the backbone connecting various electricity generation sources to consumers. The reliable integration of DLR technology into operations, the proof of benefits for future grid planning, the integration of renewable energy sources and the quantification of cost structures have been demonstrated.

The field measurement show conclusively that even theoretically perfect sensors of conductor temperature (without heat sink effects) at discrete locations of a line have unacceptably large errors when applied to real-time rating purposes. The location-dependent (elevation and longitudinal distance) average error at


în Energetică


118

2012

the test site is +/- 20-30oC when conductor temperature was 100oC, and its application for real time rating would cause very severe systematic over or underestimates in ratings. The heat sink effect of usually commercial sensors cannot be eliminated by modeling and would typically result in overestimates of real-time ratings. Even without heat sink effects, the large variability of the temperature along the ruling span indicates that adequate determination of the conductor’s average temperature would require at least 5-8 sensors distributed along the ruling span.

Dynamic Line Rating Systems based on conductor tension monitoring are more reliable, as there is a direct connection between the conductor sag and tension and the tension variation include all climatic conditions like wind speed, solar temperature. The application of real time conductor tension monitoring has been widely shown to increase the transfer capability of existing transmission lines by 10% to 30% without violating safety clearances and without exceeding the line’s design criteria including the conductor’s design temperature.

When real time monitoring is not available, engineers have no knowledge of weather conditions and must exercise good judgment by assuming the worst possible combination of no wind, full sun, and high ambient temperature. The engineers set the static (fixed) rating at a conservative value to be certain that the conductor will never be overheated under any conceivable load and weather conditions. Since those worst conditions rarely occur, a perfectly good transmission conductor is left grossly underutilized nearly all of the time.

Dynamic line and forecast ratings offer a number of advantages over static rating guidelines:

- Increased Rating Reliability - Dynamic line and forecast rating provides the dispatcher with a continuous update of real-time power line rating conditions including weather

parameters, conductor temperatures and line rating information

- Increased Line Safety - During unfavorable climate conditions the maintenance units are informed about the ice loads and appropriate actions can be planned in order to avoid the outages due to ice overloads.

- Increased Line Capacity - During periods of favorable rating conditions, the dispatcher is provided with increased power capacity that may eliminate present static rating bottlenecks, especially when the overhead conductor is the critical element in the circuit

- Alarm Capability – Provides the dispatcher with warnings when critical conductor temperatures are exceeded.

Without deployment of new – “smart” – technologies and solutions, this renewal will become a simple replacement program, based on old solutions and existing technologies, with little utilization of the potential for efficiency gains and might eventually lead to stranded assets, lost opportunities and failure to achieve the ambitious energy targets for European Smart Grid. BIBLIOGRAPHY [1] Ta. Seppa, Ti. Seppa, R. Mohr, A. Salehian, Zaki

Faisal – FINAL PROJECT REPORT “MULTI-AREA REAL-TIME TRANSMISSION LINE RATING STUDY , January, 2009

[2] Tapani O. Seppa, Consultant, Robert D. Mohr – Report to CIGRE WG B2.36 (Guide on Direct Real Time Rating Systems) Stockholm, Sweden, May 20-21, 2010[3] Stelian Alexandru Gal, Ioan Diaconu, Marius Nicolae Oltean, Mircea Opincaru, Lucian Brabete- On-line monitoring of OHL Conductor Temperature; Live-Line Installation of the RITHERM System (presented at Modern Power System Symposium 2008, Cluj Napoca, Romania)


în Energetică


119

2012

1.16.- SOLUTII TEHNICE PENTRU MONITORIZAREA ECHIPAMENTELOR SI INSTALATIILOR ELECTRICE

Ing. Mihai Benchea Ing. Daniel Drilea

CN Transelectrica SA - Sucursala Bacau, [email protected], [email protected]

Prof. univ. dr. ing. Baraboi Adrian Prof. univ. dr. ing. Adam Maricel Universitatea tehnica “Gheorghe Asachi” Iasi, [email protected], [email protected]

S.l. univ. dr. ing. Puiu Petru Gabriel Universitatea “Vasile Alecsandri” Bacau, [email protected]

Summary: Lucrarea de fata prezinta o aplicatie software pentru monitorizarea echipamentelor electrice din statiile electrice de transformare in vederea unei diagnosticari corecte si analizei evolutiei parametrilor de stare a echipamentului. 1. INTRODUCERE

Dezvoltarea sistemelor de monitorizare reprezinta

un subiect de mare importanta atât pe plan intern cât si international. Odata cu aparitia si perfectionarea sistemelor de monitorizare au fost înlaturate barierele dintre operator si sistemul de comanda, dintre lumea calculatoarelor si cea a automatelor programabile, dintre tehnologie si instalatia de automatizare. În viitor, se urmareste realizarea unui sistem de monitorizare prin integrarea completa a tuturor aparatelor într-o solutie unica de automatizare [2].

Monitorizarea echipamentelor poate fi on-line, off-line, periodică si continuă si poate fi facuta de la fata locului, la nivelul echipamentului, la nivelul statiei electrice de transformare sau de la distanta.

Echipamentele din statiile electrice de transformare sunt imbatranite si au fost exploatate in timp. În scopul de a menține în funcțiune echipamentele un timp mai indelungat, sunt aplicate politici de întreținere diferite[1].

Lucrarea de fata prezinta o solutie software de monitorizare si diagnosticare offline a echipamentelor electrice, care poate fi efectuata din orice punct geografic prin intermediul unui PC cu avantajul posibilitatii si analizei evolutiei in timp a unui echipament electric.

Solutia tehnica propusa este implementata la nivelul unei statii electrice de transformare cu o arhitectura specifica Sistemului Energetic National.

Echipamentul ales pentru monitorizarea offline, este un autotransformator de 200MVA aflat in exploatare.

Parametrii de stare a unitatii de transformare sunt marimi culese din buletinele de măsurători profilactice efectuate la echipamentele din statiile electrice de transformare, conform normativului PE 116 sau citite din sistemele locale de comanda ale statiei.

Principalii parametrii monitorizati conform PE 116 la transformatoarele de putere sunt [3]:

- Rezistenta de izolatie a infasurarilor - Uleiul electroizolant - Coeficientul de absorbţie (Kabs) - Tangenta unghiului de pierderi dielectrice si a

capacitatii izolatiei infasurarilor (max.2,5% la temperatura de 20ºC

- Trecerile izolate de tip condensator - Rezistentele ohmice a infasurarilor - Trafo de curent de tip inclus - Comutatorului de reglaj sub tensiune - Traductoarelor de temperatură de nivel ulei,

de presiune ulei, presiune apă. - Releul de gaze şi circuitelor acestuia - Sistemului de răcire - Elementele de protectie la supratensiuni

atmosferice

2. STRUCTURA SOFTWARE PENTRU MONITORIZAREA UNUI TRANSFORMATOR DE PUTERE DINTR-O STATIE ELECTRICA DE TRANSFORMARE

Softul de monitorizare realizeaza procesarea

datelor, stocarea si vizualizarea acestora. Datele necesare pentru realizarea bazei de date sunt introduse de operator.

Valorile parametrilor de stare monitorizati sunt achizitionati la nivelul statiei si din orice punct de la distanta, unde, dupa analiza lor, tinand cont si de istoricul unitatii de transformare, se obtin rapoarte de analiza si diagnostic, fiind recomandata mentenanta corespunzatoare.

In figura 2.1. este prezentata structura softului utilizat.

Cu ajutorul softului creat, se pot determina si vizualiza starea parametrilor transformatorului de putere in orice moment iar pe baza marimilor stocate de-a lungul unui interval de timp se poate determina


în Energetică


120

2012

starea unitatii de transformare. De asemenea, se pot prelucra datele achizitionate in scopul stabilirii tendintei de evolutie in timp a parametrilor transformatorului de putere.

Figura 2.1. Arhitectura software al sistemului de

monitorizare si diagnosticare offline

3. PREZENTAREA APLICATIEI PENTRU MONITORIZAREA SI DIAGNOSTICAREA UNITATII DE TRANSFORMARE

Sistemul de monitorizare si diagnosticare offline

este realizat pe baza unui soft stabil si sigur din punct de vedere al securitatii informatiilor, realizat sub sistemul de operare Linux cu programare in html si baza de date in SQL.

Programul se deschide accesand o pagina web, cu fereastra de logare pe baza de user si parola. Dupa ce s-a efectuat logarea la sistem se deschide fereastra din cu schema sinoptica a statiei electrice de transformare selectata.

Se poate alege statia de transformare din taburile cu denumirile statiilor. Se pot programa un numar nelimitat de statii electrice in vederea monitorizarii.

In fereastra cu schema sinoptica a statiei electrice selectate se alege echipamentul dorit a fi monitorizat. In cazul nostru a fost selectat in vederea monitorizarii, autotransformatorul AT1.

Fereastra AT1 are trei butoane de selectie de unde se poate opta pentru vizualizarea si introducerea caracteristilor tehnice, conform figurii 5.1.

Vizualizarea si introducerea parametrilor de stare se face cu ajutorul butonului “Parametrii de stare” iar pentru analiza evolutiei in timp si diagnosticarea parametrilor autotransformatorului se alege butonul “Analiza grafica”.

Pentru accesarea bazei de date privind carcteristicile tehnice si parametrii unui echipament, se selecteaza cu mouse-ul echipamentul din schema, conform figurii 5.1.

Dupa cum se observa in figura 5.1. s-a selectat autotransformatorul AT1, din schema sinoptica a statiei.

In fereastra din figura 5.2, s-a accesat butonul “parametrii de stare”, in care s-au introdus parametrii de

stare a autotransformatorului conform masuratorilor profilactice conform normativului PE 116.

In studiul de caz efectuat in cadrul acestei lucrari s-au introdus valorile obtinute din masuratorile efectuate asupra echipamentului in intervalul 2008- 2011.

Fereastra obtinuta afiseaza valoarea limita a parametrului de stare urmarit, astfel orice abatere de la valorile normale este semnalizata in vederea luarii unei decizii cu privire la echipament.

Figura 5.1. Caracteristicile tehnice ale

autotransformatorului AT1

Figura 5.2. Fereastra cu starea parametrilor rezistentei de izolatie si analiza uleiului recoltat

Figura 5.3. Parametrii de stare AT1 monitorizati.

Valorile gazelor dizolvate in ulei.

Stare generala echipament

Determinarea starii echipamentului

Determinarea

starii

parametrului 1

Valorile marimilor

masurate sunt in

afara limitelor

Repetare

masuratori

Inregistrarea valorilor masurate Se cauta solutii pentru

rezolvarea problemei

DA

NU

NU

Determinarea

starii

parametrului “n”

Determinarea

starii

parametrului 2


în Energetică


121

2012

Figura 5.4. Parametrii de stare AT1 monitorizati

Figura 5.5. Parametrii de stare AT1 monitorizati. Valorile tg δ si rezistentei ohmice a infasurarilor

Dupa cum se observa in figurile 5.2, 5.3, 5.4 si 5.5, s-au introdus datele conform buletinelor de masurare din anul 2008, 2009, 2010 si 2011 cu posibilitatea de introduce in continuare pentru analiza evolutiei in timp a parametrilor.

In fereastra mentiuni se pot introduce observatii cu privire la parametrii introdusi in baza de date.

Analiza in timp a autotransformatorului si parametrilor acestuia este posibila prin deschiderea ferestrei “ analiza grafica”.

Conform figurii 5.6., s-a obtinut o diagnosticare a autotransformatorului din exploatare AT1 200MVA tip ATUS-FS, din punct de vedere a parametrilor rezistentei de izolatiei. Evolutia rezistentei de izolatie se poate observa pentru anii 2008- 2011.

Se observa, la analiza starii rezistentei de izolatie a AT1 ca in anul 2008 valoarea rezistentei de izolatie a scazut sub valoarea limita de 600 Mohm. Dupa tratarea uleiului, valorile s-au mentinut in limitele normale.

Fig.5.6. Evolutia starii rezistentei de izolatie

0

5

10

15

20

25

Val

ori o

btin

ute

in

p.p.

m

Analiza gazelor dizolvate in ulei

2008 2 23 4 14 2 6.4

2009 0 15 8 22 0 4.44

2010 0 16 7 21 0 3.34

2011 1 24 3 13 1 5.4

Hidrogen Metan Etan Etilena Aceti lenaRaportul CO2/

CO

Fig.5.7. Analiza gazelor dizolvate in ulei in intervalul

2008-2011 CONCLUZII Aplicatia software realizata pentru monitorizarea

si diagnosticarea offline are un grad mare de diversitate atât în ceea ce priveşte volumul de parametrii monitorizaţi cât şi în ceea ce priveşte omogenitatea, gradul de integrare şi posibilitatea de supraveghere local sau de la distanţă.

Pentru implementarea şi realizarea aplicaţiei s-au realizat urmatoarele:

- proiectarea, realizarea si introducerea în limbajul de programare a bazei de date cu parametrii de stare a autotransformatorului supus monitorizarii offline,

- s-a facut o analiza a evolutiei in timp a echipamentului si a parametrilor acestuia.

BIBLIOGRAFIE

[1]. Adam M., Baraboi A., Pancu C., “Monitoring and diagnostic system of high voltage circuit breakers”, Iasi, EPE 2010, vol. I, pp. 65-68.

[2]. Ivanov V. “Curs electrotehnica“ www. [3]. PE 116 Normativ de incercari si masuratori la

echipamente si instalatii electrice.


în Energetică


122

2012

1.17.- REŢEA VPN GSM PENTRU REGLAJUL FRECVEN ŢĂ-PUTERE

AL GRUPURILOR ENERGETICE DINTR-O CENTRAL Ă HIDROELECTRIC Ă

Ing. Liviu Chiriac

Dispecerul Energetic Teritorial Timişoara, Piaţa Romanilor 11, cod 300100,tel/fax.:0256293527,0256265166

e-mail: [email protected]

This work presents the installation of a VPN GSM network between HPP of Turnu Ruieni and 220/110 kV Substation of Iaz, regarding to the power generation control of power units of Ruieni HPP, who are in power secondary control.This VPN GSM network has been required,because the data from Tr. Ruieni HPP had to arrive in Iaz substation and from it, via Transelectrica optical fiber backbone, to the National Dispatch Centre, at central power generation control unit. This paper presents GSM equipments, who realizes send/receive function of signals, routers and other devices who participates to the communication and conversions of RS 232 ,Ethernet protocols.

1. CONSIDERAŢII GENERALE

Comunicaţia anterioară pentru funcţia de reglaj secundar frecvenţă-putere se realiza prin satelit, intre site-ul CHE Tr. Ruieni şi regulatorul central de la DEN. Această comunicaţie prezenta mai multe deficienţe, printre care se pot aminti :

- viteză mică de transfer a datelor - întrerupere frecventă a comunicaţiei - influenţă mare a factorilor atmosferici asupra

calităţii datelor - fiabilitate scăzută, pentru o aplicaţie care

necesită date precise şi corecte

Această soluţie cu VPN, este o etapă tranzitorie, până la instalarea unei legături prin fibră optică .intre CHE Tr. Ruieni şi staţia de transformare 220/110 kV Iaz, care va rezolva definitiv această problemă

2. STRUCTURA REŢELEI VPN

Reţeaua VPN Vodafone este constituită din următoarele elemente componente :

- punct acces conexiune în Iaz la echipamentul radio din banda de 3,5 Mhz

- punct acces conexiune Tr. Ruieni la echipamentul radio din banda de 3,5 Mhz

- convertor protocol comunicaţie Ethernet-RS 232 in punctul Iaz

- convertor protocol comunicaţie RS 232 - Ethernet

În Fig. 1 se prezintă amplasarea în teren a reţelei

VPN, dintre site-urile Turnu Ruieni şi Iaz.

În figura 2 se prezintă componenţa de echipamente a ambelor site-uri, Turnu Ruieni şi Iaz. Tipul de echipamente din fiecare este identic, fiind format din următoarele componente :

- unitate radio, interior-exterior plus antenă direcţională pentru radio-repetor

- router Cisco 881 - convertor protocol Eth - RS 232 - sursă UPS, capabilă să furnizeze energie

electrică maximum 4 ore.

Ceea ce diferă la ambele site-uri este doar sensul semnalelor de la convertorul Eth – RS 232. Pe când la site-ul Ruieni,semnalele de comandă se direcţionează spre echipamentul de reglaj frecvenţă-putere, KMUX şi RTU AREVA S 900, la Iaz semnalele de comandă se direcţionează spre PDH şi multiplexorul MUX 1511 BA şi de aici ,via backbone-ul de F.O. al C.N. Transelectrica , la Dispecerul Energetic Naţional.

În figura 3 sunt exemplificate, in detaliu,

conexiunile şi VPN din site-ul Turnu Ruieni, de la RTU S 900 până la convertorul de protocol RS 232 – Ethernet. Se observă ca de la RTU S900 se obţin 2 canale de semnale RS 232, care intră într-un multiplexor EX 370, iar de aici,via 2 (două) canale de fibră optică, Rx-Tx spre ODF (Optical Distribution Frame) din centrala subterană. Fibra optică este suportul pe care se transmit semnalele de RFP, de la centrala subterană Turnu Ruieni la staţia 110 kV Tr. Ruieni. Din convertorul de protocol, mai sus menţionat, .datele ajung la echipamentul radio care le transmite prin reţeaua de comunicaţii Vodafone.


în Energetică


123

2012

Fig. 1

Fig.2


în Energetică


124

2012

Fig. 3

În figura 4 se prezintă detaliat echipamentele

VPN, din staţia 220/110 kV Iaz. De la convertorul Eth – RS 232datele RFP intră în echipamentul multiplexor MUX 1511 BA.

De aici se transferă în porturile AGC 1 NDC şi

04-SLT 14-C din PDH, prin care ajung la DEN Bucureşti pe backbone-ul Transelectrica.

3.- CONCLUZII Această reţea de comunicaţii VPN Tr. Ruieni –

Iaz, pregăteşte condiţiile tehnice de implementare a

unei platforme inteligente de reglaj frecvenţă – putere, la care ordinele de reglaj se dau direct pe unităţile dispecerizabile, adică se transmit direct punctele de funcţionare ale acestor UD-uri, direct din piaţă. Aceasta presupune viteză ridicată de transmitere a datelor, fiabilitate ridicata , timp de răspuns mic şi totodata reducerea dezechilibrelor la unităţile dispecerizabile.

BIBLIOGRAFIE

[1] RTU S 900 AREVA , User’ s Guide. [2] Router Cisco 881, User’ s Guide.


în Energetică


125

2012

Fig. 4


în Energetică


126

2012

1.18.- MONITORIZAREA CALITATII ENERGIEI ELECTRICE I N

STATIILE DE TRANSFORMARE 110 kV/MT APARŢINÂND ELECTRICA DISTRIBU ŢIE TRANSILVANIA NORD S.A.

Ing. Constantin Buda Ing. Sorin Chis Ing. Hadrian Bogariu

FDEE Electrica Distribuţie Transilvania Nord

Calitatea energiei electrice reprezintă un subiect care ajunge din ce în ce mai frecvent in a fi abordat atât în relaţia operator de distribuţie – utilizator, cât si in analizele de functionare a reţelei de distribuţie a energiei electrice, influenţând semnificativ buna funcţionare atât a protecţiilor din retea cât şi a echipamentelor si utilajelor care sunt alimentate din aceasta.

Conform Standardului de performanta pentru serviciul de distributie a energiei electrice Art 27:

(1) Pentru urmărirea continuităţii şi calităţii energiei electrice, OD realizează monitorizarea acesteia într-un număr semnificativ de staţii, cu ajutorul unor aparate complexe adecvate.[...] (2) [...] fiecare OD titular de licenţă cu contract de concesiune va monitoriza minimum 5 staţii în care, din informaţiile prealabile, există probleme. Explicitare: OD - Operator de Distribuţie a Energiei Electrice

În anul 2007, pentru a răspunde cerinţei

Autorităţii Naţionale de Reglementare în Energie din România [ANRE], la nivelul Electrica Distribu ţie Transilvania Nord S.A. [EDTN] s-au instalat un număr de 5 analizoare de calitate portabile, care existau in dotare la cea dată, in staţii de transformare care îndeplineau condiţiile din Standardul de performanta pentru serviciul de distributie a energiei electrice. Datele inregistrate se extrag săptămânal din analizoare prin interventia unui persoane care este necesar a se deplasa in staţiile monitorizate, deoarece nu este posibila o transmitere la distanţa a acestora. Pentru a elimina acest inconvenient, s-a optat pentru investiţia într-un sistem de analizoare staţionare, integrate în reţeaua proprie EDTN de date care leaga staţiile de transformare, si care sa aibă posibilitatea de a fi accesate de la distanţă şi de a fi extinsă la mai multe puncte unde se va dori supravegherea calităţii energiei electrice.

Din luna Februarie 2011, s-a finalizat actiunea de montare a analizoarelor de calitate a energeie electrice de clasă A, de tip MAVOSYS10, in statiile de transformare: Beius, Zalau, Seini, Satu Mare2, Mihai Viteazu, Jucu, si s-au integrat in sistemul informatic ENCORE de culegere a datelor centralizat la nivel EDTN, localizat la sediul din Cluj-Napoca.

Acest sistem permite accesarea informaţiilor direct (prin serverul WEB Encore) de către oricare utilizator al reţelei interne, prin utilizarea unui browser de Internet. Pentru a avea acces personal, se pot defini useri / parole individuale.

Suplimentar fata de analizele care se pot face cu aplicatia informatica ENCORE, se realizeaza permanent o corelare a evenimentelor inregistrate de analizoare cu evenimentele consemnate de dispecer in operativa zilnica în aplicaţia EMID - OD, pentru a putea trage concluziile necesare şi a decide o eventuală întervenţie in retea.

Locul de montaj al analizorului in statiilea de transformare este astfel ales incat sa se poata obtine

Fig 1. Amplasarea analizoarelor de calitate pe teritoriul FDEE Transilvania Nord

Retea SEN 110; 220; 400kV

Bara 110kV

Trafo 110kV/MT

Bara MT

I1,2,3 U1,2,3

Analizor

Linii MT

Fig. 2. Stabilirea locului de montaj al analizorului de calitate in statia de 110/MT


în Energetică


127

2012

cat mai multe informatii referitoare la evenimente., Se monitorizeaza tensiunea de pe barele de MT – cu configuratia de conectare in triunghi – si curentii preluati de pe reductorii de curent de MT ai transformatorului de 110/MT care este in functiune la schema normala (astfel se vor inregistra si curentii de defect de pe liniile de MT, constituind un element important in analiza ulterioara).

Pornind de la aceste premize, in continuare se prezinta situaţia pentru un an de zile cuprins intre 1 martie 2011 – 1 martie 2012, in intervale de cate o saptamana, conform prevederilor Standardului de

performanta pentru serviciul de distributie a energiei electrice, si a SR EN 50160.

Observatii generale

Pentru perioada analizata, în patru din cele sase statii monitorizate s-au inregistrat in cel putin o saptamana abateri ale unor parametrii de calitatea a energiei electrice pentru mai mult de 5% din timp. Cauza neincadrarii o reprezintă fenomenul de “flicker”. Ceilalţi parametrii s-au incadrat in limitele de variaţie admise conform Tabel 1.

Tabel 1 - Parametrii monitorizati cu analizoarele de calitate a energiei electrice:

Nr. crt. Parametrul monitorizat Descriere Limite de variatie admise (la MT)

1 Frecvenţa industriala Frecventa fundamentala a curbei de tensiune, masurată pe durata a 10s

• 50Hz±1% pe durata de 95% din saptamana

• 50Hz+4% /-6% pe durata de 100% din saptamana

2

Variatiile tensiunii de alimentare

Excluzand intreruperile de tensiune, valorile medii efective pe 10minute ale tensiunii de alimentare.

• c±10% pe durata de 95% din saptamana

3 „Flicker” Severitatea de lunga durata a „flicker”-ului • Plt≤1 pe durata de 95% din saptamana

4 Nesimetria tensiunii de alimentare

Valorile medii efective pe 10 minute a componentei inverse a tensiunii de alimentare, raportate la componenta directa.

• Kn≤2 pe durata de 95% din saptamana

5 Armonicele de tensiune

Factorul total de distorsiune armonica (THDU), cuprinzand toate armonicele pana la ordinul 40, cu limitele proprii fiecarei armonice

• THDU≤8% pe durata de 95% din saptamana

Prin montarea pe barele de MT ale staţiilor de

transformare 110kV/MT a analizoarelor de calitate a energiei electrice s-a obţinut o evaluare maximală a energiei electrice disponibile in perioada analizată, respectiv cea oferită utilizatorilor alimentaţi prin linii electrice de medie tensiune pe care nu s-au inregistrat defecte care să determine functionarea protecţiilor si declanşarea liniilor din staţie. Pentru utilizatorii de pe anumite linii, pe care au avut loc evenimente accidentale, cu declanşări ale intreruptoarelor de MT din celulele plecare din statie, pe care s-au efectuat ulterior manevre de depistare a defectului pe linia de MT prin sectionari ale liniei si reconectarea acesteia, calitatea energiei electrice a fost inferioară celei de pe barele de MT ale statiei monitorizate.

Pentru situaţiile ce se vor prezenta în continuare s-a utilizat soft-ul ENCORE aferent analizoarelor MAVOSYS 10 instalate in cele 6 statii de transformare, rapoartele fiind generate direct din această aplicaţie informatică. De asemenea s-au utilizat datele referitoare la evenimentele accidentale din aplicatia EMID –

Operatiuni Dispecer, care au fost puse in corelare cu înregistrarile din analizoare de catre un operator uman, nefiind posibila o corelare automata. In urma rapoartelor generate cu aplicatia informatică Encore, pentru perioada monitorizată toti parametrii s-a incadrat in prevederilor Standardului de Performanţă mai puţin fenomenul de „flicker” care pentru 4 staţii nu s-a încadrat in limitele impuse.

In Tabelul 2 se prezinta o situatie centralizatoare a depăşirii nivelului de „flicker” pentru tensiunea de pe barele de MT ale statiilor monitorizate pentru perioada 1 martie 2011 – 1 martie 2012. Se observă că statia cu cele mai multe saptamani in care tensiunea pe barele de MT nu s-a incadrat in limitele stabilite de Standardul de performanta este statia JUCU, cu 5 saptamani de neincadrare / an, urmată de statia Beius cu 3 saptamani de neincadrare / pe an, iar pe a 3-a pozitie se situeaza statiile Mihai Viteazu si Zalau cu câte 1 saptamana de neincadrare / an. Statiile Seini si Satu Mare2 au indeplinit cerintele impuse de Standard, neavând nici o saptamana cu abateri.


în Energetică


128

2012

Tabel 2 - Situatia abaterilor de la parametrii de calitate a tensiunii pe barele de MT ale statiilor monitorizate pentru perioada 1 martie 2011 - 1 martie 2012

Statia Nr. de saptamani cu

abateri peste limite din perioada monitorizată

Depasirea limitelor admise de 95% din săptămână pentru:

Durata din saptamână pentru care Plt ≤ 1

Beius 3 “flicker” S1:UST-94%; S2:UTR-91%; S3: URS-94%

Jucu 5 “flicker” S1:URS/ST/TR-91%; S2: URS/ST/TR -88%; S3: URS/ST-94%; S4: URS/ST/TR -89%; S5: URS -

92%, UST-94%;

M.Viteazu 1 “flicker” S1:URS-91%;

Satu Mare 2 0 *

Seini 0 *

Zalau 1 “flicker” S1: UST/TR -94%;

6 statii Total 11 “flicker” *

Din analiza situatiei meteorologice in saptamanile

cu abateri, a rezultat ca in toate cazurile, abaterile au fost inregistate pe fond de conditii meteorologice deosebite, in special vant puternic, furtuna, descarcari electrice, dar şi chiciură, care au condus la defecte trecatoare sau permanente atit pe liniile de MT alimentate din statiile de transformare monitorizate cat si pe liniile de 110kV sau din RET.

Studiu de caz - staţia 110/20kV Beiuş Pornind de la informatiile continute in Tabelul 2,

unde sunt prezentate saptamanile cu abateri de la limitele stabilite in Standarul de performanta, se pot analiza in continuare fiecare din cele 4 statii unde s-au inregistrat abateri. În prezenta lucrare s-a realizat un studiu de caz pentru staţia 110/20kV Beiuş.

Tratarea neutrului reţelei de MT alimentată din staţia Beiuş este realizată prin rezistor.Fluctuaţiile de tensiune pe

barele de medie tensiune ale staţiei Beiuş, care au determinat apariţia fenomenului de „flicker”, isi pot avea originea atât in aval de punctul de monitorizare - datorită defectelor pe liniile de MT pană la funcţionarea protecţiilor şi deconectarea intreruptorului liniei - sau in amonte de punctul de monitorizare - prin propagarea variaţiilor de tensiune datorate unor defecte in reţeaua de 110kV, 220kV sau 400kV, ulterior eliminate şi acestea de functionarea protecţiilor. De asemenea, conectarea / deconectarea unor sarcini semnificative pot conduce la variaţii ale tensiunii pe barele de MT ale staţiei de transformare 110/MT.

Evenimentele identificate din EMID – Operatiuni Dispecer pentru staţia Beiuş care au putut fi cauza anumitor abateri in saptamanile in care valorile parametrilor de calitate nu s-au incadrat in limitele din Standard, sunt prezentate mai jos (doar pentru cele 3 saptamani cu abateri).

Tabel 3 - Linii MT cu evenimente in saptamanile cu abateri LE medie tensiune 20 kV

nTC Prot. max.

crt treapta 1

Prot. max crt

treapta 2

Prot. homop. crt.

Prot. homop. crt. directionata

RDH-2 RAR

Evenimente in saptamanile cu

abateri

Din care defecte

trecatoare L. Rosia 75/5 750A-0.5s 105A-1s 33.3A-0.2 0.7s RAR 2s-10s 2 1 L. Oradea 200/5 900A-0.5s 280A-1s 50A-0.4s 0.7s RAR 2s-10s 12 10

L. Dobresti 200/5 1154A-0.5s 260A-1.5s

50A-0.2s 0.5s RAR 2s-10s 3 3

L. Salonta 200/5 635A-0.5s 260A-1s 40A-0.2s 0.7s RAR 2s-10s 19 14 L. Sudrigiu 75/5 900A-0.5s 105A-1s 45A-0.2s 0.7s RAR 2s-10s L. Beius 2 150/5 1125A-0.5s 210A-1s 60A-0.2s 0.7s L. Rieni Stei 200/5 1000A-0.5s 224A-1s 40A-0.2s 0.7s L. Infratirea 150/5 900A-0.5s 210A-1s 30A-0.2s 0.7s CL 20 kV 600/5 anulata 588A-2s 80A-0.8s L. Budureasa 100/5 600A-0.5s 140A-1s 28.9A-0.2s 0.7s RAR 2s-10s 4 3 L. European Drinks

100/5 660A-0s 70A-1s 30A-0.2s 0.7s RAR 2s-10s

L Beius 1 100/5 1000A-0.5s 140A-1s 60A-0.2s 0.7s L. Mobila 150/5 1100A-0.5s 210A-1s 55A-0.2s 0.7s RAR 2s-10s L. Pietroasa 100/5 580A-0.5s 140A-1s 41.7A-0.2s 0.7s RAR 2s-10s 4 4 L. Beius 3 150/5 1290A-0s 210A-1s 60A-0.2s 0.7s


în Energetică


129

2012

Se constată multe defecte pe liniile de MT cu

caracter trecător, care se manifestă în conditii meteo deosebite.

De asemenea, defectele de pe liniile de 110 kV, in

functie de zonele de vulnerabilitate determinate de configuratia si caracteristicile reţelei de distributie, au condus la perturbatii in saptamanile cu abateri:

Tabel 4 - Linii 110 kV cu evenimente in saptamanile cu abateri

LEA 110kV Evenimente in saptamanile cu

abateri

Din care defecte

trecatoare LEA 110 kV C.Turzi-Ludus 1 1 LEA 110 kV CFR.Calarasi-Iernut 1 1 LEA 110 kV BM 3-Nistru 1 1 LEA 110 kV BM 3-Tg Lapus 1 1 Lea 110 kV Sarmasag-Tasnad si Lea 110 Suplac-Sarmasag 1 1 LEA 110 kV Satu Mare 5-Carpati 2 2 Lea 110 kv Suplac-Sarmasag si Sarmasag-Tasnad 1 1 LEA 110 kV Tihau - Jibou 1 1 LEA 110 kV Vetis-Carei 2 2 LEA 110 kV Virfurile - Criscior 1 1 LEA 110kV Alesd-Munteni 1 1 LEA 110kV Alesd-Suncuius 1 1 LEA 110kV CLUJ FLORESTI-BAISOARA II 3 3 LEA 110kV Marghita-Sacueni 1 1 LEA 110kV Marghita-Suplac 1 1 LEA 110kV Oradea S-Alesd-c1-Tileagd 2 2 LEA 110kV Oradea Vest-Voivozi 1 1 LEA 110kV Vascau-Brad 2 2

În saptamanile in care s-au inregistrat abateri toate

defectele din reteaua de 110kV au avut caracter trecător.

Pentru exemplificare, se prezintă evenimentele

identificate din EMID – Operatiuni Dispecer, cu detaliile evenimentelor, pentru una dintre saptamanile cu abateri.

Tabel 5 - Evenimentele din RED care au fost identificate din „Operativa Dispeceri” ca fiind sursa abaterilor inregistrate in analizorul de calitate din statia Beius, barele de MT, in saptamana 17_24.07.2011 (extras)[...]

Data Ora Min Instalatia

U Denumire Descriere eveniment Defect Semnalizari Pintr Ore Min

17.07.2011

05 33 LEA 110 kV

110 kV

LEA 110kV Alesd-Suncuius

RAR+ in ambele capete trecator

St.Alesd:PD3/2 TOAE. St.Suncuius SEL 311,BCG

0.00 0 0

18.07.2011

23 41 LEA 110 kV

110 kV

LEA 110kV Vetis-Carei

23.41 In st. Carei RAR reusit pe LEA 110 kV Vetis 23.41 In st. Vetis declansat LEA 110 kV Carei 00.02 In st. Vetis cu c.s. conectat LEA 110 kV Carei, tine normal.

trecator

St. Carei: releu SEL 311C clapete: TRIP;A;G;1; d=12.87% St. Vetis: releu SEL 311C clapete: TRIP;LO;A;G;1; d=61.98%, a functionat PDB

0.00 0 0

23.07.2011

07 57 LEA 20 kV

20 kV

LEA 20kV Beius-Oradea

Declansare R 4007 trecator PHC 0.35 0 2

23.07.2011

08 07 LEA 20 kV

20 kv

LEA 20kV Beius-Budureasa

Declansare LEA trecator PHC 0.18 0 2

[...] in total 33 evenimente identificate din EMID – Operatiuni Dispecer, din care 11 in reteaua de 110kV, restul pe MT.


în Energetică


130

2012

De asemenea s-au mai inregistrat in saptamana analizata:

6 evenimente neidentificate in RED TN (aceste abateri ale tensiunii putând fi consecinţe ale unor evenimente din RED ale OD vecini, RET, sau Producatori).

27 evenimente in reteaua MT (inclusiv declansari / reconectari de reclosere) constând in manevre de depistare defect: incercari de

proba, conectari a unor porţiuni de linie cu consum mare, care au condus la variatii de tensiune pe barele de MT ale statiei Beius.

Printr-o reprezentare grafică (figura.3) a evoluţiei

tensiunii pe barele de MT şi a nivelului de „flicker” pentru aceeaşi perioadă de timp, se poate observa corelarea intre numarul mare de scaderi ale tensiunii minime si cresterea nivelului de “flicker”.

Fig.3 - Evolutia tensiunii efective (max., medie, minima) şi a nivelului de “flicker” pe termen lung (Plt)

inregistrate pe barele de MT ale statiei Beius in saptamana 17-23.07.2011 Originea perturbatiei raportata la punctul de

monitorizare, se poate aprecia relativ usor din figurarea pe acelaşi grafic a evolutiei tensiunii si a curentului pe intervalul de timp de analizat. Se

observă ca exista reduceri ale nivelului de tensiune insoţite sau nu de creşterea curentului masurat pe circuitul de MT al transformatorului 110/20kV.

Fig.4 - Evoluţia tensiunii si a curentului pe infaşurarea de MT a transfomatorului 110/MT


în Energetică


131

2012

In continuare se prezinta situatia abaterilor valorilor efective ale tensiunii de pe barele de 20kV

din statia Beius pentru intreg anul monitorizat (1martie2011 - 1 martie 2012).

Fig.5. - Situatia valorilor efective ale tensiunii în funcţie de timp, inregistrate pentru fiecare canal de intrare de tensiuni din analizor (in acest caz evenimentele sunt tratate independent, neagregate, pentru canalele de tensiune

R-S; S-T; T-R) chiar daca au avut cauze comune (acelasi defect din reţea). Se observă că acest mod de înregistrare conduce la un numar aparent mare de evenimente.

Rms Magnitude-Duration View 01.03.2011 00:00:00 to 01.03.2012 00:00:00

Duration

Rms Voltage (% of Base)

0-5c 5-10c 10-30c

30-60c 1-5s 5-30s 30-60s 60-120s >120s

0% 0 0 1 0 10 0 5 6 9

10% 0 0 1 2 0 0 0 0 0

20% 0 0 5 1 1 0 0 0 0

30% 17 1 6 0 0 0 0 0 0

40% 24 6 12 0 3 0 0 0 0

50% 7 4 13 5 0 0 0 0 0

60% 2 1 16 8 0 0 0 0 0

70% 41 6 12 7 6 0 0 0 0

80% 95 46 34 17 2 0 0 0 0

90% 0 0 0 0 0 0 0 0 0

100% 0 0 0 0 0 0 0 0 0

110% 1 0 0 0 0 0 0 0 0

120% 0 0 0 0 0 0 0 0 0

130% 0 0 0 0 0 0 0 0 0

140% 0 0 0 0 0 0 0 0 0

150% 0 0 0 0 0 0 0 0 0


în Energetică


132

2012

Intreruperile de tensiune inregistrate pe barele MT, cu corespondenta in EMID

Data Ora Min Instalatia U Denumire Descriere eveniment Defect Semnalizari Pintr Ore Min

01.06.2011

14 16 UTILIT.ST TRAFO IT

110/20 110/20

ST.110/20kV Beius TRAFO 1 16MVA 110/20kV 96703

Declansat Trafo 1-16 MVA 110/20 kV, a functionat protectia homopolara de tensiune, simultan cu declansarea LEA 20 kV Dobresti. La ora 14.24 dupa confirmarea DEDL Bihor ca poate primi tensiune pe barele 20 kV din st.Beius adus in functiune Trafo 2-25 MVA, tine normal. La ora 17.31 in st.Beius adus Trafo 1-16 MVA in functiune, Trafo 2-25 MVA in rezerva calda.

- Protectia homopolara de tensiune.

6.00 0 8

10.07.2011

23 37 LEA 110 kV

110 LEA 110kV Beius-Oradea Sud

RAR- in ambele capete.In st.Beius functionat AAR,declansat I20 kV trafo2-25 MVA si anclansat I 20 kV CL. La ora 23.54 in st.Oradea-Sud conectat Lea 110 kV Beius dar declanseaza iar

persistent

St.Oradea-Sud7SA522RSN,Z1,d=31 kM. St.Beius:D114,RSNV,t=0.1s

0.00 0 0

06.11.2011

07 01 LEA 110 kV

110 LEA 110kV Beius-Oradea Sud

RAR + pe LEA 110 kV Beius Oradea Sud

trecator

St Beius prot D 114cl.RNV t=0''si homopolara de crt.tr.1 St Oradea Sud prot Siemens 7SA 522 cl RN tr.1 d=45.3km

0.00 0 0

28.11.2011

11 45 UTILIT.ST 110/20 ST.110/20 kV Beius

Ora 11.45 declansat Trafo 2-25 MVA 110/20 kV prin prot.homop.de crt,ca urmare refuz declansare I20 kV Lea sudrigiu.S-a deconectat Lea 20 kV Sudrigiu si la ora 11.46 adus in functie Trafo 2 -25 MVA si alimentat consumatorii,cu exceptia Lea 20 kv Sudrigiu

Persistent in reteua MT

Functionat prot.homop.de crt

9.00 0 1

In plus s-au mai inregistrat pe analizor inca 4

intreruperi care nu au corespondet in EMID. Acestea au fost datorate unor lucrari programate in circuitele secundare (fara afectarea utilizatorilor).


în Energetică


133

2012

Concluzii si masuri

Din analiza prezentată rezultă că pe parcursul unui an de zile, din cele 6 statii monitorizate cu analizoare de calitate a energiei, in 4 dintre acestea s-au inregistrat săptămâni în care parametrii de calitate a energiei electrice nu se incadreaza în limitele prevăzute de Standardul de performantă.

In toate staţiile monitorizate s-au înregistrat abateri ale parametrilor de caliate valoric, însa ca durată admisa a acestora (95% din saptamana), în 2 statii nu s-au înregistrat abateri.

“Flicker”-ul este parametrul de calitate la care s-a constatat neîncadrarea în limitele prescrise. Fenomenul de “flicker” este determinat de variatiile bruşte de tensiune, chiar daca nivelul tensiunii se mentine in limitele de +/- 10% Un.

Evenimentele care au produs abateri sunt localizate atât în reţeaua de distribuţie de MT, cât şi în reţeaua de 110kV, reteaua de transport (Un>=220kV), sau reţelele de distributie ale operatorilor vecini, cât şi în instalaţiile de utilizare.

Deoarece legislatia europeana in domeniu este intr-o continua schimbare, apar unele dificultati in interpretarea depăşirii pragurilor evenimentelor. Aici mentionam ca daca in Standardul de performantă intreruperea tensiunii este considerat cazul in care tensiunea scade sub 1% din Un, în ultima editie a EN 50160 pragul este de 10%, rezultind o incadrare diferită între goluri de tensiune si intreruperi. Soft-ul de prelucrare a datelor este de asemenea un instrument care poate, datorita unor probleme de implementare, crea anumite rezultate interpretabile.

Având în acest moment corelarea evenimentelor din EMID – Informare zilnica dispecer cu abaterile înregistrate în analizoare, fiecare OD poate să ia măsuri de a îmbunătăţii siguranţa în functionare a instalaţiilor de distribuţie, prioritatea fiind dată de frecventa de apariţie a evenimentelor în anumite zone de reţea:

a. Reconfigurări ale reţelei de MT pentru o mai usoară identificare a porţiunilor cu multe defecte trecătoare sau permanente.

b. Stabilirea de lucrări pentru aducerea la o stare tehnică mai bună a zonelor de retea cu defecte multiple: 1. Lucrări de reparatii cu documentaţie

redusă 2. Lucrări de menteantă preventivă (de

exemplu termoviziune)

3. Lucrări de reparaţii cu documentaţie completă Lucrări de modernizare.

c. Efectuarea lucrărilor de defrişări si întreţinere culoare ale liniilor aeriene.

d. Stabilirea oportunităţii modificării tratării neutrului în vederea obţinerii unei continuitati mai bune in alimentarea utilizatorilor, in staţiile unde este posibila tratarea atât cu rezistor cât şi cu bobina de stingere.

In conformitate cu cele prezentate mai sus, pornind de la informatiile inregistrate in analizoarele de calitate, evenimentele inregistrate in EMID – Informare zilnica dispecer, si alte informatii pe care le detine gestionarul instalatiilor (contoare cu curba de sarcina si modul PQM; SCADA, relee digitale din statiile de transformare, etc.), la nivelul centrelor de, exploatare se vor analiza modalitatile de îmbunataţire a calitatii energiei electrice, prin masuri de reducere a numărului de evenimente din RED având cauze de natura tehnică. Actiuni viitoare

1. Se va continua monitorizarea statiilor in care exista in prezent analizoare de calitate

2. In cadrul lucrarilor de investitii se va extinde monitorizarea si a altor statii utilizand experienta acumulata si integrarea acestora in sistemul informatic existent.

3. Instruirea personalului de la nivelul gestionarului de instalaţii pentru a putea face analize proprii, mai amanuntite si pentru a stabili directii de actiune locale pentru imbunatatirea functionarii RED atat ca lucrari de mentenanta / investitii cât si ca scheme de functionare.

4. Analiza posibilitaţii efectuării unor schimburi de date cu OD vecini si cu OTS in vederea identificarii tuturor evenimentelor care conduc la perturbaţii.

BIBLIOGRAFIE

[1].- ANRE - Standardul de performata pentru serviciul de distributie a energiei electrice

[2].- *** - EN 50160:2010 [3].- Dranetz BMI - Manual de utilizare MAVOSYS 10 [4].- Dranetz BMI - Manual de utilizare Encore


în Energetică


134

2012

1.19.- SOLUTIE PENTRU AMPLASAREA SI ALIMENTAREA

ANALIZOARELOR DE CALITATE A ENERGIEI ELECTRICE IN PROXIMITATEA CENTRALELOR DE ENERGIE ELECTRICA

Dr.Ing. Sorin Bălăuţă, Ing. Stelian Buliga, Ing. Marius Iuzic, Ing.Nicolae Murariu

E.ON Moldova Distributie S.A.,Iasi, str.Ciurchi 146-150, tel.0230 205896, fax:0232 405216, e-mail: [email protected], [email protected], [email protected],

[email protected]

Summary: For accomplish demands of „ Performance Standard for assignment service of electrical energy”., E.ON Moldova Distributie S.A.have developed a system dedicate for pursuance of energy’s quality,since 2009 with dedicated devices (acc. IEC 61000-4-30/2008).In this papers authors describes a solution for supply a device dedicate for pursuit and record the electrical energy quality installed in the proximity of electricals plants.

1. FUNDAMENTARE In conformitate cu Ord. 51/03.04.2099 pentru

aprobarea normei tehnice „Conditii tehnice de racordare la retelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene, extins prin similitudine tuturor autoproducatorilor”, se prevede:

Art. 12. (1)…Măsurarea şi evaluarea caracteristicilor de calitate a energiei a turbinelor eoliene conectate la o reţea electrică;

(2) Indiferent de numărul GGE (Grupuri Generatoare Eoliene) si al instalaţiilor auxiliare aflate în funcţiune şi oricare ar fi puterea produsă, CEED (Centralele Electrice Eoliene Dispecerizabile) trebuie sa asigure in PCC (Punctul Comun de Cuplare) calitatea energiei electrice conform cu standardele în vigoare.

Art. 13. Operatorul de reţea verifică şi asigură că racordarea şi funcţionarea CEED prevăzute a fi instalate nu conduce la încălcarea normelor în vigoare privind calitatea energiei electrice.

Art. 25 (2) Pentru CEEND (Centralele Electrice Eoliene Nedispecerizabile) cu puteri instalate ≤ 1 MW se impun următoarele cerinţe minime:

(c) Să respecte condiţiile de calitate a energiei electrice produse, stabilite de operatorul de reţea, conform normelor în vigoare .

1. SITUATIA EXISTENTA Odata cu intrarea in vigoare a “Standardului de

performanta pentru serviciul de distributie a energiei electrice”, in anul 2009, operatorii de dustributie au trebuit sa abordeze problemele privind calitatea energiei electrice conform exigentelor UE. Prin acest Standard se solicita fiecarui operator de distributie sa monitorizeze parametrii de calitate ai energiei electrice intr-un numar semnificativ de statii de transformare, iar intreruperile in furnizare sa fie

monitorizate automat pentru toti consumatorii de inalta si medie tensiune.

Pentru a indeplini solicitarile Standardului ,E.ON Moldova Distributie SA a implementat, incepand cu anul 2009, un sistem de monitorizare a calitatii energiei electrice cu ajutorul unor aparate special destinate acestui scop (analizoare de calitate, de clasa A, conform standardului IEC 61000-4-30/2008) montate in statiile de transformare, pe partea de MT a transformatoarelor de putere. Acest sistem s-a extins in perioada 2010-2012 [1]. Sistemul este compus din doua componente majore: componenta de monitorizare+achizitie si componenta de stocare+analiza (unitatea centrala) avand configuratia sugerata in figura 1.

Fig.1 - Sistem de monitorizare a calitatii e.e.

Fig.2 - Analizor de calitate a energiei electrice


în Energetică


135

2012

3. SOLUTIE PENTRU AMPLASAREA SI ALIMENTAREA ANALIZOARELOR DE CALITATE A ENERGIEI ELECTRICE IN PROXIMITATEA CENTRALELOR DE ENERGIE ELECTRICA

Pentru a asigura alimentarea analizorului de calitate a energiei si a comunicatiei la distanta, prin GSM/GPRS, se monteaza pe stalpul LEA MT (conform Fig. 5 si 6) , o cutie cu grad de protectie IP 54 cu urmatoarele echipamente: - Bloc alimentare analizor + modem GSM/

GPRS cu asigurare backup de 1 ora: - sursa 24 Vcc, 2A ; - modul UPS; - baterii Pb 2x7Ah/2x12Vcc; - invertor.

Fig. 3 - Sursa de 24 Vcc

Fig. 4 - Modul UPS

Fig. 5 - Invertor

- Bloc asigurare temperatura de functionare compus din : - rezistenta de 50 W; - termostat (temperatura de decuplare: 15°C,

temperatura de cuplare : 0 °C) (conform Fig.) - Analizor (integrabil in Sistemul de

Monitorizare a Calitatii Energiei Electrice al E.ON Moldova Distributie S.A.+ ceas GPS.

- Modem GSM/GPRS cu alimentator 230 Vca/24 Vcc.

- Auxiliare: - Sir cleme sigilabil pentru:- circuitele de

masurare (curent,tensiune) ale analizorului; cirucitele de alimentare ale analizorului (+ceas UPS) si alimentatorului 230 Vca/24 Vcc al modemului GSM/GPRS.

Tensiunea de 230 Vca - pentru alimentarea analizorului si modemului GSM/GPRS prin blocul de alimentare ce asigura un back-up de 1 ora - este asigurata de un Transformator de Tensiune bifazat – de exterior- cu raportul de transformare 20.000/230 Vca (conform fig. 5 si 6). Puterea transformatorului = 1000 VA. Transformatorul de Tensiune bifazat - de exterior- va fi in gestiunea E.ON Moldova Distributie S.A.

Pentru masurare se utilizeaza 3 transformatoare de tensiune monofazate –de exterior- cu raportul de transformare =20/√3/0,1/√3kV (C.P.=0.5) si 3 transformatoare de curent – de exterior – (C.P.=0,5) cu Isecundar nominal = 5 A iar Iprimar nominal ales in functie de valoarea energiei electrice vehiculate pe reteaua de MT (medie tensiune).

Pe acelasi stalp al LEA MT este amplasata si cutia de masurare in care este montat contorul electronic de energie electrica dublu sens in montaj indirect.

Pe caile de curent analizorul si contorul electronic de energie electrica se vor inseria, iar circuitele de tensiune pentru masurare vor fi montate in paralel.

Conductoarele circuitelor de curent sunt duse mai intai in contor.

Sunt exprimate - in cele ce urrmeaza-cerinte tehnice de baza pentru transformatoarele de masurare necesare functionarii analizorului pentru calitatea e.e. dar si pentru celelalte dispozitive si componente.

Pe stalpul LEA 20 MT este amplasata cutia analizorului (cu grad de protectie minim IP54) (conform Fig. 5 si 6) [2].

Cutia analizorului are dimensiunile maxime: Latime: 800 mm; Inaltime:600 mm; Adancime: 250 mm.

Cutia analizorului este prevazuta cu bratari pentru montarea pe stalpul LEA MT .

Usa de acces a cutiei analizorului este sigilabila. Pe cutia analizorului este montata o armatura

(bara filetata trecuta prin fateta laterala a cutiei cu piulite pe partea interioara si pe partea exterioara) pentru legarea la pamant.


în Energetică


136

2012

Pe cutia analizorului sunt prevazute doua presetupe pentru antenele GPS si GSM/GPRS.

Cutia analizorului se monteaza pe stalpul LEA MT la inaltimea fata de pamant: X2(m)= 2,5 m.

In cutia analizorului se monteaza:

Analizorul pentru calitatea energiei electrice de clasa A/EN 61000-4-30/2008 + ceas GPS +modem GSM/GPRS cu alimentator 230 Vca/24 Vcc.

Analizorul pentru calitatea energiei electrice este integrabil in Sistemul de Monitorizare a Calitatii Energiei Electrice al E.ON Moldova Distributie (Temperatura de functionare pentru analizor: -10°C.. +50°C.).

Pe circuitul de alimentare al analizorului + ceas GPS+ alimentator 230 Vca / 24 Vcc modem GSM/GPRS se monteaza un intrerupator bipolar cu In =2 A.

Blocul alimentare analizor + ceas GPS+ modem GSM/GPRS asigura backup de 1 ora si este compus din:

- sursa 24 Vcc, 2A - Tensiunea de intrare: 85...264 Vca, frecventa: 50 Hz, Intrare = 0,75 A la 230 Vca, puterea 48 W, tensiunea de iesire: 24 Vcc, gama tensiunilor de iesire: 21,6...26,4 Vcc, temperatura de functionare: -10°C..+ 50°C, montare: pe sina DIN;

- modul UPS - Uintrare,iesire : 24-29 Vcc, temperatura de functionare: -10°C..+ 50°C, baterie externa de Pb 2x7Ah/2x12Vcc, montare: pe sina DIN, sa fie prevazut cu un releu de iesire cu contact On/Off pentru semnalizarea comutarii alimentarii de pe conexiunea cu sursa de 230 Vca/24 Vcc pe bateriile de Pb 2x7Ah/2x12 Vcc.

- în cazul comutarii alimentarii contactul este folosit intr-un circuit de semnalizare digital intre UPS si analizor; Analizorul va initia in aceasta situatie transmiterea unei alarme catre punctul central prin modemul GSM/GPRS;

- invertor - Uintrare: 21-30Vcc, Uiesire: 230 Vca, puterea:400W, Tfunctionare: -10°C..+ 50°C.

Blocul de asigurare a temperaturii de functionare este compus din:

- rezistenta de 50 W; - termostat (temperatura de decuplare: 15°C,

temperatura de cuplare: 0 °C). Pe circuitul de asigurare a temperaturii de

functionare este montata o siguranta automata bipolara de 6 A (Fig.7 )

Auxiliare: Sir de cleme sigilabil cu: 8 cleme pentru circuitele de

masurare curent , 4 cleme pentru circuitele de masurare tensiune, o clema pentru circuitul de impamantare, 2 cleme pentru circuitul de alimentare analizor + alimentator 230 Vca/24 Vcc, 2 cleme pentru circuitul alimentarea sursei 24 Vcc / 2 A ,2 cleme pentru circuitul de alimentare a rezistentei de 50 W. Clemele pentru

circuitele de curent sunt prevazute cu un sunt pentru a face posibila inlocuirea analizorului (fara a deconecta LEA MT) si verificarea corectitudinii montajului analizorului (ridicarea diagramei fazoriale). Trei din cele patru cleme pentru circuitele de tensiune de masurare sunt echipate cu sigurante fuzibile rabatabile cu In = 2A [2].

Pe stalp (conform fig. 5 si 6) sunt montate 3 transformatoare de curent de exterior..

Caracteristicile transformatoarelor de curent de exterior: In secundar = 5 A; In primar se va stabili in functie de tranzitul de e.e. din LEA MT; un secundar pentru masurare, Clasa de precizie C.P. = 0,5.

Pe stalp (conform fig. 5 si 6) sunt montate 3 transformatoare de tensiune de exterior.

Caracteristicile transformatoarelor de tensiune de exterior: raportul de transformare ntt = 20/√3/0,1/√3kV, clasa de precizie C.P.=0,5.

Pe stalpul LEA MT (conform Fig. 5 si 6) este montat si un transformatoare de tensiune de exterior cu urmatoarele caracterstici: ntt = 20/0,23 kV, S=1000 VA [2]. BIBLIOGRAFIE

[1] - N.Murariu, I.Gorgos, S.Buliga - CNEE 2011, 4.11

“Dezvoltare sisteme de monitorizare a calitatii energiei electrice cu analizoare portabile”.

[2] - S. Balauta - Standard (Cod 280/04.05.2012) - “Solutie pentru alimentarea analizoarelor de calitate a energiei electrice in proximitatea centralelor de energie electrica”.


în Energetică


137

2012

Fig. 5 - Solutie pentru amplasarea si alimentarea analizoarelor de calitate a

energiei electrice in proximitatea centralelor de energie electrica.

Fig. 6 - Amplasarea transf. de masurare si a cutiilor de masurare pentru situatia in care in

dreapta (conform figurii 5) se considera racordat producatorul de energie electrica.

Fig.7


în Energetică


138

2012

1.20.- INSTRUMENT VIRTUAL PENTRU ANALIZA CALIT ĂŢII ENERGIEI ELECTRICE ÎN RE ŢELELE

ELECTRICE DE DISTRIBU ŢIE

As.dr.ing. Anca Miron Prof.dr.ing. Mircea Chindriş Conf.dr.ing. Andrei Cziker Universitatea Tehnică din Cluj-Napoca, Departamentul de Electroenergetică şi Management,

Str. Memorandumului nr. 28, Cluj-Napoca, tel.0264.401.451, e-mail: [email protected], [email protected], [email protected]

Summary: In the last years, the new national power quality standards impose to the power suppliers to properly evaluate the power quality situation in all networks important nodes. This fact brings an issue difficult to solve, as great investments has to be made in order to respect the imposed reqiurements. Thus it is needed new expensive measure equipments, new specialized personal and a lot of time. To solve this issue, the authors propose an elegant approach that supposed the use of virtual instrumentation.

The paper presents the virtual instrument dedicated for the analysis of power quality in distribution networks using the disturbances propagation phenomenon. In order to study the propagation a predefined distribution power network was implemented. It supplies three categories of consumers: industrial, urban and rural; and the user can change the characteristics of the power quantities in order to see how the disturbances propagate. 1. INTRODUCERE Calitatea energiei electrice (CEE) a devenit un

aspect important în analiza sistemelor electroenergetice. Aceasta se datorează în principal efectelor negative ale perturbaţiilor electromagnetice asupra componentelor sistemelor electroenergetice şi de asemenea datorită avalanşei de noi echipamente industriale şi aparate casnice care sunt surse de perturbaţii electromagnetice. Pentru a elimina efectele negative şi pentru a menţine echilibrul sistemului electroenergetic, comisiile specializate sunt într-o continuă cercetare şi mereu elaborează noi standarde şi limite pentru CEE [1].

În ultimii ani în România au intrat în vigoare noi normative referitoare la CEE, anume: Standardul de performaţă pentru serviciile de transport şi de sistem al energiei electrice, respectiv Standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice. Aceste acte normative sunt în concordanţă cu noile standarde de calitate internaţionale: EN 50160 - Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution systems şi CEI 61000-4-30 - Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-30: Testing and measurement techniques - Power quality measurement methods. Ele sunt obligatorii pentru toţi cei angrenaţi în procesul de transport, distribuţie, dar şi consum a energiei electrice.

În conformitate cu prevederiile din aceste normative, operatorii de transport şi distribuţie trebuie să monitorizeze permanent parametrii de calitate ai energiei electrice în toate punctele reţelelor proprii, precum şi în punctele de interfaţă cu producătorii şi consumatorii. De asemenea, monitorizarea şi determinarea indicatorilor de calitate a energiei

electrice trebuie să se realizeze cu echipamente de măsură şi prelucrare specializate (dedicate). Acest proces trebuie să se realizeze prin respectarea procedurilor şi cerinţelor de măsurare, de agregare a datelor măsurate şi a procedurilor de calcul.

Determinarea nivelului real al calităţii energiei electrice în sistemele reale presupune realizarea simultană a unor măsurători complexe într-un număr mare de puncte; este evident că acest lucru este imposibil, atât din considerente tehnice cât şi economice. Din acest motiv, dezvoltarea unor produse informatice care să permită analiza aspectelor de calitate într-un sistem energetic este deosebit de oportună; pe de altă parte, complexitatea fenomenelor impune activităţi laborioase şi de fineţe pentru o modelare cât mai veridică a elementelor de sistem şi a fenomenelor electromagnetice care apar în sistem.

În acest context, instrumentaţia virtuală oferă o rezolvare elegantă a problemelor legate de calitatea energiei electrice. Aceasta oferă multe avantaje precum flexibilitatea în rezolvarea unor probleme apărute în structura instrumentului, facilităţi în afişarea rezultatelor, capacitatea mare de înmagazinare a informaţiilor şi respectiv metodele de importare a datelor de intrare. Produsele instrumentaţiei virtuale sunt programe informatice (instrumente virtuale - IV) care oferă posibilitatea culegerii datelor măsurate în reţelele electrice, procesarea acestora şi analiza lor în vederea determinării unor caracteristici de interes a semnalelor electrice, de exemplu existenţa perturbaţiilor electromagnetice conduse [2] – [5].

Indicatorii de CEE au valori distincte în diferite puncte ale reţelelor electrice datorită faptului că perturbaţiile electromagnetice se propagă de-a lungul acestora. Valorile indicatorilor sunt influenţate de


în Energetică


139

2012

componentele reţelelor electrice (linii electrice şi transformatoare) şi de tipul perturbaţiilor. Având în vedere aceste aspecte, o metodă pentru determinarea indicatorilor de CEE în toate punctele de interes ale reţelei electrice constă în măsurarea mărimilor electrice în câteva puncte şi calcularea indicatorilor în restul punctelor prin folosirea unui algoritm de propagare a perturbaţiilor.

Analiza propagării perturbaţiilor electromagnetice este o problemă complexă, care presupune implicarea mai multor aspecte de calitate a energiei electrice: identificarea şi analiza perturbaţiilor electromagnetice, modelarea elementelor de reţea, determinarea influenţelor elementelor de reţea asupra perturbaţiilor apărute etc.

Produsul sofware descris în lucrare este un instrument virtual creat pentru analiza calităţii energiei electrice, în particular a propagării perturbaţiilor electromagnetice; el deserveşte studiul fenomenului de propagare a armonicilor, a nesimetriilor de tensiune şi curent, respectiv a golurilor de tensiune în reţelele de distribuţie. Prezentarea studiului a fost particularizată pentru o reţea electrică de distribuţie care alimentează trei tipuri de consumatori: rural, urban şi industrial.

În continuare, lucrarea prezintă instrumentul virtual dezvoltat: aspecte legate de interfaţa grafică cu

utilizatorul, codul sursă şi baza matematică, precum şi modul de utilizare al instrumentului virtual. Lucrarea se încheie cu un capitol de concluzii în care se subliniază importanţa IV, avantajele lui.

2. INSTRUMENT VIRTUAL DEDICAT

ANALIZEI CALIT ĂŢII ENERGIEI ELECTRICE

Instrumentul virtual a fost dezvoltat în mediul

grafic de programare LabVIEW, şi este dedicat studiului analizei propagării armonicilor, nesimetriilor şi golurilor de tensiune într-o reţea de distribuţie radială având o configuraţie predefinită [5].

Instrumentul virtual este compus din interfaţa grafică cu utilizatorul şi codul sursă.

2.1. Interfaţa grafică cu utilizatorul Interfaţa grafică cu utilizatorul a IV este

concepută pe două niveluri grafice. Primul nivel reprezintă o imagine tridimensională (figura 1) a reţelei electrice de distribuţie: o staţie de transformare de 110/22 kV (figura 1-T) alimentează 3 consumatori din mediul rural, industrial, respectiv urban [6].

Fig.1 - Interfaţa grafică cu utilizatorul a IV T – staţia de transformare, 1 – buton indicator a stării consumatorului industrial, 2 – buton indicator a stării

analizorului de la consumatorului urban Transportul energiei electrice de la staţia de

transformare la transformatorul coborâtor (figura 1 - T1) al consumatorilor rural şi industrial se face prin LEA; pentru consumatorii din mediul urban, transportul energiei se realizează prin cablu (LEC).

Tot la acest nivel se află şi butoanele care indică activitatea consumatorilor (figura 1 – 1, figura 2 – 1, 2, 3) sau a analizoarelor de semnale electrice (figura 1 – 2).

Nivelul secundar cuprinde ferestrele cu ajutorul cărora utilizatorul generează (curenţi sau tensiuni) - figura 2 - GS, respectiv vizualizează caracteristicile semnalele electrice

existente (indicatorii de calitate) la punctul comun de cuplare a consumatorilor - figura 2 - AS.

Pentru generarea semnalelor electrice (curenţii injectaţi de consumator) utilizatorul trebuie să introducă durata semnalului (lăţimea ferestrei măsură a semnalului), rangul, amplitudinea şi defazajul armonicilor (pot să apară un număr nelimitat de armonici, dar în practică se prevede un număr de maxim 50 armonici; armonicile cu rang mai mare de 50 au amplitudini prea mici pentru a fi luate în considerare) pentru fiecare fază în parte, în cazul regimului staţionar,

1

2 T

T1


în Energetică


140

2012

precum şi caracteristicile golurilor de tensiune / supracurenţilor (care cauzează golurile de tensiune) în cazul regimului temporar de funcţionare.

Fereastra analizorului de semnale este un obiect grafic prin intermediul cărui se afişează indicatorii de calitate ai energiei electrice corespunzători regimului

deformant şi/sau dezechilibrat, şi a golurilor de tensiune (dacă există).

Odată cu fereastra analizorului, apare şi un obiect de tip listă prin care utilizatorul trebuie să aleagă tipul semnalului şi partea transformatorului pentru care se doreşte să se facă analiza: Primar – tensiune; Primar – curent; Secundar – curent; Secundar – tensiune.

Fig.2 - Interfaţa grafică cu utilizatorul. Generarea semnalelor deformante pentru consumatorul urban. Analiza semnalelor

electrice la barele din primarul transformatorului urban Asemenea butoanelor de stare ale consumatorilor,

şi transformatoarele au ataşate butoane care indică dacă se „măsoară” mărimi electrice pe barele acestora (din primar sau secunar).

2.2. Codul sursă. Baza matematică Codul sursă al instrumentului virtual conţine toate

instrumentele virtuale folosite pentru realizarea funcţionalităţii acestuia. Între acestea există o anumită ierarhie, în funcţie de nivelul la care sunt apelate: direct în programul principal sau în programe subordonate acestuia. Codul sursă a IV poartă numele de diagrama bloc.

Diagrama bloc conţine icoanele de apel ale instrumentelor virtuale folosite, funcţii matematice aritmetice şi funcţii de analiză; ea are o compoziţie modulară, ceea ce îi dă un mare avantaj, oferind posibilitatea de realizarea a unor modificări asupra unor elemente ale acesteia fără a se influenţa structura celorlalte elemente componente.

Codul sursă cuprinde baza matematică a algoritmilor de calcul necesari analizei semnalelor electrice, a propagării perturbaţiilor, respectiv a calculului indicatorilor de calitate a energiei electrice.

Analiza semnalelor electrice şi a calculului indicatorilor de calitate sunt realizate conform standardelor în vigoare, astfel că nu se insistă pe

aceste aspecte [7], [8]. Pe de altă parte propagarea perturbaţiilor este un fenomen complex, în consecinţă relaţiile matematice de calcul a mărimilor electrice vor fi prezentate în paragrafele următoare.

Perturbaţiile electromagnetice se propagă de-a lungul reţelelor electrice, ele fiind detectate în diferite locaţii, având caracteristici identice sau diferite de cele identificate în apropierea sau la punctul de apariţie. Acest fapt se datoreşte influenţei elementelor reţelelor, a topologiei acesteia şi a tipului perturbaţiilor [9] – [18].

Armonicile de curent determinate de alimentarea consumatorilor neliniari străbat elementele reţelei (linii electrice şi transformatoare) cauzând apariţia armonicilor de tensiune ale căror caracteristici depind de tipul transformatoarelor, tipul reţelei etc. Alimentarea unor sarcini dezechilibrate cauzează un sistem dezechilibrat de curenţi pe cele trei faze, curenţi care parcurg impedanţele reţelei determinând căderi diferite de tensiune pe fazele acesteia şi, în consecinţă, un sistem dezechilibrat de tensiuni.

Propagarea acestora este diferită în funcţie de configuraţia reţelei, tipul transformatorului prin care se propagă şi distanţa de la punctul de injecţie a perturbaţiilor.

În lucrare, pentru analiza propagării armonicilor s-a folosit metoda iterativă adaptată pentru a lua în considerare regimului dezechilibrat care există în

1

2

3 AS

GS


în Energetică


141

2012

reţelele de distribuţie actuale. Acest tip de abordare presupune modelarea trifazată a elementelor de reţea, având în vedere faptul că mărimile electrice pot fi diferite pe cele trei faze ale reţelei.

În studiul propagării s-au făcut următoarele supoziţii: (i) liniile electrice şi transformatoarele sunt elemente liniare, adică nu produc curenţi sau tensiuni armonice; (ii) consumatorii sunt consideraţi surse invariante de curenţi armonici, adică rangul, amplitudinea şi defazajul armonicilor nu variază în timp; (iii) consumatorii sunt alimentaţi de la un sistem de tensiuni simetric şi sinusoidal.

În analiza propagării curenţilor şi tensiunilor armonice şi dezechilibrate este necesară metoda superpoziţiei. Astfel fiecare sistem trifazat armonic de tensiuni şi curenţi poate fi analizat ca un sistem dezechilibrat. În consecinţă este folosită metoda componentelor simetrice, cu ajutorul căreia o reţea poate fi descompusă în trei reţele de secvenţă: pozitivă, negativă şi zero.

Pe de altă parte, analiza reţelelor electrice presupune modelarea elementelor componente. Pentru modelarea liniilor electrice şi transformatoarelor autorii au avut în vedere componentele de secvenţă şi impedanţele armonice.

Impedanţele de secvenţă pozitivă şi negativă au aceleaşi valori în cazul liniilor electrice şi ale transformatoarelor după cum urmează: impedanţa armonică a liniilor electrice şi respectiv impedanţa armonică în cazul transformatoarelor. Componenta de secvenţă zero a liniilor electrice depinde de tipul liniei (LES sau LEA) şi respectiv de configuraţia acestora. Impedanţa de secvenţă zero a transformatoarelor depinde de tipul, circuitul magnetic şi grupa de conexiune a acestora.

În analiza propagării perturbaţiilor, tensiunile şi curenţi armonici dezechilibraţi se propagă în întregime de-a lungul liniilor electrice, astfel singurele elemente care influenţează propagarea sunt transformatoarele de putere.

Componentele de secvenţă pozitivă şi negativă a transformatoarelor de putere se comportă la fel indiferent de grupa de conexiune sau de tipul circuitului magnetic. Relaţiile matematice care arată legătura dintre tensiunile şi curenţi de secvenţă sunt [19]:

aUU

aUU

UkZIU

hAhC

hAhB

hahhAhA

⋅=⋅=

⋅+⋅=

−+−+

−+−+

−+−+−+−+

/

,

/

,

2/

,

/

,

/

,

//

,

/

,

(1)

unde k este un parametru care depinde de conexiunea transformatorului (tabelul 1), h este rangul armonicii,

−+ /,// hCBAU - tensiunile armonice de fază de secvenţă

pozitivă/negativă din primar, −+ /,// hcbaU - tensiunile

armonice de fază de secvenţă pozitivă/negativă din

secundar, −+ /hZ - impedanţele armonice de secvenţă

pozitivă/negativă, −+ /,hAI - componentele de secvenţă

pozitivă/negativă ale curenţilor armonici care circulă prin înfăşurările din primar şi se pot determina cu următoarele relaţii matematice:

.1

,1

,,,,−−++ ⋅=⋅= ha

ThAha

ThA I

nII

nI (2)

În (2), +haI , şi −

haI , sunt componentele de secvenţă

pozitivă şi negativă ale curenţilor armonici din

secundar şi Tn este raportul de transformare.

Componenta de secvenţă zero a curenţilor din secundar produce fluxuri magnetice importante doar dacă nu apare şi în înfăşurările primare. Dacă însă curenţii secundari de secvenţă zero pot să apară în primarul transformatorului, din punctul de vedere al acestei componente, primarul se află în regim de scurtcircuit; în consecinţă, fluxurile magnetice produse sunt nesemnificative şi pot fi ignorate.

Impedanţa de secvenţă zero, 000 XjRZ ⋅+= , ia

valori mari în cazul grupului transformatoric, respectiv în cazul transformatoarelor în manta; pentru transformatoarele cu trei coloane, impedanţa de secvenţă zero are valori mici. În cazul componentelor de secvenţă zero se aplică relaţia [19]:

0,

0,

0,

0,

0,

00,

0,

hAhC

hAhB

hahhAhA

UU

UU

UkZIU

==

⋅+⋅= (3)

unde 0,// hCBAU şi 0

,// hcbaU sunt componentele de

secvenţă zero din primar şi secundar, 0hZ - impedanţa

de secvenţă zero a transformatorului; 0 ,hAI - curentul

de secvenţă zero din primar.

Tabelul 1.Valorile coeficientului k în funcţie de grupa de conexiune a transformatorului

Conexiunea k Conexiunea K

Yy s

p

N

N Dy

s

p

N

N

⋅3

Yd s

p

N

N⋅3 Dd

s

p

N

N

Yz s

p

N

N

⋅

⋅

3

2 Dz

s

p

N

N

⋅⋅

3

2

Reţeaua electrică de distribuţie implementată alimentează trei tipuri de consumatori, a căror stare poate fi modificată de utilizator (acesta alege tipul consumatorilor: neliniari / liniari, respectiv echilibraţi


în Energetică


142

2012

/ dezechilibraţi). Schema electrică echivalentă monofilară şi trifazată sunt ilustrate în figura 3.

Elementele componente ale reţelei au următoarele caracteristici: - T: SN = 10 MVA, U1/U2=110/22 kV, usc=11 %, ∆Psc=68 kW, ∆P0=16 kW, YNd-11; - T1: SN = 630 kVA, U1/U2=20/0,4 kV, usc=6 %, ∆Psc=7,2 kW, ∆P0=2,3 kW, Dyn-5; - T2: SN = 6,3 MVA, U1/U2=20/0,4 kV, usc=10 %, ∆Psc=60 kW, ∆P0=6,5 kW, Dyn-5;

- T3: SN = 1,6 MVA, U1/U2=20/0,4 kV, usc=6 %, ∆Psc=18 kW, ∆P0=2,8 kW, Dyn-11; - L1: LEA, l=10 km, s= 70 mm2, Ol-Al; - L2: LEC, l=1,5 km, s= 150 mm2, Cu; - L3: LEC, l=0,5 km, s= 120 mm2, Cu; - L4: LEA, l=1 km, s= 25 mm2, Ol-Al; - L5: LEC, l=0,5 km, s= 120 mm2, Cu; - L6: LEC, l=3 km, s= 95 mm2, Cu.

Figura 3. Reţeaua electrică de distribuţie implementată

A. Schema electrică monofilară B. Schema electrică trifazată 3. UTILIZAREA INSTRUMENTULUI

VIRTUAL Având în vedere că studierea analizei propagării

s-a realizat pentru o reţea electrică particulară, puterile consumatorilor au fost impuse la anumite valori.

În figura 2 este prezentată fereastra de generare a curenţilor deformaţi pentru consumatorul de tip urban.

Pentru o mai bună înţelegere şi utilizare a instrumentului virtual s-au introdus butoanele 1 – 3 care indică situaţia consumatorilor: dacă sunt activi/inactivi (figura 2 – 1, 2, 3), respectiv dacă introduc perturbaţii sau nu. Se observă faptul că butoanele 1 şi 2 din figura 2 sunt colorate în galben, ceea ce înseamnă că receptoarele corespunzătoare acestor consumatori (rural şi industrial) funcţionează

dar nu introduc perturbaţii electromagnetice, în comparaţie cu consumatorul urban al cărui indicator este colorat în roşu, adică introduce perturbaţii (armonici sau dezechilibru).

Etapele care trebuie urmate pentru a genera perturbaţii sunt următoarele:

- introducerea duratei semnalului; - introducerea caracteristicilor armonicilor

(rangul, amplitudinea şi defazajul) pentru fiecare fază în parte;

- selectarea butonului „Transmite” pentru a crea semnalele cu caracteristicile alese. Rezultatul este afişarea semnalelor create, respectiv colorarea butoanele de stare ale consumatorilor;

Consumator rural

Consumator industrial

Consumator

L1 LEA

L2 LEA

L3 LEC

L4 LEA

L6 LEC

L5 LEC

Transformator T IT / MT YNd-11

Transformator T1 MT / JT Dyn-5



A.

B.


în Energetică


143

2012

- pentru ştergerea valorilor introduse se selectează butonul „Şterge valori”, care va avea drept consecinţă ştergerea tuturor valorilor;

- pentru a închiderea fereastrei de generare, se selectează butonul „OK”.

Analizorul semnalelor electrice cuprinde două subferestre:

- „Caracterizarea semnalului” în care sunt afişate informaţii generale cu privire la semnalul analizat şi care, la rândul ei, este formată din următoarele elemente: o ferestra pentru afişarea semnalelor; o fereastra în care se face caracterizarea

regimurilor de funcţionare pe fază; o valorile efective ale curenţilor pe cele trei

faze; - „Indicatori de calitate” în care sunt afişaţi

indicatorii de calitate ai regimului deformat, dezechilibrat, figura 2.

Pentru regimul deformant se determină rangul,

nivelul şi defazajul armonicilor, respectiv THD pe fază. În situaţia existenţei unui regim dezechilibrat, se determină factorul de nesimetrie zero şi factorul de nesimetrie negativă.

4. CONCLUZII Noile normative naţionale privind calitatea

energiei electrice obligă furnizorii de energie electrică să aibă o situaţie clară şi reală asupra indicatorilor de calitate în toate punctele reţelor proprii şi a punctelor de interfaţă cu producătorii, respectiv consumatorii de energie electrică. Acest fapt implică un număr mare de măsurători simultane, ceea ce presupune investiţii mari în echipamente, personal şi timp. O metodă elegantă de rezolvare a acestei probleme este utilizarea unor produse software dedicate, care să analizeze calitatea energiei în diferite puncte şi să utilizeze algoritmi de propagare a perturbaţiilor pentru a determina indicatorii de calitate în restul nodurilor de interes. Astfel autorii propun abordarea acestei metode şi prezintă un instrument virtual dedicat analizei şi propagării perturbaţiilor în reţelelor de distribuţie.

Instrumentul virtual dezvoltat este dedicat pentru analiza propagării a perturbaţiilor de tipul armonicilor, nesimetriilor, supracurenţilor şi golurilor de tensiune în reţelele electrice de distribuţie. În acest sens s-a presupus o reţea particulară care alimentează trei tipuri de consumatori. În urma analizei s-a observat că:

- perturbaţiile se propagă integral de-a lungul liniilor electrice, însă la trecerea prin transformatoarele reţelei, caracteristicile acestora se modifică în funcţie de grupa de conexiuni a transformatoarelor;

- componentele de secvenţă zero ale armonicilor din secundarul transformatoarelor cu grupa de conexiune Dyn nu se regăsesc în primarul acestora;

- curenţii armonici determină tensiuni armonice la barele transformatorului de alimentare. Astfel, consumatorii neliniari influenţează funcţionarea consumatorilor liniari.

Folosirea acestui produs software oferă următoarele avantaje:

- simularea regimurilor de funcţionare dezechilibrate, deformante şi crearea de supracurenţi;

- interfaţă grafică prietenoasă; - obţinerea unor rezultate viabile într-un timp

scurt. NOTĂ: Această lucrare a beneficiat de suport

financiar prin proiectul “Dezvoltarea şi susţinerea de programe postdoctorale multidisciplinare în domenii tehnice prioritare ale stategiei naţionale de cercetare – dezvoltare - inovare” 4D-POSTDOC, contract nr. POSDRU/89/1.5/S/52603, proiect cofinanţat din Fondul Social European prin Programul Operaţional Sectorial Dezvoltarea Resurselor Umane 2007 – 2013.

BIBLIOGRAFIE

[1].- Golovanov Carmen, Albu Mihaela, ş.a. - Probleme moderne de măsurare în electroenergetică, Editura Tehnică, Bucureşti, 2001.

[2].- Adamo F., Attivissimo F., Cavone G., Giaquinto N. - SCADA/HMI system in advanced educational courses, IEEE Transactions on Instrumentation and measurement, Vol.56, No. 1, February 2007, pag. 4-10.

[3].- Swain N.K., Anderson J.A., Singh A., Swain M. - Remote data acquisition, control and analysis using LabVIEW frontal panal and real time engine, Proceedings IEEE SoutheastCon 2003, ISBN 0-7803-7856-3/03.

[4].- Teng, J.-H., Chan S.-Y., Lee J.-C., Lee R. - A LabVIEW based virtual instrument for power analyzers, ISBN 0-7803-6338-8/00, IEEE, pag. 179-184.

[5].- Maier V., Maier C.D. - LabVIEW în Calitatea Energiei Electrice, Editura Albastră, Cluj-Napoca, 2000.

[6].- Miron Anca, Cziker A., Chindris M. - Software tool for conducted electromagnetic disturbances propagation analysis, The 8th International Power Systems Conference, 5 – 6.11.2009, Timişoara, Romania, pag. 305 – 312, ISSN 1582 – 7194.

[7].- Miron Anca, Chindriş M., Cziker A. - Utilizarea inteligenţei artificiale în identificarea perturbaţiilor electromagnetice, Revista Energetica, anul 57, nr. 4/2009.


în Energetică


144

2012

[8].- Miron Anca, Chindriş M., Cziker A. - Virtual Instrument for Electromagnetic Disturbances Classification and Analysis, 2009 IEEE Bucharest PowerTech, 28 iunie – 2 iulie, Bucureşti, Romania, paper 50.

[9].- Hatziadoniu C.J. - Time domain methods for the calculation of harmonic propagation and distortion, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 3, No 1, February 1988.

[10].- Robinson D. - Harmonic management in MV distribution systems, Teză de doctorat, Universitatea din Wollongog, 2003.

[11].- Lundoquist J. - On harmonic distortion in power systems, Diplomă de licenţă, Departamentul de Energetică, Universitatea Chalmers, Goteburg, Suedia, 2001.

[12].- Ghijselen J., Ryckaert W., Melkebeek J. - Distribution System Parameters And Their Influence On Harmonic Propagation, CIRED, 17th International Conference on Electricity Distribution, Barcelona 12-15 Mai, 2003.

[13].- Ortmeyer T.H., Fayyaz A.M., Takashi H. - Harmonic modeling of networks, IEEE Transactions on Power Delivery, 1996.

[14].- Styvaktakis E. - Automating Power Quality Analysis, Teză de doctorat, Department of Electric Power Engineering and Department of Signals and Systems, Chalmers University of Technology, Goteborg, Suedia, 2002.

[15].- Xu W., Ranade S.J. - Analysis of Unbalanced Harmonic Propagation in Multiphase Power Systems, IEEE Trans. on Power Systems, 1994.

[16].- Anca Miron, Chindriş M., Cziker A. - Virtual electrical signal generator, Acta Electrotehnica, Proceedings of the 2nd International Conference on Modern Power Systems, MPS 2008, pag.170 – 174.

[17].- Chindriş M., Cziker A., Miron Anca - Propagation of unbalance at different voltage levels, Conferinţa de Inginerie Electrică CIE 2007, 7 – 8 iunie 2007, Băile Felix, Oradea, Analele Universităţii dun Oradea, Fascicula de Energetica Nr.13, Editura Universităţii din Oradea 2007, ISSN 1224-1261, pag. 205-210.

[18].- Chindriş M., Sudria E., Cziker A., Miron Anca - Propagation of unbalance in electric power systems, 9th International Conference Electrical Power Quality and Utilisation, EPQU’07, Barcelona, Spain, 9 – 11 October 2007.

[19].- Miron Anca, Chindriş M., Cziker A. - Efficiency increase of power quality analysis using virtual instrumentation, WEC REGIONAL ENERGY FORUM – FOREN 2010, Neptun, 13 -17 iunie 2010, lucrarea s3-13-en.


în Energetică


145

2012

1.21.- PREOCUPĂRI PRIVIND MANAGEMENTUL INTELIGENT AL

ENERGIEI ELECTRICE LA CONSUMATORI CASNICI INTELIGEN ŢI, ÎN VIITOAREA RE ŢEA INTELIGENT Ă

Ing.ec. Daniel Bălan

FDEE Electrica Distribuţie Transilvania Sud - Direcţia Tehnică 110 kV, CPRAM Mureş, str. Călăraşilor nr.103, tel.0265 205815, fax.0265 205824, [email protected],

Summary: Energy consumption in the residential sector represents an important part of the electricity demand. In this context, a forecasting of electricity consumption in the household sector is very important, to be able to forecast the consumption of each device, because in terms of dynamic demand management it is important to evaluate the electrical energy that can be reduced, where there are consumers with unbalanced loads. Is intended to present in this paper are currently preoccupations regarding a management intelligent household electrical energy in the context of future smart power grids, smart metering implementation of electricity. 1. INTRODUCERE.

Reţelele actuale de distribuţie a energiei electrice

se confruntă cu o problemă privind posibilitatea de a se extinde, pentru a putea face faţă la cererea tot mai mare de energie electrică. Creşterea producţiei de energie electrică fără schimbări majore asupra infrastructurii sistemului poate conduce la întreruperi în alimentare, avarii, pierderi finaciare. O soluţie propusă de specialişti din industrie şi mediul academic este acela al ,,reţelelor inteligente” (,,smart grids”), care va definii o mai bună distribuţie a energiei, utilizare a infrastructurii de comunicaţie şi implicare a consumatorilor în utilizarea eficientă a energiei electrice. Aceste reţele promit schimbări privind scenariile posibile ale modelelor de distribuţie a energiei, redefinirea relaţiilor dintre toate entităţile implicate în producerea, distribuţia şi consumul de energie electrică şi dezvoltarea automatizării la nivel de utilizator. Alocându-se surse financiare pentru dezvoltarea noilor tehnologii, este imperativ ca beneficiile economice ale consumatorilor casnici să fie justificate [1]. În prezent, infrastructura contorizării avansate (Advanced Metering Infrastructure -AMI), reţeaua internă din mediul casnic (Home Area Network - HAN) şi managementul cererii (Demand-Side Management- DSM) vor fi opțiuni pentru o rețea inteligentă. Programele DSM vor viza măsuri de reglementare, control, reducerea consumului de energie electrică, dar şi posibilitatea conectării la sursele de generare distribuită.

Termenul de Smart Home (SH) a fost menţionat la începutul anilor 1980, marcat de încercările de a transfera ideea apărută pe pieţele de consum pentru o automatizare a serviciilor (,,home automation”) într-o casă inteligentă [2]. şi mai târziu, prin introducerea tehnologiei informaţiei şi comunicaţiei (TIC), în vederea conectării aparatelor electrocasnice într-o reţea. Din punct de vedere tehnologic, ideea de bază este aceea că într-o casă inteligentă, o unitate centrală

(PDA, un calculator sau un panou fix de control) poate monitoriza şi comanda alimentarea aparatelor electrocasnice. Casele pot fi clasificate în funcţie de tipurile de echipamente, a sistemelor instalate şi diferă prin: topologia utilizată (conectarea centralizată sau descentralizată a aparatelor electrocasnice), mediul de transmisie a comenzilor (cabluri coaxiale, fibră optică, transmisie wireless, linii de energie) şi limbajul folosit (protocol) pentru comunicaţia dintre aparate (Bluetooth, ZigBee, Internet Protocol TCP/IP) [3].

Casa inteligentă este o reședință dotată cu aparate electrocasnice, de iluminat, de încălzire, aer condiționat, televizoare, calculatoare, sisteme multimedia audio, sisteme de securitate, camere de filmat, capabile de a comunica unul cu altul și care pot fi controlate de la distanță printr-un program dedicat, din orice cameră din casă, precum și de la distanță, prin telefon sau internet [4]. Este important a se stabili o limită şi cerinţele tehnologice care sunt necesare pentru o casă inteligentă. Aceasta poate fi văzută ca un mediu (casă, apartament sau spaţiu de locuit) în care aparatele din interior sunt obiecte inteligente şi se pot conecta între ele prin senzori şi procesoare inteligente.

În casele inteligente, echipamentele împreună cu algoritmi cheie vor putea îndeplinii funcţii de sprijin, de monitorizare şi de confort. Dincolo de problemele legate de confort şi de relaxare acestea pot fi destinate în principal pentru pacienţii vârstnici cu dificultăţi de mers, auz, vedere sau dizabilităţi cognitive. Casa inteligentă şi diferitele aparate electrice din interior pot fi dotate cu senzori, actuatori şi monitoare biomedicale, conectate într-o reţea la un centru pentru colectarea şi prelucrarea datelor [5]. Sistemul va putea fi folosit pentru a furniza mai mult confort şi siguranţă, cu rezultat în economisirea energiei.

În viitor, conceptul de spaţiu în casele inteligente va fi reconsiderat, având în vedere că oamenii vor avea activităţi din ce în ce mai multe în jurul casei şi astfel, frontiera dintre activitatea profesională şi cea de acasă va deveni tot mai îngustă. Spaţiul din societatea


în Energetică


146

2012

informaţională devine din ce în ce mai complex şi poate fi înţeles ca trei spaţii integrate într-unul singur, în care spaţiul virtual (VS) şi spaţiul ambiental inteligent (AmI-S) vor fi combinate cu spaţiul fizic (PS), [6], în conformitate cu figura 1. Astfel, mediul casei inteligente poate fi caracterizat de o eterogenitate a sistemelor implicate (platforme diferite), care vor trebui să interopereze.

Fig. 1 - Mediul casei inteligente (prelucrat după [14])

2. IDENTIFICARE, COLECTARE ŞI COMUNICA ŢIE DATE.

Noţiunea de Ambient Inteligent sau inteligenţă

ambientală (AmI) provine de la încercarea sistemelor electronice inteligente de a sesiza starea utilizatorilor, de a anticipa nevoile acestora şi adaptarea mediului la preferinţele lor. După [7], AmI este un mediu electronic ubicuu care asistă pe utilizatori în viaţa lor de zi cu zi, prin intermediul dispozitivelor, serviciilor şi sistemelor de comunicaţii. Utilizând dispozitive echipate cu senzori wireless, procesoare şi unităţi specifice de comunicaţie, informaţiile obţinute pot fi folosite pentru identificarea profilului utilizatorului, a modelelor de comportament. Profilul de utilizator creat pe baza datelor culese de senzori, poate fi utilizat pentru a detecta schimbări semnificative în comportamentul lor, pentru a crea algoritmi de predicţie, în scopul optimizării consumului de energie electrică [8].

Având pentru o casă inteligentă modele de consum pentru energia electrică, este important să cunoaştem efectiv caracteristicile electrice ale aparatelor electrocasnice din casa inteligentă, în scopul identificării în timp real a situaţiilor anormale în caz de incompatibilitate cu modelele cunoscute. Comportamentul de bază ale utilizatorilor, alături de profilul de consum ale aparatelor electrocasnice, vor fi caracteristica principală, astfel încât unele setări ale sistemului de management al energiei, vor putea fi modificate automat.

La ora actuală reţeaua de distribuţie a energiei electrice este una centralizată, având ca sursă de energie electrică staţiile de transformare, care pot

alimenta şi consumatori mai pretenţioşi. Cu toate acestea, pentru a putea face faţă la o creştere a consumului de energie electrică, în condiţiile sociale şi economice actuale, va trebui să ne orientăm spre utilizarea resurselor alternative de energie, concentrate în surse descentralizate. Astfel, reţeaua actuală de energie electrică va fii una distribuită, în care consumatorii pot fi şi producători de energie electrică şi va fi posibilă o interacţiune bidirecţională între producători, consumatori sau alte entităţi.

Noua reţea de distribuţie a energiei electrice în care vor coexista producători, consumatori, care la rândul lor vor putea fi producători de energie electrică utilizând ICT-ul, va putea fi mai eficientă, va genera noi servicii inovatoare, bazate pe interacţiunea bidirecţională între părţile interesate. Această reţea inteligentă în care dispozitivele performante producătoare sau consumatoare de energiei electrică se vor putea interconecta, va permite furnizarea unor informaţii pentru optimizarea consumului de energie electrică, dezvoltarea unor servicii on-line (,,Internet of Services”).

3. TEHNOLOGIA INFORMA ŢIEI ŞI

COMUNICA ŢIEI ÎN MEDIUL CASEI INTELIGENTE.

Viitorul internetului se va baza pe fuzionarea

reţelelor de calculatoare, a internetului dintre obiecte (,,Internet of Things”-IoT), a internetului dintre oameni (,,Internet of People”-IoP),a internetului energiei (IoE), a internetului media (,,Internet of Media”- IoM) şi a internetului serviciilor (,,Internet of Services”- IoS) într-o platformă comună IT la nivel global al reţelelor integrate şi al reţelelor de obiecte inteligente [5]. IoT ar putea permite oamenilor şi obiectelor să fie conectate oricând, oriunde, cu orice şi oricine, utilizând orice cale/reţea şi orice serviciu [9].

Spaţiul în care este configurat un mediu inteligent, joacă un rol important în procesul de proiectare. În mod normal, la casele noi construite pot să fie sau nu prevăzute tehnologii inteligente, care în faza de proiectare se vor putea modifica uşor, însă de multe ori clientul este mai puţin informat în acest stadiu de avantajele de care poate beneficia. Probleme apar la casele vechi atunci când sunt efectuate modificări la circuitele electrice, sunt montate dispozitive inteligente. Provocările pentru casa inteligentă, ca o platformă compatibilă şi integrată cu componente fundamentale, implică o diversitate de dispozitive conectate în reţea şi o robusteţe a sistemului, considerat ca un întreg. Elementele implicate într-o casă inteligentă o reprezintă eterogenitatea dispozitivelor, compatibilitatea şi aspectele de securitate a datelor vehiculate. Pot fi colectate cantităţi mari de date privind activitatea desfăşurată, cele cu caracter personal, care ulterior pot fi folosite în mod abuziv şi să pună în pericol viaţa utilizatorilor.


în Energetică


147

2012

Pentru o casă inteligentă cerinţele sunt destul de exigente, cum ar fi siguranţă, consum minim de energie, funcţii de reconfigurare şi autoreglare a dispozitivelor inteligente. Acest aspect implică algoritmi noi pentru ca dispozitivele inteligente să interacţioneze şi să comunice între ele şi o coordonare între inteligenţa artificială şi raţionamentul software.

De exemplu, platforma casei inteligente trebuie să realizeze o optimizare a ofertei şi încărcării reţelei de energie electrică, să fie uşor scalabilă. O problemă importantă o reprezintă compatibilitatea între echipamente şi reţele, chiar dacă sunt utilizate convertoare şi adaptoare speciale.

Nu există la ora actuală un protocol universal pentru un sistem inteligent, care să utilizeze o mare varietate de standarde pentru toate dispozitivele şi să permită o extindere viitoare, aspect care trebuie luat în seamă când se trece la implementarea unei case inteligente. Sofware-ul pentru o casă inteligentă trebuie conceput în mod diferit, ca aplicaţii curente, de sine stătătoare.

Arhitectura software-ului casei inteligente poate fi compusă din mai multe componente software integrate, care să interacţionează între ele, din module diferite, baze de date şi multi-agenţi. Principala provocare pentru viitor o reprezintă software-ul care trebuie să fie deschis la noi componente şi adaptabil la situaţii noi, care să poată anticipa comportamentul utilizatorului.

Complexitatea scenarilor pe care le propunem într-o casă inteligentă va fi direct proporţională cu complexitatea tehnologiei folosite. Cu cât numărul de dispozitive inteligente va fi mai mare, cu atât utilizatorii vor fi copleşiţi de obiectele pe care trebuie să le înveţe cum să le opereze, dar va fi dificil ca un singur terminal să integreze toate terminalele ce vor controla dispozitivele din mediul inteligent. Diversitatea de dispozitive inteligente, de la producători diferiţi, va necesita cel puţin o unitate de control pentru fiecare dispozitiv conectat fizic sau logic, permiţînd un schimb complex de date.

Noi provocări în direcţia unei dezvoltări durabile îl reprezintă tehnologia informaţiei şi comunicaţiei (TIC). Sunt provocări privind modul în care TIC va contribui la eficienţa energetică într-o comunitate [10], cum va putea controla o reţea cu un număr din ce în ce mai mare de furnizori de energie electrică, la stabilirea unor noi servicii şi soluţii energetice sau cum va putea contribui la piaţa energiei inteligente. Chiar dacă în prezent, implicarea consumatorului pentru economisirea energiei electrice este percepută ca o constrângere pentru economisirea energiei totuşi, în viitor furnizarea unui feedback consumatorilor privind consumul de energie electrică al diverselor dispozitive inteligente din casă, optimizarea ofertei de energie electrică de pe piaţa de energie în vederea reducerii consumului pe perioada unei zile, va conduce la o

schimbare de paradigmă privind utilizarea eficientă a energiei electrice [11].

Viitoarea reţea inteligentă va fi una din oportunităţile sectorului IT pentru utilizarea TIC. Actuala dezvoltare a microreţelelor inteligente bazate pe generarea distribuită a energiei electrice (DG) este influenţată în mare masură de aspectele sociale generale privind racordarea acestora [12]. Întrebarea fundamentală privind racordarea caselor inteligente la noua reţea inteligentă este următoarea: cine va gestiona consumul de energie electrică, în scopul de a oferi flexibilitate, consumatorii sau furnizorul de energie ?

O soluţie, bazată pe o comunicare bidirecţională, ar fi utilizarea contoarelor inteligente şi a unor stimulente economice, de exemplu stabilirea în timp real a preţului energiei electrice sau gestionarea de la distanţă a consumului de energie electrică de către furnizorul de energie şi a dispozitivelor casnice, pe anumite criterii. Astfel, pentru a realiza strategii optime de control, care să permită maximizarea eficienţei energetice şi în acelaşi timp asigurarea unui confort consumatorului, pot fi utilizate metode ale inteligenţei artificiale (AI).

Combinat cu sistemele multi-agent (MAS) această abordare este benefică, luând în considerare complexitatea disciplinelor care se intersectează: automatizarea casei, reprezentarea cunoştinţelor şi procesarea acestora [13], pe baza unei noi paradigme metodologice de programare, propusă de Shoham, respectiv programarea orientativă pe agenţi (AOP).

Agenţii pot fi consideraţi ca fiind un mediu de integrare software, principala caracteristică fiind dată de flexibilitatea în comunicare, bazată pe existenţa unei ontologii partajată de aplicaţiile definite într-un limbaj de reprezentare a cunoştinţelor, limbaj denumit Knowledge Interchange Format (KIF), un limbaj si protocol pentru definirea primitivelor de comunicare, denumit Knowledge Query and Manipulation Language (KQML).

Va trebui realizat un sistem care să ofere o integrare perfectă a MAS inteligente şi baza de cunoştinţe, oferind o personalizare a sistemului pentru utilizatorii săi, soluţii optime pentru fiecare casă inteligentă în parte.

4. ARHITECTURA SISTEMULUI DE

MANAGEMENT INTELIGENT A ENERGIEI ELECTRICE.

La ora actuală, pentru gestionarea eficientă a

energiei sunt necesare tehnologii, unele disponibile pe piaţă, dar altele în curs de dezvoltare. Cele existente furnizează informaţii simple, cum ar fi monitorizarea în timp real a consumului de energie electrică, comenzi de genul pornit/oprit. Pentru a maximiza economia de energie electrică [15] avem nevoie de un sistem inteligent de management al energiei bazat pe un mediu ,,multi home”. Un asemenea sistem


în Energetică


148

2012

colectează date disponibile nu numai de la o singură casă, ci şi de la casele vecine prin intermediul unei reţele de tip client-server. Serviciile implementate într-un astfel de sistem vor fi de monitorizare a consumului de energie, de control de la distanţă a aparatelor din casă şi servicii inteligente, incluzând statistici şi analize de consum de energie în comparaţie cu casele din vecinătate.

O propunere pentru arhitectura unui sistem inteligent este aceea de client-server, în conformitate cu figura 2 [15].

Fig. 2 - Arhitectura sistemului pentru un mediu multi-

home (preluat după [15])

Fig. 3 - Arhitectură cu protocoale diferite

(preluat după [14]) Dispozitivele din casă sunt de două tipuri:

dispozitive de capăt (senzori/actuatori, orice dispozitiv care asigură funcţii directe în casa inteligentă) şi de control, care nu oferă servicii specifice (concentrator de date-gateway) [14]. Arhitectura propusă conţine un concentrator de date (home-gateway) şi cu ajutorul unor senzori wireless pot fi monitorizate şi comandate electrocasnicele din interior, utilizând diverse protocoale, cum ar fi ZigBee. Cu ajutorul unui server şi prin intermediul internetului pot fi colectate datele din concentratoare. Funcţia principală a unui senzor wireles este aceea de monitorizare a consumului de energie şi transferul informaţiei prin intermediul unui protocol ZigBee (EnOcean, INSTEON, Z-Wave), către concentrator (home gateway), urmărindu-se în acelaşi timp asigurarea unui nivel de securitate şi o rată de transmisie suficientă, cu costuri minime [16].

Elementul principal din sistemul de management inteligent al energiei electrice este concentratorul de date, care conţine patru componente: o bază de date,

un modul de comunicare, unul de aplicaţie şi modulul server Web. Informaţiile transferate de la senzori sunt stocate în baza de date la intervale de 2-3 secunde, cu ajutorul modului de comunicare, în conformitate cu figura 4. De exemplu, aplicaţia de supraveghere video, care necesită volum mare de stocare a datelor, cunoscută în literatura de specialitate sub termenul de ,,cloud services”.

Datele extrase pot fi prelucrate în modulul de aplicaţie (monitorizarea în timp real sau prelucrarea statistică a consumului de energie electrică) sau transferate la serverul central, pentru a genera informaţii către servicii inteligente.

Modulul Web server este o interfaţă (,,Restful web services”) între utilizatori şi sistem, prin intermediul căruia sunt solicitate servicii şi diverse informaţii pentru consumatori.

Fig. 4 - Componentele concentratorului (preluat după

[14, 15])

Serverul central stochează datele din fiecare casă într-o bază de date, sincronizată cu concentratorul din fiecare casă. Modulul de aplicaţie în acest server gestionează atât baza de date, cât şi modulul de comunicare. Având informaţiile privind consumul de energie electrică din fiecare casă inteligentă, acestea pot fi utilizate pentru estimarea consumului de vârf de energie electrică, redistribuirea datelor pentru alte aplicaţii de utilizare eficientă a energiei. Un aspect important îl constituie transferul de date între concentrator şi serverul central, fiecare având o structură de date identice, care trebuie să fie sincronizate. Suplimentar în serverul central va exista o strucură de date care să permită identificarea fiecărei case, câmpuri de date utilizate pentru generarea unor


în Energetică


149

2012

informaţii utile (de exemplu un câmp îl poate reprezenta numărul de persoane din casă).

Conform unor studii [17], informaţiile furnizate sunt utile şi oferă o motivaţie pentru ca energia electrică să fie economisită, dar pentru a îmbunătăţii înţelegerea datelor obţinute, se justifică dezvoltarea unui management inteligent al energiei care să ofere servicii inteligente, cum ar fi monitorizare, control, analiză, recomandări privind utilizarea energiei electrice. Utilizând servicii inteligente de tip statistic, consumatorii pot avea o situaţie a consumului de energie electrică pe o perioadă definită de timp, pe tipuri de electrocasnice din casă, având ca rezultat măsuri ce le pot lua când constată o creştere în timp a consumului de energie electrică la unele echipamente. Furnizând servicii inteligente de tip comparaţie, utilizatorii ar putea obţine informaţii privind consumul de energie electrică al aparatului electrocasnic din imobil şi altul similar din casele vecine, oferind opţiunea de a-l înlocui când constată o creştere a consumului.

Pe de altă parte, pentru a maximiza eficienţa energetică (consumul de energie pe utilizator, pe o perioadă determinată), sunt utilizate şi metodele de predicţie Este util a estima consumul de energie electrică pe o perioadă de timp, cum ar fi o lună, pentru a avea o energie sustenabilă. Una din metode ar fi implementarea modelului de tip autoregresiv medie mobilă (ARMA, ARIMA) [18], pentru a prezice consumul de energie electrică. Utilizatorii, ştiind faptul că o depăşire a consumului de energie electrică faţă de cantitatea estimată într-o lună de zile îi poate costa mai mult, atunci ar fi util să poată estima din ce zi cantitatea de energie electrică va depăşi pragul stabilit şi care va fi preţul plătit pentru energia consumată.

O problemă principală pentru consumatori este aceea de a determina cantitatea de energie electrică ,,risipită” într-o casă, reflectată în comportamentul acestora în consumul de energiei. Astfel, prin indicatorul de eficienţă energetică într-o casă inteligentă, consumatorul are posibilitatea să compare consumul de energie per utilizator cu cel al vecinilor şi să constate dacă este eficient sau ,,risipitor”. Aceste informaţii pot fi obţinute după ce datele din serverul central sunt transferate spre concentratorul din casă, printr-o cerere din modulul de aplicaţie şi după efectuarea calculului de eficienţă energetică. Datele calculate sunt furnizate de către browser-ul Web sub formă grafică, în care se vor putea regăsi indicatorii de eficienţă energetică din casele vecine, fără a se divulga informaţiii cu caracter personal.

5. FORMULAREA PROBLEMEI PENTRU SELECŢIA APARATELOR DIN CASA INTELIGENT Ă.

Pentru o selecţie automată şi eficientă a aparatelor care vor funcţiona într-o casă inteligentă, în vederea reducerii costului consumului de energie electrică şi a

optimizării managementului resurselor de energie din gospodărie, se poate utiliza algoritmul de căutare bazat pe populaţii de indivizi, numiţi particule (,,Particle Swarm Optimization”- PSO). Această metodă a fost introdusă pentru prima dată în 1985 de Kennedy şi Eberhart. Este un algoritm de optimizare stocastic, de inspirație socială, după mișcarea roiurilor de păsări şi rezolvă majoritatea problemelor pe care algoritmii genetici nu le rezolvă. Un avantaj destul de semnificativ în fața altor tehnici similare este abilitatea de a opera fără a avea nevoie de informații legate de gradient., fiind uşor de implementat. Ideea din spatele algoritmului este modalitatea cooperativă prin care roiurile de albine îşi găsesc hrana (atingerea obiectivului). Obiectivul urmărit este acela de minimizare a funcţiei definite.

Vom obţine consumul total de energie din cadrul unei gospodării prin însumarea consumului de la fiecare aparat electrocasnic, ţinând seama de faptul că unele aparate pot funcţiona cu întreruperi. Pentru o anumită perioadă de timp, consumul de energie al unui aparat este dat de relaţia (1).

)t(tnPnE pornireprezent−⋅= (1)

unde indicele n reprezintă aparatul ,,n”; En este energia consumată, Pn puterea electrică; tprezent -momentul în care aparatul funcţionează şi tpornire -momentul de pornire (alimentare) a aparatului n.

Costul estimativ al energiei consumate pentru echipamentul dat este dependent de o serie de variabile, cum ar fi puterea electrică, timpul de funcţionare, preţul energiei furnizate la ore normale sau de vârf pe perioada unei zile, în conformitate cu relaţia (2).

∫−

⋅⋅=prezent

pornire

t

tt

dttRnEnC (2)

Costul total estimativ va fi:

∑=

=N

nnC

1totalC (3)

unde N este numărul total de aparate la momentul estimării. Se monitorizează şi se confirmă când nu mai funcţionează nici un aparat pe parcursul unei perioade de 24 ore. Criteriul urmărit este introdus în algoritmul de optimizare, conform relaţiei (4).

2))1(

(+com

tot

A

A (4)

unde Atot reprezintă numărul total de aparate selectate de consumator şi Acom numărul de aparate care şi-au finalizat operaţiunea. Pe măsură ce Acom creşte pe parcursul zilei, valoarea din relaţia (4) scade. Minimizarea funcţiei obiectiv este definită conform relaţiei (5):

2))1(

(+

⋅=com

tottots A

ACZ (5)


în Energetică


150

2012

Aplicând algoritmul PSO, consumatorul poate beneficia de o platformă care să-i optimizeze în timp real selecţia aparatului electrocasnic pentru funcţionare pe o perioadă a unei zile. Rezultatele obţinute [23], conduc la o reducere a costului energiei până la 33% pentru utilizatorul final şi economiile anuale pot fi substanţiale.

6. CONCLUZII

Consumul de energie electrică în sectorul rezidențial reprezintă o parte importantă a cererii de energie electrică. Astfel, o prognoză corectă a cererii de energie în sectorul locuințelor inteligente va fi un obiectiv important pentru o energie sustenabilă. Un prim pas ar fi prognozarea consumului fiecărui aparat electrocasnic pe o perioadă de 24 ore pentru că, în ceea ce privește dinamica cererii, este important să se ştie cât de multă energie poate fi economisită şi datorită clienților cu sarcini dezechilibrate, întrucât preţul energiei electrice pentru ziua următoare (PZU) este stabilit pentru fiecare interval orar, cu o zi în avans. Astfel, odată cunoscută cantitatea de energie electrică posibil a fi consumată de aparatele electrice dintr-o casă inteligentă, aceasta va avea un rol important în automatizarea sistemului din locuinţă.

Aşadar, dezvoltarea viitoarei reţele inteligente nu va fi posibilă fără o bună predicţie a consumului de energie, nu numai la nivel de casă, ci până la nivel de aparat, predicţie care depinde şi de comportamentul consumatorului.

Un atribut major al viitoarei reţele electrice inteligente este acela de a integra resursele regenerabile de energie electrică şi stocarea acesteia la consumatori. Un sistem care să integreze resursele regenerabile, să stocheze energia electrică, să planifice şi să regleze fluxul de energie la vârf de sarcină şi în afara intervalului de vârf, este o cerinţă pentru managementul inteligent al energiei electrice dintr-o casă inteligentă.

În continuare, ar fi de interes să înţelegem modul în care consumatorii utilizează la ora actuală energia electrică, ce acţiuni noi s-ar putea definii, care sunt paradigmele de interacţiune pentru un comportament energetic mai eficient din partea consumatorilor. În acest sens, se impune să avem un feedback din partea consumatorului când i se oferă informaţii acestuia, pentru a evalua modul cum interpretează forma sub care ajung datele la acesta (de exemplu diagrame, tabele utilizate). Ne putem aştepta ca unii consumatori să nu înteleagă unităţile de măsură utilizate, să nu facă diferenţa între W şi kW. S-ar putea să nu se înţeleagă legătura dintre nivelul de emisie de dioxid de carbon şi consumul de energie electrică.

Viitoarea platformă inteligentă dintr-o casă inteligentă va trebui să ofere informaţii despre costurile energiei electrice pentru o perioadă de timp, care este oferta mai avantajoasă din punct de vedere al

costului la un moment al zilei, posibilitatea de repartizare a aparatelor care să funcţioneze şi care nu, în funcţie de cererea care exită pe piaţă şi preţ. Nu în ultimul rind, să existe o monitorizare şi analiză a datelor obţinute de la fiecare aparat electrocasnic, pentru a putea compara consumurile proprii pe un interval de timp. În felul acesta consumatorii să fie motivaţi pentru a economisii energie, să poată identifica problemele în consumul de energie, să-şi schimbe comportamentul negativ şi în final pentru a avea o societate eficientă din punct de vedere al energiei electrice.

BIBLIOGRAFIE

[1]. Armas, J., M., A heuristic technique for scheduling a customer-driven residential distributed energy resource installation, Proc. 15th Conference on intelligent system applications to power systems, pp. 1-7, (2009).

[2]. Barlow, S., Bayer, R., Curry, R., Implementing complex innovations in fluid multi-stakeholder environments:experiences of ,,Telecare”, Technovation, 26, pp. 396-406, (2006).

[3]. Peine, A., Technological paradigms and complex technical system-the case Smart Homes, Research Policy, 37, pp. 508-529, (2008).

[4]. Markovic, D., Cvetkovic, D., Zivkovic, D., Popovic, R., Challengs of information and communication technology in energy efficient smart homes, Renewable and sustainable energy reviews, 16, pp. 1210-1216, (2012).

[5]. Chan, M, Esteve, D., Escriba, C., Campo, E., A review of smart homes-present state and future challenges, Computer methods and programs in biomedicine, 91, pp. 55-81, (2008).

[6]. Allameh, E., Jozam, MH, de Vries, B., Timmermans, H., Beetz, J.,. Smart Home as a smart real estate. A state of the art review. In: Eighteenth annual European Real Estate Society Conference in Eindhoven, The Netherlands, (2011).

[7]. Olaru, A., Experimente cu un sistem multi-agent pentru inteligenţă ambientală, AI-MAS Group, Bucureşti, (2010).

[8]. Dong, B., Andrews, B., Senzor-based occupancy behavioral pattern recognition for energy and comfort management in intelligent buildings, Proceedings of building simulation, an IBSA conference, (2009).

[9]. Vermesan, O., Friess, P., Guillemin, P., Gusmeroli, S., Sundmaeker H.,Bassi A., Internet of things strategic research roadmap – cluster SRA 2011, IoT European Research Cluster, http://www.internet-of-thingsresearch eu/pdf/IoT Cluster Strategic Research Agenda 2011.pdf, (2011).


în Energetică


151

2012

[10]. Markovic, D., Cvetkovic, D., Masic, B., Survey of software tools for energy efficiency in a community, Renew Sustain Energy, (2011).

[11]. Mattern, F., Staake, T., Weiss, M., ICT for green – how computers can help us to conserve energy!, In: Proceedings of e-Energy (2010).

[12]. Wolsink, M., The research agenda on social acceptance of distributed generation in smart grids: renewable as common pool resources, Renew Sustain Energy, (2011).

[13]. Dziţac, I., Inteligenţă artificială, Editura AUREL VLAICU, (2008).

[14]. Li, B., Chen, W., Ge, Y., Release system of real-time-price oriented to smart meters, Energia Procedia, 17, pp.818-824, (2012)

[15]. Shin, J., Hwang, J., Intelligent energy information service based on a multi-home environment, Procedia Computer Science, 10, pp.197-204, (2012).

[16]. Han, DM., Lim, JH., Design and implementation of smart home energy management system based on zigbee, Consumer Electronics, IEEE Transactions, 56 (3), pp. 1417-1425, (2010).

[17]. Wood, G., Dynamic energy-consumption indicators for domestic appliances:environment, behavior and design, Energy and Buildings, 35(8), pp.821-841, (2003).

[18]. Javier, C., Rosario, E., Francsico, J., N., Antonio, J., C., ARIMA models to predict next-day electricity prices, IEEE Transactions on power systems, 18, (No 3), pp.1014-1020, (2003).

[19]. Long Ha, D., Ploix, S., Zamai, M., Jacomino, M., Real times dynamic optimization for demand side load management, International Journal of Management Science and Engineering Management, 3 (No.4), pp.243-252, England, (2008).

[20]. Molderink, A., Bakker, V., Bosman, M.G.C., Hurink, J.L., Smit, G.J.M, Management and Control of Domestic Smart Grid Technology, IEEE Transactions on Smart Grid, Vol.1, I 2., pp. 109 – 119, (2010).

[21]. Al-Ali, A. R., El-Hag, A.,Bahadiri, M., Harbaji, M., Haj, Y.A.E., Smart home renewable energy management, Energy Procedia, 12, pp. 120-126, (2011).

[22]. Smart Grid Conceptual Framework [online], Accessed June 2012, http:/ / smartgrid.ieee.org / smart-grid-framework-diagram.

[23]. Gudi, N., Wang, L., Devabhaktuni, V., A demand side management based simulation platform incorporating heuristic optimization for management of household appliances, Electrical power and energy systems, pp. 185-193, (2012).


în Energetică


152

2012

1.22.- SISTEM PENTRU TRANSMISII DATE DE MONITORIZAR E,

PROTECŢII ŞI TELECONDUCERE DIN STA ŢIILE ELECTRICE DE TRANSFORMARE MODERNIZATE

Ing. Mihai Benchea Ing. Vasile Mălâia

C.N. Transelectrica S.A. - Sucursala de Transport Bacau, Email: [email protected], [email protected]

Summary: Lucraea de fata prezinta un sistem centralizat de transmisii date , care este aplicat pentru monitorizarea echipamentelor si teleconducerea de la distanta a statiilor de transformare modernizate. 1. INTRODUCERE

Un rol important in monitorizarea echipamentelor

si instalatiilor electrice il au sistemele de informatica si telecomunicatii. Prin intermediul lor sunt transmise, sunt prelucrate marimile, se formeaza baze de date, citite si analizate de la distanta.

Sistemul prezentat in aceasta lucrare este format din canale de date pentru aplicaţiile/echipamentele de proces din staţii, control, comanda monitorizare si achizitii date, precum şi canale de date pentru aplicaţiile de gestiune economică, aplicaţii care necesită accesul de la distanţă, în puncte de acces organizate la nivelul fiecărei staţii.

Aplicatia realizeaza interconectari prin legaturi optice de viteza mare – 1 Gbps pentru toate staţiile electrice aparţinând sucursalei ST Bacau. Legaturile optice sunt incluse in conductoarele de protectie ale liniilor aeriene de transport al energiei electrice de 220kV si 400 kV (retea OPGW).

Canalele de date se multiplexează în condiţii de siguranţă şi securitate informatică. Datele se transmit prin reţeaua de fibră optică a companiei după care urmează demultiplexarea şi servirea fiecărei aplicaţii în parte la punctele de monitorizare aflate la sediul central Bacău [1], [3].

Functiile sistemului realizat: - conecteaza locaţiilor ST Bacău - sediul central,

staţii şi centre printr-o legătură de date peste bandă de minim reţeaua OPGW cu o lăţime de 1Gbps;

- genereaza peste această conexiune minim 4 reţele informatice izolate sau cvasiizolate utilizând tehnici specifice nivelelor 1,2,3 ale modelului OSI de transport date (nivel fizic, nivel legături de date, nivel reţea);

- asigura redundanţa funcţionala la căderea unei laturi a reţelei OPGW pentru 7 din cele 10 locaţii prin conectare buclată;

- realizeaza asigurarea securităţii informatice prin filtrarea acceselor în cele două capete (staţie şi locaţie de monitorizare) utilizând tehnici specifice nivelelor 2,3,4 ale modelului

OSI de transport date (pe baza de adrese MAC, VLAN, adrese IP şi număr port);

- realizeaza concentrarea şi uniformizarea sistemelor de achiziţii şi conversii date din staţii într-un singur punct de conectare la nivelul staţiei;

- asigura monitorizarea reţelei şi managementul local şi la sediul central;

- s-a obţinut un sistem scalabil, uşor de dezvoltat şi administrat;

- s-a realizat un sistem bine documentat.

2. DESCRIEREA SISTEMULUI

Sistemul realizat este alcatuit din două canale de date (de informatica de proces şi informatica manageriala ) între fiecare staţie şi sediul central.

Pentru realizarea legăturilor s-a utilizat tehnologia CWDM.

Soluţia CWDM foloseşte lasere speciale care nu necesită răcire -“uncooled lasers”- cu polarizare DFB (Distributed-FeedBack) şi filtre optice pentru lăţime mare de bandă. Câteva avantaje ale utilizării acestei tehnologii sunt: pierderi minime ale puterii optice pe distanţe foarte mari, dimensiuni mici şi, mai ales, reducerea costului capacităţii adiţionale în reţea, prin ramificarea fibrelor deja existente. Posibilitatea de a adăuga între 2 şi 8 lungimi de undă pe aceeaşi pereche de fibră permite proiectanţilor creşterea capacităţii fără a instala sisteme mult mai scumpe, precum DWDM [1].

Tehnologia de divizare a benzii de transmisie a datelor prin soluţia CWDM (Coarse Wavelength-Division Multiplexing) implică folosirea unui multiplexor (MUX) pentru a combina lungimile de undă care sunt transportate prin mai multe fibre într-una singură, respectiv a unui demultiplexor (DEMUX), la capătul de recepţionare al link-ului, care separă lungimile de undă şi le conduce spre diferite fibre, fiecare terminându-se în receptoare separate [1].

Utilizând CWDM, se pot adauga între 2 şi 8 lungimi de undă pe aceeasi pereche de fibra crescând astfel capacitatea de transport cu o investiţie minimă


în Energetică


153

2012

Tehnologia CWDM din aceasta lucrare foloseste module Mux/Demux cu 4 canale tip FRM220 – MD40 de la CTC Union în fiecare nod.

Pentru staţiile radiale, necuprinse într-o buclă, Focşani Vest şi Dumbrava, pentru o siguranţă mărită a canalelor de date de proces, s-a asigurat o rezervă suplimentară a acestuia prin canale SDH-E1 de 2 Mbs.

Pentru această cale de rezervă s-a utilizat convertoare E1-Ethernet tip RICI-E1 de la RAD.

3. ARHITECTURA SISTEMULUI

Toate statiile electrice apartinand sucursalei sunt interconectate intr-o retea realizata cu fibra optica single mode de tip NZ - DSF (Non-Zero Dispersion Shifted Mode) respectand standardul ITU-T G655, inclusa in conductoarele de protectie ale liniilor aeriene de transport al energiei electrice de 220 kV si 400 kV (retea OPGW) [3].

In figura 2.1. este descrisa reteaua de fibra optica din aria Sucursalei de Transport Bacau cu nodurile aferente fiecarei statii de transformare.

4. NODURILE DE COMUNICATIE DIN

COMPONENTA SISTEMULUI În figura 3.1. se prezintă schema de conexiuni în

nodul Bacău. Acest nod este legat cu nodul Staţia Bacău Sud

prin două cabluri de fibră optică cu trasee diferite. Lungimile acestor cabluri sunt de 11,23 km pentru tronsonul 1 şi 7,15 km pentru tronsonul 2. Atenuările măsurate sunt pentru cele două tronsoane, în medie, de 2,93 dB şi respectiv 1,7 dB.

Astfel, pentru această conexiune s-a ales module miniGBIC CWDM de 40 km. (se pot folosi şi de 20 km).

5. ECHIPAMENTELE FOLOSITE INTR-UN NOD DE COMUNICATIE

Convertor 4 porturi RS232 la Ethernet - SE430 Acest convertor TCP/IP este proiectat să opereze

porturile seriale peste 100 Mbit/s reţele Ethernet. Datele sunt transmise prin protocol TCP/IP. Prin urmare, controlul este disponibil prin intermediul Ethernet, Intranet şi Internet. Aceste convertoare TCP/IP sunt ambalate într-o carcasă de oţel fiind potrivite pentru medii industriale. Toate porturile seriale operează în comun în modul RS-232 I, şi modurile industriale, RS-422 şi RS-485. Acest tip de convertor permite configurarea manuală prin intermediul consolei la îndemână browser-ul web şi multe protocoale, inclusiv TCP, IP, UDP, HTTP, DHCP, ICMP şi ARP. Ele sunt cea mai bună soluţie pentru dispozitivele de reţea de serie [2].

Fig. 2.1. Arhitectura sistemului


în Energetică


154

2012

Sasiul FRM220-CH20 FRM220-CH20 reprezintă o soluţie economică în

instălările de mare densitate de fibre în companii sau birouri centrale. Şasiul media convertor cu alimentare redundantă FRM220-CH20 are dimensiunile W=303mm D=438mm şi H=88 mm, este rackabil, hot-swappable şi modular [2].

Toate componentele critice, alimentare, ventilaţie, modul de management şi cardurile de interfaţă sunt hot-swappable, permiţând schimbarea în funcţionare a acestora. Şasiurile FRM220 pot fi stack-ate până la un număr de 10 elemente, folosind pentru management o singură adresă IP. De asemenea, şasiul FRM220 are posibilitatea de a fi alimentat prin 2 surse de curent, fie AC fie DC, surse care sunt hot-swappable. Tehnologiile suportate de şasiu includ: Fast/Gigabit Ethernet, E1/T1, V35/X21/RS530, Serial RS485/422, Voice FXO/FXS, Repeater, Fiber Multiplexer, E1 Inverse Multiplexer (FRM220A-CH20: suportă un modul trunk Gigabit Ethernet) [2].

Şasiurile FRM220 necesită un card NMC (Network Management Controller), care trebuie să fie instalat în slotul 1 al şasiului. Acest card permite configurarea şi monitorizarea stării cardurilor instalate.

Modulul FRM220-NMC Este un controler de management al reţelei, care

poate fi amplasat în şasiurile compatibile din seria FRM220, pentru a asigura diferite funcţii de management al reţelei [2].

Modulul FRM220-1000ES-1 Este un convertor Gigabit Ethernet de la cupru la

fibră optică, proiectat pentru a face conversia între 10/100/1000Base-TX şi 1000Base-SX/LX, cu conector SC sau SFP LC [2].

Prin SNMP şi managementul web-based al şasiului FRM220, administratorul de reţea poate monitoriza, configura şi controla activitatea fiecărui modul din şasiu.

Acest convertor are diferite caracteristici, precum controlul lăţimii de bandă pe intrare/ieşire, setarea în mod auto sau forced pentru cupru-Ethernet şi oprirea automată a laserului.

Modulul FRM220–MD40 Modulele multiplexoare-demultiplexoare asigură

funcţiile primare de diviziune şi de combinare a lungimii de undă pentru CWDM [2].

Lungimile de undă de pe partea de linie necesită

translaţia către echipamentul de client via modul transponder.

Modulul FRM220-MD40 este un multiplexor-demultiplexor modular cu 4 canale, destinat lungimilor de unda CWDM de 1510 nm, 1530 nm, 1550 nm, 1570 nm.

6. MODELAREA ŞI CONFIGURAREA

SISTEMULUI Sistemul se poate monitoriza si configura prin

intemediul unui software instalat pe un PC. In figura 5.1. este prezentata solutia de

monitorizare si configurare web de la CTC Union a sistemului.

Figura 3.1. Arhitectura nodului de comunicatie din sediul central Bacau


în Energetică


155

2012

Figura 5.1. Meniul principal de monitorizare al

sasiului

Figura 5.2. Fereastra pentru configurarea web al

sistemului

Figura 5.3. Fereastra pentru configurarea web a

functiilor sistemului

Managementul sistemului se face cu user si parola,

in mod continuu si online de la consola de management aflata la sediul central, conform figurii 5.4.

De asemenea evenimentele se pot vedea in consola de managemet si se pot confirma in cazul remedierii problemei.

CONCLUZII

Prin implementarea sistemului prezentat, exploatarea si teleconducerea instalaţiilor energetice din statiile Sursalei de Transport Bacău se face de la distanţă, prin sisteme de comunicatii sigure din punct de vedere al securitatii informatiilor si fara intreruperi de comunicatie.

BIBLIOGRAFIE

[1]. S.C Felix Telecom SRL, implementare proiect tehnic “Sistem centralizare şi transmisii date de monitorizare, protecţii şi teleconducere din staţiile modernizate ale ST Bacău”- Bacau 2012

[2]. Documentatii tehnice ale echipamentelor, FRM 220, SE 430

[3]. Universitatea din Bacau, Caiet de sarcini “Sistem centralizare şi transmisii date de monitorizare, protecţii şi teleconducere din staţiile modernizate ale ST Bacău”- Bacau 2011

Figura 5.4. Captura de la consola de management al sistemului


în Energetică


156

2012

1.23.- SISTEM DE TELECOMUNICATII PENTRU MONITORIZA REA

ONLINE CONTINUA DE LA DISTANTA A ECHIPAMENTELOR DE TELEPROTECTIE

Ing. Mihai Benchea

CN Transelectrica SA - Sucursala Bacau, [email protected]

Prof. univ. dr. ing. Baraboi Adrian Prof. univ. dr. ing. Adam Maricel Universitatea tehnica “Gheorghe Asachi” Iasi, [email protected], [email protected]

S.l. univ. dr. ing. Puiu Petru Gabriel Universitatea “Vasile Alecsandri” Bacau, [email protected]

Summary: Lucrarea prezinta un sistem de telecomunicatii pentru monitorizarea online continua de la distanta a echipamentelor de teleprotectii, pentru o supraveghere atenta si continua. 1. INTRODUCERE Lucrarea este impartita in mai multe parti

principale. Prima parte descrie notiuni teoretice privind

sistemele de telecomunicatii, mediile de transmisie a informatiilor, notiuni genaerale privind monitorizarea si diagnosticarea echipamentelor din instalatiile electroenergetice.

A doua parte a referatului cuprinde stadiul actual in domeniul monitorizarii echipamentelor de teleprotectii.

Ultima parte a referatului cuprinde partea practica a lucrarii si solutia la care au ajuns autorii pentru o monitorizare online continua a echipamentelor de teleprotectii.

2. STRUCTURA SI DESCRIEREA

SISTEMELOR FOLOSITE Descrierea termenilor de monitorizare si

supraveghere: Monitorizare - activitate prin care se culeg date

din statiile electrice cu scopul de a stabili dacă echipamentele funcţionează normal.

Supraveghere - activitate de mentenanţă preventivă prin care, în mod periodic sau continuu, se obţin informaţii cu privire la starea tehnică a echipamentului, în vederea stabilirii necesarului de lucrări de menţinere/restabilire a performanţelor.

Sistemul de telecomunicatii, folosit in aceasta lucrare cuprinde: echipamentele de telecomunicatii din capete si cele de amplificare, daca este cazul si mediul de transmitere utilizat, in cazul nostru, fibra optica.

Mediul de transmitere al informatiei se poate face pe cablul de fibra optica montat in conductorul de protectie al liniei sau prin alt mediu de transmitere, in functie de solutia adoptata.

Transmisie asincrona: transmitatorul emite un sir de biti, tactul nu se transmite catre receptor. Receptorul isi creaza propriul semnal de tact.

Transmisie sincrona: se transmit in plus informatii de sincronizare (tactul), informatia se transmite in pachete de biti (mai multi octeti / caractere intr-un singur pachet).

Echipamentul SDH optix 2500 Huawei ,este un sistem de transmitere a datelor in mod sincron.

SDH - Synchronous Digital Hierarchy (Ierarhia digitala sincrona) este o interfaţă de transmisiune optică de viteza mare, folosită pentru multiplexarea si demultiplexarea datelor. Spre deosbire de vechiul standard PDH (ierarhia digitală plesiocronă) aceşti afluenţi au debite binare riguros identice, de aceea sunt numiţi afluenţi sincroni [3].

Fig.1. Subrack-ul SDH Optix 2500+

Echipamentul SDH contine : - un subrack cu o sursa de alimentare de 48 V

c.c si o unitate de alarma - un subrack Optix 2500+ cu carduri pentru

conversia si transmiterea datelor - -distribuitor fluxuri E1 (DDF- digital

distribution Frame).


în Energetică


157

2012

Fig.2. Dulapul SDH Optix 2500+

Echipamentul SDH este compus dintr-o matrice “cross-conect”, un controller si doua module de alimentare pentru asigurarea redundantei si marirea fiabilitatii [2].

Interfetele cu care este echipament un sistem SDH din reteaua Translectrica este:

- E1 electric, in sistem redundant, 2048kbit/s - STM1 cu porturi optice - STM 4 cu porturi optice - Cartela Ethernet cu 8 porturi Fast Ethernet,

100Mb/s - Interfata pentru un telefon de serviciu,

management local, interfata de alarme. Modul de functionare al sistemului SDH - PDH Echipamentele sunt alimentate de la o sursa dubla

de tensiune de 48V c.c, tensiunea fiind transmisa mai departe catre subrack, prin intermediul Power Box.

Cardurile PDH realizeaza maparea/demaparea a 32 respectiv 63 de fluxuri de E1 intr-un container virtual.

Cardurile SDH STM1 folosite au module optice de transmisie/receptie cu conectica SC/PC si sunt utilizate in topologie de tip ring sau chain.

Cardul S16 realizeaza pe magistrala interna o conversie optic-electric a semnalului optic STM16 demultiplexandu-l in 16 semnale STM1.

Comunicaţiile prin fibr ă optică utilizează lungimi de undă în infraroşu apropiate benzii de la 800 până la 1600 nm, cu preferinţă pentru lungimile de undă de 850, 1300 şi 1550 nm.

Fibra optică este un nou mediu de transmisie dezvoltat pentru reţele de telecomunicatii, având avantaje faţă de cablurile de cupru, cum ar fi: viteza de transmisie superioară pe care o suportă şi imunitatea la interferenţe electrice .

Principalele dezavantaje sunt costul şi dificultatea manevrării şi instalării. Acest mediu este folosit cu preponderenţă pentru legături punct la punct la distanţe mari (peste câteva sute de metri).

Un sistem de transmisie pe fibră optică este format dintr-un emiţător (LED sau laser), fibră transportoare şi un receptor. Semnalul pe fibră optică este de fapt unda luminoasă emisă de un LED sau de un laser, în funcţie de tipul de fibră.

3. STADIUL ACTUAL PRIVIND MODUL DE MONITORIZARE SI DIAGNOSTICARE ALE ECHIPAMENTELOR DE TELEPROTECTIE DIN STATIILE ELECTRICE DE TRANSFORMARE

In momentul actual conexiunea la echipamentele

de teleprotectii se face de la fata locului. In sistemele SCADA se gasesc informatii si se pot

face comenzi la echipamentele de teleprotectii, dar pentru vizualizarea evenimentelor, alarmelor si supravegherea echipamentului trebuie efectuata conexiunea directa la echipament.

Legatura la echipamentul de teleprotectii se face de la fata locului cu un laptop conectat cu un cablu serial dedicat in functia de echipamentul de teleprotectie.

Echipamentul de teleprotectie supus monitorizarii in aceasta lucare FOX515 şi FOX512 folosesc acelaşi tip de unităţi de control şi oferă o gamă largă de interfeţe de transmisie integrate (fibră optică şi cupru).

Aceste interfeţe permit reţelei conectarea directă la reţeaua centrală de transport sau construirea unei reţele de transport cu FOX515 şi FOX512 .

Interfaţa STM-1 (electrică şi optică) este interfaţa cu capacitatea cea mai ridicată utilizabilă pentru FOX515 şi FOX512. Este posibilă configurarea FOX515 ca un terminal de sistem de acces sau ca un multiplexor pentru semnalele SDH la STM-1[1].

FOX515 are interfeţele F- şi Q1 acces local sau la distanţă, care sunt amândouă compatibile cu interfeţele corespunzătore FOX–U/M şi FOX-U.

Adiţional, FOX515 are şi interfaţa QX. Aceasta este o interfaţă de Ethernet (10BaseT) care permite accesul prin LAN.

In figura urmatoare este prezentat modul de conexiune la un echipament de teleprotectie FOX de la ABB. Conexiunea este de tip serial cu 9 pini in ambele capete. Softul de operare este UCST de la ABB [1].

Fig. 3. Modul de conectare directa de la fata locului la echipamentul de teleprotectii FOX


în Energetică


158

2012

4. SOLUTIA PRIVIND MONITORIZAREA ONLINE CONTINUA DE LA DISTANTA A ECHIPAMENTULUI DE TELEPROTECTIE

Solutia de conectare de la distanta la echipamentul

de teleprotectie consta in utilizarea resurselor de comunicatii ale Transelectrica, folosind echipamentele de telecomunicatii existente descrise mai sus.

Avand in vedere ca CN Transelectrica SA are infrastructura de telecomunicatii pe fibra optica si are instalate in fiecare statie electrica de transformare echipamente de transmisii de date SDH-PDH, se poate realiza cel putin cate un canal de comunicatie E1 de 2mb/s pe infrastructura SDH pentru fiecare statie.

In figura 4, este descrisa schema de conexiune la echipamentul de teleprotectie de la distanta.

Pentru conectarea de la distanta sunt folosite urmatoarele echipamente:

- un echipament de conversie: media convertor de la RS232 la Ethernet, deoarece echipamentele de teleprotectii instalate in statiile ST Bacau au interfetele de tip serial RS232.

- un media convertor de la Ethernet la E1 in vderea conexiunii in echipamentul SDH pentru a fi transportat din statia electrica la sediul central.

- un computer de operare de la distanta cu softurile necesare dedicate pentru operare la echipamentul de teleprotectie.

5. CONCLUZII Realizarea sistemului de telecomunicatii pentru

conectarea de la distanta la echipamentele de teleprotectii este o imbunatatire adusa in vederea unei urmariri atente permanente a echipamentului de teleprotectii fara o deplasare in statia electrica.

De asemenea prin conexiunea de la distanta se pot face setari, extrage alarme, evenimente, etc.

BIBLIOGRAFIE

[1]. ABB- FOX Manual Systems, 4th Edition ”The universal multiplexer FOX”

[2]. Documentatie tehnica proiect “ON Grid” [3]. Documentatia tehnica “sistem SDH optix 2500

Huawei “

Fig. 4. Schema de conexiune de la distanta la echipamentul de teleprotectii


în Energetică


159

2012

1.24.- UTILIZAREA SINCROFAZORILOR PENTRU DETERMINAR EA

PLECĂRII CU DEFECT ÎN RE ŢELELE DE DISTRIBU ŢIE COMPENSATE PRIN BS - UN PRIM PAS PENTRU REGLAJUL BS

Ing. Daniel Dumitraşcu Ing. Ciprian Hosu Ing. Ioan Bărburaş Ing. Tudor Petrovan

EnergoBit, str. Tăietura Turcului, nr. 47/11, tel.0264 207500, fax.0264207 555, e-mail:[email protected]

Dr. ing. Radu Matica Electrica Serv SA, AISE Oradea, Str. Griviţei, nr. 32

Summary: Synchrophasors have been widely used in the last decade for system wide monitoring and sometimes even control applications. Local applications, based on PMUs located in a single substation, can also benefit from synchronized phasor measurements to implement their behavior. An example of local application using zero-sequence currents and voltages measured almost at the same time on all the feeders of a distribution busbar is the selective detection of ground faults in medium voltage compensated networks. The paper presents such a selective ground fault detection system and analyzes the opportunity of a further step: arc suppression coil control based on synchrophasor measurements. 1. INTRODUCERE Măsurarea sincronizată a fazorilor a început să se

răspândească în sectorul electroenergetic în anii ’80, odată cu apariția sateliților geostaționari de poziționare GPS. Atunci au fost realizate primele echipamente de tip PMU (Phasor Measurement Unit), capabile să măsoare sincronizat fazorii din diversele locații ale unui sistem electroenergetic. De altfel primele aplicații cu echipamente PMU au fost dezvoltate tocmai pentru monitorizarea stării la nivelul unui întreg sistem electroenergetic, fiind așa numite aplicații de tip WAM (Wide Area Monitoring = monitorizare pe arii extinse). Ulterior, aplicațiile de tip WAM au condus la apariția unor aplicații de tip WAC (Wide Area Control = control pe arii extinse) și WAP (Wide Area Protection = protecții pe arii extinse), combinate dând naștere aplicațiilor WAMPAC (Wide Area Monitoring Protection and Control = monitorizare, protecții și control pe arii extinse). Toate aveau însă un numitor comun – acel “Wide Area” – adresăndu-se monitorizării, protecției sau controlului pe arii întinse ale unui sistem electroenergetic. Practic un număr restrâns de echipamente PMU poate aduce importante beneficii unor sisteme electroenergetice, fără a implica realizarea unor investiții foarte mari. Totuși, abordarea aplicării la nivel de sistem a sincrofazorilor – pe lângă faptul că rezolvă sau îmbunătățește siguranța unui sistem electroenergetic – a fost determinată și de costul prohibitiv al echipamentelor de măsură.

În prima decadă a secolului XXI, funcțiile echipamentelor PMU au început să fie înglobate în terminale numerice de protecție. Dacă la început au fost apanajul unor terminale foarte complexe și relativ scumpe (protecții multifuncționale pentru linii de transport al energiei electrice), ulterior funcțiile de

măsurare sincronă a fazorilor au fost incluse și în terminale de protecție mai simple (protecții maximale de curent) sau chiar în anumite contoare inteligente.

Ca urmare a asocierii terminalelor de protecție cu conceptul de măsurare sincronizată a fazorilor, răspândirea echipamentelor PMU a luat o amploare fără precedent, astfel încât aplicațiile acestora s-au putut extinde de la conceptul abordării la nivel de sistem la cel al abordărilor punctuale. Astfel, nu mai este deloc surprinzător să se întâlnească în stații electrice de transformare chiar de la nivelul distribuției de energie electrică terminale numerice de protecție pentru fiderii de medie tensiune, care să suporte funcțiile de tip PMU.

Atingându-se o anumită “masă critică” de echipamente cu funcții de măsură sincronizată a fazorilor, implementarea unor sisteme de protecții speciale, chiar dacă la nivelul unor stații electrice, este realizabilă fără eforturi foarte mari.

Lucrarea de față va prezenta conceptul unui sistem de detectare selectivă a punerilor la pământ în rețelele de distribuție compensate prin bobină de stingere a arcului, ale cărui diverse părți au fost expuse și în alte lucrări [1][2][3] și va analiza oportunitatea trecerii de la simpla detectare selectivă a unor puneri la pământ la concepte mai avansate cum ar fi reglajul bobinei de stingere utilizând informații de tip sincrofazori.

2. SINCROFAZORII AR PUTEA FI

TEMELIA SISTEMELOR SCADA ALE VIITORULUI

În introducere s-a specificat că primele aplicații ale sincrofazorilor s-au implementat la nivel de sisteme electroenergetice, fiind aplicații pe arii extinse. Abia ulterior, când răspândirea funcțiilor de


în Energetică


160

2012

tip PMU a luat amploare, au apărut și alte aplicații ale sincrofazorilor. Indiferent de tipul aplicațiilor – pe arii extinse sau localizate undeva într-o stație, particularitatea comună a aplicațiilor de măsurare sincronă a fazorilor este determinarea unghiului de fază al fazorilor măsurați cu o precizie suficient de ridicată (sub un grad electric). Astfel, orice aplicații care necesită cunoașterea unghiurilor relative de fază între mai multe mărimi electrice – indiferent dacă mărimile respective sunt preluate la nivelul unor arii extinse ale sistemului electroenergetic sau de la nivelul diverselor elemente ale unei stații electrice de transformare – pot fi implementate cu ajutorul datelor de tip sincrofazori (figura 1).

Fig. 1- Algoritmi care utilizează amplitudinea și

unghiul unor mărimi electrice. Dacă limităm discuția la implementarea unor

aplicații locale, realizate la nivelul unor stații electrice de transformare, întrebarea principală este de ce nu se pot utiliza anumite sisteme deja existente pentru furnizarea datelor necesare algoritmilor de calcul care ar implementa funcțiile respectivelor aplicații. Evident, sistemele care preiau informații despre mărimile electrice din stații sunt sistemele de tip SCADA. Cu toate acestea, aplicații care utilizează unghiurile de fază ale diverselor mărimi electrice nu au putut fi implementate din cauza preciziei de sincronizare a sistemelor SCADA.

Sistemele SCADA furnizează operatorilor date din teren, atât analogice (curenți, tensiuni, puteri, energii, factor de putere, frecvență, etc.) cât și binare (starea unor întrerupătoare, separatoare, CLP-uri, demaraje de protecții, funcționări de protecții, etc.). De multe ori, datele respective sunt utilizate și pentru analiza unor evenimente care pot să apară în aria de acoperire a respectivelor sisteme SCADA. În acest sens, date cu o precizie de cca 1 ms sunt suficient de precise pentru a permite o analiză corectă.

Sistemele de măsurare sincronă a fazorilor au fost de la bun început concepute pentru a permite o măsurare cvasi-simultană a mărimilor electrice din diverse locații. În acest sens, măsurările sincronizate

de fazori se raportează la o referință unică de timp într-un mod cât mai precis posibil – în cazul sincrofazorilor vorbim de precizie de sincronizare de sub zece microsecunde sau chiar sub o microsecundă. Prin urmare, așa cum se poate observa și din figura 2, un sistem de măsurare sincronă a fazorilor ajunge să fie sincronizat chiar și cu o acuratețe de o mie de ori superioară unui sistem SCADA traditional.

Fig. 2 - Comparație între precizia de sincronizare a unui sistem de măsurare sincronă a fazorilor

și a unui sistem tip SCADA traditional. Precizia superioară de sincronizare a unui sistem de măsurare sincronă a fazorilor se reflectă și în precizia măsurării unghiului de fază față de referința unică de timp în comparație cu sistemele SCADA tradiționale. Din figura 3 se poate observa că un sistem de măsurare sincronă a fazorilor poate avea o eroare de unghi de mult sub un grad electric, iar un sistem SCADA poate avea o eroare de 18 grade electrice.

Fig. 3 - Precizia superioară de sincronizare a unui

sistem de măsurare sincronă a fazorilor. Mai mult, în aplicații care implică relații unghiulare între mărimi electrice colectate de sistemele de tip SCADA tradițional de la diverse elemente (fie localizate în aceeași arie geografică, fie pe arii extinse), eroarea de unghi între două mărimi diferite se poate chiar dubla, în cazul cel mai defavorabil, ajungând până la 36 de grade. Ca urmare a acestui fapt, aplicațiile care se bazează pe diferențele unghiulare în implementarea lor nu pot utiliza datele


în Energetică


161

2012

colectate de sistemele SCADA tradiționale. Pe de altă parte, sistemele de măsurare sincronă a fazorilor sunt pretabile pentru aplicații care implică utilizarea diferențelor unghiulare în algoritmii care le implementează.

Coroborat cu faptul că implementarea funcțiilor PMU în terminalele numerice de protecție a condus la răspândirea echipamentelor capabile să furnizeze sincrofazori, care implicit sunt prevăzute și cu posibilitatea de a comunica, este foarte posibil ca în curând cerințele sistemelor SCADA să impună alte precizii de sincronizare și implicit datele furnizate de sistemele SCADA să coincidă cu informațiile colectate de sistemele de măsurare, cel puțin din punctul de vedere al preciziei măsurării unghiurilor de fază.

Problema sistemelor SCADA tradiționale este legată de faptul că sursele datelor sunt sincronizate cu o precizie de cca 1 ms, care conduce și la erorile de unghi de ordinul zecilor de grade – odată cu posibilitatea colectării informațiilor de tip sincrofazori și în sistemele SCADA tradiționale, este posibil ca părți din datele de care va dispune un sistem SCADA “upgradat” să provină de la echipamente care au și funcții PMU. Dacă se pot aplica etichete de timp asupra acestor date s-ar putea realiza o tranziție de la sisteme SCADA tradiționale, ale căror particularități nu permit implementarea unor algoritmi care utilizează relații unghiulare asupra unor mărimi provenind de la echipamente de măsură diferite, la sisteme SCADA capabile să implementeze cu anumite date – în funcție de sursa de proveniență (IED sau terminal de protecție numerică cu sau fără funcții de măsurare sincronă a fazorilor) – chiar și astfel de algoritmi (figura 4).

Fig. 4 - Aplicație SCADA tradițională care preia și

date de tip sincrofazori (IEEE C37.118). 3. PROBLEMA DETECTĂRII SELECTIVE

A PUNERILOR LA P ĂMÂNT ÎN RE ȚELE DE DISTRIBUȚIE COMPENSATE

După cum se cunoaște, în România, la fel ca și în

alte țări din regiunea noastră precum și din nordul Europei, o modalitate des utilizată de tratare a neutrului rețelelor de distribuție de medie tensiune este

prin utilizarea compensării capacității rețelei prin bobine de stingere a arcului. Aceste bobine, numite și bobine Petersen, sunt reglate astfel încât inductivitatea lor să fie aproape egală cu capacitatea rețelelor față de pământ (funcționând sub- sau supracompensat). Întrucât în cazul ideal al egalității dintre reactanța capacitivă a rețelei și cea inductivă a bobinei de stingere apare o rezonanță de curenți, curentul care ar trece prin locul de defect s-ar anula. În realitatea există o component rezistivă a curentului de defect datorată rezistenței proprii a bobinei (și chiar una datorată sub- sau supracompensării). Deși bobina de stingere (BS) a fost inventată de Waldemar Petersen încă din 1917, avantajele sale principale sunt de mare importanță în zilele noastre, facilitând obținerea unei continuități în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor, întrucât reducerea foarte mult a valorii curentului de defect permite stingerea arcurilor în cazul defectelor intermitente și implicit permite funcționarea rețelei electrice de distribuție chiar și cu o punere la pământ (cu mențiunea că neutrul se deplasează cu valoarea tensiunii de fază, iar tensiunile fazelor sănătoase cresc la valoarea tensiunii de linie, așa cum se poate observa și în figura 5).

Fig. 5 - Punere la pământ într-o rețea de distribuție

compensată prin bobină de stingere. În ciuda avantajelor oferite de tratarea prin BS a

rețelelor de distribuție, există totuși un mare dezavantaj: dificultatea de a detecta selectiv punerea la pământ. Dificultatea este o consecință chiar a valorii foarte mici a curentului de punere la pământ. Valoarea maximă doar a curentului homopolar [4] nu este suficientă pentru a discerne care este linia de medie tensiune cu punere la pământ dintre toate liniile unei secții de bare dintr-o stație electrică de transformare 110 kV / MT. Practic curentul homopolar maxim circulă în linia cu capacitatea cea mai mare față de pământ și nu în linia cu defect. Ceea ce poate totuși distinge plecarea cu defect de restul plecărilor este că prin plecarea cu defect se va închide suma componentelor active (rezistive) ale curenților


în Energetică


162

2012

homopolari (și partea de curent homopolar datorată sub- sau supracompensării). Astfel, releele wattmetrice, care sunt sensibile la componenta activă a curentului, pot fi utilizate pentru detectarea punerilor la pământ. Chiar dacă releele wattmetrice funcționează destul de bine pentru detectarea punerilor la pământ nete (fără rezistență de defect), ele prezintă limiteri importante legate de sensibilitate în cazurile reale când există rezistențe semnificative de defect. Acest lucru se poate intui având în vedere că pe măsură ce defectul are o rezistență mai mare, tensiunea homopolară măsurată (practic tensiunea de deplasare a neutrului) scade din cauza căderii de tensiune pe rezistența defectului. Un alt dezavantaj al releelor wattmetrice este incapabilitatea lor de a răspunde corect în cazul defectelor intermitente [5].

Releele wattmetrice sunt bazate în funcționarea lor pe componenta fundamentală a mărimilor cu care operează. Alte relee dezvoltate pentru detectarea punerilor la pământ operează pe baza unor componente diferite de frecvența fundamentală (ex. – cele care se bazează pe conținutul diverselor armonici), însă nici acestea nu dau rezultate optime atunci când există rezistențe semnificative ale defectului.

Ulterior s-au dezvoltat diverse metode de detectare selectivă a punerilor la pământ, capabile să funcționeze și în cazul unor rezistențe mari de defect, fie bazate doar pe mărimile electrice ale unei celule, fie care necesită informații de la toate celulele de plecare. Lucrarea [6] prezintă un algoritm bazat pe conductanța incrementală (necesitând doar informațiile locale ale celulei) care ar putea detecta puneri la pământ cu rezistențe de până spre 10 kΩ.

Altă metodă, numită DESIR (DEtection Sélective par les Intensités Résiduelles) și dezvoltată de EDF (Électricité de France), utilizează informațiile de la toate celulele și pe baza unui algoritm care proiectează curenții homopolari ai tuturor plecărilor pe o perpendiculară pe rezultanta însumării respectivilor curenți poate stabili care este plecarea cu defect (proiecția acesteia va fi de sens contrar celorlalte proiecții). Metoda DESIR poate detecta puneri la pământ cu rezistențe de până la 50 kΩ.

Metoda admitanței [4] [7] reușește să detecteze puneri la pământ cu rezistențe chiar mai mari, de ordinul a 100 kΩ, însă utilizează echipamente mai costisitoare (este necesară și o injecție de curenți pentru funcționarea respectivei metode). În literatura de specialitate au fost prezentate metode de detectare a punerilor la pământ [1][2] care utilizează și tehnici de inteligență artificială, mai précis rețele neuronale artificiale (RNA), care încearcă să clasifice șabloanele de date care conțin valori ale unghiurilor de fază aferente curenților homopolari culeși de pe toate plecările unei secții de bare de medie tensiune dintr-o stație de transformare.

Tabelul 1 sintetizează rezultatele acestor cercetări - rezultatele obținute de rularea unei rețele neuronale obșnuite feed-forward sunt încurajatoare:

Tabelul 1 - RNA pentru detectarea selectivă a p.p

I01_ANG I02_ANG I03_ANG I04_ANG DESIR ANN Error 197 90 90 90 1 0.9366 0.0633 217 90 90 90 1 0.9529 0.0470 253 90 90 90 1 0.9661 -0.0338 90 153 90 90 0 0.0057 -0.0057 90 190 90 90 0 0.0024 -0.0024 90 223 90 90 0 0.0014 -0.0014 90 257 90 90 0 0.0009 -0.0009

Rezultatele din tabelul 1 ne fac să considerăm că

rafinarea unor rețele neuronale utilizate pentru detectarea punerilor la pământ ar putea conduce la rezultate și mai bune, inclusiv la valori importante ale rezistențelor de defect, fiind o posibilă linie de cercetare de urmat.

În diverse alte lucrări [2] [3] [5] s-a mai prezentat o metodă care se pretează detectării selective a punerilor la pământ în condițiile unor rezistențe mari de defect, și anume - metoda variației puterii de secvență zero (homopolară). În continuare se vor prezenta rezultate unor simulări pentru determinarea eficienței metodei respective.

4. METODA VARIA ȚIEI PUTERII DE SECVENȚA ZERO ȘI UTILIZAREA SINCROFAZORILOR

Faţă de metodele considerate deja „clasice”,

soluţia propusă de metoda variației puterii de secvență zero urmăreşte variaţia puterii active de secvenţă zero pe fiecare dintre liniile care pleacă de pe barele unei staţii electrice având neutrul tratat prin BS. Linia cu defect va fi acea linie la care se manifestă variaţia maximă a puterii active de secvenţă zero.

Desigur, o primă problemă care se poate pune este cea legată de măsura în care acest parametru (puterea activă de secvenţă zero) poate fi considerat un indicator sensibil al stării de defect al unei linii. Pe lângă considerentele teoretice care se referă la variaţia fazorilor U0 respectiv I0 în regim de defect şi care sunt exploatate de o manieră sau alta de către diverşii producători de sisteme de protecţie, în cele ce urmează se vor prezenta rezultatele obţinute prin modelare şi simulare pe calculator, pentru a putea evidenţia faptul că puterea activă de secvenţa zero constituie un indicator sensibil al stării de defect cu punere la pământ. Pentru o primă analiză [2][3] s-a considerat un model de reţea cu patru linii racordate la barele unei staţii de transformare având neutrul tratat prin bobină de stingere. În această reţea, pe una dintre linii s-au simulat defecte cu punere la pământ cu valori diferite ale rezistenţei R0 la locul de defect (Tabelul 2):


în Energetică


163

2012

Tabelul 2- Simulare p.p. pe linia L3

Variația puterii de secvență zero în cazul celor trei defecte simulate și comparate cu regimul normal de funcționare s-a manifestat cu valori mai mari în cazul plecării cu defect. Evident, în cazul defectelor cu rezistență mai mică, valoarea puterii de secvență zero este mai mare, iar pe măsură ce rezistența de defect crește scade și această valoare. Totuși, chiar și la rezistențe de defect de ordinul a 10 kΩ metoda poate discrimina facil între valoarea determinată pentru linia cu defect, respectiv valorile determinate pentru celelalte plecări (este de 5 ori mai mare decât oricare dintre celelalte valori). O altă modelare [3] a considerat doar trei plecări conectate la o bară de medie tensiune, însă s-au simulat puneri la pământ cu diverse valori ale rezistenței de defect. Rezultatele pentru calculul puterii de secvență zero și pentru variația acesteia sunt prezentate în tabelul 3.

Tabelul 3- Simulare p.p. pe linia L1, L2, L3 cu diferite valori ale Rf

Normal Rf =2k Rf=30k Rf=40k

L1 L3 L2

P0 dP0 P0 dP0 P0 dP0

0.1672 4.645 4.4778 0.29 0.1228 0.182 0.0148

0.243 1.732 1.489 0.333 0.09 0.329 0.086

0.008 0.6878 0.6798 0.1605 0.1525 0.0645 0.0565

567 V 4.256 kV 917 V 497 V

Din analiza rezultatelor se poate observa că metoda

este utilizabilă și pentru rezistențe de defect mai mari, deși – la valori mai mari ale Rf se ajunge la diferențe dP0 mici între plecarea cu defect și alte plecări.

Rezultatele simulărilor prezentate, fără a avea pretenția epuizării tuturor situațiilor posibile a fi simulate, reflectă totuși faptul că metoda variației puterii de secvență zero se comportă bine pentru detectarea punerilor la pământ, atunci când rezistența de defect este sub 10 kΩ. La valori mai mari ale rezistenței de defect există riscul unor rezultate eronate, dar în acest caz metoda poate fi combinată cu alte metode. După cum s-a prezentat într-un paragraf anterior, algoritmii care necesită relații unghiulare pot fi implementați fără probleme utilizând sincrofazori. Metodele prezentate pentru detectarea selectivă a punerilor la pământ care necesită informații de la toate plecările unei bare de medie tensiune, cum ar fi cele deja expuse (DESIR, RNA, metoda variației puterii de secvență zero) sau altele, pot fi implementate fără probleme utilizând sincrofazori.

Avantajul major al utilizării sincrofazorilor în acest caz [3] este dat și de faptul că nu sunt necesare

cabluri metalice de legătură între celulele plecărilor și terminalul numeric care ar implementa algoritmul de detectare selectivă a punerilor la pământ. Practic terminalele numerice ale plecărilor de medie tensiune, aceleași care sunt integrate printr-o rețea de fibră optică în sistemul SCADA al stației, pot transmite și informațiile de tip sincrofazori de la nivelul local al celulei la nivelul terminalului numeric pentru detectarea selectivă a punerilor la pământ. Mai mult, datele de sincrofazori transmise conform IEEE C37.118 pot fi transmise pe aceeași infrastructură de fibră optică pe care se transmit și datele pentru SCADA, utilizând IEC 61850 sau alte protocoale, așa cum se poate observa și vizual în figura 6.

Fig. 6 - Schema bloc a unui sistem de detectare selectivă a punerilor la pământ, utilizând sincrofazori

Într-o astfel de manieră, terminalul central poate fi independent (pentru o siguranță sporită) sau poate fi un modul software dintr-un echipament de tip calculator industrial cu rol de RTU central. Practic, costurile implicite pentru implementarea sistemului SCADA la nivelul unei stații de transformare pot fi partajate cu costurile necesare pentru implementarea unor sisteme de detectare selectivă a punerilor la pământ, care altfel – dacă sunt implementate în sisteme dedicate fără a utiliza avantajele măsurării sincronizate a fazorilor - necesită investiții separate și uneori mult mai costisitoare.

Mai mult, echipamentul central sau modulul soft dintr-un RTU central poate fi programat cu ușurință să utilizeze combinații de metode, care să-i permită detectarea selectivă a punerilor la pământ pe baza celor mai bune metode aferente unor anumite situații, putându-se astfel obține sensibilități în sensul detectării unor defecte cu rezistențe de ordinul zecilor de kΩ.

Pornind de la conceptele expuse, autorii prezentei lucrări au implementat un sistem de test bazat pe terminale de protecție numerice cu funcții PMU, sincronizate precis prin GPS și interogate de un controler în timp real RTAC (Real-Time Automation Controller), sistem utilizat deocamdată pentru verificarea diferitelor scenarii. Sistemul respectiv este prezentat schematic în figura 7.


în Energetică


164

2012

Fig. 7 - Sistemul de test pentru verificarea detectării selective a punerilor la pământ utilizând sincrofazori.

În concluzie, utilizând sincrofazorii se pot implementa aplicații și la nivelul unor stații electrice, fără a necesita eforturi financiare sau materiale deosebite, dar care pot aduce mari beneficii în exploatare. Pornind de la rezultate încurajatoare referitoare la detectarea selectivă a punerilor la pământ prin utilizarea măsurărilor sincronizate de fazori, direcția de cercetare se poate îndrepta și înspre sistemele de reglaj automat al bobinelor de stingere. Evident, ideea este tot aceea a utilizării unor informații de tip sincrofazori care sunt colectate de la nivelul tuturor plecărilor, prin care să se poată implementa algoritmii doriți (utilizând datele sincrofazorilor se pot determina admitanțe, variind puțin inductanța BS se pot culege măsurători și s-ar putea determina curba de rezonanță, etc.). Desigur, ca și în cazul marilor producători de sisteme similare, rezultatele mai bune sunt de așteptat în cazul combinării măsurătorilor respective cu injecția de curenți, însă sincrofazorii pot fi și în cazul aplicațiilor de reglaj foarte utili. Totuși, trebuie analizate și chestiuni referitoare la timpii de răspuns necesari și cât de repede vor putea fi puse la dispoziția sistemului de reglaj datele de tip sincrofazori, respectiv cât de repede va putea acționa echipamentul central asupra bobinei pentru a efectua reglajul.

Implementarea unui sistem de reglaj a BS este o direcție nouă de cercetare, dar care este de așteptat să poată beneficia de avantajele sincrofazorilor de la nivelul unei stații electrice de transformare.

5. CONCLUZII Utilizarea sistemelor de măsurare sincronizată a

fazorilor câștigă tot mai mult teren în ultima vreme. Dacă inițial aceste sisteme au fost utilizate cu precădere în zona operatorilor de sistem pentru aplicații pe arii extinse, în prezent se propun tot mai multe aplicații localizate chiar la nivelul unor stații electrice, chiar și la nivelul companiilor de distribuție a energiei electrice.

O astfel de aplicație propusă este detectarea selectivă a punerilor la pământ, care este foarte

promițătoare ca exemplu de aplicație ce utilizează sincrofazorii dar este localizată la nivelul unei singure stații electrice. Rezultatele încurajatoare pentru detectarea selectivă a punerilor la pământ utilizând sincrofazorii ne conduc la o altă direcție de urmat, și anume, utilizarea măsurărilor sincronizate de fazori de la nivelul unei stații electrice pentru implementarea unor sisteme de reglaj a BS.

Avantajul major al utilizării sincrofazorilor apare mai ales în acele stații în care terminalele de protecție de la nivelul celulelor de medie tensiune sunt prevăzute cu funcții de tip PMU, pentru că oferă condiții superioare din punct de vedere tehnic și economic pentru implementarea anumitor aplicații, cum sunt cele menționate în cadrul lucrării.

BIBLIOGRAFIE

[1] Dumitrașcu D., „Synchrophasors Applied for Selective Ground Fault Detection in Medium Voltage Compensated Networks: a New Approach to an Old Problem”, 4th International Conference on Modern Power Systems MPS 2011, Cluj-Napoca, Romania, 2011.

[2] Dumitrașcu D., Matica R., „New Techniques for the Detection of Earth-Faults and related Insulation Problems in Compensated Networks”, International Conference on Condition Monitoring, Diagnosis and Maintenance CMDM 2011, Bucharest, Romania, 2011.

[3] Dumitrașcu D., Matica R., Gadola S., „Using Synchrophasors To Improve Ground Fault Detection In Distribution Compensated Networks”, PACWorld 2012 Conference, Budapest, Hungary, 2012.

[4] Vasilievici Al., Colceriu M., Stănescu D., „Digital equipment used in earth compensated networks for automatic ASC tuning and selective earth fault detection”, 5th Int. Power Systems Conference PSC 2003, Timișoara, Romania, 2003.

[5] Matica R., Matica L.M., Stoica I., „O analiză critică a soluţiilor moderne de protecţie împotriva punerilor la pământ în reţele de medie tensiune având neutrul tratat prin bobină de stingere”, Simpozionul Național “Fiabilitatea și mentenanța sistemelor electroenergetice”, Băile Felix, România, 2002.

[6] Roberts J., Hou D., Calero F., Altuve H., "New directional ground-fault elements improve sensitivity in ungrounded and compensated networks", Schweitzer Engineering Laboratories, Pullman, WA, Technical Paper, 2001.

[7] "User Manual Earth Fault Compensation Controller", TRENCH AUSTRIA GMBH, December 2010.


în Energetică


165

2012

1.25.- ANALIZA SELECTIVIT ĂȚII PROTECȚIILOR MAXIMALE DE

CURENT FOLOSIND PROGRAMUL „PALLADIN DESIGN BASE”

Ing. Constantin Buda, Ing. Marius Ioan Mureșan, Ing. Cristina Gabriela Roman, Ing. Simona Ileana Guja, Ing. Adrian Tămaş,

S.C. FDEE “Electrica Distribuţie Transilvania Nord” S.A., str. Ilie Mǎcelaru nr. 28A, Cluj-Napoca, tel. 0264 205102, fax 0264 205104, email: [email protected], [email protected],

[email protected], [email protected], [email protected]

Summary: Electrical systems commonly use circuit breakers or relays to protect the electrical equipment such as conductors, transformers, motors and other related components. In the event that a failure occurs, it would be desirable that the short circuit would affect only a portion of the electrical system where the failure occurs, instead of the entire system. The protective device coordination study analyses the tripping characteristics for a series of overcurrent devices, generally from the source through the largest branch circuit device. The main aim of this paper is to optimize the selectivity of the devices from one of the power stations from the urban area of Cluj electrical distribution power branch, using the Paladin DesignBase software. Selectivity implies the isolation of a faulted circuit to the point of fault without disturbing any other protective device in the system. A properly coordinated system has each of its protective devices adjusted as to minimize the negative impact of equipment failures. 1. INTRODUCERE.

Una dintre principalele condiții care se impun

instalațiilor electrice este aceea a siguranței în funcționare, adică a alimentării continue cu energie electrică a consumatorilor.

Asigurarea funcționării fără întrerupere a instalațiilor electrice are o importanță deosebită datorită faptului că urmările perturbărilor în funcționare pot fi foarte grave, putând afecta întregul sistem energetic.

În sistemele electroenergetice, funcțiile principale ale sistemelor de protecție sunt următoarele:

- Detectarea regimurilor anormale și periculoase de funcționare a elementelor sistemului energetic și semnalizarea lor sau acționarea unor aparate de comutație, în scopul prevenirii apariției unui defect;

- Detectarea defectelor și deconectarea automată a elementului defect în scopul limitării extinderii unor avarii;

Pentru îndeplinirea acestor două funcții fundamentale, dispozitivele de protecție, indiferent de tipul sau principiul constructiv pe care se bazează, trebuie să satisfacă o serie de condiții generale, cum sunt:

- Selectivitatea - să asigure deconectarea numai a elementului defect prin declanșarea celor mai apropiate întreruptoare și să permită buna funcționare, în continuare, a instalațiilor neavariate;

- Sensibilitatea - să distingă toate defectele și regimurile anormale de funcționare, chiar atunci cand acestea nu se deosebesc cu mult de regimul normal de funcționare al instalațiilor protejate;

- Rapiditatea, ținând seama că numai o deconectare rapidă a elementelor avariate satisface și nu periclitează buna funcționare a elementelor neavariate;

- Siguranța, care se referă la capacitatea dispozitivelor de protecție prin relee de a acționa corect în orice moment, chiar dupa o lungă perioadă de neacționare.

Pentru simularea protecțiilor am ales softul Paladin DesignBase (EDSA) și din întreg pachetul de programe s-au folosit modulul pentru analiza regimului permanent (“Advanced Power Flow”), modulul pentru calculul curenților de scurtcircuit (“AC Short Circuit”) și modulul pentru coordonarea dispozitivelor de protecție (PDC – “Protective Device Coordination”).

Modulul PDC este construit în conformitate cu toate standardele IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) și permite coordonarea protecțiilor maximale de curent instalate în sistemele energetice.

Releele pentru protecțiile maximale de curent sunt caracterizate în primul rând prin caracteristica de funcționare timp-curent. Astfel, se disting două tipuri de relee:

- Cu caracteristică independentă - timpul de acționare este independent de nivelul curentului de defect;

- Cu caracteristică dependentă - timpul de acționare este invers dependent de nivelul curentului de defect.

Pe acestea din urmă se pot activa 3 categorii principale de caracteristici pentru protecția maximală de curent, conform standardului IEC 255-4:

- caracteristică inversă (inverse time characteristic) ;

- caracteristică foarte inversă (very inverse time characteristic);


în Energetică


166

2012

- caracteristică extrem de inversă (extremely inverse time characteristic).

Nu există un criteriu anume pentru alegerea unuia dintre aceste tipuri de caracteristici. Cu toate acestea, se preferă folosirea releelor cu caracteristică dependentă în cazurile în care este necesară coordonarea protecției maximale de curent cu un număr mare de siguranțe fuzibile, dacă curenții de magnetizare la conectare pot atinge valori considerabile sau dacă funcționarea rețelei include suprasarcini.

Pe de altă parte, releele cu caracteristică independentă sunt preferate când nivelul curenților de scurtcircuit este foarte ridicat sau poate varia simțitor într-un anumit punct.

Cu toate acestea, s-a observat o tendință generală de a folosi relee cu caracteristică independentă în

Europa continentală și relee cu caracteristică dependentă în țările anglo-saxone și în SUA [4].

2. CARACTERISTICI INDEPENDENTE Pentru orice analiză folosind modulul de coordonare a dispozitivelor de protecție „PDC” al softului Paladin DesignBase pe o schemă existentă, în primul rând trebuie selectată ramura sau ramurile de interes în vederea stabilirii setărilor pe relee și urmărirea comportării acestora la defecte. Pentru studiul de față am ales schema stației Alverna 110/20/10 kV, aflată în gestiunea Electrica Distribuție Transilvania Nord și am stabilit schema primară pentru care vom seta releele de protecție.

Fig.1 - Schema primară a stației Alverna 110/20/10 kV.

Fiind o stație recent modernizată, toate releele de protecție sunt digitale, de la cele de pe transformatorul IT/MT până la cele din posturi, aceasta fiind o condiție importantă în implementarea acestui tip de studiu în Paladin DesignBase. Dacă în zona de rețea analizată apar și relee analogice, aceasta nu împiedică folosirea softului, întrucât comportamentul releelor analogice poate fi modelat cu ajutorul unui releu digital căruia i se alege caracteristica de funcționare a releului analogic. În momentul de față, reglajele pe releele de protecție digitale sunt setate pe caracteristici independente întrucât mai sunt prezente în instalații relee analogice pe care nu există posibilitatea folosirii caracteristicilor dependente. Deși în stația Alverna există posibilitatea trecerii pe caracteristici dependente, pentru a menține o oarecare uniformitate în stabilirea reglajelor și pentru a evita neselectivități

în funcționare în rețele echipate neomogen (în retele nemodernizate în totalitate), s-a preferat activarea caracteristicilor independente și pe releele digitale. Astfel, pornind de la următoarele reglaje:

- PT1 Gheorgheni: releu SEL 751A - TC 200/5 - Imax2 = 280 A, t = 0.2 s

- PT3 Gheorgheni: releu SEL 751A - TC 200/5 - Imax2 = 280 A, t = 0.2 s

- PT Fabrica de Gheață: releu SEL 751A – TC 200/5 - Imax2 = 280 A, t = 0.5 s - LES 10kV Gheorgheni1: releu SEL 351 - TC 300/5 - Imax2 = 350 A, t = 0.8 s - Cupla 10 kV: releu SEL 351 - TC 800/5 - Imax2 = 1100 A, t = 1.6 s - LES 20 kV Mall: releu REF 542plus - TC 400/5 - Imax2 = 400 A, t = 1.5 s


în Energetică


167

2012

- Cupla 20 kV: releu REF 542plus - TC 800/5 - Imax2 = 1000 A, t = 1.8 s

- Trafo T3 20 kV: releu REF 542plus - TC 300/5 - Imax2 = 400 A, t = 2.1 s

- Trafo T3 10 kV: releu REF 542plus - TC 600/5 - Imax2 = 800 A, t = 2.1 s

- Trafo T1 10 kV: releu SEL 351 - TC 1250/5- Imax2 = 2000 A, t = 2.4 s

- Trafo T1 110 kV: releu SEL 751A - TC 150/5 - Imax2 = 180 A, t = 2.7 s,

am configurat în Palladin DesignBase fiecare releu în parte, acestea fiind alese în prealabil din bibliotecasoftului.

Fig. 2. - Ecran selecție relee.

Fig. 3. - Ecran setări relee.

În figurile. 2 si 3 sunt înfățișate ferestrele în care se configurează fiecare releu, câmpurile cu tensiunea echipamentului, încărcarea și curentul de scurtcircuit fiind completate implicit de către soft după rularea regimului permanent și a celui de scurtcircuit. Celelalte câmpuri vor fi completate de către utilizator. În cazul selectării tipului de releu cu caracteristică independentă „Definite time”, parametrul „Time Dial” reprezintă timpul după care va declanșa protecția maximală, iar prin „Tap Setting” se stabilește valoarea curentului reglat, ca multiplu al curentului nominal din primarul reductorului de curent. Caracteristicile independente fiind mai rar folosite în occident, softul Palladin DesignBase are o bibliotecă destul de săracă la această categorie. Pentru

a verifica funcționalitatea modulului pentru coordonarea protecțiilor, am solicitat furnizorilor de la Energobit introducerea caracteristicilor independente pe unul din releele existente în instalațiile noastre, ABB - REF 542plus. Astfel, în scop didactic am selectat același releu pe toate echipamentele, caracteristicile independente având aceeași formă, indiferent de tipul releului. Pe masura setării reglajelor pe echipamente, vor aparea într-o fereastră alăturată caracteristicile independente ale acestora (fig. 4). OBS: Deși reglajele sunt stabilite la nivelul de tensiune corespunzător fiecărui reductor de curent care alimentează protecția respectivă, plotarea


în Energetică


168

2012

caracteristicilor de funcționare se va face la nivelul de tensiune ales ca referință. În cazul de față am ales ca referință tensiunea de 10kV.

Pe reprezentarea grafică a caracteristicilor reglajelor alese (fig. 4) se poate analiza selectivitatea, stabilind un defect oarecare și urmărind pe verticală ordinea de declanșare a protecțiilor.

Fig. 4 - caracteristici independente - Stația Alverna

Modulul PDC oferă în continuare posibilitatea urmăririi selectivității protecțiilor în cazul apariției unui defect în rețea. Asfel, pentru un defect în PT1

10kV Gheorgheni, respectiv pentru un defect pe LES 20 kV Mall, softul arată următoarele rezultate:

Tabelul 1 - Declanșarea protecțiilor la defect în PT1 10kV Gheorgheni.

Tabelul 2 - Declanșarea protecțiilor la defect pe LES 20 kV Mall.


în Energetică


169

2012

În tabele se regăsește ordinea de declanșare a echipamentelor la defectele precizate. Coloana 1 indică timpii de declanșare, iar coloana a 3-a echipamentul respectiv. OBS: Se va avea în vedere că valoarea curentului de scurtcircuit este calculată la nivelul de tensiune la care este definit echipamentul în aplicație, deși caracteristicile de funcționare au fost plotate la nivelul de tensiune de referință.

3. CARACTERISTICI DEPENDENTE Pe aceeași schemă primară, pornind de la aceleași reglaje am încercat să implementăm caracteristicile dependente. În acest caz, având la dispoziție în bibliotecile releelor caracteristicile necesare, am ales pentru modelare tipurile de relee existente în instalații.

Mod de lucru: În general, fiecare releu apare în biblioteca softului cu 5 familii de curbe dependente de timp cu diferite pante de proporționalitate, după standardul american (curbele U1-U5) și alte 5 familii de curbe după standardul internațional (curbele IEC C1 – STANDARD INV, IEC C2 – VERY INV, IEC C3 – EXTREMELY INV, IEC C4 – LONG TIME INV, IEC C5 – SHORT TIME INV). În figura 5 s-a exemplificat familia de curbe IEC C1 - STANDARD INV de pe releul SEL 751A, pe care am ales-o pentru setarea reglajului protecției maximale temporizate [5].

Fig.5 - Familia de curbe standard inverse pentru releul SEL 751A [5].

Pornind de la reglajul calculat conform normativelor, se caută în documentația releului SEL 751A pe care curbă se situează timpul reglat și se alege curba potrivită. Astfel, o temporizare de 0.2 s se află pe curba TD=0.05, iar pe abscisă îi corespunde un multiplu al curentului de demaraj M = 5.5. Spre deosebire de setările realizate pe caracteristicile independente, în cazul de față, Time Dial reprezintă de fapt un decalaj în timp între curbele aparținând aceleiași familii, necesar pentru a asigura selectivitatea în cazul în care se folosește același tip de curbe. În fereastra din Palladin DesignBase se vor completa tipul releului și paramentrii TD (Time Dial) și „Tap Setting”, prin care se stabilește valoarea curentului reglat, ca multiplu al curentului nominal din primarul reductorului de curent. Alegând curbele curent-timp pentru fiecare releu de pe traseul analizat vom obține reprezentarea grafică din figura 6.

OBS: Pe setările din softul releului, parametrul PickUp (curentul de demaraj al releului) va fi raportul dintre curentul reglat în secundarul reductorului de curent și parametrul M.

Și în cazul reprezentării grafice a caracteristicilor

dependente se poate urmări pe verticală ordinea de declanșare a protecțiilor. Similar prezentării selectivității în cazul caracteristicilor independente, pentru un defect în PT1 10 kV Gheorgheni, respectiv pentru un defect pe LES 20 kV Mall, softul arată rezultatele din tabelele 3 şi 4.

Având în vedere timpii de declanșare mai mari de 3 secunde ai întreruptoarelor de pe transformatorul T1 trebuie verificat dacă aceștia nu interacționează cu protecțiile de pe liniile de 110 kV, mai exact cu protecția maximală de curent activată la blocarea protecției de distanță. Reprezentând grafic caracteristica independentă a acestei protecții (figura 7), reglată la 1300 A și un timp de 3.5 s se poate observa că aceasta nu se intersectează cu reglajele transformatoarelor.

Din punct de vedere al efectului, un defect îndepărtat în reteaua de medie tensiune se reflectă asupra transformatorului ca o suprasarcină. Prin extrapolarea timpilor prezentați în PE 126 [3] referitor la durata admisibilă a suprasarcinii, rezultă că valoarea la care ar urma să fie declanșat transformatorul (4,37 s) nu prezintă probleme nici din punct de vedere al capacității de supraîncărcare.


în Energetică


170

2012

Fig. 6 - Caracteristici dependente - Stația Alverna.

Tabelul 3 - Declanșarea protecțiilor la defect în PT1 10kV Gheorgheni

Tabelul 4 - Declanșarea protecțiilor la defect pe LES 20 kV Mall


în Energetică


171

2012

Fig. 7 - Caracteristici de declanșare - transformatoare

și LEA 110 kV Cluj Est. 4. CONCLUZII Folosirea caracteristicilor dependente oferă avantajul că la curenți de defect foarte mari protecția declanșează într-un timp mult mai scurt decât în cazul caracteristicilor independente, ceea ce duce la creșterea duratei de viață a echipamentelor protejate, acestea fiind supuse un timp mult mai scurt la curenții mari de defect. De asemenea, cu ajutorul caracteristicilor dependente se pot realiza reglaje selective pentru un lanț mai lung de protecții succesive decât în cazul folosirii caracteristicilor independente, alegând panta potrivită pentru caracteristicile de declanșare. Un alt avantaj al caracteristicilor dependente este posibilitatea evitării declanșării echipamentelor în urma șocurilor aparute în funcționare cu condiția cunoașterii curbei de variație a curentului de șoc.

Cu toate acestea, trecerea la caracteristici dependente ar presupune un volum mare de lucru în ceea ce privește atât modelarea întregii rețele în Paladin DesignBase sau în orice alt soft care permite coodonarea protecțiilor, cât și reparametrizarea releelor existente. Utilizarea unui soft dedicat este esențială pentru urmărirea selectivității protecțiilor cu caracteristici dependente, întrucât oferă posibilitatea poziționării curbelor de funcționare pe un grafic curent-timp. Trecerea la caracteristici dependente s-ar putea implementa doar în urma adoptării unei decizii unitare în acest sens, concomitent cu modernizarea rețelei, pentru a evita neselectivități în funcționare atât timp cât aceasta este echipată neomogen.

BIBLIOGRAFIE

[1].- Călin S., Marcu S. - Protecția prin relee a sistemelor electrice, ediția a II-a, revăzută și completată, Editura Tehnică București;

[2].- PE 504/96 – Normativ pentru proiectarea sistemelor de circuite secundare ale instalațiilor electrice; Sisteme de protecție și automatizare, CIDE, București - 1997;

[3].- PE 126/82 – Regulament de exploatare tehnică a echipamentelor electrice din distribuția primară, ICEMENERG, București - 1982;

[4].- CEE Relays Ltd – Aplication guide for the choice of protective relays; printed in France –IJN- 11.92;

[5].- SEL 751A - Feeder Protection Relay – Instruction Manual 20110509.

[6].- Power Analytics Corporation – Protective Device Coordination,May 2011


în Energetică


172

2012

1.26.- MODULUL SIMOVER C - 123 kV ȘI PROTECȚIILE AFERENTE

CELULEI LES 110 kV. REZULTATE OB ȚINUTE ÎN PROBELE TEHNOLOGICE

Ing.ec.Daniel Bălan Ing. Nicu Constandache

FDEE Electrica Distribuţie Transilvania Sud, CPRAM Mureş, str. Călăraşilor nr.103, tel.0265 205815, fax.0265 205824, [email protected],

Direcţia Tehnică 110 kV Braşov, str. Pictor Luchian, nr.25, [email protected].

Summary: It is important that the Romanian energy system to introduce modern equipment such as compact exterior cells in that bus bar, breaker and feeder can be disconnected from each other by means of a visible separation. Is the opportunity to share specialists the advantages which it shall SIMOVER module 110 kV, manufacturing SIEMENS and results with the simulations, to verify that the protections for the first 110 kV LES within SDEE Mureş. 1. DATE TEHNICE GENERALE.

La solicitarea unui spor de putere la S.C.

PROLEMN S.A. Reghin, judeţul Mureş, au demarat lucrările de analiză a variantelor tehnice pentru alimentarea consumatorului şi s-a emis o soluţie finală pentru amplificarea staţiei 110/20 kV Republica, din schema H la varianta 2B2, prin completarea schemei cu o celulă cu întreruptor debroşabil, având în vedere terenul limitat al staţiei.

Consumatorul PROLEMN a solicitat următoarele: - Pi = 35,7 MW ; - Pa = 25 MW; - Sa = 27,2 MVA;

Tipul de racord: 1 cale de alimentare de bază pe 110 kV şi rezervare parţială pe 20 kV; Factorul de putere mediu impus: 0,92;

Numărul de căi de alimentare a noului consum solicitate de consumator: 3 căi.

Detaliile privind receptoarele: instalaţii tehnologice de flux continuu.

Activitatea consumatorului: industrie. Regimul de funcţionare/consum: 3 schimburi,

31 zile, încărcare la capacitate pe toate cele 3 schimburi

Conexiunea primară 110 kV

Soluţia adoptată conţine o celulă completă de LES (întreruptor debroşabil, cu 3TC, 3TT şi 3DRV), pe terenul staţiei, între cele două LEA 110 kV existente. Celula proiectată cuprinde un set debroşabil, compus din întreruptor tip 3AP1FG 123 kV, de fabricaţie Siemens, acţionat cu un dispozitiv electric cu resort, echipat cu două bobine independente de declanşare şi o bobină de anclanşare, montat pe un schelet metalic printr-un paralelogram deformabil, care permite broşarea şi debroşarea acestuia din contactele fixe superioare şi inferioare, în

conformitate cu figura 1. Denumirea ansamblului întreruptor-reductori de curent este acela de SIMOVER = SIEMENS Movable Circuit Breker.

Contactele superioare sunt montate pe izolatoare orizontale, montate pe un cadru metalic tip portal, cadru care are la partea superioară izolatoare verticale suport pentru bare colectoare, tip ţeavă. La barele colectoare se racordează, în ţeavă, contactele superioare fixe.

Pe scheletul metalic al setului debroşabil se află în montaj fix trei transformatoare de curent, tip SAS 123/5G de fablicaţie Trench, 200/5/5/5A, cls. 0,2s/10P20/10P20/0,5, cu izolaţie în SF6, în conformitate cu figura 1. Pe bornele transformatoarelor de curent pe o parte sunt contactele fixe inferioare ale sistemului debroşabil. Tot pe bornele transformatoarelor de curent, opus contactelor fixe inferioare, se închid cuţitele de legare la pământ şi sunt legate corzile spre transformatoarele de tensiune de la bornele cablului 110kV. Infăşurările secundare alimentează circuitele de protecţie şi de măsură.

Sunt trei transformatoare de tensiune, tip TCVT 123 de fablicaţie Trench, 110/√3/0,1/√3/0,1√3/0,1 kV cls. 0,2/3P/6P, cu izolaţie în ulei, de prezenţa tensiunii pe LES.

Sunt trei descărcătoare cu rezistenţă variabilă, cu oxid de zinc tip 3EL2 096-2PJ21-4DA2, de fablicaţie Siemens, pentru protejarea cablului 110 kV. Ecranele cablurilor monofazate de 110kV sunt legate printr-o cutie de legare la pământ care cuprinde legături eclisate (cu legare directă sau prin DRV) pentru fiecare fază, realizându-se legarea directă la priza de pământ a ecranelor cablurilor.


în Energetică


173

2012

Figura 1 - Celula compactă, SIMOVER C.

Conexiunea secundară, sistemul de protecţie, comandă şi semnalizare (PAC).

Sistemul de protecţie şi comandă este conceput cu terminalele numerice, având funcţii de protecţie, comandă şi control SIPROTEC 4:

• 7SJ6455- protecţie multifuncţională pentru celulă; • 7SD5225 protecţie diferenţială LES 110kV.

Sistemul de comanda-control SIEMENS, SICAM (Substation Integration Control Automation and Monitoring) îndeplineşte toate cerinţele conducerii descentralizate a staţiilor electrice, fiind o soluţie modulară. Permite extinderea ulterioară cu alte module şi elemente periferice, fiind pregătit să integreze pe viitor, printr-o reconfigurare a bazei de date şi alte terminale numerice cu protocol IEC61850. Interfeţele om - maşină (Human Machine Interface) ale terminalelor :

• 7SJ6455 are monitor grafic cu cristale lichide cu afişarea schemei sinoptice);

• 7SD5225 are monitor cu cristale lichide pasive, cu lumină spate, tip matrice cu afişarea a 4 linii de 20caractere.

• Terminalele posedă pagini de afişare evenimente şi stări cu set de 14 Led-uri.

Celula este racordată la sistemul de telecomandă Helios –TELECOMM Bucureşti existent în staţie, prin intermediul unui RTU tip ACE 28S, montat în rack-ul de protecţie şi legat serial prin intermediul inelului de comunicaţie, cu cablu UTP, la bucla de echipamente de telecomandă existentă. Introducerea în ACE 28S a semnalizărilor este concepută prin semnal clasic. Pentru comunicaţia între terminalele protecţiei diferenţiale 7SD5225 din capetele LES-ului, este prevăzut IEC 60870. Este realizată automatica de descărcare a sarcinii la scăderea frecvenţei (DASf), cu acceptul dat de consumator în faza Studiului de Soluţie, prin funcţie înglobată în terminalul 7SD5225

Concepţia schemei de circuite secundare

Este realizată declanşarea individuală pe fiecare funcţie de protecţie (protecţie de bază cu circuite de ieşire de declanşare separate şi la fel pentru protecţia de rezervă). Atât ieşirile de declanşare, cât şi cele de semnalizare din terminalele numerice sunt configurate cu automenţinere şi în felul acesta semnalizările optice exterioare sunt automenţinute, până la anularea de către operator. Pentru situaţia în care va exista personal în sala de comandă, s-a realizat un circuit de avarie şi preventiv acustic care poate fi anulat (cel acustic). Comanda de conectare / deconectare întreruptor se poate realiza din schema sinoptică şi/sau butoane de control şi execuţie, montate pe uşă rack-ului. Comanda de deschidere / închidere clp, broşare / debroşare întreruptor se realizează din schema sinoptică şi/sau local din cutia echipamentului din staţia exterioară.

2. ECHIPAMENTELE PRIMARE

2.1. Întreruptorul 3APF1G tripolar

Întreruptorul utilizat în cazul de faţă este cu montaj pe stâlpi, având un mecanism cu resoarte localizat in mecanismul de actionare 18 fixat de baza 11, în conformitate cu figura 2.1.


în Energetică


174

2012

Energia necesară pentru actionare este stocată în arcul de închidere, comun celor trei poli şi un arc pentru deschidere.

Arcurile de deschidere/ închidere sunt amplasate în mecanismul de acţionare. Coloana polului B este acţionată de către mecanismul de acţionare printr-un cuplaj în unghi şi este conectat la cuplajele coloanelor A şi C prin intermediul tijelor de conectare. Placa de montaj integrată în mecanismul de acţionare 18 conţine toate echipamentele pentru controlul şi monitorizarea întreruptorului şi deasemenea şirul de cleme pentru conexiunile electrice.Cele trei coloane de poli ai întreruptorului sunt conectaţi prin tije la un compartiment cu gaz. Densitatea gazului de SF6 în acest compartiment este monitorizată de către un monitor de densitate şi presiunea a gazului, indicată de către un manometru de presiune. Mecanismul de acţionare 18 conţine toate componentele necesare operării, monitorizării şi controlului întreruptorului. Aparatele individuale sunt organizate pe grupe de funcţiuni, în conformitate cu figura 2.2.

K-contactoare, relee de timp; P-contor, R-rezistenţe de încălzire; S-control local; 12.1.1-Placa de monatj echipamente; 18Carcasa mecanismului; 18.4- Resort de închidere; 18.11 Resortul de

deschidere.

Fig.2.2. - Componentele de control din mecanismul de acţionare.

Conexiunile electrice sunt realizate cu şurub şi prin fişă /priză.

În ceea ce priveşte gazul din întreruptor, acesta este monitorizat în cele trei coloane, fiecare cu câte o valvă unisens, un monitor de densitate B4 şi un manometru MA. Există o valvă de umplere W1, conexiune de testare W2 şi ţevile de legătură la componente, în conformitate cu figura 2.3.

Fig.2.3. - Diagrama de monitorizare SF6.

Un blocaj general, cauzat de SF6 previne orice manevră a întreruptorului, dacă presiunea de gaz de SF6 este mult redusă. Blocajul la închidere împiedică întreruptorul de a fi închis în timpul armării resortului de închidere, iar dispozitivul de antipompaj asigură ca să nu se repete închiderea, deschiderea întreruptorului în cazul comenzilor simultane de ÎNCHIS sau DESCHIS

Transformatorul de curent, tip SAS 123/5G

Transformatoarele de curent utilizate sunt în conformitate cu figura 2.4, cu patru înfăşurări pe partea secundară, cu mediul de izolaţie internă în SF6. Pentru zonele cu temperaturi scăzute există modele de reductori care au mediul de izolaţie realizat dintr-un amestec de sulf, hexaflorură şi azot. Monitorizarea gazului de SF6 este realizată cu ajutorul unor manometre.

Fig.2.4. - Transformator de curent, tip SAS 123/5G.


în Energetică


175

2012

Descărcător tip 3EL2

Este utilizat pentru a proteja izolaţia sistemului de solicitările datorate supratensiunilor. Modelul standard, în conformitate cu figura 2.5 poate fi utilizat până la altitudini de 1000m deasupra mării şi pentru o frecvenţă de lucru între 48 Hz şi 62 Hz. Componetele active ale descarcătorului sunt rezistorii din oxid de metal. Ei sunt aranjaţi în stivă şi protejaţi ermetic împotriva influenţelor mediului prin intermediul unei carcase montate direct din material silionic. Rezistenţa mecanică este realizată prin consolidarea cu tije din material de fibră de sticlă,care strâng şi asigură compresia stivei cu rezistori.

3. ECHIPAMENTELE SECUNDARE

Protecţia celulei de LES 110 kV a fost concepută având la bază terminale numerice de producţie SIEMENS. Cele două terminale, unul cu funcţie de protecţie diferenţială pentru LES şi altul cu unitate de comandă-control şi protecţii de rezervă la unitatea de bază, sunt prevăzute într-un rack de 2100*800*600 mm, unde este realizată şi conexiunea la sistemul de teleconducere. Circuitul de declanşare prin protecţia diferenţială de linie (PDL) este asigurat pe fibra optică, pozată subteran pe o lungime de circa 0,8 km. Terminalul numeric 7SD 5225, are activate următoarele funcţii:

- protecția diferențială pentru două capete; - protecția maximală de curent temporizată; - protecția la defect întreruptor; - protecția maximală de curent homopolar

direcţional; - DAS-f.

Semnalizările pentru fiecare funcție de protecție sunt generate pe ieşiri separate, prin contacte distincte de declanșare şi preluate în teleconducere prin terminalul de achiziţie date ACE 28S, producţie TELECOMM Bucureşti

Terminalul numeric 7SJ 645, are activate următoarele funcţii:

- protecția maximală de curent temporizată; - protecția maximală de curent homopolar directional.

În acelaşi timp, are rol de unitate de comandă şi control asupra SIMOVER-ului, având o interfaţă cu schema sinoptică a celulei LES 110 kV. Canalele de comunicaţie pe fibră optică între cele două terminale 7SD 5225 din capetele LES-ului sunt monitorizate reciproc, iar dacă ambele sunt afectate, vor determina blocarea PDL-ului. Bobinele de declanşare ale întreruptorului sunt supervizate, indiferent de starea conectat/deconectat a acestuia. Sunt utilizate relee, tip 7PA3042.

Terminalul de achiziţii date, ACE 28S, de fabricaţie TELECOMM Bucureşti, în conformitate cu figura 2.6, asigură teleconducerea celulei LES 110 kV. Sunt monitorizate mărimi analogice şi numerice aferente echipamentelor primare şi secundare.

Fig.2.6. - RTU- tip ACE 28S. 4. ASPECTE DE EXPLOATARE ŞI REZULTATE OB ŢINUTE ÎN PROBE Ansamblul SIMOVER este conceput cu:

- un sistem de blocaj propriu; - chei de comutaţie care să permită blocarea

comenzilor din sistemul de teleconducere; - chei de alegere a regimului de funcţionare

(declanşare la scăderea presiunii SF6 sau blocarea declanşării la scăderea presiunii SF6);

- chei de alegere a regimului de comandă (local sau la distanţă).

Dacă nu sunt indeplinite condiţiile necesare manevrării unui echipament primar (conectare/ deconectarea întreruptorului, broşarea/ debroşarea acestuia, acţionarea cuţitului de legare la pământ), personalul operativ trebuie să verifice cauza pentru care nu se pot executa manevrele. Toate aceste condiţii sunt monitorizate prin intermediul sistemului de înregistrare, tip CDR, de fabricaţie TELECOMM Bucureşti

Partea de circuite secundare aferentă celulei LES 110 kV a fost concepută luând în considerare importanţa consumatorului şi regimurile posibile de funcţionare al staţiei, cu personal operativ local sau mobil, utilizând sistemul de teleconducere Helios, de fabricaţie TELECOMM. În acest sens, s-a avut în vedere să existe:

- posibilitatea anulării oricărei protecţii prin intermediul cheilor de comutaţie;

- posibilitatea PIF sau anulării circuitului acustic, aferent dulapului de protecţii şi cofretului ansamblului SIMOVER;

- circuite de semnalizare, exterioare terminalelor numerice, utilizând relee intermediare cu leduri încorporate;

- automenţinerea semnalizărilor în urma funcţionării protecţiei LES 110kV sau acelor din ansamblul SIMOVER;

Fig.2.5. - Descărcător tip 3EL2.


în Energetică


176

2012

- înregistrarea evenimentelor posibile pe LES 110 kV şi a semnalelor din procesul tehnologic al ansamblului SIMOVER, într-un sistem independent, de tip CDR-TELECOMM.

Probe funcţionale în vederea PIF LES 110kV.

În urma finalizării lucrărilor aferente celulei LES 110 kV, au fost demarate procedurile de punere sub tensiune, pentru proba de 72 de ore a LES 110 kV şi a transformatorului de putere de 31,5 MVA din incinta consumatorului. Sunt prezentate diagramele mărimilor analogice în momentul conectării întreruptorului 110 kV aferent LES-ului, în gol, conform figurii 4.1 şi a mărimilor înregistrate, conform tabelului 4.1.

Fig. 4.1. - Curentii la PIF LES 110 kV.

Tabel 4.1 - Mărimi analogice înregistrate.

Mărimea analogică

Valoare Unghi

iL1 (I r110) 2.64 A 134.0° iL2 (Is110) 2.72 A 4.6° iL3 (I t110) 2.87 A -113.1°

iE 65.2 mA 180.0° uL1 66.1 kV 41.1° uL2 67.0 kV -78.7° uL3 66.9 kV 160.6°

LES 110 kV sub tensiune şi conectarea transformatorului 110/20 kV în gol

Sunt prezentate diagramele curenţilor de 110 kV în

momentul conectării întreruptorului de 110 kV al transformatorului, conform tabelului 4.2. şi al figurii 4.2.

Tabel 4.2 - Mărimi analogice înregistrate.

Prima conectare A doua conectare

Mărimea analogică

t=5ms t=739ms t=5ms t=621ms

Ir110 [A] 95.8 28.7 86.4 27.5 Is110[A] 67.9 19 47.4 19.1 I t110[A] 51.1 18.6 68.8 21.4

3I0-110[A] 8.37 4.29 8.43 4.39 Ir20[A] 1.02 1.61 1.61 0.72 Is20[A] 1.44 1.76 0.72 1.02 I t20[A] 1.9 1.25 0.72 1.25

3I0-20[A] 2.79 3.05 2.39 1.44

La momentul t=5ms se înregistrează amplitudinea maximă a curbei de magnetizare, odată cu demararea protecţiei diferenţiale şi timpii t=739 ms, respectiv t=621 ms sunt momentele în care dispare demarajul protecţiei diferenţiale.

La prima conectare a I-110 kV.

La a doua conectare a I-110 kV

Fig.4.2. - Curentii aferenţi LES 110 kV.

LES 110 kV sub tensiune şi conectarea transformatorului în gol, în alte condiţii tehnice

Sunt prezentate diagramele mărimilor analogice,

având transformatorul 110/20 kV pe plotul 9, LES 110 kV sub tensiune şi transformatorul deconectat. Evoluţia curentului de magnetizare la conectarea intreruptorului de 110 kV aferent transformatorului este prezentat conform figurii 4.3.

+90°

-90°

±180° 0° iE

iL3

iL2

iL1


în Energetică


177

2012

Fig.4.3. - Curentii 110 kV aferenţi transformatorului.

La conectare, declanşează I-110 kV al LES prin protecţie diferenţială

Diagrama curenţilor şi a tensiunilor pe LES 110 kV în momentul conectării transformatorului în gol şi aflat pe plot 9. este prezentat conform figurii 4.4, având loc declanşarea prin PDL aferent LES 110 kV.

Fig.4.4. - Curentii 110 kV aferenţi LES 110 kV.

Diagrama de curenţi înregistrată pe LES 110 kV, în momentul conectării transformatorului în gol, pe plot 9, conform figurii 4.5.

Fig.4.5. - Diagrama de curentii LES 110 kV la conectare trafo în gol, pe plot 9.

Sarcină de 5MW, cu modificări la polaritatea reductorilor de curent, în celula LES 110 kV

Având o sarcină de circa 5 MW pe LES 110 kV,

s-a modificat polaritatea la reductorii de curent, iar rezulatul obţinut a fost funcţionarea protecţiei diferenţiale longitudinale pe LES 110 kV. Se prezintă în continuare diagrama fazorilor de curenţi la momentul 0 şi la momentul funcţionării protecţiei (14ms), conform figurii 4.6.


în Energetică


178

2012

Fig.4.6. - Curentii 110 kV aferenţi LES 110 kV.

Defect trecător pe o LEA 110 kV dintr-o staţie adiacentă şi circulaţia curentului homopolar pe LES 110 kV.

Cu ajutorul sistemului de înregistrare oscilo, tip

CDR- TELECOMM, s-a reuşit înregistrarea unei circulaţii de curent homopolar pe LES 110 kV, la un defect trecător pe o LEA 110 kV, având ca sursă o staţie 110 kV din municipiul Reghin, în aproprierea staţiei Republica. Având reductori de curent de 200/5 A pe LES 110 kV, s-a înregistrat un curent homopolar de circa 900A, valoare la care, dacă direcţionarea protecţiei homoplare pe LES 110 kV n-ar fi fost corectă, ar fi condus la o funcţionare intempestivă. Se prezintă în continuare diagrama curenţilor şi a tensiunilor pe 110 kV (figura 4.7.) Defectul a durat circa 50 ms, cu RAR reuşit pe LEA 110 kV.

Fig.4.7. - Curentii 110 kV şi homopolar aferenţi LES 110 kV

5. CONCLUZII

Noul ansamblu, tip SIMOVER, pus în funcţie odată cu alimentarea unui consumator important din municipiul Reghin, prezintă avantaje multiple din punct de vedere al spaţiului ocupat, al mecanismului primar de acţionare, dar şi al sistemului de protecţie aferent, de tip SIEMENS. Sistemul propriu de blocaj al ansamblului SIMOVER împotriva comenzilor greşite din partea personalului operativ, atât de la faţa locului, cât şi de la distanţă, nu poate fi şuntat, iar un eventual blocaj va necesita intervenţia personalului tehnic pentru depistarea cauzei.

Este monitorizat mediul de izolare atât din întreruptor, cât şi din transformatoarele de curent, pe nivele de semnalizare şi declanşare, atât local, cât şi la distanţă prin sistemul de teleconducere de tip Helios-TELECOMM.

Sistemul de înregistrare din cadrul terminalelor SIEMENS este limitat, aspect care a determinat utilizarea sistemului de tip CDR-TELECOMM, care permite monitorizarea unui număr de 64 de mărimi numerice, dar şi mărimi analogice de tip I-U, cu posibilitatea prelucrării a acestora, utilizând funcţii matematice din biblioteca internă. Avantajul acestui sistem s-a concretizat în înregistrarea unor defecte de pe LEA 110 kV alimentate din staţia 110/20 kV Reghin, şi închiderea curenţilor homopolari prin LES-ul 110 kV, în felul confirmându-se direcţionarea protecţiilor aferente liniei subterne 110 kV.

Nu în ultimul rând, este important de reţinut feedback-ul pozitiv din partea personalului operativ al staţiei Republica în ceea ce priveşte uşurinţa în exploatare a modulului SIMOVER, al accesului la informaţiile din partea primară, secundară, dar şi al concepţiei semnalizărilor din dulapul de protecţii.

În concluzie, acest ansamblu se justifică a fi promovat în instalaţiile electrice de înaltă tensiune, având în vedere spatiul ocupat, sistemul de exploatare şi posibilitatea intervenţiei rapide la oricare din componentele acestuia (întreruptor, transformatoarele de măsură de curent şi tensiune).

BIBLIOGRAFIE

[1].- SIEMENS. – Operating instructions circuit- Breaker 3AP1FG for rated voltage 123 kV.

[2].- SIEMENS. – Operating manual and installation instructions SAS 123/5G.

[3].- SIEMENS – SIMOVER, manualul utilizatorului. [4].- SIEMENS - SIPROTEC 4 7SD52/53 Multi-End

Differential and Distance Protection inOne Relay [5].- SIEMENS - SIPROTEC 4 7SJ64Multifunction

Protection Relaywith Synchronization. [6].- TELECOMM- Manual de utilizare ACE-28S [7].- TELECOMM- Manual de utilizare CDR.


în Energetică


179

2012

1.27.- SECURITATEA SISTEMELOR DE POŞTĂ ELECTRONIC Ă

Ing. Mircea Nicolaescu Prof. dr. ing. Victor Croitoru Dr. ing. Daniel Gheorghică Universitatea “Politehnica” - Bucureşti, Facultatea de Electronică, Telecomunicaţii şi Tehnologia Informaţiei,

Bd. Iuliu Maniu, nr. 1-3, Sector 6, Bucureşti tel.0722598617

e-mail: [email protected] , [email protected], [email protected]

Summary: E-mail is the most common way of exchanging information over the Internet, but despite its massive and widespread use, it is also insecure. In order to reach its destination, a conventional e-mail message most often has to be forwarded through several network connections which may or may not be secure. This makes it vulnerable to several kinds of compromise . Message senders can be easily forged or the message text can be modified. E-mail text itself is not generally encrypted, meaning that if an attacker hacks access to an inbox, he can view the respective user’s messages. This paper analyzes several threats to e-mail communications and the methods which can be used in order to eliminate these threats.

Kezwords: IP, e-mail, public-key cryptography, TCP/IP, S/MIME protocol 1. INTRODUCERE

Poşta electronică este cel mai utilizat sistem

pentru schimbul de informaţie în Internet, dar şi cu gradul cel mai ridicat de risc din punctul de vedere al securităţii. Vulnerabilitatea poştei electronice se datorează mediului nesigur pe care mesajele îl tranzitează de la expeditor la destinatar şi reprezintă una dintre problemele actuale ale comunicaţiei în reţelele de calculatoare [1].

Sistemul de poştă electronică este alcătuit din trei componente principale: server-ele de poştă electronică, clienţii de poştă electronică şi infrastructura de reţea.

Server-ele de poştă electronică reprezintă un set de aplicaţii software instalate pe un calculator, destinat special, care furnizează, expediază, prelucrează şi stochează mesaje e-mail.

Clienţii de poştă electronică reprezintă aplicaţiile software instalate pe calculatoare, care realizează interfaţa cu utilizatorii, permiţându-le să citească, să compună, să transmită şi să salveze mesaje e-mail.

Infrastructura de reţea este alcătuită din elementele hardware active si pasive care realizează canalul de comunicaţii între utilizatori.

Pentru a trimite un mesaj electronic, clientul de poştă electronică (agentul utilizator de poştă electronică sau MUA - Mail User Agent) va stabili o conexiune cu agentul de transport de poştă electronică (MTA - Mail Transport Agent) care operează în server-ul de poştă electronică. Odată iniţiată comunicaţia, clientul furnizează server-ului identitatea expeditorului. Clientul anunţă apoi destinatarul sau destinatarii mesajului pentru ca, în final, să trimită mesajul dorit. Distribuirea mesajului este, din acest moment, preluată de server-ul de poştă electronică.

Server-ul va identifica, în primă fază, server-ul de poştă electronică al destinatarului. Folosind DNS

(Domain Name Services – Serviciile de Nume de Domeniu), server-ul expeditorului găseşte server-ul destinatarului, stabileşte o conexiune cu acesta şi, apoi, trimite mesajul. În cazul în care căsuţa poştală (mailbox) a destinatarului se află în acelaşi loc cu cea a expeditorului, mesajul este distribuit folosind un agent local de distribuţie (LDA – Local Distribution Agent). Astfel, mesajul este stocat în căsuţa poştală a destinatarului până când acesta foloseşte propriul MUA pentru a descărca mesajul.

Dacă mailbox-ul destinatarului şi mailbox-ul expeditorului se află în locaţii diferite, mesajul este transmis printr-o infrastructură de reţea de la un MTA la altul, până când ajunge la mailbox-ul destinatarului. Când există mai mulţi destinatari, mesajul este copiat şi transmis pe căi multiple, prin diferite puncte de traversare în Internet.

Pentru realizarea operaţiilor descrise mai sus, cele mai utilizate protocoale sunt POP3 (Post Office Protocol versiunea trei) şi SMTP (Simple Mail Transfer Protocol). POP3 permite clienţilor de poştă electronică descărcarea mesajelor de pe server-ele de poştă electronică, pe când SMTP este folosit pentru trimiterea mesajelor de la client către server, respectiv între server-ele de poştă electronică.

2. SERVICII ŞI PROTOCOALE DE

SECURITATE PENTRU SISTEMELE DE POŞTĂ ELECTRONICĂ

Mesajele e-mail pot traversa conexiuni de reţea

multiple şi gateway-uri necunoscute. Acest lucru implică numeroase riscuri de securitate, întrucât ele pot fi cu uşurinţă interceptate, citite, modificate de către persoane neautorizate. De asemenea, se observă că necesităţile de securitate, în cazul poştei electronice, nu pot fi acoperite doar prin măsuri de securitate a reţelei. Pentru a asigura transferul sigur de mesaje, este necesară protecţia de la expeditor la destinatar (end-to-end) [2].


în Energetică


180

2012

Pentru a simplifica tratarea acestor necesităţi, au fost elaborate servicii de securitate. Acestea sunt independente de modul de înscrierea a mesajelor pentru transmitere, transferul prin reţea sau mecanismele de livrare.

Cele mai importante servicii de securitate cuprind măsurile de protecţie, aplicate unui mesaj ca unitate de date de sine stătătoare. Acestea sunt:

• autentificarea originii datelor : asigură destinatarul ca mesajul provine de la cel care se pretinde a fi expeditorul lui;

• integritatea conţinutului : protejează conţinutul mesajului împotriva modificărilor ce pot apărea între expeditor şi destinatar, inclusiv împotriva modificărilor introduse de un atacator;

• confidenţialitatea conţinutului : protejează conţinutul mesajului împotriva divulgării lui fată de persoane care se pot interpune între expeditor si destinatar;

• nerepudierea originii: furnizează destinatarului o dovadă asupra originii mesajului si a conţinutului său.

Serviciile de confirmare furnizează expeditorului notificări securizate asupra faptului că mesajul a fost livrat la destinaţie sau cel puţin că a ajuns la următorul nod de pe calea de transfer. Serviciile de confirmare pot include:

• dovada livrării : asigură expeditorul că mesajul a fost livrat destinatarului dorit, fără modificări în timpul transferului;

• dovada înscrierii: asigură expeditorul că mesajul a fost acceptat de către MTA-ul iniţial pentru a fi transferat către destinatari;

• nerepudierea livrării : furnizează expeditorului dovada că mesajul a fost livrat destinatarului dorit fără să fi suferit modificări;

• nerepudierea înscrierii: dovedeşte expeditorului că mesajul a fost acceptat de către MTA-ul iniţial pentru a fi transmis spre destinatar [3].

Pentru furnizarea unor servicii care să asigure

cerinţele de securitate prezentate, pot fi utilizate mai multe protocoale criptografice. Aceste protocoale se bazează pe criptografia cu chei publice. Fiecare utilizator trebuie să posede un certificat digital ce conţine o cheie publică şi o cheie privată. Cheia privată este cunoscută doar de utilizatorul respectiv. Principalele aplicaţii ale acestui tip de criptografie sunt:

• criptarea cu cheie publică - un mesaj criptat cu o cheie publică nu poate fi

decodificat decât folosind cheia privată corespunzătoare. Metoda este folosită pentru a asigura confidenţialitatea;

• semnături digitale – un mesaj semnat cu cheia privată a emiţătorului poate fi verificat de către oricine, prin acces la cheia publică corespunzătoare, astfel asigurându-se autenticitatea mesajului.

Distribuirea pe scară largă a cheilor publice

necesită existenţa unui mecanism care să garanteze integritatea acestora şi faptul că o cheie publică aparţine unei anumite entităţi. Infrastructurile cu chei publice (PKI - Public Key Infrastructure) permit entităţilor să obţină chei publice autentice sub formă de certificate digitale.

Majoritatea protocoalelor criptografice sunt similare din punctul de vedere al serviciilor oferite şi al algoritmilor utlizaţi. Ele diferă totuşi prin maniera de furnizare a serviciilor şi situarea lor în raport cu ierarhia de protocoale din modelul TCP/IP (Transmission Control Protocol/ Internet Protocol). Securitatea poate fi implementată la nivel IP, sesiune sau aplicaţie, după cum este reprezentat în figura 1 [2].

Câteva dintre cele mai cunoscute protocoale de

securitate pentru poşta electronică sunt: PEM (Privacy Enhanced Mail), MOSS (MIME Security Multiparts and Object Security Services) şi S/MIME (Secure/Multipurpose Internet Mail Extension). Dintre acestea, cel mai utilizat este standardul S/MIME

3. ARHITECTURA SISTEMULUI DE

SECURIZARE PENTRU COMUNICA ŢIA PRIN POŞTĂ ELECTRONICĂ

S-a realizat şi configurat, în mediu virtual, un

sistem de securizare a datelor cu următoarele aplicaţii:

• logare cu SmartCard; • securizarea fişierelor folosind EFS

(Encrypting File System); • poştă electronică securizată, folosind

S/MIME;

Pentru realizarea sistemului de securizare a datelor, s-a folosit un laptop pe care au fost configurate patru maşini virtuale. Maşinile virtuale au fost create şi configurate folosind VMWare Workstation 7. Arhitectura sistemului este reprezentată în figura 2 [4].

• site Web securizat, folosind ASP.NET.


în Energetică


181

2012

Figura 1. Soluţii de integrare a protocoalelor de securitate în ierarhia de protocoale

Figura 2. Arhitectura sistemului de securizare

Cele patru maşini virtuale sunt: Server1, Server2, PC1 şi PC2. Primul pas în realizarea sistemului a fost alegerea unei topologii de reţea corespunzătoare şi asigurarea conectivităţii la nivel IP între calculatoare.

A fost aleasă o topologie de reţea de tip magistrală, deoarece este o topologie uşor de realizat şi poate fi extinsă cu uşurinţă. Pentru a asigura conectivitatea IP, a fost configurat un server DHCP (Dynamic Host Configuration Protocol) - Server1, care asignează adrese IP dinamic. Această soluţie are ca avantaj scalabilitatea, oferind posibilitatea de a adăuga terminale noi, fără a fi necesară alocarea manuală a unei adrese IP. În plus, dacă se doreşte, se poate realiza o asociere între adresele IP şi adresele MAC ale terminalelor, controlându-se, astfel, terminale ce se pot conecta la reţea.

Următorul pas a fost instalarea şi configurarea serviciilor de domeniu Windows. Pentru aceasta, a fost configurat întâi un server DNS, rol îndeplinit tot de Server 1. Au fost instalate apoi Active Directory Domain Services pe Server 1, acesta devenind astfel Domain Controller. Domeniul Windows nou creat a fost denumit SMALLBUSINESS şi au fost afiliate toate terminalele din reţea la acest domeniu. Domain Controller are, printre altele, şi rolul de a gestiona conturile persoanelor care au acces la domeniu.

Al treilea pas a constat în implementarea infrastructurii cu chei publice. Având în vedere dimensiunile reduse ale reţelei, s-a considerat suficientă implementarea unei singure Autorități de Certificare. Pentru aceasta, s-a instalat, pe Server 1, Active Directory Certificate Services. Server 1 a


în Energetică


182

2012

fost configurat ca Autoritate de Certificare în domeniul SMALLBUSINESS, având rolul de a genera, distribui, revoca şi reînnoi certificate.

Pentru aplicaţia de poştă electronică, s-a instalat şi s-a configurat, pe Server 2, Microsoft Exchange 2010. Server 2 îndeplineşte, astfel, rolul de server de e-mail. Protocoalele utilizate pentru transmiterea şi recepţionarea mesajelor e-mail sunt SMTP respectiv POP3.

A urmat, apoi, instalarea şi configurarea pe terminalele client (PC1, PC2) a unui client de e-mail şi anume Microsoft Outlook 2007. Soluţia de securizare realizată poate fi extinsă şi ar putea fi aplicată în securizarea comunicaţiilor de date din cadrul unei organizaţii de dimensiuni mici. Ea permite, de asemenea, interoperabilitatea cu alte infrastructuri cu chei publice, aparţinând altor organizaţii partenere, cu menţiunea că trebuie stabilită, în prealabil, o echivalenţă între politicile de certificare folosite de aceste organizaţii.

4. POŞTĂ ELECTRONICĂ SECURIZATĂ FOLOSIND S/MIME

MIME-Multipurpose Internet Mail Extension este

standardul pentru poştă electronică cu facilităţi multimedia (transmitere de text, voce, imagine prin posta electronică), fiind descris în RFC 1521 si 1522. Standardul MIME conţine un set de specificaţii, care descriu structura corpului mesajului e-mail pe părţi de mesaje. Părţile de mesaj pot fi de diferite tipuri, cum ar fi: text, imagine, audio sau alte mesaje încapsulate. Un mesaj sau o parte de mesaj au asociate un tip de conţinut (content type).

Mesajele de poştă electronică, care respectă standardul MIME, se împart, după tipul conţinutului, în 2 categorii:

• single-part: mesaj al cărui corp are o singură parte, conţinând fie text, fie imagine etc.

• multi-part: mesaj al cărui corp este format din mai multe părţi.

S/MIME este un standard de securitate pentru formatul informaţiilor de tip MIME. Scopul standardului S/MIME, dezvoltat de RSA Data Security, este asigurarea securităţii poştei electronice cu facilităţi multimedia. S/MIME are la bază standardele PKCS (Public Key Criptography Standards, dezvoltate de RSA Data Security). S/MIME a ajuns la versiunea 3.0 si este definit de RFC 3369, 2632 si 2633.

Standardul PKCS#7 include o specificaţie care defineşte structurile de date şi procedurile pentru semnarea digitală şi criptarea altor structuri de date. Standardul S/MIME specifică modul în care trebuie aplicat formatul PKCS#7, pentru a proteja o parte de mesaj MIME, prin generarea unor noi structuri de date, parte care va deveni ea însăşi un tip de conţinut MIME, furnizând astfel serviciile de securitate de bază. [1]

S/MIME încorporează 3 algoritmi cu cheie publică. În standard, DSA (Digital Signature

Algoritm) este algoritmul preferat pentru semnătura digitală, iar Diffie-Hellman este algoritmul preferat pentru criptarea cheii de sesiune. Ca o alternativă, S/MIME poate utiliza algoritmul RSA atât pentru semnătura digitală cât şi pentru criptarea cheii de sesiune.

Algoritmul de hash folosit pentru crearea semnăturii digitale este SHA-1 pe 160 biţi, iar pentru destinatar se recomandă să suporte MD5 pe 128 de biţi. Pentru criptarea mesajului, se recomandă algoritmul 3DES, dar poate fi utilizat şi RC2 pe 40 de biţi.

Standardul S/MIME furnizează următoarele tipuri de date structurate:

• date semnate (signedData) – reprezintă partea de mesaj care urmează a fi protejată si integrată într-o structură de date care include o semnatură digitală peste acele date, indentificatorii de algoritm folosiţi şi, opţional, certificatele pentru chei publice, sau alte informaţii despre semnatar;

• date anvelopate (envelopedData) – reprezintă partea de mesaj care urmează a fi protejată prin criptare simetrică şi, apoi, integrată într-o structură de date care conţine: o copie a cheii de criptare, pentru fiecare destinatar al mesajului, criptată cu cheia publică RSA a destinatarului, precum si informaţiile necesare pentru identificarea destinatarilor şi a algoritmilor de criptare utilizaţi. Procesul de generare a criptării S/MIME este reprezentat în figura 3 [2]; date semnate si anvelopate (signed-and-envelopedData) – combină procesările asociate atât cu datele semnate cât si cu datele anvelopate descrise anterior;

• date semnate clar (Clear-Signed-Data) - reprezintă partea de mesaj care, ca şi datele semnate, are integrată într-o structură de date semnătura digitală si identificatorii acesteia. Diferenţa constă în faptul că un destinatar, care nu are capabilităţi S/MIME, poate vedea conţinutul mesajului fără însă a putea efectua verificarea semnaturii digitale.

• Utilizând acest standard, a fost realizată aplicaţia de poştă electronică securizată. A fost folosit clientul de poştă electronică Microsoft Outlook 2007 şi server-ul de poştă electronică Microsoft Exchange Server 2010.

În figura 4 este reprezentat modul în care se

desfăşoară comunicaţia de poştă electronică în contextul sistemului realizat. Se consideră că, în prealabil, cei doi utilizatori au obţinut şi instalat certificatele digitale şi că fiecare dintre ei posedă cheia publică a celuilalt [4].

În primă fază, are loc criptarea şi/sau semnarea e-mail-ului. Criptarea se poate face numai dacă se cunoaşte cheia publică a destinatarului, iar pentru


în Energetică


183

2012

semnare este necesar certificatul digital al celui care trimite e-mail-ul. Are loc, apoi, expedierea e-mail-ului către MTA (Mail Transfer Agent) pe care, în acest caz, sunt stocate căsuţele de mail ale utilizatorilor.

Destinatorul îşi accesează, apoi, căsuţa de e-mail prin intermediul protocolului POP3 şi decriptează (folosind propria cheie privată), dacă este necesar, e-mail-ul.

5. REZULTATE EXPERIMENTALE

Experimentele realizate au constat în interceptarea traficului de e-mail între utilizatorii din sistemul prezentat şi în încercări de a modifica şi trimite mesaje de e-mail. În urma acestora, o primă observaţie importantă este aceea că, pentru a asigura comunicaţia sigură prin poştă electronică, este necesară securizarea conexiunii dintre clientul de poştă electronică şi server-ul de poştă electronică. Acest lucru este necesar deoarece un atacator, cu acces fizic la conexiunea de reţea dintre client şi server, poate cu uşurinţă citi şi folosi apoi informaţiile de autentificare ale clientul, precum parola şi numele contului de e-mail, după cum se poate observa în figura 5. Atacatorul capătă, astfel, acces la căsuţa de e-mail a clientului de pe acel server şi se poate oricând

conecta fie pentru a descărca e-mail-uri, fie pentru a trimite mesaje în numele utilizatorului respectiv. Un alt tip de atac, la care o conexiune nesecurizată între client şi server este expusă, este acela în care atacatorul impersonează server-ul de e-mail. În acest mod, el poate afla informaţiile de logare ale utilizatorului respectiv. Ar fi, aşadar, necesar ca sever-ul să se autentifice faţă de client.

Pentru a rezolva aceste probleme, se poate folosi un protocol de securitate de nivel transport, precum SSL (Secure Sockets Layer). Protocolul este, în general, suportat de orice client de e-mail şi poate fi utilizat şi în cazul unui client de tip WebMail. De asemenea, SSL permite atât autentificarea clientului faţă de server, cât şi a server-ului faţă de client.

Figura 3. Procesul de generare a criptării S/MIME

Figura 4. Comunicaţia prin poştă electronică


în Energetică


184

2012

Cu toate acestea, securizarea conexiunii între

client şi server nu este suficientă. Un e-mail poate tranzita mai multe conexiuni de reţea înainte de a ajunge la destinatar şi este posibil ca aceste conexiuni să nu fie securizate. Mesajul poate fi, prin urmare, interceptat de atacatori ce au acces la conexiunile de reţea nesecurizate. Aşadar, este necesară o măsură de securitate la nivel de mesaj. În acest scop, sunt folosite protocoale ce implementează securitatea la nivel aplicaţie precum PEM, PGP, MOSS sau S/MIME.

Protocolul utilizat, S/MIME, poate asigura, după dorinţa utilizatorului, serviciile: autentificarea originii

datelor, integritatea datelor, confidenţialitatea datelor sau dovada livrării. Pentru a asigurara autentificarea originii şi integritatea datelor, se foloseşte semnarea digitală a e-mail-urilor (figura 6). Datele sunt criptate folosind cheia privată a semnatarului şi se ataşează, apoi, la mesajul obţinut, cheia publică a semnatarului. Destinatarul va folosi această cheie publică pentru a decripta mesajul. În acest mod, oricine poate citi mesajul, întrucât cheia publică, folosită pentru decriptare, este inclusă în mesaj, dar, pentru a modifica conţinutul, atacatorul ar trebui să cunoască cheia privată a emiţătorului pentru a cripta datele modificate.

Dacă se doreşte, în plus, şi serviciul de

confidenţialitate, se realizează şi criptarea şi semnarea e-mail-ului (figura 7). Partea de mesaj ce se doreşte secretizată va fi criptată prin criptare simetrică şi, apoi, integrată într-o structură de date ce conţine o copie a cheii de criptare a mesajului, criptată cu cheia

publică a destinatarului. Mesajul este apoi semnat, după cum a fost descris mai sus. În acest mod, se asigură şi confidenţialitatea datelor, deoarece pentru a cunoşte cheia de criptare a mesajului este necesară cheia privată a destinatarului.

Figura 5. Schimbul de mesaje între client şi server folosind o conexiune nesecurizată

Figura 6. E-mail semnat digital


în Energetică


185

2012

6. CONCLUZII

După o prezentare a importanţei securizării poştei

electronice şi a serviciilor şi protocoalelor de securitate implicate într-un astfel de proces, lucrarea propune o arhitectură pentru un sistem de securizare a comunicaţiilor prin poşta electronică. Sistemul de securizare se bazează pe criptografia cu chei publice şi utilizează protocolul S/MIME.

În sensul celor de mai sus, lucrarea prezintă şi rezultatele experimentale referitoare la serviciile de securitate asigurate de sistemul propus.

BIBLIOGRAFIE [1].- Oppliger, R. , Secure Messaging with PGP and

S/MIME, Artech House Publishers, 2000 [2].- Patriciu, V. , Ene-Pietroşanu, M. , Bică, I. ,

Priescu, J. , Semnături electronice şi securitate informatică, Ed. BIC ALL, 2006

[3].- Cramer, R. , Public Key Criptography, Springer 2008 [4].- Nicolaescu, M. , Sistem de securizare a datelor,

bazat pe infrastructura cu chei publice (proiect de diplomă, conducători ştiinţifici: Prof. dr. ing. Croitoru, V., Dr. ing. Gheorghică, D.), UPB, 2012

.

Figura 7. E-mail criptat


în Energetică


186

2012

1.28.- APLICAŢII DE TIP WEB REALIZATE

PENTRU INTRANETUL ST SIBIU

Ing. Sándor Kovács - C.N. Transelectrica S.A., Sucursala de Transport Sibiu Tel: 0265-264431 / int. 104, e-mail: [email protected]

Summary: The aim of this Web type software is to help changing information between the employees of ST Sibiu. It provides useful information in multiple fields: Single Line Diagrams, Technical Library, Technical data of the energetic equipments, Protection and Automation, OHL and GIS (Geographic Information System,). The system uses the following technologies: PHP, MySQL, Ajax, HTML, DHTML, JavaScript, CSS and is implemented on the WAN ST Sibiu

1. INTRODUCERE

Dezvoltarea Internetului a avut ca consecinţă şi perfecţionarea instrumentelor de dezvoltare folosite pentru crearea aplicaţiilor specifice acestui mediu. Pe lânga mediile de dezvoltare şi bazele de date proprietare, în prezent putem găsi şi variante gratuite care se bucură de o largă răspândire şi apreciere. Lucrarea de faţă vă va prezenta avantajele folosirii acestor resurse de tip open-source şi freeware utilizate la crearea aplicaţiilor de tip Web la ST Sibiu. Oportunitatea realizării aplicaţiilor de tip Web s-a ivit imediat după realizarea reţelei WAN ST Sibiu care include calculatoarele de la sediul ST Sibiu, de la Centrele de Exploatare şi pe cele de la staţiile de transformare. Această reţea a facilitat schimbul de informaţii dintre compartimentele ST Sibiu. În prima fază s-a realizat doar partajarea resurselor (directoare, fişiere, imprimante etc.), totodată a devenit posibilă şi realizarea unor aplicaţii care să funcţioneze în reţea. In cadrul ST Sibiu s-au realizat trei aplicatii de tip web. Acestea sunt: infoStatii , infoDoc şi infoLEA . Caracteristicile generale ale acestor aplicaţii sunt:

Se pot accesa de pe orice calculator din reţea doar cu ajutorul unui browser

Numărul de utilizatori nu este limitat Dispun de o interfaţă clară, bine structurată,

care permite utilizatorului să ajungă rapid (cu 4-5 click-uri) la informaţia dorită

Informaţiile conţinute se pot actualiza uşor Rapiditate (timp scurt de răspuns) Funcţionare stabilă şi drepturi de acces bine

stabilite Oferă facilităţi de export-import Are un raport calitate/preţ foarte avantajos Fiind realizate integral în cadrul ST Sibiu

sunt uşor extensibile la noile cerinţe

2. RESURSE SOFT ŞI HARD UTILIZATE

Pe parte de soft am folosit resurse de tip open-source şi freeware. Pe un server din reţeaua WAN am instalat următoarele sisteme:

- Serverul Apache (este serverul de Internet/Intranet cu versiuni pentru mai multe sisteme de operare – Windows, Linux, etc.) - Sistemul de gestionare al bazei de date MySQL (este o bază de date cu o largă răspândire şi fiabilitate ridicată) - Limbajul de programare PHP pe partea de server (programele create în PHP sunt portabile pe toate sistemele de operare majore) - Editorul PSPad, este un editor avansat creat special pentru programatori. Poate crea şi salva proiecte, recunoaşte o varietate mare de limbaje şi tehnologii de programare. Celelalte tehnologii utilizate sunt înglobate în fiecare navigator Web modern (Internet Explorer, Firefox Mozilla, etc.): - Javascript, limbaj de programare pe partea de client - CSS (Cascading Style Sheets) folosit pentru a defini elementele de design al paginii - XHTML (EXtensible HyperText Markup Language) reprezintă noua generaţie de HTML, conformă cu XML - XML (EXtensible Markup Language – XML) este o structură ierarhică bazată pe relaţia părinte-copil - AJAX (Asynchronous JavaScript And XML) care de fapt reprezintă un mod inedit de a folosi elementele deja existente. Despre resursele hard folosite putem menţiona că resursele soft descrise mai sus (respectiv traficul estimat în reţeaua intranet) nu necesită calculatoare cu caracteristici deosebite nici pe partea de server nici pentru partea de client. Serverul rulează Windows XP şi are instalat o versiune gratuită al aplicaţiei WAMP (Windows-Apache-MySQL-PHP). Clienţii accesează aplicaţiile cu browserele instalate pe sistemul lor (aplicaţiile s-au testat pentru Internet Explorer şi Firefox Mozilla). 3. APLICAŢIA INFOSTA ŢII

În cadrul ST Sibiu se utilizează aplicaţia infoStaţii care asigură acces la următoarele tipuri de informaţii:

Scheme normale interactive Lista tuturor echipamentelor din staţii cu

caracteristicile tehnice aferente


în Energetică


187

2012

Buletine de verificări, Buletine de fabrică, Fişe de urmărire, Procese verbale etc.

Cataloage, prospecte, instrucţiuni de montaj şi exploatare

Realizarea diferitelor rapoarte legate de volumul de instalaţii

Posibilităţi de export a bazei de date Din lista derulantă care conţine toate staţiile ST Sibiu se poate selecta staţia dorită. Aplicaţia are două zone importante:

- Lista arborescentă, - Zona unde se afişează informaţiile aferente elementului selectat şi corespunzător tabului activ

Lista arborescentă conţine celulele, instalaţiile aferente staţiei selectate. Această listă are mai multe nivele, conţine atât echipamentele primare cât şi pe cele secundare. Oricare element se poate selecta în scopul de a vizualiza sau edita informaţia existentă.

Taburile Schema, Echipament, Catalog, Buletine şi Editare conţin informaţia detaliată despre elementul selectat din lista arborescentă. Codurile din lista arborescentă afişate cu culoarea albastră, reprezintă codurile folosite în Planul Anual de Mentenanţă, utilizate şi de către SMART pentru identificarea celulelor şi ansamblurilor funcţionale. Aceste coduri au fost detaliate atribuind un număr pentru fiecare echipament, în felul următor:

7201 - Celula 220kV Iernut-1 1 - I/RST 2 - SB1/R 3 - SB1/S...

Codul Celulei 220kV Iernut-1 este: 7201 Codul intrerupatorului I/RST din Celula 220kV Iernut-1 este: "7201.1" Codul separatorului de bara-1, faza R din Celula 220kV Iernut-1 este: "7201.2" etc.

Fig.1 - infoStatii, Tabul Schema.

Observaţie: un echipament primar se consideră

monofazat sau trifazat în funcţie de descrierea din cartea tehnică. De ex. un separator STEP se consideră trifazat (va primi denumirea SB1/RST) iar unul SMEP se consideră monofazat (vom avea: SB1/R, SB1/S, SB1/T)

Tabul Schema permite vizualizarea schemei normale actuale şi afişează ca text ajutător datele de identificare ale echipamentelor primare. Putem să selectăm un element direct de pe schemă sau din structura arborescentă. Există

posibilitatea de zoom a schemelor normale cu ajutorul icoanelor respective. (vezi. fig. 1)

Tabul Echipament conţine următoarele tipuri de informaţii:

a) Date de identificare (tabel): Denumire, Tip, Fabricant, Seria, An fabricaţie, An PIF b) Date tehnice (tabel): aceste caracteristici completează setul de date tehnice existente în Tabul Catalog, dacă s-a precizat un cod de catalog pentru echipamentul respectiv.


în Energetică


188

2012

c) Istoric (text): utilizatorul poate întroduce orice informaţie legată de acel echipament (de ex. evenimente deosebite în exploatare) d) Documente: conţine diferite documente, fişiere ataşate (de ex. istoricul măsurătorilor la unităţile de transformare, plăcuţe de identificare, poze etc.)

Tabul Catalog. Echipamentele primare pot avea ataşate un cod catalog. Acest cod descrie exact tipul echipamentului şi derivă dintr-o structura arborescentă pe mai multe nivele. Codul de catalog precizează în mod unic un lot de echipamente primare care au caracteristici identice sau asemănătoare şi dispun de o documenţie tehnică comună.

Tabul Catalog conţine următoarele tipuri de informaţii (vezi. fig. 2): a) Caracteristici tehnice echipament (lot): sunt datele tehnice aferente unui lot de echipament cu caracteristici identice sau asemănătoare şi cu documentaţie comună. b) Observaţii: reprezintă observaţiile utilizatorului c) Cărţi tehnice, Manuale, Instrucţiuni de montaj şi exploatare: reprezintă documentaţia electronică primită cu ocazia lucrărilor de retehnologizare sau documente scanate pentru echipamentele mai vechi. Utilizatorul poate naviga în acest catalog prin selectarea unui tip de echipament din listă.

Fig.2 - infoStatii, Tabul Catalog

Tabul Buletine, afişează buletinele de verificări ataşate echipamentului selectat din lista arborescentă. Dacă elementul selectat are subechipamente (de exemplu 8201-Celula 220kV AT 200MVA) atunci aplicaţia afişează cumulat toate fişierele (care au codul echipament de tipul: 8201, 8201.1, 8202.2 ...). Buletinele afişate sunt grupate pe ani şi sunt ordonate cronologic (începând cu buletinul cel mai recent). Codificarea buletinelor: un exemplu pentru denumirea buletinului scanat este: 8201.1-2009-04-30-RT-PV-cel 220 AT.pdf

Numele fişierului cuprinde 7 tipuri de informaţii separate cu caracterul " - ". Acestea sunt: 1) 8201.1 - codul echipamentului 2) 2009 - an document (cu 4 caractere)

3) 04 - lună document (cu doua caractere) 4) 30 - zi document (cu doua caractere) 5) RT - ocazia (ocazii posibile: RT, RC, RK, IA, IT etc.) 6) PV - tip document (PV: proces verbal, BU: buletin ulei, RI: raport de incercări, RAGC: raport analiză gaz - cromatografică etc.) 7) cel 220kV AT – o scurtă descriere pt. identificarea echipamentului. Dacă avem un buletin în care valorile măsurate nu corespund celor din PE 116 atunci descrierea va începe cu semnul “!”. De ex: 8203.1-2008-05-25-RT-PV- !IO cel. 220kV CTV.pdf

După copierea pe server a buletinelor corect denumite, aplicaţia le recunoaşte şi le ataşează automat la echipamentul aferent. Astfel avem o productivitate foarte


în Energetică


189

2012

mare privind ataşarea documentelor de mentenanţă la instalaţii (în momentul de faţă am depăşit cifra de 10.000 documente pentru cele 8 staţii din gestiune).

Tabul Editare, se foloseşte la editarea datelor particulare, realizarea asocierii echipamentului la simbolul său din schema normală. Editarea datelor

aferente unui element selectat este accesibil doar editorilor, după autentificare. Pentru fiecare staţie avem nume utilizator/parolă diferit, însa fizic editarea se poate face de pe oricare calculator din reţeaua WAN ST Sibiu. După autentificare apare Tabul Editare cu posibilitatea editării datelor din baza de date MySQL.

Fig. 3 infoDoc, Dispozitii PRAM

Tabul Interogări. Lista derulantă de pe lângă eticheta Filtru cod catalog este completată cu tipurile de echipamente existente în staţie. Putem selecta din listă categoria de echipamente care prezintă interes, astfel conţinutul tabelului cu caracteristicile elementelor se actualizează în mod automat. Din acest tabel putem selecta echipamentele din listă (prin hyperlinkuri), şi activând Tabul Schema le putem localiza foarte uşor. Tabelul conţine informaţiile de identificare şi datele aferente codului catalog selectat. Această listă se poate salva în format Excel cu ajutorul butonului Exporta în Excel… pentru prelucrări ulterioare.

Menţionăm că lista aferentă Filtrului cod catalog conţine doar tipurile de echipamente existente în staţia respectivă, oferind astfel o informaţie succintă şi concretă pentru utilizator.

4. APLICAŢIA INFODOC

Aplicaţia s-a creat cu scopul de a uşura schimbul de informaţii dintre compartimentele ST Sibiu. În continuare enumerăm câteva problematici abordate:

Sistemul de Management Integrat - Calitate, Mediu, Sănătate şi Securitatea Muncii

Proceduri Operaţionale TEL si ST Sibiu Lista ITI ST Sibiu Legislaţia aplicabilă Scheme normale, scheme SI c.a. si c.c. etc. Documentaţii RK staţii PRAM (Dispoziţii DEN / DET / DEL, Fişe de

reglaj, Planuri de reglaj) Lucrări prezentate la diferite simpozioane Listă personal ST Sibiu Legături utile, etc

Toate aceste documente se pot descărca şi asigură “transparenţa întreprinderii” în aceste domenii. Pot fi deosebit de folositoare şi în cazul unor audituri interne sau externe. Ca studiu de caz prezentăm lista documentelor SSCPA care cuprinde:

- Dispoziţii DEN / DET / DEL - Fişe de reglaj - Planuri de reglaj


în Energetică


190

2012

Documentele din cadrul serviciului Sisteme de Control Protecţii şi Automatizări sunt scanate şi redenumite, având o structură bine definită. Astfel acestea se pot filtra după mai multe criterii. Pentru exemplificare vă prezentăm posibilităţile de a filtra dispoziţiile PRAM provenite de la DEN, DET sau DEL (vezi fig. 3): 1. Staţia: filtrează documentele pentru staţia selectată 2. Emitent: filtrare după DEN / DET / DEL 3. Tip dispoziţie: filtrare dupa: P-Protecţii, T-

Teleprotecţii, A-Reglaje de probă şi logici de acţionare, C-Condiţii de conectare, R-Regim

4. Perioada de valabilitate (Durata): permanentă sau de încercare

5. Nr./Data: permite găsirea directă a unui document dacă se cunoaşte nr./data acestuia

5. APLICAŢIA INFOLEA

Ideea de bază pentru care s-a demarat realizarea aplicaţiei infoLEA este de a putea oferi utilizatorilor o modalitate de a accesa rapid (printr-o interfaţă web) datele despre LEA (geografice şi alfanumerice) provenite din mai multe surse:

- documentaţia preluată cu ocazia lucrărilor de investiţii, retehnologizări LEA

- date provenite din măsuratorile topo-cadastrale, - documente aferente unor interventii pe LEA

(Control, Intervenţie Accidentală, Inspecţie Tehnică, Lucrări Speciale, Lucru sub Tensiune, Reparaţie Curentă, Reparaţie Capitală, Revizie Tehnică etc.)

Aplicaţia infoLEA este concepută pentru a avea următoarele caracteristici principale: • identificare rapidă şi precisă a LEA şi a stâlpilor

din gestiunea ST Sibiu afişarea de date GIS şi tehnice (tip stâlp, izolaţie,

deschidere, tip conductor, fir de gardă, FO, date despre fundaţii, ancore, traversări şi apropieri faţă de căi ferate, drumuri şi cursuri de ape)

afişarea de documente aferente LEA/stâlp, cu ocazia diferitelor intervenţii: RT, IT, RC, etc.

crearea unei biblioteci tehnice cu tipurile de stâlpi aflate în gestiunea ST Sibiu

afişarea unei arhive foto despre stâlpi şi deschiderile LEA

posibilitatea creării automate a fişierelor KML (utilizabile în Google Earth), pe baza informaţiilor din baza de date infoLEA

evidenţa zonelor cu risc de poluare optimizarea programului de defrişări a vegetaţiei

din culoarul LEA în funcţie de tipul vegetaţiei, viteza de creştere, etc.

Modul de lucru

Pentru implementarea proiectului infoLEA era necesară parcurgerea următoarelor etape:

1. Realizarea aplicaţiei informatice infoLEA, de tip web (PHP + MySQL). Aplicaţia infoLEA se poate considera o miniaplicaţie WebGIS care prezintă traseul LEA (stâlpi, conductori, deschideri) pe două tipuri de fundal: Harta statică oferită de OpenStreet Map (straturile

Standard, MapQuest, Cycle etc.). Aplicaţia web (accesată prin browserul IE sau MF) funcţionează ca un program de tip mashup. Foloseşte tehnologia Ajax, trimite o cerere şi obţine harta statică tip OpenStreet Map la orice repoziţionare a hărţii şi afişează elementele LEA peste această imagine creând instantaneu un fişier PNG transparent. Acest fişier PNG este actualizat conform coordonatelor stocate in Sistemul de Proiectare Mercator din baza de date MySQL.

Programul poate crea fişiere tip KML utilizabile în Google Earth. Sistemul de coordonate folosit este WGS84 (World Geographic System). Etichetele principale utilizate în fisierul KML creat sunt: <Placemark>, <LineString >, <ExtendedData>, <LineStyle> etc. Folosind această metodă am reuşit să creăm o mică pagină Web pentru fiecare stâlp, conţinând date geografice şi tehnice (vezi fig. 4). Avantajul acestei metode este că Google Earth ne pune la dispoziţie imagini din satelit de mare acurateţe, astfel putem verifica corectitudinea măsurătorilor topografice.

2. Importarea datelor existente în măsuratorile topografice preluate de la firmele de specialitate, în baza de date proprie, a aplicaţiei infoLEA. Aceasta implică realizarea unor module soft care să automatizeze următoarele operaţiuni: importarea coordonatelor Stereo 70 în baza de

date MySQL. transformarea coordonatelor din sistemul Stereo

70 in WGS84 (ETRS89) pentru a putea fi utilizate in fişierele tip KML. Pentru transformarea coordonatelor am folosit facilitatea de transformare din fişier a programului oficial TransDatRO4.00 de pe pagina www.ancpi.ro. Coordonatele obţinute s-au importat în MySQL.

transformarea coordonatelor din sistemul WGS84 în sistemul de Proiectare Mercator, pentru a putea reprezenta LEA pe fundalul oferit de OpenStreet Map (hartă gratuită).

3. Actualizarea fişierului cu datele tehnice a LEA/stâlpilor din gestiunea ST Sibiu. Aceste date vor fi actualizate, în mod permanent în fişiere tip Excel. Se va realiza importarea acestor date în baza de date a infoLEA. Conţinutul fişerelor Excel va respecta o structură bine definită.

4. Cu ocazia unor intervenţii pe LEA se vor scana documentele recepţionate. Aceste documente vor fi redenumite respectând următorul format prestabilit: cod LEA.nr stalp(bis)–an–lună–zi–ocazia intervenţiei–tip document–descriere.pdf


în Energetică


191

2012

Fig.4 - infoLEA, Vizualizarea fişierului KML generat în Google Earth

5. Cu ocazia unor intervenţii (RT, IT, IA) se va prelua pe suport electronic arhiva foto rezultată, aceasta urmând să fie prelucrată prin redenumirea fişierelor, respectând un format prestabilit.

6. Se vor digitaliza (prin scanare, transformare in PDF) documentaţiile aferente tipurilor de stâlpi, se vor codifica şi se vor ataşa aceste documente fiecărei borne de pe LEA.

6. CONCLUZII

Aplicaţiile prezentate s-au implementat cu un buget minimal şi prezintă următoarele avantaje:

S-au realizat integral cu forţe proprii Nu necesită cheltuieli de licenţiere suplimentare S-au folosit resurse, standarde de largă

răspândire şi de tip open-source Nu s-au utilizat tehnologii în regim proprietar Aplicaţia este portabilă pe sistemele de operare

majore (Windows, Linux etc.)

Nu necesită instalarea şi întreţinerea aplicaţiei doar pe server

Utilizare facilă, utilizatorii pot folosi browserul preferat

Ciclu de instruire redus BIBLIOGRAFIE

[1]. PHP, MySQL şi Apache, Julie C. Meloni, Ed. Corint [2]. HTML, XHTML, CSS şi XML, Teodoru Gugoiu,

Ed. Teora [3]. Ajax, Phil Ballard, Ed. Teora [4]. Javascript, Wagner Wyke, Ed. Teora [5]. DHTML şi CSS, Jason Cranford Teague, Ed. Teora [6]. http://www.w3schools.com/ Online Web Tutorials [7]. http://www.w3.org World Wide Web Consortium [8]. http://code.google.com/apis/kml/documentation/

kml_tut.html


în Energetică


192

2012

1.29.- SISTEME INFORMATICE OPEN SOURCE PENTRU

GESTIONAREA COMPANIILOR CE ACTIVEAZA IN DOMENIUL ENERGETIC

Ing. Marius Cealera Ing. George Suciu Ing. Romulus Cheveresan Beia Consult International, Str.Peroni, Nr. 16, Sector 4, Bucuresti, Romania,

tel.fax. +40 21 3323006, +40 21 3323005, e-mail:[email protected]

Ing. Gyorgy Todoran Departamentul Calitate, Universitatea Polithenica, Bucuresti, Romania


Summary: During the last years there is a growing concearn and attention for renewable and green energy but less talk about how new companies that produce and distribute energy, as well as companies from existing domains, manage changes, administrate operational and business processes taking in account the specific complexity of this industry. The paper presents the way in which SlapOS, an open source provisioning and billing system for distributed cloud computing, can be used together with ERP5, an open source ERP (Enterprise Resource Planning) software, to manage the companies that are active in the energy domain.

1. INTRODUCERE

În prezent, efectele evoluţiei industriei

tehnologice se fac resimţite în vieţile noastre – de la încălzirea locuinţelor, la producţia de alimente şi maşini. Este dificil să ne imaginăm o metropolă modernă unde fiecare locuinţa deţine propria mini-centrală electrică, în majoritatea cazurilor fiind chiar neprofitabil.

În general, consumatorii de energie electrică

preferă să se conecteze la o reţea care oferă astfel de servicii decât să-şi instaleze propriul generator – preferă să plătească pentru electricitate, în loc să cumpere şi să întreţină echipament scump şi sofisticat.

În astfel de exemple, nu doar economiile de scară

contează, ci şi faptul că procesele tehnologice actuale sunt foarte complexe şi necesită specialişti pentru a le opera şi întreţine. Lumea în care trăim se îndreaptă rapid spre o tendinţă de specializare, oamenii având posibilitatea de a alege să folosească serviciile tehnologice oferite de companii terţe sau să nu aibă acces deloc la ele.

Tehnologia Cloud este o importantă evoluţie în

modul în care afacerile şi persoanele individuale consumă şi folosesc puterea de calcul. Este o trecere fundamentală către un model operaţional în care aplicaţiile nu-şi au ciclul de viaţă pe un hardware specific şi în care resursele sunt răspândite mai flexibil decât standardul istoric. Este o trecere către un model de dezvolatare şi consum ce înlocuieşte legăturile fizice, conexiunile proprietare între componentele software şi consumatorii acestora cu servicii web şi

acces software bazat pe Web. Scopul proiectului Cloud Consulting este de a crea

noi tehnologii care automatizează configurarea unui sistem software de planificare a resurselor de tipul „Enterprise Resource Planning” (ERP) şi a unui sistem software de management al relaţiilor cu clienţii de tipul „Customer Relationship Management” (CRM) pentru beneficiul companiilor mici şi mijlocii (IMM).

IMM-urile care au adoptat un sistem de tipul ERP posedă o valoare adăugată şi un avantaj distinct în pieţele competitive. Cu toate acestea IMM-urile întâmpină costuri pentru consultanţa necesară implementării unui sistem ERP performant.

2. SISTEME ERP PENTRU DOMENIUL

ENERGETIC.

Sistemele ERP sunt aplicaţii software complexe ce integrează toate datele şi procesele unei companii pentru o gestiune mai eficientă a informaţiei. Aplicaţiile ERP îndeplinesc majoritatea funcţiilor necesare unei companii: gestiunea produselor şi inventarul, gestiunea clienţilor, contabilitate, vânzări şi achiziţii, resurse umane, gestiunea proiectelor Implementarea sistemelor informatice ERP de gestiune a companiilor poate fi un process complex si costisitor, în special în domeniul energetic.

În comparaţie cu companii din alte domenii, firmele ce activează în domeniul energiei au, de obicei, aşteptari diferite şi complexe[1]. Gestiunea activelor fixe, a forţei de muncă şi a serviciilor, sisteme de informaţii bazate pe date geografice, managementul clientilor si a problemelor semnalate sunt doar câteva dintre funcţiile care trebuie integrate, într-un fel sau altul, într-un sistem informatic unitar.


în Energetică


193

2012

Există 6 zone cheie de interes pentru sistemele ERP destinate domeniului energetic:

• Gestiunea activelor companiei. • Referinţa geospaţială a resurselor • Gestiunea problemelor şi a întreruperilor • Gestiunea forţei de munca • CRM, servicii clien şi facturare

Nu toate aplicaţiile ERP pot îndeplini aceste

funcţii, iar cele care pot costa zeci sau sute de mii de euro şi necesită o lungă perioadă de implementare.

3. SITUAŢIA EXISTENT Ă

O pondere mare în costul total al unui sistem ERP clasic o au costurile de implementare. Implementarea unui sistem ERP presupune costuri de infrastructură şi consultanţă de configurare. În unele cazuri pot fi necesare soluţii personalizate pentru a asigura buna integrare a sistemului ERP în compania clientului[2].

Fig. 1 - Schemă costuri pentu implementare ERP În mod normal, costul total al unui sistem ERP

este estimat a fi între 2zile*angajat şi 6zile*angajat pentru fiecare angajat din companie. Aceste costuri sunt echivalente unei sume cuprinse între 1% şi 3% din cifra totală de afaceri a companiei. În cele mai multe cazuri asta înseamnă costuri efective de 1000 – 3000 EURO pentru fiecare angajat al companiei (vezi Fig. 1). Dacă aplicăm aceste costuri unei companii de mărime mică ( 10 angajaţi ) obţinem un cost total de 10000 EURO pentru o implementare obişnuită a unui sistem ERP. Asta este o estimare optimistă.

Aceste neajunsuri pot fi reduse sau chiar înlăturate complet prin utilizarea unui pachet software ERP Open Source, implementat în tehnologie cloud [1], numit ERP5, dezvoltat de către compania franceza Nexedi, in parteneriat cu compania BEIA Consult in cadrul unui proiect European.

4. APLICAŢII OPEN SOURCE

ERP5 este o aplicaţie ERP open-source modulară,

lansată în anul 2001 la iniţiativa a două companii

franceze, Nexedi şi Coramy. De atunci sistemul ERP5 a fost implementat în companii din Franţa, Brazilia, Germania, India, Japonia, Mongolia, Polonia şi Senegal. ERP5 se adresează atât companiilor mici şi mijlocii cât şi organizaţiilor mai mari. Sistemul ERP5 este utilizat în administrarea companiilor din diverse ramuri industriale precum industria aerospaţială, industria constructoare de maşini. Sistemul a fost de asemenea implementat în companii dezvoltatoare de software şi comerţ electronic precum şi într-o bancă centrală, un spital şi o agenţie guvernamentală[3].

Spre deosebire de alte aplicaţii ERP care sunt bazate pe modele de afaceri specifice unui domeniu relativ îngust de activitate, ERP5 utilizeazaă un singur model general pentru toate domeniile de activitate. Acest model a fost numit Unified Business Model - UBM [4] (vezi Fig. 2). UBM utilizeaza 5 concepte generale, abstracte, pentru a descrie toate procesele de afaceri ce pot apărea într-o companie. Aceste concepte sunt: Node, Resource, Movement, Item si Path.

Fig. 2 – Model UBM pentru ERP5

Acest nivel de abstractizare duce la o reducere a complexităţii sistemelor ERP5, permite reutilizarea într-o măsura mai mare a codului sursă şi simplifică mentenanţa acestuia. Datorită acestui tip de model unificat, o implementare ERP5 tipică utilizeaza între 20 si 30 de relaţii (tabele) în timp ce alte sisteme ERP necesită mii sau zeci de mii de astfel de înregistrări pentru a modela toate datele necesare gestiunii unei companii.

Fig. 3 – Arhitectură ERP5 Această simplitate este o consecinţă a arhitecturii

sistemului ERP5 şi a tehnologiilor pe care se bazează acesta, dupa cum se observa in Fig. 3.


în Energetică


194

2012

5. SISTEME ERP ÎN CLOUD SlapOS este un sistem de operare Open Source

pentru reţele de tip Cloud. SlapOS a fost dezvoltat de compania franceză Nexedi SA pe baza rezultatelor mai multor programe de cercetare în domeniul grid computing, în special BonjourGrid Project [4].

Tehnologia cloud aplicată produselor ERP aduce numeroase avantaje, atât dezvoltatorilor de software ERP cât şi clienţilor, mai ales companiilor mici şi mijlocii care nu îşi pot permite implementarea “clasică” a unui sistem ERP.

Un software ERP oferit ca SaaS (en. Software as a Service, Software comercializat ca un Serviciu ), nu necesită investiţii suplimentare în infrastructură din partea companiei. Datele sunt stocate şi prelucrate în Cloud, clientul nu are nevoie decât de un terminal şi drepturi de acces pentru a se conecta la sistemul ERP ( PC, tableta, telefon mobil, etc.)

Avantajul faţă de un sistem ERP implementat local, în mod clasic, este clar: cheltuieli minime pentru infrastructură şi mobilitate crescută.

Un alt motiv pentru a implementa un sistem ERP în tehnologia cloud este scalabilitatea specifică sistemelor cloud. În cazul unui sistem ERP implementat local, numărul de utilizatori, spaţiul de stocare, lăţimea benzii de conexiune internet şi alte resurse fizice sunt limitate de dimensiunile şi performanţele infrastructurii pe care este instalat sistemul ERP. Dacă se doreşte o creştere a numărului de utilizatori sau a spaţiului de stocare, infrastructura trebuie upgradată sau, şi mai grav, înlocuită complet.

Există, de asemenea, cazuri în care este necesară o anumită resursă ( putere de procesare de exemplu, măsurată în MHz ) pentru o perioadaă scurtă de timp ( spike - un vârf de activitate ) după care această resursă stă nefolosită. Un cluster de procesoare folosit la 5 % din capacitate, 90% din timp, este o risipă de resurse şi deci, de bani.

În cazul unui sistem ERP oferit ca SaaS, prin tehnologie cloud, resursele pot fi reajustate rapid, prin contactarea administratorului Cloud-ului. Dacă este nevoie de mai multă putere de procesare, clientul poate pur şi simplu să ceară de la Cloud mai multe procesoare alocate sistemului ERP.

Un alt avantaj al tehnologiei cloud este redundanţa datelor. Datele din cloud sunt, de obicei, replicate în doua, trei sau mai multe locaţii din zone geografice diferite. În acest fel datele din cloud sunt foarte bine protejate împotriva dezastrelor naturale, atacurilor cibernetice sau a pierderii accidentale de date. Acest aspect este deosebit de important în cazul sistemelor ERP-CRM. Pierderea datelor clienţilor, de exemplu, este de neconceput pentru cele mai multe companii.

Redundanţa şi backup-ul datelor sunt asigurate, bineînteles, şi în sistemele ERP care nu folosesc

tehnologia cloud. Diferenţa este că, în cazul implementării unui sistem ERP local, clientul trebuie să plătească pentru infrastructura adiţională pentru backup-ul datelor. În cloud, redundanţa datelor vine natural.

Pe lângă redundanţa oferită de tehnologia Cloud, o companie poate avea, dacă doreşte, o imagine a datelor sale din Cloud salvată pe servere interne.

6. IMPLEMENTARE

Aplicaţia ERP5 poate fi implementată în mai multe moduri (vezi Fig. 4). ERP5 poate exista pe o platformă cloud aflată fizic în exteriorul companiei -oferită gratis sau ca SaaS- sau poate fi instalată pe o platformă cloud privată.

Fig. 4 – Arhitectură Cloud cu SlapOS Un exemplu de platformă cloud este Tiolive [5] -

platformă oferită de Nexedi (Franţa). În acest caz, sistemul ERP5 nu necesită instalare. Activarea serviciului ERP5 presupune înregistrarea unor utilizatori (useri ) şi configurarea manuală a modulelor dorite, în funcţie de modelul de afacere (en. business model) al companiei.

Din punctul de vedere al utilizatorului, un master SlapOS arată ca un magazin online de servicii Cloud. Utilizatorul se conectează la SlapOS Master printr-o interfaţă simplă şi selectează serviciile de care are nevoie. SlapOS Master alocă software-ul comandat unui Nod SlapOS şi furnizează datele de conectare utilizatorului (vezi Fig. 5).

Fig. 5 – Interacţionare utilizator - cloud

Alternativ, aplicaţia ERP5 poate fi instalată pe un

mediu cloud local sau instalată direct pe un sistem de operare Linux, asa cum se observa in Fig. 6.


în Energetică


195

2012

Fig. 6 – Modalităţi de implementare ERP5

7. CONCLUZII

Implementarea sistemelor software ERP într-un

mediu cloud este o metodă flexibilă şi eficientă de a oferi utilizatorilor o soluţie de gestiune a companiei (aproape) gratuită. Abordarea SaaS a eliminat problema costurilor necesare achiziţionării de infrastructură adiţională. În acelaşi timp, implementarea software-ului într-un mediu SlapOS permite o instalare mult mai rapidă, realizată fără intervenţia clientului. Întregul sistem de instalare şi găzduire este complet transparent pentru utilizatorul final.

Prin alegerea unui sistem de operare cloud şi a unui software ERP Open Source, au fost eliminate costurile legate de licenţiere şi de infrastructură IT suplimentară. Metoda propusă oferă posibilitatea implementării rapide a unui număr mare de instanţe ERP5 cu un cost foarte scăzut ( singurul cost existent este cel legat de găzduire – hosting )[2].

Un alt avantaj al implementării aplicaţiilor în mediul cloud este acela că utilizatorul poate accesa de la distanţă, în orice moment, prin intermediul Internetului, serviciile sau programele software instalate în cloud, utilizând orice tip de dispozitiv (mobil sau nu) care are un browser Web – funcţie foarte utilă atunci cănd este necesară accesarea aplicaţiei de pe terenn

Îmbunătăţirea sistemului SlapOS şi finalizarea proiectului Cloud Consulting (2013) vor influenţa modul în care aplicaţiile software sunt oferite şi prezentate utilizatorilor.

Obiectivele principale sunt legate de oferirea de catre Beia Consult international entitatilor de business din Romania a unui sistem ERP configurabil automat

Cloud Consulting va utiliza cunoştinţele inginereşti, tehnologii ce permit învăţarea automată („machine learniung’’) şi procesarea de date (bazată pe algoritmi statistici) pentru a genera automat o configuraţie a unui pachet ERP bazat pe un chestionar interactiv; acest completat poate fi completat de către directorul executiv al entitatii de business in max 1,5 ore. Utilizând un sistem ERP care este disponibil ca SaaS, această configuraţie de bază poate fi personalizată la cerere de către un consultant IT prin Internet.

BIBLIOGRAFIE [1].- Kimberling, Eric High Voltage: ERP Software For

the Energy 2012 http://panorama-consulting.com [2].- Cealera, Marius. 2012 Implementarea sistemelor

ERP in medii cloud [3].- Wolfel, Klaus. Automating ERP Package

Configuration for Small Businesses [Diploma Thesis] 2010

[4].- Jean-Paul Smets Solanes, Christophe C´erin and Romain Courteaud. SlapOS: a Multi-purpose Distributed Cloud Operating System Based on an ERP Billing Model 2008

[5].- TioLive. www.tiolive.com 2012.


în Energetică


196

2012

1.30.- DIAGNOSTICAREA DEFECTELOR, ÎN RE ŢELELE DE

TRANSPORT ŞI DISTRIBU ŢIE A ENERGIEI ELECTRICE, PRIN METODE ŞI TEHNICI SPECIFICE RECUNOA ŞTERII FORMELOR

Dr.ing. Dragoş Mircea Danubianu

CN Transelectrica SA, ST Bacău, str. Oituz nr.41, tel.0744660351, e-mail:[email protected]

Dr.ing. Mirela Danubianu Universitatea Ştefan cel Mare Suceava, Facultatea de Inginerie Electrică şi Ştiinţa Calculatoarelor,

0744547164, e-mail:[email protected]

Summary: The paper presents the enunciating of abnormal states diagnosis problem, during the functionng of electric distribution networks, through specific methods and tehniques on general patterns recognition. A real case, which uses three sets of training datas taken from the telecontrolling system of DB Suceava is studied. In the view of localizing the faults within the power energetic systems, an expert system of ANN (artificial neuronal networks), having neuronal local parameters, is proposed. There are illustrated: selecting the input and output variables, the training strategy, real time classification, final diagnosis, and not lastly, the evaluation of system’s performance. 1. RECUNOAŞTEREA FORMELOR

Având în vedere reducerea timpului de întrerupere

în alimentarea consumatorilor, efectuarea deconectării minim necesară la separarea defectului precum şi restabilirea alimentării consumatorilor neafectaţi, în reţelele electrice, problema depistării şi localizării defectelor este una crucială.

Pentru obţinerea unor diagnostice rapide şi corecte propunem o abordare de tip recunoaşterea formelor, bazată pe caracteristici şi clasificator, funcţionând în contextul învăţării supravegheate.

Prin formă se înţelege un vector cu p componente, x = (x1, x2, ..., xp ) , numite caracteristici, ale căror valori sunt obţinute în urma măsurării unor parametrii electrici ai reţelei. Aceste caracteristici pot fi continue sau discrete. Caracteristicile continue iau valori reale şi duc la reprezentarea unei forme printr-un punct în spaţiul real multidimensional. Caracteristicile discrete iau valori într-o mulţime finită. Un caz deosebit îl reprezintă mulţimea formată din elementele 0,1.

În această abordare, selecţia caracteristicilor are o influenţă mare în proiectarea unor clasificatori cu o rată mica de eroare. O cantitate mare de informaţie înglobată în caracteristici este costisitoare şi adesea nici nu este de dorit, din cauza unor constrângeri de ordin tehnico-economic sau a creşterii complexităţii problemei. Pe de altă parte, însă, luând în considerare doar o cantitate redusă de informaţie se poate ajunge la o slabă reprezentare a problemei şi, ca urmare, la un proces de clasificare slabă.

În problema localizării defectului, cantitatea de informaţie privitoare la operaţia de protecţie a dispozitivelor nu poate şi nici nu trebuie să fie foarte mare, în condiţiile în care achiziţia de date şi capabilităţile de comunicare sunt restrânse şi, mai mult, proiectarea sistemului de protecţie şi protecţia

transmisiilor angajate nu permit o descriere detaliată a operaţiunii de protecţie a sistemului.

Performanţa unui clasificator este, însă, dependentă într-o măsură mai mare de calitatea informaţiei observate şi procesate. În această viziune, un index de distanţă este propus a analiza diferite variabile de intrare alese care pot afecta capabilitatea de discriminare a clasificatorilor de locaţie defectă. Fie E - mulţimea formelor. Numim distanţă, aplicaţia d: E × E → R+ care respectă axiomele:

a) d(x, y) = 0 ⇔ x = y , x, y ∈ E b) (∀) x, y ∈ E d(x, y) = d(y, x) c) (∀) x, y, z ∈ E d(x, y) ≤ d(x, z) + d(z, y)

Măsurile de distanţă concrete trebuie să reflecte în spaţiul de reprezentare relaţiile existente între formele din lumea reală. O astfel de distantă este şi măsura propusă de O.U. Anders

În cazul nostru, entităţile din lumea reală reprezentate de forme sunt stările reţelei de transport şi/sau distribuţie a energiei electrice. Pentru formularea problemei de recunoaştere a formelor este necesară o descriere iniţială a spaţiului de reprezentare. În acest scop, se va considera o submulţime de forme a căror clasificare este

1)-p(p = P şi

nenule cu R unde

R

sau R dacã 1

αRα dacã 0

M

2),(

2ij

1

2ij

ij

1

1

1

jiji

j

p

i

i

jij

yyyy

x

cu

kP

yxd

ix=ij

ij

><

≤≤=

= ∑∑

=

=

=

αα


în Energetică


197

2012

cunoscută, fiecare formă având asociată o etichetă (un identificator) al clasei la care aparţine:

T = (x,c) / x∈ E, 1 < c < M numit "set de învăţare".

În mod natural, indicarea apartenenţei la o clasă se face, de către expertul uman, ţinând cont de "asemănarea" formei cu elementele clasei. Contextul de funcţionare a sistemului de recunoaştere a formelor va fi numit "învăţare supravegheată" sau recunoaştere propriu zisă. Obiectul unei astfel de probleme constă în găsirea modelului unui clasificator pentru ca, pe baza lui, sau, chiar în modul cel mai simplu, pe baza prototipilor, să se extindă clasificarea existentă asupra unor noi forme, a căror clasificare este necunoscută.. Termenul de "învăţare supravegheată" este folosit, în acest caz, deoarece presupune iniţial existenţa unui "instructor" care să furnizeze un sistem automat de recunoaştere a formelor prototipi. Sistemul urmând, apoi, să achiziţioneze treptat cunoştinţele. Prezenţa "instructorului" este necesară doar în prima etapă, etapa de învăţare. Ulterior, sistemul va recunoaşte independent forme, care pot fi clasificate corect, chiar dacă nu sunt identice cu unul dintre prototipi.

2. UTILIZAREA RECUNOA ŞTERII FORMELOR ÎN DIAGNOSTICAREA ŞI CONTROLUL PROCESELOR

Desfăşurarea oricărui proces, într-o perioadă

limitată de timp, poate fi reprezentată prin traiectoria descrisă într-un spaţiu p-dimensional de un punct, care reprezintă starea la un moment dat a procesului.

Se remarcă faptul că, dacă acest spaţiu are drept coordonate parametrii măsurabili ai procesului, este evidentă o anumită eroare indusă de o astfel de operare. Totuşi, eroarea este acceptată, deoarece orice sistem de conducere (automatizare convenţională sau nu) acceptă o astfel de eroare de operare.

Într-un astfel de spaţiu, vom considera ca "formă" starea procesului condus la un anumit moment de timp. Într-un sistem de conducere cu calculatorul, formele sunt achiziţionate la diverse momente de timp. Se stabilesc, de regulă, următoarele clase :

• funcţionare normală • avertizare • alarmare • avarie

În această partiţionare a spaţiului formelor, starea la un moment dat a unui proces poate fi caracterizată succint prin denumirea clasei la care aparţine "forma", obţinută prin măsurări directe.

Deci, a stabili un diagnostic, revine la a recunoaşte forma, care reprezintă starea procesului la un moment dat. Dacă nu este suficientă o astfel de caracterizare, nimic nu ne împiedică să mărim numărul de clase, rafinând astfel descrierile.

Astfel, se poate obţine sintetizarea informaţiei, din semnificaţia ataşată fiecărei clase, cu luarea în considerare a valorilor anumitor parametri pentru stabilirea detaliilor.

Abordarea prezentată permite ca procesul să fie privit ca un automat în care stările sunt chiar clasele, stabilite anterior sau multiplicate din acestea.

Prognoza se realizează cu ajutorul funcţiei de prognoză :

P: C × U → C

unde: C este mulţimea claselor în care este partiţionat spaţiul stărilor, iar U reprezintă comanda aplicată procesului.

Conducerea procesului poate fi făcută pe baza unor funcţii, care reprezintă strategiile de urmat pentru a ajunge dintr-o stare în alta.

3. LOCALIZAREA DEFECTELOR ÎN SISTEMELE ELECTRICE DE PUTERE CU CLASIFICATORI LOCALI NEURONALI (CLN)

Schema de protecţie a sistemelor de transport şi

distribuţie a energiei electrice este proiectată să izoleze componentele defecte ale sistemului de putere, oricând apare o neregulă. Izolarea trebuie să se efectueze rapid, în ideea de a reduce riscul de avariere a elementelor sistemului energetic. În afară de aceasta, întreruperea furnizării de energie trebuie minimizată sau, când este posibil, evitată. În mod evident, întregul dispozitiv de protecţie trebuie să opereze într-o schemă coordonată, pentru a garanta că vor fi deconectate numai componentele defecte. Schema de protecţie trebuie proiectată pe mai multe nivele, astfel încât, dacă dispozitivul de protecţie responsabil cu izolarea componentei defecte nu lucrează corespunzător, atunci alte dispozitive de protecţie vor acţiona în ideea eliminării defectului. Producerea acestui context are ca efect izolarea unei zone mari din sistem, aceasta ducând la dificultatea de a localiza defectul.

Protecţiile diferenţiale şi de distanţă sunt printre cele mai comune dispozitive de protecţie a sistemelor energetice de putere. Caracteristica principală a protecţiei diferenţiale este selectivitatea sa, fiind destinată să opereze numai pentru defecte în zone protejate. În mod uzual, sunt destinate protecţiei următoarele : barele centrale, transformatoarele, generatoarele şi liniile de transmisie scurte. Protecţiile la distanţă sunt, de obicei, folosite pentru liniile de protecţie în reţele cu ochiuri.

În general, se stabilesc trei zone de protecţie : 1. zona principală, în care detectarea şi eliminarea

defectelor se face fără nici o amânare în timp, folosind scheme de teleprotecţie, pe 100% din linia de transport;

2. prima zonă de protecţie, responsabilă cu protecţia a 80% din linia de transport, serveşte ca protecţie instantanee pentru zona principală;


în Energetică


198

2012

3. a doua zonă de protecţie, uzual reglată la 120 – 150 % din lungimea liniei, servind ca protecţie ,,backup” liniilor adiacente liniei de transmisie.

Dacă este detectată o cădere a sistemului de protecţie, atunci este trimisă, fără nici o întârziere, o comandă către întrerupătorii îndepărtaţi pentru a preveni distrugerile elementelor electrice datorate menţinerii condiţiilor de defect.

Alte dispozitive de protecţie, cum ar fi : protecţiile la supracurent, transmisii defect înpământare, sunt, de asemenea, angajate în sistemul de protecţie. Informaţiile de alarmă gestionate în această activitate vin de la operaţia de protejare a elementelor.

Ca urmare funcţionării protecţiei de distanţă, o comandă rapidă este transmisă întrerupătorilor de circuit, care vor izola o parte a sistemului de putere. Alarmele şi mesajele sunt, de asemenea, transmise centrului de control. La centrul de control, alarmele venite sunt analizate de operatorii de sistem care vor nota concluziile şi vor lua deciziile privind întreţinerea sistemului şi refacerea alimentării. O cantitate mare de informaţii sosită aici şi din alte staţii, unele necorelate cu defectul produs, pot face ca analiza să devină o problemă dificil ă, în special când este nevoie de o acţiune precisă şi rapidă a dispecerului.

Selectarea variabilelor intrare / ieşire

Vectorul de intrare pentru fiecare CLN trebuie să includă toate alarmele care aduc informaţie valabilă pentru identificarea oricărei componente defecte din interiorul zonei monitorizate. Aceasta implică, de obicei, alarme de la operaţiile de transmisie şi de la întrerupătorii de circuit din interiorul zonei monitorizate şi, de asemenea, câteva informaţii externe. Variabilele de intrare sunt selectate după cum urmează :

- pentru zona monitorizată : alarmele de transmisie şi întrerupătorii de circuit, din interiorul zonei supravegheate sunt reprezentate ca variabile de intrare, considerând valabile informaţiile descrise în setul 3 de variabile de intrare.

- pentru fiecare zonă externă: o intrare indică operaţiunea pentru fiecare zonă de bază sau zona 1 de protecţie la distanţă, plus o intrare indicând activitatea oricărui întrerupător de circuit din zona externă.

Alegerea variabilelor de intrare care reprezintă informaţia externă s-a făcut pe baza tehnicii de analiză a datelor descrisă anterior. De notat că numai două intrări venind de fiecare arie externă sunt luate în seamă.

Informaţia asupra operaţiunilor din zona de protecţie de bază sau prima zonă de protecţie, la o arie externă trebuie să fie puternică pentru ca CLN să respingă defectele întâmplătoare din interiorul zonei supravegheate. Nu este cazul pentru zona 2. Numărul de neuroni de ieşire ai CLN corespunde numărului de componente supravegheate. Fiecare ieşire de neuron detectează şi respinge defectele întâmplătoare într-o componentă proprie. Pentru un CLN, (responsabil cu

supravegherea componentelor în zona 1 a sistemului) sunt 5 neuroni de ieşire, fiecare în parte realizând clasificarea componentelor specifice ca fiind defecte sau nu. Această strategie conduce la construcţii de mai multe CLN cu variabile de intrare reduse. Fiecare CLN este instruit în afara liniei prin considerarea în instruire a unor modele de alarmă asociate cu defecte întâmplătoare, dintre cele implicând componentele supravegheate.

Este important de evidenţiat faptul că intrările binare sunt folosite şi în condiţii normale de lucru, toate variabilele de intrare fiind setate ,,0” (nici o alarmă semnalată). Oricând apare o perturbare, sunt trimise alarme la centrul de control şi variabilele de intrare asociate cu venirea alarmelor sunt setate pe ,,1”.

Strategia de instruire

Faza de instruire a CLN este făcută o singură dată, înainte de exploatare. Setul de instruire conţine formele care reprezintă majoritatea modelelor, incluzând şi pe acelea în care protecţia sistemului nu a funcţionat corespunzător. Aceste exemple pot fi obţinute cu ajutorul experţilor umani şi/sau extrase direct din datele istorice despre sistemul de operare. Cum s-a menţionat anterior, ieşirea fiecărui neuron clasifică dacă fiecare componentă este defectă sau nu. S-a folosit următoarea ţintă pentru fiecare ieşire de neuron în timpul fazei de instruire.

Ydk = 0,1 în cazul în care componenta k nu e defectă, sau

Ydk = 0,9 în cazul în care componenta k este defectă. Valorile 0,1 şi 0,9 s-au folosit pentru reprezentarea

ieşirilor binare mai degrabă decât 0,0 şi 1,0 pentru a evita saturarea regiunilor funcţiilor de activare sigmoidă angajate în modelarea neuronilor RNA.

Clasificare în timp real

Odată instruit un CLN poate fi folosit în diagnoza în timp real. Oricând este transmis un set de alarme la centrul de control, pasul de bază poate fi sintetizat după cum urmează:

i) Selecţia CLN pentru care ,,cel puţin una” din alarmele venite este o intrare variabilă.

ii) Testarea CLN selectat; iii) Diagnostic final bazat pe analiza ieşirilor CLN În cazul căderii dispozitivelor de protecţie, de

obicei, este deconectată o zonă foarte largă a sistemului, şi sistemul expert aşteaptă ca mai multe CLN să fie testate.

În timp real, o ieşire neuronală yk clasifică statutul componentei k în concordanţă cu următoarele criterii :

- dacă a1≤ yk ≤ a2 componenta k nu e defectă - dacă b1≤ yk ≤ b2 componenta k e defectă - dacă a2 ⟨ yk ⟨ b1 statut necunoscut

unde : a1 ≤ 0,1≤ a2 , b1 ≤ 0,9 ≤ b2 Alinierea pe care o vom angaja datorită calculelor

de ieşire în timp real nu va corespunde exact ieşirilor


în Energetică


199

2012

dorite. Limitele a1, a2, b1, şi b2 sunt ajustate, când CLN sunt testate şi acestea vor fi date, în asemenea manieră, încât clasificarea erorilor să fie minimalizată.

Diagnosticul final

Diagnoza finală se obţine prin analiza clasificărilor obţinute de CLN. Următoarele criterii au fost adoptate pentru determinarea diagnosticului final :

(i) dacă ,,numai o componentă” este clasificată defectă se concluzionează că este ,,o componentă defectă”.

(ii) dacă ,,numai o componentă” este clasificată defectă, dar una sau mai multe componente prezintă clasificarea nedeterminată, se concluzionează că acea componentă defectă este una care a fost clasificată defectă.

(iii) dacă ,,mai mult de o componentă” este clasificată ca defectă şi / sau ,,una sau mai multe” componente prezintă clasificare nedeterminată, diagnosticul final este nedeterminat. În asemenea cazuri, este indicat ca elementul defect să fie printre cele clasificate ca defecte sau cu statut nedeterminat.

Aceste criterii au fost adoptate urmărindu-se minimalizarea riscului de diagnostic incorect. Criteriile (i) şi (ii) sunt de obicei cu o singură componentă şi clasificate defecte, independent de alte componente prezentând clasificare nedeterminată sau nu. În asemenea cazuri clasificarea convinge, deoarece se consideră că această clasificare este asociată cu un model de alarmă bine definit, în timp ce clasificările nedeterminate sunt asociate cu modele de alarmă slabe. Criteriul (iii) se adresează şi cazurilor când cade dispozitivul de protecţie sau / şi se pierd date importante. În general, modelele de alarmă sunt dificil de clasificat, atrăgând, pentru testări în timp real, în selecţie mai mult de un CLN. Unele din aceste modele de alarmă dificile nu permit un diagnostic corect chiar şi pentru cei mai experimentaţi specialişti. În asemenea cazuri, este necesar un control local suplimentar şi diagnosticul nedefinit este cel mai bun rezultat care poate fi obţinut, (considerând, în particular, că s-a obţinut o listă cu elemente bănuite ca un produs suplimentar al diagnozei finale).

4. REZULTATE EXPERIMENTALE În timpul experimentelor s-au constituit o serie de

seturi de instruire care au fost prelevate din Sistemul de teleconducere a reţelelor energetice din zona staţiei de transformare Suceava. Se disting trei seturi de date :

• setul 1 conţine informaţii despre lucrul întrerupătorilor de circuit, transmisia diferenţială şi transmisia prin linie protejată (fără indicarea cărei unităţi 1 sau 2 sau a zonei principală de protecţie, unde au operat).

• setul 2 este format din setul 1 mărit, astfel încât să includă informaţii detaliate despre

transmisii (1 sau 2 sau zona principală de protecţie) asupra cărora s-a operat;

• setul 3 conţine informaţii asupra operaţiei de cădere a întrerupătorilor, adăugate la al II-lea set de variabile de intrare.

În seturile 1,2 şi 3, fiecare model este reprezentat printr-un vector ale cărui elemente (variabile de intrare) sunt binare, prezentând valoarea 1 dacă protecţia sau întrerupătorul de circuit au operat şi 0 dacă nu au operat.

Numărul formelor de alarmare considerate au fost 91, şi respectiv 97. Aceste modele sunt asociate cu ,,evenimente defect”, incluzând componentele reprezentate de clasele definite în prealabil. S-au luat în considerare ambele sisteme de protecţie, cel normal şi protecţia la cădere,. Rezultatele prezentate arată că distanţa între clase creşte cu cât mai multă informaţie detaliată devine valabilă. Această constatare sprijină ideea de realizarea a unor sisteme protejate şi de digitalizare a staţiilor de transformare.

Variabilele în Setul 1 reprezintă alarme din sistemul de protecţie în care nici o informaţie detaliată asupra operaţiilor de transmisie la distanţă nu este disponibilă (e. g. numai transmisii electromecanice şi/sau scheme vechi de protecţie care nu permit accesul la informaţie mai detaliată). Pe de altă parte, variabilele din Setul 2 includ alarme detaliate de la operaţiunile de protecţie la distanţă. (facilităţi de utilizarea transmisiilor digitale şi a schemelor moderne de protecţie). În setul 3 informaţia asupra avariilor la protecţia întrerupătorilor este de asemenea inclusă.

Oricum, trebuie notat faptul că distanţa între clase poate fi calculată pentru situaţii în care numai o parte a informaţiilor este detaliată (unele staţii sunt dotate cu echipament digital şi scheme moderne de protecţie). În asemenea situaţii, indexarea distanţei propusă poate fi utilă pentru analiza diferitelor alternative asupra investiţiilor în digitalizarea sistemului şi impactului său asupra separabilităţii claselor. Aceasta poate fi utilă în stabilirea priorităţile referitoare la digitalizarea sistemului sub constrângeri economice.

Evaluarea performanţei sistemului propus

Bazat pe clasificarea obţinută cu CLN, performanţa metodei propuse poate fi evaluată prin următorii indecşi de performanţă : • diagnostic Corect (%) – caz în care toate

componentele au starea corect identificată. • diagnostic incorect (%) – caz în care indicaţiile au

dus la eroare. • diagnostic nedeterminat (%) – caz în care

algoritmul angajat nu este capabil să indice componenta defectă. Un diagnostic nedeterminat apare când sunt una

sau mai multe componente al căror statut este clasificat necunoscut şi/sau este mai mult de o


în Energetică


200

2012

componentă al cărei statut este clasificat defect. Aceasta permite identificarea unui statut precis pentru controalele suplimentare.

De notat că, un diagnostic incorect va apărea când diagnoza finală indică fără dubiu o componentă bună ca fiind defectă sau invers.

În timpul fazei de instruire în afara liniei, s-au cercetat diferite arhitecturi RNA. Dintre acestea, RNA-ul cu strat ascuns, conţinând 10 neuroni, prezintă cea mai bună performanţă,

Limitele a1= 0,0, a2 = 0,3, b1= 0,7 şi b2= 1,0 au fost adoptate pentru faza de clasificare. Atunci, ieşirea yk a neuronului k va clasifica componenta supravegheată după cum urmează.

- dacă 0,0 ≤ yk ≤ 0,3 componenta k nu e defectă - dacă 0,7 ≤ yk ≤ 1,0 componenta k e defectă - dacă 0,3 ⟨ yk ⟨ 0,7 statut necunoscut

Unele teste cu sistemul experimental sunt ilustrate în continuare :

Testul 1 - Defect la linia FAI – SV cu căderea circuitului de întrerupere a terminalului magistrală.

Alarmele care au sosit sunt : - linia FAI – SV terminalul magistralei FAI - linia FAI – SV terminalul magistralei SV - magistrala SV– fiecare CB, al liniilor conectat la

SV (excepţie CB al liniei FAI – SV) În acest caz, transmisia ambelor terminale ale FAI

– SV din zona de protecţie de bază au acţionat, dar întrerupătorul de circuit al terminalului SV nu a deschis. În acord cu metodologia propusă, CLN selectate sunt : CLN1, CLN4, CLN5, CLN6 şi CLN7.

Rezultatele arată că neuronul de ieşire al CLN1 care răspunde de supravegherea liniei FAI – SV a detectat un defect în aceea componentă, în timp ce alţi CLN au respins defectul întâmplător implicând componentele monitorizate.

Diagnosticul final este obţinut după criteriile i) prezentate anterior; linia FAI – SV , fiind identificată ca defectă.

Testul 2 – Defect la linia FAI – SV cu protecţie la cădere la terminalul SV.

În acord cu metodologia propusă CLN1 şi CLN5, CLN7 şi CLN8 sunt selectate.

Rezultatele arată că mai mult de o componentă au

fost clasificate defecte. În asemenea caz conform criteriului iii) diagnoza finală este ,,nedeterminat” Este important de notat, oricum că elementul defect este printre cele selectate ca defecte. Această informaţie poate fi folosită în ajutorul operatorilor de sistem, pentru controlul local extins, în vederea identificării componentei defecte. Este important de remarcat că acest caz, nu este posibil a identifica componenta defectă numai cu informaţiile deţinute. Atunci cel mai bun răspuns care sistemul expert poate obţine este diagnosticul nedeterminat împreună cu lista

componentelor suspecte. Metoda a fost testată pentru multe alte modele de alarmă.

Rezultatele pot fi considerate excelente în particular, considerând că testele constituie modele foarte dificile de alarmă, incluzând căderi diferite ale sistemelor de alarmă şi / sau pierderi de date.

Este important de notat că situaţiile în care sistemele de protecţie au operat corect sunt uşor mânuite cu metoda propusă.

Clasificarea erorilor şi clasificările nedeterminate sunt de obicei datorate modelelor necunoscute foarte defecte. Majoritatea acestor probe sunt cu totul deosebite în producere şi sunt asociate cu căderi multiple ale dispozitivelor de protecţie şi/sau pierderea unor semnale de alarmă importante. Performanţa totală a metodei poate fi încă îmbunătăţită dacă unele din aceste probe sunt incluse în setul de instrucţiuni al CLN. Este de asemenea important de remarcat că încărcarea pentru activitatea de clasificare pentru un CLN este neglijabilă.

Metodologia propusă datorată strategiei locale adoptate poate fi uşor implementată pentru o categorie largă de sisteme de putere. CLN acţionează ca nişte clasificatoare independente care pot fi acţionate într-un mediu paralel/aranjat. Un test suplimentar cu sistemul Brazilian a fost făcut pentru a ilustra precizia clasificării când informaţia luată în considerare constă în cele listate în setul 1 şi 3:

• numărul formelor de alarmă testate 97 • diagnosticări corecte 89.2% • diagnosticări incorecte 3,7 % • diagnosticări ambigue 7.1 %

Rezultatele prezentate anterior au fost astfel obţinute cu clasificatoare construite prin luarea în considerare a setului 3 de variabile. Aceleaşi teste de instruire şi exemplificare, angajate prealabil, au fost construite, folosindu-sistemul expert, luând în considerare, ca intrare, setul 1 de variabile. Rezultatele obţinute sunt următoarele:

• numărul formelor de alarmă testate 97 • diagnosticări corecte 64% • diagnosticări incorecte 21 % • diagnosticări ambigue 15 %

După cum se poate vedea, performanţa CLN cu puţină informaţie detaliată a fost mai rea. Multe din clasificările nedeterminate şi incorecte sunt asociate acestei situaţii în care, datorită nereuşitei multor informaţii dirijarea elementelor de protecţie duce la modele de alarmă foarte asemănătoare pentru diferite clase.

5. CONCLUZII Această metodă utilizează clasificatoarele

neuronale pentru procesarea alarmelor şi localizarea defectelor în sistemele electrice de putere.A fost adoptată o strategie locală, în care sunt angajate mai multe reţele neuronale, fiecare fiind răspunzătoare de


în Energetică


201

2012

detectarea defectelor implicând un număr limitat de componente ale sistemului. Clasificatorii neuronali locali sunt instruiţi în afara liniei, folosind diferite modele de alarmă de antrenament. Odată instruiţi ei sunt angajaţi pentru producerea clasificărilor în timp real. Criteriile de decizie au fost prezentate, pentru obţinerea diagnozei finale din clasificările astfel rezultate. Testele făcute arată capacitatea excelentă de generalizare şi discriminare produsă de clasificatorii neuronali locali. Diagnosticul corect este obţinut chiar în situaţii dificile implicând căderea dispozitivelor de protecţie, pierderea de date cât şi unele modele de alarmă neluate în calcul în faza de instruire. Indexarea distanţei a fost, de asemenea, propusă pentru a evalua impactul diferitelor informaţii valabile în procesul de separare a claselor.

BIBLIOGRAFIE

[1]. Secui, D.C., Coroiu, N., Dale, E. - Impactul noilor echipamente electrice de medie şi înaltă tensiune asupra siguranţei în alimentarea consumatorilor, Conferinţa Naţională a Energiei CNE, http://www.cnr-cme.ro//, Neptun, 2004

[2]. Gavrilaş, N., Asaftei, C., Guşă, M., Istrate, M. - General Consideration on Detecting and Location of the Shortcircuits on Overhead Distribution Lines. Buletinul Institutului Politehnic Iaşi, Sect.III, Tom XL(XLIV), Fasc.1-4, pag.136-143, 1994.

[3]. PE 504/1996 - Normativ pentru proiectarea sistemelor de circuite secundare ale staţiilor electrice. Sisteme de protecţie şi automatizare. Vol. III, pag. 56-72, 1996

[4]. Orezeanu, C. – Sistemul teleinformaţional, Suport de curs, Ete44-16, pag. 1-15, SC Formenerg SA, Bucureşti, 2005

[5]. Vasilievici, A., Gal, S., Bălaşiu, F., Făgărăşanu, T. – Implementarea echipamentelor digitale de protecţie şi comandă pentru reţelele electrice, pag. 128-143, Ed. Tehnică, 2000

[6]. Dash, P.K., Pradhan, A.K., Panda, G. - Application of Minimal Radial Basis function Neural Network to Distance Protection, IEEE Transaction on Power Delivery, vol. 16, 2001

[7]. Souza, J.K.S., Rodrigues, M.A.P., Schilling M.T., Filho, M.B.C. - Fault Location in Electrical Power Systems Using Intelligent Systems Techniques, IEEE Transac. on Power Delivery, vol. 16, no.1, Jan. 2001

[8]. Cartină, Gh., Georgescu, Gh., Gavrilaş, M., Bonciu C. - Reţele neuronale artificiale şi sisteme expert în energetică. Editura Gh. Asachi, Iaşi, 1994

[10]. Danubianu, D., Pentiuc, St.Gh., Danubianu, M., - Power networks security assessment by artificial neural networks, New Trends in Computer Science and Engineering, Tehnical university Gheorghe Asachi, Iaşi, 2003

[11]. Zhenyuan Wang, Yilu Liu, P.J. Griffin- A combined ANN and expert system tool for transformer fault diagnosis, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol.13, No.4, Oct 1998, pp.1224-1229

[12]. Fischl, R., Niebur, D., El-Sharkawi, M.A. - Application of Neural Networks to System Security Assesment and Enhancement, PES-ANN Tutorial, Part II, Section 4, 2000

[13]. Z. Wang, Y. Zhang, J. Zhang, J. Ma, -Recent Research Progress in Fault Analysis of Complex Electric Power Systems, Advances in Electrical and Computer Engineering, vol. 10, no. 1, pp. 28-33, 2010. http://dx.doi.org/10.4316/AECE.2010.01005

[14]. Pentiuc St.Gh., Graur A., Danubianu D., Danubianu M. - Intelligent System for Fault Diagnosis in Power Distribution Networks, Proceedings of the Second Conference of the Use of Modern Information and Communication Technologies, Gent, Belgium, 2006


în Energetică


202

2012

1.33.- FACTORI DE NESIMETRII DE TENSIUNE ŞI DE CURENT

Dr.ing. Cornel Toader Dr.ing. Petru Postolache Dr.ing. Radu Porumb Dr.ing. Petre Răzuşi

Universitatea “Politehnica” Bucureşti, Facultatea de energetică, e-mail: [email protected]

Summary: The work is dedicated to the reamintirii definitions-phase symmetrical systems and unbalanced. For three-phase systems define the factors of imbalance of function in terms of three-phase unbalanced systems under stationary sinusoidal. In this paper the authors bring into question the values of standardised factors of imbalance of electric three-phase networks.

1. DEFINIREA SISTEMELOR TRIFAZATE ECHILIBRATE

Un sistem trifazat de mărimi sinusoidale (tensiune

sau curent) este simetric dacă cei trei fazori

reprezentativi sunt egali în modul şi sunt defazaţi succesiv cu un unghi egal cu 120° electrice (sistem simetric pozitiv figura 1). Dacă nu sunt respectate condiţiile referitoare la modul şi/sau defazaj, sistemul este nesimetric (sistem nesimetric figura 1).

simetric pozitiv nesimetric

Fig. 1. - Sisteme trifazate sinusoidale simetrice şi nesimetrice.

Conform normativelor europene, noţiunea de

nesimetrie se defineşte doar în regim sinusoidal. Pentru reţeaua electrică, care funcţionează în regim nesinusoidal, nesimetria se defineşte doar pentru armonica fundamentală.

O reţea trifazată, compusă din linii, generatoare şi receptoare, poate fi reprezentată prin impedanţele respective. în cazul în care impedanţele pe cele trei faze ale reţelei sunt identice, adică au acelaşi modul şi acelaşi argument, reţeaua se numeşte echilibrată. Dacă cel puţin una din impedanţele complexe diferă de celelalte, reţeaua respectivă se dezechilibrează [5], [6], [7].

Dacă reţeaua electrică este dezechilibrată sau este alimentată de la surse de tensiune nesimetrice, vor fi generate perturbaţii sub formă de nesimetrii, regimul de funcţionare al reţelei fiind în acest caz nesimetric.

2. ANALIZA NESIMETRIEI UNUI SISTEM TRIFAZAT SINUSOIDAL

Într-un sistem trifazat echilibrat, alimentat cu un sistem de tensiuni simetric, curenţii care iau naştere în diversele elemente, precum şi căderile de tensiune corespunzătoare, formează sisteme trifazate simetrice; de asemenea, în sistemele echilibrate diversele faze nu au o influenţă reciprocă una asupra celeilalte.

Pentru analiza nesimetriei unui sistem trifazat sinusoidal se utilizează teoria componentelor simetrice (teorema Fortesque), care permite descompunerea oricărui sistem trifazat sinusoidal nesimetric YA, YB, YC în trei sisteme simetrice monofazate independente de secvenţă pozitivă (Y+), secvenţă negativă (Y-) şi secvenţă zero (Y°), conform figurii 2.

≡

+

+

original secvenţă pozitivă secvenţă negativă secvenţă nulă

Fig. 2. Descompunerea unui sistem trifazat sinusoidal nesimetric în trei sisteme simetrice trifazate independente de secvenţă pozitivă, secvenţă negativă şi secvenţă zero


în Energetică


203

2012

Între componentele din spaţiul fazelor ale unui sistem oarecare de fazori YA, YB, YC şi componentele sale simetrice Y+, Y- şi Y° se pot scrie următoarele relaţii: între componentele fazice şi cele simetrice există relaţia

2

2

1 1 1

1

1

o

A

B

C

YY

Y a a Y

Y a a Y

+

−

= ⋅

(1)

sau în scriere matriceală

[ ]f f s sY A Y = ⋅ (2)

între componentele simetrice şi cele fazice există relaţia

2

2

1 1 11

13

1

o

A

B

C

Y Y

Y a a Y

Ya aY

+

−

= ⋅ ⋅

(3)

care în scriere matriceală este

[ ] 1

s f s fY A Y−

= ⋅ (4)

unde operatorul de rotaţie a are expresia: 23 1 3

2 2

ja e j

π⋅⋅= = − + ⋅ (5)

3. CAUZE ALE DEZECHILIBR ĂRII SISTEMELOR TRIFAZATE

În literatura tehnică se întâlneşte aproape în egală

măsură atât denumirea de sistem nesimetric şi regim nesimetric, cât şi cea de sistem dezechilibrat şi regim dezechilibrat. Se utilizează cu precădere termenii simetric/nesimetric atunci când se face referire la sistemele de mărimi electrice care se succed în timp (tensiuni şi curenţi) şi echilibrat/dezechilibrat atunci când se discută de impedanţe.

Cauzele care produc un dezechilibru într-o reţea electrică pot fi trecătoare sau permanente. Dezechilibrul trecător se produce ca urmare a influenţei defectelor asupra reţelei; acestea care pot apărea între două sau mai multe conductoare, cu sau fără punere la pământ. În general, asemenea dezechilibrări se caracterizează prin apariţia unor variaţii diferite pe cele trei faze ale reţelei ale tensiunii şi curentului şi dispar odată cu dispariţia defectului. Cu excepţia scurtcircuitului trifazat, celelalte tipuri de defecte între conductoarele reţelei, cu şi fără legătură cu pământul, conduc la variaţii de tensiune nesimetrice în reţea, mai mult sau mai puţin pronunţate.

Tipul de nesimetrie sau de dezechilibru din reţea poate fi reprezentat printr-o interconectare între reţele echivalente de diferite succesiuni. Nesimetriile care pot apărea într-o reţea electrică, pot fi clasificate în:

nesimetrii longitudinale, apărute ca urmare a întreruperii unei faze;

nesimetrii transversale, apărute în urma unor scurtcircuite între faze sau fază-pământ;

nesimetrii simple sau multiple, în funcţie de numărul de impedanţe sau admi-tanţe care intervin;

asimetrii şi disimetrii, după cum sunt cauzate de componentele de secvenţă zero, respectiv, de secvenţă negativă.

4. EFECTELE DEZECHILIBR ĂRII SISTEMELOR TRIFAZATE

Dezechilibrul impedanţelor, provocat de unele

cauze de natură constructivă sau dezechilibrul provocat de repartiţia neuniformă a consumului pe cele trei faze ale reţelei de alimentare, conduce la apariţia unor regimuri nesimetrice permanente, care sunt caracterizate prin apariţia unor componente de secvenţă inversă/homopolară a tensiunilor şi a curenţilor pe reţeaua respectivă.

În general, din punct de vedere constructiv, liniile electrice aeriene de înalta tensiune nu sunt „simetrice”. în cazul dispunerii celor trei conductoare ale unu circuit după vârfurile unui triunghi echilateral, apare necesară o supraînălţare suplimentară a stâlpilor de susţinere şi o transpunere repetată a conductoarelor pentru a simetriza aceste circuite, ceea ce uneori nu se poate realiza total. în cazul dispuneri pe orizontală a celor trei conductoare, conductorul central prezintă - la curenţi de secvenţă directă/inversă - o impedanţă inferioară cu 6 - 10% faţă de cea a celorlalte conductoare. în această situaţie, căderea de tensiune este mai mică, ceea ce atrage un uşor dezechilibru la bornele consumatorilor.

Dezechilibrul utilizatorilor (a consumurilor aferente) poate fi provocat, spre exemplu, de receptoarele de construcţie nesimetrică care racordate la reţele trifazate, absorb curenţi diferiţi pe cele trei faze. Această situaţie conduce la o nesimetrie a sistemului de tensiuni Probabilitatea de apariţie a dezechilibrului consumului pe cele trei faze este ma mare în cazul reţelelor cu consumatori monofazaţi (tracţiune electrică, sudură, insta laţii electrotermice monofazate, consumatori casnici etc.).

Avantajele sistemului trifazat în raport cu cel monofazat a determinat, în toate statele cu grad mediu şi înalt de industrializare, apariţia şi dezvoltarea reţelelor de distribuţie de medie tensiune trifazate, capabile să satisfacă în condiţii optime cerin tete de consum, atât în mediu urban, cât şi în mediu rural.

În acelaşi timp, în zonele rurale şi chiar în zonele urbane periferice, alimentarea sarcinilor reduse şi dispersate determină un tranzit de putere prin linii mult inferior faţă de capacitatea acestora. în aceste condiţii, preocupările de reducere a cheltuielilor de investiţii au condus la apariţia şi dezvoltarea aşa numitului sistem mixt de distribuţie trifazat-monofazat.

Realizările pe plan mondial în acest domeniu se pot clasifica în următoarele două grupe de variante [8], [9]:


în Energetică


204

2012

A. Sistemul mixt cu neutrul distribuit cu conductor neutru.

B. Sistemul mixt fără conductor neutru. Variantele de alimentare din grupa A reprezintă

sistemul de distribuţie cel ma răspândit în America de Nord, unde neutrul reţelei de medie tensiune este lega direct la pământ. Liniile principale trifazate sunt realizate cu patru conductoare (tre conductoare de fază şi unul neutru).

Conductorul neutru este legat direct la pământ în numeroase puncte din reţea. în funcţie de puterea tranzitată, derivaţiile de lini principale trifazate se execută cu două, trei sau patru conductoare. Se foloseşte un sistem simplu de protecţie, cu siguranţe fuzibile, atât pentru derivaţii, cât şi pentru posturile de transformare. Acestea sunt de regulă monofazate, alimentate într-o fază şi conductorul neutru.

Sistemul mixt corespunzător grupei B, fără conductor neutru, cuprinde o structură trifazată apropiată de concepţia de realizare a sistemului românesc de distribuţie de 20 kV. In cadrul acestui sistem există diverse variante de realizare a derivaţiilor de structură trifazată de bază, cum sunt:

derivaţii cu două conductoare de fază, realizate dintr-un ax principal trifazat sau dintr-o derivaţie a acestuia şi la care sunt racordate transformatoarele monofazate; soluţia este des întâlnită în Irlanda şi Marea Britanie;

derivaţie cu un singur conductor de fază şi întoarcere prin pământ, soluţie care necesită un transformator de separare şi exigenţe deosebite privind rezistivitatea solului şi performanţele prizelor de pământ; soluţia este des întâlnită în Australia, Noua Zeelandă etc.

În sistemul de distribuţie mixt, derivaţiile monofazate produc două tipuri de dezechilibru asupra reţelelor trifazate :

un dezechilibru capacitiv, din cauza lungimii totale diferite a fazelor, care se manifestă printr-un curent capacitiv rezidual de circulaţie permanentă prin circuitul de punere la pământ al neutrului transformatorului din staţia de alimentare;

un dezechilibru de sarcină pe cele trei faze care, în cazul reţelelor fără conductor neutru, duce la apariţia componentelor negative de tensiune şi de curent.

Dezechilibrările menţionate pot fi ameliorate pe de o parte prin limitarea lungimii şi sarcinii pe derivaţii şi prin repartizarea judiciasă a mai multor derivaţii pe faze. Efectul dezechilibrului este diminuat în reţelele fără conductor neutru [5].

5. INDICATORI PENTRU NESIMETRIA UNUI SISTEM TRIFAZAT DE TENSIUNE

Controlul calităţii energiei electrice într-un anumit

nod al sistemului electroenergetic presupune estimarea

unor indicatori ai regimului nesimetric în nodul respectiv şi compararea acestora cu valorile normate.

În majoritatea ţărilor, nesimetria unui sistem trifazat de tensiune se apreciază prin coeficienţi care exprimă procentual raportul dintre componenta de succesiune (secvenţă) negativă şi/sau zero a tensiunii, pe de o parte şi tensiunea nominală sau componenta de succesiune (secvenţă) pozitivă, pe de altă parte.

5.1. Factorul de nesimetrie negativă Factorul de nesimetrie negativă se poate calcula

cu relaţia:

sU

kU

−−

+= (6)

5.2. Factorul de nesimetrie zero Factorul de nesimetrie zero se poate calcula cu

relaţia: o

os

Uk

U += (7)

în care: Uo reprezintă componenta de secvenţă zero a tensiunii, iar U+ este componenta de secvenţă pozitivă a tensiunii.

5.3. Factorul total de nesimetrie

Factorul total de nesimetrie se poate calcula cu relaţia:

os t s sk k k−= + (8)

în care: U- reprezintă componenta de secvenţă negativă a tensiunii, iar U+ este componenta de secvenţă pozitivă a tensiunii.

5.4. Factorul complex de nesimetrie negativă Factorul complex de nesimetrie negativă se poate

calcula cu relaţia:

jss

Uk k e

Uθ −

−− − ⋅

+= = ⋅ (9)

în care: θ- reprezintă defazajul între fazorii componentelor de secvenţă pozitivă şi negativă a tensiunii.

5.5. Factorul complex de nesimetrie zero Factorul complex de nesimetrie zero se poate

calcula cu relaţia:

oo

o o jss

Uk k e

Uθ⋅

+= = ⋅ (10)

în care: θo reprezintă defazajul între fazorii componentelor de secvenţă pozitivâ şi zero a tensiunii.


în Energetică


205

2012

Conform normelor IEEE, factorul de nesimetrie de modul se calculează ca raport dintre abaterea maximă faţă de valoarea medie şi valoarea medie a celor trei mărimi analizate. Conform normelor CEI, de care s-a ţinut seama şi la elaborarea normelor româneşti, caracterizarea mărimilor nesimetrice într-un nod al sistemului electroenergetic se poate face prin indicatorii calculaţi cu relaţiile 6-10 [1].

Estimarea coeficientului de nesimetrie se poate face prin măsurători sau se pot folosi relaţii aproximative. Dezechilibrul tensiunilor poate fi măsurat cu trei voltmetre, care transmit informaţii la un calculator numeric.

Conform recomandărilor internaţionale, măsurătorile de evaluare a indicatorilor calităţii energiei electrice pot fi efectuate la următoarele intervale de timp:

- interval foarte scurt („very short interval"): TVS = 3 secunde;

- interval scurt („short interval"): TSH= 10 minute;

- interval lung („long interval"): TL = 1 oră;

- zilnic („one day interval"): TD = 24 ore; - săptămânal („one week interval"):

TWk = 7 zile. Pentru aprecierea regimului nesimetric, pe fiecare

interval de timp considerat (foarte scurt, scurt, lung etc.) se măsoară N valori ale coeficientului de disimetrie (N > 1. în cazul în care se apreciază nesimetria unui sistem trifazat de tensiuni, factorul de nesimetrie al mărimilor între faze poate fi calculat, pentru fiecare prelevare de date, cu relaţia [4, 9]:

1 3 6

1 3 6Uf

sU

kββ

− − ⋅=

+ − ⋅ (11)

în care:

( )4 4 4

22 2 2

AB BC CAU

AB BC CA

U U U

U U Uβ + +=

+ + (12)

unde: UAB.UBC şi UCA sunt tensiunile între faze. Relaţia (11) poate fi utilizată şi pentru calculul

nesimetriei unui sistem trifazat de curenţi, înlocuind în relaţia de calcul a coeficientului β tensiunile U prin curenţii I corespunzători.

În multe cazuri practice este necesară şi estimarea altor indicatori statistici, ca de exemplu, valorile medii ale diverşilor indicatori de regim nesimetric.

6. COMENTARII ASUPRA NESIMETRIEI UNUI SISTEM TRIFAZAT DE TENSIUNI. VALORI NORMATE

Calculul regimurilor trifazate nesimetrice prezintă o

importanţă deosebită în construcţia şi exploatarea sistemelor electroenergetice. Pentru limitarea efectelor negative ale nesimetriei sistemelor trifazate, în standarde

şi/sau prescripţii se indică valori maxime admisibile pentru unii dintre indicatorii de apreciere a nesimetriei.

Normarea tensiunii de succesiune zero este în prezent dificilă, întrucât nu există suficiente informaţii cu privire la efectele pe care le exercită acest indicator (în mod independent, nu prin intermediul abaterii de tensiune) asupra echipamentelor, cum ar fi de exemplu: influenţa asupra instalaţiilor de telecomunicaţii, a instalaţiilor de legare la pământ, coroziunea amenajărilor subterane, încălzirea carcaselor transformatoarelor trifazate, creşterea pierderilor de energie în reţea etc.

În cazul normelor pentru regim nesimetric, trebuie precizat în mod obligatoriu punctul de valabilitate al normelor, la bornele receptoarelor de un anumit tip; la punctul de delimitare a reţelei furnizorului de cea a consumatorului de energie electrică; în punctul comun de racord (cu reţeaua publică şi/sau cu alţi consumatori).

Curenţii de succesiune negativă pot scădea productivitatea şi randamentul receptoarelor electrice. Pe de altă parte, curenţii de succesiune negativă se repartizează pe sursele din reţeaua de alimentare, în raport invers cu impedanţa acestora, astfel încât în reţeaua respectivă de alimentare pot apărea pierderi suplimentare importante în rotoarele generatoarelor şi motoarelor electrice, încălziri locale, cupluri pulsatorii suplimentare de frecvenţă ridicată, ce pot provoca vibraţii puternice ale maşinilor şi diminuarea randamentului motoarelor, influenţe asupra liniilor de telecomunicaţii etc.

Recomandările CEI pentru punctele de racord din mediu industrial, care se regăsesc în majoritatea normelor naţionale, precizează nivelurile de compatibilitate referitoare la nesimetria tensiunii astfel [2], [3]:

instalaţii de clasa 1 şi a 2-a: U-/U+ < 2%; instalaţii de clasa a 3-a: U-/U+ < 3%.

Conform SR EN 50160, pe 95% din durata unei săptămâni, coeficientul de disimetrie estimat prin măsurători în punctul de delimitare trebuie să fie cel mult 2 %.

Trebuie remarcat faptul că în reţelele de distribuţie care alimentează corpuri de iluminat şi receptoare electrocasnice, considerând şi alţi factori de influenţă (abaterea tensiunii de succesiune pozitivă, deplasarea neutrului şi prezenţa armonicilor de tensiune), tensiunea de succesiune negativă nu trebuie să fie peste acea valoare care ar conduce la depăşirea valorilor efective ale tensiunii de serviciu admise de normele în vigoare.

În ceea ce priveşte bornele echipamentelor electrice, limitele de imunitate la variaţii de tensiune sunt stabilite prin standarde proprii fiecărei categorii.

Tensiunea de alimentare a transformatoarelor electrice este considerată practic simetrică atunci când componentele negativă şi zero ale sistemului de tensiuni nu depăşesc 2% din componenta pozitivă a tensiunii. Condiţiile de funcţionare ale maşinilor electrice sunt însă mai severe din acest punct de vedere.


în Energetică


206

2012

În prezenţa unor curenţi de succesiune negativă în înfăşurările statorice, motoarele electrice asincrone sunt supuse unui câmp magnetic învârtitor de sens invers care se suprapune peste cel normal (direct) şi ale cărui efecte sunt: reducerea cuplului dezvoltat de motor; creşterea curentului statoric; inducerea în rotor a unor curenţi având frecvenţa dublă faţă de frecvenţa nominală care provoacă încălziri suplimentare. Tensiunea de alimentare a maşinilor electrice este considerată practic simetrică atunci când componenta negativă a sistemului de tensiuni nu depăşeşte 1% din componenta pozitivă a tensiunii pe o perioada de timp îndelungată sau 1,5%, pe o perioadă de timp de câteva minute, iar componenta zero a sistemului de tensiuni nu depăşeşte 1% din componenta pozitivă a tensiunii. Prin acord între producător şi beneficiar, în locul componentei negative a sistemului de tensiuni poate fi măsurată componenta inversă a sistemului de curenţi, care trebuie să fie sub 2,5% din componenta pozitivă a sistemului de curenţi. Dacă motorul funcţionează în reţele în care trebuie consideraţi şi alţi factori de influenţă (cum ar fi: abaterea tensiunii, prezenţa

armonicilor de tensiune etc.), atunci se verifică supratemperatura care rezultă şi care nu trebuie să depăşească limitele specificate în standarde [4].

În cazul maşinilor sincrone, standardele introduc precizări suplimentare.

Atunci când un generator electric debitează pe o sarcină trifazată simetrică, prin înfăşurările sale circulă doar curenţi de succesiune pozitivă; în cazul în care generatorul debitează pe sarcini nesimetrice, vor apărea atât curenţi de succesiune pozitivă, cât şi curenţi de succesiune negativă, care vor produce un flux cu sens invers de rotaţie în generator. Rotorul, învârtindu-se în sens direct, va întretăia şi liniile acestui câmp magnetic, care se roteşte în sens invers; în consecinţă, în miezul rotoric se vor induce curenţi având dublul frecvenţei nominale. Sub influenţa efectului pelicular, aceşti curenţi vor circula la suprafaţa miezului rotoric, producând o încălzire suplimentară, care este cu atât mai periculoasă cu cât generatorul este supus curenţilor de succesiune negativă un timp mai îndelungat.

Tabelul 1 - Condiţii electrice de serviciu pentru convertizoare cu semiconductoare.

Coeficientul de nesimetrie a tensiunii

Clasa de imunitate

[%] A B C

Consecinţe posibile

regim stabilizat 5 5 2 regim tranzitoriu, numai redresor 8 5 3 regim tranzitoriu, redresor/invertor 5 5 2

Conform prevederilor CEI, maşinile sincrone trebuie

să funcţioneze, în permanenţă, pe o reţea nesimetrică, astfel încât nici unul din curenţii de fază să nu depăşească curentul nominal, iar raportul dintre componenta negativă a sistemului de curenţi şi curentul nominal să nu depăşească valorile precizate prin standardele de profil.

Convertizoarele cu semiconductoare se fabrică în clasele de imunitate A, B şi C (tabelul 1). Conform normelor CEI, nivelul de imunitate al acestora poate fi [9]:

Funcţional (F), care reprezintă combinaţia tuturor nivelurilor limită de perturbare electrică pe care le poate suporta convertizorul, fără a-şi pierde performanţele.

Disjunctiv (T), care reprezintă combinaţia tuturor nivelurilor limită de perturbare electrică, pe care le poate suporta convertizorul, fără întreruperea funcţionării, ca urmare a acţiunii protecţiilor; repunerea în funcţiune poate necesita sau nu o intervenţie exterioară. în anumite condiţii, posibilele consecinţe de tip T pot deveni de tip F, mai ales dacă nu sunt respectate mijloacele de control şi de comandă prescrise de către fabricant.

Distructiv (D), care reprezintă combinaţia tuturor nivelurilor limită de perturbare electrică pe care le poate suporta convertizorul, fără a se produce o avariere permanentă.

BIBLIOGRAFIE

[1]. PE 124/91. Normativ privind alimentarea cu energie electrica a consumatorilor industriali şi similari.

[2]. PE 117/92. Regulament pentru conducerea prin dispecer a SEN

[3]. PE 143/94. Normativ privind limitarea regimului nesimetric şi deformant.

[4]. SR 1893:2008 Maşini electrice rotative. Reguli şi metode pentru verificarea calităţii.

[5]. Golovanov, N. Postolache, P., Toader, C. Eficienţă şi calitatea energiei electrice. Editura AGIR, Bucureşti, 2007.

[6]. Arie, A., Neguş, C, Golovanov Carmen, Golovanov, N. Poluarea cu armonici a sistemelor electroenergetice funcţionând în regim permanent simetric. Editura Academiei Române, 1994.

[7]. Iordache Mihaela, Chiuţă, I., Costinaş Sorina. Controlul calităţii energiei electrice. Editura AGIR, Bucureşti, 2000.

[8]. Antoniu, I.S. Chestiuni speciale de electrotehnică. Editura Academiei Române.

[9]. Costinaş Sorina, Asigurarea calităţii serviciului de alimentare cu energie electrică. Editura AGIR, Seria Electrotehnică-Electroenergetică, Bucureşti, 2012.


în Energetică


207

2012

1.34.- OPTIMZAREA PROIECT ĂRII A UNUI FILTRU DE

ARMONICI

Dr.ing. Cornel Toader Dr.ing. Radu Porumb Dr.ing. Petru Postolache Universitatea „Politehnica” Bucureşti, facultatea Energetică, Departamentul Sisteme Electroenergetice

E-mail: [email protected] Summary. The work shall be is there a point of view on optimal design of the filter simply series LCR meters, on the basis of the criterion energy loss minimum. Examine three options for minimum loss in: inductivitate, to the condenser and into the filter assembly. Case study carried out to reveal concluded that a rational and realistic solution is one intermediate, which is based on existing capacitors (and hence with capacities required for the purpose, in accordance with manufacturer's catalog).

1. INTRODUCERE Reducerea poluării armonice în reţele se realizează

în mod uzual prin utilizarea filtrelor industriale de armonici, acordate pe frecvenţele potrivite.

Acestea sunt circuite rezonante simple acordate pe frecvenţele ce trebuie eliminate; efectul lor este reducerea factorului total de distorsiune armonică în mod semnificativ.

Avantajele utilizării acestor filtre sunt legate de micşorarea semnificativă a poluării armonice a reţelei, mai ales în cazul în care armonici electrotehnice (de ordin impar) se manifestă cu o amplitudine importantă. O astfel de situaţie se întâlneşte frecvent acolo unde există convertoare statice de mare putere (redresoare) care produc astfel de armonice.

Dezavantajele sunt legate de costurile de investiţie, de exploatare precum şi de tendinţa de oscilaţie în cazul unor variaţii bruşte de sarcină în reţea.

2. FORMULAREA PROBLEMEI ŞI

RELAŢII DE CALCUL În dimensionarea unui filtru sunt mai multe

elemente necunoscute decât condiţii; într-adevăr sunt trei valori R, L, C şi o singură condiţie iniţială şi anume frecvenţa de rezonanţă, care permite determinarea produsului L·C; în concluzie soluţia nu este unică.

Se iau în discuţie şi alte criterii de natură tehnico-economică, aşa cum se va exemplifica în continuare.

Schema şi notaţiile de referinţă sunt cele din figura 1.

Fig. 1 Schema filtrului

Se consideră că soluţia trifazată cuprinde trei astfel de celule conectate în stea.

Se acceptă următoarele notaţii:

ωo=2πf - pulsaţia fundamentalei; h - rangul armonicii; Rh, Lh , Ch - elementele unui filtru acordat pe

armonica de rang h 2.1. Relaţii generale de calcul

condiţia de rezonanţă reactanţa este

Lh 0− =C hX X (1)

unde

Lh ω= ⋅ ⋅oX L h (2)

şi

Ch

1

ω=

⋅ ⋅o

XC h

(3)

frecvenţa de rezonanţă

ω ⋅ =o

Lh

C (4)

impedanţa filtrului este

( )= + ⋅ −h h Lh C hZ R j X X (5)

iar impedanţa la rezonanţă este

=h rez hZ R (6)

tensiunea la bornele celulei – la rezonanţă – aferente armonicei h:

= ⋅ hh hU R I (7)

tensiunea la bornele bobinei la rezonanţă

Lh ω= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ hoU j L h I (8)

tensiunea la bornele condensatorului la rezonanţă

Ch ω= − ⋅

⋅ ⋅h

o

IU j

C h (9)

factorul de calitate al bobinei

h

ω⋅ ⋅= o

h

L hk

R (10)


în Energetică


208

2012

a. La frecvenţa fundamentalei: • Reactanţa celulei

2

1

1−= ⋅h

hX X

h (11)

Reactanţa celulei • Curentul fundamental

11 2 1

= ⋅−h

U hI

X h (12)

• Tensiunea la bornele bobinei

1 1 2

1

1= ⋅

−LU Uh

(13)

• Tensiunea la bornele condensatorului 2

C1 1 2 1= ⋅

−h

U Uh

(14)

• Puterea reactivă totală creeată de celulă 2

21 C 1 L 1 1 2 1

ω= − ≅ ⋅ ⋅ ⋅−h o

hQ Q Q C U

h (15)

b. Calculul valorii elementelor filtrului Întrucât frecvenţa de rezonanţă nu este suficientă

pentru a avea o soluţie unică, literatura de specialitate consideră actualmente că pierderile de energie în funcţionare trebuie să fie minime.

Pierderi minime în condensator Se consideră că pierderile în condensator sunt

proporţionale cu puterea reactivă a acestuia; ipoteza pierderilor minime este echivalentă cu minimul costurilor condensatorului.

Valoarea condensatorului, în acest caz este:

( )2

h 5 21 1

1

ω ω

⋅ −= ≅

⋅ ⋅ ⋅ ⋅h h

o o

I h IC

U h U h (16)

iar pierderile sunt în condensator

1C

2tanδ⋅ ⋅∆ = ⋅hU I

Ph

(17)

în bobină

CL

1

2 tanδ∆ +∆ ≅ ⋅

⋅ ⋅P h

Pk h

(18)

Pierderi minime în inductanţă În această ipoteză valoarea condensatorului este:

( )2

h 21 1

1

ω ω⋅ −

= ≅⋅ ⋅ ⋅

h h

o o

I h IC

U h U (19)

iar pierderile sunt: • în condensator

C 1

1tanδ+∆ = ⋅ ⋅ ⋅h

hP U I

h (20)

• în bobină

( )C

L

2

1 tanδ⋅ ∆∆ ≅

⋅ + ⋅P

Pk h

(5.21)

Pierderi minime în ansamblul celulei (bobină plus condensator). În această ipoteză valoarea condensatorului este:

( )2

h 21 1

1

ω ω⋅ −

= ⋅ ≅ ⋅⋅ ⋅ ⋅

h h

o o

I h IC r r

U h U (22)

unde notaţia

tan 1

tan 1

δδ

⋅ −=⋅ +

kr

k, (r < 1) (23)

Valoarea condensatorului, în acest caz, este cuprinsă intre valorile obţinute în celelalte două ipoteze anterioare.

Pierderile sunt: • în condensator

C 1

1tanδ ∆ = ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅

hP U I rr h

(24)

• în bobină

L 1

1 1 ∆ = ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅ hP U I r

r k h (25)

3. STUDIU DE CAZ - FILTRE PENTRU

ARMONICILE 5 ŞI 7 S-au reţinut ca reprezentative armonicile 5 si 7

care au o amplitudine a curenţilor armonici de până la 20%, respectiv 14% în circuitele care conţin convertoare statice trifazate cu punţi, de o putere semnificativă. Valorile de referinţă în cele trei cazuri, pentru cele două armonici menţionate anterior sunt prezentate în tabelul 5.2. Examinând valorile calculate se observă ca diferenţele între soluţiile privite ca optime sunt relativ reduse cu maximum 25-30% în condiţii comparabile (aceleaşi pierderi de calcul).

Un alt element ce trebuie luat în considerare îl constituie analiza costurilor unui astfel de filtru pasiv. în general costul unui element reactiv de tip bobină sau condensator se consideră proporţional cu energia înmagazinată.

În cazul de faţă discuţia se face în termeni comparabili, deci bobinele au acelaşi curent nominal iar condensatoarele au o aceeaşi tensiune nominală; în aceste condiţii costurile devin direct proporţionale cu valorile inductivi taţii, respectiv capacităţii.

Reiterând aceeaşi idee a costului de ansamblu, se observă că produsul LC este constant din cauză că filtrul este acordat, iar formula de calcul a frecvenţei include acest produs.

În consecinţă, în zona de soluţii discutate ca minime referitoare la pierderi, variaţii în minus a unei componente conduc la creşteri ale celeilalte.

4. CONCLUZII Varianta realistă este de a se alege o valoare de

catalog a condensatorului (care este prefabricat) şi de a se realiza bobina corespunzătoare acordată (aceasta


în Energetică


209

2012

putându-se regla prin proiectare şi ajusta din punct de vedere tehnologic prin câteva prize).

Spre exemplu, condensatoarele pentru compensarea factorului de putere care se realizau la puteri reactive de 10, 15 sau 20 kVar asigură valori ale capacităţii de 200, 300 şi 400 pF, înscriindu-se între cele determinate anterior.

BIBLIOGRAFIE

[1]. Popescu, M. O., Manias, S., Popescu, Claudia: Convertoare statice cu comutaţie de la reţea. Editura ICPE, Bucureşti, 2001

[2]. Laborne, H: Convertisseurs assiste par un reseau alternatif - Environnement. Edition Eyrolles 1990

[3]. Bonal J., Seguier G.: Entrainements electrique a vitesse variable. vol. 3 Edition Tec&Doc. 2000

Tabelul 1. - Sinteză privind valori ale elementelor filtrelor pasive.

pierderi de putere activă prin minimul

Armonica 5 Lmin Cmin Lmin + Cmin (Lmin + Cmin)val alese

C µF 118 264 235 300 L mH 3,44 1,54 1,72 1,35

∆PL W 49,7 37 37,4 39,4 ∆PC W 8,29 11,1 9,76 10 ∆PL+C W 57,99 48,1 47,1 49,4

pierderi de putere activă prin minimul Armonica 7

Lmin Cmin Lmin + Cmin (Lmin + Cmin)val alese

C µF 71,4 188 155 300 L mH 28,9 11 13,3 6,88

∆PL W 28 18,42 7,39 3,6 ∆PC W 4,9 7,37 12,29 24 ∆PL+C W 32,9 25,79 19,68 27,6


în Energetică


210

2012

1.35.- CÂTEVA OBSERVAŢII ASUPRA REGIMULUI DEFORMANT

Dr.ing. Ion Iordănescu* , Dr.ing. Mihaela Jişă** , Dr.ing. Petru Postolache* , Dr.ing. Cornel Toader*

*)Universitatea POLITEHNICA Bucureşti, facultatea Energetică, Departamentul de Sisteme Electroenergetice **) Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei - ANRE

Summary: The work is dedicated to a few remarks on nesinusoidal regime were detected in the use of electric networks supported by experimental data. At the same time be given the technical ways to compensate reactive power in presence of sometimes distorting.

Keywords: System nesinusoidal 1. ASPECTE GENERALE Fenomenul deformant constituie, în ultimele

decenii, o provocare îngrijorătoare şi în continuă intensificare, pentru un număr din ce în ce mai mare de specialişti electroenergeticieni. Se remarcă faptul că provocarea nu a condus încă, cel puţin până în prezent şi la crearea unor preocupări pe măsură, astfel, încât fenomenul este insuficient cunoscut, iar monitorizarea lui este numai parţială, necesitând examinarea mult mai aprofundată, atât sub aspect teoretic, cât şi al consecinţelor, care există deja în instalaţiile elctroenergetice. Fenomenul este foarte extins în toate domeniile de activitate umană, respectiv în sectoarele: industrial (mari, mijlocii şi mici consumatori), consumatorii terţiari, reprezentaţi de instituţiile publice şi particulare cuprinzând, fără excepţie şi foarte voluminosul sector rezidenţial, respectiv milioanele de cossumatori casnici.

Cauza generală a acestei situaţii omniprezente o constituie modernizarea inevitabilă a tuturor activităţilor, prin folosirea, în măsură din ce în ce mai mare a receptoarelor şi instalaţiilor electrice neliniare, produse de sofisticatul sector al industriei electronice. Astfel, se poate afirma că, în cea mai mare parte a sistemului electroenergetic regimul permanent de funcţionare a devenit deformat, înlocuind pe cel sinusoidal.

În consecinţă, atât în prezent, dar şi în etapele următoare, vor apărea multe fenomene noi, care însoţesc regimul deformant. Ca exemple, se menţionează defectările bateriilor cu condensatoare şi funcţionările intempestive ale instalaţiilor de protecţie şi automatizare, cu importante consecinţe tehnice şi economice.

Este afectată, în măsură din ce în ce mai mare, calitatea alimentării cu energie electrică, creînd mari probleme pentru asigurarea acesteia la parametrii corespunzători reglementărilor.

Pe măsură ce se descoperă existenţa regimului deformant în diferite noduri, îndeosebi la consumatorii industriali, prin măsurile care se efectuează, se iau măsuri acolo unde este cazul, pentru atenuarea acestuia. Aceste măsuri constau, în general, în instalarea de filtre pasive sau active, de regulă în nodurile de tip H (figura 1.) reprezentând soluţia centralizată, folosită practic fără excepţie, care reţin

parţial sau total curenţii armonici injectaţi în nodurile respective de către receptoarele neliniare existente la consumatori. Se menţionează de altfel, că, situaţia este similară şi în cazul bateriilor cu condensatoare, folosite pentru îmbunătăţirea factorului de putere, care trebuie de asemenea examinată datorită apariţiei fenomenului deformant.

2. SURSE DE REGIM DEFORMANT ŞI

AMPLASAREA LOR ÎN SISTEMUL ELECTROENERGETIC

Din cele menţionate anterior rezultă că, in prezent

practic in totalitatea cazurilor, atunci când se vorbeşte de regimul deformant, sursele care îl produc sunt chiar receptoarele de energie electrică instalate la consumatorii finali, la joasă tensiune, reprezentând elementele finale ale circuitelor prin care sunt racordate la reţeaua de alimentare. Aceste receptoare, folosite pentru obţinerea de efecte utile, la nivelul cerinţelor şi performanţelor actuale, în toate domeniile activităţii social-economice, sunt aşa numitele receptoare neliniare, conţinând componente electronice. Acestea, datorită neliniarităţii caracteristicilor lor electrice, în momentul aplicării la bornele aparatelor sau instalaţiilor în care sunt folosite, a tensiunii alternative sinusoidale fundamentale (50Hz), preiau din reţeaua de alimentare curentul sinusoidal, corespunzător pentru realizarea efectelor utile, dar simultan, produc şi injectează în reţeaua de alimentare un spectru de curenţi electrice sinusoidali, cu frecvenţe diferite de cea fundamentala. Examinările teoretice, dar în deosebi cele experimentale efectuate, demonstrează, că valori importante în spectrele produse, au curenţii amonici cu frecvenţe superioare celei de 50 Hz (fundamentala), reprezentând multiplul acestei frecvenţe şi sunt prezenţi îndeosebi cei de rang impar, respectiv 3,5,7,etc.Rangul acestor curenţi armonici prezenţi poate să ajungă la 50, adică 2500 Hz, cu precizarea că, valorile cele mai mari le au, in general, cei până la rangul 15-20, după care mărimile şi influenţa lor se reduc treptat.

O primă remarcă importantă, priveşte faptul că, deşi, în principiu, în instalaţiile electroenergetice există două categorii de surse de armonice, respectiv de tensiune şi curent, în situaţia reală, marea


în Energetică


211

2012

majoritate a surselor menţionate o reprezintă sursele de curenţi armonici. Aceştia, însă, la rândul lor, parcurgând instalaţiile electrice din amonte de fiecare receptor sau grup de receptoare neliniare, produc, datorită impedanţelor corespunzătoare frecvenţei fiecărei armonice, căderi de tensiune având aceleaşi frecvenţe. Aceste căderi de tensiune, care depind de puterea (curentul) de scurtcircuit în diferitele noduri ale reţelei, se regăsesc în curbele de tensiune de la nodurile respective şi contribuie la deformarea lor. Prezenţa acestora este pusă în evidenţă de către aparatele de măsurare, prin analiza armonică a curbelor de tensiune deformate, măsurate.

O altă remarcă importantă asupra fenomenului deformant, o constituie faptul că spectrele de curenţi armonici produşi şi ponderea (mărimea) lor, corespunzătoare fiecărui receptor neliniar, individual sau cuprinse în diferite aparate sau instalaţii, sunt în general, independente de caracteristicile electrice ale reţelei în punctul respectiv şi de regimul de functionare al celorlalte receptoare. Singura condiţie de producere a curenţilor electrici armonici o constituie aplicarea tensiunii reţelei la bornele acestor receptoare. Această situaţie influenţează valorile unor indicatori, cum sunt factorii de distorsiune de curent şi de tensiune, care au un rol important în aprecierea intensităţii fenomenului deformant în instalaţiile parcurse de curenţii respectivi şi a calităţii energiei electrice.

2.1. Mărimi caracteristice ale regimului deformant

În primul rând, se subliniază necesitatea efectuării unui număr cât mai mare de măsurări, pentru durate diferite, până la o săptămână şi mai mult, în diferite noduri din instalaţiile în care se examinează fenomenul deformant, pentru a se obţine un volum cât mai mare şi concludent de informaţii. Fără măsurări, pentru care, este indicat, să se folosească aparate cât mai performante, care prin programele de calcul de care acestea dispun, să prezinte, cât mai detaliat şi credibil fenomenul, nu se poate cunoaşte complexitatea reală a acestuia. Toate acestea sunt necesare pentru a putea stabili măsurile pentru atenuarea lui şi pentru evaluarea eficienţei aplicării acestora.

Referitor la mărimile caracteristice ale curenţilor electrici deformaţi, care circulă prin diferite instalaţii, din multitudinea de informaţii posibile, unele prelucrate chiar în aparatele de măsurare, se prezintă câteva, mai reprezentative:

a) Valoarea efectivă a curbei deformate a curentului (I def) si a valorilor relative ale curenţilor armonici rezultaţi din analiza armonică a acesteia, care sunt raportate la valoarea efectivă a curbei sinusoidale fundamentale (50 Hz) (I1). Cu acestea se poate stabili expresia:

∑=

+=n

kkdef III

2

221

(1)

in care: Idef reprezintă valoarea efectivă (RMS) a curbei deformate a curentului;

I1 - valoarea efectivă, de referinţă (100%), a curbei sinusoidale fundamentale (50 Hz);

n2 2 2rez 0 k

k 2

I I I=

= +∑ – pătratul reziduului deformant.

b) Reziduul deformant pentru curent (Irez) definit de expresia:

∑=

=n

kkrez II

2

2 (2)

reprezintă o mărime importantă, deoarece indică încărcarea suplimentară a conductoarelor faţă de curentul fundamental, precum şi spectrul curenţilor armonici care circulă prin fiecare conductor.

c) Mărimi caracteristice importante ale fenomenului deformant sunt factorii de distorsiune, ai curbelor de curent şi de tensiune, care, în nodurile de măsurare trebuie să nu depăşească anumite valori prevăzute şi alocate de reglementări.

Valorile calculate şi afişate de aparatele de măsurare sunt exprimate, pentru curenţii electrici de relatia:

n2k

k 2I

1

I

THDI 100I

δ == = ⋅∑

[%] (3)

Se constată că valorile acestuia variază invers proporţional cu cele ale curentului electric fundamental absorbit din reţea, care depinde de regimul de funcţionare, respectiv între gol şi sarcina maximă a receptoarelor, putând astfel varia foarte mult. De exemplu, teoretic, dacă I1 este zero devine infinit.

În cazul tensiunii, valoarea δu = THD(U) variază foarte puţin, deoarece în expresia:

n2k

k 2U

1

U

THDU 100U

δ == = ⋅∑

[%] (4)

mărimile raportului, respectiv reziduul deformant al tensiunii şi în deosebi valoarea efectivă a tensiunii fundamentale (U1), variază în limite apropiate.

d) O mărime foarte cunoscută, respectiv, factorul de putere, λ, care in regim sinusoidal are expresia:

2 2

Pcos

P Qλ ϕ= =

+ (5)

adică depinde de cele două componente ale puterii aparente, cea activă P si cea reactivă Q, în regim deformant pune probleme importante. Astfel, datorită

apariţiei spectrului de curenţi armonici ∑=

n

kkI

2

, care

circulă prin instalaţiile din amonte de fiecare receptor neliniar, precum şi a reactanţelor xk ale instalaţiilor prin care aceştia circulă, corespunzătoare frecvenţei fiecărui curent armonic, apare a treia componentă a puterii aparente, denumită puterea deformantă D, devine:


în Energetică


212

2012

2 2 2defS P Q D= + + (6)

iar cea a factorului de putere:

def 2 2 2

P

P Q Dλ =

+ + (7)

Comparând valorile factorului de putere date de expresiile (5) şi (7) se constată că:

defλ λ≤ (8)

adică, existenţa regimului deformant conduce la reducerea factorului de putere corespunzător regimului sinusoidal. Ambele valori, λdef şi λ sunt indicate de aparatele de măsurare.

Pe lângă aceste mărimi caracteristice prezentate, care orientează asupra unor aspecte de bază ale fenomenului deformant, aparatele de măsurare performante, cu ajutorul softului de care dispun, determină şi afişează încă un mare număr de indicatori, care au diferite utilităţi în definirea fenomenului şi a măsurilor de atenuare, care sunt necesare.

2.2. Tipuri de receptoare deformante

În tabelul 1. sunt menţionate 10 tipuri, cu indicarea spectrului de curenţi electrici armonici produşi, a valorilor factorilor de distorsiune, de curent şi tensiune, precum şi a factorilor de putere corespunzători.

De asemenea, ca exemplu, se mai dau rezultate ale unor măsurări efectuate timp de o săptămână într-un apartament cu trei camere, cu dotare modernă normală de aparate electrocasnice. Astfel, s-a constatat că factorul de putere λdef a variat între 0,55 şi 0,95 cu majoritatea valorilor între 0,75 - 0,8, iar factorul de distorsiune de curent δI = (THD) (I) a variat între 8% şi 45% cu majoritatea valorilor în domeniul 20% - 30%, reprezentând situaţii reale greu de imaginat în etapa anterioară dotării cu aparate electrocasnice moderne.

Din datele prezentate în tabelul 1 şi din măsurările menţionate pentru un apartament, rezultă o serie de concluzii importante privind prezenţa regimului deformant în instalaţiile sistemului electroenergetic şi anume: exemplele de receptoare şi de consumatori date în

tabelul 1, se întâlnesc individual sau în foarte multe combinaţii, în toate locurile, în care se desfăşoară activităţi umane de orice natură, utilizând energia electrică;

ies din anonimat consumatorii casnici care, prin dotările electrocasnice pe care le au, pun aceleaşi probleme ca şi întreprinderile moderne (curenţi armonici, factor de putere, factor de distorsiune, pierderi etc.);

spectrele curenţilor armonici conţin în toate cazurile rangurile 3, 5, 7, 9. Cele superioare sunt în general neglijabile;

factorii de distorsiune de curent au valori mari şi foarte mari, precum şi variaţii importante; cei de tensiune sunt mult mai mici şi mai stabilizaţi, ca valori;

prezenţa regimului deformant poate reduce în măsură importantă factorul de putere corespunzător regimului sinusoidal;

O concluzie deosebită o constituie faptul că, practic peste 95% din receptoarele neliniare sunt la consumatorii finali de energie electrică şi funcţionează în partea finală a reţelelor de joasă tensiune. Aceste receptoare sunt prezente şi la milioanele de consumatori casnici, în instituţii, în magazine, în întreprinderi, inclusiv în serviciile proprii aferente sectoarelor de producere, transport şi distribuţie de energie electrică. Pentru a ilustra încărcarea suplimentară a întregii

reţele de joasă tensiune a unui post de transformare PTk, în Fig. 1 se reprezintă o astfel de reţea de tip radial, care se realizează între tabloul general, din postul de transformare (TGD), tablourile intermediare (TID I ÷ TIDk) şi tablourile locale (TLDI ÷ TLDn). Receptoarele finale liniare şi neliniare pot fi racordate la oricare dintre aceste tablouri de distribuţie.

Se constată că prin toate liniile de 0,4 kV circulă două categorii de curenţi electrici. Prima categorie o constituie curenţii fundamentali (50 Hz) care vin din sistemul energetic, notaţi generic cu I1, până la fiecare receptor R. A doua categorie o constituie curenţii

armonici, notaţi generic cu n

kk 2

I=∑ , produşi de toate

receptoarele neliniare, care se însumează şi se suprapun, cu sens opus faţă de fundamentală (50 Hz). Întrucât nu este prevăzută nici o măsură de atenuare, aceştia circulă în totalitate spre transformator şi mai departe corespunzător frecvenţei, încărcând suplimentar toate liniile.

Generalitatea acestei situaţii reale, pentru toate posturile de transformare dintr-un sistem electroenergetic, este prezentată în Fig. 2, unde se dau patru categorii de posturi, având transformatoarele racordate la reţelele proprii de joasă tensiune. Fiecare reţea de 0,4 kV este parcursă de curenţi electrici fundamentali şi armonici, asemenea reţelei din Fig. 1.

Se consideră că, grupa de transformatoare An

mAm 1

PT=∑ reprezintă posturile de transformare, care

alimentează consumatorii de tip casnic; Bn

mBm 1

PT=∑

reprezintă posturile care alimentează consumatorii

finali din industrie; Cn

mCm 1

PT=∑ sunt cele care

alimentează consumatorii terţiari (instituţii, comerţ, etc)

şi Dn

mDm 1

PT=∑ sunt posturile care alimentează

consumurile proprii ale tuturor instalaţiilor din sistemul electroenergetic (producere, transport, distribuţie).

Suma acestor patru sume de posturi menţionate,


în Energetică


213

2012

respectiv jnD

m jj A m 1

PT= =∑∑ care alimentează toate reţelele

de joasă tensiune trifazate şi monofazate din tot sistemul electroenergetic, demonstrează prezenţa, fără excepţie, a fenomenului deformant, practic în toate elementele componente ale reţelelor de joasă tensiune, de la transformatoarele din posturi până la ultimele receptoare, generat de milioanele de receptoare neliniare.

3. COMENTARII

Examinarea problemelor făcută în materialul de faţă permite să se formuleze unele concluzii privind amploarea deosebită a fenomenului deformant, existent în instalaţiile sistemului electroenergetic, datorită prezenţei în număr foarte mare a receptoarelor electrice cu caracteristici neliniare, precum şi eficienţa măsurilor care se iau pentru atenuarea influenţei asupra calităţii furnizării energiei electrice.

a) Prima concluzie se referă la faptul că marea majoritate a receptoarelor neliniare, care sunt produse ale electronicii moderne şi generează fenomenul deformant (distorsionarea) sunt prezente deja în număr foarte mare şi se intensifică îngrijorător în toate instalaţiile de joasă tensiune ale sistemului electroenergetic, indiferent de sectorul economic-social căruia ii aparţin instalaţiile respective, inclusiv în domeniul energetic, scoţând din anonimat milioanele de consumatori casnici. Sunt produse spectre largi de armonice de curent electric în deosebi de ranguri impare: 3,5,7,9, etc, care conduc la încărcarea suplimentară a tuturor instalaţiilor şi la apariţia unor fenomene specifice noi, cu multe surprize.

b) Datorită faptului că marea majoritate a acestor receptoare sunt monofazate, prin racordarea lor în general neechilibrată pe fiecare fază, precum şi regimurilor de funcţionare aleatoare, se constată prin măsurări că, în sistemele trifazate, practic toate rangurile de armonice prezente sunt nesimetrice şi dezechilibrate. Pentru examinarea circulaţiei lor în reţele, în acest caz, este necesar să se apeleze la teoria componentelor simetrice plus (+), minus (-) şi zero (0) pentru toate rangurile armonice cunoscute, fie de rang 3 sau multiplu şi nemultiplu de 3. Schemele de conexiune ale transformatoarelor stea/triunghi contribuie la apariţia practic a tuturor rangurilor armonice de curenţi în linii şi la trepte de tensiune diferite (0,4 kV; 20 kV). Prezenţa generală se datoreşte existenţei pentru fiecare rang armonic a celor trei sisteme de componente simetrice. Astfel, în conductoarele neutre sunt prezente numai componentele zero ale tuturor rangurilor armonice existente în spectrul produs şi nu numai de rang 3 şi multiplu de 3, iar în cele trei faze ale liniilor electrice ale tuturor armonicelor, inclusiv ale celor de rang 3 şi multiplu de 3, componentele plus (+) şi minus (-).

c) O consecinţă defavorabilă foarte importantă

a prezenţei şi intensificării regimului deformant care, din păcate, este încă neconştientizată de mulţi specialişti, o constituie vulnerabilitatea bateriilor cu condensatoare, folosite pentru compensarea puterii reactive pe fundamentală (50 Hz) existente în momentul apariţiei fenomenului deformant şi prezentă în foarte multe posturi de transformare. Această situaţie, care a cauzat şi până în prezent multe deteriorări de condensatoare, face necesară examinarea urgentă a comportării bateriilor cu condensatoare în prezenţa regimului deformant. În acest sens trebuie determinate cu prioritate pentru fiecare baterie frecvenţa de rezonanţă şi spectrul armonicelor de current din nodul in care sunt instalate, care reprezintă un adevărat şi real CNP al fiecărui post de transformare.

d). O concluzie importantă a materialului de faţă priveşte alegerea punctului (nodului) din instalaţiile consumatornlui în care se montează filtrul, care are efect atât de atenuare a efectului regimului deformant, cât şi de compensare a puterii reactive, ţinând seama de faptul că, cele două efecte apar simultan în instalaţiile din amonte de punctul de montare a filtrului şi sunt nule în aval indiferent de tipul filtrului folosit. Din acest punct de vedere soluţia centralizată şi care din păcate, este singura adoptată şi anume de instalare a filtrului de atenuare - compensare în punctul notat cu H, situat pe barele de joasă tensiune ale tabloului general de distribuţie (TGD) este cea mai dezavantajoasă. Aceasta deoarece efectul de descărcare a tuturor instalaţiilor de 0,4 kV ale consumatorilor, care totdeauna sunt în aval de filtru, este zero, adică eficienţa filtrului pentru aceste instalaţii este ca şi când filtrul respectiv nu ar fi instalat.

f) Ultima concluzie a materialului se referă la îmbunătăţirea situaţiei prin renunţarea la soluţia centralizată de instalare a unicului filtru şi de adoptare în măsură cât mai largă a decentralizării punctelor de instalare, a mai multor filtre, care să conducă la descărcarea unor părţi cât mai mari din instalaţiile de 0,4 kV ale consumatorului atât de componenta reactivă pe fundamentală pentru compensare, dar şi de armonicele de curenţi electrici. În acest sens se propune utilizarea cât mai largă a filtrelor individuale, montate în schema fiecărui receptor neliniar, de către fabricantul respectiv.

g) În încheiere, se face un apel foarte important cu rol de semnal de alarmă către toţi factorii de răspundere profesionali şi administrativi, ţinând seama de importanţa deosebită a rezolvării problemelor complexe, ridicate şi analizate şi indeosebi pentru aplicarea în măsură cât mai mare a propunerilor făcute, pentru a face cel puţin un prim pas spre rezolvarea problemelor de eficienţă şi in domeniul electroenergetic, a căror aplicare necesită urgenţă.


în Energetică


214

2012

BIBLIOGRAFIE

[1] Iordănescu, I, M. Conecini, I. – Alimentarea cu energie electrică a întreprinderilor industriale. Editura Tehnicǎ, Bucureşti, 1985.

[2] Cziker, A., Chindriş, M. – Compensarea regimului permanent dezechilibrat la

consumator. Teorie şi aplicaţii, Editura Mediamira, Cluj-Napoca, 2003.

[3] Buta, A., Panǎ, A., Milea, L. – Calitatea energiei electrice. Editura AGIR, Bucureşti, 2001.

[4] Goia, M.L., Golovanov, N., Vernescu, N. – Utilizatori de energie electrică alimentaţi la joasă tensiune, Editura AGIR, Bucureşti, 2011.

Tabelul 1. - Exemple de receptoare şi de utilizatori de energie electrică

Rangul curenţilor armonici principali

3 5 7 9 Nr.

crt. Tipul de receptor

Ponderea faţă de fundamentală

THDI

δ I

THDU

δ U λdef λned

% % % % % %

1 Calculator cu anexe 56 41 26 8 78,4 2,8 0,61 0,97

2 Televizor 59,6 40 18 1 75,2 3,2 0,62 0,97

3 Cuptor cu microunde 20,5 3,5 4 21,7 0,97 1,0

4 Lampă fluorescentă compactă 11 W 56,8 35 14 11 82 3,1 0,18 0,31

5 UPS -1400 VA 47 45 34 26 81,6 0,57 0,98

6 Aparat de climatizare 14,7 19,3 0,94 0,97

7 Apartament de bloc (duminică) 39,5 20,2 5 46,8 3,8 0,87

8 Scară de bloc (duminică seara) 20,1 9,2 3,5 2,1 19,1 2,2 0,77

9 Sală de birotică 28,2 19,5 10,1 4 43,5 1,7 0,87

10 PT - Plecare generală transformator 8,4 6,6 5,1 1,8 14,5 2,17 0,91

Fig. 1. Circulaţia curenţilor electrici armonici într-o reţea radial de joasă tensiune

20kV

TLD1

I '

R

H 0,4

ΣΣ I'k

IΣΣ Ik

PTk

H IΣ Ik

TGD

IΣ Ik

IΣ Ik

R

IΣ Ik

R

IΣ Ik

R

IΣ Ik

TID1

IΣ Ik

IΣ Ik

R

IΣ Ik

R

IΣ Ik

R

IΣ Ik

TIDk

TLDn

Fig. 2 Categorii de posturi de transformare din sistemul electroenergetic.

ΣPTA ΣPTB ΣPTC ΣPTD

ΣΣPTK

A

B

D

C

TGD TGD TGD TGD

0,4 kV 0,4 kV

0,4 kV 0,4 kV

H H H H


în Energetică


215

2012

1.38.- ANALIZA INFLUEN ŢEI ELEMENTELOR RADIALE ASUPRA

DIAGRAMELOR DE RADIA ŢIE CORESPUNZĂTOARE ANTENELOR PENTRU UNDE ULTRASCURTE

Ing. Sauciuc Gheorghe

Tehnical University “Gheorghe Asachi” of Iasi - Faculty of Electronics, Telecommunication and Information Tehnology, Bd. Carol I, no. 11, Iaşi, 700506; tel 0746 199741 and Fax 0232 217720,

[email protected]

Summary: In this article I present the influence of radial elements on the monopole antenna efficiency. We presented six antennas. in which radial elements form various angles to the horizontal and vertical from the plane. This approach is necessary to: the need to study ways in which we can achieve a directional antenna from an omnidirectional antenna, highlight the ways in which we can increase the performance of omnidirectional antennas. În acest articol am prezentat influența elementelor radiale asupra randamentului antenelor monopol. Am prezentat șase antene în care elementele radiale formează diverse unghiuri față de planul orizontal și față de planul vertical. Acest demers este justificat de: necesitatea studierii modalităților prin care putem realiza o antenă direcțională dintr-o antenă omnidirecțională; punerea în evidență a modalităților prin care putem crește performanțele antenelor omnidirecționale.

1. PARTICULARIT ĂȚI ALE UNEI COMUNICA ȚII EFICIENTE

Antenele sunt printre cele mai importante componente ale sistemelor de comunicaţii. Prin definitie antena [1] este dispozitivul ce transformă semnalul provenit de la un transceiver în unde electromagnetice în spaţiul liber şi invers din spaţiul liber sunt preluate de antene şi transmise de cabluri spre dispozitivele ce transformă semnalul captat într-un semal util(audio ,video,date ,etc). Majoritatea antenelor sunt dispozitive rezonante ce lucrează eficient pe o bandă relativ îngustă. Când semnalul de la un emițător este dirijat spre o antenă, aceasta îl va emite pe o anumită direcţie în spaţiu. Graficul reprezentării distribuţiei în spaţiu a radiaţiei se denumeşte caracteristica radiaţiei.

Pentru un transfer optim de energie, impedanţa antenei şi a cablului de conectare trebuie să fie aceeaşi, de asemenea și impedanța echipamentului de emisie sau recepție și cablu trebuie să identice sau cât mai apropiate. În general impedanţa liniilor de transmisie este de 50 ohmi, iar când există o diferenţă trebuie să intercalăm un circuit adaptor.

Atenuarea de adaptare este o altă modalitate de a cuantifica pierderea. Aceasta este o fracţie logaritmică masurată în dB care compară puterea reflectată de antenă cu puterea primită de feeder de la linia de transmisie.

Return Loss (in dB) =20log10 SWR/ SWR-1 Largimea de bandă a unei antene se referă la

domeniul de frecvenţă în care antena funcţionează corect. Se poate transcrie matematic în procente ale frecvenţei centrale a benzii astfel :

BW= 100 x Fh-Fl /Fc

Unde Fh este frecvenţa cea mai înaltă a benzii, Fl este frecvenţa cea mai de jos a benzii iar Fc Este frecventa centrală a benzii. Diferite tipuri de antene pot avea lărgimi de bandă diferită.

Directivitatea este posibilitatea antenei de a focaliza energia într-o anumită direcţie, sau de a recepţiona energie din direcţia cea mai bună. Într-o situaţie statică este posibil folosind directivitatea antenei pentru concentrarea spotului într-o direcţie dorită. Însă într-un sistem dinamic unde transferul nu e fix ,antena ar putea radia egal în toate direcţiile, aceasta fiind denumită antena omnidirecţională .

Câştigul este definit printr-o marime raportată şi este exprimat faţă de o antenă standard numită antena izotropică ce radiază egal în toate direcţiile. Această antenă nu există în realitate este numai un concept teoretic pentru comparaţie. Orice antenă reală va radia energie mai multă într-o direcţie dar şi ceva pe alta direcţie. Uzual suntem interesaţi de câştigul maxim pe care antena radiază sau recepţionează energie.

Radiaţia sau modelul radiaţiei descrie intensitatea relativă a câmpului în diferite direcţii ale antenei la o distanţă constantă. Modelul radiaţiei este tridimensional ,dar este uzual reprezentată bidimensional.

Pentru antena în 1/4 lambda planul de radiale se întinde tot pe 1/4 lambda lungime. Poate fi utilizat un numar nelimitat de radiale dacă le aranjam simetric.

Pentru a funcționa cu randament ridicat, antenele monopol verticale necesită un sistem de conductori radiali amplasați direct pe Pămant sau la o anumită înalțime, prin care să se permită circulația curenților imagine.

În tabelul 1 este ilustrată legătura între frecvența de lucru a unei antene și lungimea de undă : λ= c/f.


în Energetică


216

2012

Tabelul 1 Lungimea de undă specifică antenelor VHF

(144Mhz -146 Mhz)

2. SIMULAREA DE ANTENE MONOPOL

ÎN λ/4 PENTRU FRECVENȚA DE 145 MHZ . Pentru acest demers am utilizat programul

MMANA-GAL [2] și am observat modul în care amplasarea elementelor radiale afectează diagrama de directivitate, câștigul și valoarea coeficientului de unde staționare SWR. Toate antenele au fost simulate pentru a funcționa la o înălțime de 20m.

În figura 1 am simulat o antenă cu patru elemente radiale (antena 1). Atât antena cât și elementele sale radiale au aceeași lungime de 0,517241m (λ/4 – tabelul 1). Radialele sunt situate în planul x-y și au un unghi de 900 față de antenă.

Fig.1 Antena λ/4 pentru frecvența de 145 Mhz cu elemente radiale (rectangulare) la 900

Din punct de vedere constructiv dimensiunile

corespunzătoare acestei antene pentru cele trei axe XYZ sunt definite de coordonatele punctelor ilustrate în tabelul 1 , iar în tabelul 2 am prezentat parametrii obţinuţi pentru această antenă.

Tabelul 1

Valorile ce definesc forma antenei din figura 1 pe cele trei axe XYZ

Tabelul 2 Parametrii antenei verticale în λ/4 pentru

frecvența de 145 Mhz

Pentru reprezentarea caracteristicii de

directivitate sunt utilizate două tipuri de grafice, unul în coordonate polare, celălalt în coordonate rectangulare. Graficul în coordonate polare s-a dovedit foarte util în studiul caracteristicilor de directivitate.

Fig.2 Diagrama de radiaţie a antenei 1 în coordonate polare

Fig. 3 Diagrama de radiaţie a antenei 1 în coordonate rectangulare

În figura 4 am reprezentat o nouă antenă

verticală (antena2) care are cele 4 braţe radiale situate în acelaşi plan şi formează sucesiv unghiuri de 450 între ele.

Fig.4 Antenă verticală λ/4 pentru frecvenţa de

145Mhz cu patru radiale succesive la 450.


în Energetică


217

2012

Această antenă a fost simulată utilizând valorile din tabelul 3 pentru coordonatele punctelor de pe cele trei axe ce definesc elementele radiale şi elementul radiant.

Tabelul 3 Coordonatele punctelor ce definesc antenna 2 şi

elementele radiale

În tabelul 4 am prezentat performanţele acestei

antene; în figura 5 caracteristica de directivitate în coordinate polare, iar în figura 6 caracteristica dedirectivitate în coordinate sferice.

Tabelul 4 Performanţele antenei 2 în λ/4 pentru frecvența

de 145 Mhz

Observăm că faţă de prima antenă, antenna din

figura 4 are atât un coefficient de unde staţionare mai mic,(1,41), un câştig mai bun (7,52) şi de asemenea prezintă şi o directivitate pe direcţiile elementelor radiale.

Fig. 5 Diagrama de radiaţie a antenei 2 în

coordonate polare.

Fig.6 Diagrama de radiaţie a antenei nr.2 în

coordonate sferice.

Figura 6 ilustrează o antenă similară cu cea din figura 4, doar că elementele radiale formează între ele unghiuri successive de 300.

Fig.6 antenă vericală (antena nr.3) cu patru elemente

radiale situate succesiv la 300

În tabelul 5 sunt prezentate coordonatele

punctelor ce defines elementele constructive ale antenei, iar în tabelul 6 am evidenţiat de asemenea performanţele obţinute din simulare.

Tabelul 5 Coordonatele punctelor pe cele trei axe ce

definesc forma antenei nr.3

Tabelul 6 Performanţele antenei verticale nr.3 cu patru

elemente radiale distanţate succesiv de unghiuri de 300

Se observă din diagrama polară din figura 7 că

directivitatea este mai pronunţată faţă de cazul în care elementele radiale erau depărtate succesiv cu unghiuri de 450, dar observăm şi o creştere a coeficientului de unde staţionare şi o scădere a câştigului (tabelul 6)

Fig. 7 Diagrama de radiaţie a antenei nr.3 în

coordonate polare


în Energetică


218

2012

Fig. 8 Diagrama de radiaţie a antenei 3 în coordonate

sferice În figura 9 am reprezentat antena nr.4 , unde am

considerat doar trei elemente radiale în acelaşi plan, dar depărtate unul faţă de celălalt cu un unghi de 1200.

Fig.9 Antenă verticală VHF cu trei elemente radiale în acelaşi plan situate succesiv la 1200

În tabelul 7 sunt detaliate coordonatele punctelor

care au condus la realizarea antenei. Tabelul 7 Coordonatele punctelor ce definesc antena nr.4

Observăm din tabelul 8 că performanţele acestei

antene sunt scăzute faţă de antenele anterioare,coeficientul de unde staţionare a crescut ,(2,19) concomitant cu scăderea câştigului şi mai observăm şi o scădere a rezistenţei ohmice. Totuşi faţă de antena din figura 1 performanţele sunt mai bune

Tabelul 8 Performanţele antenei cu trei elemente radiale

situate în acelaşi plan la un unghi de 1200 succesiv

În figura 10 putem observa diagrama de radiaţie

în coordonate polare a antenei nr.4, iar în figura 11 diagrama de radiaţie în coordinate sferice.

Fig.10 Diagrama de radiţie în coordonate polare a

antenei nr.4

Fig.11 Diagrama de radiţie în coordinate sferice a

antenei nr.4 În figura 12 am considerat elementele radiale

situate spre axa z la ungiuri de 450 faţă de întreg planul XY şi succesiv unul faţă de celălalt.

Fig. 12 Antena verticală nr.5 cu elemente radiale spre axa z

În tabelul 9 sunt precizate coordonatele punctelor

pe cele trei axe care au condus la realizarea antenei. Tabelul 9

Coordonatele punctelor pentru realizarea constructivă a antenei nr.5

Performanţele illustrate în tablul 10 conduce la

concluzia că această antenă nu poate fi eficientă deoarece manifestă o rezistenţă ohmică foarte mică şi un coeficient de unde staţionare mare (SWR=24)


în Energetică


219

2012

Tabelul 10 Performanţele simulate ale antenei verticale nr.5

Diagrama de radiaţie polară – Figura 13 – nu se

modifică foarte mult, fiind determinată de elementul radiant în λ/4 a antenei VHF, iar diagrama de radiaţie în coordonate sferice din figura 14 este aproape identică cu cea a antenei nr 4.

Fig. 13 Diagrama de radiaţie polară a antenei nr.5

Fig. 14 Diagrama de radiaţie în coordinate sferice a

antenei nr.5 În figura 15 am prezentat un alt model al antenei

verticale cu elementele radiale plasate sub planul orizontal XY, în partea negativă a axei Z. Elementele radiale realizează unghiuri de 450 atât cu întreg planul XY cât şi cu axa –Z. Construirea antenei a fost realizată cu coordonatele pentru punctele ce definesc elementele radiale şi elementul radiant illustrate în tabelul 11.

Fig.15 antena VHF în λ/4 cu elementele radiale

orientate spre axa –z

Tabelul 11 Coordonatele punctelor ce definesc elementele

constructive ale antenei nr.6

Performanţele antenei nr.6 se pot observa în

tabelul 12. Conform acestor date această antenă este cea mai bună în raport cu celelalte descrise. Prezintă un coefficient de unde staţionare mic (1,32), o rezistenţă ohmică foarte bună 44,89 ohmi şi un câştig de 7,15 dBi.

Tabelul 12 Performanţele simulate ale antenei verticale nr.6

Diagramele de radiaţie polară (figura 16) şi

sferică (figura 17) seamănă foarte mult cu cele ale antenelor 1, 4 şi 5.

Fig.16 Diagrama de radiaţie polară a antenei nr.6

Fig.17 diagrama de radiaţie sferică a antenei nr.6

Concluzii Modalitatea de a utiliza elementele radiale poate

conferi unei antene omnidirecţionale un caracter direcţional pe anumite direcţii. Deasemenea putem observa că putem regala parametri importanţi SWR, câştig, impedanţă prin calcularea unor unghiuri ale elementelor radiale faţă de planul rectangular XY şi faţă de axa OZ pe care este plasat elemental radiant. În practică trebuiesc luate în considerare mai multe aspect atunci când evaluăm performanţele unei antene.

BIBLIOGRAFIE [1] www.antena-satelit.ro/upload/fck/File/Antene si

Feedhornuri-1.pdf [2] http://gal-ana.de/basicmm/en/


în Energetică


220

2012

1.39.- ENERGY CONVERSION AND INFORMATION PROCESSING

IN TRANSDUCERS, WITH EMPHASIS ON ELECTRICAL MEASUREMENT OF MECHANICAL QUANTITIES

Dr. Dan Mihai Ştefănescu

Romanian Measurement Society C.P. 76–154, tel: 031.4092102, e-mail: [email protected]

Summary: The paper presents definitions of sensors and transducers used in electrical measurement of mechanical quantities, in the context of automatic systems, with emphasis on the energetical and informational processes that conjointly take place within them. Two complex applications with force transducers illustrate this integrating vision. Keywords: energy conversion, automatic process, strain gauges (as sensors), force transducers, electrical measurement of mechanical quantities, information processing 1. TERMINOLOGY AND DEFINITIONS

Sensor is a device that responds to a physical

stimulus, such as thermal energy (…) or pressure, by producing a signal, usually electrical; transducer is a device for converting energy from one form to another for the purpose of measurement of a physical quantity or for information transfer [1].

In other words [2]: Sensor is the primary sensitive element that enables a first conversion of the measurand applied at its input (for instance, the strain gauge – abbreviated SG – bonded on the elastic element – EE); the transducer is the assembly [3] in which the sensor is mechanically installed and electrically connected (Fig. 1,a).

The practical illustration of this definitions is given in Figure 1,b.

When the “supporting / interrogating” energy domain is added, this two-dimensional (input – output) representation (Fig. 1,a) can be extended to three dimensions. The 3D transducer space represents the input signal in its primary energy form along the conventional X-axis, the output energy along the Y-axis and the support energy along the Z-axis.

Energetical and informational aspects of the measurement process, that usually are “interweaved” in the area of industrial automation as well, will more widely be developed in the next chapters.

2. ENERGETICAL ASPECTS IN THE

CLASSIFICATION OF TRANSDUCERS

Transducers can be classified by Information and Energy according to the transduction principle involved and the form of the measurand [4].

Peter Stein has proposed in 1963 an energetical classification in the so-called “transducer space” [5] in which the energy domains are classified with the memory aiding acronym COMETMAN: Chemical

(i.e. molecular), Optical (i.e. radiation), Mechanical (including gravitation and mass), Electrical, Thermal, Magnetic (including electrical and atomic forms), Acoustic (often integrated in the mechanical group) and Nuclear energy forms (which do not strictly belong to the classical transducers).

For practical reasons (easier representation), in 1969 Lion [6] has maintained only the first six domains, and adopted the term “signal domain”, better expressing such conversions than “energy domain”. Information contained in each of the six domains can be converted to any other domain.

An interesting three-dimensional representation of the sensor / transducers cube has been proposed by Middelhoek and Noorlag (Delft University of Technology) in 1981 and then developed by Usher and Keating (Cybernetics Department, Reading University, UK) in 1996 [7].

Four categories of transducers are shown in this 3D representation (Fig. 2): − self-generators input transducers – the most

important are five (having electrical output), shown as rhombs;

− actuators – the most important (having electrical input) are shown as squares;

− six modifiers (in which electronic signal is converted, processed and modified) are represented as small circles;

− modulators – represented by points in 3D space, the Z-component being the modulating (signal) input. There are evidently 216 modulators in all; the most important are those for which both input and output energy are electrical, of which there are five (shown by dots on the central vertical line).

Self-generating transducers therefore lie in the X-Y plane. With the six forms of energy represented on the axes there are 36 combinations, of which six are modifiers (having the same form of energy at both input and output). They are also known as “active”


în Energetică


221

2012

transducers (e.g. piezoelectric ones), while the modulating ones are called “passive”, in which an energy flow supplied by an energy source is modulated by the measurand, e.g. carrier frequency amplifier conditioning a strain gauged force transducer.

Force is a widespread mechanical measurand, and its applying modifies the electric, magnetic, acoustic and/or optical properties of specific materials [8]. The key component within the measurement system is the transducer, which can use various measurement principles or methods.

Specific examples of energetical transformation are given in [9] and their names are written on the connection arrows in Figure 3. Our focus is electro-mechanical and it is “localized” in the lower right corner. In this reversible process, a bidirectional force transducer can be seen as a sensor from the mechanical input to the electrical output or, alternately, as an actuator (referring to the opposite direction).

The classification according to conversion principle is often used because the transducer performance is mainly determined by the physics of the underlying principle of operation. Many authors have tried to build up comprehensive and consistent classifications during the last quarter of century, among them White [10], Middelhoek [11], Fraden [12], Regtien [13] and DMS [2].

Note that the category of energy-conserving transducers (e.g. electrostatic, magnetostatic and piezoelectric actuators, which can store energy from different domains and thus creating the transducer action [14]) are beyond the subject of this paper (energy converting and information processing).

3. FORCE MEASURING IN AUTOMATIC

PROCESSES

In Figure 4 are represented the energetical transformations in the automatic process of force measurement. One could notice that, while the ant is the hard worker inside, the cricket softly controls the process from outside, just like in the fable “The cricket and the ant”.

The system includes an energy reservoir, assumed to be of infinite capacity. A valve, usually electrically operated, controls the releasing of energy from this reservoir. Then, a dedicated conversion system handles this energy and converts it into a mechanical energy. This, in turn, results in a stiffness or position change, monitored by some form of sensing system. Finally, this action is fed back to the control valve, using a controller [15].

Specific load cells were developed for use in dynamic weighing processes by means of fast intelligent transducers (FITs) [16]. Both in their

mechanical construction and in the integrated electronics, they take into account the requirement for dynamic weighing, dosing and filling systems (Fig. 5). They include fast digital signal processing (DSP), rapidly settling digital filters, and are also able to weigh with great accuracy in a dynamic regime.

4. INFORMATION PROCESSING IN THE

FORCE MEASUREMENT

An IT system (an information processing or control system) can be viewed as an unidirectional chain consisting of three parts (Fig. 6,a): an input part (identification), a processing part (modification) and an output part (presentation) [17].

Transducers can be viewed as energy and information converters at the same time. The incoming energy contains the desired signal (the so-called latent information parameter [13]) and is converted to a different form of energy. This process contains a series (or sequence) of changes having in view to achieve an end result (or output).

The following conversion steps during the energetical / informational processes may be identified as adapted from [18]:

i. The first information transducer is the “primary sensing element” [19].

ii. Type C (conversion) in which only a loading variation does mechanical work, changing the stored potential energy and the strain pattern in the stretched-compressed elastic element (EE).

iii. The outer region of the EE has bonded strain gauges (SGs) whose resistances depend on strain (Type P – property of material).

iv. The next step of information transduction is a Type M (modulation) process, which occurs within the Wheatstone bridge.

The Wheatstone bridge is a single device that combines the two transduction processes, symbolized by the merged symbol, PM: • mechanical-to-electrical conversion, i.e. relative

variation of length (or specific deformation) to relative variation of resistance (its intrinsic resistivity);

• signal conditioning by means of the Wheatstone bridge (as in Figure 8). The entire process could be synthetically defined

as information Type CPM (conversion by property modulation), in this case strain sensing.

Force transducers are frequently used as part of a measurement or control system, for example in rolling mills. Figure 6,b shows the signal / energy data flow in such a system [20]. In addition to the acquisition of information carried out by a transducer, a measurement requires the processing of that information and the presentation of the result in order to make it perceptible to human senses.


în Energetică


222

2012

Transducer information must have two attributes to be useful [18]: − describes a measurable attribute of the physical

world external to the IT system; − is distinguishable from noise (random signals).

Thus we can define transducer information as the useful signal (describing an attribute of a measurand) that is distinguishable from a noise background.

Tom Imerito (Science and Technology Communications, Pittsburgh) concludes about force measurement terminology [21]: A sensor detects (as an input transducer) a non-electrical force, a transducer converts it into electrical signal, and an actuator performs a mechanical action.

In Mechatronics and Robotics the sensor detects the environment, while the transducer delivers the control signals to the main operation unit. Just how each of those things gets done is a matter of intelligence, imagination and innovation on the part of smart designers.

5. COMPLEX APPLICATIONS USING

FORCE TRANSDUCERS As previously shown, a transducer performs the

exchange of information (and also energy) from one domain to another and as such it operates on the interface between different physical domains.

Two applications which illustrate the characteristic relationships between energy and information flows are presented as follows.

5.1. Surface acoustic wave interdigitated force

transducers An acoustic force transducer is a device in which an

(ultra)sonic signal is used as an intermediate “messenger” between its input (in this case, force) and output. There is a great variety of acoustic methods for the measurement of force, the primary one being the surface acoustic wave (SAW) method.

A SAW transducer that employs as information “vehicles” four orthogonal frequency coded (OFC) reflectors in two identical banks is illustrated in Figure 7 [22]. The radio frequency (RF) energy collected by the antenna is transformed from electrical energy into mechanical waves on the surface of the material by the interdigital transducer (IDT), another variant of strain gauge. The IDT is bidirectional, and therefore generates waves in two opposite directions. The waves travel across the substrate and encounter the four reflector gratings comprised in each reflector bank. These waves are reflected back with different time delays (τD1 and τD2) to the IDT where they are transformed again into electrical energy, which is then radiated out of the antenna as RF energy in order to be (even remotely) processed.

There are two typical loading cases: • Under tension the SAW finger widths and spacing

both increase, resulting in a reduction of the operating frequency.

• Under compression the finger widths and spacing are reduced, resulting in an increase of the operating frequency.

This change in the SAW transducer frequency is proportional to the applied force, and also gives the information if there is a tension or a compression force.

5.2. Multicomponent strain gauged force and

torque transducers Most of the modern force transducers use load cells

which convert an applied force into the deformation (hence strain) of an elastic element.

Evolving from one-component load cells for force and weight measurement, an original 6-component balance for aircraft models tested in a supersonic wind tunnel [23] is shown in Figure 8. The axial force is measured by four short lateral arms close to the middle of the balance interior. The other five components are measured in two symmetrical sections, each consisting of a casing with three beams. This complex structure was designed by means of finite element analysis.

In view of two conflicting energetical requirements, the choice went to the Hottinger’s Y series foil strain gauges with standard resistances as follows: • 120 Ω – to satisfy the space restrictions; • 350 Ω – in order to reduce power consumption and

heat dissipation of the six Wheatstone bridges with four or eight “active” strain gauges.

This integral solution offers the best relation between capacity and volume, since the interplay sensing between forces and/or moments is accurately specified by calibration, using specific computation programs. It is a suggestive example which illustrates the complexity of IT process in order to transform the multicomponent aerodynamic loading into precisely defined electronic output signals.

6. CONCLUSIONS As shown in the preceding chapters, energetical

and informational aspects are tightly interlaced within the transducers used for electrically measuring mechanical quantities and particularly for force measurement.

Losee has defined information independently of various disciplines: “Information is produced by all processes and it is the values of characteristics in the processes’ output that are information.” [24]

All measurable physical quantities may be characterized by their content of information, expressed in terms of binary units (bits), which depends on the accuracy level associated to the measured value. The higher is this accuracy, the larger is its information content. The measuring or sensing process makes this information available; it is not


în Energetică


223

2012

created by the measurement process. The transducer (sensor) should deliver the output quantity with an information content close to the input one’s; it is obvious that the transduction process itself is accompanied by a certain loss of information, due to the errors added to the transferred signal. A good transducer will cause a minimal loss of information, since its intrinsic errors are low. The decomposition of a sensing process into its sequence of elemental transduction processes (ETPs) is an illustration of “hierarchies of processes, linked together to provide a communication channel” [18].

Concluding, an information transduction exists, meaning the mapping or transformation of information from one form to another; and also a conversion of the form of energy that carries this information.

Various aspects of the energy information conversions are attentively treated in the technical literature, as may be seen in the attached references list. In our opinion, the involvement of the information transduction when describing the operation of transducers and the phenomena implied makes it easier and more clear the understanding of many complex processes and characteristics.

REFERENCES

[1] – Pedersen H.C. – Measurement techniques and data acquisition. Lecture notes for the 6th semester course, Aalborg, Denmark, Jan. 2006. [2] – Ştefănescu D.M. – Handbook of Force Transducers – Principles and Components. Springer-Verlag, Berlin – Heidelberg, 2011. [3] – Norton H.N. – Handbook of Transducers for Electronic Measuring Systems. Prentice Hall, Inc., Englewood Cliffs, NJ, 1969. [4] – Korczynski M.J. (June 2012) http://www.ife.p.lodz.pl/downloads/Korczynski/Electronic_Measurement%20_III_sem%20/ScM_Sensors&Transducers.pdf [5] – Stein P.K. – Classification system for transducers and measuring systems. Symposium on Environmental measurements: Valid data and logical interpretation, 4-6 Sept. 1963; Published by the US Dept. of Health, Education and Welfare, Washington, DC, pp. 65-84, 1964. [6] – Lion K.S. – Transducers: problems and prospects. IEEE Transactions on Industrial Electronics and Control Instrumentation, Vol. 16, pp. 2-5, 1969. [7] – Usher M.J., Keating D.A. – Sensors and Transducers – Characteristics, Applications, Instru-mentation, Interfacing, Second edition. MacMillan, Houndmills, Basingstoke, Hampshire, UK, 1996. [8] – Busch-Vishniac I.J. – Electromechanical Sensors and Actuators. Springer-Verlag, New York – Berlin – Heidelberg, 1999. [9] – Isihara H., Arai F., Fukuda T. – Micro mechatronics and micro actuators. IEEE/ASME

Transactions on Mechatronics, Vol. 1, No. 1, pp. 68-79, 1996. [10] – White R.M. – A sensor classification scheme. IEEE Transactions on Ultrasonics, Ferroelectrics and Frequency Control, UFFC-34, 124, 1987. [11] – Middelhoek S., Audet S.A. – Silicon Sensors. Academic Press Ltd (Harcourt Brace Jovanovich Publishers), London, UK, 1989. [12] – Fraden J. – Handbook of Modern Sensors – Physics, Design and Applications, Third edition. Springer-Verlag, New York – Berlin – Heidelberg, 2004. [13] – Regtien P.P.L. – Sensor fundamentals, Ch. 2 in: Measurement Systems for Mechatronics, 8th edition. Dept. of Electrical Engineering, University of Twente, Enschede, The Netherlands, course book year 2008-2009. [14] – Voldman J. – Design and Fabrication of Micro-electromechanical Devices (thanks to S.D. Senturia). Massachusetts Institute of Technology, course materials, spring 2007. OpenCourseWare (http://ocw.mit.edu/) [15] – Culsaw B. – Smart Structures and Materials. Artech House, Boston, MA, 1996. [16] – Milz U. – Soybean oil and baby milk split-second bottling with FIT® fast intelligent transducers. Hotline Hottinger – News from the world of test and measurement, No. 1, p. 27, 2002. [17] – van Putten A.F.P. – Electronic Measurement Systems. Prentice Hall, New York – London – Toronto – Sydney – Tokyo, 1988. [18] – Zook J.D., Schroeder N. – Sensors as information transducers. In: Encyclopedia of Sensors (Eds. C.A. Grimes, E.C. Dickey and M.V. Pishko), American Scientific Publishers, Stevenson Ranch, CA, Vol. 9, pp. 329-359, 2006. [19] – Jones B.E. – Sensors advance, Chapter 1 in: Current Advances in Sensors (Ed. B.E. Jones), Adam Hilger, Bristol, UK, 1987. [20] – Pallás-Areny R., Webster J.G. – Sensors and Signal Conditioning. John Wiley & Sons, Inc., New York, 1991. [21] – Imerito T. – MEMS – Imagination for Micro-electronics. Science & Technology Communications, Pittsburgh Technology Council, PA, March 2006. [22] – Wilson W., Atkinson G. – Surface acoustic wave strain sensor model. Sensors & Transducers Journal, IFSA Publishing, Vol. 11, pp. 23-33, 2011. [23] – Ştefănescu D.M. – DMS in Windkanal – Rumanische Windkanalwaage mit Dehnungs-meßstreifen vom HBM. Hotline Hottinger – Informationen aus der industriellen Messtechnik, Darmstadt (D), No. 2, pp. 12-13, 2001. [24] – Losee R.M. – A discipline independent definition of information. Journal of the American Society for Information Science and Technology (JASIST), Vol. 48, No. 3, pp. 254-269, 1997.


în Energetică


224

2012

ZIin

Z Is

Ground

Ground

Excitation

Output Z L

Transduction element

(and signal conditioningcircuitry, if provided)

IMeasurandSensingelement

Ia)

Ib)

Cylindricalelastic element

Calibration resistors

Externalconnection wires

Strain gauges

FORCE

Wheatstone bridgeAfter Norton - 1969

Fig. 1 – The different significances of sensor and transducer: a) block diagram as a “standardized” representation [3]; b) industrial achievement (by Peekel) of a strain gauged force transducer (SGFT)

Me MaEl Th Ra

Mech

MagnEl

ThermRad

Chem

X - Input signal

Mechanical

Magnetic

Electrical

Thermal

Radiant

Chemical

Y - Output signal

Z - Modulating signal

Modulators

Modifiers

Self-generators

Actuators

After Usher & Keating - 1996Cybernetics Department,Reading University, UK

Ch

Fig. 2 – A modified 3D representation of the transducers’ “cube”, with its “electrical heart” in the center

Chemical

Electrical

Magnetic

Thermal Mechanical

Optical

Force

Friction force

EMFC

Chemical cantilever Light

pressure

ACTUATOR

SENSOR

FORCE TRANSDUCER

After Busch-Vishniac - 1999

Fig. 3 – A suggestive positioning of the six energy domains in order to represent their complex interactions and transformations between these basic energies [8]


în Energetică


225

2012

Fig. 4 – The conceptual stages and principal features in the automatic process. A control device (e.g. valve) regulates the operation mode, usually autonomous, except for control set-points determined by human input.

ForceTransducer

Source: Hotline HBM 1 / 2002, p. 27

Fig. 5 – Block diagram of a FIT® (fast intelligent transducer) load cell used for weighing in the food industry

Fig. 6 – Stages of information data flow (a) and functional block diagram of a measurement and control system

joining sensing at the top and actuating at the bottom of this block diagram (b)


în Energetică


226

2012

D1

Piezoelectric substrateReflector bank IDT

RF antenna

Reflector bank

After Wilson & Atkinson - 2011

Fig. 7 – SAW transducer with two banks of four reflectors and an antenna.

Surface acoustic waves traveling in the material are represented by the direct (red) and reverse (green) arrows.

A

A’

A – A’Y, Z, M, N

X, L

3/120 XY 21I

Front central bar

– Z

InIl

– XY

Im

Source: DMSHotline Hottinger – 2 / 2001

1.5/120 LY 11I

3/350 LY 11I

Rear central bar

Fig. 8 – Six-component strain gauged balance for aircraft models tested in wind tunnel


în Energetică


227

2012

1.40.- CIRCUIT INTEGRAT SPECIALIZAT TIP IR 2166 PEN TRU

ALIMENTAREA CU ÎNALT Ă FRECVENŢĂ A LAMPILOR FLUORESCENTE COMPACTE

Ing. Constantin Ivanovici, ing. Eleonora Ţipu - ICPE, Splaiul Unirii Nr. 313 Sector 3 Bucureşti

Telefon 0215893469; 0744548938; 0746234320; e-mail: [email protected]

Ş.l. dr.ing. Radu Porumb, Prof. dr. ing. N. Golovanov Universitatea Politehnica din Bucureşti

Ing. Gheorghe Ghiur SCEI SRL-Telefon: 0212329639; 0744530399

Abstract: The paper explores new possibilities of performing compact fluorescent lamps improved technical characterististics of the waveform, factor THD, power factor. The issues are analyzed absorbed power and electromagnetic compatibility problems. IR2166 integrated circuit is proposed. It presented a feasibility study on possible manufacture of compact fluorescent lamps, competitive market in Romania

Keywords: electronic ballasts, compact fluorescent lamp, specialized integrated circuit

1. INTRODUCERE

Începând cu anul 2009 s-a interzis fabricaţia lămpilor cu incandescenţă de puteri mari, urmând ca până în anul 2012 să fie scoase din fabricaţie şi lămpile de alte puteri, acestea fiind înlocuite cu lămpi fluorescente tubulare, lămpi fluorescente compacte sau lămpi cu LED-uri pentru a se asigura reducerea energiei electrice utilizată în sistemele de iluminat electric interior şi exterior [1], [6], [7]. Se urmăreşte reducerea necesarului rezidenţial de energie electrică cu 5% până în anul 2020. În mod obişnuit, lămpile fluorescente compacte sunt prevăzute cu balast electronic ce are un triplu rol, şi anume, de a asigura alimentarea canalului de descărcare cu o tensiune de frecvenţă ridicată (20 ··· 60 kHz), de a limita valoarea curentului electric de descărcare în zona de funcţionare stabilă a arcului electric din interiorul tubului de descărcare şi de a asigura amorsarea controlată a descărcării electrice în tubul de descărcare. Lămpile fluorescente compacte, în schemă simplă, prezintă un puternic caracter neliniar, ceea ce conduce la un factor total de distorsiune ridicat şi, în consecinţă, un factor de putere redus. În acest fel, apare necesitatea completării schemei cu circuite care să asigure îmbună-tăţirea formei curbei curentului electric şi deci creşterea factorului de putere al lămpii [2]. În lipsa circuitelor de corecţie, creşterea numărului de lămpi fluorescente compacte conectate în reţeaua electrică de joasă tensiune ar putea determina o deformarea inacceptabilă a tensiunii de alimentare şi reducerea nivelului calităţii energiei electrice furnizată utilizatorilor finali sub valorile admise [11] . Randamentul balastului electronic poate depăşit 92% faţă de balastul electromagnetic clasic cu un randament ce nu depăşeşte 85% .

Se precizează că circuitul integrat specializat, utilizat în schema balastului electronic la lămpile fluorescente tubulare, avea mai multe roluri faţă de utilizarea acestuia la lămpile fluorescente compacte. Ca de exemplu la lămpile fluorescente tubulare prin arderea lămpii aceasta poate fi schimbată în timp ce la o lampă fluorescentă compactă prin arderea lămpii se aruncă întreaga lampă.

Schema cu preîncălzire şi control al factorului de putere este construită în jurul unui circuit integrat specializat care include aceste circuite şi asigură comenzile corespunzătoare circuitului de generare a frecvenţelor înalte.

2. SCHEMA DE PRINCIPIU PENTRU ALIMENTAREA UNEI L ĂMPI FLUORESCENTE COMPACTE

În figura 1 sunt indicate subansamblurile principale ale unei lămpi fluorescente compacte.

Schema electrică de principiu pentru alimentarea lămpilor fluorescente compacte este indicată în figura 2. În lipsa circuitului de corectare a factorului de putere, curentul electric absorbit din reţeaua electrică de alimentare are o formă puternic distorsionată cu un spectru larg de armonice (fig. 3).

În principiu, descărcarea electrică în tubul de descărcare are un caracter rezitiv astfel că, componenta fundamentală i1 a curentului electric este în fază cu tensiunea aplicată.

Componenţa spectrală largă a curentului electric i absorbit din reţeaua electrică de alimentare determină ca factorul total de distorsiune THDI a curentului electric să aibă valori ridicate şi deci factorul de putere să aibă valori reduse [2]. Pentru îmbunătăţirea formei


în Energetică


228

2012

curentului electric şi deci creşterea factorului de putere sunt utilizate circuite specializate.

Pentru amorsarea arcului electric în tubul de descărcare, în cele mai multe dintre scheme actuale se foloseşte um circuit rezonant serie L-C (fig. 4) activ numai pe durata amorsării. După amorsarea descărcării, condensatorul C din circuitul rezonant este scurtcircuitat, iar în serie cu canalul de descărcare rămâne numai bobina B, cu rol de limitare a curentului în arcul electric. Înainte de amorsarea descărcării în arc electric, bobina B şi condensatorul C sunt conectate în serie şi

formează un circuit rezonant serie. Tensiunea la bornele condensatorului C atinge valori suficient de ridicate pentru amorsarea arcului electric în tubul de descărcare. După amorsarea descărcării, arcul electric realizează un circuit de impedanţă redusă care scurt-circuitează condensatorul C.

3. SCHEMA CU PREÎNCĂLZIRE A FILAMENTELOR L ĂMPII ŞI CONTROL AL FACTORULUI DE PUTERE

Schema cu preîncălzire şi control al factorului de

putere este construită în jurul unui circuit integrat specializat IR 2166 care include aceste circuite şi asigură comenzile corespunzătoare circuitului de generare a frecvenţelor înalte [3]. Se asigură alimentarea tubului de descărcare cu o tensiune crescătoare determinând un curent electric practic constant pe durata procesului de preîncălzire [2]. Se obţine o economie de energie electrică de 5···10% şi o creştere substanţială a duratei de viaţă a tubului de descărcare atunci când arcul electric este alimentat în condiţii optime [11].

În principiu, funcţiile unei scheme pentru un balast electronic modern, utilizând un circuit integrat specializat sunt indicate în figura 5.

Se propune o schemă electronică de alimentare cu preîncălzire şi control al factorului de putere pentru LFC-uri, bazată pe circuitul integrat IR 2166 ce va duce la realizarea unor lămpi performante cu factor de putere ridicat şi cu reducerea distorsiunilor armonice [2].

Filtru de reţea (EMC)

Redresor cu condensator de filtrare

Circuit de corectare a factorului de

putere

Circuit generator de

înaltă frecvenţă

Tub de descărcare

Fig.2 − Schema de principiu pentru alimentarea unei lămpi fluorescente compacte.

Fig. 1 − Lampă fluorescentă compactă 1-tub de lampă; 2-soclu metalic; 3-carcasă din material plastic;

4-balast electronic

THDI = 180⋅⋅⋅200%

0 5 10 15 t [ms] 1 3 5 7 9 11 15 19 23 27 h

a) b) Fig. 3 − Forma curentului electric absorbit de lampă (a) şi spectrul armonic al curentului electric (b)

Ih u

i

0 T/2 t

i1

u i


în Energetică


229

2012

4. SCHEMA DE ALIMENTARE A LFC-urilor, UTILIZÂND CIRCUITUL INTEGRAT IR2166

Circuitul integrat IR2166 este destinat să asigure programarea operaţiunilor unui balast electronic, protecţia balastului contra solicitărilor inadmisibile care pot să apară la defect de lampă, tensiune de alimentare redusă, suprasolicitare termică. De asemenea, permite controlul tensiunii continue din circuitul principal odată cu controlul factorului de putere, pentru a obţine valori ridicate ale factorului de putere FP şi valori reduse ale factorului total de distorsiune de curent electric THDI. În figura 6 este indicată schema de alimentare a unei lămpi fluorescente compacte utilizând circuitul integrat IR2166 [3], [4], [8]. Principalele caracteristici ale integratului IR2166, utilizat în schema balastului electronic sunt: − controlul factorului de putere şi posibilitatea de setare a acestuia la valoarea dorită de proiectant; − utilizarea modului critic de conducţie pentru controlul nivelului de distorsiune şi a factorului de putere;

− nu necesită senzor pentru controlul formei curentului electric absorbit din reţeaua electrică de alimentare; − posibilitatea de setare a frecvenţei în procesul de preîncălzire; − posibilitatea de setare a duratei procesului de preîncălzire; − posibilitatea de setare a frecvenţei în procesul de funcţionare normală; − protecţie la terminarea duratei de viaţă a lămpii; −programarea duratei de blocare a tiristoarelor de putere din schema oscilatorului; − programarea procesului de amorsare a lămpii;

− contorizarea numărului de defecte în procesele de preîncălzire şi amorsare a lămpii; − controlul tensiunii continue minime de deconectare a lămpii. În figura 6, circuitul de putere este indicat cu linie groasă iar circuitele de comandă sunt prezentate cu linie subţire.

4.1 Circuitul de control al factorului de putere

Controlul factorului de putere se face prin comandă în mod critic în circuitul indicat în figura 7, în care tranzistorul MOSFET MPFC are rolul de chopper comandat în mod critic de conducţia de la

U

UL

B I

C UC

UF/2

UF/2

I

UF ≅ U

UL

UC

a) b) Fig. 4 − Aprinderea lămpii fluorescente într-un circuit

rezonant L-C: a) înainte de aprinderea lămpii; b) în funcţionare normală.

U

B

I

C

U

I

φ

F N PE

Reţeaua electrică

230 V; 50 Hz

Filtru de reţea (compatibilitate

electromagnetică)

Redresor necomandat

Control factor de putere

Semipuntea de putere

Tubul de descărcare

CI

Control tensiune minimă

Control circuit PFC

Control semipunte de putere

Control proces preîncălzire; Control defect de lampă

Fig. 5 − Funcţiile principale ale circuitului integrat specializat utilizat pentru realizarea balastului electronic.


în Energetică


230

2012

terminalul 8 (PFC), înfăşurarea primară a transformatorului are rolul bobinei pentru realizarea autoinducţiei, cu inductivitatea LPFC iar dioda DPFC asigură controlul curentului electric de încărcare a condensatorului CBUS pentru filtrarea tensiunii redresate. Pentru a asigura funcţionarea corectă a circuitului de corecţie a factorului de putere, inductivitatea LPFC pentru regimul de conducţie în mod critic, trebuie să fie determinată din relaţia [3]

( )

DCN

ACACDCPFC VPf

VVVL

⋅⋅⋅⋅⋅⋅−

=min

2minmin

2

η2 , (1)

în care VDC este tensiunea pe magistrala de tensiune continuă a circuitului, VAC − tensiunea alternativă de alimentare, η − randamentul circuitului, fmin − frecvenţa minimă în circuitul de corecţie a factorului de putere pentru valoarea minimă a tensiunii VAC , PN − puterea nominală a lămpii.

Valoarea de vârf a curentului electric care parcurge bobina LPFC poate fi calculată din relaţia

η

22ˆmin ⋅

⋅⋅=AC

N

V

Pi . (2)

Pentru o funcţonare adecvată a lămpii au fost, de asemenea, studiate şi dimensionate regimul de tensiune redusă, regimul de preîncălzire a tubului de descărcare, regimul de amorsare a lămpii şi regimul de funcţionare normală. Au fost analizate şi dimensionate circuitele de protecţie.

LFC-urilor alimentate electronic pe baza circuitului integrat IR2166 respectă cerinţele de proiectare ecologică conform Directivelor Europene [9], [10] şi se încadrează în cerinţele standardelor actuale relative la factor de putere, THDI, preîncălzirea filamentelor şi compatibilitate

electromagnetică. Produsele realizate corespund cu cerinţele relative la eficienţa energetică [11], [12].

1

2

3

4

5

6

7

8

16

15

14

13

12

11

10

9

Fig. 6 − Schema de alimentare a lămpii fluorescente compacte utilizând circuitul integrat IR2166.

IR21

66

LPFC DPFC

RBUS RSUPPLY

M1

MPFC

CBUS

VBUS

CPH

RT

CPH

CVDC

RVDC

RT

CT RPH RPH

CT CCOMP

COMP RZX

ZX

PFC

RGPFC

HO

VS

RGHS

VB

VCC

COM

LO

RGLS

CS

SD/EOL

CSD1 CSD2 CCS

D2 D3 CEOL R8

R5

R6

R7

CR

ES

DZCOMP

D1

R2

CVCC2 CVCC1

DBOOT

CBOOT

M2

RCS

R4

R3

DCP1

DCP2

CSNUB

CBLOCK LRES ILOAD

ILOAD

LPFC DPFC

MPF

CBUS

Circuit control

PF

7 ZX RZX

8 RPFC PFC

1

6 COMP

DZCOMP CCOMP

VBUS RBUS

RVD12 COM

Fig. 7 − Circuitul de control al factorului de putere.


în Energetică


231

2012

5. ANALIZ Ă ECONOMICĂ În vederea analizei oportunităţii de introducere în

fabricaţie a lămpilor fluorescente compacte alimentate electronic cu un balast electronic a cărui schemă se bazează pe un circuit integrat specializat tip IR2166, s-a elaborat un studiu de fezabilitate pentru 3 game de puteri de LFC-uri (20-36W, 45-85W şi100-105W) [13]. Se prezintă o calculaţie de preţ pentru fabricaţia a 300.000 buc. LFC-uri/an, precum şi nivelul investiţiei şi profitul ce se va obţine pe baza acestei fabricaţii.

Având în vedere posibilitatea amortizării unor costuri de fabricaţie în 3-4 ani, se face calculaţia de cost, planul de producţie, planul de vânzări şi analiza rezultatelor economice previzionate pentru 3 game de puteri de lămpi fluorescente compacte 20···36 W, 45···85 W şi100···105 W.

În tabelul 1 sunt indicate preţurile unitare ale lămpilor în funcţie de puterea lămpilor, pentru o producţie mai mare de 300.000 bucăţi/an.

Tabelul 1: Costuri unitare

Putere lampă (W)

Cost unitar pe game de puteri de lampi (lei)

20···36 15,87 45···85 26,97

100···105 39,20 Preţ Mediu (lei/lampă) 27,34

Defalcarea costurilor pentru o lampă fluorescentă

compactă constituită din balast electronic, tub lampă, carcasă din material izolant şi soclu metalic E 27 sunt prezentate în tabelul 2 [5].

Tabelul 2: Costuri de producţie (lei/bucata)

Subansamblurile unei lampi fluorescente compacte

Cost unitar mediu /

subansamblu lampă (lei)

Balast electronic: Valoare materiale inclusiv manopera directa, utilităţi, amortizare, cheltuieli comune de secţie, cost secţie, cheltuieli de administraţie, cheltuieli de desfacere (72% din total costuri)

19,68

Tub lampă: Valoare materiale inclusiv manopera directa, utilităţi, amortizare,

6,29

cheltuieli comune de secţie, cost secţie, cheltuieli de administraţie, cheltuieli de desfacere (23% din total costuri) Carcasă din material izolant şi soclu metalic E27 Valoare materiale inclusiv manopera directa, utilităţi, amortizare, cheltuieli comune de secţie, cost secţie, cheltuieli de administraţie, cheltuieli de desfacere (5% din total costuri)

1,37

Total costuri 27,34 Costul mediu prognozat pentru 300.000 bucăţi LFC-

urile şi preţul de vânzare mediu prognozat (mai mare cu 20% faţă de costul mediu), sunt indicate în tabelul 3.

Tabelul 3: Costuri medii şi venituri din vânzare

An Cost mediu (lei)

Venituri din vânzare, mediu

(lei) Anul I 8.200.000 9.840.000 Anul II 8.200.000 9.840.000 Anul III 8.200.000 9.840.000 Anul IV 8.200.000 9.840.000

5.1 Rezultate economice previzionate

În funcţie de planul de producţie, de preţurile de vânzare ale lămpilor şi de costurile de producţie ale acestora, se prezintă rezultatele economice ce s-ar obţine prin realizarea acestei fabricaţii.

În tabelele 5 şi 6 şi figurile 8 şi 9 se face o analiză a costurilor de producţie, a preţurilor de vânzare şi a profitului net pe puteri de lămpi pentru o producţie de 100.000 buc. LFC/an, respectiv 300.000 buc. LFC/an. Din tabelele 5 şi 6 şi figurile 8 şi 9 se observă că pentru lămpile de uz casnic, cu puteri de 20···36W, profitul este mai mic (100.000 buc.LFC/an: profitul net este 362.040 lei; 300.000 buc. LFC/an: profitul net este 814.018 lei) decât în cazul LFC-urilor cu puteri mai mari, ce pot fi utilizate şi în iluminat public (pentru puteri de 100···105W , la 100.000 buc. LFC/an: profitul net este 895440 lei iar la 300.000 buc. LFC/an profitul este 2.015.860 lei).

De asemenea, se constată că pentru o producţie de 300.000 buc. LFC/an costul unitar de producţie este mai mic decăt în cazul în care s-ar produce doar 100.000 buc. LFC/an şi, deci, pentru toate puterile de LFC-uri profitul net este mai mare.

Tabelul 4: Profit mediu net previzionat

Venituri totale (lei)

Costuri totale (lei)

Profit brut (lei)

Profit brut cumulat

(lei)

Profit net cumulat

(lei) ANUL I 9.840.000 8.200.000 1.640.000 1.640.000 1.380.000 ANUL II 9.840.000 8.200.000 1.640.000 3.280.000 2.750.000 ANUL III 9.840.000 8.200.000 1.640.000 4.920.000 4.130.000 ANUL IV 9.840.000 8.200.000 1.640.000 6.560.000 5.500.000


în Energetică


232

2012

Tabelul 5: Profit net/100.000 buc. /an LFC de diferite game de puteri

Putere lampă (W)

Cost producţie

unitar (Euro)

Cost producţie

unitar (lei)

Preţ vânzare unitar (lei)

Cost producţie/an

(lei)

Preţ vânzare/an

(lei)

Profit Brut./an

(lei)

Profit Net/an (lei)

20-36 4,83 21,54 25,85 2.154.000 2.585.000 431.000 362.040 45-85 8,25 36,66 44,00 3.666.000 4.400.000 734.000 616.560

100-105 11,96 53,33 63,99 5.333.000 6.399.000 1.066.000 895.440

Tabelul 6: Profit net/300.000 buc. /an LFC de diferite game de puteri (profit 20%)

Putere lampă (W)

Cost producţie

unitar (Euro)

Cost producţie

unitar (lei)

Preţ vânzare unitar (lei)

Cost producţie/an

(lei)

Preţ vânzare/an

(lei)

Profit Brut/an

(lei)

Profit Net/an (lei)

20-36 3,6225 16,15273 19,38327 4845818 5814982 969163,6 814098 45-85 6,1875 27,59006 33,10808 8277019 9932423 1655404 1390539

100-105 8,97 39,99723 47,99668 11999169 14399003 2399834 2015860

6. CONCLUZII Prin utilizarea unei scheme de alimentare cu înaltă frecvenţă a LFC-urilor, bazată pe circuitul integrat IRS2168D, caracteristicile obţinute pentru diferite tipuri de LFC-uri privind preîncălzirea filamentelor, forma curbei curentului electric şi compatibilitatea electromagnetică sunt corespun-zătoare normativelor în vigoare, iar randamentul (η), factorul de putere (λ) şi THDI-ul sunt îmbunătăţite, având valorilr η = 0,9 sau 0,92 , λ ≥ 0,95, THDI ≤ 20%

pentru puteri de lămpi de 15, 20 şi 26W iar pentru puteri de lămpi de 32···105W se obţine η = 0,92, λ ≥ 0,98, THDI ≤ 10%. Realizarea de lămpi fluorescente compacte cu caracteristici îmbunătăţite pe baza unor tipuri de lămpi neperformante, aflate pe piaţa românească (de la o firmă, care să ofere pentru tubul de descărcare caracteristici corespunzătoare şi care să permită prin adoptarea schemei de alimentare propusă performanţe deosebite relative la flux şi durată de viaţă) se poate

Fig. 8 – Profitul net /an pentru LFC-uri, pe grupe de puteri pentru 100.000 LFC/an respectiv 300.000 LFC/an

Fig. 9 – Profitul net /an pentru LFC-uri, pe grupe de puteri, funcţie de producţia anuală.


în Energetică


233

2012

face utilizând o schemă de alimentare a LFC-urilor bazată pe circuitul integrat IR2166. Puterile de lămpi ce pot fi fabricate sunt cele de 15···36W (15; 20; 24; 26; 32 şi 36 W) cu tente de culoare pentru uz casnic de 2700 K (lumină caldă). În vederea fabricării acestor tipuri de lămpi se vor utiliza subansambluri de lămpi fluorescente compacte, de la producători externi, la preţuri competitive şi fără balast electronic. Balastul electronic bazat pe schema de alimentare ce utilizează circuitul integrat IR2166, va fi realizat în România, pe baza schemei propuse, pentru diferite tipuri de puteri de lampă.

O principală problemă în realizarea acestor LFC-uri este alegerea unui partener din afară (producător de lămpi fluorescente compacte care să aibă o calitate deosebită a tuburilor lămpilor (relative la flux luminos şi durată de viaţă) şi de unde să se poată achiziţiona la preţuri convenabile subansamblele :1-tub de lampă; 2-soclu metalic; 3-carcasă din material plastic conform figurii 1.

Se menţionează că, în viitor, se poate trece la fabricarea unor astfel de lămpi ce vor avea la bază un modul electronic bazat pe un circuit integrat specializat mai performant, la jumătate de preţ faţă de circuitul integrat IR2166, cu o schemă mult mai simplă, cu un sistem de reglare special ce necesită mai puţine componente şi deci, se va putea obţine un preţ mai mic pentru LFC-uri iar performanţele acestor lămpii vor fi superioare celor existente în prezent pe piaţa românească.

BIBLIOGRAFIE

[1] Directiva 2009/125/CE a Parlementului European şi a Consiliului din 21 octombrie 2009 de instituire a unui cadru pentru stabilirea cerinţelor în materie de proiectare ecologică aplicabile produselor cu impact energetic [2] Koch A.S.S.a., Harmonics and Resonances in the Low Voltage Grid Caused by Compact Fluorescent Lamps, ICHQP, 2010, Bergamo, Italia, rap. 302. [3] *** PFC & Ballast control IC IR2166 (S)&(PbF), http://www.irf.com

[4] *** IC PFC/ballast control, 16 V, SOIC 20, http://www.newark.com/stmicroelectronics/L6585DE; [5] *** Specifier Reports.Screwbase compact fluorescent lamp products, vol. 7, number 1, June 1999, http://www.lrc.rpi.edu [6] REGULAMENTUL (CE) NR. 244/2009 al COMISIEI din 18 martie 2009 de implementare a Directivei 2005/32/CE a Parlamentului European si a Consiliului în ceea ce priveşte cerinţele de proiectare ecologică pentru lămpi de uz casnic nondirecţionale [7] Becurile europene devin mai eficiente energetic http://ec.europa.eu/energy/efficiency/ecodesign/lumen/doc/incandescent-bulbs-ro.pdf [8] PFC Ballast Control in a 16-pin DIP packagehttp://www.datasheetarchive.com/IR2166*-datasheet.html [9] Analiza tehnica a lampilor fluorescente compacte privind principalele cerinte ale Directivei Europene 2005/2009 Constantin IVANOVICI, Nicolae GOLOVANOV, Aurelia IONESCU, Ionel POPA, Eleonora ŢIPU Simpozion de iluminat Sinaia, 21 octombrie 2011 [10] Utilizarea Directivelor Europene în realizarea unor produse ecologice de tip LFC Constantin IVANOVICI, Nicolae GOLOVANOV, Gheorghe GHIUR, Ionel POPA Corina NICOLAE, Aurelia IONESCU; Simpozion CNEE Sinaia 26-28.10.2011 [11] Utilizarea rationala a surselor de lumina in iluminatul casnic– Rev. EEA nr. 1 din 2010 C. Ivanovici, I.Popa, V. Ionescu, E. Tipu, M Chersin [12] Eficienţa energetică în iluminatul electric – Soluţie pentru limitarea poluării mediului ambiant Prezentare la: A 3-a ediţie a Simpozionului “Impactului acquisului comunitar de mediu asupra tehnologiilor şi echipamentelor, ICPE 16 ÷ 17 Septembrie 2010,â; Autori: Ing. C. Ivanovici, prof. dr. ing. N. Golovanov, sing. I. Turcu, ing. E. Tipu [13] Tendinţe şi probleme în elaborarea şi producţia de corpuri de iluminat pentru clădiri de locuit; În: E.E.A. nr. 2/2010; Ing. C. Ivanovici, ing. V. Ionescu, ing. E. Tipu, dr. ing. I. Popa


în Energetică


234

2012

1.41.- MODALITĂŢI DE SIMBOLIZARE A CIRCUITELOR ELECTRICE SECUNDARE

Dr.ing. Cornel Toader Dr.ing. Petru Postolache Dr.ing. Radu Porumb

Universitatea POLITEHNICA Bucureşti, facultatea Energetică, Departamentul de Sisteme Electroenergetice, mail: [email protected], [email protected], [email protected]

Summary: Within the framework of the project are addressed only some of the problems faced by users of electric power at low voltage levels. Other specific problems, these users will be tackled in the context of subsequent works. Authors hope that through their efforts may offer several technical solutions specialists of topical interest and real

1. CONSIDERAŢII GENERALE Problema simbolizării elementelor este mult mai

importantă şi mai complexă decât apare ea celor care nu au tangenţă cu simbolizarea elementelor în activitatea practică de montaj, de reparaţii sau de exploatare.

În primul rând fără simbolizarea elementelor este imposibilă înţelegerea desenelor electrotehnice. În al doilea rând o simbolizare greşit întocmită sau greşit înţeleasă poate duce la acţiuni inadmisibile sau chiar periculoase pentru personalul respectiv. Aceste acţiuni pot duce la scurtcircuite, conectări ale unor circuite în neconcordanţă de fază, introducerea nesincronizată a dispozitivelor de automatizare.

Este necesar să se sublinieze faptul că simbolizarea nu este necesară numai pe desene, ci şi pe panouri, pupitre şi pe plăcile de legătură, pe aparate, pe maşini şi instrumente, la o serie de borne etc., deoarece fără simbolizare ele nu pot fi determinate şi nici corelate cu desenele.

STAS 7070-64 care stabileşte sistemul de simbolizare a circuitelor în instalaţiile electrice a fost introdus la 1 octombrie 1965. Dar chiar şi înainte de intrarea lui în vigoare circuitele electrice se simbolizau de către instituţiile de proiectare şi de către uzinele constructoare de echipament electrice după anumite reguli. Trebuie să se ţină seamă de faptul că asemenea reguli „proprii" de simbolizare există în mod practic într-o serie de instalaţii aflate în funcţiune şi vor exista până la amortizarea sau până la înlocuirea completă a respectivelor instalaţii.

Este necesar să se ştie că STAS 7070-64 stabileşte sistemul de simbolizare a circuitelor de comandă, con-trol şi protecţie a instalaţiilor electrice de automatizare, adică este în special destinat schemelor elementelor componente ale diferitelor instalaţii. Pe lângă acestea trebuie însă întocmite şi planuri de montaj, scheme de cablaj (schemele legăturilor exterioare), cum şi planuri de instalaţii electrice, simbolizînd ieşirile aparatelor, tuburile de montaj, cablurile, cutiile de legături şi de ramificaţii, stîlpii etc.; toate acestea nu sunt prevăzute însă de STAS 7070-64.

S-a complicat mult simbolizarea elementelor şi datorită trecerii la metodele de montaj industrial. Este vorba de faptul că au început să se fabrice pentru prima dată produse tipizate unificate de către uzinele din industria electrotehnică, pentru utilizarea în mare serie în condiţii foarte variate şi simbolizarea acestor produse nu poate coincide evident cu simbolizarea din schemele elementare concrete.

În al doilea rând, instalaţia electrică se completează (asamblează) din câteva produse tipizate, produse de diferite întreprinderi. Fiecare din acestea îşi simbolizează produsele după comoditate. Când toate aceste produse se asamblează pe o singură platformă de montaj, la racordarea lor apar greutăţi.

În instalaţiile electrice se folosesc tot mai adesea relee telefonice şi relee cod, selectoare, dispozitive cu semiconductoare, tuburi electronice şi alte semifabricate, unele atît de mici, încît nici nu există loc pentru simbolizare, în asemenea cazuri apare nevoia unui sistem convenţional de determinare (numerotare) a contactelor terminale (ieşirilor). Deci, apar complicaţii, care necesită o activitate de proiectare atentă, explicaţii clare pe desene, sau în anexele la diferite desene, cum şi o deosebită atenţie la executarea inscripţiei.

În § 2 se analizează STAS 7070-64 adică sim-bolurile obligatorii ale elementelor, iar în § 3 sunt date exemple ale unora dintre cele mai răspândite moduri de simbolizare.

Familiarizarea cu aceste semne de simbolizare va ajuta cititorii, permiţându-le să se orienteze în diferite cazuri concrete. Evident că materialul din § 3 nu cuprinde toate variantele posibile şi bineînţeles nu este obligatoriu.

2. CONDIŢIONĂRI STANDARD STAS 7070-64 stabileşte sistemul de simbolizare

a circuitelor de comandă, control şi protecţie a instalaţiilor electrice, dar nu se extinde la sistemul de simbolizare din instalaţiile de telecomunicaţii şi radiocomunicaţii şi nici într-o serie de alte instalaţii speciale.


în Energetică


235

2012

Porţiunile de circuite se simbolizează independent de numerotare sau de semnele convenţionale ale bornele aparatului sau instrumentului la care soseşte (sau pleacă) capătul conductorului simbolizat.

Porţiunile de circuite separate de contactele apăraţi lor, de bobinele releelor, de înfăşurările maşinilor electrice, de rezistenţe etc. se consideră porţiuni (sectoare) separate şi au simbolizare diferită.

Porţiunile care converg într-un singur nod al schemei elementare, cum şi cele care trec prin conexiuni demontabile, (fişe) se simbolizează în mod identic.

Conductoarele în schemele de montaj şi porţiunile ce le corespund în schemele elementare au simbolizări identică.

Simbolizarea elementelor este constituită dintr-o scrie de numere succesive, iar în cazurile când este necesar conţine şi o anexă literală sau numerică. Pentru semnele numerice trebuie folosite cifre arabe, iar pentru cele literale, trebuie folosite litere mari de tipar.

Simbolizarea conductoarelor şi clemelor în schema desfăşurată. Simbolizarea conductoarelor şi clemelor se va face după unul din principiile următoare: al clemelor (fig. 1); al nodurilor (fig. 2); mixt (fig. 3).

În sistemul de simbolizare după principiul clemelor se simbolizează numai conductoarele care trec prin cleme. Simbolizarea se face prin simbolul şirului de cleme şi numărul clemei din şirul respectiv, având în vedere că în fiecare şir clemele se montează în ordinea crescândă a numerelor.

În sistemul de simbolizare după principiul nodurilor se simbolizează toate nodurile. Se recomandă ca numărul nodului să se compună din numărul circuitului şi numărul de ordine al nodului pe circuitul respectiv.

Circuitele care au mai mult de două noduri se vor simboliza cu două sau cu mai multe numere consecu-tive, iar numerotarea nodurilor se va face în consecinţă. În circuitele de energie, înaintea numărului nodului se trece o literă mare, care indică faza pe care este montat nodul respectiv. în circuitul baretelor, înaintea numărului nodului se va trece o literă mare şi cifra zero, indicînd faza pe care este montat.

În sistemul de simbolizare după principiul mixt se simbolizează, pe lângă numerele nodurilor şi simbolurile clemelor. Acest sistem este recomandat pentru instalaţiile de automatizare de mare complexitate.

Simbolizarea conductoarelor şi clemelor în schema de legături. Simbolizarea conductoarelor se face la ambele capete cu adresa la care se leagă capătul opus. Adresa capătului opus diferă după principiul de simbolizare adoptat în schema desfăşurată după cum urmează: în principiul de simbolizare a clemelor (fig. 4),

adresa este formată din simbolul aparatului şi numărul bornei la care se leagă capătul opus;

în principiul de simbolizare al nodurilor (fig. 5) sau mixt (fig. 6) adresa este formată din numărul de nod al conductorului şi simbolul aparatului sau clemei, respectiv şirul de cleme la care se leagă capătul opus. În realizarea fizică a acestui sistem conductoarele

sunt simbolizate numai cu numerele nodurilor respective.

Semnele convenţionale ale bornelor aparatelor şi instrumentelor. La aparatele şi instrumentele la care se conectează conductoarele circuitelor simbolizate, semnele convenţionale se pot trece lângă bornele aparatelor respective aşa cum se arată în fig. 4 – 6.

Amplasarea simbolurilor elementelor. Pe schemele desfăşurate simbolul se trece deasupra porţiunii conductorului, când circuitele sunt situate orizontal sau în dreapta conductorului la simbolizarea clemelor şi în dreapta şi stânga conductorului la simbolizarea nodurilor şi mixtă în cazul amplasării verticale.

În schemele de legături simbolizarea conductoarelor se trece deasupra conductorului când circuitele sunt situate orizontal şi în stânga conductorului în cazul amplasării verticale.

3. ÎNTOCMIREA SCHEMELOR

ELECTRICE – REGULI GENERALE Schemele electrice reprezintă grafic, prin simboluri,

înlănţuirea dintre diferite elemente: aparate electrice, maşini electrice, traductoare, etc. Întocmirea schemelor electrice de acţionare şi automatizare se realizează în conformitate cu standardele în vigoare [2 ⋅⋅⋅ 4].

Planurile şi secţiunile încăperilor unde sunt amplasate echipamentele şi instalaţiile electrice sunt întocmite în conformitate cu standardele pentru desenele de construcţii. Piesele de fixare şi de montaj ale echipamentelor electrice se vor reprezenta conform standardelor pentru desenele de construcţii de maşini.

Simbolizarea elementelor din care este formată o schemă electrică este importantă pentru activitatea practică de montare, de reparaţii şi de exploatare. Simbolizarea din schema electrică se regăseşte şi pe panouri, pupitre, plăci de legătură, pe aparate, maşini etc., în scopul de a fi identificate şi corelate cu desenele.

Pentru schemele generale funcţionale şi de circuite, sensul principal de orientare este de la stânga la dreapta sau de sus în jos.

Simbolurile şi circuitele trebuie să fie dispuse astfel încât să evidenţieze, fie corespondenţa funcţională, fie amplasamentul fizic ocupat.

Simbolurile grafice trebui întocmite conform standardului internaţional CEI 60617. Dacă pentru un element nu există un simbol în standardul menţionat, acestuia i se poate elabora unul pornind de la simbolurile generale standardizate.


în Energetică


236

2012

Fig. 1. Simbolurile folosite în scheme desfăşurate, după principiul clemelor

Fig. 2. Simbolurile folosite în scheme desfăşurate, după principiul nodurilor


în Energetică


237

2012

Fig. 3. Simbolurile folosite în scheme desfăşurate, după principiul mixt

Fig. 4. Simbolurile folosite în scheme desfăşurate, după principiul clemelor


în Energetică


238

2012

Fig. 5. Simbolurile folosite în scheme desfăşurate, după principiul nodurilor

Fig. 6. Simbolurile folosite în scheme desfăşurate, după principiul mixt


în Energetică


239

2012

a b

c d Fig. 7. Simbolurile uzinelor constructoare de aparate şi produse complexe

În cazurile în care standardul CEI 60617 indică

forme diferite pentru un simbol dat, se procedează astfel:

− pentru o schema generală, reprezentată monofilar este suficient să se utilizează simbolul general sau simbolul simplificat;

− pentru o schemă destinată să prezinte şi alte informaţii, ca de pildă grupa de conexiuni la un transformator, se va suplimenta simbolul general cu simboluri distinctive corespunzătoare;

− pentru o schemă de circuite în care toate elementele constituente (înfăşurări, borne) trebuie reprezentate, este necesar să se utilizeze forma completă a simbolului.

Semnificaţia unui simbol este definită prin forma şi conţinutul său grafic. Mărimea minimă a unui simbol trebui să fie astfel încât să se poată aplica regulile referitoare la grosimea liniilor, spaţierea liniilor, scriere etc.

Simbolurile destinate utilizării în planuri şi scheme de instalare sau în trasee de reţele pot fi mărite sau reduse, astfel încât să se poată adapta la scara planului sau a hărţii de reţele. Se recomandă să se respecte proporţiile relative în reprezentarea simbolurilor diferitelor componente. De exemplu, simbolul excitatricei într-un grup de maşini este reprezent mai mic decât cel al generatorului principal, pentru a arăta funcţia sa auxiliară.

Simbolurile bloc, simbolurile de elemente logice binare şi elemente analogice care conţin litere,

simboluri distincte grafice sau etichete pentru intrări şi ieşiri, trebuie orientate încât să poată fi citite atunci când se priveşte schema din partea inferioară sau din dreapta.

În standardul CEI 60617, majoritatea simbolurilor sunt reprezentate fără simboluri pentru borne. În anumite cazuri, simbolurile pentru borne trebuie să fie reprezentate.

Simbolurile de componente şi dispozitive sunt reprezentate, în general, cu conexiuni. Dacă semnificaţia simbolului nu se schimbă este permisă reprezentarea simbolului şi în alte poziţii. În alte situaţii, amplasarea liniilor de conexiuni schimbă semnificaţia simbolului şi prin urmare trebuie figurat aşa cum se arată în standard.

Pentru a scoate în relief sau pentru a distinge circuitele importante, de exemplu circuitele de putere, se pot utiliza linii mai groase.

Pentru scheme, liniile de conexiune trebuie orientate orizontal sau vertical, cu excepţia cazurilor când liniile oblice contribuie la claritatea schemelor, de exemplu la dispunerea simetrică a componentelor sau la schimbarea succesiunii fazelor.

Joncţiunile liniilor de conexiune se reprezintă sub forma de „conexiune în T” şi conexiune dublă.

Identificare de semnale pentru liniile de conexiune trebuie amplasată deasupra liniilor de conexiune orizontale sau verticale, de-a lungul liniilor sau într-o întrerupere de linie.


în Energetică


240

2012

Simbolurile literale pentru mărimi şi unităţi trebuie amplasate alături de simbol. Datele electrice, cum ar fi rezistenţa electrică se pot amplasa în interiorul simbolurilor rectangulare, ca şi cele pentru bobine de relee şi de elemente logice binare.

Pentru fiecare element al unei scheme de acţionări se atribuie un simbol alcătuit din litere şi cifre. Simbolul literal indică grupa din care face parte elementul respectiv. Aceste notaţii sunt prezentate în continuare. Cifra indică numărul de ordine al aparatului sau al maşinii din grupa de elemente similare existente în schemă. De exemplu, K3 simbolizează contactorul nr.3.

În schemele cu un număr mare de elemente montate în dulapuri, înaintea simbolului literal se scrie un număr, ce reprezintă numărul de ordine al dulapului. Pentru schemele complexe se poate adăuga o majusculă, care indică ansamblul de ordin superior din care face parte elementul. Această literă se separă de următoarele printr-o liniuţă. De exemplu: 5K4 simbolizează contactorul nr.4 din dulapul nr.5; T – 5K3 are semnificaţia următoare: contactorul nr.3 din dulapul nr.5 din tabloul de comandă T.

Şirurile de cleme se vor marca prin simbolul X, completat dacă este cazul cu înscrisurile descrise mai sus. De exemplu: X2 − şirul de cleme nr.2; 3X1 − şirul de cleme nr.1 din dulapul nr.3.

Clemele se marchează prin numere sau combinaţii de majuscule şi numere. De exemplu: X2 – 9 este clema nr.9 din şirul de cleme nr.2 sau 5X3 – 11 este clema nr.11 din şirul de cleme nr.3 din dulapul nr.5.

Trebuie reţinut că în instalaţiile electrice nu pot exista aparate şi maşini fără simbolizare şi marcare sau, cu alte cuvinte, în scheme nu trebuie să apară două aparate cu aceeaşi marcare.

4. SIMBOLIZARE – STUDIU DE CAZ Simbolizarea aparatelor de către fabrica

constructoare. Se indică: seria, tipul, execuţia, numerotarea bornelor, cum şi datele tehnice principale (numărul de contacte, schema de conexiuni, felul curentului, valoarea tensiunii, numărul de poli etc.). Astfel, în fig. 7, şi b sunt date exemple de relee fabricate în Rusia. din aceeaşi serie PE6, însă executate după diferite normative tehnice. Releele din fig. 7, a au o schemă, iar releele din fig. 7, b sau alta. Releele din fig. 7, a sunt

dimensionate pentru diferite tensiuni alternative. Releele din fig. 7, b au bobine de tensiune continuă, însă unul din ele este în execuţie închisă, iar celălalt în execuţie deschisă. Numerotarea bornelor de constructori este 1 – 18.

În fig. 7, c este reprezentat sistemul de simbolizare de constructori a contactorului din seria KP-1, fabricat în Rusia.

În fig. 7, d este ilustrată simbolizarea comutatoarelor universale din seriile UP 5312 şi UP 5812 fabricate în Rusia. Toate sunt asamblate după aceeaşi schemă 128, însă au diferite execuţii: UP5312-S128 şi UP5312-A128 în execuţie deschisă, iar UP5812-S128 şi UP5812-A128 în execuţie protejată împotriva exploziilor. În afară de aceasta, la comutatoarele UP5312-A128 şi UP5812-A128 mânerul este cu autorevenire în poziţia iniţială. La comutatoarele UP5312-S128 şi UP5812-S128 mânerul se fixează la fiecare 45°.

Exemplele expuse sunt suficiente pentru a ne convinge că fiecare semn (literă, cifră) din simbolizarea de constructori a aparatelor are o semnificaţie bine determinată. De aceea, înlocuirea unui aparat prin altul, chiar şi în cazul unei diferenţe mici în normativul tehnic trebuie efectuată cu grijă.

BIBLIOGRAFIE

[1] *** Elaborarea documentelor utilizate în electrotehnică, Partea 1: SR EN 61082-1+A1+A2 (CEI 61082-1+A1+A2), Prescripţii generale ASRO, Asociaţia de Standardizare din România, ediţia 1, 2000.

[2] *** Elaborarea documentelor utilizate în electrotehnică, Partea 2: Scheme adaptate la funcţie, SR EN 61082-2 (CEI 61082-2) ASRO, Asociaţia de Standardizare din România, ediţia 1, 2002.

[3] *** Simboluri grafice pentru scheme electrice, SR EN 60617:1999 Corespondent CEI 60617:1983.

[4] *** Sisteme industriale, instalaţii şi echipamente şi produse industriale, SR EN 61346-1:1998 (EN 61346-1-1996), Principii de structura şi identificări de referinţă, Partea 1: Reguli de bază.

[5] Ionescu I., Acţionarea maşinilor electrice, Editura Matrix Rom Bucureşti, 2005.

[6] Golovanov, N., şa Consumatori de energie electrică. Editura AGIR, Bucureşti, 2009.

[7] Goia, M.L., Golovanov, N., Vernescu, N. Utilizatori de energie electric alimentaţi la joasă tensiune. Editura AGIR, Bucureşti, 2011.

.


în Energetică


241

2012

1.42.- SECURING THE EUROPEAN ELECTRICITY SUPPLY AGA INST

MALICIOUS AND ACCIDENTAL THREATS - SESAME PROJECT. ANALYSIS OF HISTORIC OUTAGES

Ing. Simona Louise Voronca Ing. Adrian Valciu

Ing. Tania Roman Ing. Mihai Cremenescu CN Transelectrica SA, Bucureşti, Bdul Gen.Gh.Magheru, nr.33, tel.021.303.59.89, fax.021.303.56.05,

e-mail: [email protected], adrian.valciu@ transelectrica.ro, tania.roman@ transelectrica.ro, mihai.cremenescu@ transelectrica.ro

Summary: The threats for the supply of electricity have changed dramatically throughout the last decade; additional to the traditional natural (lightning, flood,…) and accidental ones (component failure, untimely intervention of protections,..), a new threat represented by (highly organised) malicious attacks needs to be considered in the light of the development of national and international terrorism and crime. All energy grids are exposed to threats of different kinds, like physical attacks to key assets (e.g. substations), cyber attacks to its control systems, and use of electromagnetic bombs to deafen key control stations. Such attacks might be jointly imparted so as to affect large portions of the European grid, make repair difficult and cause huge societal impact. Pressure to ensure security of critical interconnected infrastructures is very strong in the US, where there is a pungent push from the US government and an influential awareness by the main stakeholders. Until now EU industry awareness and readiness lagged behind, although the feeling that the issue is becoming crucial is now growing. It is believed that exposure to malicious threats is massively growing, to the point that intelligence sources estimate today a disruptive attack is more likely to target Europe than the US. The European Commission is striving to improve this state of affairs, has published several Communications on this subject and is currently funding EPCIP, an European Programme for Critical Infrastructures Protection. SESAME Securing the European Electricity Supply Against Malicious and Accidental Threats is a FP7 project, financed by the European Commission, aiming to: develop an integrated prototype security assessment tool and directly link the outcomes of this vulnerability assessment tool to the detection of the most effective measure for the improvement of the European power supply system; establish a sophisticated regulatory scheme incorporating the future European regulation to set incentives for new technologies and innovations, as well as investment for security enhancement. The paper presents the first Working package results: analysis of historic events. 1. PARTNERSHIP. CHALLENGES FOR

THE SESAME PROJECT

SESAME is a FP7-security project co-funded by the European Commission, aiming at providing a contribution to the development of tools and regulation framework for the security, addressed at the European power grid against natural, accidental and malicious attacks. FP7, the Seventh Framework Programme for Research and Technological Development, is the EU's main instrument for funding research in Europe and it will run from 2007-2013. FP7 is also designed to respond to Europe's employment needs, competitiveness and quality of life.

The Consortium is led by Politecnico di Torino -

Dipartimento di Ingegneria Elettrica (PoliTo) – Italy and the other 8 partners in the project are:

− Energy Institute at the J.Kepler University Linz (EI-JKU) – Austria,

− INDRA Sistemas SA (INDRA) – Spain,

− Heriot Watt University (HWU) - United Kingdom, − E-Control (Ectrl) – Austria, − Deloitte (Delo) – Spain, − TU Delft (TUD) - The Netherlands, − Transelectrica (TrEI) – Romania, − Kudos Research (KUDOS) - United Kingdom.

Modern societies rely deeply on a set of critical

infrastructures related to the energy, transportation, communication and water sectors. The overall social welfare in many respects, ranging from economic efficiency to social security is deeply enhanced in the proper operation and functioning of those infrastructures. Electric

Energy Systems (EES) are particularly critical

since they represent the backbone of modern societies and most of the other infrastructures depend on them for their operations. A failure in EES may extend to other systems provoking huge social impacts.


în Energetică


242

2012

Fig. 1 – Consortium partnership

Fig. 2 – Partners Main Tasks in the Project Different events and actions may threaten the operation of EES, ranging from natural events (lightning, floods, earthquakes), to accidental malfunctioning of devices, to malicious attacks implemented by terrorist organizations or organized crime, among which the malicious threats especially deserve special consideration in recent years. EES, in the last two decades have facing deep changes, from one side, with the introduction of competitive electricity markets as opposed to the traditional vertically-integrated utility scheme, and from the other side, with the shift of the paradigms from centralized generation and passive distribution systems and consumers to distributed generation and active distribution systems and consumers.

In this new context, new challenges to the secure operation of EES emerge and new strategies and tools need to be devised to define acceptable level of vulnerability: − we face an interconnected European network with

distributed control of national decision makers (TSOs) whose decision affects the overall performance of the systems in a market context;

− we need to list all possible sources of threats, traditional and emerging and assess the associated risks;

− we need proper and innovative methods and tools for quantifying the damages related to electricity failure;

− we need to assess the possible preventive countermeasures to the threats and assess their costs;

− we need to provide methodologies for an effective cost benefit analysis providing guidelines in the decision making for electricity security;


în Energetică


243

2012

− we need to design proper regulatory strategies to assure proper levels of security in a market environment and bust investments.

2. OBJECTIVES

SESAME project, considering the emerging challenges, is aimed at designing proper tools for assessing, within the EES of Europe, the security levels of the power transmission grid and supporting the decision making of intervention to reduce its vulnerability based on a cost/benefit analysis. The design of appropriate regulation strategies is a key to assure a proper level of security to EES in a competitive context and will represent the second core activity in the project. In brief, the project objectives are:

− to develop an integrated prototype security assessment tool and directly link the outcomes of this vulnerability assessment tool to the detection of the most effective measure for the improvement of the European power supply system.

− to establish a sophisticated regulatory scheme incorporating the future European regulation to set incentives for new technologies and innovations, as well as investment for security enhancement.

In order to obtain the PROTOTYPE DECISION MAKING SUPPORT TOOL, main steps are:

• identify the vulnerabilities and detect their origins,

• estimate the damage/impact of network failures,

• identify the possible measures for prevention of outages and acceleration of automatic restoration,

• rank these measures according to their effectiveness and their cost-benefit ratios,

• carry out contingency analyses of the transmission/ distribution network and generation facilities,

• detect long-term erroneous trends in the security of energy supply and counteract against them by adjusting the market mechanisms.

For the COMPREHENSIVE REGULATORY FRAMEWORK FOR THE SECURITY OF ELECTRICITY, the project will: • provide regulatory schemes at both national

and the EU level considering economic and technical aspects.

• design a framework of regulation integrating security in investments.

• deliver a tool for effective tradeoffs between technical impacts and economic impacts.

• build up a regulatory coordination in EU member countries and at the EU level.

3. WORK PACKAGES Starting in May 2011, with a duration of 36

months, the project has 9 work packages, involving a collaborative work of the partners: (Fig.3).

4. ANALYSIS OF HISTORIC OUTAGES From the history of blackouts, especially the

recent ones, one can clearly see that the large power interruption events happened in networks that have been developed since more than 50 years with a perspective to assure mutual assistance between subsystems or national subsystems, including optimal use of energy resources through cross-border exchange and reserve capacity assistance.

The development of the contemporary markets brings the operational conditions of the system infrastructure out of the original design scope by allowing high level of power flow over the network, as well as power interchanges. In this respect, the system is now being operated more stressfully, i.e. close to its operational limits, resulting in a massive reduction of security margins. In some circumstances, the system operator did not have enough resources to gain adequate remedy for restoring the normal operation of the system with appropriate security margins so as to stand cascading failures.

Overload and voltage depressing frequently appeared in all of the studied historic blackouts and they were very helpful for spreading the cascades through the protective actions for protection relays. Even more, they usually appeared accompanied by each other.

In accordance with a formal definition, a Blackout (also called power cut, power outage and power failure) is an effective loss of the electric power supply in an area during a period of time. Blackouts and power disruptions are particularly critical at places where public safety and healthcare must be guaranteed as well as on spaces where environmental security is paramount, such as sewage treatment plants, mines, etc. These plants should have backup power sources that automatically start up when electrical power supply is lost. In the longer term, blackouts affect public services and other systems such as transports networks, telecommunications, water supply, etc.

Blackouts are rare in the operation of power systems due to the high reliability standards of system design and operation. Power systems have been continuously enhancing their relay protections and anti-emergency measures to prevent the occurrence of blackouts ever since. However, blackouts albeit seldom but stubbornly keep emerging from time to time the world around, and demonstrate their devastating capability to create vast damage on both power systems and the society at large.


în Energetică


244

2012

Fig. 3 – Work packages Although, thanks to the resilience of system plan

and operation, blackouts are rare in history, most systems are only designed to sustain one or occasionally two independent failures of equipment without cascading major outages to the customers.

Continuous efforts have been making to decrease the vulnerability of systems so as to prevent economic and societal damage due to major system outage or at least to further reduce its occurrence possibility. However, all of these measures are costly. Therefore, it is necessary to review the history of blackouts to analyze impacts of power interruptions during last decades and sum up some lessons to draw.

The first deliverable of the project, tries to make cohesion with the following series of reports under the umbrella of the SESAME project and summarised major outages around the world, by employing an encrypted code system which will be used in the later steps as a fundamental piece of database for knowledge tank, even software.

The report picks up 34 independent events among the most important which happened in the developed

countries, until before 2000 and all world over after that date, until 2011. The 34 different blackout events were selected based on their importance, impact magnitude, closeness to the contemporary power systems situation and availability of their documentation. But before that, the terminology used in the report is explicitly defined to avoid ambiguities. Socio- economic impact is discussed both concerning the power system itself and its effects on the society as a whole.

Many publications and reports have been made to retell the story of the major power outages that had happened over time. In those references, one can find detailed descriptions of the development of the blackout in study in terms of the causes, the automatic protective devices operation, dispatcher's decisions, multiple operators' coordination and cooperation, actual commands and their implementations, some even included hypothetical remedial control actions which could be used successfully to stop the evolution of the failure to some point rather than developing into a blackout.


în Energetică


245

2012

Fig. 4 – Code system

The contribution of SESAME project in analysing

the historic outages consists in the focus on the evolution of each event and on representing it in a way that the cascading chain can be tracked by a sequence of encrypted code, which will be used also in the coming deliverables. Hopefully, some patterns in the blackouts could be captured by this way.

Fig. 5 Chain of Events

For each blackout no matter where and when it

happened, the study of the outage itself was distinctively divided into the four following parts: pre-condition, origin, chain of events and end. In each of the four parts, several interior categories can be made, which can be viewed as clusters of similar kinds.

4. IMPACTS OF BLACKOUTS Considering a blackout as a short- or long-term

loss of the electric power to an area, these failures have many impacts such as on social activities,

economy, other infrastructures and the power system itself besides the lights going out.

Electricity is a vital part of society function and critical to the economy. Electricity is important not merely because every nation spends a large portion of its gross domestic product on power. A better measure of its importance is given by considering how the rest of the economy and society at large depend on it. A power outage obviously impacts on many sectors such as services and industry in the affected areas. Take the finance market as an example, outage can cause financial institutions to switch over to back-up power at headquarters, operations facilities, and data centres. Some collateral telecommunications problems related to the power outage would happen during the blackout period. When a blackout happens in a given power sub-system, the remaining sub-systems surely are affected in their operation manner, control method etc. This means blackout also impacts power system itself.

In SESAME project were considered the impacts of blackouts in detail: social impacts, economic impacts, impacts on other sectors and impacts on the power system itself.

The impact of a large-scale interruption of

electricity supply on public confidence, physical suffering and disruption of daily life (including the loss of essential services) is going to be studied in detail during the SESAME project in order to get a well thought approach, an assessment framework about electric threats and an accurate group of tools to identify vulnerabilities of energy grids.


în Energetică


246

2012

Fig. 6 Impacts of Blackouts 5. LESSONS AND RECOMMENDATIONS Lessons and recommendations are drawn based

on the common features of the investigated outages in the report. The abstract nature of those recommendations may make them applicable to almost all power systems.

After the overview of the listed blackouts, although the development of the cascading chain for each major failure to a power system is diverse, common lessons can still be drawn from them. Since it is humanly impossible to avoid devastating and massively destructive natural hazards, we do not have any other choice than increasing the robustness and preparedness of our system when facing infrastructure damages.

Loosely speaking, the primary causes of the blackout events, except for those caused by natural disasters, can be categorized into two groups: human errors and components failure (malfunctions). The scope of these two categories is quite broad; for example, the human errors include poor or incorrect operator control actions, e.g., a voltage collapse caused by poor voltage control, failure to maintain N-1 security etc., switching errors, protection setting and coordination, commissioning errors, incorrect rating limits of primary equipment, inadequate processes, lack of adherence to process, so on so forth. It could even include poor long-term plan of the system, insufficient understanding of the system, inadequate awareness of the situation, and poorly devised rules or guidelines, etc.

Fig. 7 Lessons and recommendations

Similarly, the components malfunctions are

multifarious as well. They include primary equipment failure, e.g., asset management failure, lack of proper maintenance, supplier/manufacturer failure, equipment outages. More than those, they include secondary equipment failure and communication failure, such as, control systems and remote controls, protection operation of special protection schemes lack of coordination and communication or misunderstood communication, failure of telecoms for protection, protection against mal-operation. Another important

failure could also be classified into this group, i.e. software failure, such as SCADA failure, state estimate failure, etc.

A severe situation of power outage, which affects a large number of populations is accompanied by colossal economic costs and societal impacts. The elimination of the causes for blackouts is impossible, especially regarding natural threats or human errors. We should clearly realize that no normal planning studies can include all possible scenarios due to many facts, such as the almost infinite number of possible combinations of


în Energetică


247

2012

events, operational actions, degree of system stresses, etc.What we can do, however, is to set up sensitive and effective measures in terms of system enhancement and operational institutions, education, etc., to reduce the possibilities of blackout in such a way to minimize our losses when facing a failure.

REFERENCES

[1].- Transelectrica, Politecnico di Torino – SESAME Project, D1.1 Analysis of historic outages, Version: 2.0, 2011;

[2].- Dr. Tao HUANG, Leader of Work Package 1, Presentation of Deliverable 1 – Historical Blackouts, Linz, 17 April 2012;

[3].- Politecnico di Torino, Delft University of Technology, Transelectrica – SESAME Project D1.2 Vulnerability and Threat Knowledge Base, Version: 1.0, 2012;

[4].- CIGRE Working Group C1.17 - Planning to Manage Power Interruption Events, Technical Brochure 433, March 2010;

[5].- IEEE Task Force Report, Blackout Experiences and Lessons, Best Practices for System Dynamic Performance and the Role of New Technologies, Final Report, IEEE, May 2007;

[6].- A Framework for Handling High Impact Low Probability (HILP) Events, CIRED Workshop - Lyon, 7-8 June 2010, Paper 0094;

[7].- Agnes Nybø, Gerd Kjølle, Kjell Sand, SINTEF Energy Research - Vulnerability in Power Systems: The Effect of Maintenance and Reinvestments, (http://www.nordac.danskenergi.dk/Papers2010/2_3_Nyboe.pdf )

[8].- CIGRE Working Group WG C2.21, Convenor Ben Li - Lessons learnt from recent Emergencies and Blackout Incidents, First Draft, 2012;

[9].- CIGRE Presentations at the Large Disturbance Workshops, 2010 and 2012 Paris Sessions.

[10].- Fernando Garcia Gutierrez, SESAME Newsletter issue number 1, 2012.


în Energetică


248

2012

1.44.- ELECTRICAL ENGINEERS VOCATIONAL EDUCATION

TRANSPARENCY (ELEVET) - A PROJECT DEDICATED TO PAN-EUROPEAN UNIFIED EDUCATION AND PROFESSIONAL

COMPETENCES SYSTEM FOR ELECTRICAL ENGINEERS

PhD. Fănică Vatră PhD. Ana Poida Prof.PhD Postolache Petru S.I.E.R.. - Society of Power Engineers in Romania, Blvd Lacul Tei no.1-3, Bucharest

tel.021.206.12.29, fax.021.206.11.73/021.212.2005, e-mail:[email protected] 1.- INTRODUCTION At present, the freedom of movement and the mutual recognition of initial VET learning outcomes in the electrical engineering sector are not yet developed in the European Union and suffer from a series of barriers hindering the workers of the sector to move and to be recognized in the European Union outside their national borders. This aspect is also limiting the strength of professionals in the European Union to deal with to the global competition in the sector. The evidence of a lack of harmonization in the VET learning path and the difficult process for the recognition of these titles between the EU Member States has therefore convinced the ELEVET Project partners on the opportunity to set up a project going in the direction of solving this issue and going towards a harmonization of learning outcomes. 2.- ELEVET PROJECT

In this context, the European Union considered that it is necessary to undertake a project under its aegis, ELEVET - Electrical Engineers Vocational Education Transparency, which is mainly aimed at creating a Pan-European Unified Education and Professional Competences System for electrical engineers to be adopted by an appropriate EU Directive. Granting rights based on the same requirements should help the mutual recognition of professional qualifications by the EU companies which employ electrical engineers, without any distinction in which EU country they have learned and have obtained professional certification.

• ELEVET Project runs in the framework of the Leonardo da Vinci EU Program, which is part of the educational program of the European Union "Learning for Life '' (Lifelong Learning Programme).

• The project ELEVET period of time: 1 October 2011 - 31 March 2014.

• Coordinator of the project is the Association of Polish Electrical Engineers (SEP) from Poland, and the partners are as follows:

- PIGE (Polish Chamber of Electrical Engineering) - Poland,

- CECE (Spanish Confederation of Teaching Center) - Spain,

- SIER (Society of Power Engineers in Romania) - Romania,

- CONSEL - ELIS (Consortium for Secondary Professional Training) - Italy,

- SDE College - Denmark, - EFVET (European Forum of Technical and

Vocational Education and Training) - Belgium.

2.- GENERAL AND SPECIFIC OBJECTIVES

General objective: • To improve the mobility of the young professionals

through the creation of a European system of recognition and transfer of the learning outcomes of VET in the electrical engineering sector.

Specific objectives: • Improved transparency of the initial VET titles within

the ECVET framework (The European Credit system for Vocational Education and Training)

• Improved mobility of the professionals of the sector • Mutual recognition of the learning outcomes, both

acquired in formal and non-formal training path. • Setting up of standard quality indicators to grant

transferable VET learning credits at national and European level.

• Reinforced cooperation between companies, social partners and educational organization in the elaboration of the training paths and in lifelong learning.

• Improved links with working life and environments in order to make VET more responsive to the labour market needs.

• Modernization of the electrical engineers and professionals’ VET paths through integration of a set of soft skills (team working, languages, communication, leadership, etc.).

Notes: • The European Credit system for Vocational

Education and Training (ECVET) aims to give people greater control over their individual learning experiences and make it more attractive to


în Energetică


249

2012

move between different countries and different learning environments.

The system aims to facilitate the validation, recognition and accumulation of work-related skills and knowledge acquired during a stay in another country or in different situations. It should ensure that these experiences contribute to vocational qualifications.

At the end of the project: • Improved mobility of the professionals of the

electrical engineering sector. This will be possible thanks to the mutual recognition of credits and learning outcomes;

• The CV of the target group will become more attractive and modern thus facilitating the access to the labor market, thanks to the insertion of a professional path strongly rooted on modern soft skills;

• A certain number of VET centers, at medium term, will have reformed their courses and offer by taking into account the learning outcomes proposed by the new framework;

• The ECVET credits will be tightly connected with ECTS (European Credit Transfer and Accumulation System). In this way a harmonized lifelong learning path for electrical engineers, linking university and VET will be proposed in Europe.

– Note: European Credit Transfer and Accumulation System (ECTS) makes teaching and learning in higher education more transparent across Europe and facilitates the recognition of all studies. The system allows for the transfer of learning experiences between different institutions, greater student mobility and more flexible routes to gain degrees.

2.- WORK PACKAGES OF ELEVET

WP 1 - Project Management WP 2 - Analysis of the contexts and best practices:

– Legislation and methodologies mapping (Existing legislations and learning outcomes certification procedures of the sector will be the object of this analysis in each involved country)

– Analysis of the best practices on VET programmes brought to discussion by the partners.

– Analysis and proposals for improvement.

The final objective of WP 2 will be the analysis of the background and of the contexts, starting from the existing best practices models and legislations at EU level, in order to identify common weak points and/or similarities in order to create the most appropriate certification and credit transfer methodology.

- Compendium of best practices (Identify good practices to be used as background for the final product) - it will be used for the development of WP 4.

- Report on existing qualifications and titles (Mapping of the existing qualifications in the EU countries in order to proceed to the elaboration of the common framework) - This report will create a list of existing qualifications in electrical engineering in the different EU countries.

WP 3 - Mapping of soft and business skills for VET path:

• In order to create a modern certification methodology and VET path, it is necessary to identify which skills the labour market is requiring.

• The main stakeholders will be consulted (companies as well as other related entities) with the aim of identifying the necessary competence/ vocational skills required (social intelligence, communication, languages, leadership, team working, etc.)

• The consultation will be implemented through a questionnaire, which will take a structured list of competence/vocational skills as reference.

• The target groups of the consultation will be mainly companies or organizations from the construction and engineering sector operating in the involved countries.

• It is expected to receive response from 75 companies per country.

• The results at national level will be then summarized into a global report.

• This global report will be used as input for WP4, jointly with the mapping resulting from WP2. WP 4 - Design of the transfer methodology of VET credits (9 months)

• Wider consultation with professors, curriculum developer and experts through national Focus Group organized in the involved countries;

• First draft with specification of common skills, learning categories and outcomes;

• Revision through online consultation and questionnaires;

• An international focus group will be organized in Poland with 15 experts selected by the partners. In this phase, a first VET analysis and assessment grid with indication of ECVET points will be drawn.

• A road map for setting up mobility programmes within the new framework among the VET centres will also be drawn. • Adaptation and integration of the learning methodology within the ECVET framework and the Certificate supplement.

• Integration between ECVET and ECTS system and final version of the framework.


în Energetică


250

2012

WP 4 - Design of the transfer methodology of VET credits (continuation)

• Definition of the national legal frameworks necessary for national validation and accreditation. To achieve this goal, a study to identify the legal framework for the accreditation procedures to the national regulation requirements will be carried out.

• The proposed model will be built around about 50 learning units and will include a set of 15 common soft skills as part of the learning path. WP 5 - Operational Testing (5 months)

– Identification of three pilot courses. Three existing and running VET courses (one in Poland, one in Denmark and one in Italy) will be used as reference for the testing and usage of the proposed framework. The courses will be selected taking into account similar procedures, presence of foreign students in mobility, similar quality standards, particularly for evaluation and validation, similar modalities of collaboration with stakeholders and similar accreditation. • In this phase, the WP will produce:

– description of qualifications in terms of units of learning outcomes and ECVET points;

– description of qualifications in terms of learning pathways and ECTS credits;

– agreement with a host partner settling terms of the learning outcomes expected to be achieved and the ECVET and ECTS credit points.

– Implementation and monitoring of the learning outcomes within the selected courses., described into a matrix, will be then shared and assessed the learning outcomes acquired by the target groups during the pilot course with stakeholders and proposed for a trans-national recognition to the competent authorities.

– Feed-back and recommendation. At the end of the process, a detailed recommendation with feedback from the participants and authorities will be written.

WP 6 - Quality Assurance

• Quality Assurance Plan.

• Interim quality report - from the external quality assessor summarizing activities during the first 14 months and matching these with the project aims and objectives and impact on LLL priorities.

Questionnaire for self-assessment target group - a questionnaire will be prepared and distributed to the target group and stakeholders to assess the impact of the project and the outcomes (feedback for the project evaluation).

Final quality report.

WP 7 - Exploitation and sustainability (19 months) – European-level activities to promote the certification process (Focus groups, seminars and other exchanges between products and potential new users). Specific priority will be given to actions finalized to apply the results within existing networks.

– Exploitation workshops - Promotion of the model for adoption by potential users. National focus group with around 80 participants will be organized by every partner. The goal is to present the model to potential users and to stipulate formal agreement for the adoption of the framework by the participants. A report will be prepared by each partner at the end of each workshop with description of reached target, number of participants and number of signed agreements for the adoption of the framework.

– Memorandum of understanding - The Memorandum of understanding will be created to secure the adoption and recognition of the new recognition and transfer of credits framework. It will have 3 main targets:

– Universities and VET entities wishing to adopt the new methodology.

– Ministries, which will approve and certify the new programmes.

– A third kind of MoU will be signed among the partners to recognise mutually the credits acquired during the VET training and to set up recognized transnational mobility programmes for the trainees

WP 8 - Communication and dissemination (30 months)

• External communication (press conference, E-newsletter, project website, promotional brochure).

• Dissemination of the results: • EU level. The main targets will be the

European decision-makers (EP deputies, responsible for education in the EU institutions) and European educational association of the sector (EUREL, etc.).

• National level.

•The target audiences for dissemination include: • Senior Staff within Higher Education and VET

Institutions; • Careers Officers, Staff Development Officers,

Local Companies and industries and public opinion;

• National, regional and local government and policy makers;

• Engineers’ professional associations; • Individual electrical engineers.

Additional information are available

- on SIER web-site (http://www.sier.ro/, subsection: “Noutati/ELEVET ” );

- on SIER web-site, ELEVET subdomain (http://www.elevet.sier.ro/).


în Energetică


251

2012

1.45.- DESCRIEREA UNOR SOLUŢII TEHNICE MODERNE PENTRU AMELIORAREA CALIT ĂŢII TEHNICE A ENERGIEI ELECTRICE

Dr.ing. Cornel Toader1) Dr.ing. Petru Postolache1) Dr.ing. Radu Porumb1) ing. Cornel Angheloiu2)

1)Universitatea POLITEHNICA Bucureşti, facultatea Energetică, Departamentul de Sisteme Electroenergetice, mail: [email protected], [email protected], [email protected]

2)ECA Project Consulting SRL, [email protected]

Summary: Authors of the paper presents modern electronic installations dedicated to improve the quality of the electricity distributed users. In this respect are presented their comparative advantages and disadvantages with their performance.

Conform reglementărilor în vigoare, conservarea

calităţii tehnice a energiei electrice este o obligaţie pentru toţi cei implicaţi în complexul proces de producere, transport, distribuţie şi utilizare a energiei electrice. Investiţiile în sectorul electroenergetic pot conduce pe termen mediu şi lung la creşterea competitivităţii în alte sectoare economice, devenind astfel o sursă de venit.

1. STRATEGII PENTRU AMELIORAREA

SAU ÎMBUNĂTĂŢIRII CALIT ĂŢII TEHNICE A ENERGIEI ELECTRICE

Noi tehnologii bazate pe utilizarea unor dispozitive

cu semiconductoare care conţin părţi acţionate mecanic şi care au o viteză de răspuns foarte mare, pot fi aplicate pentru controlul circulaţiilor de putere şi de tensiune. În acelaşi timp, progresele microelectronicii fac posibilă realizarea unor unităţi de comanda control prin care pot fi impuse diferite regimuri de funcţionare şi diferite funcţii de control al instalaţiei.

Echipamentele cu semiconductoare sunt sensibile la calitatea energiei electrice absorbite, fiind în acelaşi timp surse de poluare electromagnetică a reţelelor electrice care le alimentează cu energie electrică.

Pe de altă parte, ele oferă soluţii moderne de ameliorare a calităţii energiei, eu aplicaţii în sistemele de transport al energiei electrice (FACTS), dar şi cu avarii importante pentru distribuţie (CUSTOM POWER).

În condiţiile creşterii cererii de putere pe liniile existente, ale prezenţei unor limitări termice, mecanice şi dielectrice, ale necesităţii unui control rapid al parametrilor liniilor, apare (în a doua jumătate a deceniului 8 a secolului al XX-lea), conceptul de sistem flexibil, bazat pe utilizarea semiconductoarelor.

Conceptul de FACTS (Flexible Alternating Curent Transmision System), introdus de „Electric Power Research Institute” (EPRI) din Palo Alto, California se referă la implementarea unor dispozitive bazate pe electronică de putere, în scopul ameliorării performanţelor sistemelor electroenergetice de transport a energiei electrice. Se urmăreşte utilizarea intensivă a liniilor prin mărirea capacităţii lor de transport, atunci când aceasta este limitată din motive de stabilitate a tensiunii sau de stabilitate dinamică, precum şi ameliorarea repartiţiei puterilor în reţelele

buclate. Aceasta conduce la exploatarea liniilor mai aproape de limita lor termică şi se evită în acelaşi timp influenţele perturbatoare în reţelele învecinate.

Noţiunea de FACTS se referă în prezent la tehnologiile care fac posibile control şi modificarea rapidă a tensiunii; impedanţei reţelei; unghiului tensiunii de fază; puterii active şi reactive în sistemele de transport în curent alternativ. O caracteristică esenţială a dispozitivelor care realizează acest control este utilizarea electronicii de putere pentru comanda lor, ceea ce conduce la un timp de răspuns foarte scurt (o jumătate din perioada tensiunii) şi un număr de comutaţii practic nelimitat.

Echipamentele utilizând electronica de putere oferă însă, pe lângă aplicaţii în sistemele de înaltă tensiune, avantaje importante pentru sistemele de distribuţie.

În general, perturbaţiile susceptibile să influenţeze calitatea energiei electrice furnizate consumatorilor sunt perturbaţii de joasă frecvenţă, conduse prin conductoare electrice: fluctuaţii de frecvenţă şi tensiune, goluri de tensiune, supratensiuni etc.

Două strategii pot fi aplicate pentru îmbunătăţirea calităţii alimentării cu energie electrică a utilizatorilor:

utilizarea unor dispozitive cu semiconductoare de către întreprinderile furnizare (conceptul de CUSTOM POWER, introdus de EPRI); principiul de bază al acestei tehnologii este similar tehnologiei FACTS deja cunoscută, dar se mai folosesc şi alte dispozitive semiconductoare, precum şi alte scheme de comandă a convertoarelor;

dezvoltarea unor soluţii proprii la consumatori (bazate de asemenea pe utilizarea electronicii de putere), menite să contribuie la desensibilizarea utilizatorilor împotriva perturbaţiilor în alimentarea cu energie electrică.

Abordarea problemei îmbunătăţirii calităţii alimentării cu energie electrice din punctul de vedere al distribuitorului este complementară abordării din perspectiva utilizatorului, care îşi poate instala propriile dispozitive electronice, de joasă tensiune şi putere relativ mică.

În general, problemele care afectează echipamentele de mică putere pot fi rezolvate cu un


în Energetică


252

2012

cost mai redus de către utilizator, iar cele care se referă la echipamente de putere mare pot fi rezolvate într-un mod mai eficient de către furnizor.

2. CÂTEVA DISPOZITIVE ELECTRONICE

PENTRU ÎMBUNĂTĂŢIREA CALIT ĂŢII TEHNICE A ENERGIEI ELECTRICE

În sistemele energetice moderne sunt folosite

dispozitive care se bazează pe proprietăţile semiconductoarelor. Unele dintre aceste dispozitive (cum ar fi întreruptorul cu semiconductoare, bobina şi condensatorul comandate cu tiristoare, filtrul activ) înlocuiesc dispozitive clasice, preluându-le şi eventual, completându-le, iar altele realizează funcţii noi, mai complexe.

Soluţiile pentru ameliorarea calităţii alimentării cu energie electrică se bazează în principal pe componente noi, cum sunt întreruptoarele cu semiconductoare (SSB) şi dispozitivele de stocare a energiei, ca de exemplu, condensatoare statice pentru stocarea energiei prin supraconducţie magnetică.

2.1. Întreruptor cu semiconductoare (SSB1)

Întreruptorul cu semiconductoare (cunoscut sub acronimul SSB dc la Solid State Breaker) este un dispozitiv fundamental, care poate fi utilizat în diverse configuraţii.

Elemente componente. Un modul de comutare în curent alternativ format din două tiristoare în antiparalel; pentru a realiza tensiunea dorită; mai multe module pot fi conectate în serie (fig. 1).

Fig. 1. Schema de principiu a unui întreruptor cu

semiconductoare.

Principiu de funcţionare. Dacă tiristoarele sunt de tip convenţional (SCR2) atunci întreruptorul va deschide circuitul la prima trecere prin zero a curentului alternativ. Dacă se utilizează tiristoare mai scumpe, controlate la închidere (GTO3), atunci curentul poate fi întrerupt imediat, printr-un impuls de închidere trimis porţii.

Avantaje. SSB are o viteză de răspuns foarte mare şi un număr de comutaţii practic nelimitat.

Rol (funcţii). SSB poate fi asociat unui STATCOM4 pentru a izola fiderul în timpul unui defect în amonte sau la alt fider.

1 SSB - Solid State Breaker. 2 SCR - Silicon Controlled Rectifier. 3 GOTO - Gate Turn Off 4 STATCOM - Static Synchronous Compensator (termenul propus de CIGRE/IEEE), în unele materiale sub numele de STATCOM (Static Condenser)

În paralel cu o inductanţă, SSB poate fi folosit şi ca limitator de curent. Considerând, de exemplu, două circuite independente de distribuţie a energiei electrice şi conectându-le prin întreruptoare cu semiconductoare este posibilă scurtarea duratei unei întreruperi, precum şi a golurilor de tensiune (provocate de apariţia şi eliminarea defectelor în sistem) la mai puţin de o perioadă.

2.2. Bobină comandată prin tiristoare (TCR5).

Elemente componente. O bobină montată în serie cu un modul de două tiristoart montate în antiparalel (fig. 2).

Fig. 2. Schema de principiu pentru o bobină

comandată prin tiristoare. Principiu de funcţionare. Curentul prin circuit (şi

ca urmare, puterea reactivă) este reglat prin tăierea undei de curent. Întreruptorul cu tiristoare este amorsat periodic la fiecare alternanţă cu un unghi α cuprins între 0 şi 180 grade electrice. Curentul care parcurge inductanţă poate fi deci comandat, în mod continuu, dc la valoarea maximă până la zero. Pentru un unghi de aprindere α = 90 grade electrice, curentul prin modulul de tiristoare este continuu şi sinusoidal. În anumite aplicaţii, TCR este utilizat numai cu unghiul α = 90 grade electrice sau în stare blocată, caz în care circuitul poartă numele de inductanţă comutată prin tiristoare TSR6.

Rol (funcţii ). TCR absoarbe putere reactivă în cantitate reglabilă.

Avantaje. TCR are o construcţie simplă şi fiabilă; curentul şi puterea reactivă pot fi variate simplu de la zero la valoarea maximă; viteza de comandă creşte, deci intervenţia sistemului de reglaj poate dura o singură perioadă; controlul puterii reactive poate fi simetric sau nesimetric (în acest caz unghiurile de comandă al celor trei ramuri trebuie să fie diferite).

Dezavantaje. Trebuie instalată o putere mare; variaţia unghiului a produce în reţea armonice de ordin superior ale curentului, dar valorile lor sunt mici faţă de cele ale fundamentalei.

2.3. Condensator comandat prin tiristoare (TSC7)

Elemente componente. Un condensator în serie cu un modul de două tiristoare conectate în antiparalel. Pentru fiecare fază există mai multe ramuri de acest tip în paralel (fig. 3).

5 TCR – Thyristor Controled Reactor 6 TSR – Thyristor Switch Reactor 7 TSC – Thyristor Series Capacitor


în Energetică


253

2012

Fig. 3. Schema de principiu a unui condensator

comandat prin tiristoare Principiu de funcţionare. Sarcina inductivă se

cuplează în paralel cu TSC şi curentul inductiv al acesteia este compensat de curentul capacitiv al condensatoarelor dispozitivul este reglabil pentru că se anclanşează/declanşează un număr variabil de condensatoare cu ajutorul unor întreruptoare cu tiristoare. Modulul de tiristoare funcţionează ca un întreruptor mecanic şi nu poate fi decât în poziţia anclanşat sau declanşat. În poziţia anclanşat, modulul este amorsat periodic la fiecare alternanţă la încerca naturală prin zero a curentului TSC. Modulul conduce atunci curentul maxim al condensatorului. În poziţia declanşat, nu se aplică impulsuri de amorsare şi modulul este blocat.

Rol (funcţii ). Susceptanţa depinde de numărul de condensatoare în paralel care uni in conducţie, ceea ce face ca ea să varieze în mod discret. În acest mod se obţine un reglaj al puterii reactive pe paliere, în funcţie de necesităţile reţelei.

Avantaje. Timp de răspuns rapid, pierderi reduse, flexibilitate, precizie de compensare, demaraj rapid.

Dezavantaje. Control discontinuu al puterii reactive.

2.4. Condensator serie comandat prin tiristoare (TCSC8)

Elemente componente. Un condensator în paralel cu un modul de două tiristoare in antiparalel, tot dispozitivul fiind montat în serie cu linia (fig. 4).

Principiu de funcţionare. Tiristoarele pot fi comandate astfel încât să varieze durata dc conectare a condensatorului în circuit, realizând un control continuu al impedanţei.

Rol (funcţii). Compensează reactanţa inductivă a liniei, pentru a absorbi mai puţină putere reactivă.

Fig. 4. Schema de principiu pentru condensator

serie comandat prin tiristoare montate pe o linie electrică

8 TCSC – Thiristor Controled Series Capacitor

Avantaje. Îmbunătăţeşte stabilitatea statică şi tranzitorie a sistemului, asigură o repartizare mai bună a sarcinii pe liniile în paralel; asigură o diminuare a căderilor de tensiune la consumatori în timpul perturbaţiilor grave; asigură o scădere a pierderilor pe linie şi un reglaj mai bun al încărcării liniilor.

2.5. Compensator static de putere reactiva (SVC9).

Elemente componente. Este un ansamblu de condensatoare şi bobine comandate prin tiristoare clasice (TCR şi/sau TSC), la care se adaugă, în general şi filtre LC legate în paralel în nodul de reţea considerat (fig. 5).

Fig. 5 Schema de principiu pentru SVC

Principiu de funcţionare. Se comportă ca o

legătură între linia electrică (sau nodul din reţea) şi pământ, realizată printr-o inductanţă şi/sau capacitate de valoare variabilă, determinată de unghiul de aprindere al tiristoarelor.

Rol (funcţii). Realizează un reglaj continuu al puterii reactive, prin varierea unghiului de aprindere a tiristoarelor. Poate compensa atât putere reactivă inductivă, cât şi capacitivă.

Are performanţe foarte bune în compensarea perturbaţiilor (filtrarea armonicelor, compensarea şocurilor de putere reactivă/flickerului) şi realizează de asemenea un factor de putere optimal. Poate fi utilizat de către furnizor, pentru a controla tensiunea într-un anumit nod, prin injecţia sau absorbţia de putere reactivă, dar şi de către distribuitor, pentru a asigura condiţii de calitate a alimentării unor sau industriale situate la capătul unei linii lungi sau pentru a proteja alţi consumatori de efectele unei sarcini puternic variabile (cu şocuri).

Avantaje. Poate compensa atât putere reactivă inductivă, cât şi capacitivă, care pot fi variate în mod continuu; viteza de răspuns este foarte mare şi numărul de comutaţii practic nelimitat.

Dezavantaje. Pentru eliminarea armonicelor introduse în reţea de către tiristoare trebuie folosite filtre; atunci când tensiunea pe o linie (de transport) scade sub 80% Un acest dispozitiv nu mai poate

9 SVC Static Var Compensator


în Energetică


254

2012

asigura nivelul de tensiune necesar şi se foloseşte un dispozitiv, care utilizează tiristoare de tip GTO, numit STATCOM. Complexitate în instalare, preţ şi dimensiuni destul de mari.

2.6. Statcom

Elemente componente. Este un compensator static ce cuprinde un convertizor (realizat din tiristoare GTO sau alte dispozitive similare), însoţit de un dispozitiv de stocare a energiei în curent continuu, cum ar fi un condensator şi/sau o baterie, sau o stocare magnetică supraconductoare (fig. 6).

Fig. 6. Schema de principiu pentru STATCOM. Dispozitivul nu conţine bobine sau condensatoare

pentru a produce sau absorbi putere reactivă. De regulă, sistemul STATCOM(N) este conectat (prin intermediul unui transformator de curent alternativ) în derivaţie la bara colectoare.

Principiu de funcţionare. Funcţionează ca un generator electronic sincron. Tiristorul tip GTO conectează şi deconectează condensatorul, producând un impuls la momente bine precizate.Un convertizor c.c./c.a. furnizează o tensiune de formă rectangulară datorită condensatorului, iar mai multe astfel de tensiuni defazate pot forma o undă de ieşire aproapre sinusoidală.

Rol (funcţii). Menţine tensiunea barei la valoarea de consemn prin furnizare sau absorbţie de putere reactiva. Realizează filtrarea şi simetrizarea tensiunii şi, împreună cu un sistem de stocare a energiei, poate alimenta sarcina în timpul unor scurte întreruperi. Transferă energia dinspre şi spre sistem printr-un element de stocare a energiei. Asigură protecţie împotriva perturbaţiilor de joasă frecvenţă (goluri dc tensiune provocate de incidente pe fiderii adiacenţi sau de sarcini intermitente) cu înaltă frecvenţă (armonice). Acest dispozitiv poate de asemenea să coboare tensni nea liniei, prin injectarea unor impulsuri opuse ciclului normal de curent alternativ.

Pe lângă funcţia de control a nivelului de tensiune, circuitul unui STATCOM include şi funcţii de control al puterii active (pe perioade scurte, a căror durata depinde de capacitatea sistemului de stocare, instalaţia poate furniza putere activă sarcinii). Un astfel de dispozitiv poate fi utilizat şi de către distribuitorii de energic, care nu pot în prezent să alimenteze efectiv un consumator prin două linii independente, redundante. Cu un

întreruptor electromecanic ar dura prea mult transferul de pe prima linie pe a doua, în cazul unui defect. Cu un întreruptor cu semiconductoare (SSB), transferul ar putea fi realizat într-un singur ciclu, timp în care un STATCOM poate ţine tensiunea constantă, astfel încât echipamentele să nu aibă de suferit.

Avantaje. Poate furniza sau absorbi putere reactivă, în mod continuu şi într-un timp foarte scurt (o perioadă). Nu are nevoie de filtre suplimentare, pentru că forma de undă obţinută la ieşirea din convertizoare este aproape sinusoidală, ba ohiftl reduce puţin armonicele existente în reţea înainte de a fi conectat, datorită impi danţei sale foarte mici la frecvenţe armonice. Pierderi foarte mici. Stocarea dc energie prin supraconducţie magnetică poate fi foarte eficientă dacă se doreşte putere mare pe timp scurt.

Dezavantaje. Complexitate în instalare, preţ şi dimensiuni destul de mari.

2.7. Restaurator dinamic de tensiune (DVR10)

Elemente componente. DVR este, în principiu, Ia fel cu un dispozitiv STATCOM. fiind prevăzut cu un transformator de curent alternativ, convertizor cu semicondui toare şi elemente de stocare. Deosebirea constă doar în faptul că transformatorul este înseriat pe linia electrică de distribuţie ce alimentează consumatori sensibili la goluri şi/sau impulsuri de tensiune. Elementul de stocare în c.c. este de cele mai multe ori un acumulator sau o baterie de condensatoare, datorită unui cost redus.

Stocarea energiei prin supraconducţie magnetică poate fi utilizată dacă esle necesară o putere mare pe o durată scurtă (Fig. 7).

Fig. 7. Schema de principiu pentru DVR.

Principiu de funcţionare. Comanda se bazează pe

un semnal de eroare general prin compararea tensiunii actuale a sistemului cu o tensiune de referinţă. Atunci când stocarea nu susţine sarcina, convertizorul va reîncărca automat stocarea pentru a fi pregătită pentru următorul eveniment. Astfel, cum convertizorul este trifazat energia de pe fiecare fază poate susţine corectarea celorlalte faze, ceea ce lasă con sumatorul descoperit doar la evenimentele trifazate. Capacitatea

10 DVR – Dinamic Voltage Restorer


în Energetică


255

2012

elementului de stocare în curent continuu, determină, atât pentru DVR, cât şi pentru STATCOM durata dc conectare a golurilor de tensiune.

Rol (funcţii). În caz de gol/impuls de tensiune, injectează tensiune în serie cu distribuitorul de energie electrică, pentru a menţine calitatea undei de tensiune la nivelul dorit de consumatori. Dispozitivul acţionează ca un regulator de tensiune foarte rapid, capabil să răspundă la perturbaţiile armonice şi la regimuri tranzitorii.

Avantaje. Răspunsul la perturbaţii este foarte scurt (câteva milisecunde) şi foarte eficient.

2.8. Sistem de control unificat al circula ţiilor de

putere (UPFC11). Elemente componente. Două convertizoare c.c./c.a.

compuse din tiristoare GTO (module de două tiristoare montate în antiparalel) alimentate de la o sursă de curent continuu (o baterie de condensatoare comună).

Principiu de funcţionare. Un invertor generează tensiune la frecvenţa fundamentală, cu amplitudine şi fază variabilă, care este adăugată tensiunii liniei prin transformatorul serie de legătură (fig. 8).

Această tensiune injectată în serie în linie se comportă ca o sursa de tensiune alternativă. Celălalt invertor, conectat shunt la linie printr-un transformator, asigură puterea activă primului invertor (prin bateria de condensatoare) şi asigură o compensare reactivă şunt pentru linia de transport. Circulaţia de putere activă prin bateria de condensatoare este controlată ile schimbul de putere activă între primul invertor şi sistemul de curent alternative. Acesta este determinat de defazajul între tensiunile invertorului şi sistemului. Schimbul de putere reactivă este determinat de diferenţa de amplitudine între tensiunile invertorului şi sistemului.

Fig. 8. Schema de principiu pentru UPFC.

Rol (funcţii). Controlul circulaţiilor de putere

activă şi reactivă, compensarea puterii reactive. Avantaje. Permite abordarea uniformă a celor mai

multe probleme de circulaţie de putere şi compensare

11 UPFC - Unified Power Flow Controller

prin folosirea surselor de tensiune cu semiconductoaie. În locul bobinelor şi condensatoarelor comandate prin tiristoare. Oferă flexibilitate şi o mai uşoară instalare, prin reducerea dimensiunilor. Costul total depinde în principal de costul semiconductoarelor, care urmează o tendinţă desccndentă.

2.9. Filtru activ

Elemente componente. Dispozitivul poate fi un STATCOM conceput special ca un filtru, cu capacitate limitată de a menţine tensiunea.

Principiu de funcţionare. Filtrele active detectează armonicele şi aplică o tensiune pentru a le neutraliza la momente bine precizate.

Rol (funcţii). Compensarea armonicelor are ca scop înlăturarea distorsiunilor undei de tensiune. De obicei, această compensare se realizează cu filtre multiple cu rezonanţă serie la armonicele mai importante, care se conectează în paralel cu consumatorii. Astfel, pentru armonica respectivă, filtrul prezintă o impedanţă mai mică decât reţeaua şi forma undei devine mai apropiată de sinusoidă. În principiu, un filtru constă dintr-o baterie de condensatoare montate serie cu o bobină, ale căror caracteristici sunt astfel alese, încât să se realizeze rezonanţa pe frecvenţa corespunzătoare unei anumite armonice:

1n L

n Cω

ω⋅ ⋅ =

⋅ ⋅ (1)

unde: n este ordinul armonicei; L - inductanţa bobinei; C - capacitatea bateriei de condensatoare. întrucât reactanţa rezultată pentru frecvenţa de rezonanţa este n rezultă că filtrul constituie de fapt un scurtcircuit în punctul în care este montat pentru armonica respectivă şi că el reţine practic în întregime curentul respectiv.

Avantaje. Impedanţele adăugate sunt mai mici decât cele introduse de filtre pasive, ceea ce reduce pierderile. Pot fi de asemenea folosite pentru a realiza mai multe funcţii, pentru a le mări rentabilitatea.

3. SOLUŢII TEHNICE BAZATE PE

ELECTRONICA DE PUTERI CU APLICA ŢIE LA FURNIZORI

Principalele dispozitive cu semiconductoare care

pot fi utilizate dc către întreprinderili furnizoare pentru îmbunătăţirea continuităţii în livrarea energiei electrice, precum şi a calităţii energiei electrice furnizate sunt:

comutatorul dc transfer controlat prin tiristoare: este un exemplu sarcina electrică conectată între doi distribuitori, prin două întreruptoare cu semiconductoare, dintre care unul este deschis, iar celălalt inchis, când tensiunea de la un distribuitor scade, sarcina este comutată foarte rapid (câteva milisecunde) pe al doilea;


în Energetică


256

2012

STATCOM (compensator static): realizează filtrarea şi simetrizarca tensiunii şi, împreună cu un sistem de stocare a energiei, poate alimenta sarcina în timpul unor scurte întreruperi;

restaurator dinamic al tensiunii (DVR): în caz de gol/impuls de tensiune, injectează tensiune în serie cu distribuitorul de energie electrică, pentru a menţine calitatea undei de tensiune la nivelul dorit de consumatori;

compensator static de putere reactivă (SVC): este un ansamblu de condensatoarc şi bobine comandate cu tiristoare, care realizează un reglaj continuu al puterii active, prin varierea unghiului de aprindere a tiristoarelor; are performanţe foarte bune în compensarea perturbaţiilor (filtrarea armonicelor, compensarea şocurilor de reactivă/flickerului) şi realizează de asemenea un factor de putere optimal;

filtru activ: poate fi un STATCOM conceput special ca un filtru, cu capacitate limitată de a menţine tensiunea;

capacitate serie controlată prin tiristoare; regulator de tensiune controlat prin tiristoare; surse de alimentare neîntreruptă (SAN): deşi

astfel de soluţii sunt tipice pentru alimentarea descentralizată a unor instalaţii individuale ale consumatorilor, în prezent, în Franţa funcţionează reţele speciale „de înaltă calitate” a distribuţiei energiei electrice, ca de exemplu:

- sursă centralizată de alimentare neîntreruptă asigură calitatea alimentării cu energie electrică pentru o întreagă zonă de activitate;

- un redresor alimentează centralizat, la un nivel ridicat al calităţii, o reţea cu invertoare repartizate cât mai în apropierea utilizatorilor.

În condiţiile în care există tot mai mulţi consumatori care necesită o alimentare cu energie electrică la un înalt nivel al calităţii, implementarea tehnologiilor bazate pe utilizarea dispozitivelor cu semiconductoare în reţelele de distribuţie ale furnizorilor de energie electrică prezintă unele avantaje importante:

costul soluţiilor centralizate de ameliorare a calităţii de către furnizor este în general mai mic decât costul soluţiilor descentralizate (adoptate pentru fiecare consumator în parte);

soluţiile tehnice de scădere a frecvenţei întreruperilor şi a golurilor de tensiune, de reducere a armonicelor şi a nesimetriei tensiunii de alimentare etc., satisfac toţi consumatorii alimentaţi de acelaşi distribuitor;

gestiunea şi mentenanţa sistemului de alimentare sunt asigurate de furnizor;

economia de spaţiu etc.

4. SOLUŢII TEHNICE BAZATE PE ELECTRONICA DE PUTERE CU APLICA ŢIE LA CONSUMATORI

Consumatorii de energie electrică utilizează

echipamente sau pun în funcţiune procese, dintre care unele sunt: sensibile la perturbaţii electromagnetice, provenind atât din sistemul intern de alimentare cu energie electrică al consumatorului, cât şi din cel extern (reţeaua furnizorului); generatoare de perturbaţii electromagnetice, concomitent, perturbatoare şi perturbate electromagnetic.

La sfârşitul secolului trecut, măsurile luate de consumatori pentru limitarea perturbaţiilor introduse în reţea (regimuri nesimetrice, deformante, şocuri de putere reactivă, variaţii de tensiune etc.) erau reprezentate prin filtre LC acordate pe armonicele de valoare importantă, montate în paralel cu baterii de condensatoare sau cu compensatoare rotative. Aceste măsuri prezintă dezavantajele inflexibilităţii, eficienţei reduse, costurilor de exploatare destul de mari (în cazul compensatoarelor rotative).

Progresul tehnologic în domeniul electronicii de putere a permis introducerea compensatoarelor statice de putere reactivă (SVC), care au performanţe foarte bum în compensarea perturbaţiilor şi îmbunătăţirea factorului de putere. Pentru ca să rezulte o caracteristică adecvată cerinţelor, compensatoarele cu reactoare controlate cu tiristoare şi cele cu comutaţie de la reţea şi stocare inductivă necesită conden satoare fixe sau filtre LC în paralel.

O soluţie relativ des utilizată în cazul consumatorilor foarte sensibili la perturbaţii (indiferent dacă provin din sistemul intern sau extern de alimentare) este racordarea la surse de alimentare neîntreruptă. Sursele de alimentare neîntreruptă (SAN sau UPS12), dacă se foloseşte preseuitaiea provenită din limba engleză), asigură continuitatea alimentării şi ameliorează calitatea sursei de alimentare, menţinând-o între anumite limite specificate.

Schemele de tip invertor-baterie se bazează pe introducerea unui ansamblu redresor-baterie de acumulatoare-invertor în circuitele de alimentare ale receptoarelor sensibile (calculatoare, circuite de comandă-control etc.).

Bateria de acumulatoare are rolul de sursă tampon de energie, care nu este influenţată de perturbaţiile din reţeaua exterioară şi este menţinută permanent încărcată de către reţea. Reîncărcarea bateriilor se face automat prin intermediul unui convertizor c.a./c.c. controlat.

Convertizorul, care transformă tensiunea continuă a acumulatoarelor în tensiune alternativă cu aceeaşi valoare şi frecvenţă a reţelei (invertorul) este realizează cu tranzistoare, comandate de un procesor specializat.

12 UPS - Uninterruptible Power Supply


în Energetică


257

2012

Când parametrii reţelei de alimentare ies în afara valorilor normate, prin întreruperea ori variaţia tensiunii/frecvenţei în afara limitelor admise, un sistem de comutaţie statică inclus în SAN comută consumatorii de la reţea la invertor care alimentat fiind de sursa auxiliară, conservă parametrii de tensiune şi frecvenţa existenţi în momentul anterior apariţiei perturbaţiei.

Modul de lucru prezentat anterior este economic şi măreşte fiabilitatea echipamentului, prin aceea că alimentarea consumatorilor se face direct de la reţea, iar invertorul este folosit numai în cazul deficienţelor acesteia.

Alt sistem este cel redat în fig. 9 cu dublă conversie.

Fig. 9. Schema de principiu pentru o sursă de

alimentare neîntreruptă.

În acest caz sarcina este conectată permanent la invertor, iar acesta la rândul lui este alimentat fie de la reţea, fie de la sursa auxiliară - când reţeaua a ieşit în afara normelor calităţii. În cazul golurilor de tensiune sau a întreruperilor din reţea care depăşesc valorile admise, energia este asigurată de baterie prin intermediul invertorului până când tensiunea reţelei revine normal. Din acest moment redresorul reintră în funcţiune, asigurând alimentarea sarcinii şi reîncărcarea bateriei. Rolul invertorului este de a

realiza transformarea undei de tensiune continue, furnizată de baterie sau redresor, într-o undă cât mai apropiată de tensiunea sinusoidală industrială la 50Hz. În cazul defectării invertorului, consumatorii se trec în mod automat pe alimentarea de rezervă de la reţea (ocolirea invertorului) prin intermediul comutatorului static şi, eventual, a transformatorului de izolare. Acest mod de lucru prezintă dezavantajul că randamentul rgetic este mai mic ca în cazul precedent, în schimb consumatorii sunt permanent alimentaţi la tensiune, frecvenţă constante şi forme sinusoidale.

BIBLIOGRAFIE

[1]. Iordache Mihaela, Chiuţă, I., Costinaş Sorina. Controlul calităţii energiei electrice. Editura AGIR, Bucureşti, 2000.

[2]. Costinaş Sorina, Asigurarea calităţii serviciului de alimentare cu energie electrică. Editura AGIR, Seria Electrotehnică-Electroenergetică, Bucureşti, 2012.

[3]. Albert Hermina, Coteanu, M., Lavrov, G., Vatra, F., Burloiu, C, Poanta, A. Necesitatea unei strategii smart grids pentru dezvoltarea SEN. ISPE partener local strategic pentru definirea si implementarea unui concept smart grids la nivel national. CNR - CME, mai 2011.

[4]. Council of European Energy Regulators (CEER), Working Group on Quality Electricity Supply, Second Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply, p. 24-25.

[5]. Halpin, S.M., Spyker, R.L., Nelms, R.M., Burch, R.F. Application of Double Layer Capacitor Technology to Static Condensers for Distribution System Voltage Control. IEEE Transactions on Power Systems, vol. II. Nr. 4, noiembrie 1996, p. 1899 - 1904.

[6]. Hingoran, U.N. Introducing Custom Power. IEEE Spectrum. iunie p. 41-48.

[7]. Goia, M.L., Golovanov, N., Vernescu, N. Utilizatori de energie electric alimentaţi la joasă tensiune. Editura AGIR, Bucureşti, 2011.


în Energetică


258

2012


în Energetică


259

2012

LUCRĂRI

SECŢIA II

Sisteme informatice, protecţii, automatizări şi telecomunicaţii pentru centrale electrice.


în Energetică


260

2012


în Energetică


261

2012

PREŞEDINTE : Prof.dr.ing. VICTOR VAIDA - Preşedinte al S.I.E.R. şi al I.R.E. (Institutul Român de Energie). VICEPREŞEDINŢI : Ing. VIOREL TUDOR - Director Electrocentrale Craiova Ing. IONEL LEU - Director Adj. Tehnic - Electrocentrale Turceni Ing. RAYMOND MAIORESCU - Director IT&C - SC Hidroelectrica S.A Ing. FLORIN IOAN POPESCU - Director Adjunct Exploatare Electrocentrale Rovinari Ing. NICOLAE CODREANU - Şef Secţie Electrică - Electrocentrale Deva REFERENT GENERAL : Dr.ing. DOINA ILI ŞIU - Director Proiect Monitorizare funcţionare grupuri şi analiză

proiecte - CN Transelectrica - DEN MEMBRII : Ing. ILIE IONEL - Director Adjunct Producţie - Electrocentrale Craiova Ing. ŞERBAN IACOB - Consilier ISPE Bucureşti Ing. VULPEŞ NICOLAE - Şef Serviciu Informatică Industrială - SC Hidroelectrica Ing. LUCIAN ERDELI - Şef Birou Inf. Ind. - SH Rm. Vâlcea - SC Hidroelectrica Ing. RADU VERGHELET - Şef Birou Inf. Ind. - SH Porţile de Fier - SC Hidroelectrica Ing. SORIN PĂUNA - Şef Birou Inf. Ind. - SH Curtea de Argeş - SC Hidroelectrica Ing. DUMITRU SIMIONESCU - Şef Depart. IT&C- Complexul Energetic Turceni Ing. CAMELIA S ĂVULESCU - Electrocentrale Deva


în Energetică


262

2012


în Energetică


263

2012

2.3.- IMPACTUL CODURILOR PANEUROPENE ASUPRA

SISTEMELOR DE AUTOMATIZARE ALE GRUPURILOR GENERATOARE

Dr.ing. Doina Ilişiu

CN Transelectrica - DEN, Bucureşti, Bdul Hristo Botev nr. 16-18,sect.3 Tel.: 021 303 5613

Abstract: The paper presents the impact of europena network codes requirements on the main units equipments. Comparative analysis of the requirements of the new pan-European codes and the present Technical Code of RET point out the major items which need to be adapted. Keywords: grid code, power control , ancillary services, active power control, reactive power control, voltage control, power factor, low voltage ride through, requirements for generation, demand requirements.

1.- INTRODUCERE

Elaborarea Codurilor de conectare la nivel European derivă din hotărârile Consilului European 714/2009 si din necesitatea asigurării unor cerinţe tehnice comune în Europa. Asigurarea unui acelaşi nivel de cerinţe tehnice pentru toţi producătorii şi consumatorii de electricitate este un proces benefic atât pentru producătorii de echipamente cât şi pentru operatorii de reţea/sistem în intenţia vădită de asigurare a unei calităţi constante a produsului “energie electrică” într-o piaţă unică. O piaţă europeană unică de electricitate poate deveni viabilă numai în condiţiile unor reglementări unice europene a căror respectare poate fi garantată numai de entităţi (producători şi consumatori) ce utilizează echipamente care respectă standarde şi cerinţe tehnice de racordare comune. Realizarea unor coduri de conectare şi operare cu caracter de reglementare europeană de tipul coduri de reţea paneuropene, contribuie în final la asigurarea unui grad de siguranţă în funcţionare şi a unei calităţi a energiei electrice ridicat în întregul spaţiu European şi o tratare egală a consumatorului. În acest moment la nivel european funcţionează cinci sisteme sincrone (Europa Continentala, Nordel, Anglia, Irlanda şi Ţările baltice) cu legi de conectare a utilizatorilor (producători, distribuitori şi consumatori) şi reguli de reglaj putere-frecvenţă diferite. Ȋn consecinţă performanţele asigurate de fiecare sistem sincron în particular, sunt diferite.

1.1.- Obligativitatea Codurilor paneuropene

Codurile paneuropene, inclusiv cel pentru conectarea generatoarelor şi a consumatorilor/ distribuitorilor, au caracter de reglementare europeană. Astfel, Codul de conectare va intra în vigoare în a douăzecea zi de la publicarea sa în Monitorul Oficial al Uniunii Europene. Nu mai târziu de zece ani de la intrarea în vigoare a prezentului Cod de reţea, toate unităţile existente trebuie să se conformeze cu toate dispoziţiile din codul de reţea sau să primească o

decizie de derogare de la operatorul de reţea cu privire la dispoziţiile pentru care acestea nu sunt conforme. Derogările sunt emise şi gestionate de operatorul de reţea astfel încât în termen de cel mult cinci ani toate grupurile generatoare care nu sunt conforme cu una din cerinţele Codului să îşi soluţioneze neconformităţile fie printr-o derogare fie prin îmbunătăţirea performanţelor. Formularele de cerere de analiză a neconformităţilor se vor depune la fiecare operator de reţea nu mai târziu de 6 luni de la intrarea în vigoare a Codului reţelei. Operatorul de reţea trebuie să comunice solicitantului decizia de acordare a derogării şi să aibă un registru cu toate derogările acordate. Cererea de derogare, prezentată în scris operatorului de reţea, va cuprinde următoarele informaţii: datele de identificare ale părţii solicitante, descrierea motivului pentru care se doreşte modificarea, dispoziţia/parametrul din Codul reţelei pentru care se solicită derogare. Operatorul de reţea trebuie să păstreze un registru al tuturor derogărilor pe care le-a acordat şi să furnizeze ENTSO-E un registru actualizat cel puţin o dată la 6 luni.

2.- STRUCTURA CODULUI DE CONECTARE A GENERATOARELOR

Codul este construit astfel încât fiecare tip de

generator este clasificat după puterea produsă, cerinţele fiind astfel clasificate din punct de vedere al managementului sistemului (cunoaşterea datelor tehnice şi asigurarea monitorizării surselor de producere) al cerinţelor privind reglarea puterii active şi comportarea la variaţiile frecvenţei, al cerinţelor legate de stabilitatea de tensiune (reglajul tensiunii în punctul de conectare, reglajul puterii reactive) şi cerinţe privind comportarea grupurilor în situaţii de urgenţă/restaurare, această categorie incluzând şi cerinţe privind „robusteţea” în funcţionare, dată de comportarea la defecte.


în Energetică


264

2012

2.1- Clasificarea unităţilor generatoare

Unităţile generatoare sau centralele electrice eoliene sunt prezentate mai jos (Tabelul 1).

2.2- Cerinţele specifice

Cerintele adresate tipului:

B pune accentul pe comportamentul dinamic, solicititandu-se o precizie de reglaj si un grad de automatizare ridicat.

C solicita un grad de automatizare a grupurilor care sa asigure atenuarea oscilatiilor alaturi de maximizarea raspunsului grupului la evenimente in sistem dar si o mai buna comunicare si schimb de informatii cu opertaorii de sistem si retea. Acestea trebuie sa asigure un raspuns stabil si controlabil in timp real, sa asigure servicii tehnologice de sistem

D – solicita asigurarea de servicii de sistem specifice tensiunii de 220kV si 400kV, inclusiv asigurarea functionarii sigure a retelei interconectate din care face parte.

Tabelul 1 - Clasificarea unităţilor generatoare sau a centralelor electrice în tipurile B , C, D

Incadrarea in una din categorii este stabilita de catre operatorul de sistem impreuna cu operatorul de retea si aprobata de autoritatea de reglementare nationala ANRE.

Implicatii pentru grupurile de tip A (0,8 kW-1 MW): • RAV si protectii generator : sa asigure

functionarea in domeniul: 47,5-51,5 Hz ; • RAV – sa asigure functionarea in modul

LFSM-O cel putin pentru f>50,5Hz ; • Automatica de deconectare automata sau

manuala in maxim 5 sec;

Implicatii pentru grupurile de tip B (1 MW – 50MW): • toate cerintele de la tipul A; • RAV/DCS – asigurarea unei interfete pentru

preluarea varitiei de putere solicitata • RAT – asigurarea FRT (defecte simetrice si

asimetrice) la nivelul precizat de TSO; • protectii – asigurarea tuturor functiilor solicitate; • schimbul de informatii: in timp real si periodic

(orar);

Implicatii pentru grupurile de tip C (50 MW-75 MW): • toate cerintele de la tipul B; • RAV/DCS asigurarea unui reglaj primar; • SCADA: asigurarea transmiterii semnalelor:

stare reglaj primar, consemn putere activa, putere activa;

• echipamente specializate pentru monitorizarea asigurarii reglajului primar;

• RAT: operare

2.2.1- Comportamentul la variaţiile de frecvenţă

Principala noutate constă în impunerea unor cerinţe şi responsabilităţi specifice grupurilor mici (1 MW),

cerinţe inexistente în cele mai multe Coduri de reţea. Dintre acestea cele mai importante sunt legate de obligativitatea rămânerii în funcţionare pe un domeniu larg de frecvenţă: 47.5 Hz –51.5 Hz şi la variaţii de frecvenţă de 2Hz/s. În ceea ce priveşte schemele de reglare şi setările acestora, schemele de protecţie şi reglajele acestora se prevăd următoarele:

- Schemele şi setările dispozitivelor de reglaj a puterii generate (RAV şi regulatoare de putere) trebuie să fie coordonate şi convenite între operatorul de reţea şi operatorul grupului, în special în una din situaţiile: funcţionarea insularizată şi amortizarea oscilaţiilor locale şi interzonale.

- Începând cu unităţile generatoare clasa C, puterea activă a grupului generator trebuie să fie controlabilă. În acest sens, sistemul de reglaj al grupului generator trebuie să fie capabil să primească o valoare de referinţă (setpoint), implementat fie manual fie automat prin echipamente controlate de la distanţă de operatorul de sistem.

- Operatorul de sistem are dreptul de a solicita grupului generator producerea oricărei puteri între nivelul minim şi maxim reglat. Răspunsul puterii active la variaţia de frecvenţă este limitat de capacitatea maximă a grupului pentru frecvenţe scăzute.

3.- SCHIMBUL DE INFORMA ŢII

Acest capitol reprezintă o noutate şi vine să

reglementeze schimbul on line şi off line (de date tehnice) între operatorul grupului şi OTS. Aceste solicitări sunt prezente începând cu grupurile de clasă B. Dintre reglementări cele mai importante sunt:


în Energetică


265

2012

- OTS şi Operatorul de reţea definesc lista exactă a datelor care vor fi transmise;

- Grupul generator va fi echipat în conformitate cu standardul aprobat de OTS sau Operatorul de reţea pentru a transmite informaţii în timp real sau post eveniment, pe o anumită perioadă.

Informaţiile în timp real sunt necesare pentru a

monitoriza funcţionarea grupului, schimbul de informaţii cuprinzând:

- starea semnalului de funcţionare a grupului în reglaj primar;

- puterea activă programată (consemnul de putere); - valoarea măsurată a puterii active; - valoarea statismului; - puterea disponibilă inclusiv pentru centralele

eoliene şi solare, dacă acestea funcţionează în limitare.

- grupul generator trebuie să aibă echipamente care să înregistreze următorii parametrii: tensiune, puterea activă, puterea reactivă, frecvenţa şi armonice. Setările aparatului de înregistrare a defectului, inclusiv criteriile de declanşare şi perioada de înregistrare se stabilesc de către operatorul de sistem şi OTS.

Modificările / modernizarile / înlocuirile aduse echipamentelor grupurilor, ce ar avea un impact semnificativ asupra reţelei sau interconexiunii dintre sisteme, cum ar fi: turbine, generatoare, convertoare, echipamente de înaltă tensiune, de protecţie sau de control (hardware şi software), vor fi aduse la cunoştinţă Operatorului de reţea, pentru ca acesta să stabilească, înainte de PIF, setările necesare.

4.- MODELE MATEMATICE ŞI SIMULARI

Fiecare operator de sistem are dreptul să solicite modelele de simulare. Acestea trebuie furnizate în formatul cerut de operatorul de sistem evidenţiind comportamentul unităţii generatoare în starea de echilibru şi în comportament dinamic (pe termen scurt, pe termen lung şi tranzitoriu) în punctul comun de conectare. În scopul simulării dinamice, modelul trebuie să conţină următoarele sub-modele: reglajul vitezei şi al puterii, reglajul tensiunii, inclusiv PSS, sistemul de excitaţie şi limitările, modelele de protecţie a generatorului, respectiv convertorul. Operatorul de Sistem poate solicita suplimentar cerinţe pentru modele pentru studiile de sistem dinamice şi statice, studii ale operatorului grupului pentru demonstrarea performanţelor dinamice si statice .

5.- TESTAREA CONFORMITĂŢII CU CERINŢELE CODULUI

Operatorul de Sistem are dreptul de a solicita teste de conformitate cu cerinţele codului de reţea sau cu legislaţia naţională.

Operatorul grupului este responsabil pentru efectuarea testelor, în conformitate cu condiţiile prevăzute în Codul de reţea fiind responsabil de siguranţa personalului şi a centralei pe perioada probelor. Costurile probelor vor fi suportate de operatorul grupului. Decizia în ceea ce priveşte participarea operatorului de sistem la probe şi modul participării rămâne la latitudinea exclusivă a operatorului de sistem. Unitatea generatoare trebuie să demonstreze capacitatea tehnică de a varia continuu puterea activă pentru a contribui la reglajul frecvenţei în sistem şi trebuie să verifice starea de echilibru a parametrilor reglării cum ar fi: insensibilitatea, statismul, banda moartă, banda de reglare, şi parametrii dinamici, inclusiv răspunsul la variaţia de frecvenţă. Probele se efectuează prin aplicarea unor trepte de frecvenţă astfel încât să activeze cel puţin 10% din capacitatea maximă de schimb a puterii active, luând în considerare setările statismului şi a benzii moarte. Semnalele simulate de abatere de frecvenţă se injectează simultan ambelor regulatoare de viteză şi de putere, dacă acestea există. Probele sunt considerate bune dacă se îndeplinesc următoarele cerinţe: rezultatele testelor, atât pentru parametrii dinamici cât şi pentru cei statici, sunt în conformitate cu cerinţele prevăzute în Cod şi nu au loc oscilaţii neamortizate după schimbarea treptei de răspuns.

6.- CONCLUZII

Ediţia în vigoare a Codului Tehnic RET a fost elaborată în 2004, înaintea interconectării SEN la sistemul sincron al Europei Continentale. Este nevoie urgentă ca acesta să fie revizuit şi să includă şi noutăţile şi cerinţele Codului Paneuropean, cel puţin:

1. Clasificarea grupurilor generatoare în 4 clase A, B, C şi D cu tratarea în acelaşi mod a grupurilor generatoare şi a centralelor electrice eoliene.

2. Introducerea cerinţei de trecere peste defect nu numai pentru grupurile generatoare eoliene ci şi pentru grupurile clasice (sincrone) de putere mică (clasa B şi C, adică între 0,1MW şi 10MW).

3. Introducerea cerinţelor privind reglajul de tensiune prin impunerea unor domenii de reglare de tipul U-dQ/Pmax, atât pentru centralele electrice eoliene cât şi pentru grupurile generatoare clasice.

4. Introducerea ca obligaţie a dotării cu PSS a grupurilor de tip D.

5. Schimbul de date între operatorul grupului şi OTS este reglementat atât pentru informaţiile

online cât şi pentru informaţiile tehnice printre care şi obligaţia furnizării către OTS a modelului matematic al grupului.

6. Reglementarea obligaţiei de a realiza teste cu simulări de semnale pentru demonstrarea


în Energetică


266

2012

conformităţii grupului / centralei electrice eoliene cu cerinţele codului.

7. Stabilirea obligativităţii îndeplinirii cerinţelor codului de către toate unităţile generatoare din sistem şi administrarea de către OTS a unui registru de derogari cu obligativitatea unităţii de conformare în maxim 5 ani de la intrarea în vigoare a codului paneuropean.

Prezentul articol reprezintă prima abordare

publică a consecintelor aplicarii principalelor coduri paneuropene.

BIBLIOGRAFIE

[1]. "UCTE Operation Handbook", Version 2.5E, Union for the Coordination of Transmission of Electricity (UCTE), Brussels, Belgium, 20 July 2004. Available: http://www.ucte.org/_library/ohb/

[2]. "Manual Time Error Correction Standards", Standard # WEQBPS-004- 000, Version 0, Draft 3, NAESB, 15 January 2005. Available: http://www.naesb.org/pdf2/weq_bklet_011505_tec_mc.pdf

[3]. "The Grid Code", Issue 3, Revision 29, National Grid Electricity Transmission, Warwick, U.K., 1

September 2008. Available: http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/1403354E-36F2-4010-A72C-F36862E1FF3E/27938/zFullGBGridCodeI3R29.pdf

[4]. "Active power control în the UCPTE system. Inventory", Version 2.5E, Union for the Co-ordination of Production and Transmission of Electricity (UCPTE), 1991.

[5]. "Final Report - System Disturbance on 4 November 2006", Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE), Brussels, Belgium, January 2007. Available: http://www.ucte.org/_library/otherreports/Final-Report-20070130.pdf

[6]. “Five Good Reasons to Abandon Synchronous Time Control”, Yann G. Rebours, Member, IEEE, Julien Pestourie, and Etienne J. Monnot Powertech

[7]. “Monitoring of generating units’ contribution to Frequency and Voltage Control”, P. Juston, F. Guy, S. Henry, P. Bertolini Powertech

[8]. Roşca P. – Măsurări electronice, senzori şi traductoare, Ed. Alma-Mater, 2002;

[9]. Energetică Industrială - 1451 b - 9 - Creţu Nicu Cătălin.


în Energetică


267

2012

2.4.- OPTIMIZAREA FUNC ŢIONĂRII GRUPULUI ENERGETIC NR.3

DEVA, DE 235 MW, PE BAZA ANALIZEI “On line” A PARAMETRILOR TEHNICO-ECONOMICI DE EXPLOATARE

Prof. dr. ing. Victor Vaida - SIER, [email protected]

Dr.ing Codreanu Nicolae, Ing. Dancu Traian, Ing. Stezar Horia, Ing. Olosutean Daniel Electrocentrale Deva, Mintia, Str. Şantierului nr.1, Tel. 0254-236408, Fax: 0254-236404,

Email: [email protected], [email protected], [email protected] [email protected],

Summary: In this study we present and analyze the facility of software tool implemented in MetsoDNA distributed control system of unit no. 3 from Mintia power plant . With this tool it is posibile to create customer-specific displays witch can optimise the operation of the unit and reduce the energy production costs. Key words:DCS, optimise, energy production costs, energy production loses. 1. INTRODUCERE Performanţele tehnico economice şi rentabilizarea

funcţionării unui grup energetic modern într-o piaţă concurenţială de tip „Bursa de energie” se realizează pe baza unor decizii manageriale şi de exploatare optime luate în timp util. Alegerea deciziilor de exploatare optime referitoare la regimul de funcţionare tehnico-economic se poate realiza doar pe baza analizării unor parametrii tehnico - economici calculaţi în timp real care să evidenţieze funcţionarea reală şi a grupului energetic analizat.

La blocul energetic nr.3 al S.C. Electrocentrale Deva S.A. astfel de parametrii sunt calculaţi cu ajutorul uneltelor software ale sistemului DCS „MetsoDNA” furnizat de firma Metso Automation , Finlanda.

Parametrii tehnico-economici astfel calculaţi sunt disponibili pe un display operator special creat, fiind în permanenţă disponibil operatorilor şi a şefului de tură care are obligaţia şi autoritatea necesară să ia măsuri corective în scopul aducerii valorilor de consum de combustibil şi a pierderilor de energie evidenţiate la valorile optime şi astfel să optimizeze funcţionarea blocului din punct de vedere tehnico-economic.

Valorile acestor parametrii sunt stocaţi în baza de date a sistemului DCS putând fi astfel grupaţi sub formă de rapoarte care pot fi analizate în mod „off line” atât în reţeaua Dna specifică DCS-ului bloc 3 cât şi în reţeaua administrativă. De asemenea gruparea acestor parametrii sub formă de rapoarte pot reprezenta date de intrare pentru alte aplicaţii de calcul tehnico-economic rulate de către departamentele abilitate din reţeaua administrativă.

În urma desfăşurării proiectului de „upgrade” al sistemului DCS de la Damatic XDi la Damatic DNA,

s-a realizat şi conectarea reţelei DNA cu reţeaua administrativă.

În figura 1 este prezentată noua arhitectură a sistemului DCS bloc 3 al S.C. Electrocentrale Deva S.A.

2. CALCULUL COREC ŢIILOR DE

PUTERE ŞI DE CONSUM

Calculul corecţiilor de putere şi de consum se face pe baza curbelor de corecţie a turbinei date de producătorul acesteia, firma ALSTOM.

Conform producătorului turbinei puterea electrică corectată se calculează conform relaţiei:

P

elmelc K

PP =

Pelc – reprezintă puterea electrică corectată Pelm – reprezintă puterea electrică măsurată la

bornele generatorului KP – reprezintă factorul de corecţie care este

compus din mai mulţi factori conform relaţiei: KP = (1+0.01·KP01)· (1+0.01·Kt01)· (1+0.01·KtR)· (1+0.01·KPdR)· (1+0.01·KPex)· (1+0.01·Ktfw) KP01 – reprezintă factorul de corecţie pentru presiunea aburului viu K t01 – reprezintă factorul de corecţie pentru temperatura aburului viu K tR – reprezintă factorul de corecţie pentru temperatura aburului intermediar KPdR – reprezintă factorul de corecţie pentru căderea de presiune pe circuitul aburului intermediar KPex – reprezintă factorul de corecţie pentru vid K tfw – reprezintă factorul de corecţie pentru temperatura finală a apei de alimentare


în Energetică


268

2012

Calculul consumului specific de energie se face conform relaţiei:

q

mc K

qq =

qc- consum de energie corectat qm- consum de energie măsurat Kq – reprezintă factorul de corecţie care este compus din mai mulţi factori conform relaţiei: Kq = (1+0.01·KP01)· (1+0.01·Kt01)· (1+0.01·KtR)· (1+0.01·KPdR)· (1+0.01·KPex)· (1+0.01·Ktfw) KP01 – reprezintă factorul de corecţie pentru presiunea aburului viu K t01 – reprezintă factorul de corecţie pentru temperatura aburului viu K tR – reprezintă factorul de corecţie pentru temperatura aburului intermediar KPdR – reprezintă factorul de corecţie pentru căderea de presiune pe circuitul aburului intermediar KPex – reprezintă factorul de corecţie pentru vid K tfw – reprezintă factorul de corecţie pentru temperatura finală a apei de alimentare

Factorul de corecţie atât pentru corecţia puterii cât şi

pentru corecţia consumului de energie au aceeaşi formulă de calcul doar că diferă alura curbelor parametrilor cu acelaşi nume, pentru corecţia puterii electrice faţă de corecţia consumului de energie. Curba parametrului de corecţie KPex pentru corecţia puterii electrice produse este prezentată în figura 2.

Curba parametrului de corecţie KPex pentru corecţia consumului de energie este prezentată în figura 3.

-1,3

-1,1

-0,9

-0,7

-0,5

-0,3

-0,1

0,1

0,02 0,025 0,03 0,035 0,04 0,045

vid [bar]

kpex

[%]

Fig. 2. Curba parametrului de corecţie KPex pentru

corecţia puterii electrice produse

-0,200

1,800

3,800

5,800

7,800

9,800

0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08

vid [bar]

kpex

[%]

Fig. 3. Curba parametrului de corecţie KPex pentru

corecţia consumului de energie


în Energetică


269

2012

Parametrul KPex variază în mod diferit în funcţie de debitul de abur vehiculat prin turbină, având în realitate o familie de curbe de variaţie cum se poate observa şi din figurile 3 şi 4, în care cu albastru este reprezentată variaţia cu vidul a parametrului KPex la un debit abur viu vehiculat prin turbină de 480 t/h, cu galben este reprezentată variaţia cu vidul a parametrului KPex la un debit abur viu vehiculat prin turbină de 640 t/h iar cu violet este reprezentată variaţia cu vidul a parametrului KPex la un debit abur viu vehiculat prin turbină de 655 t/h. Familiile de curbe de corecţie au fost introduse în DCS, iar calculul valorilor de corecţie atât pentru corecţia consumului cât şi pentru corecţia puterii produse se realizează în timp real astfel încât, operatorii şi şeful de tură poate lua în timp util măsurile ce se impun pentru a readuce parametrii la valorile nominale.

Ecranul operator în care sunt prezentate valorile abaterilor este prezentat în figura 4.

Fig. 4. Display operator cu afişarea abaterilor de la

valorile nominale.

Din figura 4 se poate observa influenţa abaterii valorii vidului de la valoarea nominală. Această abatere se poate interpreta ca o pierdere de 1.04 MW şi un consum de combustibil mai mare cu 1,08 gcc/kW faţă de consumul nominal la acelaşi debit de abur vehiculat prin turbină dar cu valoarea vidului la nominal.

3. CONCLUZII În exploatarea blocurilor energetice este foarte

dificil să se menţină toţi parametrii la valorile lor nominale, iar pentru operatori este aproape imposibil să-şi facă o idee despre consumurile suplimentare pe care se realizează şi implicit de valoarea pierderilor cauzate de o exploatare defectuasă.

Un astfel de display a căror valori sunt calculate în timp real evidenţiază şi în acelaşi timp cuantifică operatorilor consumurile suplimentare realizate şi implicit pierderile de energie realizată.

De asemenea defalcarea pe fiecare criteriu perturbator a acestor calcule facilitează acţiunile corective ce trebuie luate de către operatori pentru reducerea pierderilor.

În lipsa unui astfel de display asemenea calcule se realizau de obicei la sfârşitul fiecărei luni calendaristice, moment în care se puteau doar constata pierderile realizate nemaiputânduse corecta nimic în sensul scăderii acestor pierderi.

BIBLIOGRAFIE

[1] Metso Automation Inc. - FbCAD Manual Collection 2009 rev.3

[2] Metso Automation Inc. - DNAuseEditor Manual V1.1 [3] Alstom Power Sp. Elblag - Corection Curves For

unit 3.


în Energetică


270

2012

2.6.- MODERNIZAREA REPARTITORULUI LOCAL FRECVEN ŢĂ PUTERE

DE LA ELECTROCENTRALE ROVINARI PENTRU PRELUAREA ON-LINE A PUNCTELOR DE FUNC ŢIONARE

Ing. Marius Bîzgă Ing. Emil Viorel Mihai

Complexul Energetic Oltenia - Electrocentrale Rovinari Rovinari, Str. Energeticianului nr. 25, Tel. 0253-372556, Fax 0253-371590,

Email: [email protected], [email protected]

Summary: This paper reveals the solution applied at Rovinari PP to be able to receive the Base Point for each power Unit. 1.- SCURT ISTORIC Repartitorul Local Frecvenţă Putere - RLFP care

a echipat termocentrala Rovinari a fost proiectat în anul 1998 şi dimensionat pentru funcţionarea în reglaj secundar frecvenţă-putere a grupurilor 5 şi 6 (grupuri care erau modernizate prin programul A2). RLFP era echipat un PLC Simatic S5 şi module I/O. Ulterior, în anul 2001, pe canalele I/O rezervă, a fost conectat la reglajul centralizat şi grupul 4, ocupându-se astfel toate canalele I/O. După reabilitarea grupului 3, echipat cu sistemul distribuit de control DCS Ovation, întrucât la nivelul sistemului RLFP nu mai existau canale I/O libere, pentru funcţionarea în reglaj centralizat a acestui grup a fost necesară deconectarea grupului 6 de la dulapul RLFP şi introducerea semnalelor de la grupul 3. Concluzionând, modernizarea RLFP a fost impusă de:

- modulele erau încărcate 100%, fiind în imposibilitatea de a conecta şi grupul 6 pentru funcţionarea în reglaj secundar frecvenţă-putere;

- imposibilitatea ca RLFP să fie configurat pentru recepţionarea de la DEN a punctului de funcţionare (Base Point) pentru fiecare grup şi adaptarea reglajului secundar la funcţionarea în buclă de putere netă, deoarece nu existau canale I/O libere pentru achiziţia unor semnale noi, iar cofigurabilitatea era foarte greoaie, necesitând echipament special şi personal instruit;

- echipamentul era uzat fizic şi moral, fiind scos din fabricaţie;

- nu erau disponibile piese de schimb; - în cazul construcţiei unui grup nou, acesta

nu se putea conecta la reglajul centralizat. - alinierea la noile cerinţe privind asigurarea

Serviciilor Tehnologice de Sistem (STS), şi anume asigurarea reglajului secundar frecvenţă-putere pentru grupurile 3, 4, 5 şi 6,

2.- ALEGEREA SOLUŢIEI

Pentru conducerea operativă a instalaţiilor electrice aferente IDG (Instalaţie de desulfurare a gazelor) bloc 3, bloc 6 şi comune de la termocentrala Rovinari s-a prevăzut un sistem mini SCADA. Acest sistem sistem cuprinde staţie de inginerie, staţii de operare (la nivelul CCE), staţie arhivare, staţie antivirus, echipament de interconexiune, precum şi software specific. Astfel, a fost aleasă soluţia cu utilizarea unui controller redundant Ovation cu module I/O, dedicat funcţiilor asigurate de RLFP, controller care să fie conectat la reţeaua mini SCADA existentă. Utilizarea unui controler redundant Ovation conectat la reţeaua existentă a mini SCADA determină o serie de avantaje:

- existenţa software-ului de bază şi a uneltelor de configurare (sistemul mini SCADA este deja echipat cu staţie de inginerie);

- utilizarea aceluiaşi hardware (controlere, module) cu cel deja aflat în funcţiune în unitate;

- setarea directă, numeric, fără erori, a benzii de reglaj pe fiecare grup;

- existenţa echipamentului la nivelul CCE; - există personal instruit pentru lucrul cu acest

tip de echipament (inginerii de sistem DCS Ovation);

- interconectare facilă cu sistemele DCS Ovation de la grupurile 3 şi 6;

- extindere facilă în caz de nevoie; - permite desfăşurarea unei activităţi de

mentenanţă eficientă (o singură bază de piese de schimb, o singură bază de dotări pentru verificări, teste);

- scăderea costurilor de mentenanţă; - configurabilitate deosebită; - arhivarea pe termen lung a datelor, fapt care

permite analiza ulterioară în cazul dezechilibrelor;

- posibilitatea vizualizării de către DSTC simultan a tuturor mărimilor caracteristice


în Energetică


271

2012

reglajului centralizat pentru fiecare grup, prin intermediul unui ecran specific al staţiei de operare din CCE.

- adaptare rapidă la noile cerinţe privind reglajul frecvenţă-putere. În fig. 1 este prezentată încadrarea

controllerului RLFP în reţeaua SCADA existentă.

Fig. 1. Încadrarea controllerului RLFP în reţeaua miniSCADA

3.- DIMENSIONAREA RLFP

Repartitorul Local Frecvenţă Putere a fost dimensionat astfel încât să poată asigura funcţionarea atât în modul în care se recepţionează ordinul de reglare unic pe centrală, cât şi în noul mod de funcţionare în care se recepţionează on-line punctul de funcţionare pentru fiecare grup în parte. Plecând de la lista de semnale pentru funcţionarea în cele două regimuri, pentru dulapul RLFP au fost necesare:

- controler redundant Ovation; - rack-uri pentru unitatea centrală şi modulele

I/O; - sursa de alimentare redundantă 220 V cc; - 24 intrări pentru semnale analogice 4…20

mA (3 module HART AI); - 20 ieşiri pentru semnale analogice 4…20 mA

(5 module AO); - 64 intrări pentru semnale digitale (4 module

Compact Contact Input); - 64 ieşiri pentru semnale digitale (4 module

DO); Au fost prevăzute 16 sloturi libere pentru o

eventuală extindere.

Toate semnalele analogice de intrare/ieşire din RLFP au fost conectate prin intermediul separatoarelor galvanice, iar toate semnalele logice de intrare/ieşire din RLFP au fost conectate prin intermediul unor relee de separare.

Conexiunea la switch-urile reţelei existente s-a realizat prin intermediul fibrei optice şi media converter-uri.

4.- INTERFAŢA GRAFICĂ LA NIVELUL CAMEREI DE COMAND Ă CENTRALĂ Existenţa staţiilor de operare la nivelul camerei de

comandă centrală a permis realizarea unei interfeţe grafice prin intermediul căreia dispecerul şef tură centrală DSTC să poată vizualiza mărimile principale referitoare la reglajul secundar pentru fiecare grup în parte.

Prin intermediul ecranului de la DSTC (fig. 2) sunt afişate următoarele mărimi:

a) pentru fiecare grup: - puterea brută; - puterea netă; - puterea minimă setată pentru RC; - puterea maximă setată pentru RC; - referinţa de putere pentru RC;


în Energetică


272

2012

- banda de reglare; - punctul de funcţionare. b) pentru centrală: - ordinul de reglare; - suma Pmin la grupurile aflate în RC;

- suma BR la grupurile aflate în RC; - suma PF De la nivelul acestui ecran se poate selecta modul

de funcţionare (putere brută sau recepţionare consemn de putere netă).

Fig. 2. Interfaţa grafică la nivelul CCE

BIBLIOGRAFIE [1] Marian Cernat, Doina Ilişiu – Prezentare

„Transmiterea directă a Punctelor de funcţionare ale unităţilor dispecerizabile – de la necesitate de sistem la implicaţii asupra centralelor”, SIER 2011

[2] Doina Ilişiu, Florin Bălaşiu – Prezentare

„Implicaţii ale Codului Paneuropean de conectare a generatoarelor”, SIER 2011

[3] Emerson Process Management – Proiect Tehnic RLFP Rovinari.

.


în Energetică


273

2012

2.8.- ASSET SUITE – SOLUTIE INFORMATICA INTEGRATOAR E

PENTRU PROCESELE DE LUCRU ALE CNE CERNAVODA

Ing. Florea Cristian – Departament Control Lucrari

Societatea Nationala Nuclearelectrica SA - Sucursala CNE Cernavoda Str. Medgidiei, Nr. 2, Loc Cernavoda, Jud Constanta, Romania, Cod Postal 905200

Tel: 0241.80.2697 ; Mobil: 0723.722.521 e-mail: [email protected]

Summary: One of the most important aspects in nuclear industry of the world, specially for a Nuclear Power Plant, is the infrastructure created to contribute to the work processes improvement. CNE Cernavoda started implementation of Ventyx Asset Suite System, a complex informatic solution which comprises many modules designed for the integration of departamental specific work processes. The current paper presents the overall structure of Ventyx-Asset Suite product, the existing situation at CNE Cernavoda, and main facilities given by the implemented modules. 1. INTRODUCERE

Centrala Nuclearoelectrica de la Cernavoda, prin

cele doua unitati ale sale aflate in exploatare, asigura aproximativ 18% din necesarul de energie electrica la nivel national. Pe plan international, Unitatile 1 si 2 ale CNE Cernavoda inregistreaza performante deosebite raportate atat la performantele centralelor de tip CANDU cat si comparativ cu restul centralelor nucleare din intreaga lume.

Rezultatele deosebite obtinute se datoreaza

acceptarii si aplicarii de catre personalul CNE Cernavoda a practicilor de conduita profesionala:

- mentinerea la cote maxime a sigurantei si sanatatii publicului si personalului centralei; - interesul pentru securitatea centralei prin

lucrari de inalta calitate si proceduri de lucru standardizate;

- protejarea mediului inconjurator; - aplicarea principiilor ALARA (As Low As

Reasonable Achievable)

Pe langa acestea, o pondere importanta in

obtinerea performantelor o reprezinta infrastructura

creata pentru imbunatatirea continua a proceselor de lucru existente si alinierea acestora la cele mai bune practici existente la nivel international. Acest interes a fost manifestat continuu, inca de la punerea in functiune a Unitatii 1 (decembrie 1996) si constituie si in prezent o provocare, o necesitate de aliniere la standardele din domeniu.

2. ALEGEREA SOLUTIEI In contextul prezentat, CNE Cernavoda si-a

manifestat interesul inca din anul 2003 pentru achizitionarea si implementarea unui sistem informatic complex, pentru integrarea si optimizarea proceselor de business din Centrala.

In urma unui concurs de solutii, in 2005 a fost selectata solutia PassPort INDUS (actual Ventyx Asset Suite), utilizata pe scara larga de catre centralele nucleare: 19 din primii 20 de operatori nucleari din America de Nord si 9 din primii 10 producatori de energie din Europa utilizeaza solutii Ventyx. Solutia este in continuare adoptata de tot mai multi clienti din toata lumea: Olanda (EPZ), Slovenia (NEK), Franta (EDF pentru 58 reactoare din 19 centrale nucleare) si din 2010 China (CNNP - subsidiara China National Nuclear Corporation).

Sistemul ales / implementat impune un mediu automatizat / informatic de derulare a unor procese / proceduri specifice centralei nucleare. Acesta asigura desfasurarea continua a activitatilor conform procedurilor fara posibilitatea de exceptare si totodata o trasabilitate a tuturor acestor activitati necesare organismelor regulatorii.

3. IMPLEMENTAREA Modulele Asset Suite au fost implementate rand


în Energetică


274

2012

pe rand, incepand din luna mai 2006; implementarea a fost efectuata de catre o echipa mixta de proiect (specialisti Siveco Romania, CNE Cernavoda si Ventyx International).

Metodologia de implementare -Ventyx IndusPro™ (fosta ABACUS)- validata in sute de implementari din domeniul nuclear, a fost similara pentru toate modulele implementate si a cuprins urmatoarele etape:

- analiza proceselor existente si emiterea documentelor de referinta -WFAR- (Work Flow Analisys Report) pentru procesele analizate; - configurarea sistemului pentru modelarea proceselor existente cu facilitatile modulului si acomodarea unui proces unic la ambele unitati ale CNE Cernavoda.

- analiza si definirea cerintelor de raportare specifice fiecarui modul

- activitati de verificare si testare a aplicatiei; - elaborare documentatie suport pentru etapa de

pregatire; - pregatirea utilizatorilor finali; - asigurare suport / asistenta tehnica permanenta

in perioada post-implementare. Asa cum este prezentat in Fig.1, la CNE

Cernavoda au fost deja implementate sapte module si sunt in curs de implementare alte patru.

In sectiunile 4 si 5 sunt prezentate pe scurt, principalele facilitati si zonele de proces acoperite de modulele implementate.

4. MODULE IMPLEMENTATE 4.1. Asset Suite - Work Management System Acest modul este destinat administrarii si

urmaririi activitatilor de mentenanta, definind si integrand procesele de baza din Centrala in conformitate cu standardele internationale – INPO AP 928 si INPO AP 913 – (procesele de initiere, evaluare, planificare, urmarire executie si inchidere lucrari).

Principalele avantaje ale Asset Suite-Work Management System (AS-WMS):

• Crearea unei baze de date centralizate pentru toate echipamentele instalate in Centrala cu detalii privind: cerintele de mentenanta preventiva, SCN-uri, piesele de schimb, fabricanti, locatii, cerinte speciale pentru echipamente (ISCIR, Reactivity Management, etc.), documentatie de referinta, calificari necesare interventiei;

• Initierea Cererilor de Lucrare in mod

Action Tracking

Labor Entry

Accounts Payable

MSDS

Total Exposure

Tag Out

Work Management

CENTRAL DATA

REPOSITORY

Purchasing

Contract Management

Design Engineering

Procurement Engineering

Mobile Warehouse Management

Personnel Qualification

Data

Inventory Management

Project Management

Engineering Change Control

Document Management

Implementate

7

In implementare

4

In asteptare

4

Neaplicabil la CNE

2

Fig.1 – Structura de ansamblu a sistemului Asset Suite si a stadiului implementarii modulelor la CNE Cernavoda

Legenda:


în Energetică


275

2012

electronic (cu posibilitatea urmaririi si vizualizarii stadiului implementarii pana la inchidere) – formularele vechi din hartie au fost inlocuite;

• Evaluarea electronica a Cererilor de Lucrare; • Transformarea electronica a Cererilor de

Lucrare in Dispozitii de Lucru; • Tiparirea pachetelor de lucru direct din

sistem, cu toate informatiile inregistrate in cadrul procesului de evaluare a lucrarilor;

• Urmarirea electronica a activitatilor care necesita amanare din diverse considerente (necesitati de procurare, constrangeri operationale, etc);

• Eliberarea si urmarirea electronica a permiselor de lucru;

• Inregistrarea electronica a progresului activitatilor;

• Pastrarea istoricului mentenantei la nivelul echipamentului;

• Interfata facila cu programele de planificare (Primavera P6);

• Permite intocmirea rapoartelor specifice pentru urmarirea indicatorilor de performanta.

In Fig.2 se prezinta ciclul de viata al unei lucrari de executie gestionat de modulul Asset Suite-Work Management System, de la initiere pana la inchidere:

4.2. Asset Suite - Action Tracking Acest Modul este destinat urmaririi

procesului de actiuni la nivel de Centrala, cel mai important lucru realizat de acest modul fiind legat de crearea posibilitatii de conectare a procesului de actiuni corective la nivel de Centrala cu alte procese generatoare de actiuni. Etapele procesului cuprind:

- initierea Cererii de Actiune (A/R); - initierea Actiunilor (Assignments); - aprobare A/R si notificare grup responsabil de

implementare actiuni; - acceptare actiune / data de finalizare;

- implementare / reprogramare actiune; - verificare / aprobare inchidere actiune; - evaluare / inchidere A/R Modulul Action Tracking este utilizat la nivelul

fiecarui departament / serviciu din Centrala, este in legatura cu celelalte module si permite:

• Monitorarea tuturor actiunilor din organizatie; • Urmarirea incarcarii individuale la nivel de

compartiment sau individ cu diversele tipuri de actiuni provenite din procesele interne;

• Identificarea de catre responsabil a actiunilor repartizate spre implementare direct din aplicatie si din rapoartele asociate;

Fig.2 – Ciclul de viata al unei lucrari de executie gestionat de Asset Suite-Modulul Work Management la CNE Cernavoda

Dispozitia de Lucru este evaluata

Una sau mai multe Cereri de Lucrare sunt asociate unei Dispozitii de Lucru

Problema a fost rezolvata

Dispozitia de Lucru este inchisa cand activitatile sale sunt finalizate

Progresul lucrarilor este inregistrat

Confirmarea disponibilitatii materialelor

Crearea unei Cereri de Lucrare

Identificarea problemei

Orele de munca inregistrate.

Stabilire saptamana de lucru / Oprire; Nivelarea resurselor.

Activitatile sunt descrise ; Factori de risc ; Resurse necesare; Cerintele speciale; Permise.

Data cand materialele sunt necesare; SCN & Cantitate necesara rezervata in inventar.

Materialele necesare sunt cerute / rezervate

Activitatile sunt planificate

Dispozitia de Lucru este aprobata

Verificarea in teren a pachetului de executie; Materialele verificate / ridicate; Data de executie stabilita pentru fiecare activitate.

Inchidere activitati; Comentarii / date de inchidere a lucrarii.


în Energetică


276

2012

Fig.3 – Structura Actiunilor la CNE Cernavoda

• Atentionarea responsabilului, in toate fazele actiunii, prin mesaj electronic de actiunea pe care trebuie sa o indeplineasca (mesaj de tip “AAA” -Action Awarness Alert – in Asset Suite si pe e-mail);

• Analiza globala a actiunilor generate dintr-o sursa (stadiul realizarii, intarzieri, eficienta implementarii actiunilor);

• Renuntarea la unele formulare pe hartie; • Obtinerea din sistem a rapoartelor pentru

urmarirea indicatorilor de performanta . In Fig.3 este prezentata schematic structura

actiunilor la CNE Cernavoda:

4.3. Asset Suite - Document Management Modulul Document Management (AS-DM),

integrat cu “Curator”- biblioteca de documente in format electronic a CNE – a permis centralizarea si accesarea in format electronic a tuturor documentelor, specificatiilor si desenelor. Interconexiunea AS-DM cu celelalte module Asset Suite a creat posibilitatea documentarii on-line a proceselor de productie din Centrala.

Facilitati oferite de acest modul: • Modulul permite gestionarea intregului proces

de emitere si revizie a documentelor controlate din CNE dar si centralizarea si arhivarea tuturor inregistrarilor (Records Management) – (Fig.4);

• Procesul de revizie si emitere documente se bazeaza pe rute electronice in AS-DM, persoanele implicate fiind incluse in liste de distributie si notificate prin e-mail. Comentariile ce duc la forma finalala a documentelor se inregistreaza tot electronic, eliminand astfel distribuirea acestora si primirea de feedback pe hartie;

• AS-DM permite atasarea documentelor la nivelul echipamentelor si a obiectelor Asset Suite (Cerere de Lucrare, Cerere de Actiune (A/R), Activitati ale Dispozitiilor de Lucru, etc.);

Odata asociat un set de documente unui

echipament, documentele la ultima revizie vor putea fi regasite la nivelul tuturor activitatilor ce se desfasoara asupra echipamentului;

• Modulul ofera posibilitatea atasarii documentelor controlate si inregistrarilor existente in Curator, precum si altor tipuri de fisiere electronice ce pot fi introduse in sistem:

Fig.4 – Gestionarea documentelor in AS-DM

ACTION REQUEST (Sursa)

PRIORITATE “HIGH” (Actiuni pe Centrala)

PRIORITATE “LOW” (Actiuni Interne Departamentale)

ACTIUNI (Assignments)

ACTIUNI (Assignments)

ACTIUNI TIP “RCA” Evaluare

Investigare Root cause

RESP. VERIFICARE (Owed To Group)

- Operating Experience Group -

ACTIUNI TIP “AID” (Actiuni Interne Departamentale)

RESP. VERIFICARE (Owed To Group)

- Compartiment Initiator -

ACTIUNI TIP “RAC” Corectiv Preventiv

Imbunatatiri RESP. VERIFICARE (Owed To Group) – AQ –


în Energetică


277

2012

- in timpul procesului de evaluare a activitatilor: - sectiuni (crop) din desene/documente controlate, schite de mana, fotografii, filme sau alte fisiere electronice cu date necesare executiei lucrarii; - inregistrari de referinta in format tabelar sau in format specific tehnicilor predictive existente in CNE; - fise de calibrare sau alte rapoarte extrase din diverse aplicatii ale CNE.

- in timpul procesului de executie si inchidere activitati: - buletine de verificare / fise de calibrare completate, fisiere specifice tehnicilor de mentenanta; - date in format tabelar, fotografii, filme, etc.

4.4. Asset Suite - Equipment Tag-Out Acest modul administreaza procesul de aplicare a

protectiei pe echipamentele asupra carora se desfasoara diverse activitati (mentenanta, teste, inspectii etc.), incepand cu faza de identificare a acestei cerinte, pana la ridicarea protectiei.

Modulul Asset Suite - Equipment Tag-Out (AS-ETO) este destinat utilizarii de catre personalul Departamentelor Exploatare si Reparatii ale CNE Cernavoda si permite:

• identificarea si referentierea echipamentelor de izolare pentru un echipament principal ce urmeaza a fi indisponibilizat;

• inregistrarea pozitiilor normale de functionare pentru echipamentele ce se constituie puncte de izolare;

• identificarea pe diverse criterii (TAG echipament, BSI, FEG, locatie) a lucrarilor si a gruparii ulterioare a acestora sub aceeasi izolare.

• semnalarea de catre AS-ETO a potentialelor conflicte de pozitie care apar ca urmare a amplasarii tagurilor de protectia muncii, a indicatorilor de test si securitate (Fig.5);

• referentierea documentelor suport la nivelul

Foilor de Manevra in vederea tiparirii acestora;

• crearea si pastrarea in sistem a Foilor de Manevra Model care pot fi consultate si printate ulterior, la o noua executie a lucrarii;

• identificarea si referentierea persoanelor autorizate ca Sefi de Lucrare;

• simplificarea activitatii de creare a foii de manevra la activitatile repetitive (tip “PM”) prin crearea de Foi de Manevra Model.

• legatura directa cu celelalte module ale aplicatiei Asset Suite, cu posibilitatea referentierii documentelor si a diferitelor obiecte Asset Suite (Cerere de Lucrare, Dispozitie de Lucru, A/R, Permis de Lucru).

4.5. Asset Suite – Personnel Qualification Data Odata cu implementarea acestui modul a fost creat

in Asset Suite un nomenclator de calificari asociat pentru inceput numai personalului de mentenanta (poate fi extins si la alte categorii de personal din cadrul departamentelor CNE).

Modulul Asset Suite-Personnel Qualification Data (AS-PQD) a fost integrat cu aplicatia Oracle Learning Management (OLM) si Oracle HR (baza de date a inregistrarilor de personal si a inregistrarilor de pregatire pentru personalul CNE si contractor) (Fig.6).

Prin integrarea modulului AS-PQD cu aplicatia OLM se face activarea sau dezactivarea calificarilor functie de cursurile absolvite de fiecare lucrator, OLM asigurand informatiile necesare PQD cu privire la calificarile / certificarile personalului implicat in activitatile de mentenanta.

Fig.5 – Amplasarea Tag-urilor de protectie a muncii la izolarea unui echipament

Fig.6 – Alocarea personalului calificat pentru executia unei lucrari


în Energetică


278

2012

Modulul AS-PQD este integrat cu celelalte module Asset Suite aducand o serie de avantaje personalului din grupurile de mentenanta si anume:

- personalul din sectia de evaluare lucrari poate identifica in Asset Suite, “on line”, echipa care are personal cu calificarea necesara in vederea atribuirii spre executie a lucrarii (ce necesita calificarea dorita);

- seful grupului de lucru poate identifica in Asset Suite gradul de incarcare a echipei pe diversele calificari, pe orice interval de timp, dar si datele de expirare a calificarii pentru personalul din componenta.

4.5. Asset Suite – Engineering Change Control Modulul Asset Suite-Engineering Change Control

(AS-ECC) este dedicat urmaririi si controlului electronic al procesului de modificari de proiect la CNE Cernavoda:

- Modificari de Proiect Temporare sau Permanente, Modificari Comerciale;

- Modificari de Documentatie de Proiectare; - Instructiuni Tehnice de Inginerie; De asemeni, modulul urmareste procesul de

aprobare pentru utilizare in CNE Cernavoda a produselor inlocuitoare (echipamente, subansambluri, componente, piese de schimb).

Etapele gestionate de acest modul informatic cuprind:

• initierea modificarii de proiect in aplicatia AS-ECC;

• urmarirea evolutiei pachetului de modificari si inregistrarea progresului in aplicatie, conform cu implementarea din teren;

• inchiderea modificarilor de proiect. Documentele asociate modificarilor de proiect se

pot arhiva la nivelul modificarii, stadiile fizice de implementare in teren fiind corelate cu stadii electronice de evolutie a modificarii.

Modulul este adresat utilizatorilor din departamentele responsabile de sistemele de proces, inginerie si exploatare ale Centralei.

Odata cu implementarea acestui modul, drepturile de modificare asupra bazelor de date interne MODTRACEnet si TDMODnet au fost restrictionate, bazele de date fiind disponibile pentru consultare, in mod “vizualizare”.

Modificarile de Proiect aflate in progres la data implementarii (deschise) in MODTRACEnet au fost transferate in noul modul AS-ECC in vederea actualizarii / urmaririi implementarii in noua aplicatie de catre responsabilii implicati in proces.

4.5. Asset Suite – Project Management Modulul Asset Suite – Project Management (AS-

PM) ofera un mod comun de lucru coordonatorilor de

proiecte de investitii din CNE Cernavoda, facilitand inregistrarea, actualizarea si urmarirea derularii proiectelor in Centrala.

Prin conexiunile avute, modulul asigura legatura cu alte obiecte Asset Suite de referinta pentru acel proiect (Dispozitii de Lucru, Cereri de Lucrare, Cereri de Materiale, etc.) (Fig.7) si permite dezvoltarea rapoartelor sintetice pentru o urmarire eficienta a stadiului implementarii proiectelor.

5. CONCLUZIE Implementarea modulelor Asset Suite a dus la

imbunatatirea performantelor activitatilor desfasurate la CNE Cernavoda prin integrarea proceselor de lucru si imbunatatirea coordonarii si controlului acestora.

Misiunile expertilor WANO (World Association of Nuclear Operators) la CNE au apreciat progresele inregistrate in informatizarea activitatilor centralei.

“Romania Information Technology Report” Q3 si Q4 2010 vorbesc despre succesul implementarii solutiei Ventyx-Asset Suite la CNE Cernavoda.

Matricea de module Asset Suite va fi intregita in etapele urmatoare ale proiectului prin implementarea de module cu profil economic (Fig.1), care vor asigura o mai buna interconexiune intre procesele de lucru din Centrala.

6. BIBLIOGRAFIE

[1].- Specificatii Asset Suite - Reference and Implementation Guides, Release 6.0.0 ;

[2].- Documentatie de proiect Asset Suite.

Fig.7 – Conexiuni ale AS-Project Management cu alte module Asset Suite


în Energetică


279

2012

2.9.- SISTEM INFORMATIONAL DE MANAGEMENT INTEGRAT

Ing. Marian Voiculescu Ms. pr. Eugen Costoiu

S.C. Electrocentrale Bucuresti, CET Bucuresti Vest, Bd. Timisoara nr.106, tel.021.275.31.03, e-mail : [email protected]

Rezumat: Dupa anul 1995, cand tehnica de calcul a inceput sa patrunderea in toate domeniile de activitate, am constientizat importanta prelucrarii electronice a informatiei. Pe masura ce sistemele de dezvoltare a aplicatiilor PC au fost accesibile am inceput studiul si realizarea de aplicatii care sa ajute in munca. Documentul prezinta Site-ul Intranet WEBVEST din CET Bucuresti Vest, propus de ing. Marin Voiculescu si realizat de ms.pr.turbine Eugen Costoiu 1.- CUM A APARUT IDEEA La inceputul anilor 2000, cand tehnologia PC a

patruns puternic in Romania, in mod autodidact, am inceput realizarea unor aplicatii, la inceput de complexitate redusa, care sa ajute la rezolvarea unor activitati la locul de munca. Astfel am realizat:

Foaie electronica de pontaj: pagina Excel cu program de calcul si verificare a datelor in VBA.

Monitorizarea masuratorilor de vibratii la agregatele din cadrul sectiei: program realizat in Microsoft Visual Basic care opereaza asupra unei baze de date Microsoft Access.

Calcul frecvente proprii palete: program realizat in Visual Basic care calculeaza dispersia de frecventa statica, rezerva si banda de frecventa pentru paletele turbinelor.

Calculator Debit abur – Putere electica – Sarcina termica (DPQ) pentru turbina VT 135: Program pentru calculul unuia din cei trei parametrii si a consumului de combustibil in functie de ceilalti doi, a parametrilor aburului, a temperaturii apei de racire la condensator si a temperaturii gazelor de ardere la cosul de fum.

La realizarea ultimelor doua programe partea teoretica de calcul a fost realizata de catre dl. ing. Sorin Radulescu, seful sectiei turbine din CET Bucuresti Vest.

Plecand de la aplicatiile realizate, la initiativa dl. ing. Marian Voiculescu, Director al CET Bucuresti Vest, in anii 2002 s-a elaborat o strategie, pe termen lung, pentru dezvoltarea unor aplicatii de management a informatiei.

Cerintele principale ale aplicatiilor ce urmau a fi realizate constau in: - Informatia sa fie gestionata unitar; - Accesul la informatie sa fie permis utilizatorilor, in

functie de grade de acces acordate; - Actualizarea datelor pe server sa fie realizata de catre

persoane nominalizate, cu atributii in acest sens; - Fiecare entitate organizatorica (sectii) sa aiba la

dispozitie un site propriu in care sa-si gestioneze informatia, volumul minimal fiind: scheme tehnologice, diagrame, foi de manevra, verificari profilactice, regulamente, ITI, SSM, situatii de urgenta, norme de munca, grafice de lucru;

- Monitorizarea online a stocurilor de materiale si piese de schimb si a situatiei vizelor medicale ale angajatilor;

- Inregistrarea online si arhivarea parametrilor de exploatare;

- Realizarea de programe specifice pentru analiza parametrilor de exploatare.

In anul 2011 dl. ing. Constantin Dobre, Director

General al Sucursalei Electrocentrale Bucuresti, a dispus formarea unui colectiv de coordonare, condus de ing. Bogdan Popescu, Director Tehnic al Sucursalei Electrocentrale Bucuresti, avand ca sarcina stabilirea cerintelor pentru realizarea unei aplicatii de monitorizare a stocurilor de materiale si piese de schimb din cadrul sucursalei. Fiind membru al colectivului si analizand cerintele, am realizat aplicatia solicitata avind ca baza programul de monitorizare al stocurilor realizat pentru CET Bucuresti Vest in anul 2009 care utiliza o baza de date Microsoft Access.

2. RETEUA VOCE-DATE DIN CET BUCURESTI VEST CET Bucursti Vest are implementata o retea locala

de voce-date echipata, printre altele, cu un calculator server local tip HP ProLiant ML530.


în Energetică


280

2012

Sistemul de operare al server-ului este Microsoft Windows 2003, la care s-au instalat componentele Internet Information Services. Pentru utilizarea bazelor de date s-au instalat pe server, MySQL si PHP. Toate calculatoarele de birou ale centralei sunt conectate la reteaua locala. Prin intermediul acesteia se pot accesa informatii stocate pe server si informatii partajate intre calculatoare. Reteaua locala din CET Bucuresti Vest este conectata, prin legatura radio, la retelele locale ale centralelor din Sucursala Electrocentrale Bucuresti.

3. APLICATIA WEBSITE DIN CET BUCURESTI VEST Pentru imbunatatirea activitatii, in anul 2002, a fost

realizat primul site din CET Bucuresti Vest, Sectia Turbine, ce punea la dispozitia personalului desemnat informatiile necesare realizarii sarcinilor de serviciu, in conditii de maxima siguranta si eficienta.

Site-ul cuprinde documentele necesare activitatilor de exploatare si intretinere a instalatiilor de productie si documentele necesare activitatii de instruire periodica:

- Scheme tehnologice; - Diagrame de functionare a instalatiilor; - Instructiuni tehnice interne; - Foi de manevra;

- Verificari profilactice; - Regulamente de exploatare; - Norme de SSM si tematici de instruire; - Interventie in Situatii de urgenta; - Norme de munca; - Grafice de lucru.

Ulterior au fost realizate site-uri pentru toate sectiile de exploatare.

Dupa punerea in functiune a retelei de voce-date, in CET Bucursti VEST, s-a inceput dezvoltarea aplicatiilor prin care angajatii, in limitele competentelor, sa poata avea acces la informatiile necesare desfasurarii activitatilor. Astfel, incepand cu anul 2009 s-a dezvoltat pe plan intern un WEBSITE ce functioneaza in intranet, in care sunt structurate informatii, printre altele, referitoare la:

- Activitatea de exploatare si mentenanta a instalatiilor;

- Resurse umane; - Protectia mediului; - Asigurarea calitatii; - Sanatatea si securitare in munca; - Analiza si sinteza productiei de energie electrica

si termica; - I.S.C.I.R; - Documentatii tehnice necesare activitatii de

exploatare si mentenanta; - Managementul stocurilor de materiale si piese de

schimb (la nivel de sucursala); - Interventia in cazul situatiilor de urgenta.

Aplicatia ruleaza pe serverul de HTTP in conjunctie cu serverul de MYSQL, fiind realizata cu tehnici de programare multiple: HTML, ASP, ADO, VBSCRIPT, JAVASCRIPT, MYSQL, PHP.

Informatiile sunt stocate pe server in format HTML, PDF si in baze de date.

Informatiile in format HTML si PDF sunt actualizate de catre un operator PC.

Informatiile din bazele de date sunt informatii protejate si sunt actualizate de catre utilizatori prin intermediul unor interfete dedicate.


în Energetică


281

2012

Accesul la informatiile de pe server se face cu ajutorul browser-ului INTERNET EXPLORER, aplicatia fiind optimizata pentru acesta.

La informatiile protejate accesul se face utilizand un nume utilizator si o parola. Accesul la informatiile protejate este monitorizat prin inregistrarea intr-o baza de date a urmatorilor parametrii : nume utilizator, IP PC client, denumire pagina accesata, data si ora eveniment.

4. DESCRIEREA APLICATIILOR PRINCIPALE

4.1 Site-ul Resurse Umane

Sectiunea Resurse Umane din WEBSITE pune la dispozitia utilizatorilor informatii protejate referitoare la: nr. marca, nume prenume si date personale angajat, fotografie angajat, fisele de post, fisele si criteriile de evaluare, normele de munca, sectie, functie, vechime in munca, vechime in sistemului energectic, studii, salarizare, adresa, riscuri la locul de munca, examen psihologic, examen medical si fisa de aptitudini.

Site-ul este organizat in patru sectiuni: - Admin Personal – Permite persoanei desemnate

din cadul compartimentului Resurse Umane realizarea de actualizari in cadrul bazei de date referitoare la: nr. marca, nume prenume si date personale angajat, fotografie angajat, sectie, functie, vechime in munca, vechime in sistemului energectic, studii, salarizare, adresa.

- Viza Medicala – Sectiune gestionata in intregime de catre medicul de medicina muncii din CET Bucuresti Vest. In cadrul sectiunii sunt structurate informatii referitoare la examenele medicale recomandate, rezultatele examenelor psihologice si fisele de aptitudini ale angajatilor.

- Admin Sectii – Sectiunea este dedicata sefilor de sectie si sefilor birourilor functionale. Permite vizualizarea informatiilor referitoare la personalul din cadrul sectiei, sectia fiind filtrata in functie de numele utilizator si parola. Permite adaugarea fiselor de evaluare si a fiselor de risc.

- Vizualizare Personal – La aceasta sectiune accesul este permis doar conducerii centralei, director si inginer sef. Conducerea centralei are

acces la vizualizarea tuturor informatiilor referitoare la angajati. Accesul la site se face pe baza numelui de

utilizator si a parolei, fiind permis doar daca este utilizat calculatorul asignat utilizatorului. Evenimentul de logare (permisa sau nepermisa) este inregistrat.

Aplicatia opereaza asupra unei baze de date si permite filtrarea informatiilor, dupa mai multe criterii ce pot fi aplicate tuturor campurilor, obtinand astfel detalii cum ar fi: angajatii care urmeaza sa se pensioneze, angajatii carora le expira vizita medicala sau testarea psihologica, angajatii care s-au prezentat pentru control medical dar care trebuie sa efectueze analize suplimentare.

La listarea angajatilor, in functie de valabilitatea vizei medicale, se marcheaza automat, cu semne de atentionare, inregistrarile in care viza medicala a angajatului expira in urmatoarele 30 de zile sau este expirata, lucru care permite monitorizarea efectuarii controlelor medicale si usureaza activitarea de programare a angajatilor.

Pentru prelucrari suplimentare ale datelor programul permite exportul informatiilor in format Microsoft Excel.

4.2 Site-ul Monitorizare Stocuri de Materiale si Piese de Schimb

Site-ul ofera utilizatorilor informatii legate de

materialele si piesele de schimb ce se gasesc in magaziile Sucursalei Electrocentrale Bucuresti. In pagina principala sunt afisate urmatoarele informatii: valoarea stocului actual pentru selectia efectuata, uzina, gestiunea, data intrare (data de initiere a inregistrarii), data operare (data la care s-au efectuat modificari asupra inregistrarii), codul fisei de magazie, denumirea materialului, stocul initial, stocul actual, cantitatea utilizata, unitatea de masura, pretul unitar, valoarea stocului actual, valoare totala, cod activitate, beneficiar, instalatie, agregat, lucrare, cine ridica, starea stocului (stoc de siguranta s-au consum). Pe site este prevazuta o sectiune, asupra careia opereaza BLUR, prin care pot fi adaugate informatii suplimentare legate de caietul de sarcini, furnior,


în Energetică


282

2012

termenul de utilizare si caracteristicile materialului. Aceste informatii sunt afisate in pagina cu detalii.

Pentru vizualizarea rapida a evolutiei valorice am realizat o pagina in care sunt afisate grafic si numeric valorile stocurilor, la nivel de uzine si sucursala.

In forma grafica este afisata atat evolutia cat si ponderea pe uzine. Pentru operare aplicatia este structurata pe cinci nivele de acces: - Administrator CET – este dedicat administratorilor

de retea din centrale si permite acestora efectuarea de actualizari asupra informatiilor referitoare la: nume utilizator si parola, nivel (gestionar, contabil, BLUR, vizualizare), gestiunile pentru care utilizatorul are permisie de operare.

- Admin Magazie – ofera personelor desemnate posibilitatea actualizarii stocurilor de materiale si piese de schimb in aceasta sectiune fiind create pagini pentru adaugarea si eliberarea materialelor. La adugarea unui material in baza de date aplicatia trimite beneficiarului, automat, un mesaj Email Intranet prin care acesta este informat despre intrarea in gestiune a materialului solicitat.

- Contabilitate – sectiune ce permite contabililor de gestiune sa aplice viza de autenticitate a inregistrarilor efectuate de catre gestionari.

- Vizualizare stocuri – ofera persoanelor desemnate toate informatiile referitoare la materialele si piesele de schimb din cadrul sucursalei. In functie de gradul de acces se pot vizualiza stocurile la nivel de sucursala sau doar din gestiunile specificate.

- Admin BLUR – permite persoanei desemnate adaugarea de informatii suplimentare asupra fiecarei inregistrari din baza de date.

Informatiile site-ului sunt protejate, accesul la date

fiind permis pe baza numelui de utilizator si a parolei. In functie de numele utilizator sunt alocate automat gestiunile asupra carora se ofera drepturi de operare.

Evenimentul de logare (permisa sau nepermisa) este inregistrat in baza de date.

Aplicatia permite filtrarea informatiilor, dupa mai multe criterii ce pot fi aplicate tuturor campurilor bazei de date, obtinand astfel informatii utile privind tipurile si cantitatile de materiale din stoc, valoarea acestora, distributia in uzine, gradul de utilizare, consumurile pe coduri de activitati, intervalul de utilizare in timp etc.

Utilizand informatiile oferite de aplicatie se obtine o utilizare eficienta a resurselor, prin planificarea exacta a achizitiilor sucursalei, si posibilitatea de a utiliza, in caz de urgenta, materiale ce se gasesc in gestiunile sucursalei dar nu in gestiunile uzinei care solicita urgent acel material.


4.3 Site-ul Analiza si Sinteza

Site-ul asigura inregistrarea online si arhivarea datelor de exploatare in conformitate cu procedura operationala privind “Monitorizarea si raportarea datelor careacteristice de exploatare pentru calificarea cantitatilor de energie electrica produse in cogenerare de inalta eficienta” cod PO-SEB-86, fiind conceput in doua sectiuni: sectiunea de inregistrare a datelor de exploatare si sectiunea de analiza si calcul. La sectiunea de inregistrare a datelor de exploatare au acces operatorii turbine si electric de la camera de comanda care au ca sarcina inscrierea orara in baza de date a parametrilor solicitati de program. La sectiunea de analiza si calcul are acces personalul desemnat din cadrul biroului specializat.

Programul calculeaza datele pentru stabilirea cantitatilor de energie electrica produsa in cogenerare de inalta eficienta: - Energia Electrică Totală a Configuraţiei - EETC [MWh] - Energia Termica a Configuratiei - ETC [MWh] - Consumul Total de Combustibil al Configuratiei -

CTCC [MWh] - Consum Propriu Tehnologic din productia Proprie

- CPTP [MWh] - Eficienta electrica [%] - Eficienta termica [%] - Eficienta globala [%] - Factor de reducere a puterii electrice - Coeficient de definitie Y al Configuratiei - Coeficient de definitie X al Configuratiei - Eficienta electrica de referinta [%] - Eficienta termica de referinta [%] - Factor de corectie cu pierderile evitate prin

retelele electrice - Factor de Calitate minim al Configuratiei - Factor de Calitate al Configuratiei - Eficienta electrica in cogenerare de inalta

eficienta [%] - Eficienta termica in cogenerare de inalta eficienta [%] - Eficienta globala in cogenerare de inalta eficienta [%] - Eficienta globala minima [%]


în Energetică


283

2012

- Energie Electrica de inalta Eficienta a Configuratiei - EEEC [MWh]

- Consum de combustibil in cogenerare de inalta eficienta [MWh]

- Raport energie electrica/energie termica echivalent - Economie de Energie Primara EEP [%] || EEPabs

[MWh] - Energie electrica livrata [MWh] - Energie electrica ce poate beneficia de Schema de

sprijin ESS [MWh]

Informatiile site-ului sunt protejate, accesul la date fiind permis pe baza numelui de utilizator si a parolei.

Evenimentul de logare (permisa sau nepermisa) este inregistrat in baza de date.


4.4 Site-ul Sanatate si Securitate in Munca

Prin acest site s-au pus la dispozitia angajatilor

informatii care ajuta la instruirea temeinica in domeniul sanatatii si securitatii in munca.

Site-ul este organizat in cinci capitole: 1. Cerintele legale – unde utilizatorul gaseste

documentele externe (legi, hotarari de guvern, ordine si ordonante de urgenta, regulamente) din domeniul SSM aplicabile entitatilor organizatorice din cadrul sucursalei.

2. Documente Interne - documente din domeniul SSM elaborate in cadrul sucursalei si cele elaborate pe plan intern: listele de admitenti si emitenti ai autorizatiilor de lucru, tematici, planuri si programe de prevenire si protectie, fisele de evaluare ale locurilor de munca si fisele cu masuri de prevenire, lista zonelor cu risc ridicat si specific, instrictiunile proprii de SSM, nomenclatorul de dotare cu echipament individual de protectie, etc.

3. Documente Perimate – locul in care sunt arhivate documente abrogate.

4. Filme SSM – o suita de filme pentru instructaj. 5. Instructaj SSM – pagina pentru instruirea

vizitatorilor CET Bucuresti Vest. Accesul la informatiile de pe site este permis fara restrictie. 4.5 Site-ul Aspecte de Mediu

In CET Bucuresti Vest protectia mediului

reprezinta o prioritate si este tratata ca atare. Pentru eficientizarea activitatilor de protectia

mediului site-ul ofera utilizatorilor informatii referitoare la legislatia din domeniu documentele privind aspectele de mediu elaborate intern: - schema de instiintare in caz de urgenta - programele de management de mediu - scenarii de prevenire si combatere a poluarii

accidentale - instructiuni de management a deseurilor - instructiuni de actiune a personalului in scopul

respectarii autorizatiei integrate de mediu - fisele tehnice de securitate ale substantelor

periculoase utilizate - identificarea si evaluarea aspectelor de mediu din

uzina - programele de monitorizare/masurare mediu - aspectele de mediu cu impact semnificativ - rapoarte de audit si evaluare - proceduri generale si proceduri operationale

5. Concluzii Realizarea retelei de voce-date si a site-ului intranet

a contribuit, intr-o mare masura, la imbunatatirea activitatilor de baza din cadrul CET Bucuresti Vest.

In urma unei analize de impact, aplicatia prezentata poate fi extinsa si la alte centrale electrice.


în Energetică


284

2012

2.11.- ANALIZA EFECTELOR SISTEMELOR INFORMATICE ASU PRA

EFICIEN ŢEI UNEI CENTRALE DE COGENERARE

Ing. Dumitru Coman Ing. Marian Voiculescu S.E, Bucureşti, CET Bucureşti Vest, Bdul Timişoara, nr.106

tel.021.275.31.17, fax.021.275.32.00, e-mail:[email protected] tel.021.275.31.03, fax.021.275.32.00, e-mail:[email protected]

Summary: Cogeneration is a technique where the production of heat and electricity occurs in a single process or power plant. Plant operation managementby usingcomputer-based information systems is a critical factor for productivity and plant efficiency and for emissions control also. This paper reviews the impacts and the benefits of these systems for cogeneration power plant. Key words : cogeneration power plant, computer- based information systems, efficiency Cogenerarea reprezintǎ o tehnologie de producere

a energiei în care cǎldura şi energia electricǎ se obţin în cadrul unui singur proces. O centralǎ electricǎ modernǎ transformǎ circa jumǎtate din conţinutul de energie primarǎ al combustibilului utilizat în energie electricǎ şi eliminǎ restul sub formǎ de cǎldurǎ rezidualǎ. Producerea combinatǎ de cǎldurǎ şi energie electricǎ (CHP) utilizeazǎ o parte din aceasta pentru satisfacerea cererii de cǎldurǎ care ar necesita altminteri energie din altǎ sursǎ, cu consum de combustibil corespunzǎtor. În acest fel, cogenerarea îmbunǎtǎţeşte eficienţa globalǎ de utilizare a combustibilului şi produce economii de energie primarǎ în comparaţie cu producerea separatǎ de energie electricǎ şi cǎldurǎ, lucru ilustrat în figura urmǎtoare:

Producere combinata de caldura si energie electrica (CHP) (75% eficienta globala)

100154Energie electrica

Caldura

Producere conventionalade energie electrica si caldura(49% eficienta globala)

68 unitati(Pierderi)



30unitati

45unitati

Energie electrica

Caldura

RETEA

BOILER

CHPCHP

BOILER

RETEA

Caldura

Energie electrica

45unitati

30unitati




Producere conventionalade energie electrica si caldura(49% eficienta globala)

Caldura

Energie electrica154 100

Producere combinata de caldura si energie electrica (CHP) (75% eficienta globala)

Fig. 1. Producerea separatǎ în comparaţie cu cogenerarea

Sistemele de cogenerare existente utilizeazǎ

diferite tehnologii. Cǎldura produsǎ este disponibilǎ sub diferite forme şi la diferite temperaturi. Randamentul de transformare a energiei variazǎ considerabil între aceste sisteme. Centralele de cogenerare funcţioneazǎ utilizînd o varietate de de tehnologii : turbine cu abur şi cu gaze, celule de combustibil, motoare Stirling, motoare cu gaz sau Diesel şi cicluri combinate cu turbine cu gaze. Gazul natural este cel mai comun combustibil utilizat, însǎ pot fi utilizaţi toţi combustibilii fosili, precum şi sursele regenerabile de energie şi deşeurile. Spre

deosebire de centralele de producere convenţionale unde cǎldura rezidualǎ este disipatǎ în turnurile de rǎcire, în apa rîurilor sau în mare, în centralele de cogenerare cǎldura este disipatǎ în cadrul unor procese utile.

În mediul economic actual exploatarea unei centrale electrice trebuie sǎ fie economicǎ din punct de vedere al costurilor şi fǎrǎ deranjamente. Fiecare centralǎ îşi doreşte performanţe superioare, maximizarea veniturilor, minimizarea costurilor de producere şi un grad ridicat de disponibilitate.Acest lucru este însǎ posibil doar dacǎ se cunoaşte permanent randamentul centralei şi se intervine imediat pentru rezolvarea problemelor. Toţi producǎtorii de energie, inclusiv aceea care exploateazǎ centrale de cogenerare, cautǎ continuu cǎi şi metode de îmbunǎtǎţire a preformanţelor, de creştere a eficienţei energetice, de micşorarea a efectelor asupra mediului, precum şi de scǎdere a cantitǎţii de materie primǎ utilizatǎ. Rǎspunsul la aceste provocǎri poate fi oferit adesea de utilizarea unor sisteme informatice în cadrul unor soluţii de automatizare care oferǎ o multitudine de instrumente pentru otimizarea funcţionǎrii centralelor de cogenerare. În acest sens, informatica devine un instrument nu numai util, dar şi necesar de constituire, conservare şi dezvoltare a resurselor informaţionale, prin sistem informatic înţelegîndu-se acea parte din sistemul informaţional în care prelucrarea, transmiterea şi arhivarea datelor se face în mod automat.

Un aspect important al optimizǎrii procesului de producere în cogenerare este interdependenţa între energia electricǎ şi termicǎ produsǎ şi cea livratǎ. Punctul cheie este reprezentat de relaţia între procesul tehnologic şi sistemul informatic, care asigurǎ o corelare eficientǎ între afaceri şi procesul IT.

Într-o centralǎ de cogenerare variaţiile cele mai semnificative care se pot produce sunt [1]:

- schimbarea calitǎţii combustibilului cazanului, avînd drept rezultat variaţii ale puterii calorice şi


în Energetică


285

2012

modificǎri ulterioare ale parametrilor finali ai aburului;

- fluctuaţii ale debitului extras ; - fluctuaţii ale cererii de cǎldurǎ sau declanşǎri de

la sistemul energetic de transport. În toate aceste cazuri, precum şi pentru cazurile de

reglaj şi menţinere constantǎ a parametrilor, sistemele informatice joacǎ un rol foarte important.

În prezent existǎ numeroase aplicaţii în sisteme informatice de automatizare care funcţioneazǎ în toate zonele unei centrale electrice de cogenerare, de la management la producere şi mentenanţǎ. Un sistem de monitorizare a performanţelor modern calculeazǎ, stocheazǎ şi afişazǎ parametrii de performanţǎ de bazǎ care aratǎ condiţiile şi randamentul de funcţionare a unei componente a procesului sau a unitǎţii de producere respective. El poate fi utilizat pentru cazane, turbine cu abur, turbine cu gaze, cazane de abur recuperatoare, pompe şi ventilatoare, desulfurarea gazelor de ardere, schimbǎtoare de cǎldurǎ,etc.[2]. Sistemele pot permite, de asemenea, înregistrarea şi memorarea oricǎrui eveniment produs în instalaţia pe care o echipeazǎ, precum şi înregistrarea în totalitate a secvenţelor de pornire-oprire şi a manevrelor executate.

Sistemele informatice sunt în strînsǎ legǎturǎ cu necesitǎţile personalului, precum şi cu funcţionarea economicǎ, disponibilitatea de timp şi de sarcinǎ a instalaţilor de cogenerare deservite şi cu performanţele de mediu. Monitorizarea automatǎ a condiţiilor de funcţionare, a vibraţiilor, a emisiilor, a parametrilor chimici, etc.,corelate cu planificarea controalelor profilactice şi a lucrǎrilor de mentenanţǎ sunt de mare importanţǎ pentru maximizarea eficienţei de utilizare a centralelor de cogenerare, în condiţiile funcţionǎrii într-un cadru economic din ce în ce mai dur.

Sistemele informatice de management al energiei joacǎ un rol major în orice centralǎ de cogenerare; lucrul cel mai imortant pentru acestea este ca sǎ poatǎ fi capabile sǎ echilibreze diferite forme de energie în timp real. Deoarece centrala produce energie electricǎ şi cǎldurǎ pentru termoficarea urbanǎ şi/sau abur de proces, acesta trebuie sǎ asigure permanent satisfacerea cererii pentru toţi consumatorii. Energia poate fi pierdutǎ în multe feluri prin reducerea eficienţei energetice, datoritǎ lipsei unei coordonǎri corespunzǎtoare în procesul de producere a acesteia. Managementul producerii de energie pentru centralele de cogenerare cu ajutorul sistemelor informatice presupune o coordonare optimǎ între cazan şi turbinǎ, spre exemplu, pentru minimizarea costurilor de producere, cu menţinerea obligaţiilor legate de protecţia mediului. Un sistem informatic face posibilǎ mǎsurarea, calcularea, estimarea şi vizualizarea eficienţei de producere a energiei electrice şi termice, a costurilor directe, a duratei de viaţǎ, a emisiilor rezultate, precum şi a tuturor interdependenţelor dintre

acestea. În acest fel, centrala este capabilǎ sǎ-şi controleze şi optimizeze regimul de funcţionare în mod corespunzǎtor în urmǎtoarele domenii principale:

- controlul sistemului de producere a aburului şi apei fierbinţi;

- controlul turbinei şi funcţionarea în regim insularizat a centralei;

- controlul încǎrcǎrii generatorului electric; - controlul legǎturii cu sistemul energetic; - urmǎrirea sarcinii (interacţiunea dintre puterea

vîndutǎ şi puterea produsǎ); - sincronizarea cu sistemul energetic; - controlul tensiunii şi al puterii reactive; - controlul întrerupǎtorului general; - inginerie şi mentenanţǎ; - instruirea personalului.

O configuraţie generalǎ a unui astfel de sistem este prezentatǎ în figura urmǎtoare:

Fig. 2. Configuraţia generalǎ a unui sistem informatic pentru o centralǎ de cogenerare

Sistemul dispune de posibilitatea de monitorizare

a energiei livrate de generator, a energiei livrate la consumator şi a consumului intern de energie, a stocǎrii acestor date, precum şi de control continuu al exploatǎrii centralei de cogenerare în concordanţǎ cu cererea de energie electricǎ. Mai mult, sistemul poate furniza date reprezentînd structura tarifului energiei electrice în timp real pentru utilitatea localǎ şi poate stoca datele electrice şi comenzile operative ale sistemului corespunzǎtoare perioadelor de vîrf, intermediare sau de gol de sarcinǎ ale consumatorului. De asemenea, sistemul permite posibilitatea de monitorizare a energiei termice furnizatǎ consumatorului de cǎldurǎ.

Sub-sistemele de control modularizate, redundante sau nu, sunt configurate sǎ completeze sistemul informatic central. Ele realizeazǎ comanda şi/sau controlul punctelor esenţiale ale instalaţiei de cogenerare funcţie de modul de încǎrcare termic sau electric, sau de modul lor de setare (“on”sau “off”), precum şi optimizarea funcţionǎrii sistemului de cogenerare, prin acţiunea asupra cîtorva puncte de


în Energetică


286

2012

control. Diferitele semnale de intrare provenite din sistemul de cogenerare sunt dirijate şi utilizate de cǎtre programe care genereazǎ diagnoze sau evaluaeazǎ performanţele de funcţionare ale instalaţiilor. O serie de module personalizate efectueazǎ evaluarea centralei pe considerente economice în comparaţie cu tarifele şi restricţiile de exploatare, cu performanţele de proiect ale centralei, sau cu performanţele unor centrale de cogenerare asemǎnǎtoare.

Directivele europene privind performanţele de mediu vor înǎspri în viitor cerinţele privind monitorizarea emisiilor. Prin utilizarea unui sistem informatic aceasta nu va mai fi o problemǎ stresantǎ. Aplicaţiile de monitorizare on-line a emisiilor şi de înregistrare şi raportare a rezultatelor furnizeazǎ centralelor de cogenerare informaţii în timp real despre nivelele actuale de emisii şi limitele legale ale acestora, previziuni depre emisiile din gazele de ardere, fǎcînd posibilǎ reacţia din timp la potenţialele probleme în timp.

Realizarea celei mai bune producţii de cǎldurǎ şi/sau energie electricǎ pe parcursul întregii durate de viaţǎ a unei centrale de cogenerare se afla în topul prioritǎţilor pentru orice producǎtor de energie. Acest lucru se poate obţine şi prin utilizarea unui sistem informatic performant.

O ardere stabilǎ şi eficientǎ reprezintǎ prima cerinţǎ pentru funcţionarea cu succes a cazanului de abur. Modificarea condiţiilor de ardere şi a calitǎţii combustibilului, alǎturi de modificǎrile de sarcinǎ, înrǎutǎţesc arderea. Eficienţa cazanului scade, iar emisiile de gaze de ardere şi conţinutul de oxigen al acestora creşte. Prin optimizarea arderii este posibil sǎ se dirijeze procesul de ardere pe perioada variaţiilor de sarcinǎ, de combustibil consumat, de calitate a combustibilului, etc. Sistemul informatic ajutǎ la stabilizarea procesului de combustie, prin realizarea unui dozaj corespunzǎtor aer-combustibil, îmbunǎtǎţeşte eficienţa cazanului şi micşoreazǎ conţinutul de oxigen din gazele de ardere (pierderile de cǎldurǎ la coş), precum şi emisiile de Nox şi CO2.

Sistemul informatic asigurǎ protecţia turbinei şi funcţionarea în siguranţa a acesteia, indiferent de sarcinǎ. Toate aplicaţiile sunt coordonate de cǎtre sistemul DCS, operaţiile fiind executate utilizînd controlere redundante.

Prin supravegherea şi reglarea sistemului de termoficare cu ajutorul unui sistem informatic este posibil sǎ se controleze simultan parametrii sistemului de termoficare în corelare cu funcţionarea grupului energetic, pentru satisfacerea cererii de cǎldurǎ şi energie electricǎ a consumatorului. Se reduce astfel riscul unor întreruperi neplanificate, al unor manevre npeprevǎzute, precum şi al necesitǎţii utiliz ǎrii de combustibil suplimentar.

Într-o centralǎ de cogenerare este de asemenea important sǎ se obţinǎ un control corect al tensiunii şi

curentului la generator, în instalaţiile electrice interioare şi pe liniile de inter-conexiune, pentru a se preîntîmpina diferite evenimente care se pot produce. Porinirile de motoare electrice mari, declanşarea turbinei, trecerea la modul de funcţionare insularizat, opririle de motoare electrice mari sunt evenimente importante care trebuie luate în considerare. Regulatorul automat de tensiune al generatoarelor are mai multe moduri de control pemtru limitarea variaţiilor şi stabilizare. Sistemul informatic realizeazǎ stabilizarea parametrilor pentru a se realiza cerinţele impuse de codul sistemului energetic, precum şi cerinţele locale ale instalaţiei de cogenerare pe durata operaţiilor de punere în paralel şi a variaţiilor de sarcinǎ.

Managementul corespunzǎtor al încǎrcǎrii electrice conduce la:

- evitarea cererilor de încǎrcare supradimensionate prin reducerea cererii de vîrf;

- micşorarea impactului întreruperilor de putere ale centralei;

- reducerea penalitǎţilor legate de nerespectarea factorului de putere;

- reducerea efectelor negative datorate unui facor de putere mic sau unor armonici înalte;

- control automat al puterii produse şi al sistemelor secundare din centralǎ;

- exploatare cu numǎr redus de personal. Sistemul informatic oferǎ soluţii de mǎsurare şi

verificare a parametrilor de funcţionare ai centralei de cogenerare, care permit monitorizarea, conducerea şi optimizarea utilizǎrii energiei, reducînd în acest fel costurile totale de producere. Aceste soluţii transformǎ datele referitoare la energie în informaţii valoroase care pot fi utilizate pentra analiza şi înţelegerea modului în care sunt cheltuite fondurile centralei.

Ele pot ajuta la : - înţelegerea profilurilor consumului şi încǎrcǎrii

centralei pentru stabilirea nivelului cheltuielilor şi al preţurilor de vînzare a energiei;

- identificarea şi justificarea proiectelor de funcţionare şi/sau financiare de reducere a costurilor energiei;

- mǎsurarea, verificarea şi justificarea mǎsurilor de conservare a energiei;

- estimarea economiilor de energie şi menţinerea sustenabilitǎţii energiei produse;

- demararea şi dezvoltarea programelor de management al energiei;

- identificarea oportunitǎţilor de control şi rǎspuns la cererea de energie a consumatorului( Demand Side Management);

- verificarea cheltuielilor centralei. Ca argumente în favoarea utilizǎrii sistemului

informatic în procesul de producere a energiei electrice şi termice pot fi enumerate urmatoarele :


în Energetică


287

2012

1. gestiunea unui volum ridicat de cunoştinţe şi informaţii; 2. simplificarea procesului de muncǎ şi de comunicare; 3. exploatarea corectǎ a competenţelor din interiorul centralei; lucrul în grup, creativitatea colectivă; 4. înlocuirea cǎrţilor şi a materialelor documentare şi accesul la impresionante surse de informare; 5. atingerea unui nivel de securitate în administrarea şi conservarea patrimonului; 6. obţinerea de avantaje economice directe sau indirecte prin reducerea costurilor, în mod special al costurilor privind comunicarea şi cele legate de manipularea informaţiei şi a datelor.

Producǎtorii pun la dispoziţie instrumente de automatizare foarte puternice, limitarea fiind determinatǎ de foarte multe ori şi de cǎtre furnizorul de echipamente energetice.

Principalele limite ale sistemelor informatice ţin de imposibilitatea de a substitui complet si perfect raţionamentul uman, de gradul redus în care iau în considerare incertitudinea mediului economic şi de dependenţa dintre performanţele acestor sisteme şi cele ale sistemelor de calcul pe care sunt implementate.

Un alt impediment în utilizarea pe scarǎ largǎ a acestor sisteme îl reprezintǎ costul lor destul de ridicat. Cu toate acestea, influenţa sistemelor suport de decizie şi a sistemelor expert asupra creşterii eficienţei activitǎţii decizionale nu poate fi contestatǎ .

Eficienţa ridicatǎ de producere a unei centrale de cogenerare depinde într-o mǎsurǎ importantǎ şi de capabilitatea şi performanţele sistemului informatic de care aceasta dispune; disponibilitatea de timp şi de sarcinǎ a acesteia, precum si menţinerea unei eficienţe ridicate pe durata de viaţǎ, în condiţiile funcţionǎrii într-o piaţa de energie concurenţialǎ sunt factori care impun, de aceea, utilizarea unor sisteme informatice performante, dar şi existenţa unui personal calificat şi motivat.

BIBLIOGRAFIE

[1]- AVANT-GARDE Engineers and Consultants PVT.LTD - Co-Generation

[2] - Jukka Pyykkö is Product Manager at Metso's Automation business line, Finland. Email: [email protected]


în Energetică


288

2012

2.12.- EFFICIENCY MAP SI WHATIF - INSTRUMENTE MODER NE

PENTRU SIMULARE, ANALIZE TEHNICO-ECONOMICE SI EFICIENTIZARE A FUNCTIONARII CENTRALEI

CU CICLU COMBINAT

Ing. Dragos Despa S.C. Electrocentrale Bucuresti, CET Bucuresti Vest,

Bd. Timisoara nr.106, tel.021.275.31.03, e-mail : [email protected]

Rezumat: Utilizarea intrumentelor software in simularea si modelarea conditiilor reale de functionare ale echipamentelor centralei cu ciclu combinat. Configurarea simularii unei centrale, pornind de la functii si blocuri standard, prin parametrizarea lor astfel incat sa se apropie de datele reale si in consecinta de ehipamentul din camp. 1. INTRODUCERE Aplicatia EfficiencyMap reprezinta un instrument

software integrat, utilizat in monitorizarea performantei in exploatare a componentelor majore ale unei centrale si pentru optimizarea operarii. EfficiencyMap utilizeaza principiile de baza ale conservarii energiei si masei (calculul bilantului energetic) in vederea verificarii preciziei masuratorilor din camp si pentru a imbunatati rezultatele calculelor de performanta.

Aplicatia consta dintr-o serie de functii care se executa intr-o secventa fixa, pentru citirea si stocarea datelor de functionare, crearea unui set de date rezultat din bilantul energetic, calcului componentelor de performanta si de degradare a echipamentului si pentru determinarea parametrilor optimi de functionare; toate aceste date sunt stocate permitand analiza ulterioara.

Prin monitorizarea in timp a performantelor echipamentelor dintr-o centrala se pot determina indicatori importanti precum:

- gradul de degradare al echipamentelor - efectul degradarii echipamentelor asupra

functionarii economice a centralei - schimbari neasteptate in functionarea

echipamentelor ceea ce indica necesitatea mentenantei

Toate aceste date (atat cele furnizate de echipamentul din camp cat si cele rezultate in urma calculelor) ajuta la crearea unui model termodinamic, a unei simulari foarte apropiate de realitate a proceselor ce se desfasoara in instalatie. Prin utilizarea acestui model se poate simula o functionare viitoare a echipamentelor, o previzionare a posibilitatilor de furnizare a energiei electrice si termice, a consumurilor si implicit o estimare financiara realista a veniturilor si costurilor de exploatare.

Programul EfficiencyMap imbunatateste masurarea degradarii performantei aprin aducerea la un numitor comun a calculelor efectuate. Practic este utilizata o tehnica de “normalizare” a datelor si de aducere a lor la un set predefinit de conditii de operare (echivalentul

datelor de performanta garantate de producator). Schimbarile in datele corectate vor reprezentat schimbari ale performantelor echipamentului.

Prin analiza schimbarilor in performanta se elimana in mare parte problemele generate de erorile de calibrare introduse de aparatele de masura. Erorile sistematice datorate intrumentatiei se vor elimina in timpul evaluarii degradarii.

Acuratetea estimarii degradarii va depinde practic de diferenta dintre masuratori si nu va mai depinde de acuratetea masuratorilor.

2. MODELAREA TERMODINAMICA

Modelarea termodinamica este realizata utilizand un software de simulare aunei centrale – in cazul nostru este vorba de GateCycle, un produs al firmei General Electric. Acest software asigura modele matematice care pot fi executate atat online cat si offline. Dupa cum vom descrie mai jos, atunci cand ruleaza in modul online simularea descrie functionarea reala a echipamentelor iar atunci cand ruleaza in modul offline simularea ajuta la estimarea functionarii centralei in diferite conditii de mediu si la diverse sarcii solicitate.

Folosind acest instrument de analiza modular este usor sa se creeze diferite modele si sa se estimeze diverse configuratii de functionare. Utilizatorul poate selecta dintr-o paleta predefinita diverse echipamente intalnite intr-o centrala, le poate aranja grafic astfel incat sa creeze planul general dupa care nu are decat sa conecteze diversele traseede gaz, abur si apa pentru a finaliza intreaga configuratie.

Figura 1 prezinta un subset de modele de echipamente disponibile precum si un exemplu de model de centrala.

Simularea poate fi rulata in modul offline prin fixarea caracteristicilor fizice ale echipamentelor. De exemplu pentru un schimbator de caldura se stabileste suprafata de schimb de caldura urmand ca prin calcul sa se determine, pentru diverse conditii de operare, coeficienti de transfer de caldura si de cadere de presiune.


în Energetică


289

2012

Fig. 1 – Exemplu de proiectare

Figura 2 prezinta un exemplu de proiectare pentru un supraincalzitor. In acest exemplu coeficientii sunt setati la valorile implicite oferite de program dar ei pot fi ajustati in functie de valorile de proiect sau masurate astfel incat simularea sa se apropie cat mai mult de functionarea reala a echipamentului, pentru intreaga zona de incarcare.

Fig. 2 – Exemplu de introducere a coeficientilor Pentru cazul unei turbine cu gaz (vezi Figura 3) se

utilizeaza modele predefinite de echipamente ( General Electric, Siemens, Toshiba etc.) care sunt particularizate utilizand parametri ce pot fi usor determinati si seturi de curbe de corectie preexistente.

Fig. 3 – Exemplu de introducere a parametrilor pentru

turbina cu gaz

Aplicatia prezentata mai jos a fost generata utilizand un model de centrala cu ciclu combinat, (turbina cu gaz + cazan recuperator + turbina cu abur) turbina cu gaz fiind simulata utilizand un set de curbe de corectie asigurat de producator (General Electric).

Utilizand aceasta abordare parametri de baza ai turbinei sunt ajustati cu ajutorul curbelor de corectie pentru a determina influenta urmatorilor factori cheie:

- temperatura aer intrare - presiune atmosferica - cadere de presiune pe filtrele de aer - umiditate relativa - putere calorifica inferioara gaz - injectia de apa/abur Aplicatia calculeaza automat schimbarile rezultate

asupra: - puterea turbinei cu gaz - consumul specific - debitul de gaze arse - temperatura gazelor arse - compozitia gazelor de ardere Curbele de corectie mentionate anterior pot fi

introduse si in format tabular, pentru a descrie cat mai corect caracteristicile turbinei, Suplimentar se poate modela functionarea turbinei cu gaz si la sarcini partiale prin includerea unor tabele aditionale cuprizand curbele de corectie pentru consumurile specifice, temperatura gazelor arse si variatia debitului gazelor arse in functie de sarcina.

3. MODELAREA CICLULUI COMBINAT

DIN CET BUCURESTI VEST Modelul de principiu al Ciclului Combinat

Bucuresti Vest este prezentat in Figura 4. Centrala este alcatuita dintr-o turbina cu gaz tip 9E (producator General Electric) impreuna cu un cazan recuperator cu un singur nivel de presiune care are si un economizor pentru alimentarea termoficarii urbane.

Fig. 4 – Schema de principiu

Aburul rezultat este distribuit catre o turbina cu abur

in contrapresiune, cu o priza de abur cu extractie


în Energetică


290

2012

necontrolata. Aburul de la iesirea din turbina este condensat in boilerul de termoficare.

Controlul temperaturii apei de termoficare este efectuat cu ajutorul unei recirculari pe care este amplasat un racitor de termoficare cu apa de turn. Aceasta solutie este utilizata in special in timpul verii, cand cererea de energie termica impune o valoare foarte mica.

Modelul astfel proiectat include diverse posibilitati de control ale parametrilor echipamentelor simulate, astfel incat calculele si rezultatele obtinute sa se apropie cat mai mult de modurile reale de operare ale centralei.

4. APLICATIA WhatIf

Aplicatia WhatIf dintr-un model termodinamic dealiat al centralei (inclusiv partea de termoficare), prezentat anterior, precum si dintr-o interfata prietenoasa in Excel, cu ajutorul careia utilizatorul poate introduce datele si prelua rezultatele.

Interfata este instalata in programul Microsoft Excel ca si un add-on care instaleaza un meniu suplimentar in bara de meniuri (vezi Figura 5)

Fig. 5 – meniu suplimentar WhatIf

Meniul include comenzile necesare pentru

initializarea foii de calcule, pentru rularea unui set de date sau pentru rularea unui set de date deja introdus cu efectuarea unor modificari.

Scopul principal al modelului WhatIf este de a calcula bilantul de putere al centralei si de a asigura informatii (rezultate) detaliate pentru un set de paramatri de operare solicitati de utilizator (conditii de operare si obiective de productie de energie electrica si termica).

Setul de date furnizat de utilizator este rulat pe modelul implementat (prezentat anterior), rezultand un set de informatii importante precum consumuri specifice nete, productii de energie in conditiile impuse, distributia productiei pe cele doua agregate majore (turbina cu abur si turbina cu gaz) etc.

Practic, pentru fiecare echipament major al centralei sunt introduse datele care determina cerintele de operare; de exemplu:

Turbina cu gaz: - combustibilul utilizat (gaz/motorina) - puterea electrica dorita - consumul specific electric (valoarea este luata

din datele arhivate, se modifica in timp) Cazanul recuperator:

- temperatura abur dorita - daca se utilizeaza sau nu arderea suplimentara - presiunea in degazor - temperatura gaze arse la cos impusa

Circuitul de termoficare: - debit de termoficare pe tur - temperatura de termoficare dorita - daca se utilizeaza sau nu boilerul de varf si cu

ce debit - se utilizeaza sau nu racitorul de termoficare si

cu ce debit

Fig. 6 – Interfata de utilizate WhatIf cu mai multe seturi de date rulate


în Energetică


291

2012

Rezultatele sunt prezentate in format tabular, in Excel astfel incat se pot procesa ulterior sau transfera in alte aplicatii MS Office pentru o utilizare ulterioara.

Dupa introducerea datelor necesare utilizatorul

selecteaza comanda “Run” din meniul WhatIf, lansand in executie modelul cu setul de date. Prin iteratii succesive (vezi Figura 7) sistemul incearca sa se apropie din ce in ce mai mult de datele reale, cu o toleranta de aproximativ 1% (impusa in model). In momentul in care este atinsa aceasta toleranta iteratiile sunt terminate si se afiseaza datele rezultate.

Fig. 7 – Etapa intermediara in calcului datelor de iesire

Rezultatele contin date privind eficienta in

functionare pentru toate echipamentele importante (turbina cu gaz, turbina cu abur, cazan recuperator) precum si – cel mai important – setarile necesare atingerii parametrilor doriti.

Practic datele contin exat consemnele necesare pentru debite, presiuni etc. Ce trebuie aplicate in instalatia reala astfel incat rezultatele sa corespunda cu ceea ce s-a solicitat (vezi Figura 8 si Figura 9).

Fig. 8 – Exemplu de date de iesire

Fig. 9 – Consemnele de debite si calculul sarcinii

termice rezultate, pentru fiecare echipament (BB, BV, economizor cazan)

Daca este cazul operatorul este informat si de

posibile probleme in setul de date introdus. De exemplu daca debitul de termoficare disponibil

(introdus) nu acopera necesarul pentru temperatura de iesire solicitata va fi emisa o atentionare iar valoarea temperaturii de termoficare de iesire calculata va fi mai mare.

5. CONCLUZII Noua centrala cu ciclu combinat din CET Bucuresti

Vest reprezinta un exemplu clar de informatizare a unui proces, de utilizare la maxim a disponibilitatilor oferite de tehnica de calcul moderna (hardware) precum si de potentialul oferit de software-ul dezvoltat de firme cu renume in domeniul sistemelor de control distribuit (Yokogawa, Siemens, General Electric).

Toate acestea sunt combinate optim astfel incat sa ajute cat mai mult factorul uman in luarea deciziilor de exploatare – in timpul cel mai scurt si cu minimul de personal posibil – precum si in calculele bugetare, atat in ceea ce priveste partea de venituri cat si - mult mai important - partea de cheltuieli..

.


în Energetică


292

2012

2.13.- SOLUTII ADOPTATE LA SUCURSALA TURCENI, C.E. OLTENIA,

PENTRU MONITORIZAREA SI REDUCEREA NOXELOR. REALIZARI SI PERSPECTIVE

Ing. Leu Ionel , Ing. Bralostiteanu Radu, Ing. Galceava Victor

Complexul Energetic Oltenia - Electrocentrale Turceni Turceni, Gorj, Strada Uzinei nr. 1, tel 0253/335045, int 1359

Summary: In order to comply with air pollutant environmental European regulations, the following pages intend to describe our Power Plant personnel efforts in order de decrease the emission of these air pollutants and contribute to the efforts to cut back the climate changing wich is more and more noticeable all around the world 1.- PROBLEMATICA Producerea de energie electrica prin folosirea

combustibililor fosili atrage dupa sine si o serie de probleme legate de emisia in atmosfera a unor noxe, cu impact negativ asupra calitatii mediului. Asfel, ca urmare a arderii combustibililor se emit in atmosfera praf, oxizi de azot NOx, oxizi de sulf SOx, oxizi de carbon (COx), Datorita exigentelor din ce in ce in mai crescute referitoare la protjarea mediului, impuse de CE, termocentrala noastra a adoptat o serie de masuri care care sa duca la scaderea acestor emisii la valorile impuse prin reglementarile europene. In lucrarea de fata vor fi prezentate solutiile studiate si adoptate pentru reducerea NOx, mentionand ca si pentru reducerea celorlate noxe s-au executat pasi importanti: modernizarea elctrofiltrelor (ESP) pentru reducerea emisiilor de praf, darea in exploatare a instalatiei de desulfurare aferenta blocurilor 3, 4, 5 si 6, operational in acest moment fiind doar pentru blocurile 4 si 5.

In ceea ce priveste emisia de NOx sint de luat in seama urmatoarele considerente. Cei doi compusi (NO si NO2) se prezinta, primul sub forma gazoasa, incolor, mirositor si instabil, iar al doilea este un gaz colorat in rosu brun, miros caracteristic, este iritant si are un gust dulceag. Oxizii de azot au efecte nocive daunatoare, dupa cum urmeaza:

- ataca, ambele, caile respiratorii, mucoasele si transforma oxihemoglobina in metahemoglobina, producind paralizii;

- determina formarea ploilor acide; NO2 in combinatie cu apa din atmosfera da nastere acidului azotic (NO2+H2O↔H2NO3);

- influenteaza clima prin declansarea efectului de sera; - distrug stratul de ozon din stratosfera;

La iesirea din cazan raportul celor doua gaze este de 95% NO si 5% NO2

In atmosfera monoxidul de azot se transforma in dioxid de azot dupa reactia:

NO+O3↔NO2+O2, reactie din care se vede ca distruge ozonul

Datorita acestor efecte negative, prin legislatie s-a impus limitarea acestor emisii de NOx la valori ce nu depasesc 200 mg/Nm3 in cazul termocentralei noastre.

La producerea acestor oxizi participa azotul din aerul de adere (cca 78.08% azot in aer), precum si azotul care se gaseste sub forma de compusi in combustibilii folositi (cca 1,7% in lignitul de Oltenia).

Pentru reducerea emisiilor de NOx, problema nu

numai a termocentralei noastre, pe plan mondial s-au cautat si gasit mai multe solutii, a caror eficienta variaza intre 10 si 90%, in functie de tehnologiile aplicate si de tipul combustibilului folosit. Tehnicile de denoxare se impart in doua mari categorii:

a. masuri primare, cele care sunt aplicate la modificarea combustiei

b. masuri secundare, cele care au loc post combustie

Ca masuri primare sunt de enumerat: a.1. Excesul redus de aer care este o masura

simpla dar cu efect considerabil. Ideea este de a reduce disponibilitatea oxigenului in zona de reactie, reducind randamentul arderii, dar si al reactiei de formare NOx. Pentru un exces de aer de 5-9% ( tipic 6%) metoda reduce emisiile de NOx cu cca 20-40% a.2. Intruducerea graduala aerului de ardere; se formeaza astfel doua zone de ardere. In prima zona, arderea are loc substoechiometric neramanind oxygen pentru oxidarea azotului, urmaind o a doua zona de ardere, in care este oxidat combustinilul nears ramas de la prima zona.

O adaptare diferita a acestei metode este metoda OFA (overfire air ) in care se introduce aer deasupra ultimului rind de fante al APC. Desi reducerea de NOx este de cca 40-50%, dezavantajul metodei este cresterea emisiei de CO si cresterea nnearselor in cenusa a.3. Recircularea de gaze arse; metoda nu se preteaza la termocentralele pe baza de carbune. a.4. Introducerrea graduala a combustibilului; aceeasi observatie ca la a.3. a. 5. Arzatoare cu emisie de NOx redusa, bazate pe geometria pulverizatoarelor de praf carbune mixate cu injectoarele de aer. Din cauza cresterii nearselor in


în Energetică


293

2012

cenusa, metoda se aplica impreuna cu cresterea finetei de macinare a carbunelui.

Masurile secundare sunt cele bazate pe injectarea de mici cantitati de aditivi in gazele de ardere care in conditii de temperatura si timp de stationare reactioneaza cu NOx si produc N2 si H2O Daca reactia are loc in faza gasoasa se numeste SNCR (Selective Non Catalytic Reduction) iar daca este present si un catalizator termenul folosit este SCR (Selective Catalytic Reduction) . Substantele tipic folosite sunt amoniacul NH3 si ureea [NH2]2CO

b.1. Metoda SNCR 4 NO+4 NH3 →4 N2 + 6 H2O

Reactia este sensibila cu temperatura, fereastra de lucru fiind 1150-1400 oC

b.2. Metoda SCR cind reactia de mai sus are loc la temperaturi mai joase, de 300-450 oC in prezenta unui catalizator (oxizi de metale grele sau carbon activ). Desi are avantajul de a fi cea mai eficienta metoda (reducere de NOx cu 50-80%) are dezavantajul de a fi scumpa.

Conform unui studiu de fezabilitate efectuat de catre un institut de specialitate la cererea termocentralei noastre, reducerea de NOx se face printr-o serie de masuri constructive si functionale, care au ca scop limitarea formarii initiale de NOx in focar, precum si reducerea oxizilor de azot care s-au format initial, masurile putind fi incadrate la punctele a.2., a.3., si a.5. din clasificarea de mai sus. Rezumind concluziile studiului, se desprind 4 solutii ce pot duce la reducerea emisiilor de NOx, enumerate in continuare.

Solutia A. (Figura 1., detaliul 1) Solutia prevede introducerea de aer suplimentar de ardere in focar, in zona situata deasupra gurilor de aspiratie a gazelor de ardere din focar de catre morile de carbune, prin deschideri practicate in peretii vaporizatorului. Insuflarea aerului se face la cota aprox 41.8 m prin 16 guri, cite 6 pe fata si spate si cite 2 pe dreapta si stinga cazanului. Pentru realizarea unei repartitii egale a acestui aer pe cele 16 deschideri, s-au prevazut cite o clapeta de reglare cu comanda electrica si un dispozitiv de masura debit pe fiecare tronson de alimentare, asa cum se vede in figurile 2. si 4.

Solutia B. (Figura 1, detaliul 2) Solutia corespunde introducerii de aer suplimentar in focar intr-o zona situatat intre arzatoarele de praf carbune si gurile de aspiratie ale gazelor de ardere, prin 16 deschideri ce se vor paractica in peretii vaporizatorului la cota aprox. 29,2 m. Alimentarea cu aer cald se va face din acelasi loc ca si pentru solutia A, asa cum se vede in figura 2.

Solutia C. (Figura 1, detaliul 3) Solutia corespunde introducerii de gaze arse recirculate in focar, intre arzatoarele de praf carbune si gurile de aspiratie ale gazelor de ardere de catre morile de

carbune prin 24 deschideri ce se vor practica in peretii vaporizatorulu la aprox cota 26,00 m.

Gazele de ardere recirculate se vor prelua dupa ventilatorul de gaze arse de la cota 36,00 m printr-un canal care se va ramifica stinga dreapta. Pe fiecare canal se va monta un ventilator de gaze recirculate precum si un dispozitiv de masurare a debitului. Una din ramuri va alimenta 6 deschideri de pe stinga si 6 de pe front cazan, iar cealalta ramura va alimenta 6 deschideri de pe dreapta si 6 pe spate cazan, dupa cum se vede in figura 3.

Solutia D. (Figura 1, detaliul 4). Solutia prevede folosirea unui concentrator de praf la arzatoarele de praf carbune, printre cele mai recomandate fiind concentratorul inertial cu jaluzele, care aduce cu sine urmatoarele avantaje:

- cresterea stabilitatii arderii; - eliminarea consumului de hidrocarburi

necesare sustinerii flacarii; - reducerea nearselor din zgura si cenusa; - cresterea randamentului cazanului - reducerea emisiei de NOx.

Din cele 4 solutii enumerate mai sus, este realizata pina in acest moment solutia A, prin realizarea deschiderilor in peretii vaporizatorului, montarea tubulaturii de aer, a actionarilor cu comanda electrica precum si a masurilor de debit de aer, asa cum sunt ele figurate in mimicul din figura 4.

2.- CONCEPTUL DE MONITORIZARE A

EMISIILOR

Pentru reducerea emisiilor poluante (praf , SOx) din gazele, rezultate in urma arderii carbunelui, la Termocentrala Turceni, s-a montat o instalatie de “Desulfurare” .

Pentru buna functionare a instalatiei si pentru a determina criteriile de performanta ale acesteia, este necesara monitorizarea concentratiilor acestor compusi, in gazele de ardere, la intrarea si la iesirea din aceasta.

In continuare vom descrie scopul si baza tehnică a Sistemului de Monitorizare si Înregistrare Emisii, principiile de operare si interfata la sistemul DCS.

Sistemul de măsurare a gazului cuprinde un număr definit de instrumente instalate pe canalul de gaz (nepurificat) si pe cosul absorberului (gaz purificat). Scopul acestor măsurători este de a demonstra valoarea performantei centralei de Desulfurizare a Canalului de Gaz si de a raporta rezultatele măsurate autoritătilor, în conformitate cu legile românesti aplicabile.

Pentru măsurătorile de gaz nepurificat se folosesc două dispozitive de măsurare aflate pe conducta de gaz după precipitatorul electric.

Parametrii măsurati sunt: • Praful • SO2.


în Energetică


294

2012

Fig. 2

1

2

3

4 Fig. 1


în Energetică


295

2012

Masuratori de Praf – DT990

DT990 combină tehnici avansate de procesare

a semnalului cu principiul unic de măsurare electrodinamică al PCME. Când sonda de măsurare este instalată în conductă sau în cos, particulele din curentul de aer interactionează cu

tija de măsurare producând un efect de inductie a sarcinii de încărcare care este analizat în sondă.

Distributia particulelor cauzează o frecventă de răspuns a inductiei electrice care este direct proportională cu concentratia de particule (în functie de aplicatie). Instrumentul realizează o analiză a acestei frecvente de răspuns si o poate

Fig. 3

Fig. 4.


în Energetică


296

2012

calibra în mg/m3 prin comparatie cu rezultatele izokinetice de referintă. Această tehnică a obinut aprobare ISO 10155, MCERTS & TUV.

Spre deosebire de sistemele triboelectrice, măsurătorile electrodinamice nu sunt semnificativ afectate de variaŃiile de viteză a particulelor de 8m/s si 20m/s si nici de depunerile de pe suprafata tijei. De aceea, DT990 este potrivit pentru măsurarea emisiilor în cele mai agresive medii, inclusiv în cosuri în care viteza particulelor variază

Masuratori de SO2 – GM31

Concentratiile de SO2, NO si NH3 sau NO2 sunt critice pentru controlul statiilor de tratare a gazelor de evacuare si a unei părti din procesul de productie. GM 31 este un analizor in-situ, format din mai multe componente, produs de SICK MAIHAK. Acesta măsoară concentratiile amintite mai sus, dar si presiunea si temperatura, în mod continuu si direct în conducta de gaz.

Timpul scurt de răspuns al GM 31 sporeste eficienta buclelor de control, gradul mare de disponibilitate, precizie si cerintele minime de întretinere recomandându-l pentru monitorizarea emisiilor si în aplicatiile de analiză a proceselor. Sistemul GM 31 este certificat pentru folosirea ca dispozitiv de măsurare a emisiilor.

GM 31 detectează si măsoară în mod sigur, rapid si corect cantitatea de poluanti, precum si mixturile de gaz/particule tehnice. În interfetele standardizate sunt fi integrate sisteme de achizitii de date de nivel înalt. Sistemul este de asemenea echipat cu senzori care permit iesirea de valori măsurate pre-normalizate pentru volum, continut de O2 sau umiditate fără procesare suplimentară.

Cu ajutorul GM 31, pot fi îndeplinite cu usurintă reglementările legale

GM31 înregistrează modelele de absorbtie caracteristice gazelor pentru a fi măsurate în lungimea de unda UV de la 200 la 250 nm. Algoritmii optimizati DOAS (spectroscopie optică de absorbtie diferentială) de la SICK MAIHAK anulează interferentele cu gazele “externe”, praful si umiditatea si sporeste precizia. În acest scop, fiecărui dispozitiv îi este desemnat o magazie de spectre în timpul calibrării la fabricare.

Gaz Purificat Măsurătorile de gaz purificat se fac după

constrictia cosului de absorbtie si după fixarea eliminatorului de ceată înăuntrul lui. Măsurătorile se fac pentru a demonstra valorile de performantă ale

statiei FGD si pentru a raporta datele de performanŃt autoritătilor române.

Parametrii măsurati sunt: • Praf • Debit • Temperatură • Presiune absolută • CO2, CO, SO2, NOX, O2, H2O

Masuratori de Praf cu FWE200 FWE 200 este proiectat pentru măsurarea

concentratiilor de praf în gazele de evacuare saturate folosind principul de măsurare cu lumină difuzată. Gazul este extras printr-o sondă de extractie. Picăturile sunt evaporate si de aceea nu pot falsifica rezultatele măsurătorilor. Un debit partial de gaz este extras din conducta de evacuare gaz printr-o sondă si supraîncălzit într-un termocicler înainte de a fi trimis către o celulă de lumină difuzată. Sistemul FWE 200 foloseste apoi unitatea de transmisie/receptie pentru a măsura intensitatea luminii difuzate în celula de test ca măsură a concentratiei de praf. După aceasta, gazul de testat este trimis către o sondă de testare a gazului printr-un ejector si retrimis în conductă. Gazul de probă este împins prin ejector cu ajutorul unei suflante care de asemenea furnizează aer de purjare pentru unitatea de transmisie/receptie pentru a mentine marginile suprafetelor optice curate.

Masuratori de debit – Flowsic 100H Dispozitivele FLOWSIC asigură, în mod

continuu, fără contact si direct, măsurători precise si sigure pentru debitele de volum si vitezele gazelor evacuate prin conductele sau cosurile de evacuare. Pe ambele părti ale conductei de gaz sunt montati traductori cu ultrasunete la un anumit unghi fată de direcŃia debitului. Acesti traductori transmit si receptionează alternativ pulsuri de semnal pe si contra directiei de debit.

Sistemul FLOWSIC măsoară intervalul de întârziere a propagării pulsurilor si foloseste această măsurătoare pentru a calcula viteza gazului si pentru a determina debitul de volum în timpul functionării. Vom folosi modelul FLOWSIC 100 UMD. Acest sistem va fi echipat cu unitatea de evaluare FLA 100-D, pentru a furniza semnale corecte sistemului de Monitorizare a Emisiilor si DCS.

Masuratori de CO2, CO, SO2, NOX, O2, H2O – MCS 100E


în Energetică


297

2012

Fig. 5 - FWE200

3.- DESCRIERE FUNCTIONARE SISTEM

Sistemele de analiza CO, NOx, SO2, O2 si CO2 vor utiliza echipamente de conditionare si masurare a componentilor gazosi, cu prelevarea probei de gaze din canalele de gaze arse (sisteme active). Pentru masurarea continutului de emisii poluante (CO, NOX, SO2, CO2) , precum si a celui de oxigen (necesar raportarii continutului de emisii poluante la continutul de oxigen) proba de gaze este extrasa din cosul de fum cu o sonda de prelevare prevazuta cu filtru incalzit, transportata cu o linie de transport incalzita si apoi conditionata. Proba de gaz este preluata din cosul de fum cu o sonda de prelevare din otel inoxidabil, conform SR-ISO 10396/2001. Tot conform acestui standard pentru a se masura cu acuratete concentratia de NOx, SO2, CO2 (masurile de NOx,SO2,CO2 pot fi denaturate datorita reactiei dintre gaze si apa condensate de pe furtunul de transport gaz de la sonda la aparat), proba de gaz trece printrun filtru de prelevare incalzit si este transportata prin line incalzita la unitatea de conditionare. Gazul uscat trece apoi printr-un sistem de protectie compus dintrun senzor de condens, un filtru de particule si un filtru coalesceent.

Pentru măsurarea parametrilor se foloseste un sistem de analiză, produs de SICK MAIHAK, numit

MCS100E HW, care este proiectat pentru a îndeplini cerintele aplicatiilor amintite. Din cauza riscului mare de expunere la aerosoli (SO3), sonda, liniile de testare si toate părtile interne care intră în contact cu gazul de măsurat trebuie încălzite pentru a preveni răcirea sub punctul de rouă. Se poate seta o temperatură de până la 200°C (maximum 225°C). Analizorul MCS 100 E HW contine un fotometru, o celulă de analiză, un computer pentru control si o interfată cu utilizatorul, echipată cu tastatură si monitor. Un debitmetru integrat monitorizează debitul sondei (600l/min). De asemenea, se va folosiun analizor de oxigen (Paramagnetic).

Drumul optic al celulei (3 sau 6 m) este permanent îndreptat prin tăietura oglinzilor către sectiunea frontală. Celula a fost optimizată pentru a minimiza volumul (2L) si a maximiza schimbul de gaze. Punctul zero este automat corectat. MCS 100 E controlează si monitorizează măsurătorile de gaz evacuat. Valorile determinate sunt afisate pe ecran, stocate pe computer si transmise către interfetele integrate în cabinetul sistemului prin ghidaj luminous.

Proba de gaz trece prin analizor care determina CO, NO, SO2, CO2 cu traductori cu absortie in IR iar oxigenul cu traductor paramagnetic. Pemtru a determina compusii totali de azot (NOx) proba de gaz va trece si printr-un convertor NO2/NO, necesar pentru a transforma catalitic NO2 in NO.


în Energetică


298

2012

Figura 6: Flowsic 100H

Figura 7: MCS100E HW


în Energetică


299

2012

2.14.- SCADA ÎN MANAGEMENTUL HOLISTIC AL PROCESEL OR

TEHNOLOGICE ÎNTR-O CENTRAL Ă TERMOELECTRIC Ă

PhD. Student Florin Miriţă PhD. student Oana-Florentina Marin Universitatea “Valahia” Târgoviste, Facultatea de Inginerie Electrică

e-mail: [email protected]; e-mail: [email protected]

Abstract. This paper presents an overview of recent trends in management information systems implementation holistic processes in power plants through, supervision, control and data acquisition (SCADA), based on the application of new technologies in distributed control system (DCS ) with open structures using PLCs, PCs, certain types of hardware, software, advanced communication protocols. Are highlighted advantages of their use to ensure compliance with the criteria of reliability, reliability, energy efficiency, economic performance and to facilitate interconnection with the power system Cuvinte cheie: ICS, SCADA, DCS, PLC, automatizare, sistem informatic 1. INTRODUCERE

Dinamica evoluţiei industriale şi criza energetică din ultimii ani precum și noile reglementări de mediu din Uniunea Europeană au determinat o presiune crescândă asupra furnizorilor de energie din sectorul energetic din Europa , atât de la Uniunea Europeană cât şi de la Comunitatea Internaţională, pentru a reduce emisiile poluante şi de a îmbunătăţi eficienţa energetică prin introducerea surselor regenerabile de energie, solară, eoliană, biomasă, geotermală care vor avea un rol tot mai important în anii următorii. Singure acestea nu pot satisface cerinţele crescânde de energie electrică la nivel mondial. Având în vedere pericolul și impactul negativ asupra mediului prezentat de centralele nucleare, combustibilii fosili vor continua să domine mixul energetic global pentru următoarele decenii. Mixul energetic obţinut din surse regenerabile,combustibili fosili și alte surse va avea ca rezultat așa numitul „mix inteligent” al surselor de energie, capabil să răspundă cererii crescânde de energie . Acesta poate face faţă variaţiilor consumului energetic pe tot parcursul zilei menţinând costurile reduse pentru consumatori, livrarea în condiţii de siguranţă și cu un impact favorabil asupra mediului. Menținerea stabilității sistemului energetic presupune ca producerea și consumul de energie electrică să fie întotdeauna în echilibru, acesta trebuind sa îndeplinească reglementările de securitate și fiabilitate chiar în condițiile pierderii oricărei componente . Utilizarea centralelor eoliene reprezintă o direcţie prioritară în domeniului valorificării potenţialului energetic al surselor regenerabile. Implementarea surselor de energie regenerabile reprezintă o problemă majoră pentru operatorii de rețea prin dezechilibrul creat pe termen scurt prin

introducerea acestora în SEN, datorită fluctuațiilor imprevizibile dintre producție și consum, inclusiv asigurarea calității energiei și stabilității sistemului. Soluția tradițională pentru a furniza rezerva de putere pe termen scurt pentru a echilibra fluctuațiile imprevizibile între producție și consum impune dezvoltarea unor mijloace flexibile de producție a energiei controlabile cu mare disponibilitate cum ar fi centralele în ciclu combinat, hidro, centralele cu turbine cu gaz dar si a celor cu combustibili solizi, capabile de a realiza un reglaj primar și secundar de frecvenţă-putere, rezerva de putere activă şi reactivă, sisteme locale de reglaj de tensiune, sisteme de izolare pe servicii proprii şi de autopornire a grupurilor, consumatori care-şi reduc sarcina sau sunt deconectaţi în condiţiile unei discipline de dispecer. Pentru a asigura răspunsul acestora în timp util și a suplimenta necesarul consumului de energie în cazul apariției unor incidente în sistemul energetic, pentru a se realiza stabilitatea frecvenţei conform codului RET(rețea electrică de transport) a apărut necesitatea introducerii noilor tehnologii de automatizare – informatizare, în vederea modernizării instalaţiilor de producere a energiei electrice cu combustibili convenţionali și de a facilita interconexiunea acestora cu structurile hard şi soft existente în sistemul energetic.

2. PREZENTAREA SISTEMULUI DE CONTROL INDUSTRIAL

Sistemul de control industrial (ICS) reprezintă un ansamblu de sisteme de monitorizare şi control utilizate în procesele industriale ce includ: controlul, supravegherea și achiziţia de date (SCADA), sisteme de control distribuite (DCS) în diferite configuraţii cu utilizarea de controlere logice programabile (PLC), care pe baza informaţiilor colectate de la sistemele de senzori și mediul local de monitorizare de la distanţă,


în Energetică


300

2012

supraveghează şi efectuează comenzi automate asupra dispozitivelor din domeniul de control local. Sistemele ICS au adoptat soluţii din domeniul tehnologiilor IT prin utilizarea calculatoarelor standard, a sistemelor de operare şi a protocoalelor de reţea pentru a facilita accesul de la distanţă şi conectivitatea de la nivelul de dispozitive în câmp până la nivelul managementului corporativ.

2.1. Sisteme de control distribuite Un sistem de control distribuit (DCS), este un sistem automat pentru controlul dinamic al proceselor industriale, fiind integrat ca o arhitectură de control, pentru supravegherea și controlul în detaliu a mai multe subsisteme integrate ale proceselor tehnologice locale fiind capabil să execute algoritmi de control de mare viteză Subsistemele interacționează prin intermediul unor rețele de comunicații pentru a controla și monitoriza în timp real echipamentele distribuite în întreaga instalație pe baza unui protocol de comunicare, fiind subordonate unui procesor personalizat, coordonarea funcţionǎrii lor făcându-se la nivel de sistem funcţional dintr-o locație centrală de unde operatorul are posibilitatea de a supraveghea starea tuturor subsistemelor, a datelor de intrare, având posibilitatea de a interveni în logica de control daca este necesar. Un sistem tipic DCS este prezentat in fig. 1 în care se poate observa cum un proces este controlat în buclă prin implementarea variabilelor de ieșire și menținerea în mod automat a condițiilor de proces în jurul punctului de setare dorit. Acesta primește informațiile de la dispozitivele de câmp prin intermediul modulelor de intrare, le procesează și transmite instrucțiunile modulelor de ieșire conectate fizic cu echipamentele de acționare din domeniu. Prin intermediul magistralei de comunicații este conectat la un sistem de control ierarhic superior precum și la o consolă HMI (interfață om – mașina) prin care se configurează sistemul, algoritmii de control, stabili si ajusta parametrii de funcționare. De asemenea sunt prezentate datele istorice și starea de funcționare a procesului Sistemul DCS dispune de un susbsistem de diagnoză si mentenanță pentru gestionarea datelor, care permite colectarea,, stocarea și comunicarea bidirecțională a datelor în vederea prevenirii și identificării situațiilor limit ă precum și restabilirii sistemului la starea anterioară a situației limită. Un ICS permite dezvoltarea pe orizontală prin implementarea mai multor bucle de control, HMI, instrumente de diagnoză si mentenanță de la distanță pe baza unor arhitecturi de rețea în sistem

stratificat folosind o serie de protocoale de rețea specifice

Fig. 1. Prezentare generală DCS

Un sistem de control distribuit are o mare fiabilitate si prezintă o serie de avantaje: - dispune de conexiuni scurte mai puțin vulnerabile la perturbații sau interferențe electromagnetice; - o avarie la un subsistem nu va influența funcționarea celorlalte subsisteme; - fiecare subsistem poate funcționa individual la pierderea comunicării cu sistemul central.

2.2. SCADA

SCADA este un sistem computerizat pentru

monitorizarea si controlul proceselor industriale dispersate geografic pe suprafețe întinse, la distanţă, caz în care controlul și achiziția de date sunt critice pentru funcționarea sistemului. Acesta include componente hardware şi software specializate care colectează fluxurile de date de la distanţă în timp real, le procesează pentru a fi prezentate grafic și textual în timp util pe unul sau mai multe calculatoare gazdă SCADA situate în centrul de control după care sunt stocate şi eventual imprimate. Pe baza informațiilor primite de la stațiile din teritoriu SCADA are posibilitatea de a emite în mod automat sau manual de la un operator, semnale de comandă și supraveghere în stațiile aflate la distanță la apariţia unor situaţii nedorite, pentru controlul dispozitivelor din câmp, monitorizând astfel un întreg sistem dintr-o locație centrală, în timp real.

Cele patru funcţii executate de un sistem SCADA sunt: 1. Achiziţie de date 2. Reţea de comunicare a datelor 3. Prezentarea datelor 4. Control.

Controler logic programabil

Interfata om‐masina(HMI)

Setare parametrii de proces Algoritmi de control Limite parametrii Prelucrare date de proces

Servomotoare

Senzori

Intrare proces

Iesire proces Control proces

Diagnoza si mentenanta

Perturbatii

Sistem de actionare servomotoare

Control marimi

variabile proces


în Energetică


301

2012

2.3. Arhitectura sistem SCADA

Structura generală a unui sistem SCADA este prezentată în figura 2.

Fig. 2. Prezentare generală sistem SCADA

Un sistem SCADA include următoarele componente:

- centrul de control; - infrastructura de comunicații; - echipamentele instalațiilor aflate la

distanță . Ȋn cadrul centrului de control se regăsesc

următoarele echipamente: - - serverul SCADA sau Unitatea Master

Terminală(MTU) care găzduiește software de control proiectat să acționeze în calitate de maestru pentru a comunica cu dispozitivele de nivel inferior aflate la distanță; - computerul pentru baza de date centralizate care folosește tehnici statistice de control al procesului; - stația de inginerie cu un PC pentru programe , inginerie și design; - interfață om-mașină (HMI) este un software și un hardware prin care un operator interacționează pentru controlul, monitorizarea, gestionarea și/sau vizualizarea proceselor , să modifice setările, să treacă procesul în regim manual, în caz de urgență, configurarea punctelor stabilite, algoritmi de control, parametrii în controler. Afișează de asemenea informații istorice rapoarte, informații despre starea procesului. Acesta permite o mare varietate de sisteme de operare cum ar fi Linux ®, Windows ® CE şi Android ™, precum şi mai multe sisteme de operare în timp real, cum ar fi QNX ® si ® VXWorks [15]

- Routerul de comunicații este un computer configurat ca o poartă de acces între două rețele la nivelul OSI 3 care direcționează pachetele de date inter-rețele .

Echipamentele instalațiilor la distanță sunt alcătuite din:

- IED reprezintă dispozitivele electronice inteligente (senzori/actuatori) care încorporează cel puțin un procesor pentru prelucrarea datelor locale cu

posibilități de control, memorie pentru program având capacitatea de a efectua un transfer de date cu alte dispozitive pentru controlul la nivel local. [3]

- Modemul este un dispozitiv utilizat pentru a converti datele de la un serial digital într-un semnal adecvat pentru transmiterea acestuia pe un canal telefonic și de a permite dispozitivelor aflate la distanță să comunice fiind utilizate în ambele sisteme SCADA sau DC pentru a accesa funcții operaționale pentru comandă – control, supraveghere, alarmare și diagnosticare[x]

- RTU ( unitate terminală la distanță) denumită și unitate de telemăsură. Este un calculator echipat cu o interfață radio cu destinație specială de achiziție de date utilizat în sistemele SCADA pentru a comunica cu dispozitivele din câmp când nu sunt disponibile alte sisteme de comunicații.

- PLC (controler logic programabil) este un electronic industrial pe care a fost instalat un sistem de operare specializat pentru controlul proceselor industriale fiind echipat cu o memorie internă programabilă de instructiuni pentru punerea in aplicare a secvențelor de control logic, timpii și algoritmii de calcul. Acesta dispune de interfețe digitale sau analogice de intrare / ieșire pentru controlul procesului precum și interfață de comunicare pentru integrare în sistemul de control industrial ICS[6]

PLC-urile sunt componente esențiale în sistemele SCADA și DCS, utilizate în multe situatii ca dispozitice primare în configurații simple penru a asigura conrolul și reglarea proceselor locale discrete - PAC (controler programabil pentru automatizare) este un controler compact, care combină caracteristicile unui PLC și cele ale unui PC . Sunt cel mai des utilizate în sistemele industriale pentru controlul procesului, achiziţii de date , echipamente de monitorizare de la distanţă. Utilizează protocoalele de comunicații în rețea, cum ar fi TCP / IP , OLE ,OPC şi SMTP pentru controlul procesului, PAC sunt capabile de a transfera date de la sistemele pe care controlează la alte componente ale unui sistem de control din reţea 2.4. Infrastructura de comunicații Infrastructura de comunicații este o componentă esențială în cadrul unui sistem de control și monitorizare SCADA. Aceasta trebuie să asigure o conexiune optimă pentru un schimb de date în timp real între unitățile terminale aflate la distanță (RTU) si dispozitivele din teren pentru a monitoriza și controla echipamentele de proces și sistemele aflate în locații diferite, și serverul centrului de control prin intermediul liniilor telefonice, cabluri, linii închiriate,

Centru de control

Modem

Modem

WAN CARD

RTU

PLC

IED

Campul 1

Campul 2

Campul 3

- Linie telefonica - Unde radio sau

celular - Satelit - WAN

Control server SCADA‐MTU

HMI Istoric de date

Statie

inginerie

Router

Comunicatii


în Energetică


302

2012

radio, fibră optică sau link-uri satelit în funcție de disponibilități. Termenul de reţea de comunicație se referă la un ansamblu de dispozitive conectate pe un singur circuit pentru a permite transferul de date între acestea. Datele sunt transmise în rețea utilizând o ieșire serială de comunicație pe baza unui protocol de comunicație. Protocoalele de comunicații definesc un set de norme prin care dispozitivele dintr-o rețea sunt apte să comunice, stabilesc structura pachetelor de date, modul în care dispozitivele sunt abordate individual, precum și mediul folosit pentru transportul de date pentru a putea fi împerecheate la porturile de comunicații. Principalele protocoale utilizate în mediile de automatizare industriale sunt Modbus, RP-570 si Conitel, acestea fiind dependente de furnizorul echipamentelor SCADA. Protocoalele standard unanim recunoscute de către marii furnizori de echipamente SCADA și cu cea mai largă utilizare sunt IEC 60870-5-101 sau 104, Profibus si DNP3. Modbus este un protocol de comunicație conceput pentru administrarea unei rețele bazată pe o arhitectură master/slave sau client/server. Modbus permite comunicarea între dispozitivele conectate la aceeași rețea și măsurarea unor parametrii precum, temperatură, nivel, presiune, debit și comunicarea rezultatelor la un calculator conectat cu o unitate RTU într-un sistem SCADA. RP570 este un protocol de comunicații utilizat între software –ul SCADA din centrul de control și un RTU (Remote Terminal Unit) Acest are la bază standardul IEC 57 partea 5-1 cunoscut sub numele IEC 60870. Conitel este un protocol de comunicare utilizat în sistemele SCADA Ȋn configurații punct la punct sau multipunct, transferul de date fiind inițiat numai de computerul gazdă în sistem half - duplex sau full-duplex.

DNP3 este un protocol standard de comunicare optimizat pentru transferul de date între serverul centrului de control SCADA, unitățile RTU de la distanță și dispozitive electronice inteligente. Este un protocol deschis care oferă interoperabilitate între diferitele componente, este protocol robust, eficient, compatibil, fiind tot mai mult solicitat în aplicații industriale tot mai complexe.

Fieldbus este numele unei familii de protocoale pentru transferul bidirecțional și controlul în timp real ce a stat la baza dezvoltării integrării sistemelor de automatizare distribuite și comunicării inteligente într-un mediu industrial în prezent standardizată ca IEC 61158 și IEC 61784. Pentru a satisface nevoile mediului de automatizare au fost implementate două sisteme cu medii fizice și viteze de comunicare diferite.

H1- utilizat pentru conectarea dispozitivelor din teren și lucrează cu viteza de 31, 25 kbit/s;

HSE (High-Speed Ethernet), utilizat în general pentru conectarea intrare ieșire subsisteme, subsisteme gazdă, dispozitive de joncțiune, gateway – uri și dispozitive de teren cabluri standard Ethernet

Ethernet industrial (IE) este numele unei reţele Ethernet dezvoltată într-un mediu industrial ce îmbină tehnologia informaţiei cu tehnologia de automatizare fiind omogenizate într-un sistem de comunicare pe verticală de la nivelul de control, la nivelul de domeniu până la nivelul de management corporativ. Standardizarea echipamentelor de automatizare permite interconectarea acestora în cadrul unui proces industrial prin intermediul unui sistem de comunicare Ethernet prin interconexiunile a mai multe calculatoare, reducând astfel costurile și performanţa comunicării dintre echipamentele de automatizare.

Profibus și Profinet sunt două soluţii standard pentru integrarea deplină și în siguranţă a echipamentelor de automatizare într-un sistem omogen de comunicare bazat pe Ethernet

Profibus (Process Field Bus) este un standard de comunicare în tehnologia de automatizare şi a fost promovat (1989) de către BMBF (în germană departamentul de educaţie şi cercetare). În martie 1996, acest standard a fost încorporat în standardul european EN 50170 volumul 2. Profibus este un sistem multi - master, cu alte cuvinte, acesta este o magistrală la care se pot conecta mai multe sisteme de automatizare, care pot fi vizualizate putând funcționa împreună cu alte dispozitive distribuite domeniu

În prezent sunt folosite următoarele variante pentru diferite aplicaţii:

Profibus-FMS (Fieldbus Message Specification) permite o gamă largă de funcţii mult mai complexe de comunicare în comparaţie cu alte variante. Acest variantă permite transferul de date între sistemele de automatizare (de exemplu, controlere logice programabile si statii de automatizare), precum şi schimbul de date cu dispozitive de câmp.

Profibus DP (Periferice Descentralizate) este un profil de comunicare PROFIBUS optimizat, de mare viteză, proiectat şi optimizate special pentru comunicare între sisteme de automatizare şi dispozitive descentralizate domeniu , pentru transmitere de date în timp real, folosind conexiuni low- cost.

Profibus PA (Process Automation) este utilizat în aplicaţii de automatizare pentru a monitoriza sistemul de măsurare prin intermediul unui sistem de control, fiind proiectat a lucra în medii explozive. Protocolul pentru transferul de date PA permite o rată de transmitere a datelor de 31.25 kbit /s aceeași ca DP.

In fig. 2 este prezentată infrastructura de automatizare a unui sistem de control industrial de


în Energetică


303

2012

coerență în transmiterea informațiilor, organizat pe trei niveluri de automatizare ce combină tehnologia informației cu tehnologia de automatizare într-un sistem de comunicații bazat pe Ethernet de la nivelul de domeniu până la nivelul de management corporativ. Acesta reprezintă noul concept de orientare a sistemelor de automatizare pentru viitor.

Fig.2. Ierarhizarea unei rețele industriale de

automatizare

Utilizarea cele două soluții standard Profibus și Profinet care prin caracteristicile speciale pun în valoare capacitatea de comunicare și integrare a dispozitivelor și subsistemelor printr-un grad ridicat de coerență în transmiterea informațiilor, reprezintă noul concept de orientare pentru viitor a sistemelor de automatizare.

Protocolul Profibus prin gama sa de aplicații specifice într-un sistem de comunicare standardizat şi deschis oferă o bază ideală pentru integrarea pe orizontală într-un sistem de control a dispozitivelor de câmp inteligente oferind soluții pentru optimizarea și automatizarea proceselor.

Protocolul Profinet pe lângă standardul de comunicare pe orizontală realizează conexiune pe verticală prin integrarea dispozitivelor și subsistemelor de la nivelul de teren pană la nivelul de management corporativ printr-o transparență maximă în accesarea componentelor sistemului de automatizare de oriunde, dacă este necesar, pentru gestionarea procesului tehnologic, punerea în funcțiune, exploatare, diagnosticare și mentenanță.

3. REGLAJUL DE FRECVENȚĂ Obiectivul principal al funcționarii unui sistem

electroenergetic este de a furniza consumatorilor energia electrică necesară continuu în toleranțele strict admise de tensiune și frecvență, principalele mărimi care condiționează stabilitatea și calitatea energiei electrice în sistemul electroenergetic sunt tensiunea și frecvența. Variațiile de tensiune din sistemul energetic sunt cauzate în principal de variatiile de puterea

reactivă iar variațiile de frecvență de variațiile de putere activă.

Valoarea frecveței din sistem reprezintă reprezintă o indicație instantanee primară a condițiilor de operare din sistem, astfel încât orice dezeechilibru între puterea activă generată și cea consumată se concretizează printr-o abatere de la frecvența nominală a sistemului. Amplitudinea variației de frecvență ∆f precum si rata de modificare a frecvenței sunt dependente de caracteristicile sistemului si dimensiunea dezechilibrului dintre puteri. În timp ce variaţii mici de la frecvenţa sistemului nu pot conduce la o reducere a fiabilității și securității sistemului, abateri mai mari de frecvenţă pot avea un impact grav asupra componentelor sistemului de alimentare și consumatorilor prin degradarea calităţii energiei electrice avand ca urmare încălziri suplimentare și vibratii mecanice ale echipamentelor.

Controlul frecvenței reprezintă un obiectiv principal în menținerea echilibrului dintre puterea generata și cea consumată ceea ce presupune două probleme în cadrul sistemului, determinarea valorii optime a puterii generate și minimizarea costurilor de producție pentru satisfacerea cerințelor de sarcină.

Având în vedere fluctuațiile de sarcină din sistem, diferența dintre puterea activă generată și cea consumată va fi intotdeauna aleatorie ceea ce va determina ca frecvența sistemului să fie alunecătoare. De aceea este necesară exixtența unei centrale de reglaj pentru a suporta aceste modificări și menține fluxul de putere – frecvență în limitele tolerate admise printr-o funcție de control de sarcină (Load Frequency Control - LFC) și de generare a energiei din punct de vedere economic. Aceste funcții împreună determină funcția de control automat al generării (Automatic Generation Control -AGC).

Rezerva suplimentară de putere activă disponibilă pentru menținerea în echilibru a sistemului energetic este denumită putere de rezervă de reglaj si este clasificată în funcție modul și timpul în care poate fi activată:

- rezereva de reglaj primar, la care grupul generator activează întreaga rezervă de reglaj primar în mai putin de 30 s de la apariția unei abateri cvasistaționare de ± 0,2Hz și menținerea stării de reglaj cel puțin 15 minute, în funcție de statismul grupului generator, cu o precizie de ±1% Pn, și bucla de reglare sarcină bloc în regim „ turbina conduce cazanul”.

- rezerva de reglaj secundar, la care generatorul este capabil să livreze cel putin 10%Pn, dar nu mai putin de 15MW cu precizia de reglare de 1%, o viteza de reglare de cel puțin 3MW/min și bucla de reglare sarcina bloc în regim „turbina conduce cazanul”

- rezerva de reglaj terțiar rapid, la care generatorul încarca Pmaxdisp din starea deconectat de la rețea în maxim 15 minute , respectiv pornind de la


în Energetică


304

2012

starea de sincronizare la sistem, pâna la oprire in maxim 15 minute.

- rezerva de reglaj terțiar lent este asigurată de grupuri generatoare a căror pornire se derulează pe o perioadă de maxim 7 ore fiind capabile să funcționeze stabil cu o capacitate redusă,valoarea Pmin stabilă fiind convenită cu OTS.

- statismul Acesta este definit ca raportul dintre variaţia procentuală a frecvenţei şi variaţia procentuală a puterii mecanice adică:[11]

( )

( ) 100100/

/

minmax

maxmin ⋅∆∆=⋅

−−

=P

f

PPP

fffS

n

refSS (1)

în care: fSmin, fSmax -frecvenţa în regim de sarcină minimă,

respectiv sarcină maximă; Pmin, Pmax – puterea în regim de sarcină minimă,

respectiv sarcină maximă; fref, ωref – frecvenţa respectiv viteza de consemn.

De regulă acestea sunt egale cu valorile nominale f0, ω0. (ω0= 2πf0).

În cazul în care Pmax = Pn,, Pmin = 0 (regimul de mers în gol iar frecvența de referință este fref = f0 ecuația 1 devine:

1001000

max

0

max ⋅−

=⋅−

=ω

ωω SgolSgol

f

ffS (2)

în care fgol , ωgol sunt frecvenţa, respectiv viteza unghiulară la mersul în gol.

Pe sistem statismul trebuie să aibă valoarea S<12% , având expresia:

cg SS

S1

1

+= ρ

,

ci

nin

ci

n

ni

P

P

P

P

==∑

∑ρ (3)

în care: - Pni puterea nominală a grupului; - Pn puterea nominală a grupului activ pe sistem; - n numărul de grupuri în funcționare; - Pci puterea absorbită de consumator; - ρ coeficient de rezervă ρ = (1,1…1,4)%. Aceasta relaţie arată modul de participare al

ansamblului de grupuri generatoare care reglează frecvenţa prin intermediul regulatorului automat de viteza.[2] Amortizarea perturbațiilor se refera la ieșirea din funcționare a grupului cu cea mai mare putere sau a unei bare colectoare în orice perioadă şi zonă de consum din curba de sarcină. Dimensiunea unității pierdute și cantitatea de energie cinetică disponibilă stocată pe sistem determină rata de modificare a frecvenței ce se poate exprima cu relația: [5]

bsistemSH

Pf

dt

df

20= (4)

în care: - P este puterea unității pierdute; - Hsistem – constanta inerțiala a sistemului; - f0 – frecvența nominală a sistemului; - Sb – evaluarea în MVA a sistemului 4. CONECTAREA LA SISTEM Considerând frecvența uniformă în toate punctele sistemului la frecvența nominală f0 , KE energia cinetică pe sistem, la apariția unui dezechilibru, puterea generată nu mai este egală cu sarcina totală a sistemului si se poate exprima sub forma:[12] ∆P = ∆PGen – ∆PSarc (5) În care ∆P reprezintă modificarea puterii sistemului. Sistemul este adus la echilibru prin modificarea energiei cinetice astfel încât P

dt

dKE ∆= (6)

Energia cinetică păstrată în masa de rotație este proporțională cu viteza la pătrat și prin urmare

2

00

=

f

fKEKE (7)

Unde KE0 este energia cinetică a sistemului la frecvența nominală f0 și ecuația () devine:

P

dt

df

f

fKE

dt

f

fd

KEdt

dKE ∆==

=2

0

0

2

00

2 (8)

Considerând abaterea de frecvență relativ mică, f~f0 rezultă:

( )SarcGen PPdt

df

f

KE ∆−∆=0

02 (9)

Prin urmare variația de frecvență se poate calcula cu relația: ( )∫ ∆−∆= SarcGen PP

KE

fdf

0

0

2 (10)

Variația de frecvență este o funcție dependent de dezechilibrul de putere și inerția generatorului. Modelul întregului sistem de conectare descris în ecuația (10) este prezentat în figura 3

Fig.3. Model de conectare la sistem


în Energetică


305

2012

5. ORGANIZAREA SISTEMELOR DE AUTOMATIZARE DIN CENTRALELE TERMOELECTRICE

O centralǎ conventionalǎ cu abur (CCA) reuneşte un complex de instalatii prin care evolueazǎ diferite fluxuri de energie si masǎ. Fluxurilor de energie din cazanul de abur, din turbină şi transformarea energiei mecanice în energie electrică trebuie să-i corespundă un flux de informaţii care vehiculează valori de citire, mărimi de reglare, semnale de comandă de la instalaţie spre camera de comandă şi invers.[4] Automatizarea procesului într-o centrală termoelectrică se realizează printr-un complex de automate şi dispozitive care au drept scop reglajul unui turboagregat, reglajul cazanului, comenzile automate ale unor dispozitive auxiliare, dispozitive de cuplare automată şi sistemul de protecţie al agregatelor. Concepţia actuală generală de organizare a conducerii operative în termo¬centrale constă în descentralizare funcţionalǎ şi automatizarea pe grupe funcţionale a comenzilor automate. Acest concept este aplicat în sistemul de organizare a automaticii în centrale sub denumirea de automatizare pe grupe funcţionale. O grupă funcţională conţine programe de pornire, oprire, reglare, protecţie blocaje tehnologice şi afişarea stării interne în funcţie de complexitatea ei şi poate fi subîmpărţită în mai multe subgrupe funcţionale, în cadrul cărora este implementat sistemul de comandǎ al instalaţiilor. Subgrupele nu interacţioneazǎ direct între ele, coordonarea funcţionǎrii lor făcîndu-se prin grupa funcţională. Coordonarea grupelor funcţionale se poate face la nivelul conducerii blocului prin calculatoare specializate de supraveghere a stării termice a cazanului şi turbinei, precum şi cu circuite logice necesare formării semnalelor de limitări în cazul indisponibilităţilor în instalaţie. În fig.4 se prezintǎ o schemǎ simplificatǎ pentru o CCA punându-se în evidenţǎ modul general de organizare a automaticii unei centrale prin grupe funcționale având la bază principalele subsisteme si fluxuri de energie si masǎ.

Fig. 4. Gruparea funcțională a sistemelor de automatizare într-o centală termoelectrică

I. Sistemul de automatizare al cazanului: sistemul de aprindere si supraveghere flacară, sistemul de ardere in regim, sistemul de vaporizare, sistemul de supraîncǎlzire şi instalatiile de ocolire, sistemul de alimentare cu aer (VA), sistemul de preîncălzire a aerului(PAR), sistemul de filtrare şi evacuare a gazelor arse (VGA). Instalaţii de alimentare şi anexe: alimentarea cu combustibil lichid si gazos pentru aprindere; alimentarea cu combustibil solid (cărbune); curaţirea suprafeţelor de încălzire;instalaţia de separare şi evacuarea a materialelot nearse mecanic II. Instala ţia apei de alimentare cu apă a cazanului: preîncălzitoare de joasă presiune(PJP), instalaţia de degazare a apei de alimentare, instalatia de pompare a apei de alimentare, preîncălzitoare de înaltă presiune. III. Sistemul de automatizare al turbinei: sistemul de comandă al turbinei; gospodăria de ulei; conducta de abur viu; instalaţia de vid etanşare, instalaţia de condensat. IV. Instalaţia electric: instalaţia de ulei pentru etanşare şi instalaţia de răcire cu H2, excitaţia, staţia de tansformare şi alimentare servicii auxiliare. V. Instalaţia pentru apa de răcire (circuite principale): instalaţia pentru apa de răcire (circuite secundare), -instalaţia de tratare chimicǎ a apei de răcire;-instalaţia pentru aburul auxiliar. VI. Instalaţii de alimentare şi anexe: instalaţia de demineralizare totală; instalaţia de tratare a condens.

6. MODELAREA CENTRALELOR ELECTRICE

Ȋn vederea interconectării centralelor termoelectrice cu sistemul electroenergetic, în funcție de viteza de răspuns a acestora la variațiile principalilor parametrii de sistem, frecvență – tensiune, sunt utilizate mai multe posibile scheme de funcționare ale grupelor funcționale de automatizare și reglare, cazan – turbină – generator: - schema de funcționare turbina conduce cazanul; - schema de funcționare cazanul conduce turbine; - schema de funcționare integrată , cazanul și turbina conduc blocul; - schema de funcționare combustibilul conduce blocul.. Ȋn fig.5 este prezentată schema de funcționare turbina conduce cazanul. Specific acestei scheme este faptul că abaterea de putere constituie mărime de intrare pentru sistemul de reglare a presiunii aburului de admisie în turbină, iar abaterea de presiune împreună cu puterea de referință formează mărimea de intrare pentru sistemul de reglare sarcină cazan.


în Energetică


306

2012

Fig.5- Schema de funcționare turbine conduce

cazanul. Specific acestei scheme este răspunsul rapid la cererea de putere activă în sistem, în schimb prezintă dezavantajul instabilității cazanului datorită variației de presiune ca urmare a cererii de abur. Acest lucru se poate observa și din din fig. 7 unde sunt prezentate răspunsurile la cererea de putere activă la cele două scheme funcționale . Ȋn fig.6 este prezentată schema cazanul conduce turbina. Specific acestei scheme este faptul că abaterea de presiune constituie marime de intrare pentru sistemul de reglare a presiunii aburului de admisie în turbină, iar abaterea de putere rezultată din puterea de referință și puterea generată formează mărimea de intrare pentru sistemul de reglare sarcină Cazan.

Fig.6- Schema de funcționare cazanul conduce

turbina

Fig.7. Răspunsul unei centrale termoelectrice în

funcție de cererea de putere activă

După cum se vede în fig 7 în acest caz răspunsul este mai lent, creșterea puterii active făcându-se în urma creșterii suplimentare a debitului de abur, situație în care blocul are o bună stabilitate în funcționare.

6. CONCLUZII Implementarea tehnologiei informaţiei şi a

comunicaţiilor permite monitorizarea și protecția sistemelor critice de infrastructură, având o contribuție

decisivă la stabilitatea , securitatea și siguranța în funcționare a sistemului energetic astfel încât acesta să răspundă rapid pentru menţinerea parametrilor fundamentali printr-un reglaj primar, secundar și terțiar cu stabilirea grupurilor care să intervină eficient în cazul apariţiei variaţiilor de frecvenţă, să scoată din funcţiune şi să izoleze acele zone care ar putea periclita stabilitatea sistemului. Tehnologia informaţiei şi a comunicaţiilor aduce o contribuţie deosebită de-a lungul întregului lanț de conversie a energiei, producere, transport, distribuţie şi utilizare prin: creşterea eficienţei energetice şi reducerea emisiilor de dioxid de carbon, îmbunatăţirea calităţii energiei, posibilitatea de a controla fluxul de energie bidirecțional, integrarea în reţea a sistemelor de producere descentralizată precum și integrarea în reţea a sursrlor de energie regenerabile, eoliene, solare, hidro.

BIBLIOGRAFIE

[1]. Pătrăscoiu S. –„Stabilitatea sistemelor electroenergetice. Abordări clasice și moderne", Editura Printech, Bucuresti 2000;

[2]. Sotri S. „Transportul și distribuțtia energiei electrice”, vol 1 Editura Domino , Targoviste 1996;

[3]. Nicolae Golovanov , Ion Iordănescu, Petru Postolache, s.a. „ Instalaţii electroenergetice si elemente de audit industrial” Editura N’ERGO

[4]. . K.Schröder – „Centrale termoelectrice de putere mare” . vol. III– ET Bucuresti 1971

[5] P. Kundur, „Power System Stability and Control” , EPRI, New York: McGraw Hill, 1994.

[6]. K. Stouffer, J. Falco,K.Kent ”NIST-Guide to Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) and Industrial Control Systems Security” NIST Special Publication 800-82 – septembrie 2006

[7]. www.comtechnologies.com - NCS TIB 04-1 – „Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) Systems”

[8]. www.dcscenter.com – ABB PROCONTROL „Analog and Binary Control, Boiler Protection, Turbine Control, Engineering, Diagnosis”

[9]. www.siemens.com – ”A New Era in Fossil Power Generation” - Living Energy • Issue 3.August 2010.

[10]. www.profibus.com „PROFIBUS Technology and Application”

[11]. www. regielive.ro “Dinamica sistemelor electroenergetice” pag.266

[12]. Gill Lalor “Frequency Control on an Island Power System with Evolving Plant Mix” University College Dublin Sept. 2005


în Energetică


307

2012

2.15.- GHID SCADA HIDROELECTRICA

ing. Raymond Maiorescu, SC Hidroelectrica SA, Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2 tel: 021.307.46.40, fax: 021.307.46.93, e-mail: [email protected]

ing. Nicolae Vulpes, SC Hidroelectrica SA, Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2 tel: 0720 727345, fax: 021.307.46.93, e-mail: [email protected]

ing. Radu Verghelet, SC Hidroelectrica SA, SH Portile de Fier, str. I.Gh.Bibicescu nr.2 tel: 0726 096542, fax: 0252 311514, e-mail: [email protected]

ing. Lucian Erdeli, SC Hidroelectrica SA, SH Ramnicu Valcea, Str. Decebal, nr.11 tel: 0720 727328, fax: 0250 735232, e-mail: [email protected]

ing. Ion Sorin Pauna, SC Hidroelectrica SA, SH Curtea de Arges, Bd. Basarabilor nr. 82-84 tel: 0720 727320, fax: 0248 507210 , e-mail: [email protected]

ing. Constantin Andritoiu, SC Hidroelectrica SA, SH Targu Jiu, str. Prel. Vasile Alecsandri nr. 1 tel: 0720 727167, fax: 0253 218670, e-mail: [email protected]

ing. Daniela Comanescu, SC Hidroelectrica SA, SH Bistrita, str. Locotenent Draghiescu, nr. 13 tel: 0720 727312, fax: 0233 207130, e-mail: [email protected]

ing. Cristian Sandu, SC Hidroelectrica SA, SH Sibiu, str. Rahova nr. 45 tel: 0269.202.330, fax: 0269.244.135., e-mail: [email protected] ing. Aurel Suciu, SC Hidroelectrica SA, SH Hateg, str. Progresului, nr.38 bis tel: 0720 727308, fax: 0254 777761, e-mail: [email protected]

ing. Teodor Ile, SC Hidroelectrica SA, SH Oradea, Str. Ogorului, nr.34 tel: 0720 727121, fax: 0259 408690, e-mail: [email protected]

ing. Nicolae Marcu, SC Hidroelectrica SA, SH Ramnicu Valcea, Str. Decebal, nr.11 tel: 0735 185548 fax: 0250 735232, e-mail: [email protected]

ing. Vasile Lazar, SC Hidroelectrica SA, Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2 tel: 0735 185845, fax: 021.307.46.93, e-mail: [email protected]

Summary: The need for modernization and rehabilitation of the hydropower plants in operation, work done primarily in order to increase equipment reliability, changes occurring in the transmission and distribution, changes aimed at power quality, exchange of information between the various legislated of Energy Market lead to a need for efficient and reliable IT system. The material presents briefly the solution of Hidroelectrica SA IT staff he thought it to meet all these requirements. 1. SCOPUL GHIDULUI SCADA

Soluțiile actuale de echipare cu sisteme SCADA

si de automatizare din centralele hidroelectrice aparținând Hidroelectrica S.A. prezintă un grad mare de neomogenitate ca urmare a perioadelor în care acestea au fost puse în funcțiune. Având în vedere că în etapa următoare un mare numar de central urmează a fi modernizate s-a evaluat ca necesară implementarea unei concepţii unitare a arhitecturilor şi soluţiilor tehnice la nivel de schemă bloc şi funcţionalitate adoptate pentru :

o realizarea sistemelor SCADA la nivel de cameră de comandă CHE şi DHE.

o realizarea sistemelor de automatizare numerică a centralelor hidroelectrice

o stabilirea unor structuri care să asigure secuzizarea adecvată a zonelor tehnologice și schimbul controlat al informațiilor dintre sistemul hidroelectric și exterior;

gradul lor de detaliere fiind limitat la prezentarea unor soluţii tehnice general aplicabile.

2. DOMENIUL DE APLICARE

Proiecte de investitii, retehnologizare si modernizare promovate după intrarea în vigoare a prezentei versiuni.

3. NECESITATEA GHIDULUI SCADA

Ghidul SCADA ver. 2.0 crează premize pentru valorificarea la nivel superior a resurselor hidroenergetice şi a potenţialului Hidroelectrica prin:

• implementarea aplicaţiilor de proces în mod coordonat şi unitar, pentru a permite prelucrarea şi schimbul de informaţii între diverse nivele ierarhice în cadrul sistemelor sau subsistemelor energetice

• unificarea sistemelor SCADA la nivelul societăţii pentru a permite integrarea lor viitoare în noile concepte "smart-grid" si "centrale virtuale“

• extinderea serviciilor de sistem, reglaj secundar la marile CHE utilizând tehnologiile informaţionale şi de comunicaţii existente (fibră optică, radio, VPN cu SLA şi disponibilitate 99,5%).


în Energetică


308

2012

Fig.1 Arhitectura complet redundanta conform Ghid SCADA Hidroelectrica

4. CONȚINUTUL GHIDULUI SCADA

4.1 Definirea cerinţe generale de funcţionalitate a sistemelor SCADA si de automatizare: • Ierarhizarea nivelelor de control si functiile

destinate conducerii operative: o Functiile sistemului de automatizare la nivel

4.0 – instalatie o Functiile sistemului de automatizare la nivel

4.1 – ansamblu functional o Functiile de automatizare si SCADA la nivel

4.0 – CHE o Functiile HPMS la nivel 3 –DHE

• Marimi si informatii necesare conducerii operative a CHE o Din instalatiile centralelor hidroelectrice o Din statiile electrice ale unei CHE

• Marimi si informatii necesare conducerii operative de catre DHE o Din centralelor hidroelectrice CHE o Din statia de evacuare a puterii in SEN

• Arhitectura sistemelor SCADA si Automatizare o Arhitectura pentru centrale mari. (Fig. 1)

(complet redundanta) o Arhitectura pentru centrale mici.(Fig.2)

4.2 Masuri pentru asigurarea securitatii fizice si informatice:

• Identificarea si clasificarea vulnerabilitatilor sistemelor SCADA o Clasificarea vulnerabilitatilor in functie de

efectele asupra sistemelor: catastrofice, majore, moderate, minore, nesemnificative


în Energetică


309

2012

o Clasificarea vulnerabilitatilor pe nivelele sistemelor SCADA: vulnerabilitati comune, specifice nivelului 4.0, specifice nivelului 4.1, specifice nivelului 4.2 si 3.

• Masuri pentru eliminarea vulnerabilitatilor. o Masuri pentru eliminarea vulnerabilitatilor

comune o Masuri de securitate specifice sistemelor

SCADA de nivel 4.0 o Masuri de securitate specifice nivelelor SCADA

la nivel 4.1 o Masuri de securitate specifice nivelelor SCADA

la nivel 4.2 si 3. o Model recomandat de arhitectura pentru

securizarea sistemelor SCADA (Fig.3)

4.3 Conditii tehnice generale pentru dotarea hardware

• Conditii de mediu ambiant

• Surse de alimentare

• Legarea la pamant a echipamentelor SCADA

4.4 Functiile aplicatiei SCADA • Functiile aplicatiei software o Achizitia si transmiterea datelor. o Comunicarea si schimbul de date cu alte sisteme

SCADA. o Prelucrarea si protocolarea datelor o Inregistrarea secventiala a evenimentelor o Revista post factum o Baza de date istorica o Transmiterea de comenzi si controlul procesului o Interfata cu utilizatorii o Securitatea si accesul restrictionat o Generarea de alarme si evenimente o Instruirea personalului o Configurarea si administrarea sistmului o Supravegherea starii sistemului SCADA

• Specificatii privind pachetul software o Caracteristici generale o Modulul software grafic o Interfata cu procesul o Modulul baza de date istorica o Modulul server de alarme si evenimente

4.5 Teste recomandate. Criterii de acceptanta.

Criterii de performanta • Teste de acceptanta in fabrica • Teste in obiectiv • Inspectia la expirarea perioadei de garantie • Asigurarea calitatii

• Acceptanta • Performantele sistemului

4.6 Managementul sistemului • Intretinerea sistemului • Scolarizarea personalului • Documentatia sistemului

4.7 Acte normative si de referinta

Pentru realizarea acestui ghid s-au folosit standarde, prescripţii şi normative, conexe sau cu referire la sisteme SCADA dedicate conducerii operative a instalaţiilor energetice. Lista detaliata a acestora se regaseste în ghid.

Observatie: Aspectele tehnice şi economice de detaliu pe care le implică realizarea sistemelor SCADA şi de automatizare pentru fiecare centrală în parte vor fi tratate în studiile de fezabilitate şi proiectele tehnice, pe care prezentul material nu încearcă să le substituie.

5. UTILIZAREA GHIDULUI SCADA

Dezvoltarea Ghidului SCADA a rezultat ca o necesitate data de etapele de modernizare sau retehnologizare în care urmează a fi incluse centralele Hidroelectrica cât și ca urmare a cerințelor pe care Operatorul de Sistem si Transport (OTS) – Transelectrica le-a impus sau urmează să le impună tuturor surselor generatoare conectate la rețea în conformitate cu noul Cod al Rețelelor. Volumul de date și informații necesar conducerii procesului în ansamblu a crescut ca urmare a creșterii cerințelor legate de stabilitatea și securitatea sistemului energetic, ale procesului de producer a energiei și a calității energiei ( disponibilitate, fiabilitate, timp de răspuns la cererile OTS, etc.). La aceste cereri se adaugă cererea de date necesare serviciilor exterioare procesului tehnologic (atât servicii din cadrul departamentelor Hidroelectric, a Sucursalelor acesteia) cât și a volumului de date aferent managementului de risc. Toate acestea au condus la necesitatea dezvoltării unei soluții de securitate IT, soluție dezvoltatț in Ghidul SCADA ( Fig.3). Stabilirea unei soluții privind structura hardware la nivel de centrală permite o etapizare a lucrărilor de modernizare încă din faza de realizare a documentației (SF, PT + CS) în cazul în care aceste lucrări nu sunt aplicate simultan întregii central (Fig. 4a, 4b). Utilizarea ghidului in cadrul lucrarilor de retehnologizare a instalatiilor unei centrale hidroelectrice, asigura premizele realizarii unui sistem SCADA unitar atat la nivel de centrala si la nivelul dispecerului de hidrocentru.


în Energetică


310

2012

Fig. 2 Arhitectura minimala conform Ghid SCADA Hidr oelectrica

6. CONCLUZII Ghidul SCADA ver. 2.0 este rezultatul unui punerii in practica a experintei accumulate la nivel Hidroelectrica urmare a lucrarilor de modernizare, retehnologizare in special la centralele mari: CHE Portile de Fier 1 si CHE Lotru precum si centrale in cascada pe Oltul Inferior si Arges, centrala noua cu pif 2009 - CHE Raul Alb.

Solutiile din Ghid au fost incluse in documentatiile in derulare in ceea ce priveste retehnologizarea de la CHE Stejaru. Toate documentatiile care se vor realiza in continuare in Hidroelectrica, la nivel Sucursale, care vor face referire la componenta de SCADA de la nivel DHA si DLC vor tine cont recomandarile si de strategia, arhitecturile impuse prin acest Ghid.


în Energetică


311

2012

BIBLIOGRAFIE

[1]. Standarde in vigoare: IEC 61850, PE 027, IEEE PC37.1/2007

[2]. Documentatii retehnologizare [3]. Jay Makhija, Comparison of protocols used in

remote monitoring: DNP 3.0, IEC 870-5-101 & Modbus - http://www.ee.iitb.ac.in

[4]. Rao Kalapatapu, Scada Protocols and Communication Trends - The Instrumentation, Systems and Automation Society, 2004

[5]. Ronald L. Krutz, Securing SCADA Systems – 2006, Wiley Publishing, Inc., Indianapolis, Indiana

[6]. Sistem SCADA implementat la SH Portile de Fier, la SH Rm Valcea, SH Curtea de Arges

[7]. Sistem de automatizare si SCADA de la SH Caransebes - CHE Raul Alb.

Fig. 3 Solutie de securitate propusa de Ghid SCADA Hidroelectrica


în Energetică


312

2012

Fig. 4a - Lucrări etapizate de implementare a Ghidul SCADA. ETAPA 1: retehnologizarea instalaţiei de automatizare aferentă HA1 şi HA2.

Fig. 4b - Lucrări etapizate de implementare a Ghidul SCADA. ETAPA 2: retehnologizarea serviciilor generale, a barajului şi a camerei de comandă a centralei.


în Energetică


313

2012

2.16.- OPTIMIZARI ALE APLICATIILOR INFORMATICE DE P ROCES

UTILIZATE IN CADRUL HIDROELECTRICA – PORTAL SCADA EXECUTIV –

ing. Nicolae Vulpes, SC Hidroelectrica SA, Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2

tel: 0720 727345, fax: 021.307.46.93, e-mail: [email protected] ing. Radu Verghelet, SC Hidroelectrica SA, SH Portile de Fier, str. I.Gh.Bibicescu nr.2

tel: 0726 096542, fax: 0252 311514, e-mail: [email protected] ing. Vasile Lazar, SC Hidroelectrica SA, Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2

tel: 0735 185845, fax: 021.307.46.93, e-mail: [email protected] ing. Lucian Erdeli, SC Hidroelectrica SA, SH Ramnicu Valcea, Str. Decebal, nr.11

tel: 0720 727328, fax: 0250 735232, e-mail: [email protected] ing. Ion Sorin Pauna, SC Hidroelectrica SA, SH Curtea de Arges, Bd. Basarabilor nr. 82-84

tel: 0720 727320, fax: 0248 507210 , e-mail: [email protected] ing. Constantin Andritoiu, SC Hidroelectrica SA, SH Targu Jiu, str. Prel. Vasile Alecsandri nr. 1

tel: 0720 727167, fax: 0253 218670, e-mail: [email protected]

Summary: Hidroelectrica SA, leader of energy production in Romania, is always concerned with the modernization and optimization of production. Executive Portal was made following a request from the Executive Management of the production relevant information, especially the real-time production. So, are monitored by a unitary mechanism, RxDataGateway, in about 88% of total hydropower production and over 60% of the levels of large lakes. Access to data is done through Intranet in all Hidroelectrica subsidiaries, from dispatch and management level..

1.- OBIECTIVELE PROIECTULUI

Proiectul acestei aplicaţii şi-a propus urmatoarele obiective:

• Culegerea datelor SCADA necesare monitorizării la nivel Hidroelectrica (puteri active pe fiecare hidroagregat, nivele amonte pentru fiecare centrală, date privind debitele afluente şi serviciile de reglaj frecvenţă-putere pentru principalele centrale care oferă aceste servicii) la nivelul sediilor fiecărei sucursale sau a dispeceratelor de hidroamenajare, din sistemele SCADA existente.

• Transmiterea acestor date către sediul Hidroelectrica utilizând protocolul standard IEC-60870-5-104, protocol de tip master/slave care funcţionează pe conexiuni TCP/IP prin reţeaua VPN existentă la nivel Hidroelectrica.

• Realizarea unei interfeţe de monitorizare a datelor în tehnologie WEB, compatibilă cu toate browserele moderne (Microsoft Internet Explorer, Mozilla Firefox, Google Chrome, Opera, Safari, Opera mobile, iPhone Safari) care să permită vizualizarea dinamică a informaţiilor SCADA de timp real, cu refresh automat cu rata de 10 secunde.

• Arhivarea tuturor datelor la nivel Hidroelectrica – Executiv într-o arhivă istorică şi realizarea unei interfeţe în tehnologie WEB pentru accesul la

datele arhivate, realizarea de trend-uri, tabele WEB, exportul datelor în fişiere Excel pentru prelucrări suplimentare, etc.

• Realizarea unui sistem informatic GIS, prin ataşarea informaţiilor de localizare geografică seturilor de date SCADA şi realizarea unei interfeţe WEB de vizualizare/monitorizare în timp real utilizând Google Earth plugin, interfaţă care permite vizualizarea datelor în contextul localizării geografice a fiecărei centrale şi care poate oferi date suplimentare (putere instalată pe fiecare hidroagregat, localizarea fiecărui obiectiv hidroenergetic cu vedere 3D din satelit, fotografii ale centralelor, etc)

• Realizarea de schimburi de date SCADA între aplicaţia de monitorizare în timp real şi aplicaţia existentă de Management Energetic, schimbul de date cu terţi (Transelectrica, Dispecerul Naţional, institute hidrologice).

2.- MODULUL DE CULEGERE A DATELOR ŞI TRANSMITERE C ĂTRE HIDROELECTRICA – EXECUTIV

Preluarea datelor SCADA şi transmiterea către aplicaţia rezidentă la sediul Hidroelectrica se realizează cu aplicaţia RxDataGateway produsă de firma CS-România. Această aplicaţie îndeplineşte funcţiile unei porţi de date SCADA (SCADA


în Energetică


314

2012

gateway). Este o aplicaţie de tip modular, care poate prelua date din diverse surse şi transmite date către diverse destinaţii utilizând o gamă largă de protocoale standard (IEC-60870-5-101, IEC-60870-5-104, Modbus RTU, Modbus TCP, OPC DCOM, DDE, Simatic Net – protocol proprietary Semens, Ironbus – protocol proprietary Hidroelectrica, database connector SQL, etc). Aplicaţia funcţionează atât pe platforme Linux, cât şi Microsoft Windows.

În cadrul acestui proiect, aplicaţia este instalată la dispeceratele de hidroamenajare a celor 13 sucursale Hidroelectrica, de unde preia datele SCADA necesare (puteri active pe fiecare hidroagregat, nivele amonte pentru fiecare centrală, date privind debitele afluente şi serviciile de reglaj frecvenţă-putere pentru principalele centrale care oferă aceste servicii) prin protocoale de comunicaţie specifice fiecarei sucursale, şi apoi transmite aceste date în mod unitar prin protocolul IEC-60870-5-104, prin reţeaua VPN a Hidroelectrica, către aplicaţia RxDataGateway instalată la sediul Hidroelectrica – Bucureşti, aplicaţie configurată cu module master necesare preluării tuturor acestor date.

3.- MODULUL BAZA DE DATE DE TIMP REAL La sediul Hidroelectrica aplicaţiile sunt rezidente

pe un server virtual Linux, instalat pe o maşină gazdă VMware ESXi 5.0. Pentru bazele de date se utilizează aplicaţia server MySQL, folosită atât pentru arhiva istorică cat şi pentru baza de date de timp real.

Baza de date de timp real este realizată într-o partiţie virtuală RAM, pentru îmbunătăţirea vitezei de scriere/ citire şi pentru prelungirea vieţii harddisk-urilor, şi este populată permanent de către aplicaţia RxDataGateway cu cele mai recente date SCADA de timp real. Datele au ataşat un timestamp UTC, precum şi factor de calitate. Baza de date de timp real este utilizată ca sursă de date de către aplicaţia de arhivare şi de către aplicaţiile de monitorizare în timp real şi monitorizare GIS.

4.- INTERFAŢA DE MONITORIZARE ÎN TIMP REAL

Interfaţa de monitorizare de timp real este realizată în tehnologie WEB – Java Script. În acest fel traficul produs la prima încărcare a paginilor este foarte redus, întrucât se transmite numai sursa programelor. Dupa prima încarcare a unei pagini de monitorizare, clientul va citi periodic de la server doar datele SCADA propriu-zise, într-un format minimal de tip JavaScript, toate sarcinile grafice de desenare dinamică a diferitelor elemente active din pagini fiind realizate de către calculatorul client, care descarcă iniţial o librarie grafică JavaScript ce conţine codul sursă al tuturor elementelor grafice împreună cu comportarea dinamică a acestora la modificarea valorilor SCADA. În acest fel serverul este degrevat de sarcini de desenare grafică şi traficul produs de fiecare client

este redus la strictul necesar, adică la transmiterea periodică a valorilor mărimilor SCADA propriu-zise.

Aplicaţia este prevăzută cu refresh automat cu rata de 6 secunde şi de asemenea cu un mecanism de reglare automată a ratei de refresh pentru cazul în care comunicaţia are o bandă de trafic limitată. Practic aplicaţia poate funcţiona chiar şi în cazul unor legături foarte slabe de tip dial-up, rata de refresh fiind automat crescută până la valoarea la care datele SCADA corespunzătoare fiecărui ciclu pot fi transmise în totalitate, aplicaţia funcţionând în aceste situaţii cu un timp de refresh mai lung (30 secunde, 1 minut, sau cât este necesar pentru încărcarea datelor)

Obiectele active sunt reprezentate prin diferite instrumente grafice analogice (liniare cu cursor, instrumente circulare tip ceas, instrumente tip bară, tabele, trend-uri grafice pe ultimele 24 ore, pie-chart, etc), obiectele fiind descrise într-o librarie grafică şi configurate în fiecare ecran de monitorizare în parte.

Accesul la ecranele de monitorizare se face pornind de la ecranul principal, care prezintă sintetic situaţia la nivel naţional, prevăzut cu link-uri pentru ecrane de detaliu specifice fiecărei sucursale şi ecrane pentru urmărirea producţiei pe unităţi dispecerizabile.

5.- INTERFAŢA DE MONITORIZARE GIS Interfaţa de monitorizare GIS este realizată de

asemenea în tehnologie WEB şi utilizează GoogleEarth plugin, compatibil cu toate browserele moderne, pentru a permite vizualizarea datelor SCADA în contextul localizării geografice a obiectivelor hidroenergetice, avand ataşate date suplimentare privind localizarea, puterea instalata a hidroagregatelor, fotografii ale centralelor sau barajelor, etc.

Ecranul aplicaţiei este împărţit în mai multe frame-uri, cel din dreapta permite localizarea centralei în vedere 3D din satelit pe fundalul GoogleEarth, fiind posibile comenzile uzuale de navigare, iar frame-urile laterale permit selectarea centralei dintr-un obiect arborescent şi respectiv vizualizarea puterii instalate, a puterii produse în timp real, nivelul lacului din amonte şi fotografia obiectivului.

Dupa alegerea unei centrale din arborele de selecţie, centrala selectată este automat vizualizată în imaginea satelit la un zoom prestabilit şi datele suplimentare (putere instalată, date SCADA de timp real, fotografie) sunt automat afişate pentru centrala aleasă.

Utilizarea acestei aplicaţii necesită accesul calculatorului client la Internet, pentru descărcarea si actualizarea datelor de localizare Google Earth.

Acelalşi tip de interfaţă este utilizată şi pentru un ecran de vizualizare a datelor aferente sistemului de alarmare-avertizare Hidroelectrica, ecran care este utilizat în prezent doar pentru afişarea unor date statice referitoare la componentele sistemului de alarmare, urmând ca în viitor el să fie populat şi cu date de timp real pentru mentenanţa sistemului.


în Energetică


315

2012

Fig.4.1 Ecran principal monitorizare SCADA

Fig.4.2 Ecran detalii monitorizare Ramnicu-Valcea


în Energetică


316

2012

Fig.4.3 Ecran detalii monitorizare cascade Ramnicu-Valcea

Fig.4.4 Ecran situaţia producţiei pe unităţi dispecerizabile


în Energetică


317

2012

Fig.5.1 Interfaţa aplicaţiei de monitorizare GIS

6.- MODULUL ARHIV Ă ISTORICĂ

Modulul arhivă istorică este compus din două

aplicaţii, una care culege date din baza de timp real şi realizează arhiva istorică proriu-zisă, şi alta care permite accesul la datele arhivate, realizarea de trend-uri, tabele WEB, export date în format Excel, etc prin intermediul unei interfeţe WEB realizată de asemenea în JavaScript.

Aplicaţia de arhivare stochează datele ciclic, cu o rată de achiziţie configurabilă (în prezent 10 secunde), într-o bază de date pentru termen scurt (ultimele 60-120 minute), urmând ca la la fiecare oră fixă datele mai vechi de 1 oră din această bază de date să se transfere în bloc în arhiva istorică pe termen lung, datele transferate fiind şterse din arhiva pe termen scurt. Arhiva pe termen scurt este realizată într-o partiţie virtuală din RAM, iar arhiva pe termen lung este stocată pe harddisk. Acest mecanism permite pe de o parte o viteză mare de scriere/citire în baza de date pe termen scurt, şi pe de altă parte protejează şi prelungeşte viaţa harddisk-urilor prin evitarea scrierii ciclice permanente pe acestea, scrierea fiind făcută o dată pe oră în blocuri mari de date.

Pentru a evita stocarea în mod inutil a unei cantităţi foarte mari de date în arhiva pe termen lung, există mecanisme de rărire automată a datelor mai vechi. Astfel, datele se stochează la un interval de 10 secunde timp de 2 luni, datele mai vechi de 2 luni dar mai noi de 1 an se răresc la rata de arhivare de 1 minut, iar datele mai vechi de 1 an se păstrează la rata de 5 minute. Toate aceste intervale şi ratele de arhivare aferente sunt configurabile, astfel ca în

funcţie de capacitatea harddisk-urilor arhiva istorică să poată fi menţinută pentru un interval de timp cat mai lung şi cu rezoluţia dorită.

Interfaţa grafică pentru acces la arhiva istorică permite selecţia simultană a maximum 10 mărimi SCADA, pe intervalul de timp dorit, care apoi se vor afişa fie ca trend-uri, fie sub formă tabelară. Este posibil şi exportul acestor date în format Excel pentru prelucrări ulterioare. Se pot alege valori momentane, medii, minime sau maxime pe un interval de rezoluţie de asemenea selectabil. Afişarea sub formă de trend-uri permite executarea unui zoom selectabil cu îmbogăţire automată a numărului de eşantioane, iar scalarea pe verticală a trend-urilor se face automat, fiind posibilă selectarea unei scalări comune pentru grupuri de mărimi SCADA care au aceeaşi unitate de măsură, pentru compararea valorilor pe aceeaşi scală. Mărimile binare (semnalizării, alarme) pot fi şi ele vizualizate grafic, prin reprezentare paralelă pe verticală, pentru o analiză mai uşoară a evoluţiei acestor mărimi.

Pentru evitarea transmiterii inutile a unei mari cantităţi de informaţii în cazul selectării unor perioade lungi de timp, rezoluţia graficului este limitată funcţie de perioada de timp aleasă, astfel încât sa nu fie transmise mai multe valori decât se pot reprezenta efectiv pe ecranul care are un număr limitat de pixeli. La executarea unui zoom, rezoluţia graficului este micşorată automat, astfel ca numărul de eşantioane reprezentate grafic să crească corespunzător perioadei de timp selectate.


în Energetică


318

2012

Pentru evitarea problemelor ce apar la trecerea la ora de vara/iarnă, întreaga arhivă este construită cu timstamp-uri UTC, ora locala fiind calculată

corespunzător doar pentru afişare în ecranele trend-uri sau tabelare.

Există posibilitatea generării ecranelor în rezoluţie mărită, pentru tiparirea la imprimantă în format A3.

Fig.6.1 Ecranul principal al aplicaţiei arhiva istorică

Fig.6.2 Trend-uri realizate cu aplicaţia arhiva istorică


în Energetică


319

2012

7.- FUNCŢIA DE SCHIMB DE DATE Aplicaţia permite schimbul de date bidirecţional cu

sisteme SCADA aflate la terţi (Translectrica, Dispecer Naţional, viitori parteneri în sisteme de tip Smart Grid, etc) cât şi alimentarea cu date de timp real a aplicaţiei Management Energetic de la Hidroelectrica Executiv. Schimbul de date poate fi realizat atât prin diferite protocoale de comunicaţie standard, utilizând aplicaţia RxDataGateway, cât şi prin interogări SQL ale bazelor de date de timp real sau ale arhivei istorice.

8.- STADIUL DE REALIZARE Proiectul a fost implementat în perioada octombrie

2011 – martie 2012. În această perioadă au fost instalate şi configurate aplicaţiile de culegere şi transmitere a datelor în toate cele 13 sucursale ale Hidroelectrica, iar partea de aplicaţii software rezidente pe serverul de la sediul Hidroelectrica – Bucureşti au fost realizate integral.

În acest moment sunt achiziţionate marimile aferente a 233 de hidroagregate din 323 câte ne-am propus să achiziţionăm în final, ceea ce reprezintă aproximativ 87% din puterea instalată totală a Hidroelectrica.

Sunt în curs de realizare lucrări de instalare a unor echipamente SCADA şi de comunicaţii care vor permite achiziţionarea datelor şi de la centralele neretehnologizate care nu sunt prevăzute a fi modernizate în viitorul apropiat, din sucursalele Curtea de Argeş, Râmnicu-Vâlcea, Bistriţa, etc, lucrări care vor permite achiziţia mărimilor importante de la un număr de hidroagregate care va însuma peste 95-

97% din puterea instalată a Hidroelectrica până la finele anului 2013.

În prezent sunt achiziţionate puterile active pentru fiecare hidroagregat, nivelele lacurilor din amonte pentru fiecare centrală, iar pentru centralele mari care realizează servicii de reglaj frecvenţă-putere sunt achiziţionate banda şi ordinul de reglaj şi debitele afluente curente şi prognozate.

Se intenţionează extinderea sistemului pentru achiziţia unor marimi suplimentare, în special marimi hidrologice curente şi prognozate provenite din măsurători proprii sau din schimbul de date cu institute hidrologice (Apele Române, cote şi debite Dunăre provenite de la institute hidrologice din alte ţări).

BIBLIOGRAFIE

[1] Scheme si principii la nivelul dispecerat hidroenergetic CHE PDF1

[2] Documentatii Linux [3] David Bailey, Edwin Wright, Practical SCADA

for Industry - 2003, IDC Technologies. [4] Iacob Irinel Daniela, Vulpes Nicolae ,

Fundamentarea deciziei in situatii de urgenta prin monitorizarea in timp real a parametrilor relevanti de risc privind siguranta barajelor. (The base for decisions in emergency situations in real time by monitoring the relevant parameters of dam safty risk.), The National Power Conference and Exibition , Sinaia, Editura SIER, 2011.

.


în Energetică


320

2012

2.17.- SISTEM SCADA DE MONITORIZARE A FUNC ŢIONĂRII

CHEMP RÂUL ALB

Ing. Ing. Cornoiu Marius Ing. Brebu Nicolae Ing. Rotǎ Dumitru SC Hidroelectrica SA – SH Caransebes, str. Splaiul Sebesului nr. 2A - Caransebes,

tel.0255513548, fax.0255513728, e-mail:[email protected]

Summary: In this paper the authors present programs and new technologies applied to the development and exploitation SHPP White River, within SC Hidroelectrica SA – Hydropower branch Caransebes. As were designed by professional designer, assembling unit and recipient plants from White River SHPP works in automatic mode after the capture water, mining personnel in White River with only central supervisory role of the normal operation of these installations. White River SHPP technologies are applied to type "up day" and automatically ensure the functioning of the entire microimprovement (capture - the main inlet - exhaust distributor and water turbine, respectively on the electrical power of 0.4/20 kV) installations can be traced and SCADA system remotely adapted to the existing HPP White River. 1. INTRODUCERE

Amenajarea Bistra-Poiana Marului-Ruieni-Poiana

Rusca este situata in zona sud-vestica a tarii, judetul Caras-Severin si este delimitata de muntii Tarcului (Raul Mare Retezat) spre est, bazinul Belareca spre sud, raul Timis spre vest si raul Bistra Bucovei spre nord si cuprinde trei mari caderi:

- Caderea Ruieni formata din centrala hidroelectrica Ruieni (Pi = 140 MW), barajul si lacul de acumulare Poiana Marului (NNR 620 mdM, Vu = 89,033 mil.mc); - Caderea Râul Alb formata din barajul si lacul de acumulare Poiana Rusca, centrala hidroelectrica Râul Alb, inclusiv CHEMP Râul Alb - Caderea Scorilo. Caderea Râul Alb face parte din “AHE Bistra-

Poiana Marului-Ruieni-Poiana Rusca” aprobata prin Decretul Consiliului de Stat nr 294/1981 si are in componenta urmatoarele obiecte principale : Barajul Poiana Rusca - de tip beton in arc cu Hmax = 75 m, ce realizeaza o acumulare de 30 mil. mc, la o suprafata de 112 ha la NNR de 631 mdM. Aductiunea principala - de tip galerie sub presiune cu lungime de cca. 4,2 km.

Nodul de presiune cuprinde urmatoarele

componente importante : - castelul de echilibru cu camera inferioara de tipul cu circulatie ; - casa vane fluture exterioara echipata cu doua vane fluture ; - partea de racordare cu conducta fortata respectiv galeria fortata care asigura legatura cu centrala.

Centrala Râul Alb ((fig. 1a), realizata intr-un put cu diametrul de cca.20 m si inaltime 46 m cu structura supraterana, este echipata cu doua hidroagregate cu ax vertical tip FVM 21-235, cu generatoare sincrone

P=20,5MW (22.750 kVA), statie trafo si de conexiuni exterioare.

CHEMP Râul Alb (fig. 1b) [1] - amplasata la nivelul -8 al CHE Râul Alb, este echipata cu doua microhidroagregate sincrone cu ax orizontal cu generatoare de 563 kVA, tip SE400M4, ce turbineaza debitele raului Alb, energia de proiect fiind de 1.5 GWh/an. In fig.2. se prezinta schema electrica monofilara a CHE/CHEMP Râul Alb.

Fig. 1a CHE/CHEMP Râul Alb-vedere exterioara

Fig. 1b. CHEMP Râul Alb


în Energetică


321

2012

Fig.2 Schema monofilara CHE Râul Alb- CHEMP Râul Alb

2. PROGRAME SI TEHNOLOGII NOI

PROPUSE A SE APLICA LA CHEMP RÂUL ALB

Pentru realizarea noilor microhidro-centrale,

inclusiv a CHEMP Râul Alb, s-au propus o serie de masuri de reducere a costurilor de exploatare si de imbunatatire a randamentelor de exploatare, cum ar fi:

1. amplasarea captarilor de apa astfel incit sa se reduca semnificativ fenomenul de infundare sau colmatare a gratarelor, sau montarea de gratare intermediare in amonte de captare, care sa opreasca plutitorii;

2. montarea la captare a unor semnalizatoare de nivel pentru a permite pornirea, respectiv oprirea automata a CHEMP, in functie de nivelul in bazinul compensator al captarii;

3. inlocuirea echipamentelor de actionare a vanei fluture si AD cu mecanisme hidraulice;

4. modificarea solutiei constructive a lagarelor, prin marirea baii de ulei, modificarea formei cuzinetilor si introducerea unei pompe de ungere care sa asigure ungerea la turatii reduse (la oprirea microhidroagregatului)

5.utilizarea controlului termic cu termo-rezistente in locul semiconductorilor

6. utilizarea unor intrerupatoare de calitate la bornele generatoarelor (in SF6, vid);

7. realizarea circuitelor de comanda si automatizare cu echipamente moderne si fiabile (automat programabil , panou operator, etc.);

8. utilizarea unui sistem de teleconducere si supervizare cu transmiterea datelor „on line” la distanta, in CHE Râul Alb;

9. realizarea unui set de ecrane dedicate functionarii captarii, aductiunii si CHEMP Râul Alb ;

10. evacuarea puterii se va face pe circuit separat (fig.2) astfel incat sa obtina contorizarea separat a energiei electrice produse in CHEMP Râul Alb (obtinere certificate verzi). Deasemenea, s-a avut in vedere pornirea microhidroagregatelor pe automat pe retea de 0,4 kVizolata, astfel incat sa se asigure serviciul de repornire a CHE Râul Alb cu ajutorul CHEMP Râul Alb.

3. PROGRAME SI TEHNOLOGII NOI

APLICATE LA CHEMP RÂUL ALB – INSTALATIA DE MONITORIZARE SI AUTOMATIZARE A FUNCTIONARII CENTRALEI

In concordanta cu cele prezentate mai sus, la

realizarea practica a CHEMP Râul Alb s-au utilizat urmatoarele solutii tehnice [2,3]:

- Turbina hidraulica tip CHEF 75/30 (1500 rot/min) are lagare modernizate (la turatii reduse se utilizeaza ungere fortata cu ulei antrenat de o pompa de mica putere) ;

- Controlul termic este realizat cu termorezistente; valoarea masurata este prelucrata si supravegheata (pentru realizarea protectei ) ;


în Energetică


322

2012

- Actionarea aparatului director se face cu ulei sub presiune, asigurat de catre un mini – GUP; aceasta permite si actionarea cu ulei a VF.

- Intrerupatorul de la bornele generatorului sincron aste de conceptie moderna, cu protectii incorporate si fiabilitate crescuta, de tip MASTERPACT NW12H1;

- Se utilizeaza o instalatie ce permite monitorizarea si automatizarea functionarii echipamentelor hidromecanice aferente captarii Râul Alb (fig.3).

- Se utilizeaza un algoritm de incarcare in functie de cota in lacul de acumulare, care permite corelarea marimilor P, Q, H astfel incat randamentul hidraulic sa fie optim si factorul de putere maxim posibil la un moment dat. Algoritmul de incarcare permite functionarea in regim de debit constant (modificarea puterii active in functie de cota in lac astfel incit debitul evacuat sa fie egal cu o valoarea prescrisa).

Captarea Râul Alb [1] este o constructie ce face parte din categoria II de importanta si este prevazuta cu alimentare cu energie electrica 220/380 V c.a. si cablu cu fibra optica intre captare si CHEMP Râul Alb, pentru transmisia de date.

Functiile instalatiei pentru monitorizarea echipamentului hidromecanic al captarii si automatizarea acționarii vanelor și spalarii deznisipatorului sunt:

- achizitie date primare - prelucrare locala de date - transmisie pe cablu FO a datelor - telecomanda manevra vane - telecomanda executie functii avansate (spalare,

schimbare regim functionare) (fig.2) - telesupraveghere video on-line - memorarea datelor atat la nivelul sistemului

local de achizitie, cat si la nivelul punctului de centralizare din CHEMP Râul Alb

- afisarea marimilor monitorizate la CHEMP Râul Alb

- afisarea de mesaje datorate producerii unor evenimente (efractie, depasiri de limite prestabilite, etc.)

- afisarea de mesaje de eroare datorate traductoarelor primare sau lantului de transmisie de date

- generare de rapoarte de bilant hidrologic

Fig.3. - Ecranul aplicatiei pentru comanda de la distanta aferente captarii

Instalatia contine urmatoarele subsisteme

functionale: - Subsistem local pentru monitorizarea captarii - Subsistem local pentru acționarea

(automatizarea si telecomanda) vanelor ; - Subsistem local pentru tele-supraveghere video

on-line ; - Subsistem local pentru achizitia si transmisia

de date ; - Subsistem local de alimentare ; - Subsistem centralizare date. Regimurile de functionare ale captarii sunt:

a) regim de functionare normala (primavara, vara, toamna) ;

b) regim de functionare pe timp friguros (iarna); c) regim de spalare a frontului captarii; d) regim de spalare a deznisipatorului; e) e)regim de spalare a bazinului compen-sator; f) punerea la uscat in vederea reviziei sau

reparatiei Pe langa functia de monitorizare, sistemul asigura

atat posibilitatea de a manevra echipamentele hidromecanice ale captarii in functie de regimul de functionare, cat si pornirea/oprirea automata a microagregatelor din CHEMP Râul Alb in functie de


în Energetică


323

2012

nivelul apei din bazinul compensator. Aceasta functie este implementata prin intermediul SCADA amenajare, urmand ca sistemul de monitorizare sa furnizeze sistemului SCADA:

- comanda de pornire (nivel corespunzator in bazinul compensator, regim de functionare normal al echipamentelor hidromecanice de la captare);

- comanda de oprire (nivel minim in bazinul compensator, aparitia unui regim anormal al echipamentelor hidromecanice de la captare).

Sistemul de monitorizare (fig.3) afiseaza “on-line”, starea echipamentelor hidromecanice de la captare (pozitia vanelor).

In cazul sesizarii unei stari necorespunzatoare regimului de functionare ales, aceasta va fi semnalizata operatorului din camera de comanda a CHE Râul Alb.

Comanda de pornire a microagregatelor va fi suspendata (inactiva) in urmatoarele cazuri:

- nivel necorespunzator conditiilor de pornire in bazinul compensator;

- operatiune de spalare sau revizie in derulare la captare;

- erori in functionarea sistemului de monitorizare. Comenzile de manevrare a vanelor (individual sau

intr-o secventa de spalare) vor fi suspendate (inactive) in cazul in care microagregatele sunt in functiune.

Comanda de oprire a microhidro-agregatelor este prioritara.

Comunicatia intre modulul microserver si elementele de camp de achizitie de date (module CSFC, CS-DN traductor meteo WXT520) este realizata utilizand interfete electrice si protocol SDI12.

Comunicatia intre modulul microserver si modul PLC-I/O de acționare se va realiza serial RS485 și protocol DCON-ICP.

Comunicatia intre modulele de supraveghere video si modulul server de comunicatie se va realiza prin interfete electrice Ethernet si protocol TCP/IP.

Fig. 4. - Ecranul aplicatiei pentru monitorizarea functionarii CHEMP Râul Alb. Pentru masurarea nivelurilor se utilizeaza

traductoare submersibile, analogice, inteligente, de presiune, cu senzor integrat, special proiectate si construite pentru aplicatii de monitorizare hidrologica.

Pentru masurarea depunerilor de aluviuni se utilizeaza un senzor digital in infrarosu, cu doua praguri. Senzorul cu bariere optice in IR este montat in deznisipator, pe fundul acestuia.Pragurile au urmatoarele functii:

- Pragul inferior – avertizare nivel depuneri in vederea efectuarii spalarii telecomandate

- Pragul superior – declansare spalare automata, in conditiile in care nu a fost realizata spalarea telecomandata.

Traductorii de pozitie vane sunt senzori simpli de proximitate, de tip contact, cu releu ‘REED’ si sunt actionati de cate un magnet permanent fixat rigid de fiecare vana.

Traductorul de efractie (senzori inclinare) ai stalpului este de tipul contactor de inclinare cu lichid, iar senzorul chepengului de acces in camera vanelor este un senzor de proximitate, de tip contact, releu ‘REED’ actionati de cate un magnet permanent fixat rigid de elementul de acces.

Exista si un traductorul meteorologic combinat tip Vaisala WXT 520 care permite masurarea parametrilor meteo esentiali si anume:

- directia vantului; - viteza vantului;


în Energetică


324

2012

- presiunea atmosferica; - precipitatiile lichide; - temperatura aerului; - umiditatea relativa a aerului. 4. CONCLUZII Amenajarile hidroenergetice din Romania au fost

realizate, in marea lor majoritate, in perioada anilor 1960 -1990, situandu-se la nivelul tehnologic respectiv, insa ultimul deceniu a insemnat o mare dezvoltare in domeniul informaticii si in special a controlului si conducerii proceselor tehnologice prin intermediul sistemelor de calcul (SCADA, sisteme de recunoastere a formelor, teleconducere si telemasurare, procesarea numerica a semnalelor analogice). Implementarea acestor tehnici moderne a permis realizarea de sisteme cu functionare on-line (si/sau sisteme anticipative) datorita resurselor hardware/software tot mai evoluate (capacitatea memoriei, frecventa de lucru, programele folosite, etc.). A fost posibila realizarea simularii modelelor matematice a sistemelor pentru functionarea in timp real, astfel incat au fost inlocuite sisteme de reglare si control de tip mecanic, electromecanic, electric sau electronic cu sisteme cu componente discrete.

Acestea conduc la avantaje majore precum cresterea fiabilitatii sistemelor, implementarea redundantei si algoritmilor de autodiagnoza pentru sistemele cu importanta deosebita, marirea sigurantei in exploatere a instalatiilor, minimizarea riscurilor de aparitie a avariilor si indisponibilitatii si implicit la scaderea costurilor de intetinere si reparatii.

Fata de cele prezentate in lucrare se pot concluziona urmatoarele:

1)- solutia tehnica aplicata la CHEMP Râul Alb (realizarea tandemului energetic cu CHE Râul Alb)

poate fi aplicata in SC Hidroelectrica SA astfel incat sa se obtina serviciul de restaurare a tensiunii in SEN pe anumite zone din tara;

2)- asa cum au fost concepute de catre proiectantul de specialitate, unitatea de montaj si beneficiar ([1];[4]) - instalatiile de la CHEMP Râul Alb functioneaza in regim automat dupa nivelul apei in captare, personalul de exploatare din centrala Râul Alb avand doar rolul de supraveghere a functionarii normale a acestor instalatii [2];

3)- tehnologiile aplicate la CHEMP Râul Alb sunt tip “up day” si asigura functionarea pe automat a intregii microamenajari (captare - aductiunea principala - distribuitor si evacuare apa turbinata, respectiv putere electrica pe partea de 0,4/20Kv); instalatiile pot fi urmarite si de la distanta prin sistemul SCADA adaptat la cel existent la CHE Râul Alb[3]

5 BIBLIOGRAFIE

[1] *** Documentatii tehnice – “Proiect Tehnic pentru Captare si CHEMP Râul Alb”, ISPH Bucuresti, 2008 “;

[2] CINK s.a – “Cartea Tehnica echipamente CHEMP Râul Alb”, R.Ceha, 2010;

[3] Rotǎ D., Brebu N, Cornoiu M. – “Participarea capacitatilor de productie folosind energii regenerabile la asigurarea serviciului de restaurare a tensiunii in SEN”, Revista energetica, nr.8/ 2011;

[4] *** Documentatii tehnice – “Proiect Tehnic actualizat pentru CHEMP Râul Alb”, ISPH Bucuresti, 2010.

.


în Energetică


325

2012

2.18.- BARAJ IZVORUL MUNTELUI. SISTEM AUTOMAT DE

MONITORIZARE PARAMETRI UCCH.

Ing. Cornel Melinte Ing. Talida Ursut- Avram S.C. Hidroelectrica S.A. – S.H. Bistriţa, Piatra Neamţ, Str. Lt. Draghiescu nr.13, tel: 0233.204.145, fax: 0233.207.130, e-mail: [email protected]; [email protected]

Summary The purpose of this paper is to present the actions performed for a modern endowment of a sizeable construction – Izvorul Muntelui Dam- from the point of view of the construction behaviour surveillance activity. There are described both the instrumentation utilized in this activity and the automated data acquisition system of the implemented construction behaviour surveillance system. 1. SITUATIA EXISTENTA.

Barajul Izvorul Muntelui, amplasat pe raul

Bistrita, afluent al raului Siret, este de tipul de greutate, din beton, cu inalţimea maxima de 127,00 m, incadrat in categoria A şi clasa I de importanţa şi are urmatoarele caracteristici constructive:

- cota NNR: 508,27 mdM; - cota fundare baraj: 388.27 mdM; - lungime coronament: 435,00m; - laţime la baza secţiunii maestre: 119,00 m. Barajul este alcatuit 30 de ploturi cu laţimea de

15,00 m fiecare, exceptand ploturile 1 si 30 cu laţimi de 11,00 m respectiv 13,00 m. Blocurile centrale in numar de 4 (15; 16; 17; 18 )sunt deversante. In corpul acestor ploturi sunt amplasate şi golirile de fund (4x2500 mm) cu captuşeala metalica inglobata in beton.

Barajul este fundat pe gresiile de Tarcau - cu frecvente intercalaţii de gresii şistoase micacee cu granulaţie mai fina şi mai rar intercalaţii de şisturi argiloase - care au in amplasament o prezentare masiva, sub forma de strate groase de pana la 15 m. Direcţia stratelor este perpendiculara pe cursul raului, ele avand inclinarea inspre aval sub un unghi de 75-800.

Barajul este strabatut de diferite tipuri de galerii: - galerii de injectii pentru voalul de etansare ; - galerii de drenaj si transport; - galerii de vizitare; - galerii de injectie ale golurilor provizorii; Raspunsul constructiei la factorii externi se

masoara si se monitorizeaza cu ajutorul AMC-urilor(aparate de masura si control). Conceptia de echipare cu AMC a avut in vedere urmarirea prin masuratori a evolutiei parametrilor principali de comportare (starea de raspuns in urma solicitarii) , depistarea in faza incipienta a unor fenomene negative care prin evolutia lor in timp ar putea afecta siguranta constructiei.

Aparatele de masura si control care fac parte din dotarea initiala a barajului servesc masurarii

solicitarilor exterioare si determinarii evolutiei parametrilor de comportare astfel:

Debite infiltrate Subpresiunile sunt determinate de infiltraţiile ce

pot sa apara prin ecranul de etanşare şi din aval ca rezultat al creşterii nivelului panzei freatice. Debitele totale infiltrate in baraj sunt colectate printr-un sistem de drenaj in puţul de epuisment din blocul 19 al barajului, de unde sunt evacuate cu ajutorul pompelor de epuisment.

Sistemul de drenaj –este alcatuit din 344 foraje de drenaj, executate cate 5 pe bloc, prin corpul barajului si terenul de fundatie. Drenarea talpii de fundatie s-a facut cu puturi forate de adancime, dispuse pe trei randuri longitudinale – pe toata galeria de injectii(bl.3-28); galeria de drenaj centralala (bl.4-26); galeria de drenaj aval(bl.7-24).

Deplasari relative orizontale masurate prin pendule directe

Deplasarile relative orizontale ale parţii superioare a barajului in raport cu anumite puncte din apropierea fundaţiei considerate fixe se determina cu ajutorul a 5 instalaţii de pendule directe, cu puncte de ancorare ale firelor la coronament,, cu cate 4 puncte de citire in blocurile 13, 16, 19 (aferente galeriilor et.I-IV) şi cate 3 puncte de citire in blocurile 8 şi 23(aferente galeriilor II-IV). Modificarile de poziţie se urmaresc in plan orizontal pe direcţiile: amonte - aval (axa X) şi mal drept - mal stang (axa Y).

Deplasari relative prin inclinometrie Pentru urmarirea inclinarii constructiei si

calcularii deformatiilor orizontale din incarcari sau/si tasari , barajul a fost echipat initial cu baze de masurare clinometrice in galeriile de drenaj si de vizitare. Clinometrele utilizate initial (cu baza mai mica , cca 70 mm) au fost inlocuite in 1996 cu clinometre bara(cu baza mare, de 1000 mm), mult mai precise. Bazele de masurare sunt orizontale , realizate pe directiile de referinta din mai multe bolturi(4..6 buc) amplasate echidistant in betonul constuctiei. Precizia ridicata a masuratorilor si metodologia de efectuare si compensare a acestora permite calcularea inclinarilor constructiei pe baza diferenei de nivel


în Energetică


326

2012

dintre bazele clinometrice sau dintre acestea si un plan fix urmarit prin instalatii de precizie.

Deformatii relative la rosturi dintre ploturi Deplasarile relative intre ploturile barajului se

determina cu ajutorul a 111 perechi de cleme dilatometrice, montate in zonele rosturilor permanente dintre blocurile independente, ale barajului, la toate cele 4 etaje ale barajului. Modificarile poziţiei urmaresc deplasarea ploturilor pe direcţiile amonte - aval , mal drept – mal stang şi pe verticala, corespunzatoare a trei poziţii de masura pe clema longitudinal (L), transversal (T) şi vertical (V).

Deplasari verticale absolute masurate prin nivelment

Deplasarile verticale ale barajului (ridicari, tasari)se urmaresc cu ajutorul a 315 reperi de nivelment montaţi in galeriile barajului ( et. I-IV) pozati de o parte si de alta a rosturilor permanente şi 30 pe coronamentul barajului (montati cate unul pe bloc). Metoda de masurare a fost nivelmentul geometric de precizie in raport cu borne situate inafara zonei de influenta a deformatiilor induse de constructie si lac. In consecinta ,deplasarile verticale masurate sunt absolute.

Deplasarile orizontale pe amonte-aval la coronament masurate prin aliniament

Aliniamentul reperilor de pe coronament, situati cate unul pe fiecare bloc , se raporteaza la borne situate pe versanti , incastrate in roca; se poate considera, cu aproximatie , ca iesirile din aliniament sunt absolute.

Stari de raspuns la incarcari. - Exfiltraţii. - Exfiltraţii la paramentul şi

piciorul aval al construcţiei nu exista. Acestea sunt prezente doar sub forma de umeziri, prelingeri, picurari in galeriile amonte de la etajele inferioare şi pe rosturile de dilataţie şi nu pot fi practic masurate.

- Presiuni totale - Au fost echipate la execuţie cu celule rezistive de presiune totala (telepresmetre) blocurile B13, B16 şi B23, pe secţiuni orizontale situate cu cca. 10 m deasupra cotelor de fundare şi pe conturul de fundare ale pintenului aval .Teleaparatele montate au un domeniu de masurare de pana la cca. 60 daN/cmp şi o precizie de 0,5 daN/cmp.

- Nivele piezometrice aval de baraj Zona imediat aval de baraj dispune in prezent

pentru supravegherea nivelurilor piezometrice de un numar de 30 de foraje hidrogeologice executate in etape (17 in primii ani dupa PIF şi restul dupa 1977).

- Temperaturile betonului şi ale apei lacului. Exotemia betoanelor s-a supravegheat prin 38 de

teletermetre in blocurile B13 şi B23 pana in anul 1981 inclusiv, cand s-a considerat practic epuizata caldura de hidratare a cimenturilor belitice utilizate. Temperatura apei lacului se urmareşte numai pe paramentul amonte al blocului 13, la 7 telewasere.

- Deformaţii specifice liniare masurate la extensometre.

Barajul a fost echipat cu un numar de 148 de teleextensometre rezistive de tip Huggenberger, in blocurile 13(60 bucaţi) şi 23(88 bucaţi). Majoritatea teleaparatelor au fost montate in 29 de rozete dreptunghiulare (la 0o , 45o , 90o , 135o) ca extensometre active, insoţite de extensometre de nul şi un numar redus (grupul Cs de 10 teleaparate) ca extensometre singulare, acestea din urma montate la cota 489,50 mdM in blocul 13, in apropierea paramentului aval. Echiparea a fost subordonata urmaririi starilor de eforturi in planul secţiunilor verticale amonte – aval ale blocurilor 13 şi 16 ale barajului.

2. ECHIPAREA REZULTATA IN URMA MODERNIZARII SISTEMULUI DE AMC-URI DESTINATE URMARIRII COMPORTARII CONSTRUCTIEI

Avand in vedere importanţa barajului Izvorul Muntelui, vechimea sa, precum şi necesitatea creşterii gradului de siguranţa in exploatare, conform legislaţiei in vigoare, s-a impus modernizarea sistemului de urmarire a comportarii construcţiei.

In anul 2004 SC ISPH SA a elaborat Studiu de sinteza a comportarii barajului Izvorul Muntelui şi a sistemului aferent de AMC-uri pentru intreaga perioada de exploatare de la PIF pana in 2003 inclusiv. Studiul a analizat funcţionalitatea sistemului de AMC pentru UCCH şi a comparat dotarea barajului Izvorul Muntelui cu AMC (funcţionale la acea data) cu cerinţele la zi pe plan mondial. A rezultat o serie de recomandari privind stabilirea AMC-urilor strict necesare.

In anul 2005 a fost elaborat studiul de fezabilitate Baraj Izvorul Muntelui. Retehnologizarea sistemului AMC prin modernizarea AMC-urilor şi transmisia datelor UCCH in cadrul caruia au fost prezentate variante de reechipare cu AMC dupa cum urmeaza: Etapa I. Inlocuirea aparatelor de masura şi control nefuncţionale, depaşite moral sau cu un grad mare de uzura; montarea de AMC-uri noi: pendule inverse, rocmetre, dispozitive de masurare a debitelor infiltrate sau provenite din drenaje (inaintea colectarii lor la staţia de epuismente); suplimentarea sistemului de urmarire a subpresiunilor (pentru a nu se mai proceda la inchiderea forajelor de drenaj in vederea efectuarii masuratorilor); montarea unei reţele eficiente de urmarire a comportarii barajului la seism; montarea unei staţii automate de achiziţie, stocare şi teletransmitere a datelor de UCC; montarea de aparatura pentru masurarea automata a nivelului apei in lac, corelata cu masuratorile la AMC-urile montate la baraj.


în Energetică


327

2012

Etapa II. Dezvoltarea unui sistem de achiziţie automata şi transmisie a datelor de UCCH prin conectarea aparatelor de masura şi control la staţia automata de achiziţie şi teletransmisia datelor de UCC.

In ceea ce priveste aparatele de masura si control nefunctionale(teletermetre in beton: 55 buc.; teletermetre de parament: 7 buc.; telepresmetre: 29 buc.; teledilatometre: 3 buc.; teleformetre: 148 buc.; telehumetre: 36 buc.) s-a recomandat conservarea acestora prin protejarea si marcarea lizibila a statiilor de citire, precum si depozitarea puntilor de masura . 2.1. Aparate de masura şi control existente care necesitau reabilitare şi modernizare

Pendule directe Tubaţiile existente de pendul direct, amplasate in

blocurile 8, 13, 16, 19 şi 23, s-au reechipat cu instalaţii de pendule directe. Cele 18 puncte de citire s-au reechipat cu placi de citire pentru coordiscop in vederea executarii manuale a masuratorilor; in vederea achiziţionarii automate a masuratorilor privind deplasarile orizontale ale construcţiei punctele de citire la pendulele directe s-au echipat cu telependule.

Dispozitive hidrometrice S-au reechipat cu capete de masura 5 dispozitive

hidrometrice. Accelerometre 6 aparate performante montate in reţea master –

slave, 5 in corpul barajului şi unul in afara zonei de influenţa a construcţiei. Accelerometrele sunt prevazute cu adaptoare care sa permita comunicaţia cu staţia seismica şi calculatorul central din camera de comanda.

Staţie seismica Sistemul de supraveghere seismica va avea

urmatoarea configuratie: - Statie seismica triaxiala digitala de inalta sensibilitate (24 biti) Q330 conectata cu un senzor de viteza de inalta sensibilitate. Senzorul seismic este amplasat in locatia actualei statii seismice analoge. - Retea de accelerografe pentru monitorizarea seismica a barajului compusa din 6 (sase) senzori de acceleratie tip EpiSenzor conectati la un sistem de achizitie de 24 canale 24 biti/canal - Centrul de achizitie date seismice situat in camera de comanda a barajului unde vor fi receptionate si gestionate datele seismice transmise prin telemetrie digitala atat de Statia seismica triaxiala cat si de reteaua de accelerografe .

Instalaţii pentru masurarea nivelului S-au montat la puţul limnigraf un telelimnimetru

cu transmiterea cotei absolute in lac atat la camera de comanda (baraj) cat şi la uzina electrica Stejaru. Pentru masurarea debitului instantaneu al infiltraţiilor totale din baraj şi pentru contorizarea volumelor de apa vehiculata intr-un interval de timp s-a montat un

telelimnimetru in bazinul de epuisment (Etaj I / Bloc 19 ) şi un automat programabil in camera comanda pompe epuisment.

2.2.Aparate de masura şi control noi necesare

pentru dotarea sistemului de urmarire a comportarii barajului

Pendule inverse Din nişele corespunzatoare punctelor de citire

inferioare pentru pendulele directe situate la etajul I in blocurile B8, B13, B16, B19 şi B23 s-au efectuat foraje vertical in care s-au montat instalaţii de pendul invers. Cele 5 puncte de citire au fost echipate atat cu placi de citire pentru, cat şi cu instalaţii de telependul in vederea achiziţionarii automate a masuratorilor privind deplasarile orizontale, pe doua direcţii ortogonale, a cotelor corespunzatoare punctelor de citire faţa de cotele de ancorare a firelor pendul.

Rocmetre Pentru determinarea tasarilor rocii de fundare a

barajului, in blocurile echipate cu pendule, s-au montat rocmetre cu trei tije. Staţiile de masura la rocmetre sunt echipate cu capete de masura cu telecitire conectate la staţia automata de achiziţie.

Dispozitive hidrometrice noi (foraje hidrometrice)

Pentru suplimentarea sistemului de supraveghere a regimului subpresiunilor s-au efectuat, din galeriile etaj I, 25 foraje hidrometrice inclinate scurte (max. 2 m sub talpa de fundare), dispuse cate 5 in cinci profile amplasate in blocurile B7, B10, B16, B22 şi B24. Forajele sunt echipate cu corzi vibrante, conectate la unitaţi de achiziţie a datelor montate la etajul I in blocurile 9, 19 şi 24.

Foraje hidrogeologice Pentru suplimentarea sistemului de urmarire a

nivelelor piezometrice din versanţi, aval de baraj, cu informaţii pretabile a fi achiziţionate automat s-au executat 6 foraje hidrogeologice verticale (3 pe fiecare mal)si s-au echipat cu corzi vibrante conectate la cutii terminale montate in nişele pendul situate la etajul II in blocurile 13 şi 19.

Teleclinometre fixe Pentru suplimentarea informaţiilor privind

inclinarile construcţiei s-au achiziţionat 5 teleclinometre fixe pentru determinarea inclinarilor pe 2 direcţii ortogonale –montate astfel incat axele de masura sa fie paralele cu axele de masura corepunzatoare instalaţiilor de pendul- cu semnal de ieşire automat. Teleclinometrele au fost montate in nişele pendul de la etajul I in blocurile B8, B13, B16, B19 şi B23 şi se conecteaza la staţia automata.

Canale trapezoidale Pentru determinarea debitelor exfiltrate

transportate pe rigolele din galerii s-au amenajat 6 puncte de masura, dispuse la etajul I in blocul 19 cate 2 puncte de masura in galeriile amonte, centrala şi


în Energetică


328

2012

aval, pentru determinarea debitelor exfiltrate transportate pe rigolele galeriilor mal stang şi mal drept;

2.3. Sistem de achiziţie şi prelucrare a datelor la baraj Izvorul Muntelui

Sistemul de achiziţie şi prelucrare colecteaza informaţia de la traductoarele montate in baraj (traductoare prevazute cu teletransmisie), o stocheaza şi o prelucreaza conform condiţiilor impuse prin soft si putand fi trimisa la laboratorul de UCCH (urmarirea comportarii constructiilor hidrotehnice) prin intermediul suportului de comunicaţii fir şi/sau radio.

Acest sistem automat ofera urmatoarele avantaje: creşterea acurateţei masuratorilor prin

inlaturarea subiectivismului uman; masuratorile se pot efectua cu frecvenţe

diferite, programabile, la toate aparatele sau pe grupe de aparate si cu o mare operativitate;

stocarea masuratorilor pe perioade lungi de

timp se face ieftin şi usor; prelucrarea datelor se face rapid şi omogen; creşterea ratei de achiziţie a masuratorilor,

ceea ce permite detectarea fluctuaţiilor zilnice ale marimilor masurate;

efectuarea masuratorilor la periodicitatea impusa nu este condiţionata de factori externi. 2.3.1. Funcţiile staţiei automate de achiziţie şi prelucrare a datelor de UCCH

a. Achiziţia se realizeaza in locaţiile in care se termina cablurile de semnal ale traductorilor (puncte de achiziţie.

b. Comunicaţia se realizeaza pe mai multe nivele: • intre unitaţile de achiziţie, echipamentele de comunicaţie fiind inchise in cutia care conţine data logger-ele; • unitaţile de achiziţie şi calculatorul de achiziţie; tipul şi suportul de comunicaţie depind de distanţa care trebuie acoperita; • intre calculatorul de achiziţie şi calculatoarele pe care se afla rezidenta baza de date UCC a sucursalei; calculatorul funcţioneaza integrat in subreţeaua locala UCC a sucursalei.

c. Stocarea temporara a tranşelor de masuratori – se realizeaza pe hardisk-ul calculatorului de achiziţie, sub forma unui fişier separat pe fiecare zi.

d. Arhivarea acestor fişiere se face in scopul vehicularii lor in subreţeaua locala de UCC.

e. Funcţiile auxiliare – localizate pe calculatorul de achiziţie, in programul de control al staţiei, trebuie sa asigure:

• gestiunea automata a execuţiei tranşelor de masuratori, la frecvenţa şi regimul de urmarire curent;

• gestiunea automata a execuţiei comenzilor de efectuare imediata a tranşelor de masuratori suplimentare (integrale sau selective) primite din reţeaua UCC sau cerute local de operator;

• gestiunea execuţiei tranşelor de masuratori in regim seism sau postseism şi vehicularea automata a acestor informaţii pe linia de comunicaţie – pentru situaţia in care in cadrul sistemului de urmarire a comportarii construcţiei va fi integrat un senzor de seism;

• gestiunea execuţiei comenzilor de test a staţiei;

• vizualizarea tabelara a fişierelor de masuratori;

• vizualizarea tabelara a fişierelor de test; • listarea rapoartelor cu masuratori; • listarea rapoartelor cu rezultatele testelor; • configurarea parametrilor de achiziţie la

cerere (nume traductori, numar citiri, interval intre citiri etc.).

2.3.2. Descrierea şi arhitectura de principiu a sistemului de achiziţie şi prelucrare a datelor

Schema bloc generala (de principiu) a sistemului este prezentata in annexe.

Masurarea automata a traductoarelor cu telecitire este coordonata de calculatorul de achiziţie (parte componenta a sistemului de achiziţie de date din locaţia baraj Izvorul Muntelui). Acest calculator transmite datele achizitionate catre serverul baze de date care memoreaza aceste date asigurand protectia lor chiar si in cazul intreruperii tensiunii de la retea.

Calculatorul de achiziţie este montat in camera de comanda a barajului.

Citirea datelor se va face automat la intervale de timp prestabilite pentru fiecare traductor din sistem (element de configurare al programului) sau la cerere. Solicitarea unei masuratori se poate realiza de la oricare punct de lucru (zona baraj Izvorul Muntelui, zona Uzina Stejaru, zona Laborator UCCH). Este prevazut un jurnal de evenimente (ex: ieşirea parametrilor din limite, caderea tensiuniii de alimentare, pierderea comunicaţiei cu un anumit traductor sau grup de traductoare, etc.) . Fiecarui eveniment ii este asociata o anumita acţiune (ex: transmiterea unui mesaj electronic administratorului de sistem sau dispecerului) in cazul ieşirii din limitele de masurare a unui parametru urmarit.

Sistemele de comunicaţii (baraj Izvorul Muntelui – Uzina Stejaru şi Uzina Stejaru – Laborator UCCH) asigura suportul pentru transmisia datelor achiziţionate şi pentru administrarea, configurarea şi intreţinerea sistemului.

Sincronizarea bazelor de date de pe servere are loc atat automat la un interval de timp programabil cat şi la cerere.


în Energetică


329

2012

2.3.3. Structura sistemului de achiziţie şi prelucrare a datelor

Sistemul este distribuit in trei zone, aflate la distanţa intre ele pe teren:

• Zona Baraj Izvorul Muntelui; • Zona Uzina Stejaru; • Zona Laborator UCCH SH Bistriţa; Intregul sistem de achiziţie raporteaza electronic

datele achiziţionate programului UCCHALL care este implementat la sediul SH Bistriţa, Laboratorul UCCH.

Conceptul sistemului presupune o organizare ierarhica. Nivelul de varf este constituit de serverul instalat in camera de comanda baraj. Acesta raporteaza informaţia achiziţionata calculatorului de la sediul SH Bistriţa – Laborator UCCH, prin modemuri şi linie telefonica sau prin reţea interna Ethernet, linii de comunicaţie asigurate de beneficiar.

De asemenea acesta primeşte date de la subsistemul de achiziţie de date instalat la baraj. Acest subsistem este distribuit pe o lungime de cateva sute de metri. Comunicaţia intre calculatorul din camera de comanda şi sistemele cu microcontroller data logger din fiecare unitate de achiziţie date este realizeaza prin legatura seriala.

2.3.4. Datele de baza ce definesc cerinţele

sistemului de achiziţie şi prelucrare a datelor Sistemul de achiziţie a datelor din baraj este

realizat ca un sistem distribuit cu funcţii inteligente distribuite in blocurile colectoare de date amplasate in baraj. Fiecare bloc colector de date este instalat in apropierea grupului de aparate de masura (senzori) arondate lui, motivat de scurtarea cablurilor de legatura şi de protejarea informaţiei. Achiziţia şi stocarea in blocurile colectoare de date se face pentru un interval de minimum 24 ore.

Staţia de achiziţie automata a datelor este proiectata pentru conectarea la intrare a urmatoarelor tipuri de traductori:

sisteme pentru masurarea nivelului apei; staţie meteo; telepiezometre; telependule; teleclinometre; teledebitmetre (deversoare tarate echipate cu

senzori de nivel); telerocmetre; Citirea traductoarelor este posibil a fi efectuata

secvenţial cu o viteza reglabila intre tranşe, de la 30 minute la 30 de zile.

Este integrat un sistem autotest permanent al staţiei, al intregii reţele şi de verificare a starii cablurilor de conexiune ale traductoarelor AMC, pentru fiecare tranşa de baleiere a aparatelor.

S-a prevazut posibilitatea telemasurarii continue a umiditaţii din cutiile blocurilor componente ale

staţiei de achiziţie data si este asigurat un microclimat in interiorul cutiei.

Staţia de achiziţie date este conceputa astfel incat sa permita o eventuala extindere in viitor a reţelei de traductoare din baraj, de orice tip, cunoscut in prezent, ar fi ele.

2.3.5. Sistemul de comunicaţie Marimea electrica furnizata de senzor este

convertita in unitatea de achiziţie in format numeric şi transferata spre calculatorul de achiziţie conform protocolului RS485. Daca semnalul de ieşire oferit de senzor este in format numeric, acesta este transferat direct spre calculatorul de achiziţie.

Informaţia vehiculata de sistem (date, comenzi, teste etc.) este compatibila cu bazele de date şi versiunea de program UCCHALL aflate in exploatare la Sucursala.

2.3.6. Baze de date Bazele de date sunt de tip Paradox, care admit

accesul SQL, respectand structura bazelor de date din programul UCCHALL pentru programul de prelucrari primare şi programul de monitorizare a achizitiei.

2.3.7. Soft de aplicaţie Softul de aplicatie este realizat in tehnologie

client-server şi Web. Componenţa softului de aplicaţie: • Programul de achiziţie automata • Programul de monitorizare a achizitiei • Programul de prelucrari primare 2.3.8. Descriere funcţionala Masurarea automata a aparatelor de masura şi

control cu telecitire este coordonata de calculatorul de achiziţie amplasat in camera de comanda. Acesta are şi rolul de „memorie tampon”, asigurand stocarea temporara a datelor citite, protejand aceste date chiar şi in cazul unor eventuale intreruperi ale alimentarii cu energie electrica de la reţea.

Calculatorul efectueaza automat achiziţia de date prin baleierea tuturor traductoarelor conectate la sistem, conform unui program prestabilit, a unor cerinţe venite de la operatorul aflat la baraj sau de pe reţeaua locala UCC, sau la iniţiativa senzorului de seism. Informaţiile necesare staţiei de achiziţie pentru a efectua tranşele de masuratori sunt vehiculate intre aceasta şi calculatorul de achiziţie pe caile de comunicaţie conform protocolului RS485. Fişierele care conţin tranşele de masuratori efectuate de sistem (automat sau la cerere) sunt transmise, pe suportul de comunicaţie asigurat de Sucursala, la serverul subreţelei UCC, unde vor fi convertite şi incarcate in baza locala de date UCC.


în Energetică


330

2012

3. CONCLUZII Studiul realizat de ISPH in 2004 referitor la

comportarea barajului pe perioada analizata de la PIF (01.07.1960) şi pana in 2003 inclusiv a concluzionat ca Barajul Izvorul Muntelui a avut o comportare normala, conforma cu incarcarile şi in condiţii de siguranţa la nivelul celei de proiect. Concluzia se bazeaza pe rezultatele din analizarea datelor de supraveghere a comportarii construcţiilor şi zonelor adiacente . Aceste date au fost obţinute prin urmarirea curenta şi speciala efectuata cu aparatura care in timp s-a depreciat.

Studiul realizat de ISPH in noiembrie 2004 a relevat deasemenea o subechipare din punct de vedere a urmaririi comportarii constructiei in raport cu legislatia si starea initiala a sistemului de AMC-uri. Modernizarea aparatelor de masura si control a venit in intampinarea eventualelor neajunsuri pe termne lung constituindu-se mai degraba intr-o completare si imbunatatire a sistemului vechi de urmarire decat intr-o operatiune de inlocuire a acestuia.

Luandu-se in considerare reabilitarile efectuate asupra unor AMC-uri , cat si suplimentarea tipurilor de AMC din baraj se constata o frecventa sporita a masuratorilor ceea ce permite evidentierea unor fenomene de durata mica si modelarea mai exacta a masuratorilor si interpretarea lor.

Prin calitatea , cantitatea si viteza de agregare a informatiilor legate de UCCH , noul sistem implementat la Baraj Izvorul Muntelui ofera o baza eficienta pentru luarea deciziilor de preventie pentru evitarea unor situatii anormale.

Consideram ca lucrarea noastra raspunde scopului pe care ni l-am propus constituind un exemplu de abordare a modului de exploatare a unor constructii de anvergura din punct de vedere UCCH.

BIBLIOGRAFIE

[1] INSTITUTUL DE STUDII SI PROIECTARI

HIDROENERGETICE S.A. “Baraj Izvorul Muntelui. Retehnologizarea sistemului AMC prin modernizarea AMC-urilor şi transmiterea datelor de UCCH” iunie 2007

[2] INSTITUTUL DE STUDII SI PROIECTARI HIDROENERGETICE S.A. “Analiza comportarii constructiilor hidrotehnice si a echipamentului hidromecanic. AHE Stejaru (baraj Izvorul Muntelui, captare secundara Izvorul Muntelui, CHE Stejaru, captare secundara Tasca) pentru anul 2010” noiembrie 2011

[3] INSTITUTUL DE STUDII SI PROIECTARI HIDROENERGETICE S.A. “Studiu de sinteza a comportarii barajului Izvorul Muntelui şi a sistemului aferent de AMC-uri pentru intreaga perioada de exploatare de la PIF pana in 2003 inclusiv” noiembrie 2004

[4] INSTITUTUL DE STUDII SI PROIECTARI HIDROENERGETICE S.A. “Centrala Hidroelectrica Stejaru. Cartea tehnica a constructiei.”

[5] Proceduri operationale SH “Bistrita” privind urmarirea comportarii in exploatare a construcţiilor hidroenergetice.

Fig. 1. Pendule inverse executate din galerii et.I. Sectiune transversala

Fig. 2. Pendule inverse executate din aval. Sectiune transversala


în Energetică


331

2012

Fig. 3. Foraje piezometrice suplimentare . Sectiune transversala

Fig. 4. Sistem de monitorizare seismic Baraj izv Muntelui


în Energetică


332

2012

Fig.5. Schema bloc generala de principiu a sistemului informatizat de urmarire a comportarii constructiei

.


în Energetică


333

2012

2.19.- TRANSFORMAREA APLICATIILOR UCCH – ALL IN UCC H –

NET DIN CADRUL HIDROELECTRICA

Dr. ing. Irinel Daniela Iacob, SC Hidroelectrica SA, Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2 tel: 021.303.25.04, fax: 021.303 25 73, e-mail: [email protected]

ing. Nicolae Vulpes, SC Hidroelectrica SA, Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2 tel: 0720 727345, fax: 021.303 25 73, e-mail:[email protected]

ing. Vasile Lazar, SC Hidroelectrica SA, Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2 tel: 0735 185845, fax: 021.307.46.93, e-mail: [email protected]

ing. Catalin Popescu, SC Hidroelectrica SA, , Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2 tel: 021.303.25.48, fax: 021.303 25 73, e-mail: [email protected]

ing. Calin Ghergu, SC Hidroelectrica SA, , Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2 tel: 021.303.25.83, fax: 021.303 25 73, e-mail: [email protected]

ing. Roxana Mitrica, SC Hidroelectrica SA, , Bucureşti, str. Constantin Nacu ,nr.3,sect.2 tel: 021.303.25.37, fax: 021.303 25 73, e-mail: [email protected]

Abstract: Hidroelectrica SA, leader of energy production in Romania, is constantly concerned with the modernization and optimization of production. In IT domain. In the period 2011-2012 Hidroelectrica modernizated two IT applications-support of the technological process : “UCCH-application “and “SCADA-application”.Acest article aims to present the modernization process of these two applications.

1.- TRANSFORMAREA APLICATIEI UCCH-ALL IN NOUL MEDIU UCCH-NET

UCCHNET este o aplicatie informatica de monitorizare si analiza a comportarii constructiiilor hidrotehnice si este un upgrade al programului UCCHALL realizat si implementat de catre Universitatea Tehnica Cluj-Napoca in toate Sucursalele de Hidrocentrale ale SC HIDROELECTRICA SA in anii 2000-2001.

In intervalul 2000-2010 au aparut schimbari esentiale pe piata IT dintre care enumeram:

- dezvoltarea spectaculoasa a Internet-ului si instrumentelor software de proiectare specifice acestuia;

- dezvoltarea produselor informatice de realizare a aplicatiilor IT;

- dezvoltarea masiva a infrastructurii retelei Intranet a Hidroelectrica SA.

Din aceste motive, la initiativa Hidroelectrica SA, Universitatea Tehnica Cluj-Napoca a demarat reproiectarea si rescrierea programului UcchAll.

Reproiectarea aplicatiei s-a facut in perioada 2009-2010, iar implementarea ei la nivelul Hidroelectrica (executiv si sucursale) s-a facut in perioada 2010-2011. 2.- FUNCTIILE PROGRAMULUI

Programul UCCHNET este realizat in tehnologie Web si are citeva avantaje majore:

- Asigura arhivarea bazei de date UCC; - Asigura prelucrarea datelor UCC;

- Asigura accesul la continutului bazei de date a unei Sucursale atat de la sediu cat si din locatii diferite;

- Asigura interactionarea cu baza de date fara a fi necesare cunostinte de tranzactii SQL, folosind o interfata-utilizator simpla si prietenoasa;

- Asigura securitatea informatiilor: oricarei aplicatii web-based i se poate adauga un modul de securizare a datelor, astfel incat accesul la informatii sa nu poata fi permis decat utilizatorilor autorizati;

- Asigura prelucrarea informatiilor din baza de date in vederea intocmirii de rapoarte si grafice ;

- Permite upgradarea prin adaugerea de module cu functionalitati noi aplicatiei deja existente, sau prin modificarea modulelor existente in functie de nevoi.

3.- OBIECTIVELE URMARITE

Programul UCCH-net este structurat astfel incit sa

raspunda urmatoarelor obiective: - Realizarea unui mediu sigur si modern de

procesare, arhivare si dezvoltare a bazei de date privind comportarea constructiilor administrate de Hidroelectrica.

- Crearea premizelor pentru realizarea in viitor a unui sistem de monitorizare si prelucrare a datelor care sa poata asigura informatii asupra comportarii constructiilor pe baza efectuarii de masuratori in timp real in situatia declansarii viiturilor sau cutremurelor ;

- Preluarea si prelucrarea de masuratori efectuate automat cu statii de achizitie UCC;

- Conversia datelor (masuratori) inregistrate in alte medii de lucru decit cel al programului Indiferent


în Energetică


334

2012

Fig.1 Imagini din amenajarile Hidroelectrica

de provenienta, masuratorile fiind tratate unitar de catre program, cu posibilitatea diferentierii provenientei lor (in prelucrari);

- Interconectarea in viitor a sistemului de UCC cu sistemul de alarmare-avertizare.

Mediul UCCHNET este destinat utilizarii de catre personalul din Laboratoarele UCC ale Sucursalelor Hidroelectrica, Serviciului UCC din Hidroelectrica Bucuresti si proiectantilor de specialitate.

Scopul final al UCCHNET este acela de ordonare si eficientizare a activitatii de UCC la nivelul Sucursalelor de Hidrocentrale ale HIDROELECTRICA.

4.- ETAPE DE ACTIUNE

- Inlocuirea bazei de date UCCH-all de tip Paradox 7 ,cu baza de date UCCH-net de tip SQL server ; - Transformarea programului in aplicatie WEB, - Asigurarea infrastructurii IT necesara pentru rularea aplicatiei UCCH-net la nivelul Sucursalelor Hidrocentrale si a Executivului Hidroelectrica ; - Asigurarea canalelor de transmisie date (fibra optica sau canale alternative); - Asigurarea cerintelor minime de hardware ale statiilor de lucru: o statie de lucru nu are nevoie decat de un browser de Web si o conexiune la reteaua Intranet a firmei sau Internet; - Implementarea aplicatiei la nivelul Sucursalelor Hidrocentrale si a Executivului Hidroelectrica; - Verificarea si validarea sistemului ; - Configurarea aplicatiei UCCH-NET astfel incat sa creeze premizele unei etape viitoare in care sa

permita prelucrarea datelor in timp real. 5.- REZULTATE OBTINUTE

Rezultatele implementrii programului UCCH-net sunt axate pe urmatoarele directii:

- Asigura un mediu sigur si modern de procesare, arhivare si dezvoltare a bazei de date privind comportarea constructiilor administrate de Hidroelectrica.

- Creaza premizele asigurarii de date in timp real pentru sistemul de management al riscului la principalele acumulari aflate in patrimoniul Hidroelectrica in vederea diminuarii pierderilor umane si materiale ;

- Asigura fundamentarea operativa a masurilor de interventii la constructii pentru stoparea sau micsorarea fenomenelor ce pun in pericol hidroamenajarile.

BIBLIOGRAFIE

[1] Iacob Irinel Daniela , Dam’s risk management, A sasea conferinta a hidroenergeticienilor din Romania , Dorin Pavel , 27-28 mai 2012, Bucuresti.

[2] Iacob Irinel Daniela, Zachia-Zlatea Dragos, Hidroelectrica’s reservoir-related risk mamagement,The 80th Annual Meeting, 24th ICOLD Congress, Kyoto, June 2-8 2012.

[3] Zachia-Zlatea Dragos, Iacob Irinel Daniela Warning systems – basic components of Hidroelectrica,s emergency management system, The 79-th annual


în Energetică


335

2012

meeting of ICOLD – “Dams and Reservoirs under Changing Challenges”,Lucerne 2011, Eds. Schleiss & Boes ,CRC Press Taylor&Francis Group London, 2011.

[4] Iacob Irinel Daniela, Vulpes Nicolae , Fundamentarea deciziei in situatii de urgenta prin monitorizarea in timp real a parametrilor

relevanti de risc privind siguranta barajelor. ( The base for decisions in emergency situations in real time by monitoring the relevant parameters of dam safty risk.), The National Power Conference and Exibition , Sinaia, Editura SIER, 2011.

Fig. 2 Schema bloc centru informatic Hidroelectrica

Figura 3. Schema bloc retea de comunicatii sistem monitorizare risc la nivel sucursala.


în Energetică


336

2012

2.20.- SISTEM DE COMUNICATIE PE MICROUNDE

LA SUCURSALA HIDROCENTRALE SLATINA

Ing. Marius Saftoiu- S.C. Hidroelectrica S.A. str. Constantin Nacu nr.3, sector 2, Bucuresti , tel: 0744.333.384, fax: 021.3032.564 marius.saftoiu@hidroelectrica .ro

Ing. Gabriel Zanfir- S.C. Hidroelectrica S.A. – Sucursala Hidrocentrale Slatina, str. Tudor Vladimirescu, nr. 158, Sltina ,Jud.Olt, tel. 0729.700.171, fax: 0249.436.892, gabriel.zanfir@hidroelectrica .ro

Ing. Marian Gradinaru- S.C. Hidroelectrica S.A. – Sucursala Hidrocentrale Slatina, str. Tudor Vladimirescu, nr. 158, Sltina ,Jud.Olt tel: 0720.727.182, fax: 0249.436.892,marian.gradinaru@hidroelectrica .ro

Summary: In this report is presented the microwave communication system, performed within Slatina HPP Branch for modernization of communication. This communication network performs video and data transmissions, as well as voice communication.

1. PREZENTARE SUCURSALA.

Sucursala Hidrocentrale Slatina este una dintre

sucursalele S.C. HIDROELECTRICA SA. Obiectul principal de activitate al sucursalei il reprezinta producerea energiei electrice din resurse hidroenergetice.

Sucursala Hidrocentrale Slatina are in administrare 8 hidrocentrale, care au 26 de hidroagregate instalate, insumand o putere instalata de 370 MW, respectiv o productie medie de energie de 890 GWh/an. Lungimea sectorului amenajat este de 116,7 km, iar caderea bruta, intre prima si ultima centrala a cascadei, este de 114 m.

Primele trei hidrocentrale (Strejesti, Arcesti si

Slatina), din sectorul aferent S.H. Slatina, sunt amplasate pe cursul mijlociu al raului Olt, iar urmatoarele cinci hidrocentrale (Ipotesti, Draganesti, Frunzaru, Rusanesti si Izbiceni) sunt amplasate pe Oltul Inferior. Hidrocentralele Strejesti si Arcesti sunt echipate cu cate doua hidroagregate tip Kaplan, cu puterea nominala de 25 MW in Strejesti , respectiv 19 MW in Arcesti. Hidrocentrala Slatina este echipata cu doua hidroagregate tip bulb cu puterea nominala de 13 MW. Cele cinci hidrocentrale de pe Oltul inferior sunt identice din punct de vedere constructiv si sunt echipate fiecare cu cate patru hidroagregate tip bulb reversibil de 13,25 MW, la tensiunea de 6,3kV, turatia nominala de 125rot/min, cadere neta de 13,5 m. Suma de putere active a SH Slatian este de 370 MW, iar in pompa 200 MW.

În contextul retehnologizarii, ISPH a elaborat documentaţiile impuse de legislaţia în vigoare în domeniu (SF şi CS) pentru un "Sistem de comunicatie pe microunde" .

2. STRUCTURA DE ANSAMBLU A SISTEMULUI DE COMUNICATII PE MICROUNDE

În cadrul SC HIDROELECTRICA SA, Sucursala

Slatina, în cadrul lucrarilor de retehnologizare s-au desfasurat si lucrari pentru modernizarea instalatiilor de comunicatie pe support radio. Astfel s-au realizat legaturi intre dispeceratul SH Slatina si 5 dintre centralele aflate in subordinea acestuia : CHE Ipotesti, CHE Draganesti, CHE Frunzaru,CHE Rusanesti, CHE Izbiceni. Configuratia sistemului este prezentata in fig.1.

Prin realizarea acestei instalatii se vor realiza legaturi de voce, transmisii de date, precum si transmisii video. Acasta asigura in viitor supravegherea si operarea de la centrul dispecer situat la sediul SH Slatina.

Sistemul de radiorelee are capacitatea de 4*2 Mbit/sec si este in configuratie 1+1 hot stand-by, configuratie in care ambele emitatoare sunt pe aceeasi frecventa dar numai unul emite, iar in cazul in care emitatorul active se defecteaza se trece automat pe celalalt emitator.

In cele doua extremitati ale retelei ( Dispecer si respectiv CHE Izbiceni ) configuratia este diferita si este prezentata in fig.2.

Sistemul prezentat este alcatuit din 6 link-uri de radioreleu realizate cu echipamente Ericsson ( Minilink traffic node R4). Topologia retelei este de tip lant fiind interconectate 7 amplasamente dintre care unul este dispeceratul SH Slatina, unul este doar repetor ( la CHE Slatioara-care va fi inclus intr-un process de modernizare) si 5 centrale retehnologizate ( CHE Ipotesti, CHE Draganesti, CHE Frunzaru, CHE Rusanesti, si CHE Izbiceni ). Radioreleele functioneaza in banda de frecventa de 13 GHz.

Din dispecerat, prin intermediul unui server de monitorizare si mentenanta se poate monitoriza starea sistemului prin intermediul platformei de management SOM R8 produsa de Ericsson.


în Energetică


337

2012

Centralele sunt echipate cu echipamente de monitorizare , telefonie, SCADA,iar datele pot fi transmise prin sistemul de microunde la dispecer.

La nivelul fiecarei centrale exista o configuratie locala care este prezentata in fig 3.

Din punct de vedere functional si al configuratiei,un Mini Link TN este alcatuit din:

• Nodul de baza • Terminalele radio Nodul de baza include platforma de control traffic

si sistem ( rutarea de traffic,multiplexarea mecanisme de protectie si supervizare). Pe langa unitatea de control exista si cartele dedicate pentru interfatarea cu alte echipamente ( routere,switch-uri). De asemenea nodul de baza cuprinde si partea de alimentare si racier.

Terminalul radio este alcatuit dintr-un modem (MMU) si o unitate exterioara radio (RAU) cu antenna interconectte printr-un cablu .

Din punct de vedere hardware Mini Link TN este impartit in partea de interior (magazia de acces si carduri ) si partea de exterior ( unitati radio si antene).

Partea de interior conta intr-un subrack denumit AMM (access module magazine) si carduri.

AMM asigura suportul hardware pentru cardurile functionale. Acestea sunt de mai multe feluri sistemul prezentat folosind 2 tipuri AMM 2p B (folosite la nodurile din capete ) si AMM 6pC (folosite la nodurile intermediare).

Unitatea de control (NPU) are functia de control a sistemului si asigura interfete de traffic E1 si contine un modul de memorie detasabil(RMM) ce asigura stocarea licenteler si a informatiilor de configurare.

Interfata Ethernet traffic unit ( ETU) are incluse multiplexoare (PHD-IME) pentru realizare traficului utilizand fluxuri E1 si ofera 2 interfete 10/100/1000BASE-T.

PFU ( power filter unit )distribuie teniunea de alimentare de la o sursa externa la modulele montate.

Unitatea de ventilatie(FAN-unit ) asigura racirea subrack-ului.

Partea de exterior este alcatuita din initatea radio ( RAU unit), antenna si accesoriile de interconectare. Pentru terminalele radio in configuratie 1+1 se folosesc 2 RAU si 2 antene.

Monitorizarea sistemului se poate face local prin intermediul LCT(local craft terminal) sau de la distanta cu o platforma de management de retea SOM (Service On Microwave) in masura in care este constituita o retea de comunicatii de date. O prezentare a monitorizrii sistemului este prezentata in fig.4. Functiile de management oferite Mini Link TN sunt:

• Managementul defectelor – toate unitatile hardware si software sunt monitorizate de sistemul de control (NPU) si in caz de defect acesta raporteaza catre aplicatia de management;

• Managementul configuratiei – se pot configure atat local cat si de la distanta parametrii radio, rutarea traficului,parametrii interfetelor de transmisie.

• Managementul securitatii – accesul la elemental de reta se face pe baza de utilizator si parola.

• Managementul software- software-ul poate fi adus la zi atat local cat si de la distanta fara intreruperea sistemului.

Aplicatia SOM este folosita ca un system complet de management, care colecteaza date ( de eroare sau de performanta) de la echipamente, pe care le afiseaza in timp real dar si creeaza un istoric cu evenimetele sistemului. Pincipalele functii oferite de SOM sunt:

• Monitorizare alarme in timp real; • Confirmare alarme • Raportere de alarme • Configurare elemente de retea; • Upgrate software; • Monitorizarea prformantei si control la nivel

de element de retea; • Definire nume si profiluri de utilizatori.


în Energetică


338

2012


în Energetică


339

2012

.


în Energetică


340

2012

2.21.- SOLUŢII DE ECHIPARE PENTRU PANOUL ECRAN GRAFIC

DIN CAMERELE DE COMAND Ă ALE DISPECERATELOR HIDROENERGETICE DE AMENAJARE

Ing. Mioara Anghel

SC ISPH SA Bucureşti, Calea Vitan nr 293, tel.021.3076150,fax.021.314.09.25, e-mail:[email protected]

Rezumat: Arhitectura sistemelor informatice de conducere operativă prin dispecer (nivel de control 3) a centralelor hidroelectrice şi obiectelor exterioare aferente acestora este alcătuită, în zona operaţională, în principal, din servere (SCADA şi baze de date), routere cu firewall, staţii de lucru şi un sistem de afişare video-panou / perete ecran grafic (videowall).Evoluţia în timp a modului de afişare pe panou a prezentat soluţiile: panou mozaic static, panou mozaic dinamic (cu semnal de poziţie întrerupător, alarmă în CHE / staţii, tensiuni pe bare, puteri pe linii), ajungându-se, în prezent, la sisteme de proiecţie video care pot fi bazate pe tehnologie DLP-cuburi cu retroproiecţie, cu lămpi sau leduri, sau bazate pe tehnologie LCD. Lucrarea prezintă avantajele şi dezavantajele soluţiilor moderne de afişare video, prezentînd totodată soluţia optimă aleasă pentru camerele de comandă ale DHE. 1. GENERALIT ĂŢI. Conducerea prin dispecer a S.E.N. este o

activitate specifică ramurii industriei energiei electrice. Este concepută şi se realizează unitar şi ierarhizat prin unităţi specializaate în acest domeniu (trepte de conducere prin dispecer la nivel central, territorial şi local), care au relaţii ierarhizate de autoritate asupra participanţilor la piaţa de energie electrică, distincte de cele administrative.

Scopul conducerii prin dispecer a S.E.N. este asigurarea funcţionării acestuia în condiţii de siguranţă, calitate şi economicitate, prin exploatarea coordonată a instalaţiilor şi echipamentelor sale componente.

Conducerea operativă a capacităţilor de producţie hidroenergetice, conform PE 029/97 şi Codului RET-partea III, care stabilesc normele de organizare şi desfăşurare a conducerii prin dispecer în S.E.N,. trebuie să se facă de la un dispecer al amenajării D.H.E., subordonat treptelor operative Dispecer Teritorial şi Dispecer Central (D.E.C. Bucureşti).

Dispeceratele HidroEnergetice de amenajare-(D.H.E.)- treaptă de dispecerizare nivel 3- sunt organizate în cadrul sucursalelor de hidrocentrale şi asigură conducerea operativă a instalaţiilor şi echipamentelor amenajărilor hidroenergetice, precum şi a unor echipamente electrice de legătură cu S.E.N., în conformitate cu autoritatea de conducere operativă pe care o au asupra acestora, atribuită prin ordinul de împărţire

Corelat cu programele de funcţionare şi dispoziţiile treptei superioare de dispecer D.H.E. asigură coordonarea producţiei de energie electrică şi a necesităţilor de folosire complexă a apei din amenajarea respectivă, coordonarea regimurilor de funcţionare şi a manevrelor din instalaţii în regim normal de funcţionare şi în regim de avarii, un echilibru permanent între producţia şi consumul de

energie electrică (la vârf de sarcină) în scopul menţinerii frecvenţei nominale în S.E.N., aplicarea unor programe de optimizare a funcţionării centralelor electrice şi de tranzitare a viiturilor prin acumulările gestionate de sucursalele hidrrocentrale.

Sectorul hidroenergetic constituie o componentă importantă a Sistemului Energetic Naţional datorită ponderii pe care o reprezintă în balanţa de putere şi energie electrică a ţării şi a rolului său de principal furnizor de servicii de sistem.

S.C. Hidroelectrica S.A. îşi propune să aducă o contribuţie substanţială la funcţionarea sigură şi eficientă a S.E.N., printre priorităţile sale strategice numărându-se exploatarea raţională a resurselor energetice deţinute, retehnologizarea, modernizarea şi optimizarea funcţionării “portofoliului” de capacităţi de producţie aflate în patrimoniul său.

Programul de modernizare şi de eficientizare a activităţii de management al producerii de energie şi a gestionării factorilor de risc în exploatare vizează, cu precădere, structurile informatice prin implementarea unor tehnologii avansate.

În strategia HIDROELECTRICA SA se înscrie şi realizarea, la nivel de sucursale, a unei arhitecturi unitare -hardware şi software- a sistemelor SCADA pentru echiparea camerelor de comandă ale DHE, arhitectură alcătuită, în principal, din servere (SCADA şi baze de date), routere cu firewall, staţii de lucru şi un sistem de afişare video-panou / perete ecran grafic (videowall).

Evoluţia în timp a modului de afişare pe panou a prezentat soluţiile: panou mozaic static, panou mozaic dinamic (cu semnal de poziţie întrerupător, alarmă în CHE / staţii, tensiuni pe bare, puteri pe linii), ajungându-se, în prezent, la sisteme de proiecţie video care pot fi bazate pe tehnologie DLP- sau pe tehnologie LCD.


în Energetică


341

2012

2. SOLUŢII DE ECHIPARE PENTRU SISTEMUL DE AFI ŞARE PANOU/PERETE ECRAN GRAFIC

Gradul din ce în ce mai ridicat de complexitate al sistemelor de conducere operativă prin dispecer a proceselor din centrale şi staţii electrice, precum şi limitările inerente ale operatorului uman au impus un proces continuu de optimizare şi eficientizare a activităţii acestuia, atât prin sintetizarea informaţiilor furnizate, cât şi prin automatizarea proceselor.

Camerele de comandă şi control trebuie să răspundă unor nevoi specifice de monitorizare şi comandă a proceselor din instalaţii de către dispeceri (urmărirea proceselor tehnologice în timp real pe perioada turelor de exploatare), iar ilustrarea într-o formă cât mai sintetică, continuă şi mai ordonată a informaţiilor este absolut necesară.

Staţiile grafice de lucru-staţii operator- şi panoul ecran grafic comandat de serverul/controllerul propriu permit monitorizarea şi controlul procesului de la nivelul D.H.E.

Pentru că modul de prezentare a informaţiilor este esenţial în luarea deciziilor operaţionale, segmentul de procesare şi afişare a datelor este la fel de important ca şi cel de transmitere a comenzilor şi de automatizare a proceselor.

Progresul continuu al tehnologiei în domeniul afişării video conduce la o folosire mult mai eficientă a instalaţiilor, un grad crescut de siguranţă, timpi reduşi de intervenţie şi, în consecinţă, un timp prelungit de exploatare.

Un echipament standard, utilizat la ora actuală pe plan mondial pentru echiparea camerelor de comandă în dispeceratele moderne din multiple domenii de activitate ca: energie, comunicaţii, transporturi, servicii de urgenţă 112, îl constituie ecranul compozit (video wall) alcătuit din sisteme de proiecţie alăturate, bazate pe tehnologie DLP (cuburi cu retroproiecţie bazate pe lămpi sau, mai recent, cu leduri) sau, respectiv, LCD module monitorizate de un controller sau module cu PC incorporat în fiecare modul.

2.1. Ecranul compozit (videowall) bazat pe

tehnologie DLP

In procesul de selecţie a unei tehnologii pentru sistemele de vizualizare pe ecrane de mari dimensiuni (videowall) instalate in dispecerate, trebuie luate in considerare trei aspecte principale:

-Ergonomia Într-un dispecerat, rolul unui videowall este de a

afişa un volum mare de informaţii, prezentat simultan către mai mulţi operatori. Este esenţial ca toate aceste informaţii să poată fi citite de către toţi operatorii interesaţi, într-un mod facil şi confortabil, pe intreaga durată a programului de lucru al acestora; dacă imaginea afişată este obositoare sau ilizibilă, operatorii vor ignora sistemul videowall, investiţia devenind astfel inutilă.

-Fiabilitatea Frecvent şi, în special, în situaţiile critice,

operatorii iau deciziile corecte, şi pe baza informaţiilor afişate pe videowall. De aceea, sistemul videowall trebuie să utilizeze o tehnologie fiabilă, astfel încât să ofere o imagine statică de o calitate constantă timp de câţiva ani, în regim de utilizare tip dispecerat, 24/7.

-Preţul Preţul de achiziţie şi costul de întreţinere mai

avantajos, nu trebuie să condiţioneze alegerea în defavoarea performanţelor superioare ale soluţiei: ergonomia sau fiabilitatea, deoarece altfel se poate ajunge la costuri de operare mai ridicate.

Sistemele de afişare video, panourile ecran grafic alcătuite din cuburi cu retroproiecţie cu lămpi prezintă o rezoluţie suficientă pentru a afişa cele mai solicitante scheme şi imagini.

Există, însă, şi unele neajunsuri: -sensibilitatea constructivă impune un ambient cu condiţii

speciale de temperatură, umiditate, puritate şi lumină; -elementele consumabile, cu durată determinată de

viaţă (lampa de proiecţie având 5000 ÷10.000h) necesită lucrări de service şi mentenanţă dese şi laborioase, ridicând costurile de operare şi necesitând, uneori, scoaterea din uz;

-gabaritul şi greutatea echipamentelor sunt semnificative implicând o manipulare dificilă;

-căldura degajată creează disconfort; -menţinerea temperaturii interne a cuburilor necesită

şi un sistem activ de răcire prin ventilare, ceeace conduce la un nivel ridicat al zgomotului de fond.

Multe din neajunsurile inerente acestei tehnologii au fost atenuate pe parcusul maturizării tehnologice, prin adăugarea unor sisteme suplimentare de corecţie şi compensare, prin rafinarea soluţiilor constructive

- de exemplu sistem dual lamp-. În prezent principalul curent în tehnologia de

retroproiecţie DLP este trecerea, de la utilizarea lămpilor UHP ca sursă de lumină, la utilizarea ledurilor.

Luând în considerare punctele slabe ale retroproiecţiei cu lămpi producătorii de videowall-uri au adus o nouă generaţie de tehnologie bazată pe tehnologia display-urilor, îmbunătăţită care păstrează, bineînţeles, calitatea principală a retroproiecţiei cu lămpi creată pentru funcţionare 24/7 chiar şi pentru imagini cu caracter static (neprezentând fenomenul de retenţie de imagine.)

S-au obţinut astfel o serie de avantaje dintre care se pot enumera:

-o durată de viaţă mult mai mare, -dispariţia colorwheel a dus la reducerea

zgomotului produs de acesta, -acurateţea imaginii, -claritatea, pregnanţa, saturaţia culorii, -rezoluţia superioară, -utilizarea de materiale biodegradabile, -mentenanţă scăzută (lămpile se schimbau la

aprox. 1 an, la leduri se recomandă verificări la 5 ani) -consumul de energie mai mic,


în Energetică


342

2012

-greutate şi dimensiuni mai mici, -costuri de întreţinere mai reduse, deoarece nu

necesită înlocuiri ale consumabilelor Desigur făcând o paralelă între variantele aceleiaşi

tehnologii -DLP- soluţia cu leduri versus cea cu lămpi se constată că soluţia cu leduri are:

- costul de procurare mai ridicat -interstiţiul de imagine mai mare aprox 1-1,5mm

(însă cu tendinţă severă de scădere)

2.2. Ecranul compozit (videowall) bazat pe tehnologie LCD

Utilizarea, în alcătuirea unui videowall, a monitoarelor cu ecrane cu plasmă, de construcţie specială, care generează un interstiţiu de imagine relativ scăzut -8mm-, nu este recomandată pentru afişarea imaginilor statice, de dinamică scăzută, , 24/7 datorită fenomenului de retenţie de imagine.

Prin specificul acestei tehnologii se pierde din luminozitate prin arderea fosforului, iar arderea este mai intensă pe suprafeţele cu imagine statică, devenind vizibilă şi deranjantă.

Acesta a fost motivul pentru care nu a costituit o variantă de luat în calcul în echiparea camerelor de comandă a D.H.E.

Aplicând metoda modularizării şi construcţiei unui panou ecran grafic compus din monitoare LCD (odată cu apariţia unor monitoare cu diagonală mai mare de 40”) s-a obţinut un ecran la care inconvenientul major l-a constituit interstiţiul nepractic de mare (70mm), rezultat din alăturarea ramelor.

Tehnologia LCD a evoluat şi de curând au fost lansate pe piaţă monitoare cu ramă subţire, care oferă un interstiţiu de imagine mai mic, cel mai redus fiind de 7,3mm.

Rezultate recente obţinute în domeniu permit fabricarea unor monitoare LCD dedicate construcţiei de ecrane compozite (videowall-uri) ce pot rivaliza cu retroproiecţia:

-tehnologia LCD poate fi utilizată pentru afişarea imaginilor cu dinamică redusă, retenţia de imagine instalându-se, dar ceva mai greu,

-iluminarea ecranului se face cu lămpi fluorescente cu lumina rece (CCFL - Cold Catode Fluorescent Lamp) care generează o cantitate mult mai mică de căldură comparativ cu lămpile UHP (Ultra High Power);

-sistemele de ventilare sunt şi ele reduse, deci în consecinţă, mai silenţioase;

-dimensiunile şi greutatea ecranelor LCD sunt semnificativ mai mici decât cele ale cuburilor cu retroproiecţie, videowall-urile rezultate fiind uşor de instalat şi ocupând mult mai puţin spaţiu.

-costurile sunt mai scăzute decât cele ale cuburilor cu retroproiecţie.

În gama soluţiilor bazate pe tehnologia LCD sunt soluţii de dată mai recentă care prezintă unele performanţe deosebite, în special în ceea ce priveşte unghiul larg de vizualizare, timpul de răspuns, contrastul şi calitatea afişării negrului, modul de interpretare şi afişare a culorilor

şi posibilităţi de întreţinere mai uşoară. Procesarea grafică şi controlul sistemului de

vizualizare a ecranului se poate realiza fie cu un singur controller pentru întregul videowall sau, o soluţie mai nouă, un sistem hardware modular, fiecare ecran incorporând un PC, care preia partea de procesare a imaginii şi furnizează informaţia de control aferentă; gestiunea întregului sistem este realizată de către un ultim PC, pe care se instalează software-ul specializat de control.

3. AVANTAJE ŞI DEZAVANTAJE

Din analiza articolelor din literatura de specialitate şi a informaţiilor prezentate/furnizate de producătorii echipamentelor studiate pe web-site-urile proprii a rezultat (pentru avantajele, beneficiile expuse în lucrarea de faţă) ca optimă soluţia de echipare cu sisteme de afişare video bazate pe tehnologie DLP, cu retroproiecţie bazată pe leduri.

Pentru susţinerea soluţiei de utilizare pentru peretele ecran grafic a cuburilor cu retroproiecţie cu leduri se aduc următoarele argumente:

- retenţia de imagine O particularitate importantă a informaţiei afişate pe

sisteme videowall în DHE o constituie caracterul static. Aceasta inseamnă că doar o mică parte din

întreaga imagine afişată se modifică în mod frecvent, deci majoritatea pixelilor rămân continuu în aceeaşi stare, pe perioade îndelungate de timp.

In aceasta situaţie, pe monitoarele LCD se imprimă o“umbră” a imaginii statice – fenomen denumit retenţie de imagine, care este o caracteristică a tehnologiei LCD în sine, nu un defect de produs. Fenomenul de retentie de imagine, în cazul afişării de informaţii preponderent statice, se instalează cu atât mai repede cu cât temperatura de funcţionare a monitorului LCD este mai ridicată.

Producatorii de monitoare LCD cunosc acest fenomen şi specifică în manualele de utilizare recomandări privind regimul de utilizare, pentru a întârzia retenţia de imagine. De exemplu: evitarea afişării de imagini statice timp îndelungat, oprirea monitoarelor pentru anumite perioade de timp (de regula minim 4 ore/zi), reducerea intensitatii luminoase a imaginii afisate, etc; toate aceste recomandari sunt însă incompatibile cu utilizarea monitoarelor LCD pentru sisteme videowall in dispecerate.

- lizibilitatea Spre deosebire de monitoarele individuale,

instalate pe consolele de lucru ale operatorilor, sistemele videowall trebuie plasate la o distanţă suficient de mare de operatori, astfel încât aceştia să poată cuprinde cu privirea întreg ecranul, fără a fi nevoiţi să facă mişcări ample ale capului; dar tocmai aceasta distanţă poate crea probleme de lizibilitate.

Conform standardului EN 29241-3:1993 - ISO 9241, pentru a fi lizibil unui operator, un element afişat pe ecran (de exemplu: un caracter, un pixel, etc.) trebuie să


în Energetică


343

2012

fie vizualizat sub un unghi de 18-22 minute de arc. Din aceasta prevedere rezultă faptul că, în funcţie de

poziţionarea operatorilor faţă de videowall, este posibil ca un videowall să aibă o rezoluţie prea mare faţă de dimensiunile sale, adică dimensiunile unui singur pixel să fie prea mici.

Făcând o paralelă între distanţele maxime de vizualizare în cazul unui monitor LCD 46”, respectiv a două modele de cuburi cu retroproiecţie DLP, recomandate de către producătorii lor pentru aplicaţii de dispecerat, rezultă că, în cazul realizării unui sistem videowall din monitoare LCD, operatorii ar trebui pozitionaţi foarte aproape de acesta.

Desigur, este nevoie de suficientă rezoluţie pentru a putea afişa o cantitate mare de informaţie pe videowall, dar, pe de altă parte, dacă rezoluţia este prea mare informaţia respectivă devine ilizibilă pentru operatori.

- interstiţiul de imagine-zone inactive între ecranele modulelor adiacente

Indiferent de tehnologia utilizata, ecranele sistemelor videowall sunt alcătuite din mai multe module identice, dispuse într-o matrice cu “x” coloane şi “y” linii.

Între ecranele modulelor adiacente există întotdeauna o zonă în care nu se poate afişa imagine. Aceasta zonă se prezintă fie sub forma unui interstiţiu - în cazul sistemelor videowall realizate din cuburi cu retroproiecţie DLP-, fie este formată din ramele modulelor adiacente, separate de un mic interstiţiu – în cazul sistemelor videowall realizate din monitoare LCD-.

Pentru operatori, un videowall format din cuburi cu retroproiecţie DLP apare ca un ecran de mari dimensiuni cu suprafaţă unitară şi uniformă, pe când un videowall format din monitoare LCD se prezintă sub aspectul unui ecran de mari dimensiuni sub forma unui grilaj, impactul ergonomic fiind, comparativ, semnificativ.

Cerinţele de performanţă pentru fiecare ecran în aplicaţii videowall sunt mult mai crescute decât în cazul ecranelor instalate individual.

Pentru obţinerea unei imagini unitare uniforme a ecranului compozit imaginile alăturate trebuie să aibă aceiaşi luminozitate, contrast şi saturaţie a culorii; fiecare ecran trebuind să fie uniform şi să menţină nivelul de uniformitate pentru o gamă largă de unghiuri de vizualizare.

Datorită tehnologiei care stă la baza monitoarelor cu LCD, acestea prezintă modificări notabile ale luminozităţii, contrastului şi/sau saturaţiei odată cu creşterea unghiului de vizualizare.

Modificarea de culoare a fost considerată inacceptabilă pentru toate modelele testate, iar o dată cu mărirea unghiurilor de vizualizare s-au înregistrat scăderi considerabile; modificari severe de culoare au fost sesizate atunci când se priveşte de jos în sus sau pe diagonală, situaţie care nu se întâlneşte în vizionările TV, dar poate constitui o problemă pentru monitoarele instalate sus în videowall-uri.

În cazul soluţiei de afişare cu ecrane compozite cu monitoare LCD intervin desigur şi alte dezavantaje, ca de exemplu: diferenţele individuale, rata de

îmbătrânire care ar putea afecta în mod diferit sau genera diferenţe de strălucire şi culoare semnificative.

LCD-urile pot prezenta şi probleme de uniformitate, fiind reclamate fenomenele de:

- “clouding”( reprezintă o variaţie a intensităţii strălucirii pe ecran),

- “backlight bleed” (defineşte faptul că lumina produsă de sursa de iluminare din spate nu este complet blocată şi trece - “se scurge”-) şi

- “vertical banding”( reprezintă benzi verticale de aproximativ 2 cm grosime, uniform distribuite pe întreaga imagine).

Nu toate monitoarele LCD prezintă aceste disfuncţionalităţi, dar le pot dobândi odată cu îmbătrânirea panelului.

O certitudine a îmbătrânirii este că strălucirea va scădea odata cu trecerea timpului; saturaţia de culoare (nivelul de alb şi toate nivelurile de gri), precum şi culorile primare se vor modifica.

Cum aceste modificări sunt puţin probabil să se întâmple în aceiaşi măsura cu toate monitoarele, prin urmare, cu timpul, un asemenea videowall poate căpăta aspectul de mozaic.

Funcţionarea continuă 24/7 duce la încărcare termică peste limitele proiectate. Monitoarele LCD folosesc ca sursa de iluminare lampi (LED in noile tehnologii) a căror supraîncalzire duce la deteriorarea acestei surse, dar şi la degradarea ecranului compozit.

Un avantaj prezentat, însă, de unele soluţii de ecrane compozit din monitoare LCD este răcirea pasivă, fără ventilatoare ceeace conduce la o funcţionare silenţioasă sau soluţia de alimentare cu energie bazată pe o sursă modulară, detaşabilă care se poate amplasa la distanţă, într-o încăpere alăturată de preferinţă, ca, de altfel, şi celelalte componente electronice (I/O controller board, video board) ce pot fi montate în rack-ul de echipamente,obţinându-se atât îndepărtarea surselor de căldură şi de zgomot, dar şi pentru comoditate în execuţia lucrărilor de întreţinere şi service.

În favoarea soluţiei de afişare pe ecrane în tehnologie LCD pledează preţul mai mic al acestora, gabaritul mai scăzut, calităţi care o fac mai atractivă ca alternativă pentru soluţia de afişare video, dar trebuie avute în vedere inconvenientele majore:

- unele-prezente încă de la început (numărul de ore de funcţionare scăzut, remanenţa imaginii, cu implicaţiile ce decurg din aceasta, interstiţiile mari şi incomode, etc ) şi

- altele, care apar pe parcursul celor 5 ani de exploatare (calitatea imaginii, acurateţea, claritatea, pregnanţa, saturaţia culorii, toate la nivel inferior celor de la cuburile cu LED-uri, îmbătrânirea precoce care duce la scăderea strălucirii ecranelor, fenomen care se manifestă diferenţiat pentru fiecare ecran în parte creând o imagine neuniformă în ansamblu).

La preţul scăzut de achiziţie al ecranelor LCD trebuie luate în calcul, însă, atât costurile de întreţinere cât şi costurile asociate pentru a menţine calitatea


în Energetică


344

2012

imaginii la nivel acceptabil. În Tabelul 1 este prezentată o succintă comparaţie

între soluţiile de afişare video existente pe piaţa de profil. 4. CONCLUZII În cadrul Dispeceratelor HidroEnergetice se afişează

aplicaţii SCADA, de control procese în instalaţii, se monitorizează continuu date astfel încât echipamentele propuse trebuie să corespundă cerinţelor tehnice specifice unui astfel de dispecerat cu operare 24/7; se consideră că una din opţiunile viabile pentru sistemele videowall este soluţia care oferă o imagine comodă, lizibilă, confortabilă, uniformă şi constantă pe tot parcursul programului, realizată printr-o tehnologie care îi conferă fiabilitate, stabilitate, şi anume retroproiecţia DLP cuburi cu leduri.

Soluţia de afişare în tehnologie DLP cuburi cu leduri se remarcă prin:

-acurateţea imaginii, claritatea, pregnanţa, saturaţia culorii,

-contrast excelent, -strălucirea, saturaţia şi stabilitatea culorilor în

timp (indiferent de vârsta sistemului de iluminare) şi pe tot display-ul, măsurându-se continuu şi ajustându-se permanent pentru a crea o imagine plăcută ochiului şi a înlătura disconfortul produs de neomogenitatea, neuniformitatea imaginii

-rezoluţia mărită o rezoluţie suficientă pentru a afişa cele mai solicitante scheme şi imagini.

-durată de viaţă net superioară de 50.000÷63.000 ore.

BIBLIOGRAFIE Web-site al producătorilor: AVITECH, BARKO,

CHROME, EYEVIS, MITSUBISHI, PANASONIC, PLANAR.

TABEL 1

Caracteristici Videowall LCD Videowall retroproiecţie

cub cu lămpi Videowall retroproiecţie

cub cu leduri

Retenţie de imagine

DA (în cazul aplicaţiilor statice 24/7 chiar dacă se instalează

mai greu comparativ cu “plasma”);

au eficienţă la afişare de imagini cu caracter dinamic

NU NU

Interstiţiu (distanţa între module)

7,3mm (cel mai recent)

0,2mm

1,5mm /0,6mm orizontala /verticala

în tendinţă de scădere Disconfort cauzat de fenomenele de: clouding, backlight-bleed, vertical banding

DA NU NU

Utilizare intensă 20/24 h 24/24 h 24/24 h Consum energie 300W 430W 350W Căldura disipată 1020 BTU/h 900 BTU/h 1195 BTU/h Durata de viaţă pt. unitatea de iluminare

50,000 h 6000 – 10,000 h 55,000 ÷ 63,000h

Consumabile NU DA

(lampa, colorwheel) NU

Adâncime modul 130 mm 899mm, 445mm Aspect imagine 16:9 4:3 16:9 Unghi de vizualizare 178° 180° 180° Rezoluţie 1366 x 768 pixeli 1024 x 768 pixeli 1360x768 pixeli Contrast 3000:1 1300:1 1500:1 Mărimea ecranului 46” 50” 50” Luminozitate 700 cd/mp Min 170 cd/mp 300 cd/mp Greutate 29,4 kg Max. 60 kg 45 kg

Nivel zgomot < 30dB >40dB < 40dB

funcţie de mediul ambiant Cost achiziţie scăzut ridicat ridicat


în Energetică


345

2012

2.22.- SISTEM RETRANSLATOR TRANSMISIE VOCE-DATE,

WIRELESS CU ALIMENTARE SOLARA

Ing. Stancu Florin Ing. Nicolescu Ion Ing. Pristavu Florin SC HIDROELECTRICA SA – Sucursala Hidrocentrale Curtea de Arges,

Bdul Basarabilor nr. 82-84, Curtea de Arges, judetul Arges E-mail: [email protected]

1.- SITUAŢIA EXISTENT Ă.

Hidroelectrica este lider in productia hidro de

energie electrica si principalul furnizor de servicii tehnologice de sistem din tara noastra. Pentru Romania potentialul hidro reprezinta o alternativa durabila de dezvoltare a sectorului energetic. Multa vreme operatorul uman a fost responsabil de comanda manuala si de inregistrarea datelor orare in sectorul energetic. Sistemele de automatica clasice ( cu relee ) in principal nu rezolvau decit secventa de start-stop si o data instalate erau greu de modificat. Inregistrarea datelor orare era afectata de disponibilitatea operatorului si de erori umane. Sistemele SCADA asigura operarea avansata a hidrocentralelor si oferă facilităţi de intreţinere. Algoritmi de comanda bazati pe criterii de eficienta, comanda automata pentru generare de P si Q permit o operare mai ieftina si mai sigura a hidrocentralelor. Cantitatea de date achizitonate din proces a crescut permitind generarea on line a rapoartelor orare oferind mai mult timp operatorului uman pentru urmarirea de ansamblu a hidrocentralei. Activitate de mentenanta asistata de calculator poate acum sa identifice problemele , sa faca prognoze si sa asigure inregistrari. Introducera sistemelor SCADA produce schimbari majore asupra posibilitatilor de realizare a sarcinilor de operare. Expertiza umana este inlocuita de calculator la fel ca si secventa de start-stop, inregistrarea datelor orare expertiza on-line actiuni predictive si corective.

Sucursala Hidrocentrale Curtea de Argeş

utilizează potențialul hidroenergetic al râurilor Argeş, Damboviţa, Târgului, Ialomiţa, Prahova. Sucursala exploatează baraje arcuite şi baraje tip stăvilar, iar centralele hidroelectrice sunt subterane, pe derivaţie şi de tip baraj, fiind echipate cu turbine Francis, Kaplan, Pelton . O parte dintre aceste hidrocentrale au fost retehnologizate, au fost implementate solutii de automatizare de tip SCADA si astfel a aparut necesitatea unei legaturi de date sigure si stabile intre hidrocentrale si dispeceratul local al sucursalei. Unele hidrocentrale sunt situate in munti, in locuri greu accesibile, fara semnal GSM sau alta modalitate de a fi conectate la reteaua locala a sucursalei prin solutii VPN.

Pentru asigurarea unei legaturi sigure si stabile intre aceste hidrocentrale si sediul administrativ al sucursalei s-a implementat un sistem propriu cu antene wireless. Acest proiect s-a derulat in doua etape:

-prima etapa (etapa pilot) a reprezentat asigurarea unei legaturi intre sediul Uzinei Vidraru si hidrocentralele: Cumpana si Valsan.

-a doua etapa a reprezentat asigurarea unei legaturi intre sediul Uzinei Campulung si hidrocentralele: Clabucet, Rucar, Frasin, Dragoslavele, Leresti, Voinesti si Schitu Golesti.

2.- ETAPA PILOT Pentru realizarea unei legaturi de date intre sediul

Uzinei Vidraru si hidrocentralele Cumpana si Valsan a fost necesar un punct intermediar de tip retranslator. Acest punct a fost ales in Varful Ghitu deoarece ofera vizibilitate directa cu cele doua obiective (CHE Cumpana si CHE Valsan) si cu Barajul Vidraru (obiectiv deja legat in reteaua locala a uzinei). Acest punct este un punct greu accesibil, fara alimentare cu energie electrica.

Pentru realizarea acestei conexiuni intre hidrocentrale si reteaua locala a uzinei au fost folosite antene wireless de tip ZCOM R2 Extender. Acestea emit in banda de 5,4GHz, banda libera, si permit conexiune de tip punct la punct sau punct la multipunct. Printre performantele acestor antene remarcam: instalare usoara, performante crescute pentru conexiuni wireless de pana la 40 km, clasa de protective IP67, asigura calitatea serviciilor(QoS), suporta securizarea legaturii(WPA-PSK, WPA2-PSK and WPA-PSK&WPA2-PSK), management prin interfata web.

Punctul intermediar de tip retranslator situat in Varful Ghitu a fost alimentat folosind un sistem solar. Sistemul fotovoltaic este utilizat ca sistem autonom pentru alimentarea cu energie electrica a acestor consumatori aflati la distanta mare de sistemul national de alimentare cu energie electrica. Urmare a fiabilitatii sistemului instalat in prima etapa, s-a trecut la etapa a doua, si anume, asigurarea unei legaturi intre sediul Uzinei Campulung si hidrocentralele: Clabucet, Rucar, Frasin, Dragoslavele, Leresti,


în Energetică


346

2012

Voinesti si Schitu Golesti. Au fost necesare si aici puncte intermediare de tip retranslator. Pentru a putea asigura legatura cu centralele Clabucet, Rucar, Frasin si Dragoslavele s-a ales ca si punct retranslator Varful Prislop, punct ce asigura vizibilitatea directa cu

centralele de mai sus si cu puntul retranslator de la releul Matau. Fiind un punct greu accesibil , fara alimentare cu energie electrica si aici a fost adoptata solutia de alimentare ce utilizeaza panouri solare.

. Amplasarea centralelor aferente UH Vidraru


în Energetică


347

2012

Schema bloc a sistemului wireless aferent UH Vidraru


în Energetică


348

2012

Schema bloc a sistemului wireless aferent UH Campulung Sistemul fotovoltaic are in componenta un

generator fotovoltaic (doua panouri solare cu puterea nominal de 185W), un incarcator solar si o baterie de acumulatori (patru acumulatori de 12V/120Ah).

Cele doua panouri solare au fost montate in serie , controllerul de incarcare a fost setat pentru incarcare pe 48 V iar bateriile au fost montate in serie.

Schema de principiu a sistemului de alimentare cu energie solara

Retranslator cu alimentare solara

Ambele sisteme si-au dovedit fiabilitatea de-a lungul timpului, sistemul de la UH Vidrau fiind instalat de circa doi ani , iar cel de la UH Campulung de un an. Solutia de alimentare cu

panouri fotovoltaice s-a dovedit a fi o solutie sigura, in perioadele de iarna neavind indisponibilitati ale sistemelor.


în Energetică


349

2012

2.23.- UTILIZAREA PRODUSELOR SOFTWARE MICROSOFT PENTRU OPTIMIZAREA INFRASTRUCTURII IT

ŞI A PROIECTĂRII ÎN SC ISPH SA

Ing. Adrian Tudor SC ISPH SA Bucureşti, Calea Vitan nr.293, tel.021.30.76.291, fax. 021.31.20.925,

e-mail:[email protected]

Sumar: There is much complexity in managing a large infrastructure like the one of SC ISPH SA. The IT Department must bring value and support the primary design activity, not only to act in a support role. We started with an ad-hoc solution (being comprised mainly of free software and Linux) and because of productivity requirements and cost reductions we turned to standardized solutions with sound management of workstations and servers. A robust system can be built only on solutions tested and adopted by many and proven to work properly. 1. DESPRE ORGANIZAŢIE

ISPH este o societate cu o veche și bogată tradiție

în domeniul proiectării. În 1963, departamentul hidroenergetic, care exista din anul 1949 în cadrul ISPE, a fuzionat cu ICSE pentru a da naștere actualului institut. ISPH s-a impus ca cel mai important centru de cercetare și proiectare în domeniul energetic, fiind de peste jumătate de secol cel mai important proiectant pentru domeniul energetic.

În prezent, ISPH a stabilit și dezvoltă propriul

sistem al calității în conformitate cu prevederile Legii nr.10/1995, cu standardele internaționale ISO 9001:2000 și ISO 14001:2004 - adoptate ca standarde românești - și cu cerințele celorlalte reglementări în vigoare aplicabile în activitățile societății. Sistemul calității este certificat de SRAC, organism de certificare agreat în România, implicit de IQNet - The International Certification Network.

Institutul are o infrastructura IT în sediul din

București, actualmente având în rețea peste 200 de calculatoare și aproximativ 250 de utilizatori.

2. SITUATIA INI ȚIAL Ă Vechea infrastructură IT era alcătuită din servere

de Linux și Windows 2000 Standard. Acest lucru nu mai asigura suportul necesar pentru buna desfășurare a business-ului. Accesul se făcea necontrolat pe Internet și la resursele companiei. Orice proiectant putea instala ce dorea pe stațiile de lucru, iar Institutul nu avea un departament IT. Infectarea stațiilor de lucru cu diverși viruși era o problema frecventă și nu existau nici un fel de politici de securitate. Existau foarte mulți timpi morți pentru devirusarea și reinstalarea stațiilor, timpi morți care afectau derularea proiectelor din institut.

De asemenea, sistemul nu permitea implementarea

unor politici corespunzătoarea de acces la documente. Pentru institut, know-how-ul angajaților și proiectele realizate sunt o resursă de bază, lipsa unor instrumente de control și de restricționare a accesului la documente dovedindu-se o lacună importantă a vechii infrastructuri.

Managementul Institutului s-a arătat interesat pentru realizarea unei infrastructuri hardware și software puternice care sa permită susținerea proiectării utilizând cele mai noi tehnologii.

3. SOLUȚIA În prezent întreaga infrastructura IT, care

constituie baza pentru celelalte programe de proiectare, se bazează pe produse Microsoft.

Prima etapa a fost alegerea unui program de licențiere EAS adecvat numărului de utilizatori, numărului de servere și necesarului software al Institutului. Durata Enterprise Agreement este de 3 ani, cu plăți anuale fixe per desktop. Suma acoperă licențele produselor cuprinse în contract și include upgrade-ul la orice versiune ce apare în cei 3 ani. Dacă apar PC-uri noi de-a lungul unui an de contract, software-ul contractat se poate instala imediat, legal. La "aniversarea" imediat următoare, trebuie să declarați aceste noi PC-uri și să plasați comanda aferentă de software. PC-urile astfel adăugate se plătesc o singură dată pe toată perioada contractului, prețul fiind stabilit în funcție de perioada rămasă până la terminare. Astfel se pot utiliza în plus pentru sistemele de calcul noi achiziționate cel mult 50% de licențe în plus în condiții legale. EAS permite actualizarea permanenta a sistemul informatic, management centralizat pentru toate stațiile de lucru și servere, permite rezolvarea, monitorizarea și diagnosticarea sistemelor de calcul fără a influenta activitatea de proiectare. Cu ajutorul acestui pachet informatic menținem integritatea, confidențialitatea și securitatea sistemului informatic și a datelor pe care acesta îl conține. Serviciul IT a dezvoltat în interiorul


în Energetică


350

2012

sistemului informatic prin intermediul acestui pachet de programe o infrastructura solida, sigura și elastica.

Adoptarea EAS a asigurat pentru SC ISPH SA următoarele beneficii:

Reducerea TCO: prin standardizarea platformei IT, este redus costul total de exploatare a calculatoarelor. Impactul potențialelor incompatibilități este mai scăzut, ca și efortul echipelor de suport. În schimb, crește productivitatea.

Dreptul de a utiliza cele mai recente versiuni: Enterprise Agreement include dreptul de upgrade al tuturor produselor cuprinse în contract, pe durata desfășurării.

Flexibilitatea tehnologică Simplificarea planificării bugetului: au fost

eliminate cheltuielile și timpul consumat cu fiecare achiziție; un preț anual fix per PC, în funcție de produsele software incluse. Chiar dacă apar PC-uri noi, software-ul se poate instala legal imediat, cu plata la "aniversarea" imediat următoare.

Simplificarea administrării: achiziționarea licențelor se realizează anual (se plătesc abonamente anuale), prin intermediul unei singure tranzacții. Kituri de instalare pentru toate produsele acoperite sunt furnizate pe suport fizic sau livrate online, ca download. Detaliile despre contract și licențe pot fi consultate online printr-o aplicație de gestionare.

Relație de afaceri stabilă cu Microsoft: problema licențierii fiind rezolvată, echipa IT, împreună cu partenerii și consultanții Microsoft, s-au concentrat asupra necesităților de business ale companiei

Gestiunea centralizata a licențelor intr-o singura interfața

Pasul următor a fost migrarea serverelor pe Windows Server 2008 R2 și implementarea unui domeniu local care sa respecte politicile companiei și să asigure condițiile necesare pentru implementarea soluțiilor de virtualizare, management centralizat al stațiilor de lucru, software-ului și regulilor de acces și filtrare electronică, posta electronica, backup, management de documente și arhiva electronică, business intelligence și portal intern.

Migrarea serverelor și a politicilor s-a făcut după un studiu foarte atent asupra vechii soluții, a infrastructurii rețelei și a celorlalte pachete software pe care institutul le deține. Implementarea Windows Server 2008 R2 s-a făcut ținând cont de politica de management a companiei și de respectarea standardului SMSI ISO 27002 pe care îl deținem.

Implementarea Windows Server 2008 R2 a adus beneficii imediate asupra modului de lucru în rețea și a proiectării.

Active Directory (AD) Policy a permis protejarea datelor de pe calculatoare, a datelor din rețea, a navigării pe internet și a datelor mobile de pe dispozitive mobile. Controlul granular a utilizatorilor a permis optimizarea modului de proiectare și accesul la resurse. Fiecare proiectant poate acum accesa numai datele de care este interesat din rețea și din stația de lucru, eliminând astfel necesitatea obținerii unei aprobări de acces la anumite resurse. Au fost introduse reguli de restricționare la anumite programe informatice și reguli de restricționare la stația de lucru de care persoane neautorizate.

Pentru creșterea productivității în proiectare a fost introdus un server de fișiere cu disponibilitate crescuta folosind DFS (Distributed File Sistem). Acesta asigura transparența locațiilor și redundanta în caz de defect sau încărcare mare prin utilizarea mai multor locații grupate sub un singur folder. Accesul la serverul de fișiere de face pe baza unor reguli care sunt integrate cu AD și se raportează centralizat pe email la serviciul IT. Acest lucru permite optimizarea spațiului de stocare și a menținerii unei evidente la această resursă de rețea. Pentru a veni în ajutorul proiectanților serviciul IT face și o salvare a datelor de pe fileserver la diferențe de o zi. Astfel în cazul în care din greșeala un proiectant șterge un fișier creat cu mai mult de o zi în urma acesta se poate regăsi în backup.

Crescând numărul de utilizatori mobili şi de parteneri corporaţionali care trebuie să se conecteze la o reţea a organizaţiei, protejarea securităţii acelei reţele împotriva atacurilor din exterior este o provocare continuă. Network Access Protection (NAP) din Windows Server 2008 împiedică calculatoarele neconforme să acceseze reţeaua unei organizaţii. NAP poate verifica starea calculatoarelor care se conectează la reţea şi poate impune conformitatea cu standardele de securitate.

Windows Server 2008 oferă o fundaţie solidă pentru toate sarcinile și aplicaţiile care rulează pe server, păstrând totuşi uşurinţa de implementare şi administrare. Noul Server Manager oferă o consolă de administrare unificată, care simplifică şi optimizează instalarea, configurarea şi administrarea serverului.[1]

In următoarea etapă a fost introdus un cluster

de virtualizare Hyper-V bazat pe Windows Server 2008 R2 (vezi figura 2). Implementarea Hyper-V, a scăzut cheltuielile aferente proceselor de administrare a serverelor. Prin economiile de energie și prin managementul mai simplu, costurile aferente mentenanței serverelor au scăzut la aproximativ jumătate.

Institutul a avut două opțiuni: în prima variantă, institutul putea opta pentru reînnoirea întregii


în Energetică


351

2012

infrastructuri de servere; în ceea de a doua situație, ISPH putea opta pentru consolidarea și alegerea unei soluții de virtualizare. În prima situație, costurile ar fi fost foarte mari și, în unele cazuri, în special pentru aplicații legacy, investiția în servere de ultimă generație nu ar fi fost justificată decât de uzura serverelor existente.

Majoritatea companiilor migrează spre o soluție de virtualizare, pentru că aceasta asigură costuri de mentenanță a serverelor mult mai scăzute. Soluția constă în compactarea serverelor existente în patru servere conectate la un SAN. Din punct de vedere arhitectural, această soluție permite pe viitor adăugarea de noi servere virtuale fără a achiziționa alte echipamente hardware.

Consolidarea prin virtualizare reprezintă o bună rezolvare în cazul infrastructurilor eterogene și energofage. Funcție de gradul de necorelare al aplicațiilor, de numărul de mașini și de relativa omogenitate - putere de procesare și memorie - se pot face economii drastice de echipamente. De exemplu, cazul ideal a 16 mașini fizice cvasi-identice și necorelate ca încărcare, poate fi consolidat pe numai 4 mașini fizice host de putere similară, dar cu memorie suplimentară, capabile să găzduiască aceleași 16 servere în varianta virtuală.

Soluția de virtualizare implementată la ISPH a condus la simplificarea și la creșterea gradului de omogenitate a infrastructurii hardware din cadrul organizației. Acest lucru a adus avantaje majore în ceea ce privește procesele de administrare a sistemelor de operare și aplicațiilor instalate pe acestea. După implementarea Hyper-V, simplificarea proceselor a fost impresionantă. Implementarea a condus la accelerarea operațiunilor de salvare, restaurare, testare/prototyping.

Din punct de vedere al proiectanților implementarea Hyper-V a adus îmbunătățiri mari în ceea ce privește disponibilitatea și accesul la serviciile din rețea, deoarece toate serverele care susțin activitatea de proiectare, management și raportare au trecut acum din mediul fizic în mediul virtual: fileserver, DPM – data protection manager, email -Exchange 2010, serverul de project management Primavera, serverul de BI, management de documente și portal intern – SharePoint 2010, serverul de proxy și acces de la distanta FTMG (Forefront Threat Management Gateway), servere de licențiere, serverul de antivirus și serverul de ERP.

În cazul sistemelor virtualizate, un avantaj important este legat de simplificarea proceselor de backup și restaurare. Hyper-V introduce tehnologia de backup bazată pe snapshot-uri, lucru care conduce la o eficiență sporită în realizarea backup-ului. De asemenea, în cazul soluției virtualizate, sistemul de backup este majoritar pe disk și doar arhivarea se realizează pe banda. Procesul de virtualizare scade

importanța mașinilor fizice, singurele caracteristici utile sunt puterea procesoarelor și capacitate a memoriei. Căderea unui server fizic este compensată automat de sistem, iar refacerea host-ului este relativ ușoară.

Problema spațiului de stocare este rezolvată prin utilizarea unui storage. Ea presupune accesul la un storage comun și provizionarea spațiului. În cazul căderii unuia dintre host-uri, datele vor fi disponibile în continuare host-urilor rămase care preiau sarcina. Un sistem complet virtualizat este centrat în jurul storage-ului responsabil de integritatea datelor.

Consumul de energie nu trebuie nici el neglijat, întrucât este destul de semnificativ. În cazul ISPH, sistemele de răcire și consumul efectiv al serverelor nevirtualizate reprezentau 30% din totalul plăților către Electrica. Prin implementarea Microsoft Hyper-V, ISPH a înlocuit cele 16 servere fizice cu 4 noi servere pe care au fost instalate serverele vechi ca mașini virtuale. Economia de electricitate este semnificativă numai prin diminuarea numărului de servere, la aceasta adăugându-se și economiile determinate de reducerea consumului pentru echipamentele de răcire. Din calculul teoretic al consumului de energie rezultă o economie lunară de cel puțin 2.500 RON, ceea ce conduce la o economie anuală de peste 30.000 RON.

Economiile de energie au avut și un efect secundar, benefic pentru asigurarea disponibilității sistemelor. În acest sens, consumul mai scăzut de curent a condus la o disponibilitate mai mare a serverelor legate la UPS în caz de întrerupere a energiei electrice. Suportul oferit de UPS, în caz de întrerupere a alimentării cu electricitate, a crescut de la 6 ore înainte de implementarea Hyper-V, la minim 16 ore acum.

„Microsoft System Center Virtual Machine Manager” a permis crearea și managementul centralizat al mașinilor virtuale. „Performance and Resource Optimization” - sau PRO - permite un management dinamic al infrastructurii de servere virtuale și adaptarea acesteia la cerințele organizației.

Pentru uniformizarea și optimizarea infrastructurii

IT, a managementului și raportării centralizate a stațiilor de lucru s-a instalat în virtual „Microsoft System Center Configuration Manager”. Pentru managementul infrastructurii IT foloseam tehnologii învechite, bazate pe aplicații freeware, soluții care nu ofereau suport pentru nivelul de dezvoltare al rețelei institutului. Procesul de mentenanță al stațiilor era dificil și cronofag; resurse importante din departamentul IT erau alocate pentru operațiuni de retina.

„Microsoft System Center Configuration Manager” (SCCM) este o soluție completă pentru automatizarea proceselor de instalare și actualizare pe


în Energetică


352

2012

serverele, stațiile de lucru și dispozitivele mobile din cadrul infrastructurii IT a companiilor. SCCM poate fi folosit atât în mediile bazate pe o infrastructură tradițională de servere cât și în mediile bazate pe servere virtuale.

SCCM acoperă trei arii funcționale fundamentale specifice managementului infrastructurii IT: instalarea și actualizarea software-ului existent pe echipamentele din cadrul rețelei, un control mai bun al dispozitivelor conectate la rețea și optimizarea administrării întregii infrastructuri existente.

Prin implementarea SCCM 2010, am reușit să obținem o economie importantă în ce privește costurile de licențiere. Este vorba de aproximativ 9.000 EUR pe fiecare stație de lucru, ceea ce înseamnă aproximativ 1,5 milioane EUR pentru întreg institutul. Licențele specifice domeniului proiectării sunt foarte costisitoare, iar utilizarea optimă a acestora prin intermediul SCCM a condus la această economie impresionantă.

System Center Configuration Manager a permis obținerea de rapoarte multiple legate de modul în care este utilizată infrastructura IT a institutului, precum și în ceea ce privește gradul de utilizare a aplicațiilor și a dispozitivelor hardware. Am putut să luăm decizii importante pe baza SCCM, decizii care au condus la reduceri importante ale costurilor. Software-ul de proiectare utilizat în institut este extrem de costisitor. La un moment dat s-a pus problema achiziționării unei licențe a software-ului de proiectare pentru fiecare utilizator. În urma analizei rapoartelor furnizate de SCCM, am reușit să aflăm care este numărul de instanțe ale software-ului de proiectare utilizate în perioadele de maximă încărcare și să optimizăm numărul de licențe achiziționate. Economia a fost substanțială, în condițiile în care costul unei licențe pleacă de la aproximativ 5.000 de EUR și poate depăși 8.000 de EUR.

Noul sistem a contribuit la decizii mai rapide legate de infrastructura IT și la administrarea mai eficientă a numărului tot mai mare de stații. Intervalul necesar pentru intervențiile realizate pe stații a scăzut semnificativ, putând fi oferit suport la distanță pentru utilizatorii din cadrul institutului.

Datorită SCCM, migrarea de la Office 2007 la Office 2010 a durat mai puțin de două zile pe cele peste 170 de stații de lucru. Migrarea nu a influențat activitatea de proiectare.

System Center Configuration Manager permite monitorizarea în detaliu a tuturor stațiilor de lucru. Administratorul de rețea poate afla ce aplicație este utilizată pe o anumită stație de lucru sau când este utilizat un anumit PC. Este integrat un sistem de raportare care oferă toate informațiile necesare administratorului asupra întregului sistem în general sau unui client sau colecții de clienți în particular. Sistemul de distribuție a produselor software nu

întrerupe activitatea curentă a utilizatorului stației, fiind asigurată totodată mentenanța programelor instalate pe sisteme prin actualizări automate.

În ce privește instalările pe stațiile de lucru, avantajele aduse de SCCM au fost majore. Pe baza tipului de proiecte la care lucrează un anumit departament din institut, suntem în măsură să transferăm licențele și să instalăm centralizat aplicațiile necesare. Putem modifica în timp real configurația software a stațiilor de lucru pentru a răspunde cerințele de moment, tot acest proces realizându-se fără ca activitatea de proiectare sa fie întreruptă. Prin aceste instrumente am redus extrem de mult timpul necesar pentru reconfigurarea infrastructurii IT și software-ului necesar, susținând în acest fel activitatea de proiectare și forțând ca proiectele să fie predate la timp.

Unificarea tuturor bazelor de date, managementul documentelor, arhiva digitala și portalul intern destinat informării angajaților s-a făcut prin implementarea SharePoint 2010. Pana la instalarea soluției SharePoint toate bazele de date erau dispersate la serviciile din Institut și informațiile trebuiau prelucrate și relaționate intre ele, lucru care era consumator de timp.

Vechea soluție pentru pagina de intranet se baza pe PHP și MySQL. Pagina intranet era destinata anunțurilor și era un centralizator pentru documentele importante din Institut. Controlul utilizatorilor se făcea numai din aplicație iar postarea de anunțuri necesita ceva cunoștințe de webdesign, SQL, PHP.

Noua soluție (vezi figura 1) este integrata acum cu Active Directory și unifica toate bazale de date pentru:

- Autentificare automata / single sing-on (SSO) - Management intern de documente - Pagina intranet, forum - Librarii de documente - Arhivare electronica de documente - Centralizator contacte - Raportare centralizata pentru proiectanți,

management și servicii - Organigrama generata dinamic Acum toți proiectanții sunt în permanență

informați cu privire la proiectele care lucrează, urmează sa le execute și le-au executat. De asemenea pot vedea daca au realizat planul anual, pot descărca formularele necesare predării, pot consulta conținutul lucrărilor care urmează a fi executate pe tot institutul și pot alege în acest fel echipa în care vor proiecta.

Toți șefii de colective pot urmări echipele de lucru, pot vedea încărcarea fiecărui proiectant și pot repartiza lucrări corespunzător. Șefii de colective au acces și la sistemul de raportare centralizat de management.

Integrarea soluției SharePoint 2010 a adus o serie de beneficii cum ar fi: administrare și utilizare simpla, creșterea eficientei echipei interne, ridicarea nivelului


în Energetică


353

2012

de calitate și relevanta a conținutului portalului intern, reducerea timpului de validare a conținutului propus de membri, actualizarea rapidă a conținutului, integrarea cu soluția de management de proiect, integrarea cu soluția de ERP, librarii de documente, sistem de Business Intelligence cu raportare ierarhica în funcție de drepturile utilizatorilor, sincronizare profil cu AD import/export, organigrama generate dinamic, editare documente Word, Excel, PowerPoint direct din interfața utilizatorului și control acces și filtrare în funcție de permisiuni grup/utilizator.

Pentru comunicarea intre echipe și cu beneficiarii a fost implementat Microsoft Exchange 2010. Acesta este un sistem de comunicare sigur, este stabil și rapid fata de alte soluții de email asemănătoare. Implementarea acestei soluții a dus la eliminarea întreruperilor în funcționalitatea mesageriei electronice și la îmbunătățirea lucrului în echipă, prin colaborare mai eficientă, prin comunicare și acces de la distanță al resurselor optimizate. Soluția este integrata cu celelalte servere ale companiei, oferă posibilitatea de arhivare a mesageriei electronice, filtrarea și indexarea mesajelor, o vedere consolidată a acestora pe conversații. Implementarea Exchange 2010 a permis îmbunătățirea securității mesajelor și oferă posibilitatea recuperării pe cel mult a 30 de zile a mesajelor care au fost șterse. Echipele de proiectare și angajații institutului folosesc foarte des sistemului de programare al întâlnirilor și calendarul, inclusive partajarea acestora, iar integrarea Exchange cu serverul de Blackberry a extins și mai mult funcționalitățile serverului pentru utilizatorii mobili.

4. CONCLUZII Utilizarea soluțiilor oferite de Microsoft în

proiectare au oferit pentru SC ISPH SA scăderea costurilor cu privire la licențiere, optimizarea infrastructurii de proiectare CAD, optimizarea lucrului pe echipe în ceea ce privește proiectarea, informarea în permanenta a utilizatorilor, securizarea datelor și proiectelor, optimizarea spațiului ocupat de date pe servere, consum scăzut de energie și mobilitate crescuta. Din punct de vedere al costurilor putem spune ca licențierea EAS este cea mai potrivita pentru Institut, acestea putând fi comparate cu costul unei “sticle de apa” oferita zilnic către fiecare angajat.

Exista multa complexitate în a gestiona o infrastructura mare ca cea a SC ISPH SA. Serviciul IT trebuie sa aducă valoare și sa susțină activitatea de proiectare, nu doar sa acționeze în funcție de suport. Am început cu soluții ad-hoc (multe fiind gratis, pe Linux), dar tocmai cerințele de productivitate și de reduceri a costurilor ne-au îndreptat spre soluții standard solide de management de stații de lucru și de servere. Un sistem informatic solid nu se poate construi decât pe soluții testate și adoptate de mulți și dovedite ca funcționează corespunzător.

BIBLIOGRAFIE

[1] – http://www.microsoft.com, Windows Server 2008 Product Overview

Figura 1. Noua soluție SharePoint 2010


în Energetică


354

2012

Figura 2. Cluster Hyper-V implementat în SC ISPH SA


în Energetică


355

2012

2.24.- IMPLEMENTARE APLICA ŢII WEB ”CONSUMATORI CASNICI” ŞI “CONSUMATORI ECONOMICI” LA S.C.HIDROELECTRICA S.A .-

S.H.BISTRIŢA PIATRA NEAM Ţ

Ing. Marcela Melinte S.C. Hidroelectrica S.A. – S.H. Bistriţa, Piatra Neamţ, Str. Lt. Drăghiescu nr.13, tel: 0233.207.145,

fax: 0233.207.130, e-mail: [email protected]

Summary: SH Bistriţa Piatra Neamţ, electricity supplier for household and economical consumers, considered necessary to improve the management activity of supplied electricity.This was materialised by C.S.Romania Craiova S.A. who created two modern applications for S.H.Bistriţa, in Internet technology, which were installed at S.H.Bistriţa headquarters in march 2012. “Household consumers“ and “Economical consumers“ applications can be accessed on the Internet by authorized users and they allow to calculate the electricity consumption and its countervalue (equivalent value), to issue and to print the invoices, to track the consumers history and all data related to electricity supply contracts. The paper presents the main functions of the applications and its benefits.

1. SITUAŢIA EXISTENT Ă.

S.H.Bistriţa Piatra Neamţ sucursală a

S.C.Hidroelectrica S.A. asigură în baza Licenţei nr.932/2010 furnizarea energiei electrice la 45 consumatori casnici şi 10 consumatori necasnici .

În calitatea sa de furnizor de energie electrică S.H.Bistriţa Piatra Neamţ se preocupă permanent pentru îmbunătăţirea serviciului de furnizare a energiei electrice în concordanţă cu cerinţele Standardului de performanţă din acest domeniu.

Una dintre acţiunile realizate în acest sens este implementarea a două aplicaţii moderne,în tehnologie Internet. Este vorba despre aplicaţiile web ”Consumatori casnici” şi “Consumatori economici” realizate de C.S.Romania S.A.Craiova ,instalate la sediul S.H.Bistriţa Piatra Neamţ în martie 2012.Aceste aplicaţii pot fi accesate pe Internet de utilizatori autorizaţi şi permit calculul consumurilor de energie electrică şi a contravalorii acestora,emiterea şi listarea facturilor,evidenţa consumatorilor sucursalei şi a tuturor datelor relativ la contractele de furnizare a energiei electrice . CS România a realizat cerinţele solicitate prin:

• Crearea a două baze de date SQL Server, interconectate cu baza de date Management Tehnic existentă în sucursală;

• Implementarea a două aplicaţii web Consumatori Casnici şi Consumatori Economici pentru calcularea consumurilor (KWh) şi a valorilor (lei) acestora, emiterea facturilor, listarea facturilor,istoricul consumatorilor, istoricul facturilor şi a tarifelor aferente .

Cele două aplicaţii realizează: a)Evidenţa consumatorilor de energie electrică: pentru

fiecare client se înregistrează date privind categoria din care face parte; date privind identificarea acestuia (cod CHE, nr.AP/loc de consum, nume consumator, CNP, adresa, nr.contract, dată contract, cod tarif);istoric consumatori. b)Calcularea consumurilor şi a valorilor aferente pe perioade de facturare (de regulă lunar) prin aplicarea tarifelor corespunzătoare pentru fiecare consumator în parte,conform contractelor de furnizare încheiate; c) Emiterea facturilor pentru fiecare consumator în parte.S-a avut în vedere că pe perioada de facturare pot să apară diverse situaţii cum ar fi :

• Acelaşi tip de tarif, cu acelaşi preţ ca cel din perioada anterioară;

• Acelaşi tip de tarif, dar cu preţul modificat prin Ord.ANRE;

• Tip tarif modificat la solicitarea consumatorului şi preţul corespunzător acelui tip de tarif;

• Tip tarif modificat la solicitarea consumatorului şi preţ modificat prin Ord.ANRE;

• Schimbare contor şi acelasi tip de tarif , cu acelaşi preţ ca cel din perioada anterioară;

• Schimbare contor şi acelaşi tip de tarif, dar cu preţul modificat prin Ord.ANRE;

• Schimbare contor şi tip tarif modificat la solicitarea consumatorului şi preţul corespunzător acelui tip de tarif;

• Schimbare contor şi tip tarif modificat la solicitarea consumatorului şi preţ modificat prin Ord.ANRE.

d) Listarea facturilor/anexelor de energie electrică, listelor, borderourilor şi a situaţiilor facturilor în scopul transmiterii acestora la consumatori şi la serviciul contabilitate/financiar, în vederea încasării de către SH Bistriţa a contravalorii energiei electrice


în Energetică


356

2012

vândute consumatorilor. e) Evidenţa istoricului facturilor şi a tarifelor aferente care are drept scop arhivarea acestora conform legislaţiei în vigoare. 2. STRUCTURA BAZELOR DE DATE În bazele de date SQL create există câte două categorii de tabele: • care conţin date de intrare referitoare la

consumatori şi informaţii despre contracte, tarife, contoare, etc. ;

• care conţin datele efective de consum energie electrică(date de ieşire) şi care care sunt:

date care se publică în Intranet-ul sucursalei:pot fi corectate/ validate/ vizualizate în diferite formate în funcţie de apartenenţa la un grup de utilizatori ;

date care se replică în baza de date Management Tehnic,fiind utilizate în

balanţele energetice pe centrale ; date care se transmit automat prin e-mail

3. DIAGRAMA FLUXULUI INFORMATIONAL Fluxul informaţional al datelor pentru produsul software realizat se prezintă în figura 1. 4. FUNCŢIILE APLICA ŢIILOR După lansarea Microsoft Internet Explorer cu adresa corespunzătoare a site-ului (http://NumeServerBD /webConsEc) se afişează o fereastră pentru autentificarea utilizatorului(fig.2). Dacă utilizatorul face parte din unul din grupurile autorizate atunci se afişează pagina de început. Meniul diferă în funcţie de drepturile de acces ale grupului din care face parte utilizatorul respectiv. Utilizatorii pot fi adăugaţi la unul din grupurile de utilizatori autorizaţi de către administratorul bazei de date (opţiunea Administrare \ Gestiune acces).

Fig. 1 - Diagrama de flux informational

Fig. 2 - Autentificare utilizator


în Energetică


357

2012

Aplicaţiile realizează următoarele funcţii: 4.1 ACTUALIZ ĂRI

a. Iniţializare perioadă de facturare; b.Actualizare specificaţii din factură(variabile): utilizatorul poate adăuga noi funizori,poate şterge un furnizor,poate modifica informaţiile aferente furnizorilor(fig.3); c. Actualizare tarife/Actualizare Accize/ Actualizare contribuţie cogenerare:utilizatorul poate efectua toate modificările necesare ce ţin de tarife, preţurile aferente,acciză,contribuţie cogenerare şi temeiul legal al acestora(fig.4,fig.5); utilizatorul poate modifica informatiile printr-un click pe link-ul „Editare” apoi va putea salva modificările prin apăsarea butonului „Salvare” sau va putea anula modificarea prin apăsarea butonului „Renunţare”. Se poate realiza ştergerea informaţiilor printr-un click pe link-ul „Stergere” utilizatorul fiind întrebat printr-un mesaj de confirmare dacă doreşte cu adevarat ştergerea, iar în caz de confirmare, informaţiile vor fi şterse. d.Actualizare consumatori:utilizatorul poate efectua actualizarea tuturor informaţiilor referitoare la consumatori cum ar fi informaţii personale,putere contractată,contoare montate,contracte,tarife(fig.6); sunt disponibile şi aici funcţiile de editare,salvare,renunţare sau ştergere; e. Actualizare indecşi contoare(fig.7); f. Înlocuire contor consumator; g, Verificare contoare: utilizatorul poate efectua actualizarea tuturor informaţiilor referitoare la verificarea metrologică sau periodică(fig.8); g. Calcul (pregătire sau emitere) facturi; h. Introducere factură – manual.

4.2 VIZUALIZ ĂRI

a. Vizualizare contoare; b. Vizualizări istoric tarife; c. Vizualizare arhivă de facturi; d. Vizualizare verificare contoare.

4.3 RAPOARTE Se realizează publicarea pentru:

- Facturi; - Listă indecsi contoare(fig.9) ; - Listă consumatori; - Borderou facturi; - Situaţie facturi(fig.10) ; - Lista montărilor de contoare; - Listă identificare contoare la consumatori casnici; - Lista contoare scadente la verificare; -Listă avertizare expirare contracte consumatori casnici; - Regim reglementat;

- Statistici consumatori casnici şi economici; - Statistici consumuri pe centrale(fig.11) ; -Tabele pe categorii de consumatori casnici şi economici; - Tabel cu indicatori pt. consumatori economici.

5. CONCLUZII Aplicaţiile realizate sunt uşor de utilizat,au o interfaţă prietenoasă şi au realizat toate solicitările de la această dată ale Serviciului Furnizare S.H.Bistriţa. Aceste solicitări au cumulat cerinţele impuse de reglementările legale în domeniul furnizării de energie electrică la consumatori şi cerinţele rezultate din practică. Aplicaţiile asigură:

toate informaţiile necesare unei gestionări cât mai bune a contractelor de furnizare a energiei electrice la consumatori, în conformitate cu Standardul de performanţă pentru furnizarea de energie electrică şi cu celelalte reglementări legale aplicabile în vigoare;

Securitate – doar utilizatorii din Intranet S.H. Bistriţa pot avea acces numai dacă sunt asignati unui grup de utilizatori de către administratorul bazelor de date din centrale;

Acces restricţionat – s-au creat grupuri de utilizatori având diferite drepturi de acces;

Posibilitate de introducere/schimbare parole : gestiunea accesului utilizatorilor se poate face numai de către administratorul bazei de date SQL.Utilizatorii au posibilitatea de introducere parolă şi de modificare a acesteia.Grupurile de utilizatori cu drepturi de acces pentru aplicaţiile Consumatori Casnici şi Consumatori Economici sunt:

a. Furnizare b. Vizualizare c. Alte compartimente d. Administrare (Supervizor sau

administrator aplicaţie / bază de date SQL) Pentru a se garanta că informaţiile adecvate sunt disponibile pentru toţi utilizatorii cu drept de acces şi că baza de date este administrată corect sunt disponibile două tipuri de tranzacţii :

1. tranzacţii private : sunt caracteristice fiecărui grup de utilizatori, conform sarcinilor de serviciu specifice fiecărui compartiment căruia i se adresează aplicaţia;

2. tranzacţii publice:permit vizualizarea datelor, fără nici un drept de modificare a acestora; sunt disponibile oricărui utilizator de Intranet care doreşte să vizualizeze date şi este autorizat de administrator;


în Energetică


358

2012

Posibilitatea exportului datelor în format Excel;

Posibilitatea transmiterii unor situaţii pe mail la compartimentele financiar şi contabilitate şi la S.C.Hidroelectrica S.A.;

Posibilitatea replicării unor date în aplicaţia Management Tehnic-balanţe centrale.

BIBLIOGRAFIE [1].- C.S.România S.A. –Extensii software pentru

sistemul Management Tehnic la S.H.Bistriţa–Manuale de utilizare consumatori economici şi consumatori casnici

[2].- S.H.Bistriţa Piatra Neamţ-Serviciul Furnizare-Caiet de sarcini: Extensii software pentru sistemul Management Tehnic la S.H.Bistriţa

Fig.3 Actualizare date furnizor

Fig.4 Actualizare tipuri tarife

Fig.5 Actualizare preţuri


în Energetică


359

2012

Fig.6 Actualizare consumatori

Fig.7 Actualizare indecşi contoare

Fig.8 Actualizare verificări contoare


în Energetică


360

2012

Fig. 9 Listă indecşi contoare

Fig.10 Situaţie facturi

Fig.11 Statistici consumuri


în Energetică


361

2012

2.25.- REZULTATE PRACTICE PRIVIND FUNC ŢIONAREA

SISTEMULUI DE TELECONTORIZARE LA S.C.HIDROELECTRICAS.A.-S.H.BISTRI ŢA PIATRA NEAM Ţ ŞI

PERSPECTIVE PRIVIND EXTINDEREA ACESTUIA LA CHEMP/MH C

Ing. Marcela Melinte Ing. Alexandru Grosu S.C. Hidroelectrica S.A. – S.H. Bistriţa, Piatra Neamţ, Str. Lt. Drăghiescu nr.13, tel: 0233.207.145, fax: 0233.207.130, e-mail: [email protected]; [email protected]

Summary: In 2008 the decision for the expending of the telemetering system of HIDROELECTRICA SA was taken, with the purpose of including the main metering points and to improve the invoicing system. This paper presents the technical data of the metering system and some issues related to its utilization in Bistrita Hydropower Subsidiary. 1. INTRODUCERE

S.H. Bistriţa, sucursală a S.C. Hidroelectrica S.A.,

este un producător de energie electrică a cărui obiecte principale de activitate sunt producerea de energie electrică ,asigurarea serviciilor de sistem utilizând resurse hidroenergetice şi furnizarea de energie electrică la consumatori.Cu 18 hidrocentrale mari şi 23 CHEMP/MHC-uri,S.H. Bistriţa este responsabilă de gestionarea a peste 200 de puncte de măsurare .

Pentru aceasta SC Hidroelectrica SA a implementat la S.H. Bistriţa, în două etape, un sistem performant de telecontorizare a energiei electrice care la această dată acoperă toate centralele hidroelectrice de pe râul Bistriţa şi râul Prut.Sistemul oferă datele necesare unui pentru un management performant al energiei electrice produse şi livrate pe piaţa de energie electrică.

Necesitatea îmbunătăţirii activităţii de gestionare a energiei electrice prin realizarea unui sistem de telecontorizare performant ,pe întregul contur al sucursalei , care să răspundă cerinţelor Codului de Măsurare a Energie Electrice a condus la realizarea în 2012, de către Tractebel Engineering S.A., a unui studiu de fezabilitate având la bază tema de proiectare întocmită de S.H.Bistriţa. Studiul oferă soluţiile tehnice şi evaluarea financiară necesare pentru realizarea extinderii sistemului de telecontorizare la centralele hidroelectrice de pe râul Siret şi la toate CHEMP-urile sucursalei.

2. STRUCTURA DE ANSAMBLU A

SISTEMULUI DE TELECONTORIZARE LA S.H. BISTRIŢA

Sistemul de telecontorizare de la S.H.Bistriţa a

fost implementat de firma ECRO S.R.L. şi permite măsurarea,achiziţia,memorarea, prelucrarea şi raportarea datelor energetice în scopul asigurării suportului informatic pentru managementul energiei electrice produse şi evacuate prin punctele de

decontare orară pe piaţa angro de energie electrică ale CHE de pe râurile Prut şi Bistriţa( Stejaru,Stânca, Poiana Teiului, Pângăraţi, Vaduri, Piatra Neamţ, Vânători, Roznov, Zăneşti, Costişa, Buhuşi, Racova, Gârleni, Lilieci, Bacău).

Sistemul de telecontorizare implementat se numeşte EDEN şi asigură la sediul S.H.Bistriţa :

− Citirea contoarelor aferente punctelor de măsurare din cadrul S.H. Bistriţa;

− Stocarea datelor local, într-o bază de date relaţională (pentru un interval de cel puţin 400 zile);

− Prelucrarea zilnică a datelor primare provenite de la contoare şi realizarea de rapoarte zilnice cu rezultate (tabele orare);

− Prelucrările includ toate reglementările la momentul implementării sistemului;

− Transmiterea zilnică de fişiere raport la sistemul central, prin reţeaua proprie de calculatoare a Hidroelectrica S.A. (VPN );

− Posibilitatea exportului de date în format EXCEL; - Posibilitatea citirii datelor aferente unui punct de

măsurare de către un utilizator autorizat de la sediul central;

- Interfaţare cu aplicaţia Management Tehnic de sucursală (incluzând Management Tehnic Executiv).

3. REZULTATE PRACTICE PRIVIND

FUNCŢIONAREA SISTEMULUI DE TELECONTORIZARE LA S.H.BISTRI ŢA.

Principalul avantaj al sistemului de telecontorizare

îl constituie flexibilitatea acestuia: se pot urmǎri parametrii instalaţiilor în timp real, se poate interveni rapid şi promt în cazul în care apar unele erori, se pot creea accesa şi salva cu uşurinţǎ rapoarte privind producţia şi consumul de energie din punctele de măsurǎ.

Datoritǎ funcţiilor echipamentelor de mǎsurare


în Energetică


362

2012

este posibilă verificarea stării reţelei de energie electrică prin interpretarea datelor furnizate de acesta, având astfel posibilitatea de a asigura o bunǎ şi corectă funcţionare a serviciului de furnizare energie electricǎ.

S-a reuşit prin creearea căilor redundante de telecomunicaţie(ethernet si GSM) în fiecare punct de măsură de a se asigura o permanentă legatură între server şi echipamente.

Prin interogarea zilnicǎ şi independentǎ a parametrilor din punctele de mǎsurǎ s-a reuşit o economie de timp importantǎ într-un sistem in care orice întarziere poate provoca neplăceri.

O funcţie foarte utilǎ în asigurarea unei bune funcţionǎri a echipamentelor o constituie meniul de “Evenimente” (Fig.1) a interfeţei de lucru, unde se pot ţine sub atenţie toate abaterile de la schema normală de funcţionare a acestora. De obicei aceste abateri se observă într-un timp foarte scurt şi se ia o decizie în readucerea la parametrii optimi de funcţionare prin deplasarea unei echipe de mentenanţă la faţa locului, dacǎ este cazul.

Atunci când se doresc informaţii suplimentare de la unul din punctele de mǎsură acestea se obţin cu uşurinţă prin funcţiile “Speciale” (Fig. 2) de interogare sub care se găseşte şi un mic test de diagnozǎ a conexiunilor în locaţiile unde există posibilitate de reţea ethernet.

Prin accesul facil la datele prelucrate de cǎtre sistemul EDEN, personalul interesat ia decizii legate de modul de livrare a energiei pe piatǎ, având posibilitatea şi a unui calcul predictiv pentru perioada urmǎtoare.

Neavând nevoie de supraveghere zilnică sistemul de telecontorizare independent din cadrul SH Bistrita aduce un aport considerabil prin procesarea informaţiilor şi raportarea acestora într-un timp foarte scurt.

4.NECESITATEA STUDIULUI DE

FEZABILITATE. Necesitatea studiului întocmit de Tractebel

Engineering SA a rezultat din următoarele considerente: - Obţinerea unui sistem de telecontorizare

complet,performant ,pe întregul contur al sucursalei care să răspundă cerinţelor Codului de Măsurare a Energie Electrice şi ale cărui date de contorizare să poată fi utilizate pentru decontare în caz de defecte apărute în sistemul partenerului de schimb;se realizează astfel şi protejarea investiţiilor realizate anterior;

- urgentarea asigurării în aplicaţia Management Tehnic a datelor orare din CHE Galbeni,Răcăciuni,Bereşti,centrale dispecerizabile care fac parte din UD aval 4;

- cerinţa obligatorie pentru CHEMP/MHC care au fost acreditate pentru aplicarea sistemului de promovare prin certificate verzi(CV) de obţinere prin măsurători a valorilor care se transmit la OTS: energii produse/livrate/consumate (Ordinul ANRE nr.42/20.10.2011 sectiunea 3 art.15, Decizia ANRE nr.3278/22.12.2011). Modul de raportare a energiilor produse/livrate/consumate impus de ANRE necesită existenţa curbelor de sarcină iar accesul la date trebuie să se facă rapid având în termenele de validare şi de raportare a datelor. Cu această ocazie la CHEMP/MHC se vor asigura de celule de măsurare de curent şi de tensiune în punctele de decontare ceea ce va permite realizarea decontării pe medie tensiune,partenerul de schimb îşi va monta şi el contoare de decontare pe medie tensiune,respectându-se în acest sens cerintele Codului de Măsurare.Se va realiza măsurarea energiilor atât pe grupuri cât şi pe trafo de evacuare. Se va elimina convenţia de pierderi în trafo de evacuare făcută cu partenerul de schimb .

- monitorizarea de la distanţă a punctelor de măsurare din toate CHE/CHEMP/MHC cu scopul:reducerii costurilor de operare şi mentenanţă;eliminării erorilor de citire şi înregistrare a datelor de către personalul operativ; eliminării cu rapiditate a eventualelor neconformităţi de măsurare având ca efect reducerea pierderilor de energie;

- creşterea cantităţii de energie produsă la CHEMP/MHC(in momentul de faţă la grupurile mici, energia produsă se măsoară cu ajutorul contoarelor vechi, de inductie, depăşite tehnic şi moral); 5.SOLUŢIA PROPUSĂ PRIN STUDIUL DE

FEZABILITATE

În funcţie de locaţie, tip echipare şi echipamentele existente ce pot sau nu fi refolosite, se propune montarea următoarelor tipuri de echipamente: - contoare de decontare orară integrabile în sistemul existent Hidroelectrica de diferite clase de precizie ( 0.5s şi 0.2s); - unităţi de comunicaţie GSM pentru fiecare CHEMP/MHC; - surse neîntreruptibilă UPS; - cutii de interior/exterior, dupăcaz; - transformatoare de măsurare (curent sau tensiune), în funcţie de necesitate. - cleme sigilabile, accesorii, cabluri, etc. De asemenea, la nivelul platformei centrale aflată la sediul sucursalei Bistriţa, se propune montarea unui server nou, cu unitate de comunicaţie GSM nou, astfel asigurându-se redundanţa sistemului de măsurare cu sistemul existent.


în Energetică


363

2012

Pe platforma nou montată se vor instala şi aplicaţiile software aferente sistemului, iar licenţele existente se vor extinde pentru cele 88 de puncte de măsurare nou instalate. Ca soluţie de rezervă pentru achiziţionarea datelor din contoare, în cadrul proiectului se propun achiziţionarea de laptopuri având instalată aplicaţia pentru citirea contoarelor, ce vor fi folosite în situaţia nefuncţionării comunicaţiilor GSM la nivelul amplasamentelor. Aplicaţiile software ce vor necesita extindere sunt: - aplicaţia EDEN dezvoltată de firma S.C.ECRO S.R.L.Bucureşti(achiziţie,memorare,prelucrare mărimi măsurate de contoare), instalată pe serverul central de la sediul S.H. Bistriţa din Piatra Neamţ, pentru înglobarea noilor puncte de măsurare. -Management Tehnic S.H. Bistriţa, -EnDaSync- componenta server de la sediul central din Bucureşti

-LPR punct central Hidroelectrica Bucureşti. Comunicaţia între nivele va rebui să respecte cerinţele minimale de securitate a citirii datelor. Între amplasamente şi sediul central se va utiliza un protocol care să îndeplinească: • cerinţele ANRE: protocol DLMS, sau alt protocol standard utilizat de cel puţin 3 producatori independenţi; • cerinţele de securizare, pe bază de acces la date prin autentificare cu parolă; • cerinţe specifice pentru transmisii la distanţă, care să permită transmiterea datelor prin pachete de dimensiune redusă (de ex. max. 256 caractere), care au probabilitate mai mică de a fi afectate de erori, cu posibilitatea de retransmisie a pachetului detectat ca deteriorat. Soluţiile de comunicaţii date disponibile tehnic la ora actuală pentru Hidroelectrica, testate din punct de vedere al transmiterii informaţiilor necesare sistemului de telecontorizare a energiei electrice şi a serviciilor de sistem, sunt: - GSM, - VPN (Virtual Private Network), reţeaua internă a SC Hidroelectrica SA Soluţia GSM asigură un canal de date de până la 9600 bps. Este o soluţie foarte uşor de implementat, deoarece utilizează o infrastructură existentă. Echipamentele sunt mai ieftine decât cele radio, însă costurile comunicaţiilor sunt relativ mai mari. Va fi utilizată cu precădere acolo unde acest suport de comunicaţie permite acest lucru. În situaţia în care soluţia GSM din varii motive nu poate fi implementată se propune utilizarea altor metode de comunicaţie, după cum urmează: - comunicaţii prin reţeaua de telefonie fixă (Romtelecom); - amplificator GSM, dacă există semnal la o distanţă rezonabilă;

- soluţia de comunicaţie prin satelit; - unde Radio. De asemenea, se poate utiliza o soluţie combinată: radio – reţea telefonică. Lista soluţiilor propuse mai sus se va respecta dacă preţurile sunt apropiate, în caz contrar se va alege soluţia cea mai puţin costisitoare. De asemenea, reţeaua internă a SC Hidroelectrica SA de tip VPN (Virtual Private Network),va putea constitui o soluţie de comunicaţie de date în măsura în care pentru amplasamentele în discuţie va fi posibilă utilizarea unei astfel de căi. La integrarea în sistemul existent a subsistemelor subînţelese fiecăreia dintre cele 29 de noi locaţii, pentru comunicaţie se va utiliza un ansamblu format dintr-o unitate de comunicaţie GSM, însoţită de accesoriile şi conectica aferentă necesară. Pentru reţelele de comunicaţie GSM, în urma studiului efectuat, a fost concluzionat că în toate cele 29 de locaţii există semnal la cel puţin o reţea de telefonie mobilă suficient pentru comunicarea contoarelor cu platforma centrală. Pentru unele din locaţii se propun antene GSM speciale, cu GAIN ridicat, datorită semnalului slab.

6.CONCLUZII Extinderea sistemului de telecontorizare pentru

energie electrică şi servicii de sistem al S.C. Hidroelectrica S.A. va asigura toate facilităţile şi mijloacele pentru gestionarea energiei şi a serviciilor de sistem conform condiţiilor impuse de Codul de Măsurare a Energiei Electrice pe întregul contur al sucursalei. Soluţia de extindere propusă de Tractebel Engineering S.A. este fezabilă economic,cu un timp de amortizare a investiţiei sub 10 ani.

Prin telecontorizarea CHEMP/MHC acreditate pentru aplicarea sistemului de promovare prin certificate verzi(CV) se va realiza cerinţa obligatorie de obţinere prin măsurători a valorilor care se transmit la OTS: energii produse/livrate/consumate. Se vor reduce costurile de operare şi mentenanţă, se vor elimina erorile de citire şi înregistrare a datelor de către personalul operativ,se vor elimina cu rapiditate eventualele neconformităţi de măsurare având ca efect reducerea pierderilor de energie.

Prin montarea la CHEMP/MHC de contoare cu clasăde precizie ridicată va creşte cantitatea de energie produsă măsurată (in momentul de faţă la grupurile mici, energia produsă se măsoară cu ajutorul contoarelor vechi, de inductie, depăşite tehnic şi moral). Deasemenea datele de contorizare de la CHEMP/MHC vor putea fi integrate în aplicaţia Management Tehnic al sucursalei, astfel va deveni un sistem unitar integrat.

BIBLIOGRAFIE [1].- ECRO S.R.L.–Manual de utilizare EDEN


în Energetică


364

2012

[2].- S.H.BISTRIŢA PIATRA NEAMŢ-Tema de proiectare Extinderea în S.H.Bistriţa a sistemului de telecontorizare pentru energie electrică şi servicii de sistem al S.C.Hidroelectrica S.A.-zona Siret Bacău şi CHEMP-uri sucursală

[3].- TRACTEBEL ENGINEERING S.A.-Studiu de fezabilitate Extinderea în S.H.Bistriţa a sistemului de telecontorizare pentru energie electrică şi servicii de sistem al S.C.Hidroelectrica S.A.-zona Siret Bacău şi CHEMP-uri sucursală.

Fig.1 Detaliere submeniu “Evenimente”

Fig. 2 : Delatiere submeniu “Speciale”

.


în Energetică


365

2012

2.26.- MODERNIZARE STAŢIE 20 KV BARAJ CERNA

Ing. Constantin Rusta, Sucursala Hidrocentrale Tg. Jiu, Prelungirea Vasile Alecsandri nr 1

Tg Jiu , Gorj, tel :0253207201, fax:0253218670, [email protected] Ing. Baloi Constantin ,Sucursala Hidrocentrale Tg Jiu, Prelungirea Vasile Alecsandri nr 1

Tg Jiu, Gorj, tel :0253207201, fax:0253218670, [email protected] Ing. Dragos Raduica, Sucursala Hidrocentrale Tg Jiu, Prelungirea Vasile Alecsandri nr 1

Tg Jiu , Gorj, tel :0253207201, fax:0253218670, [email protected] Ing. Viorel Mihalache SC Hidroelectrica SA - str.Constantin Nacu, Nr.3, Bucuresti,

tel: 021.303.25.19, fax 021.303.25.64, mail: [email protected] Ing. Claudiu Campureanu SC Hidroelectrica SA - str.Constantin Nacu, Nr.3, Bucuresti, tel: 021.303.25.90, fax 021.303.25.64, mail: [email protected]

Summary: The 20/0,4 kV station is used to supply the consumers of Cerna Dam and to transfer to the grid the energy produced in Valea lui Iovan Micro Hidropower Plant. The station was commissioned in1967, one year later all the commissionig works were finished. The equipment in the transformer station were some of the best at that time and bears the technological level of the years, however many of these facilities have been outpassed by the new technologies apeared in these days. From the day of commission,, many deficiencies were reported in operation which generated numerous repair works to primary equipments, secondary circuits and protections. Due to this factors the maintenance costs increased. Implementing a Supervizory Control and Data Acquisition System, we can manage both classic and new equipments. Thus, it can assure the monitoring function by gathering data reffering to the functional parametres . Also the system can manage the optimisation function of both micro hydropower plant and hydropower facility. The main improved indicators are : availability, specific consumption and running costs. Key words : transformer station of 20/0,4 kV, micro hydropower plant, Supervisory Control and Data Acquisition System, DC panel, general services panel.

I.Prezentare generala

Fig 1. Baraj Cerna

Modernizare staţie 20 kV Baraj Cerna. Lucrările necesare, ce corespund obiectelor

principale ale proiectului, sunt: - Lucrări pentru montare celule de 20 kV - Lucrări pentru montare dulapuri 0,4 kV şi

realizare circuite secundare aferente - Lucrări SCADA - Lucrări de construcţii

• instalaţia interioară de împământare • refacere etanşare clădire PT • vopsire interioară şi exterioară

Pentru execuţia acestor lucrări este necesara elaborarea Documentaţiei de execuţie. Lucrări pentru realizare Obiect1: Lucrări de modernizare staţia 20 kV

Pentru montarea noilor echipamente se vor executa mai întâi lucrări de demontare a vechilor echipamente:

- celule 20 kV - descărcători de tensiune - izolatori de trecere - suporţi izolatori de exterior

Deconectare staţie 20 kV. Realizare provizorat Etapa 1

Fig 2. Schema monofilara statie 20 kV


în Energetică


366

2012

Fig 3 Schema protectii si comanda statie 20 kV

Beneficiarul va face manevre de deconectare linie 20kV astfel încât celulele sa fie făra tensiune si conectate la pamânt. Din Dulapul PSG1 se va deschide Intreruptorul corespunzător transformatorului şi se vor desface cablurile de legătură trafo. Pentru realizarea continuităţii în alimentare a barajului, se va cupla Grupul Diesel la secţia 1 de bare.

Demontare echipamente în staţia 20 kV Se vor desface legaturile cablurilor şi barelor aferente celulelor de 20 kV Se vor demonta celulele de 20 kV, barele de Al cât si cablurile circuitelor secundare. Cablurile se vor strânge în colaci şi se vor preda beneficiarului în vederea recuperări deşeurilor de Cu şi Al. Se vor demonta izolatorii şi descărcătorii din porţelan şi se vor preda beneficiarului. Deşeurile nevalorificabile vor fi sortate, în funcţie de toxicitatea lor şi se vor transporta la gropile de gunoi.

Montare şi conectare echipamente noi în staţia de 20 kV, racordare Trafo 400 kVA, 20/0,4 kV Montarea tuturor echipamentelor se va face respectând Documentaţie de Execuţie care la rândul ei trebuie întocmită în concordanţă cu desenele de montaj puse la dispoziţie de furnizorul echipamentelor. Celulele de 20 kV se vor monta în locul celor existente şi pentru asigurarea razei de curbură a cablului de alimentare de 20 kV, acestea se vor aşeza pe o ramă metalică cu pe toată linia de celule. Înălţimea ramei se va stabilii la faza DE, în funcţie de echipamentul livrat. Cablu de alimentare celulă feeder , Cu-XLPE 3 x 1x50 mm2., va fi pozat pe perete . Legatura intre Celula cu Intreruptor, de 20 kV, şi transformatorul de 20/0,4 kV, 400 kVA se va realiza tot cu cablu Cu-XLPE 3 x 1x50 mm2. Acesta va trece prin golul existent prin plafon.

Montaj descărcători Decărcătorii noi achiziţionaţi se vor monta pe suporţii existenţi, iar contorul pentru citirea numărului de descărcări se va monta pe peretele exterior al clădirii, la înălţimea de 1,7 m faţă de sol. Semnalele de la cei

trei contori se vor fi transmise la releul de protecţie RMFP, pentru a fi integrate în SCADA.

Montaj izolatori de trecere Izolatorii de trecere se vor monta în locul vechilor izolatori de trecere.

Montaj izolatori suport Izolatorii suport se vor monta în locul vechilor izolatori suport.

Montaj separator Pentru separarea alimentării staţiei de 20/0,4 kV,

se va monta pe stâlpul din beton aflat lângă staţie un separator tripolar de exterior cu cuţite de punere la pământ, acţionat manual.

Toate echipamentele electrice nou montate, care în mod accidental pot avea tensiune, vor fi conectate la instalaţia de legare la pământ exterioară şi interioară cu respectarea normativelor de proiectare şi execuţie a acestor instalaţii, în vigoare.

Lucrările de circuite secundare, realizate după montarea celulelor constau în alimentarea cu tensiune operativă de c.a, cc. şi realizare conexiuni între celule.

În celula cu întreruptor, se va parametriza releul numeric multifuncţional de protecţie.

Cablurile de circuite secundare pentru alimentare bucle, barete, comenzi, interconexiuni, automatizări, semnalizări şi blocaje, vor fi cu rezistenţă mărită la foc.

Cablurile pentru circuitele secundare vor fi din Cu . Sectiunile recomandate ale conductorelor vor fi:

- pentru alimentarea cu energie, 2,5 mmp. - pentru comandă şi semnalizări de 1,5mmp.

Probe şi verificări func ţionale Celule 20 kV În cadrul probelor funcţionale pentru celulele de 20 kV se vor realiza :

-verificarea legarii la pământ -incercarea cablurilor de comanda control,

semnalizare - probe funcţionale pentru fiecare celulă ,comutaţi

primară şi secundară. -probe de ansamblu funcţionare staţie 20 kV

-revizie trafo 20/0,4 kV; 400 kVA

1. Lucrări pentru realizare Obiect 2: Lucrări de modernizare staţia de distribuţie 0,4 kV

Fig 4 Schema monofilara statie 0,4 kV


în Energetică


367

2012

Alimentare consumatori 0,4 kV din PSG3-Realizare provizorat Etapa 2

În etapa a 2-a de provizorat, pentru realizarea continuităţii în alimentare a barajului, se va cupla Grupul Diesel la secţia 2 de bare -PSG3 şi alimentarea barajului din PSG3.

Demontare dulapuri 0,4 kV – PSG1, PSG2 existente

Se vor desface legaturile cablurilor şi barelor aferente dulapurilor PSG1 şi PSG2.

Se vor demonta cele două dulapuri de 0,4 kV, barele de Al cât si cablurile circuitelor secundare.

Cablurile se vor strânge în colaci şi se vor preda beneficiarului în vederea recuperări deşeurilor de Cu şi Al.

Deşeurile nevalorificabile vor fi sortate, în funcţie de toxicitatea lor şi se vor transporta la gropile de gunoi.

Montare şi conectare dulapuri noi 0,4 kV– PSG1, PSG2, conexiuni AAR

Montarea tuturor echipamentelor se va face respectând Documentaţie de Execuţie care la rândul ei trebuie întocmită în concordanţă cu desenele de montaj puse la dispoziţie de furnizorul echipamentelor.

Dulapurile de 0,4 kV, PSG1 şi PSG2 se vor monta în locul celor existente.

În dulapul PSG2 este montat automatul programabil care va achiziţiona semnalele de la întreruptoarele Q01 (PSG1), Q02 (PSG2) şi Q03 (PSG3) în vederea realizării funcţiei de AAR şi achiziţia semnalelor de la întreruptoarele aferente consumatorilor în vederea monitorzării lor în SCADA. Prin automatul programabil se vor comanda din SCADA închiderea şi deschiderea întreruptoarelor şi monitorizarea întregii staţii de 0,4 kV.

Lucrările de circuite secundare, realizate după montarea dulapurilor constau în alimentarea cu tensiune operativă de c.a, cc, realizare conexiuni la automatul programabil.




Alimentare consumatori 0,4 kV din PSG1 – Realizare provizorat Etapa 3

După montarea şi verificarea dulapurilor noi PSG1,PSG2 se va trece la etapa a 3-a de provizorat, care constă în cuplarea Grupului Diesel la secţia 1 de bare (PSG1) şi alimentarea barajului din PSG1.

Demontare Dulap PSG3 Se vor desface legaturile cablurilor şi barelor

aferente dulapurilor PSG3. Se va demonta dulapul de 0,4 kV, barele de Al cât

si cablurile de circuite secundare. Cablurile se vor strânge în colaci şi se vor preda

beneficiarului în vederea recuperări deşeurilor de Cu şi Al.

Deşeurile nevalorificabile vor fi sortate, în funcţie de toxicitatea lor şi se vor transporta la gropile de gunoi. Montare şi conectare dulapuri noi - PSG3, Dcc, conexiuni AAR

Montarea tuturor echipamentelor se va face respectând Documentaţie de Execuţie care la rândul ei trebuie întocmită în concordanţă cu desenele de montaj puse la dispoziţie de furnizorul echipamentelor.

Dulapul de 0,4 kV, PSG3 se va monta în locul celui existent.

Dulapul de curent continuu , care conţine redresorul şi bateria de 24 Vcc,se va monta în continuarea dulapului PSG3,.

Lucrările de circuite secundare, realizate după montarea dulapurilor constau în alimentarea cu tensiune operativă de c.a, cc. şi realizare conexiuni la automatu programabil , montat în PSG2.




Probe şi verificări func ţionale staţie 0,4 kV inclusiv AAR - verificarea legarii la pământ - incercarea cablurilor de comanda control, semnalizare - probe condiţii funcţionale AAR - probe de ansamblu funcţionare dulapuri 0,4 kV 2. Lucrari pentru realizare Obiect 3: Lucrări SCADA

Fig 5. Structura SCADA


în Energetică


368

2012


Realizarea sistemului de comanda-control şi

achiziţie a datelor Ia nivel de staţie cat şi modul de integrare al acestuia în sistemul central SCADA de teleconducere existent Ia nivelul Sucursalei Hidroelectrica Tg. Jiu va cuprinde toate echipamentele hardware, specificaţiile privind protocoalele de comunicaţie şi licenţele aferente sistemelor de operare şi a software-urilor de aplicaţie necesare realizării şi funcţionarii sistemului SCADA.

Sistemul va permite extinderea şi încorporarea etapizata de echipamente hardware şi produse software, precum ş i integrarea lor modulara.

Sistemul SCADA proiectat pentru staţia de 20 kV Baraj Cerna va integra următoarele subsisteme: • subsistemul de comanda-control şi automatizări; • subsistemul de protecţii al staţiei.

Pentru realizarea sistemului SCADA se vor folosi următoarele echipamente hardware:

- Calculator(server) de proces UCCS (Unitate Centrală Control Staţie)

- Staţie Lucru Operator – SLO/HMI - Switch de înaltă fiabilitate pentru magistrale

de FO redundante - Imprimantă de reţea A4 - Dulap SCADA-Dulap rack 19”/42U - UPS 3000 VA

- Mini RTU (Remonte Terminal Unit)

3.Lucrări de montaj SCADA, Metering Montarea tuturor echipamentelor se va face

respectând Documentaţie de Execuţie care la rândul ei trebuie întocmită în concordanţă cu desenele de montaj puse la dispoziţie de furnizorul echipamentelor.

Dulapul SCADA se va monta în camera de comandă a Blocului Tehnic.

Acesta va conţine: Serverul de proces (UCCS), Switch-ul nr.3, UPS şi un convertor 485/232

Staţia de Lucru Operator – SLO/HMI se va monta deasemenea în camera de comandă a Blocului Tehnic.

Pentru monitorizarea şi preluarea semnalelor de la Grupul Diesel, se va monta în cofretul existent din

camera Grupului Diesel, un miniRTU şi Switch-ul nr.2.

Semnalele de la echipamentele din dulapurile de 0,4 kV se vor integra în SCADA prin intermediul automatului programabil şi switch-ului nr.1, amplasate în dulapul PSG2

Colectarea şi transmiterea datelor se va face prin inel de fibră optică redundant (planşa 201.PT.04)..

Montarea fibrei optice în lungime de aproximativ 600 m, se va face pe traseul existent şi anume : staţia 20/0,4 kV (PSG2)-Grup Diesel-Camera de comandă Bloc Tehnic (dulap SCADA).

Instalaţia de metering de la nivelul celulei de măsură 20 kV va fi realizată prin contor de energie activă şi reactivă numeric, oferind posibilitatea de transmitere la distanţă a instrucţiunilor şi indecşilor.

Instalaţia de Metering utilizează acelaşi traseu de cabluri ca şi fibra optică, cu specificaţia că transmiterea datelor se va realiza prin cablu serial.

Interfata grafica a HMI Ia nivel de camera de comanda (SGUI - Separate Graphical User Interface) va contine informatii referitoare Ia: • afişarea schemei monofilare interactive a statiei de 20 kV utilizand sistemul de bare dinamice; • monitorizarea şi controlul statiei de 20 kV inclusiv a instalatiei de AAR, comenzi catre echipament cu confirmarea comenzii. Jurnalele vor permite identificarea momentului şi a utilizatorului (persoanei) care a initiat o manevră şi daca s-a primit sau nu confirmarea executarii (process feedback). • semnalizarea alarmelor şi evenimentelor statiei de 20 kV; • afişarea parametrilor functionali şi de stare pentru fiecare celula a statiei de 20kV; • afişarea istoriei evenimentelor • posibilitatea stocarii evenimentelor in arhive specifice care sa poata fi exportate ulterior in formate accesibile de tip CSV (Comma Separated Values) in vederea analizarii cu aplicatii de tip office. • orice alarma va fi semnalizata optic şi acustic cu posibilitatea de confirmarea a acesteia, Ia semnalizarea defectelor se va folosi codul culorilor; • pentru monitorizarea permanenta a parametrilor

optimi de functionare ai echipamentelor in sistemul de comanda-control se vor configura intrari dedicate proivenite de la instalatia de climatizare sau de la senzori de temperatiura/umiditate, care vor informa in permanenta operatorul despre conditiile climatice din incapere.

• design-ul aplicatiei grafice a HMI se va face respectand simbolostica şi codurile de culori standardizate ANSI şi agreate in prealabil de catre beneficiarul instalatiei. • interfata grafica a HMI va fi prevazuta şi cu butoane care sa permita accesarea aplicatiilor software care realizeaza functia de osciloperturbografiere respectiv metering. Aceste aplicatii trebuie sa aiba posibilitatea


în Energetică


369

2012

exportarii bazelor de date in formate accesibile unei analize ulterioare şi in alte puncte decat statia electrica (ex. SH Tg. Jiu). Formatul recomandat pentru fişierele exportate aferente aplicatiei de osciloperturbografiere este COMTRADE (.cfg). Pentru fişierele de metering se acceptă format XML. • accesarea aplicatiei de monitorizare şi control a HMI (GUI - Graphical User lntelface) se va face prin autentificarea prealabila a operatorului in baza de nume de utilizator şi parolă; mecanism software de administrare al utilizatorilor şi a drepturilor acestora. Stabilirea gradului de prioritate al utilizatorilor in urma autentificarii in cadrul aplicatiei grafice se va face de catre beneficiar şi va fi implementat de către executant. Transferul controlului procesului catre nivelul ierarhic superior (Sucursala) se va face totdeauna de Ia nivelul inferior (camera de comanda). Ordinea prioritatilor în ceea ce priveşte controlul instalatiei (procesului supervizat) va fi urmatorul: • Nivelul 0 (nivel echipament primar)- prioritate maxima (cea mai ridicată); • Nivelul 1 (nivelul terminalului numeric: BCU - Bay Computer Unit sau Feeder Terminal); • Nivelul 2 (nivel camera de comanda sau nivel operator local: HMI); • Nivelul 3 (nivel Sucursala Hidroelectrica Tg. Jiu) - prioritatea minima (cea mai scazuta); • semnalele de diagnoza provenite de Ia echipamentele de comunicatii (ex. defecte echipamente de telecomunicatii, intreruperea comunicatiei, SIN - inacceptabil, etc.) vor fi de asemenea monitorizate şi integrate in sistemul de comanda-control al statiei fiind disponibile sub forma de alarme/evenimente in GUI. • in vederea integrarii in sistemul SCADA al Sucursalei, aplicatia HMI a statiei Baraj Cerna va fi realizata utilizand conceptul OPC (OLE ,for Process Control) bazat pe arhitectura client/server.

Managementul comunicaţiei: Software-ul de tip OPC va rula pe PC-ul de

comunicatie existent în Cerna şi va prelua atat datele deja existente cat şi cele furnizate de statia client/server in vederea transmiterii acestora (via VPN) catre Sucursala Hidroelectrica Tg. Jiu unde ruleaza dea de-a a doua aplicatie de tunelare tip OPC care colecteaza informatiile. Se va utiliza software tunelar tip OPC care este un program windows ce se poate conecta Ia diferite surse de date în acelaşi timp, de pe calculatorul local sau din reteaua !ocala.

Doar cea mai recenta valoare pentru fiecare punct citit este stocata şi in momentul în care o noua valoare este primita, aceasta va fi trimisa tuturor programelor conectate.

Software de tunelare tip OPC se poate conecta cu alte programe prin OPC, DDE sau TCP/lP.

Acest lucru ofera posibilitatea de a accesa majoritatea surselor de date existente într-o aplicatie

din mediul industrial. Pentru cazurile izolate în care un program nu detine o astfel de interfata standard, exista posibilitatea de a scrie o interfata dedicata utilizand un set de functii API.

Sistemul de comunicaţii Sistemul de comunicatii care va asigura

interconectarea sistemului de comanda-control, protectii al statiei cu serverele SCADA ale Sucursalei va functiona permanent.

Sucursala Hidroelectrica Tg. Jiu deţine o conexiune satelit de tip Internet Broadband prin tehnologia V-SAT (Very Small Apetture Terminal) pe care a stabilit o legatura de VPN (Virtual Private Network) realizată prin satelit cu camera de comanda (aflata în blocul tehnic) a locatiei Baraj Cerna. Legatura este permanenta iar debitul datelor suportat de canalul de comunicatie este de 512 kbps (downlink) I 256 kbps (uplink) cu o întarziere de aprox. 800 msecunde.

Pentru conectarea noului sistem de comanda-control, protectii (S.C.C.P.) cu Sucursala se va utiliza aceeaşi solutie de comunicatie iar interfetele de comunicatie dintre SSCP şi actualele echipamente de comunicatie vor fi asigurate de integrator (contractor).

Probe şi verificări func ţionale SCADA, Metering

Se vor parametriza RMFP , Switch-urile , PC-urile pentru realizarea funcţionării reţelei de FO. Se va verifica corecta funcţionare a plicaţiilor grafice pe, HMI.

Se va verifica posibilitatea de parametrizare prin reţea a RMFP&C -lui din celula de 20 kV.

Se va verifica preluarea în Camera de Comandă, pe HMI, a tuturor semnalelor de stare şi avarie din Staţia de 20 kV şi se va verifica stocarea şi gestionarea lor într-o bază de date.

Se va verifica conducerea întregii staţii 20/0,4 kV din Camera de Comandă, de pe HMI, respectiv închiderea şi deschiderea întreruptoarelor de 0,4 kV, intreruptorului şi separatoarelor de 20 kV.

Se va verifica corectitudinea valorilor măsurate , tensiuni, curenţi şi afişarea lor pe HMI.

Se va verifica funcţionarea aplicaţiei de metering, transmiterea corectă a indeşilor de la contorul de energie.

Se va verifica funcţionarea AAR şi a Grupului Diesel II. Solutie tehnica 2.1. În urma realizării studiului de fezabilitate a fost aleasă ca soluţie de modernizare, înlocuirea actualelor echipamente cu echipamente noi.

Echipamentele care fac obiectul modernizarii sunt:

Celulă de feeder cu separator Celulă cu întreruptor Celulă măsură


în Energetică


370

2012

Separator tripolar de exterior Descărcător monofazat de exterior Izolatoare de trecere Izolator suport de exterior În continuare sunt prezentate principalele

caracteristici tehnice ale echipamentelor primare care vor fi utilizate la modernizarea staţiei de 20 kV Baraj Cerna. Caracteristicile tehnice complete sunt prezentate în Fişele tehnice.

2.2 Cerinţe de mediu şi amplasare

Echipamentele sunt destinate să funcţioneze în condiţii climatice corespunzătoare zonei de poluare I. Echipamentele primare vor fi amplasate în interior .

Condiţii limit ă de utilizare • Temperatura mediului ambiant în

funcţionare: -5°C…+40°C • Temperatura medie măsurată pe o perioadă

de 24 ore: +35°C • Temperatura de depozitare şi transport: -

25°C…+70°C • Umiditatea relativă 5 la 95% fără condens • Altitudine: <1000m • Condiţii de normale

2.3.Date de sistem • Tensiunea nominala Un=24 kV • Tensiunea de tinere la impuls, frecventa

industriala Ud=50 kV • Tensiunea de tinere la impuls de trasnet

p=125 kV • Frecventa f=50 Hz • Curentul nominal de bara In=400, 630 A • Timpul de scurt circuit tk=1 s • Curentul nominal de scurta durata

Ik=16, 20 kA • Curentul de varf admisibil Ip=40, 50 kA

2.4.Cerinţe pentru alimentarea cu energie electrică

a circuitelor secundare şi auxiliare Tensiunea de alimentare a motoarelor de

acţionare: 24Vc.c +10% - 15% şi tensiunea pentru alimentarea circuitelor secundare va fi 24Vc.c. +10%, -15%.

Tensiunea de alimentare a circuitelor auxiliare (prize, rezistenţă anticondens, iluminat) este de 400/230V, +10%, -15%, 50Hz;

2.5Cerinţe constructive

Forma constructivă, dimensiunile de gabarit, acoperirile de protecţie şi marcarea trebuie să fie conform cu documentaţia furnizorului şi vor trebui să corespundă condiţiilor generale de funcţionare în staţii electrice în condiţiile de mediu descrise în prezentul caiet de sarcini.

Toate subansamble echipamentelor vor fi realizate din materiale protejate sau rezistente la coroziune, dar care să corespundă şi celorlalte condiţii tehnice necesare funcţiilor tehnologice.

Protecţia personalului contra accesului la părţile periculoase şi protecţia echipamentului contra pătrunderii corpurilor solide străine(codificare IP) : IP 54.

Protecţia echipamentelor împotriva impacturilor mecanice în condiţii normale de funcţionare (codificare IK) : IK 10

Fiecare echipament trebuie să fie echipat cu mânere de ridicare adecvate.

Echipamentul trebuie să aibă inscripţionat (în exterior) greutatea maximă în Kg, pentru cazul când este complet echipat. Mânerele de ridicare trebuie să suporte masa fiecărei unităţi de transport şi să îndeplinească condiţiile stipulate în manualul de instalare.

Fabricantul va preciza în instrucţiunile sale toate datele şi informaţiile necesare pentru dezambalare şi manipulare.

Toate echipamentele vor fi livrate cu etichetă de identificare. 2.6. Cerinţe tehnice şi funcţionale

Principalele cerinţele tehnice ale echipamentelor sunt prezentate în fişele tehnice proprii fiecărui tip de echipament în parte. a. Celulă de feeder cu separator

Condiţiile tehnice din prezentul subcapitol sunt complementare cerinţelor tehnice precizate în fişele tehnice. - echipata cu separator de sarcina cu trei poziţii. separatorul este cu motor Um=24 Vcc, cu posibilitate de acţionare de la distanta - indicator prezenta tensiune pe bare - echipata cu toate echipamentele adiţionale opţionale pentru comanda şi monitorizare SCADA b. Celulă cu întreruptor

Condiţiile tehnice din prezentul subcapitol sunt complementare cerinţelor tehnice precizate în fişele tehnice. - echipata cu întreruptor cu rupere in vid cu motor de acţionare a mecanismului cu Um=24 Vcc - echipata cu separator de sarcina cu trei poziţii. separatorul este cu motor Um=24 Vcc, cu posibilitate de acţionare de la distanţă - indicator prezenta tensiune pe cablu - releu numeric de protecţie : alimentat la 24 VCC, cu display grafic, 24 DI, 11DO, porturi de FO pentru conectare in SCADA IEC- 61850 - 3 transformatore de curent 20/ 5 A, 0.5S/ 10P, 7.5VA - echipată cu toate echipamentele adiţionale opţionale pentru comandî şi monitorizare SCADA


în Energetică


371

2012

c. Celulă măsură Condiţiile tehnice din prezentul subcapitol sunt

complementare cerinţelor tehnice precizate în fişele tehnice. - echipată cu separator de sarcina cu trei poziţii cu acţionare manuală, dar cu contacte de semnalizare. - 3 transformatoare de tensiune 20 / 0.1kV protejate cu siguranţe - 1 contor trifazat de energie activa, reactiva având clasa 0.5S pentru energie activa, 2 pentru reactiva, tensiune 3x100 V, curent nominal 5 A.

Contorul va avea posibilitatea contorizării în ambele sensuri. d. Separator tripolar de exterior

Condiţiile tehnice din prezentul subcapitol sunt complementare cerinţelor tehnice precizate în fişele tehnice.

Se va folosi un separator de sarcină tripolar de exterior , 24 kV, cu sistem de stingere a arcului electric cu următoarele caracteristici tehnice: - Tensiunea nominală (Ur) 24kV - Curent nominal (Ir) 200A - Curent de scurtă durată (Ik) 20 kA - Curent de vârf (Ip) 50 kA - Curent de rupere I cos 0,7 ind. (I1) 35A - Curent de rupere cu punere la pământ (I6a) 50 A - Temperatura maximă +40 C - Temperatura minimă -30 C - Umiditate relativă maximă 100% - Altitudine <1000m e. Descărcător monofazat de exterior


Pe legătura la pământ a descărcătorului se montează obligatoriu un contor de descărcări electrice pentru contorizarea numărului de funcţionări.

Pentru a asigura funcţionarea contorului descărcătoarele se montează pe un soclu izolat faţă de pământ .Tensiunea de ţinere de frecvenţă industrială a izolaţiei soclului şi legăturii la pământ trebuie să fie de cel puţin 3 kVef.

Legătura la instalaţia de legare la pământ a staţiei se face pa calea cea mai scurtă prin intermediul unui conductor sau al unei platbande a cărei secţiune nu este necesar să depăşească 25 mm2.

Descărcătoarele vor fi prevăzute cu serie şi an de fabricaţie şi vor avea gradul de protecţie IP54.

Curentul minim de pornire al contorizării trebuie să fie de minim 200 A la unda de impuls de curent de trăsnet 8/20µs.

Montarea contoarelor se face la o înălţime care să permită citirea lor de către un om aflat pe pământ (cca. 1.70 m de la sol)

Se vor folosi 3 bucăţi descărcătoare monofazate de exterior pe baza de ZnO cu: - tensiune nominala 24 kV,

- curent de descărcare 10 kA, - linia de fuga specifică minim 2 cm/kV. f. Izolatoare de trecere


Izolatoare de trecere în aer vor fi de interior-exterior şi vor avea: - tensiunea nominală 24 kV; - curent nominal 630 A; - realizate din material compozit; - linia de fuga specifica 2 cm/kV; g. Izolatoare suport de exterior


Izolatoarele suport de exterior 24 kV vor fi din: - material compozit - linia de fuga specifică de 2 cm/kV. III. S.C.A.D.A.


3.1. Echipamentele care fac obiectul prezentari sunt:

- Calculator(server) de proces UCCS (Unitate Centrală Control Staţie)

- Staţie Lucru Operator – SLO/HMI - Unitate de Parametrizare şi Protecţii (UPP) - Switch de înaltă fiabilitate pentru magistrale

de FO redundante - Imprimantă de reţea A4 - UPS 3000 VA - Dulap SCADA - Dulap rack 19”/42U - Mini RTU (Remonte Terminal Unit)

3.2. Cerinţe de mediu şi amplasare

Echipamentele sunt destinate să funcţioneze în condiţii climatice corespunzătoare zonei de poluare I. Echipamentele vor fi amplasate în Corpul Tehnic - Camera de comandă, Clădire Grup Diesel şi staţia 20/0,4 kV.

Condiţii limit ă de utilizare • Temperatura mediului ambiant în

funcţionare: -5°C…+40°C


în Energetică


372

2012

• Temperatura medie măsurată pe o perioadă de 24 ore: +35°C

• Temperatura de depozitare şi transport: -25°C…+70°C

• Umiditatea relativă 5 la 95% fără condens

• Altitudine: <1000m • Condiţii de praf normale

3.3. Cerinţe pentru alimentarea cu energie electrică

a) Alimentarea auxiliară în curent continuu( cu ambii poli izolaţi –clasa EF, conform IEC 60870-2-1):

- tensiunea nominală(Un) : 24 Vcc - toleranţa -15%, +10%

b)Alimentarea auxiliară în curent alternativ: - tensiunea nominală(Un) : 400/230 Vca - toleranţa : -15%, +10%

3.4. Cerinţe constructive

Forma constructivă, dimensiunile de gabarit, acoperirile de protecţie şi marcarea trebuie să fie conform cu documentaţia furnizorului şi vor trebui să corespundă condiţiilor generale de funcţionare în staţii electrice în condiţiile de mediu descrise în prezentul caiet de sarcini.

Toate subansamble echipamentelor vor fi realizate din materialele protejate sau rezistente la coroziune, dar care să corespundă şi celorlalte condiţii tehnice necesare funcţiilor tehnologice.

Toate echipamentele vor fi livrate cu etichetă de identificare. 3.5.Cerinţe tehnice şi funcţionale echipamente

Principalele cerinţele tehnice ale echipamentelor sunt prezentate în fişele tehnice proprii fiecărui tip de echipament în parte.

a. Calculator(server) de proces UCCS (Unitate Centrală Control Staţie)

- Instalare în dulap standard de 19” adâncime max.700mm, prevăzut cu ventilaţie forţată asigurată cu 4 cu ventilatoare montate în interiorul dulapului, în camera de comandă Bloc Tehnic

- Alimentare 220 Vca - Display LCD 19” rabatabil - Memorie internă: 32GB - Contoler intern RAID - 256MB cache, cu

backup pe baterie - HDD – capacitate 4x150 SAS GB - Unitate optică DVD-/+RW - Intrări/Ieşiri/Porturi

• USB 2.0 • port serial • port paralel • port VGA • mouse PS/2 • keyboard PS/2

b. Staţie Lucru Operator – SLO/HMI Staţia HMI se va monta în camera de comandă din Blocul Tehnic. - Alimentare 220 Vca - monitor ≥21 inch - Memorie internă: ≥4 GB - HDD – capacitate ≥200 GB - Unitate optică DVD-/+RW - Intrări/Ieşiri/Porturi

• Serial • Paralel • USB 2.0

c. Unitate de Parametrizare şi Protecţii

(UPP) Se va folosi pentru parametrizare un Laptop cu următoarele caracteristici:

- Procesor principal (tip) Core 2 Duo - Frecvenţă procesor ≥2.4GHz - Capacitate memorie: ≥4GB - Memorie HDD: ≥500GB - Unitate optică DVD-/+RW - Porturi de comunicaţie:

• USB 2.0 • Adaptor USB-serial • placă de reţea 100Mbs • PCMCIA • placă de reţea wireless • port Bluetooth

- Monitor tip LCD ≥15 inch - Acumulator autonomie ≥3 h

d. Switch de înaltă fiabilitate pentru

magistrale de FO redundante - Tip de instalare: în rack 19” în dulapul

SCADA - Surse alimentare incluse, 220 Vcc, 230Vca: 2

redundante - Lungimile de undă de transmisie FO

1350+1550Nm - Tip de fibră optică monomod - Viteza de transmisie 100Mbps - Conexiuni electrice IED Up (ST sau MTJR)

100Mbps - 8 porturi - Conexiuni ring FO IEC 61850-8-101 ST sau

RJ45 100Mbps -2xST Pentru Switch-urile din staţia 20/0,4 kV şi

Grup Diesel, se va folosi tensiunea de alimentare de 24 Vcc şi vor avea conexiuni electrice, IED Up(ST sau MTJR) 100Mbps - cu 4 porturi

e. Imprimant ă de reţea A4 - Se va monta în camera de comandă - Alimentare 220 Vca - Format: A4 - Viteza de copiere: - alb/negru Min. 23ppm - Rezoluţie printare: 1200x1200dpi


în Energetică


373

2012

- Memorie RAM 128 MB - Tehnologie de imprimare – laser jet

f. Dulap SCADA - Dulap rack 19”/42U Dulapul SCADA de 19" / 22U, va fi montat în

camera de comandă din Blocul Tehnic. - Tensiunea de alimentare 220 Vca - Dimensiuni dulap individual 2000 x 600 x

800 mm - Grad de protecţie cu uşile închise şi

compartimentele închise IP 42

- Uşă frontală transparentă - Echipare constructivă cu:

• iluminat interior cu aprindere la deschiderea uşilor

• rezistenţă de încălzire anticondens comandată prin termostat

• bară de nul Cu 80mm2 minim • bornă de împământare • intrarea cablurilor în partea inferioară,

etanşă - Echipare cu aparataj de joasă tensiune:

• unitate distribuţie tensiuni (prize) – min. 6buc

• ventilatoare – 4buc • termostat ventilaţie • aparataj auxiliar (întreruptoare

automate, cleme şir, cleme intrare

cabluri, etc) conform cerinţelor de execuţie

g. Mini RTU (Remonte Terminal Unit) Mini RTU va fi amplasat în încăperea Grupului

Diesel şi va avea următoarele cerinţe tehnice: - Alimentare tensiune operativă 24 Vcc - Instalare: montaj pe şină DIN 35 - Construcţie modulară - Card memorie - Intrări binare -16 - Ieşiri binare – 8

IV.Concluzii Statia 20/0,4 kV Baraj Cerna se doreste a fi una din cele mai moderne statii din cadrul Sucuraslei Hidroelectrica Tg Jiu, statie care sa aiba la dispozitie pentru siguranta in exploatare,a personalului si a mediului inconjurator cele mai moderne sisteme si solutii atat din punct de vedere tehnic cat si din punct de vedere economic. Instalarea unui sistem SCADA creste siguranta in exploatare , posibilitatea de comanda de la distanta (dispecerat hidroamenajare ), fiind foarte facila in situatii deosebite. V. BIBLIOGRAFIE

• Proiect tehnic statie 20 kV Baraj Cerna Studiu fezabilitate statie 20 kV Baraj Cerna

.


în Energetică


374

2012

2.27.- SIMULAREA FUNCŢIONĂRII AUTOMATIZ ĂRII DE

REZERVARE LA REFUZ DE INTRERUPTOR

ing. Vasile Stahie

SH Bistrita P. Neamt, str. Lt Draghiescu nr 13, tel. 0233207103, fax.0233207130 e-mail:[email protected]

Summary: The paper presents the existing situation and the overall structure of "The Integrated Power Quality Monitoring System" proposed to be developed at OMEPA Subsidiary. The operation of the National Electric Grid involves the simultaneous operation and in close relationship of the generation, transportation and distribution power facilities, in accordance with the consumers needs. The totally safe operation of the above mentioned facilities wouldn’t be possible without the protection installations, system automation or local automation installations at the substations and power plant levels. These installations have the main purpose of isolation and limitation of the magnitude of the damage. Thus, the damage is isolated at local level, without the risk of its extension to others areas of the system, by means of the transportation facilities. The reservation device for triggering refusal of the circuit breaker (DRRI) consists of an automation system at an upper level in relation with the equipment protection automation, automatic activated at a triggering refusal by protection command for a certain equipment of an electric substation. This automation will perform the command of the safe triggering of other equipment in the specified substation which would have a direct contribution to maintain the main damage, in accordance to other conditions (timings and triggering of protection relays), finally resulting in limitation of its extension.

1. NOŢIUNI INTRODUCTIVE

Industria energiei electrice reprezintă o ramură de maximă importanţă pentru dezvoltarea economico-socială a lumii contemporane, consumul de energie electrică fiind indispensabil tuturor sectoarelor de activitate. Introducerea tehnologiilor moderne (mecanizare, automatizare, robotizare etc.) nu se poate realiza fără energia electrică. În plus, creşterea nivelului vieţii materiale şi spirituale a populaţiei mondiale, a nivelului civilizaţiei, urbană sau rurală, este strâns legată de producţia şi consumul de energie electrică, acestea devenind, de altfel, indicatori ai aprecierii nivelului dezvoltării economico-sociale şi al standardului de viaţă. Energetica ca ramură a industriei se ocupă cu explotarea, extragerea, prelucrarea, utilizarea tuturor surselor energetice, cu producerea energiei electrice şi distribuirea ei. Energetica contemporană se bazează, în principal, pe utilizarea resurselor energetice primare (petrol, gaze naturale, cărbune, hidroenergie şi energia atomică), numite comerciale sau industriale. Creşterea exponenţială a numărului de consumatori, diversificarea acestora cât şi amplasarea geografică la nivelul unei ţări a condus în paralel la dezvoltarea producătorilor de energie care funcţie de resursa primară folosită au optimizat partea de consumuri. Astfel, producătorii de energie electrică având ca resursa primară cărbunele şi-au amplasat centralele în apropiere de minele de cărbune pentru a elimina costul transportului, cei din domeniul hidroenergiei au amplasat centralele în

zonele unde potenţialul hidro poate fi exploatat la maxim în timp domeniul eolian valorifică această resursă acolo unde ea are indicatorii cei mai ridicaţi. Funcţionarea izolată a acestora în schema producător-consumator nu este însa justificată din punct de vedere al stabilităţii şi al calităţii energiei electrice, astfel încât s-au format sistemele electroenergetice (SEN). Acestea reprezintă un tot unitar (instalaţii de producere, de transport şi consumatorii) şi presupune realizarea unor conexiuni de o formă sau alta între toate elementele componente. Dezvoltarea sistemelor energetice a avut loc iniţial la nivelul fiecărei ţări astfel încât acestea şi-au dezvoltat un sistem mai sigur sau cu un anumit grad de siguranţă calculat din punct de vedere al vulnerabilităţii sale la perturbaţii de amploare, pentru ca apoi pe masura evoluţiei situaţiei politice să apară noţiunea de sisteme interconectate. Prin interconectarea sistemelor electroenergetice se obtine in primul rind cresterea sigurantei in alimentarea consumatorilor.

Dintre avantajele creării SEN se pot enumera: − determină reducerea vârfului de sarcină la

nivelul sistemului datorită faptului că vârfurile de sarcină la nivelul consumatorilor nu se ating simultan;

− determină creşterea gradului de siguranţă al alimentării consumatorilor prin apariţia conceptului de reţea buclată;

− permite utilizarea economică a instalaţiilor


în Energetică


375

2012

din sistem în sensul că funcţie de localizarea consumatorilor principali să se afle în funcţie producătorii poziţionaţi în acea zonă geografică, ceea ce implică evitarea încărcării artificiale a reţelei de transport şi implicit reducerea pierderilor; Dezavantajele mai importante ale creării SEN

sunt evidenţiate mai jos: − implică o creştere a puterii de scurtcircuit la

bare cu implicaţii asupra dimensionării aparatajului de comutaţie şi implicit al costului acestora;

− apare problema stabilităţii statice ce reprezintă funcţionarea sincronă a tuturor generatoarelor din sistem;

− necesitatea utilizării unui aparataj de protecţie şi de automatizări de sistem foarte complex.

Tendinţa actuală a mai multor ţări este promovarea agresivă a resurselor regenerabile, în special a hidroenergiei, energiei eoliene, solare sau mareice în defavoarea producerii energiei în termocentrale pe bază de carbune, hidrocarburi cât şi a energiei nucleare. Incidentul de la centrala nucleară Fukushima a determinat multe ţări să-şi regândească politica energetică luând în calcul riscul pe care îl implică centralele nucleare cât şi cel al gestionării deşeului reactiv rezultat din exploatarea acestora.

În România, caracteristic ultimilor 2, 3 ani este injecţia masivă a surselor producătoare de energie electrică ce au la bază componenta eoliană. În fig. 1 este reprezentat grafic modul de evoluţie al producţiei de energie electrică din diferite surse pentru un interval caracteristic de 10 zile din anul 2012.

Fig.1 Evoluţia producţiei de energie electrică pentru diferite tipuri de resurse primare

Din analiza figurii 1 se pot desprinde următoarele concluzii:

− curba care semnifică producţia de energie din resurse hidro urmăreşte profilul curbei de sarcină asigurând reglajul de putere vârf/gol de sarcină.

− curba ce evidenţiază producţia de energie specifică sectorului eolian înregistrează variaţii între 1000 si 50 MW şi nu exprimă o anumită predictibilitate fiind absolut aleatoare.

− pentru cele 2 vârfuri de putere din resursa eoliană de aproximativ 1000 MW compensarea de putere producătorii pe bazăde cărbune şi de către cei din sectorul hidro.

2. AUTOMATIZ ĂRI UTILIZATE IN

ENERGETICĂ

Acestea se află la un nivel superior instalaţiilor de protecţie în sensul că după ce acestea comandă

declanşarea elementului la care a aparut defectul automatizarile intră in funcţie si au ca rezultat diferite actiuni aplicabile sistemului. Scopul acestor automatizărilor este de-a reduce timpul în care consumatorii nu sunt alimentaţi sau reţeaua este debuclată şi de asemenea de a limita propagarea defectului spre alte zone de reţea.

2.1 Reanclanşarea automată rapidă (RAR) Este poate automatizarea cu rata de intrare în

funcţie cea mai mare la nivelul unui sistem energetic. Este caracteristică în principal reţelelor electrice aeriene de transport şi are la bază principiul conform căruia cele mai multe defecte apărute la nivelul acestui tip de reţea sunt pasagere. Defectul caracteristic reţelelor de transport aerian este străpungerea izolaţiei datorită supratensiunilor şi implicit declanşarea liniei sau a fazei respective. Odata cu dispariţia supratensiunii are loc refacerea


în Energetică


376

2012

rigidităţii dielectrice a spaţiului unde a avut loc străpungerea. Automatizarea presupune că la un anumit interval de timp măsurat din momentul declanşării să comande o nouă conectare, care în procente de 80-90% din cazuri este reuşită, pentru restul de procente, fie linia va declanşa din nou, sau se va iniţia un nou ciclu de RAR. Alegerea temporizării cât şi a numărului de cicluri de RAR este specifică nivelului de tensiune al reţelei, de regulă la tensiuni de 400 -110 kV există un singur ciclu, în timp ce pentru medie tensiune se pot iniţia şi pâna la 3 cicluri de RAR.

2.2 Anclanşarea automată a rezervei (AAR) Are la baza ideea de creştere a siguranţei în

alimentarea consumatorilor şi este caracteristică consumatorilor vitali, care nu permit întrerupere alimentării cu energie electrică (mine, spitale, combinate metalurgice …). Principiul de funcţionare al acestei automatizări presupune ca la dispariţia tensiunii din alimentarea de bază depistată de releele de minimă tensiune să fie comandată intrarea in funcţie în mod automat a alimentării de rezervă. De menţionat că de obicei există interblocaje între aceste alimentări însa pot fi cazuri când reţeaua permite aflarea simultană în funcţie a acestora. Schema clasică a acestei automatizări este cu alimentarea de bază şi automatizare în funcţie iar alimentarea de rezervă pregatită pentru conectare.

2.3 Descărcarea automată a sarcinii la scăderea frecvenţei (DASf)

Este o automatizare la nivel de sistem

electroenergetic şi are la bază dependenţa dintre puterea activă şi frecvenţă. Astfel pentru cazul când consumul ramâne constant şi are loc ieşirea din funcţie a unor capacităţi importante de producţie, consecinţa la nivel de sistem energetic este de scădere a frecvenţei. Pentru evitarea acestui aspect care ar conduce poate chiar la căderea întregului sistem, automatizarea comandă treptat scoaterea din funcţie a unor consumatori anterior stabiliţi contribuind la refacerea egalităţii dintre puterea produsă şi cea consumată. De mentionat faptul că prin apariţia conceptului de sisteme interconectate, acest tip de automatizare nu mai are condiţii de intrare in funcţie, în ultimul timp aceste automatizării find anulate.

2.4 Automatizarea la refuz de întreruptor (DRRI)

Această automatizare numită şi dispozitiv de

rezervare la refuz de întreruptor este de asemenea superioară nivelului protecţiilor electrice şi are ca scop principal evitarea deteriorării elementului la care

defectul nu s-a reuşit a fi izolat şi implicit eliminarea propagării acestuia spre alte zone de reţea. Concret dacă pentru un element de reţea la care a aparut un defect nu are loc declanşarea acestuia prin întreruptorul propriu, automatizarea comandă ieşirea din funcţie a tuturor elementelor care ar putea contribui la alimentarea defectului. Dacă defectul ar fi alimentat în continuare, ar implica modificarea sensurilor şi amplitudinii puterilor de circulaţie pe linii, fapt ce ar avea impact asupra întregii zone de reţea unde a apărut defectul. Eliminarea surselor conduce la o nouă schemă de funcţionare care însa este stabilă, defectul fiind izolat.

3. STUDIU DE CAZ

Pentru simularea funcţionarii instalaţiei de DRRI se va proceda la construirea unui model folosind opţiunea Simulink a meniului de programare Matlab. Crearea modelelor de simulare este favorizată de faptul că obţinerea diferitelor date, mărimi, semnale, proprii unui sistem real nu este totdeauna recomandabilă, sistemul putând fi pus in pericol.

Fig. 2 Schema retelei

Crearea unui model folosind opţiunea Simulink

proprie programului Matlab constă în folosirea unor blocuri funcţionale aflate în biblioteca de simulare în scopul obţinerii unui ansamblu funcţional din punct de vedere tehnic. Odată obţinut acest model, el poate fi analizat în diferite ipoteze, datele obţinute fiind vizualizate direct prin intermediul blocurilor de tip “scope” sau pot fi exportate în mediul de programare pentru prelucrare şi analiză. De cele mai multe ori, construirea unui model nu implică folosirea numai a blocurilor aflate în biblioteca Simulink ci necesită o interacţiune cu partea de programare prin intermediul unor blocuri specifice ce permit scrierea diverselor programme.

În ultimii ani se constată creşterea numărului lucrărilor de specialitate care au ca temă simulările mai ales în sectorul electroenergetic [1–5] acest domeniu fiind favorizat şi de faptul că este guvernat

Simpozionul Naţional de

Informatică, Automatizări şi Telecomunicaţii

în Energetică


377

2012

de legi stricte şi verificate practic care nu lasă loc factorului aleatoriu. Documentaţia tehnică [7] alaturi

de [8] trateaza partea teoretică ce stă la baza creării modelelor de simulare specifice acestui domeniu.

Fig.3 Schema modelului de simulare

În lucrarea [1] autorii folosesc pentru crearea modelului de simulare al unui sistem de hidrocentrale, meniul Powersim în scopul îmbunatăţirii modului în care are loc exploatarea acumulării. Hidrocentrala luată în studiu este MelkaWakana echipată cu 4 hidrogeneratoare verticale cu turbine Francis cu o putere totala instalată de 612 MW aflată în partea superioară a bazinului Wabi Shebelle din Etiopia. Din rularea modelului de simulare s-a constatat că se pot obţine îmbunatăţiri ale ale modului de exploatare a acumulării care în final conduc la creşterea mediei anuale a producţiei de energie, reducerea pierderilor datorate fenomenului de evaporare cât şi uniformizarea producţiei de energie lunară produsă. Lucrarea [2] prezintă modelarea hidrocentralei Shkopeti echipată cu două hidrogeneratoare de 12 MW fiecare acționate cu turbine de tip Kaplan după un proces de retehnologizare ce a implicat înlocuirea echipamentului hidromecanic şi a celui electric. Modelarea a permis compararea unor anumite semnale gen putere activă, poziţie servomotor, tensiune generator sau tensiunea de excitaţie cu semnalele reale. Se constată că semnalele rezultate din simulare corespund în mare parte cu semnalele reale. Materialele [3] şi [4] tratează de asemenea modelarea unor hidrogeneratoare echipate cu turbine Kaplan, Francis şi Pelton iar după rularea programului se constată de asemenea similitudine bună între semnalele reale şi cele rezultate din simulare, în timp ce materialul [6] prezintă un model de simulare a pierderilor hidraulice a circuitului primar al unei hidrocentrale.

Pentru studiu de caz se consideră o schemă de reţea de tipul celei din fig. 2 ce cuprinde o zonă de

reţea de 110 kV ce cuprinde patru staţii reprezentate de barele A, B, C si D unde staţiile A, B şi C sunt staţii de interconexiune cu sistemul iar staţia D este o staţie ce deserveşte un singur consumator alimentat din staţia A printr-o linie radială. Ca staţie asupra căreia vom aplica studiul de caz am ales staţia A ce reprezintă o centrală hidroelectrică cu evacuarea puterii prin doua linii de interconexiune şi o linie radială. Se consideră că defectul are loc pe linia 2, linie de conexiune între CHE_A si staţia C, şi este unul de durată (conductor rupt şi căzut la pamânt). Clasic acesta ar trebui izolat cu prioritate din staţia centralei hidroelectrice, pentru ca imediat să intre în funcţie automatizarea de RAR şi să repună sau nu linia în funcţie in staţia A. Dacă defectul nu este izolat în staţia A datorită unor diferite cauze (defect întreruptor sau circuit de comandă din protecţii întrerupt), linia va declanşa în staţia C, în timp ce defectul va fi alimentat prin linia de conexiune cu staţia B şi implicit de generatoarele centralei. Schema realizată în Matlab Simulink corespunzătoare celei din fig. 2 este prezentată în fig. 3. Folosind opţiunea de creare subsisteme a domeniului Simulink schema din fig. 3 poate fi reprezentată simplificat conform fig.4

Se consideră că defectul are loc pe linia de legătura între staţiile A-C, se afla în zona de acţiune a protecţiilor din staţia A şi nu este un defect pasager. Acesta ar trebui izolat imediat prin declanşarea întreruptorului aferent acestei linii, dar din cauza unui defect intern acesta nu executa declansarea. Pentru a se observa mai bine rezultatele simulării, timpii de declanşare c t şi cei de intrare în funcţie a instalaţiei de DRRI au fost supradimensionaţi după

Simpozionul Naţional de

Informatică, Automatizări şi Telecomunicaţii

în Energetică


378

2012

Fig.4 Schema simplificată a modelului de

simulare cum urmează: - producerea defectului are loc la secunda 5”; - timpul la care ar trebui sa declanşeze în

CHE_A linia cu defect =5”;

- temporizarea DRRI=1”; - temporizarea declanşării în staţia C=2” Din analiza datelor rezultate din simulari şi

evidenţiate in fig.4 se observă urmatoarele aspecte: − intreruptoarele aferente liniilor de legatură

intre staţiile A si C precum si cel al liniei radiale nu declanşeaza ( inregistrarea a doua de sus in jos). Cauza o constituie pentru intreruptorul liniei A-C un defect intern ceea ce creeaza conditii de intrare in funcţie a automatizării de DRRI. Intreruptorul liniei radiale nu este inclus in schema de DRRI, el nefiind parte activa in alimentarea defectului;

− dupa activarea schemei de DRRI aceasta comanda declansarea intreruptoarelor de grup si cel al liniei de legatura cu statia B la secunda 6 conform celei de-a treia inregistrari (de sus in jos);

− Intreruptorul liniei de legatura A – C declanseaza prin protectii proprii la secunda 7, cind defectul este practic izolat;

Fig.4 Poziţia întreruptoarelor rezultată din programul de simulare


în Energetică


379

2012

5. CONCLUZII

În timp real cu dezvoltarea sistemelor energetic are loc şi dezvoltarea instalaţiilor de protecţie şi automatizări care contribuie la stabilitatea acestuia. Dezvoltarea acestora din urmă este favorizată şi de evoluţia exponentială a tehnicii de calcul care prin dezvoltarea hard cât mai ales soft a condus la anulare timpilor de acţionare a releelor de protecţie de tip electromagnetic, impulsul fiind practic instantaneu. Dezvoltarea progremelor de simulare favorizează atât modelarea unor procese cunoscute cât mai ales unele regimuri de defect care nu pot fi analizate în timp real. Lucrarea şi-a propus modelarea funcţionării instalaţiei de DRRI, rezultatele fiind evidenţiate în fig. 4 cu menţiunea că modelarea poate simula orice proces electric care este favorizat de legi fizice concrete.

BIBLIOGRAFIE

[1] T. G. Bosona, G. Gebresenbet “Modeling hydropower plant system to improve its reservoir operation” International Journal of Water Resources and Environmental Engineering , June 2010.

[2] F. Prillwitz, S. E. Al-Ali, T. Haase, H. Weber,

L. Saqe „ Simulation Model Of The Hydro Power Plant Shkopeti”, 6TH EUROSIM Congress on Modelling and Simulation, Ljubliana, Slovenia 2007.

[3] A. Holst, M. Golubovic, H. Weber „Dynamic Model of Hydro Power Plant’Djeardap I’ in Serbia”, IYCE Conference 2007.

[4] F. Prillwitz, A. Host, H.W. Weber „Reality Oriented Simulation Models Of The Hydro Power Plants In Macedonia And Serbia/Montenegro”, Annul Scientific Session, Varna Bulgaria 2004

[5] H.W. Weber, M. Hladky, T.Haase, S. Spreng, C. N. Moser „ High Quality Modelling Of Hydro Pwer Plants For Restoration Studies” 15th Triennial World Congress, Barcelona, Spain 2002.

[6] M. Gavrilas, V. Stahie “Simulation for Hydraulic Losses of a Hydropower Plant”, Foren 2012

[7] P. Kundur „ Power System Stability and Control”

[8] M. Gavrilas “Stabilitatea si Controlul Sistemelor Electroenergetice” Editura Politehnium 2011.


în Energetică


380

2012

2.28.- SISTEM INTELIGENT DE PROTECŢIE LA SPARGERE

CONDUCTĂ FORŢATĂ A HIDROCENTRALEI

Ing. Dan Mircescu Ing. Adrian Mic S.C. Hidroserv S.A. Cluj, Cluj-Napoca, str. Taberei nr.1A, 400512, tel.0264.207.700, fax.0264.426.736, e-mail: [email protected], [email protected]

Ing. Ioan Rogoz Ing. Constantin Hăngănuţ

Sucursala Hidrocentrale Cluj, Cluj-Napoca, str. Taberei nr.1, 400512, tel.0264.207.800, fax.0264.427.797, e-mail:[email protected]

Summary: For the secure and efficient functioning of the hydroelectric plants it is necessary that the protection systems of the hydropower groups allow real time detection of malfunctions and assure the necessary commands to restore the installations to normal functioning or to exclude the faulty equipment, thus avoiding or limiting the damage. This paper presents a modern Protection System against the Penstock Rupture, which consists of smart transducer, programmable logic controllers and optical fiber communication, carried out by the Hidroserv Cluj specialists, with practical implementation at Hydroelectric Plant Mãrişelu and Hydroelectric Plant Colibiţa (Hidroelectrica Cluj).

1. INTRODUCERE

În vederea creşterii eficienţei şi a siguranţei de

funcţionare a centralelor hidroelectrice este necesar ca sistemele de protecţie a grupurilor hidroenergetice să permită detectarea în timp real a abaterilor de la regimul normal de funcţionare şi să asigure comenzile necesare pentru readucerea instalaţiilor la parametrii normali. În cazul în care sistemele de protecţie nu reuşesc să aducă instalaţiile la parametrii normali de funcţionare, aceste sisteme trebuie să permită

scoaterea din funcţionare automată a echipamentului afectat cu evitarea sau limitarea avariilor.

În cazul centralelor hidroelectrice cu conductă forţată sau aducţiune, datorită presiunilor hidrostatice sau dinamice mari pot apare spargeri ale acestora generând avarii importante. Sistemul de protecţie are rolul de a monitoriza în timp real starea conductei forţate sau a aducţiunii şi în cazul detectării condiţiilor de avarie va bloca accesul apei în conducta forţată prin închiderea vanelor din nodul de presiune (Casa Vanelor) sau a vanelor de la priza aducţiunii.

Figura 1 – Schema de principiu a unei centrale hidroelectrice pe derivaţie

Pentru asigurarea acestei protecţii sunt necesare

măsurători ale debitelor în conducta forţată şi galeria de aducţiune şi a presiunilor în diversele puncte ale traseului hidraulic şi compararea lor cu valorile precalculate sau măsurate în diverse regimuri de lucru a hidroagregatelor. Trebuie să se ţină cont de faptul că uzual pot exista două sau mai multe grupuri

hidroenergetice alimentate din aceeaşi conductă forţată[1].

În plus, pentru creşterea performanţelor, sistemul trebuie să fie în măsură să extragă din mărimile electrice şi mecanice de funcţionare a hidroagregatelor valoarea instantanee a debitului de apă uzinat pentru a fi comparat cu debitul de apă măsurat.


în Energetică


381

2012

Instalaţia trebuie să răspundă corect la toate regimurile de funcţionare ale centralei hidroelectrice, mai ales la regimurile dinamice de tip: Încărcare stimulentă sau Aruncare de sarcină şi să nu determine declanşări intempestive ale agregatelor.

Lucrarea prezintă un sistem modern de Protecţie la Spargere Conductă Forţată realizat de către S.C. Hidroserv S.A. Cluj cu implementare practică la C.H.E. Mărişelu şi C.H.E. Colibiţa (Sucursala Hidrocentrale Cluj).

Este demonstrat faptul că o diagramă detaliată de curgere oferă un ghid cuprinzător pentru selectarea componentelor de protecţie şi creşterea controlului în sistemele de distribuţie ale apei[2].

În acest sens sistemul se bazează pe o reţea de senzori inteligenţi utilizaţi pentru măsurarea parametrilor de proces ce intră în calculul mărimilor necesare protecţiei, viteza şi puterea de calcul mărită oferită de utilizarea automatelor programabile de ultimă generaţie, totul completat cu o reţea de comunicaţie industrială de mare viteză pe fibră optică.

2. MODELUL ŞI FUNCŢIILE SISTEMULUI Sistemul de Protecţie la Spargere Conductă

Forţată trebuie să asigure supravegherea în timp real al tuturor parametrilor necesari determinării debitelor

măsurate şi calculate la nivel de Centrală şi Casa Vanelor şi a presiunilor în diferite puncte ale instalaţiei, iar pe baza unui algoritm digital de prelucrare să genereze semnalizările şi comenzile automate ce se impun funcţie de starea conductei forţate.

Pentru realizarea protecţiei s-au utilizat 3 căi redundante de monitorizare a mărimilor necesare stabilirii semnalelor de alarmă sau prealarmă la spargere conductă forţată.

Calea 1 – Compararea debitului de apă măsurat la Casa Vanelor cu debitul de apă calculat la nivelul Centralei, funcţie de puterea activă pe grup, deschidere aparat director, turaţie hidroagregat şi cădere apă.

Calea 2 – Compararea debitului de apă măsurat la Casa Vanelor cu debitul de apă măsurat la nivelul Centralei (sonda diferenţială de pe Camera Spirală).

Calea 3 – Compararea presiunii măsurate de ultimul traductor de presiune de la Casa Vanelor şi presiunea măsurată de traductorul de intrare în Centrală + o constantă determinată funcţie de diferenţa de nivel dintre Casa Vanelor şi Centrală, cu corecţiile dinamice determinate de deschidere aparat director şi turaţie hidroagregat.

Figura următoare prezintă schema logică de funcţionare pentru calea de debit ( 1 şi 2) :

Figura 2 – Algoritmul de funcţionare pentru calea de debit Protecţie la Spargere Conductă Forţată – C.H.E. Mărişelu

Algoritmul de funcţionare a protecţiei este realizat

pentru o centrală care are în componenţă 3 grupuri hidroenergetice ( C.H.E. Mărişelu ). Acesta se poate adapta/modifica uşor şi pentru un alt număr de grupuri

hidroenergetice ( C.H.E. Colibiţa – 1 grup), principiul de calcul şi funcţionare rămânând acelaşi.

Principalele funcţii ale sistemului sunt : Măsurarea debitului de apă la Casa Vanelor; Măsurarea debitului de apă în Centrală;


în Energetică


382

2012

Calcularea debitului de apă în Centrală; Măsurarea presiunilor la Casa Vanelor; Măsurarea presiunilor la Centrală; Realizarea transmisiei de date între Casa

Vanelor şi Centrală; Monitorizarea debitelor şi a presiunilor cu

generarea automată a semnalizărilor şi comenzilor automate ce se impun;

Gestionarea şi monitorizarea comunicaţiei între Casa Vanelor – Centrală – Supraveghere;

Autodiagnosticarea automată a sistemului cu semnalizarea şi dezactivarea protecţiei în caz de defect.

Funcţii auxiliare ale sistemului : Contorizarea debitului turbinat pe Centrală; Contorizarea timpului de funcţionare a

hidroagregatelor; Monitorizarea datelor hidrometrice pe centrală

(prin măsurare directă şi calculate); Măsurarea unghiulară a deschiderii vanelor de

lucru şi revizie de la Casa Vanelor; Măsurarea unghiulară a deschiderii vanelor

sferice aferente grupurilor hidroenergetice din Centrală.

3. IMPLEMENTARE ŞI REZULTATE Funcţie de numărul de grupuri hidroenergetice din

centrală, care determină complexitatea necesară a

sistemului, implementarea acestuia s-a realizat pe o platformă de automate programabile care să permită puterea şi viteza de calcul necesare. Astfel la C.H.E. Mărişelu - centrală subterană, Debit instalat = 60.0 mc, Cădere = 469.5m, Agregat = 3xFrancis, Pi = 220MW, Galerie Forţată = 730m, s-a utilizat o platformă de automate programabile puternice de la PhoenixContact de tip ILC150ETH; iar la C.H.E. Colibiţa - centrală derivaţie de presiune, Debit instalat = 15.5 mc, Cădere = 194.5m, Agregat = 1xFrancis, Pi = 21MW, Conductă Forţată = 233m, s-a optat pentru o platformă de automate programabile de la SchneiderElectric de tip Twido. Comunicaţia pe fibră optică s-a realizat cu module de comunicaţie redundante de la PhoenixContact.

Pentru măsurarea debitului la Casa Vanelor s-au utilizat vechile sonde de presiune diferenţială de la intrarea conductei, pentru măsurarea debitului în Centrală s-au folosit prizele de presiune diferenţială Winter Kennedy de pe camera spirală a hidroagregatelor, iar ca şi traductori s-a utilizat gama VEGADIF65 de la Vega cu posibilitatea de ajustare digitală a domeniului de măsură.

Pentru determinarea debitului măsurat şi calculat s-au utilizat funcţii de calcul polinomial de grad superior care să permită redarea cât mai corectă a caracteristicii de curgere [3].

Figura următoare redă interfaţa de operare a sistemului de protecţie de la C.H.E. Mărişelu.

Figura 3 – Interfaţă control

Protecţie la Spargere Conductă Forţată – C.H.E. Mărişelu Pe lângă lămpile LED de semnalizare optică şi

buzerul piezoelectric de semnalizarea acustică, interfaţa cu operatorul este realizată prin utilizarea unui panou operator color de tip touch screen care permite citirea facilă a stării instalaţiei, afişarea instantanee a mărimilor de proces, eventualele mesaje şi alarme generate. În acelaşi timp, panoul operator permite citirea contoarelor de debit şi timpi de

funcţionare a grupurilor hidroenergetice (ecran Debite). Prin ecranul de Service, pentru funcţionarea corectă a instalaţiei, personalul operativ de exploatare poate să realizeze sub protecţie de user şi parolă, declararea grupurilor în regim de revizie sau comanda purjării manuale a traductoarelor de presiune diferenţială. În vederea realizării mentenanţei operative a instalaţiei, tot aici se pot citi toate codurile


în Energetică


383

2012

de eroare generate de către canalele analogice de intrare sau traductorii inteligenţi.

Pentru diagnosticarea şi urmărirea comportării instalaţiei, la nivel de Service se pot genera grafice tip trend care pot fi salvate pe memoria panoului operator şi apoi descărcate prin serviciu FTP ca fişiere de tip csv.

Toate alarmele şi mesajele de eroare sunt stocate cu amprentă de dată şi timp şi sunt disponibile pentru consultare prin ecranul de Alarme. Memoria alocată permite stocarea lor pe o perioadă de aproximativ 6 luni, fără o limită ca număr.

Suportul de comunicaţie industrială pe fibră optică este de tip Ethernet, astfel transferul de informaţie între Casa Vanelor şi Centrală se face rapid, timpul de transfer al datelor fiind sub 65 ms între cele două echipamente.

Pentru comunicaţia cu nivelurile superioare de comandă şi control, alegerea platformei de automate programabile de la PhoenixContact permite conectarea prin OPC Server sau chiar WebServer.

Această facilitate s-a utilizat pentru monitorizarea instalaţiei la nivelul Camerei de Supraveghere (suprafaţă) la C.H.E. Mărişelu.

Figura 4 – Monitorizare Web

Protecţie la Spargere Conductă Forţată – C.H.E. Mărişelu

În vederea monitorizării la distanţă s-a adoptat o

monitorizare Web de tip pasiv, operatorului i se permite numai vizualizarea stării instalaţiei, a alarmelor şi a codurilor de service fără însă a avea posibilitatea de a intervenii în setările sau comanda instalaţiei. Timpul de reîmprospătare a informaţiei la monitorizarea Web este de aproximativ 1 sec. faţă de 0.25 sec. la panoul operator, dar un avantaj major a aplicaţiei este că aceasta rulează la nivelul automatului programabil, deci în cazul defectării panoului operator aplicaţia Web poate fi utilizată în continuare; iar pentru a o rula este nevoie de un simplu browser de internet care să suporte Java, indiferent de sistemul de operare (Windows sau Linux). Aplicaţia de monitorizare la distanţă poate rula până la un număr de 10 utilizatori concomitent.

Sistemul este de tip deschis, pot fi introduse funcţii şi mărimi noi (Nivel apă evacuare Centrală, Nivel apă epuisment); instalaţia este pregătită şi poate fi conectată la SCADA prin OPC Server (Ethernet).

4. CONCLUZII Sistemul propus duce la creşterea eficienţei şi

siguranţei în funcţionare a Centralelor Hidroelectrice, el poate fi utilizat ca model de retehnologizare pentru protecţiile vechi, echipate cu relee electromagnetice şi blocuri de calcul analogice, depăşite din punct de vedere moral şi fizic, sau cele mai multe defecte şi scoase din utilizare.

BIBLIOGRAFIE [1].- Vânătoru M. – Conducerea automată a

proceselor industriale, Vol.II, 2005 – Editura Universitaria Craiova, ISBN: 978-973-746-437-8;

[2].- Boulos P.F., Karney B.W., Wood D.J., Lingireddy S. - Journal American Water Works Association – Mai 2005 - pg.111-124;

[3].- Azel Designing Group – Hidroenergetic – Instalaţie de protecţie şi debitmetrie – Manual de utilizare – http://www.azel.ro.


în Energetică


384

2012

2.29.- REABILITARE INSTALA ŢIE AUTOMATIZARE

VANĂ FLUTURE CHE TISMANA SUBTERAN

Ing. Andriţoiu Constantin Ing. Mungiu Gabriel

S.C. Hidroelectrica S.A., S.H. Târgu Jiu, V. Alecsandri, nr.1A, Târgu Jiu, Gorj tel.: 0253.207.206, fax: 0253.218.670

e-mail: [email protected], [email protected]

Ing. Dăianu Adrian Hidroserv Porţile de Fier formaţia PRAM Târgu Jiu, V. Alecsandri, nr.1A, Târgu Jiu, Gorj

tel.: 0253.207.289 , fax: 0253.219.678, [email protected] Summary: Butterfly valve rehabilitation after 30 years of operation has emerged as a necessity on the one hand due to technological developments in the field and on the other hand to support the integration of this equipment in plant automation of Tismana Underground HPP, which will enter into a refurbishment process. 1. INTRODUCERE.

Instalaţia vanei fluture de la CHE Tismana

Subteran este de tip VF 350-100, a fost proiectată de Centrul de Cercetări şi Proiectări pentru Echipamente Hidromecanice Timişoara în anul 1977 şi a fost pusă în funcţiune odată cu CHE Tismana Subteran în anul 1983.

Instalaţia a fost realizată cu echipamente la nivelul tehnologic al anilor 1970-1980, aparatura de semnalizare, măsurare, comandă, comutaţie şi protecţie fiind de producţie autohtonă şi nu a beneficiat până în anul 2012 de nicio lucrare de amploare care să vizeze reabilitarea acesteia.

Prin proiectarea şi executarea dulapurilor electrice ale instalaţiei de automatizare Vană Fluture a CHE Tismana Subteran s-a realizat modernizarea totală a automatizării vanei fluture cu aparataj electric şi numeric de ultimă generaţie cu precizie, stabilitate şi fiabilitate superioare vechii instalaţii.

2. FUNCŢIILE INSTALA ŢIEI DE

AUTOMATIZARE VAN Ă FLUTURE ÎNAINTE DE REABILITARE

Instalaţia electrică a vanei fluture asigura

următoarele funcții: ‐ Comandă manuală de deschidere vană la

echilibrarea presiunilor. Comanda se executa de către personalul de exploatare de la casa vane de la dulapul local de comandă şi era condiţionată de existenţa tensiunii la bornele de alimentare a circuitelor de forţă şi de comandă, de poziţia închis a vanei, de egalizarea presiunilor amonte şi aval de vană şi de alegerea grupului de pompare folosit;

‐ Comandă manuală de închidere vană din butoanele de pe uşa dulapului;

‐ Comandă manuală de închidere vană din camera de comandă a CHE Tismana Subteran;

‐ Comandă de închidere prin protecţie la spargere conductă forţată;

‐ Comandă de închidere prin protecţie la tasare 10 grade;

Comanda de închidere a vanei manual sau prin protecţii a fost realizată prin scoaterea de sub tensiune a bobinelor electromagnetice de acţionare din electrodistribuitoarele de pe circuitul de ulei sub presiune, la semnalul primit de la instalaţiile de protecţie respective.

Elementele de comandă şi semnalizările cuprindeau 2x4 limitatori mecanici cu rolul de a semnaliza următoarele stări:

‐ Vană complet deschisă; ‐ Vană închisă 5o (tasare 5 grade, comandă

repompare deschidere vană); ‐ Vană închisă 10o (tasare 10 grade, comandă

închidere de avarie vană); ‐ Vană închisă; Dulapul de alimentare nu avea implementată

funcţia AAR pentru cele două surse de alimentare cu energie electrică, comutarea făcându-se manual.

3. DESCRIEREA INSTALAŢIEI DE

AUTOMATIZARE A VANEI FLUTURE CHE TISMANA SUBTERAN DUPĂ REABILITARE

Lucrarea de reabilitare a instalaţiei de

automatizare vană fluture a fost executată de Hidroserv Porţile de Fier formaţia PRAM Târgu Jiu cu sprijinul Serviciului Tehnologia Informaţiei şi Comunicaţii al S.H. Târgu Jiu.


în Energetică


385

2012

La reabilitarea instalaţiei de automatizare vană fluture s-a ţinut cont de integrarea acesteia în sistemul de automatizare/SCADA al CHE Tismana Subteran, care urmează să intre într-un proces de retehnologizare.

Instalaţia este dispusă în 2 dulapuri electrice Moeller prevăzute cu uşă de sticlă, construite în tehnologie modulară XEnergy, cu grad de protecţie IP54, având înălţimea de 2200mm, lăţimea de 800mm şi o greutate de 60kg.

Fig.1. Dulapuri instalaţie vană fluture date în

exploatare Dulapul de alimentare (PA) conţine un sistem de

bare tip Moeller BPZ-BB/T-20x5x1000/274 alimentat din două surse de tensiune 400 V ca prin două întrerupătoare automate trifazate tip Moeller NZMN2-VE250 3P, echipate cu dispozitiv de comandă la distanţă tip Moeller NZMN2-XR208-240AC.

Echipamentul de AAR reversibil, ce comandă trecerea de pe sursa de bază pe sursa de rezervă în mod automat la dispariţia tensiunii, este de tip Moeller EASY 819–DC-RC. Tensiunea operativă necesară funcţionării automatului programabil de AAR cât şi semnalizării este furnizată de sursa în comutaţie statică tip Moeller EASY-400POW 220Vca/24Vcc. Pentru funcţionarea AAR s-a prevăzut o cheie cu două poziţii şi anume AAR activ şi AAR inactiv.

În regim AAR activ automatul de AAR execută trecerea de pe sursa de bază pe sursa de rezervă în momentul lipsei tensiunii pe sursa de bază şi prezenţa

Fig.2. Interior dulap de alimentare (PA)

tensiunii pe sursa de rezervă, totodată trimite

impuls de declanşare la întrerupătorul sursei de bază şi după ce a primit confirmarea poziţiei deschis a întrerupătorului sursei de bază anclanşează întrerupătorul sursei de rezervă.

La revenirea tensiunii pe sursa de bază, automatul de AAR trimite impuls de declanşare la întrerupătorul sursei de rezervă şi după ce a primit confirmarea poziţiei deschis a întrerupătorului sursei de rezervă anclanşează întrerupătorul sursei de bază. În regim AAR inactiv se pot face comenzi voite cu cele două întrerupătoare.

De pe sistemul de bare tip Moeller BPZ-BB/T-20x5x600/274 A 380Vca, tensiunea este preluată de 6 întrerupătoare tip Moeller NZMN1-A100A:

‐ alimentare dulap de automatizare si control – 2 buc.;

‐ alimentare pod rulant de 50 Tf. – 1 buc.; ‐ alimentare tablou de iluminat galerie – 1

buc.; ‐ alimentare instalaţie pompe de ungere – 1

buc.; ‐ rezervă – 1 buc. Fiecare din cele 8 întrerupătoare semnalizează pe

panou poziţia în care se află. Măsura tensiunilor, a curentului, puterii active,

puterii reactive, frecvenţei cât şi a factorului de putere pe sistemul de bare din dulap se face cu ajutorul unui analizor de reţea digital de tipul UMG96.


în Energetică


386

2012

Fig.3. Semnalizări şi analizor mărimi electrice dulap

de alimentare (PA) Dulapul de automatizare şi control (DAC) conţine

două întrerupătoare tip Moeller NZMN1-A100A care furnizează tensiunea alternativă 400V din dulapul de alimentare, care la rândul lor sunt înseriate cu două contactoare de tip Moeller DILM-80A prin intermediul cărora se realizează AAR la lipsa tensiunii pe sursa de bază. Din aceste două contactoare tensiunea este preluată de sistemul de bare tip Moeller BPZ-BB/T-20x5x600/274 A 400 V ca.

Alimentarea circuitelor de comandă şi semnalizare se face independent de alimentarea automatului programabil de la o sursă cu comutaţie statică de 240Vca/24Vcc/10A tip Moeller SN3-100-BV8.

Fig.4. Interior dulap de automatizare şi control (DAC)

Ambele dulapuri sunt încălzite cu ajutorul a două rezistenţe anticondens de 500W cu termostat de ambient şi reglaj de temperatură.

Automatul programabil este Moeller XC-CPU201-EC512K-8DI-6DO-XV cu 2 module XIOC-16DI de câte 16 intrări digitale, un modul XIOC-12DO-R de 12 ieşiri digitale şi un modul XIOC-8AI-I2 de 8 intrări analogice şi este alimentat cu tensiune operativă de 24Vcc dintr-o sursă cu comutaţie statică de 240Vca/24Vcc/5A tip Moeller SN3-050-BV8;

În automatul programabil, cu ajutorul unei aplicaţii software Moeller Easy Soft CoDeSys v.2.3.9, s-a realizat atât logica de comandă-control şi protecţii cât şi funcţii ce asigură comunicaţia serială prin protocol CAN cu Panoul Operator şi ModbusTCP (Ethernet) cu sistemul SCADA al CHE Tismana Subteran.

Panoul Operator este Moeller XV-460-84TVB cu display TFT LCD TouchScreen şi este alimentat cu tensiune operativă de 24Vcc dintr-o sursă cu comutaţie statică de 240Vca/24Vcc/5A tip Moeller SN3-050-BV8.

Fig.5. Semnalizări şi panou operator dulap de

automatizare şi control (DAC) Pentru Panoul Operator s-a realizat, cu ajutorul

unei aplicaţii software Eaton Galileo v.7.2.3, 3 ecrane: ecran principal pentru comanda şi vizualizarea stării instalaţiei vană fluture, un ecran pentru vizualizarea semnalizărilor şi un ecran pentru vizualizarea şi confirmarea alarmelor.

În regim automat când se comandă deschiderea

vanei future, automatul programabil prin logica internă analizează condiţiile de deschidere (poziţia butoanelor ciupercă, regimul de funcţionare, poziţia Vanei Fluture, existenţa unei comenzi de oprire), poziţia Vanei AC, protecţia motorului vanei AC, pompele de ulei ale vanei fluture şi iniţiază comanda de deschidere Vana AC.

După ce s-a deschis Vana AC şi s-au echilibrat presiunile amonte şi aval, dacă senzorul de curgere nu sesizează curgere apă prin by-pass, automatul programabil iniţiază comanda de deschidere vana fluture prin cuplarea electrodistribuitorului şi, în funcţie de regimul de pompare ales (pompa1 lucru/pompa2 rezervă sau invers), porneşte pompa 1 sau 2.

Cele două pompe sunt monitorizate de către automatul programabil prin semnal binar de „presiune normală de refulare” şi „suprasarcină”. Când pompa de bază se defectează şi nu reuşeşte să atingă pragul de


în Energetică


387

2012

Fig.6. Ecran principal panou operator (DAC)

Fig.7. Ecran semnalizări panou operator (DAC)

Fig.8. Ecran alarme panou operator (DAC)

presiune normală de refulare, automat se comandă oprirea ei şi pornirea pompei de rezervă. Aceeași comandă de comutare între pompe se execută şi în cazul în care pompa de bază intră în suprasarcină, fapt semnalizat prin relee termice.

În acelaşi timp cu deschiderea vanei fluture se

iniţiază în logica automatului programabil un timer care semnifică ciclu depăşit de deschidere al vanei fluture. Dacă vana fluture nu se deschide în timpul prestabilit (timp de deschidere) atunci timer-ul comandă închiderea vanei fluture. Totodată viteza de deschiderea a vanei fluture trebuie să fie aproximativ constantă, ea


în Energetică


388

2012

fiind supravegheată în mod continuu de traductorul de supraviteză care, la şocuri de deschidere, comandă închiderea vanei fluture.

Vana Fluture are o cursă de 90 grade de la închidere la deschidere, aceasta fiind supravegheată de automatul programabil printr-un senzor inductiv de poziţie unghiulară tip RI90P1-Qr14-LiU5x2 cu ieşire analogică, domeniu de măsurare 0-90grade/4-20mA şi clasa de protecţie IP67.

Regimul manual este total independent de releistica automatului programabil, folosind pentru acționarea vanei fluture echipamente distincte.

În poziţia deschisă a vanei fluture sunt urmărite: ‐ Tasare 5 grade – când comandă repompare, cu

pompa de bază, până la confirmarea poziţiei deschisă a vanei fluture.

‐ Tasare 10 grade - când comandă închiderea vanei fluture prin deconectarea electrodistribuitorului.

‐ Închiderea voită de la panoul operator, de pe uşa dulapului sau de la distanţă din centrală când comandă închiderea vanei fluture prin deconectarea electrodistribuitorului.

‐ Închiderea de avarie prin apăsarea butonului de avarie tip ciupercă când comandă închiderea vanei fluture prin deconectarea electrodistribuitorului.

‐ Semnalele din exterior (centrală): presiune scăzută în conducta forţată, nivel maxim maxim epuizmente centrală şi nivel crescut al apei în bazinul de liniştire când comandă închiderea vanei fluture prin deconectarea electrodistribuitorului.

Vana Fluture se închide sub propria greutate prin decuplarea electrodistribuitorului.

Toate comenzile de închidere ale vanei fluture, iniţiază oprirea hidroagregatelor.

Poziţia deschisă a vanei fluture condiţionează pornirea hidroagregatelor.

În cazul în care panoul operator este defect, cu cheia de alegere regim de funcţionare pe poziţia automat, se poate comanda deschiderea/închiderea vanei fluture prin apăsarea butoanelor de pe ușa dulapului, folosite în regimul manual, iar verificarea existenţei vreunei alarme sau a condiţiilor de deschidere se poate face prin vizualizarea semnalizărilor becurilor montate pe uşa dulapului. Instalaţia de automatizare va funcţiona în continuare în regimul automat, comandat şi controlat de automatul programabil, inclusiv cu furnizarea datelor către calculatorul de la Blocul Tehnic CHE Tismana Subteran şi sistemul SCADA al S.H. Târgu Jiu. Pentru urmărirea vanei şi semnalizarea diverselor poziţii ale acesteia s-au montate pe cele două braţe ale vanei fluture senzori de proximitate inductivi în carcasă filetată din alamă cromată în număr de 8 şi 2 traductori analogici unghiulari 0-90 grade, ieşire 4-20mA tip RI90P1-Qr14-LiU5x2.

4. ÎMBUNĂTĂŢIRI ADUSE INSTALA ŢIEI VANĂ FLUTURE DUPĂ REABILITARE

S-au realizat regimuri de funcţionare manual si

automat absolut independente: ‐ automat prin intermediul automatului

programabil şi a panoului operator/butoane comandă;

‐ manual de la faţa locului, chiar cu scoaterea din funcţiune a automatului programabil şi/sau a panoului operator, din chei şi butoane de comandă prin urmărirea lămpilor de semnalizare.

Curgerea apei prin conducta de by-pass este monitorizată de automatul programabil printr-un senzor de circulaţie, cu posibilitatea de reglaj a sensibilităţii acestuia. Prezenţa unui anumit debit al apei în conducta de by-pass în momentul în care presiunea din amonte vana fluture este indicată ca fiind egală cu cea din aval de vană fluture, indică o problemă în prelevarea şi/sau interpretarea informaţiilor legate de presiuni egalizate, lucru ce blochează deschiderea vanei fluture în regim automat. Deschiderea vanei este amânată până la dispariţia curgerii apei prin conducta de by-pass.

Monitorizarea presiunii amonte/aval de vana fluture: ‐ Pentru regimul manual au fost prevăzute

două manometre montate amonte/aval de vană, pe care personalul de exploatare le urmăreşte pentru verificarea condiţiilor de deschidere a vanei.

‐ Pentru regimul automat au fost instalate două presostate care condiţionează deschiderea vanei fluture de valoarea presiunilor amonte şi aval vană fluture peste anumite limite prestabilite.

Automatul programabil monitorizează existenţa presiunii de refulare la pompa de lucru, iar la dispariţia presiunii de refulare a acesteia, comandă în mod automat pornirea pompei de rezervă; astfel, se menţine funcţionarea continuă a grupului de pompare.

S-a înlocuit manometrul diferenţial existent cu unul modern, care oferă suplimentar şi posibilitatea afişării locale a diferenţei presiunilor amonte-aval cât şi reglarea acestei diferenţe.

Se monitorizează viteza de deschidere a vanei fluture. Pentru această funcţie de protecţie s-a folosit pe unul din braţele vanei un traductor analogic unghiular 0-90 grade cu ieşire 4-20 mA, care este conectat la un indicator digital universal care monitorizează gradientul vitezei de deplasare a braţului vanei. La o creştere a gradientului vitezei peste limita calculată, lucru ce indică probleme în conducta forţată, se comandă închiderea vanei.

Monitorizarea celor două surse de alimentare prezente la nodul de presiune este realizată de un AAR specializat cu automat programabil care asigură


în Energetică


389

2012

continuitatea alimentării cu energie electrică a tuturor consumatorilor de la casa vanelor.

Dulapul DAC este alimentat din dulapul PA prin două căi care sunt monitorizate de un AAR separat prevăzut cu UPS, care asigură continuitatea alimentării cu energie electrică; S-a implementat în automatica vanei fluture a următoarelor funcţii suplimentare:

‐ Comandă închidere vană fluture la inundare centrală (nivel maxim maxim apă în bazinul de epuizment centrală);

‐ Comandă închidere vană fluture la surpare galerie de fugă (nivel maxim apă în bazinul de liniştire);

‐ Comandă oprire hidroagregate la comanda de închidere a vanei fluture.

S-a instalat un analizor de reţea ce furnizează local informaţii legate de nivelul tensiunii, curenţi, frecvenţă, putere activă/reactivă/aparentă şi factor de putere pe faze şi trifazat.

S-au utilizat echipamente de generaţie nouă, moderne şi cu fiabilitate mare. S-au implementat sisteme de măsură continuă (unghiulară) a poziţiei vanei fluture, suplimentare faţă de limitatorii clasici. Poziţia vanei nu era semnalizată decât în cele patru poziţii ale limitatorilor mecanici la nivelul dulapului de comandă şi semnalizare nod presiune şi în poziţiile închis/deschis la nivel de cameră de comandă CHE.

Furnizarea datelor de proces de la instalaţia de automatizare vană fluture către sistemul SCADA al CHE Tismana Subteran a fost realizat cu ajutorul unei aplicaţii software Kepware Communications Server v.5.3 cu protocol de comunicaţie ModbusTCP (Ethernet), instalată şi configurată pe calculatorul din camera de comandă a CHE Tismana Subteran. În această interfaţă se pot vizualiza starea instalaţiei vană fluture, vizualizare semnalizări, vizualizare alarme, fără a se putea iniţia comenzi de la distanţă.

Furnizarea datelor către calculatorul de la Blocul Tehnic a CHE Tismana Subteran (casa vanelor) şi sistemul SCADA al S.H. Târgu Jiu a fost realizată cu ajutorul unei aplicaţii software Cogent OPC DataHub v.6.4.8, instalată şi configurată atât pe calculatorul din camera de comandă a CHE Tismana Subteran cât şi pe calculatorul de la Blocul Tehnic.

Realizarea interfeţei cu utilizatorul (HMI) din Fig. 9 a fost dezvoltată cu ajutorul unei aplicaţii software Azeo Tech DAQFactory v.5.86, instalată şi configurată atât pe calculatorul din camera de comandă a CHE Tismana Subteran cât şi pe calculatorul de la Blocul Tehnic casa vane a CHE Tismana Subteran.

Realizarea instalaţiei de automatizare cu automat programabil a permis achiziţia unui număr mult mai mare de informaţii legate de poziţii, semnalizări, valori, avarii şi afişarea lor atât local cât şi la distanţă pe calculatoarele din camera de comandă a CHE Tismana Subteran şi Blocul Tehnic. Totodată s-a realizat şi integrarea mărimilor de proces ale instalaţiei de automatizare a vanei fluture în sistemul SCADA al sucursalei şi înregistrarea acestora în vederea realizării de rapoarte.

BIBLIOGRAFIE [1].- SR CEI 60304 Culori de referinţă pentru

izolaţia cablurilor şi conductoarelor de joasă frecvenţă;

[2].- Peter Roersch, Modular PLC XC-CPU-201, Moeller GmbH;

[3].- User manual for PLC programming with CoDeSys 2.3, 3S - Smart Software Solutions GmbH;

[4].- www.eaton.com; [5].- www.moeller.net;

Fig.9. Ecran HMI Statie operator


în Energetică


390

2012

2.31.- SISTEM WEB DE GESTIUNE A DOCUMENTELOR PENTRU

SECTORUL ENERGETIC

Ing. Roxana Panduru, Dr.ing. Mircea Grosu, Ing. Marius-Cosmin Vîlcu CS ROMANIA, str. Păcii 29, 200692, Craiova, Dolj, tel.0251.412.850, fax.0251.417.307, e-mail:[email protected]

Ing. Marius Săftoiu, Ing. Daniela Pena, Ing. Marin Zanfir, Ing. Claudiu Uliu Hidroelectrica – str. Constantin Nacu, nr.3, sector 2, Bucuresti, tel: 021.303.25.00, fax: 021.303.25.64


Ing. Mişu Cioc, Ing. Valentin Topoloagă Institutul de Studii şi Proiectări Hidroenergetice - Calea Vitan 293, sector 3, Bucureşti, tel. 021.314.72.70,

fax. 021.312.09.25, e-mail: [email protected]

Summary: Entities in the energy sector generate a large amount of documentation, from various categories (technical, quality, administrative etc.), being difficult for different stakeholders to manage and use it efficiently when needed in different types of activities like exploitation, maintenance, refurbishment, design, consulting etc. This paper presents a configurable Web-based Document Management System, addressing the energy sector, who offers a secure and easy to use solution for managing the documentation and for a fast search of a specific document. The HMI is very intuitive, the user having the possibility to choose either to surf using the hierarchical animated graphical representation of the objects or by using the tree representation. The documentation associated to each component is organised by categories and the user can select his domain of interest. We are focusing on a use case in the hydroenergetic sector, but the application can be easily configured to be used in any kind of activity from the energy sector. Keywords: document management system, HMI, web-based 1. INTRODUCERE

Entităţile din sectorul energetic generează o

cantitate mare de documente, din diverse categorii (tehnic, de calitate, administrativ, etc.), fiind dificil pentru diferitele părţi interesate de a le gestiona şi de a le folosi în mod eficient atunci când este necesar, în diferitele tipuri de activităţi, cum ar fi gestiunea investiţiilor, exploatarea, întreţinerea, retehno-logizarea, proiectarea, consultanţa, asigurarea calităţii etc.. Pentru eliminarea dificultăţilor legate de accesul facil la aceste documente apare necesitatea gestiunii centralizate a acestora, astfel încât să se satisfacă cerinţele legate de ordonare, organizare pe obiective energetice şi acces on-line simplu, direct din locaţia din care se face utilizarea.

În această lucrare se prezintă un sistem informatic pentru managementul documentelor [1] care corespunde cerinţelor de mai sus, bazat pe tehnologii web şi care pune la dispoziţia utilizatorilor, printr-un acces partajat, colaborativ şi concurent, documentele aferente entităţilor energetice.

Sistemul de gestiune de documente realizat este unul uşor configurabil, în lucrare fiind prezentată varianta personalizată pentru cazul gestiunii documentaţiei tehnice şi a altor documente aferente activităţilor de retehnologizare, investiţii, exploatare şi mentenanţă din cadrul Hidroelectrica SA. În acest context, sistemul pentru managementul documentelor prezentat în lucrare

va fi referit sub denumirea HydroDoc. Folosind sistemul HydroDoc se pot colecta

documente, din toate departamentele, pentru a fi stocate şi gestionate în mod centralizat, pe un server dedicat, dar cu posibilitatea unui acces securizat prin intermediul browserelor, din orice locaţie unde există acces la internet / intranet (Figura 1).

Interfaţa utilizator a aplicaţiei HydroDoc este intuitivă şi uşor de folosit, utilizatorii putând să regăsească documentele fie folosindu-se de animaţia grafică ce reprezintă intr-o manieră ierarhică obiectivele hidroenergetice cu subcomponentele lor, permiţând astfel navigarea vizuală din aproape în aproape până la componenta de interes, fie prin utilizarea reprezentării text de tip arborescent pentru componente. De asemenea, se pune la dispoziţie şi posibilitatea unei căutări avansate după toate criteriile documentelor şi componentelor hidroenergetice de care acestea aparţin, precum şi după cuvinte cheie din contextul documentelor.

HydroDoc este un sistem sigur, permiţând configurarea securizării şi păstrarea confidenţialităţii anumitor documente sensibile, care nu trebuie să fie difuzate tuturor utilizatorilor.

2. ARHITECTURA HYDRODOC Aplicaţia HydroDoc are o arhitectură de tip client-

server. Aceasta se instalează pe un server dedicat şi


în Energetică


391

2012

este accesibilă, printr-un navigator web, de pe orice staţie de lucru client, indiferent de locaţia fizică a utilizatorului.

Figura 1- Distribuţie HydroDoc Arhitectura HydroDoc se bazează pe modelul pe 3

niveluri [2], schema arhitecturală din Figura 2 prezentând cele 3 niveluri precum şi fluxurile de informaţii între acestea:

- Nivelul de prezentare - Nivelul de logică - Nivelul de date

Figura 2- Arhitectura HydroDoc Implementarea aplicaţiei HydroDoc se bazează pe

tehnologiile Microsoft de ultimă generaţie: - Servere:

• Windows Server 2008 • SQL Server 2008 [3] • Search Server 2010 [4]

- Tehnologii: • .NET Framework 4.0 [5] • ASP .NET 4.0 [6] • Silverlight 5 [7] • Windows Communication Foundation

(WCF) [8] • Simple Object Access Protocol (SOAP)

[8] • Internet Information Service (IIS) [9]

2.1. Nivelul de prezentare Acest nivel reprezintă interfaţa utilizator, care este

compatibilă cu toate browserele moderne existente (Internet Explorer, Firefox, Chrome), fiind realizat prin:

- Pagini web implementate în tehnologia Microsoft Silverlight 5 pentru site-ul front end;

- Mecanism de navigare cu mouse-ul în adâncime şi în lateral, implementat cu tehnologia Microsoft Deep Zoom [10] (compatibilă cu Microsoft Silverlight) şi imagini descompuse ale vederilor de navigare;

- Pagini web implementate în tehnologia Microsoft ASP.NET pentru modulul de administrare.

Nivelul de prezentare este găzduit în IIS şi comunică, prin mesaje de tip SOAP, cu nivelul de logică.

2.2. Nivelul de logică

Acesta este nivelul de procesare, fiind numit şi nivelul de business şi este realizat prin:

- Server web Microsoft Internet Information Services IIS 7.5;

- Componente de logică a aplicaţiei realizate în tehnologie WCF, pentru preluarea informaţiilor de intrare de la nivelul de prezentare, executarea logicii aplicaţiei şi retransmiterea rezultatelor interogărilor din baza de date realizate de nivelul de date catre paginile web;

- Componenta de indexare în timp real a documentelor aplicaţiei, realizată în tehnologie Microsoft Search Server 2010 Express.

2.3. Nivelul de date

Acest nivel asigură persistenţa şi gestiunea datelor şi este realizat prin:

- Interogări SQL native, parametrizabile în funcţie de criteriile de interogare inserate de utilizator în paginile web;

- Server de baze de date relaţionale Microsoft SQL Server 2008, pentru stocarea informaţiilor cu privire la entităţile aplicaţiei (documente, componente ale vederilor, categorii de documente, utilizatori, profiluri şi permisiuni) şi a rezultatelor indexării documentelor;

- Suport fizic de stocare a fişierelor documentelor inserate în aplicaţie.

3. FUNCŢIONALIT ĂŢI HYDRODOC Sistemul HydroDoc pune la dispoziţia

utilizatorilor atât funcţionalităţi legate de regăsirea şi descărcarea documentelor cât şi funcţionalităţi prin care să se poată gestiona într-o manieră facilă şi intuitivă toate entităţile folosite de aplicaţie: documentele, componentele hidroenergetice, utilizatorii etc..


în Energetică


392

2012

Din punct de vedere funcţional, sistemul HydroDoc este împărţit în două module:

- Modulul de navigare - ce permite accesarea documentelor pentru vizualizare şi descărcare.

- Modulul de gestiune - ce permite actualizarea documentelor, componentelor hidroenergetice şi a utilizatorilor.

3.1. Modulul de navigare

Utilizatorii sistemului HydroDoc aşteaptă de la această aplicaţie în primul rând accesul rapid şi intuitiv la documentele de interes. Pentru a satisface acest lucru, a fost conceput Modulul de navigare care pune la dispoziţia utilizatorilor autentificaţi o serie de mecanisme de navigare printre componentele hidroenergetice şi de regăsire rapidă a documentelor.

Accesul la conţinutul site-ului se realizează numai de catre utilizatorii autentificaţi, în urma autorizării prin formularul de autentificare pe bază de cont şi parolă. În urma autorizării în site se afişează pagina principală a site-ului front-end, care conţine în funcţie de profilul utilizatorului conectat, meniurile pentru care utilizatorul este autorizat.

Utilizatorul are posibilitatea de a-şi modifica parola, dacă doreşte acest lucru, printr-un ecran dedicat.

În Modulul de navigare se regăsesc ecrane dedicate care permit navigarea grafică prin imaginile de ansamblu, navigarea prin intermediul arborescenţei text de componente precum şi formularul de căutare a documentelor. Tot din Modulul de gestiune, pentru utilizatorii cu profil de Gestionar sau Administrator, se pune la dispoziţie un meniu pentru accesul în Modulul de gestiune.

Accesul către ecranele descrise mai sus se realizează prin intermediul unui meniu vizibil din fiecare interfaţă în parte.

Imediat sub meniul principal se poate observa firul de navigare, de la componenta părinte de nivel 1, prin subcomponentele acesteia şi până la componenta curentă. În acest fir de navigare se regăsesc legături spre fiecare componentă ce a fost parcursă, dând astfel posibilitatea realizării unui salt rapid de la componenta curentă către o componenta intermediară, ce a fost întâlnită pe parcursul navigării, sau chiar la componenta părinte iniţială. Navigarea grafică

Aplicaţia dispune de un set de vederi grafice alcătuite dintr-un ansamblu de imagini dinamice care permit o interactivitate din partea utilizatorului prin funcţionalităţi de navigare pe cele trei axe (sus-jos, stânga-dreapta şi în adâncime prin efect de zoom). Această navigare se poate realiza folosind mouse-ul sau butoanele ataşate imaginii, realizându-se astfel deplasarea către o componentă din desen şi punerea în evidenţă a detaliilor acesteia (prin zoom). În fiecare imagine aferentă unei componente se realizează demarcarea perimetrului grafic al fiecărei subcomponente aparţinând componentei curente, cu afişarea numelui subcomponentei respective şi cu

posibilitatea ca la un click pe zona demarcată a acelei componente să se afişeze imaginea detaliată asociată acesteia. Prin acest mecanism se realizează navigarea de la componentele de nivel superior către cele din nivelurile de detaliu: de exemplu, de la nivelul centralei, definit ca nivelul 1, la componente intermediare ca hidroagregat, VIR, telecomunicaţii etc. şi până la cele mai mici subcomponente precum piston, bare stator, microunde etc., ce reprezintă componente de nivel 3,4 s.a.m.d..

În Figura 3 se poate observa, ca urmare a navigării în adâncime a componentei „HA1”, afişarea imaginii de detaliu a acesteia, în care se pot regăsi subcomponentele sale. Continuând navigarea, spre nivelurile următoare, pentru fiecare componentă, care devine componenta curentă, se afişează subcomponentele sale, până la ultimul nivel de detaliu.

Figura 3- Navigare grafică

Pe parcursul navigării, pentru componenta selectată

se afişează atât informaţiile de detaliu ale acesteia (nume, descrieriere, producator etc.) precum şi lista documentelor asociate, organizate pe categoriile din care fac parte (documente de proiectare, calitate, mentenanţă, punere în funcţiune etc.). Navigarea text

În paralel cu navigarea grafică, aplicaţia HydroDoc pune la dispoziţia utilizatorilor săi posibilitatea de a vizualiza arborescenţa de componente care poate fi parcursă prin animaţia grafică şi prin intermediul unei prezentări de arborescenţă text, aşa cum se poate observa în Figura 4.

Figura 4-Navigare text

Prin arborescenţa text se parcurge arborele

urmărînd aceeaşi structură şi organizare de componente ca şi în navigarea vizuală, de la componentele de nivel superior precum centrală, către


în Energetică


393

2012

cele din nivelurile intermediare şi până la ultimele niveluri, cele de detaliu, precum piston sau bare stator.

Alături de arborescenţa text, sunt prezentate atât

informaţiile componentei selectate, cât şi lista de documente asociate ce pot fi grupate în funcţie de categoria de documente din care fac parte. De asemenea, se poate realiza o filtrare rapidă a listei de documente asociate componentei selectate folosind o căutare în funcţie de numele lor.

La un click pe numele documentului se deschide pagina cu detaliile documentului selectat, în care sunt prezentate atât informaţiile de detaliu ale documentului precum nume, descriere, cuvinte cheie, categorie dar şi lista componentelor hidroenergetice la care documentul este asociat, ştiind că un document poate fi asociat la mai multe componente. De asemenea, tot în această pagină este prezentată lista versiunilor disponibile pentru documentul respectiv, un document putând permite mai multe versiuni în diverse limbi.

Pentru a deschide una din versiunile documentului, utilizatorul poate selecta linkul către fişierul fizic în limba dorită, urmând a se realiza afişarea acelui document prin lansarea unui program extern aplicaţiei, în funcţie de extensia sa (de exemplu dacă este un document PDF, la deschiderea fişierului se lanseaza aplicaţia Adobe Reader existentă pe PC-ul utilizatorului).

Căutarea avansată Utilizatorul conectat la site-ul front-end are

posibilitatea să lanseze o căutare de documente folosind formularul special de căutare în care va putea să işi configureze criteriile dorite. Interfaţa de căutare se lansează prin accesarea butonului „Căutare” existent în meniul principal al site-ului front-end. Aşa cum se poate observa în Figura 5, formularul conţine câmpuri ce reprezintă criterii atât asupra proprietăţilor documentelor cât şi asupra proprietăţilor componentelor la care sunt asociate documentele.

Figura 5- Căutare avansată

De asemenea, există şi posibilitatea de a restrânge căutarea doar la documentele asociate la o serie de componente. Această filtrare se realizează tot în acest ecran, prin selecţia, din arborele de componente text prezentat într-o fereastră popup, a componentelor de interes. Pentru filtrele de tip text în care utilizatorul trebuie să introducă în mod liber sintaxa de căutare,

aceasta este interpretată ca o particulă inserata partial. De exemplu, dacă la cuvinte cheie se trece „cen”, atunci se vor căuta toate documentele ce conţin cuvinte ca „centrală”, „hidrocentrală”.

Operaţia de căutare se realizează atat în baza de date (unde s-au salvat informaţiile despre documente la inserarea lor în sistem), cat şi în conţinutul fişierelor propriu-zise, stocate pe server şi indexate în prealabil cu ajutorul motorului de indexare a documentelor implementat cu ajutorul Search Server-ului [5].

În urma căutării, în funcţie de criteriile configurate, se va afişa lista de rezultate ce conţine documentele care îndeplinesc toate criteriile alese. Utilizatorul poate selecta numele documentului pentru a deschide pagina cu informaţiile de detaliu ale documentului. De asemenea, pentru fiecare document există şi legături directe către „Ultima versiune” – prin selectarea cărora se deshide ultimul fisier asociat documentului cu programul asociat, în funcţie de tipul acestuia, existent pe staţia de lucru a utilizatorului.

3.2. Modulul de gestiune Sistemul de gestiune a documentelor HydroDoc

permite configurarea tuturor entităţilor pe care le foloseşte. Acest lucru se poate realiza prin funcţionalităţile Modulului de Gestiune care dă posibilitatea de a adăuga, modifica sau şterge orice entitate definită în sistem (componentă, document, categorie de documente, utilizator, grup de utilizatori).

Modulul de gestiune este accessibil numai utilizatorilor cu profil de „Gestionar” sau „Administrator”. Modulul de gestiune permite accesul la diverse submodule în funcţie de profilul utilizatorului curent. Pentru un gestionar se va putea realiza:

- Gestiune categorii documente - Gestiune documente

Iar pentru un administrator se va putea realiza, în plus - Gestiune grupuri utilizatori - Gestiune utilizatori - Gestiune componente grafice

În funcţie de selecţia unei opţiuni de meniu, utilizatorul poate accesa unul dintre submodulele aplicaţiei, descrise în continuare în lucrare. Gestiune grupuri de utilizatori

Grupurile de utilizatori sunt administrate din submodulul „Gestiune grupuri utilizatori” al modulului de gestiune, numai de către utilizatorii având profilul „Administrator”. Prin acest modul se pot crea, modifica sau şterge grupurile de utilizatori. Grupurile de utilizatori sunt necesare pentru a acorda drepturile de vizualizare şi de editare asupra documentelor. Gestiune utilizatori

Utilizatorii aplicaţiei sunt administraţi din submodulul „Gestiune utilizatori” al modulului de gestiune numai de către utilizatorii având profilul „Administrator”. Prin acest modul se pot crea, modifica,


în Energetică


394

2012

şterge utilizatorii dar şi modifica/reiniţializa parola, afecta un utilizator la un grup de utilizatori.

Un utilizator este caracterizat de proprietăţi precum cont utilizator, nume şi prenume, profil ( „Utilizator”, „Gestionar” sau „Administrator”), grup de utilizatori de care apartine, departament din care face parte, id componentă preferată.

Gestiune componente Componentele vederilor de navigare sunt

administrate din submodulul „Gestiune componente” al modulului de gestiune de către utilizatorii având profilul „Administrator” din opţiunea asociată a meniului principal.

Toate componentele afişate în vederile de navigare sunt administrate ca entităţi ale bazei de date în cadrul modulului de gestiune al aplicaţiei. Privite ca entităţi ale unei tabele a bazei de date, componentele sunt dispuse într-o arborescenţă, pornind de la componentele părinte de nivel 1 şi continuând cu subcomponentele de nivel 2, 3 etc.. Pe nivelul 1 se va afişa o componentă rădăcină, care nu are nici un părinte. Pe nivelul 1 se vor afisa centralele, pe nivelul 2 vederile de ansamblu la nivel de centrală, pe nivelul 3 subcomponentele acestora ş.a.m.d.. Fiecare componentă poate avea un singur părinte şi zero, unul sau mai multe componente copil. De asemenea, fiecare componentă poate avea zero, unul sau mai multe documente asociate.

În siteul front-end, la un click pe perimetrul (conturul dreptunghiular) asociat acelei componente C1 (afişat în componenta sa părinte) se va afişa imaginea detaliată a componentei C1, în care se vor pune în evidenţa subcomponentele grafice ale acesteia.

Componentele (afişate grafic în componenta lor părinte din arborescenţă) care nu au un fişier imagine de detaliu asociat vor afişa o listă de documente la un click în interiorul conturului lor din imaginea componentei părinte.

Pentru fiecare componentă grafică există acţiunile următoare disponibile:

- Creare subcomponentă, - Ştergere componentă, - Duplicare componentă, - Export fişier componente şi subcomponente. O componentă este caracterizată de proprietăţi ca

id componentă părinte, nume componentă, descriere componentă, cod comercial, Cod KKS, producător, furnizor.

Lista componentelor este reprezentată sub formă de arbore, respectând relaţia părinte-copii. La operaţia de Duplicare componente, se creează o componenta nouă, pe acelaşi nivel cu componenta sursă (deci având acelaşi părinte) şi având drept copii, replici ale componentelor de pe nivelurile inferioare ale componentei sursă.

Pentru realizarea navigării vizuale prin imagini pe componentele introduse, este necesară realizarea unui film de navigare cu utilitarul Deepzoom Composer [11]. Pentru a putea accesa componentele prin navigarea vizuală prin imagini, imaginile alese pentru arborescenţa

de componente trebuie prelucrate programatic cu ajutorul utilitarului Deepzoom Composer pentru a putea fi integrate în animaţia de navigare utilizată de site-ul front-end în navigarea grafică.

Gestiune categorii de documente

Categoriile de documente din aplicaţie sunt administrate din submodulul „Gestiune categorii documente” al modulului de gestiune de către utilizatorii având profilul „Administrator” sau „Gestionar” folosind opţiunea asociată a meniului principal.

Printre categoriile de documente utilizate în aplicaţie sunt şi: Proiecte as-build, Fişe tehnice, Documentaţii de punere în funcţiune, Probe de garanţie, Documentaţii de operare, Documentaţii de asigurare a mentenanţei, Documentaţii de calitate etc.

O categorie de documente este caracterizată de proprietăţile cod categorie (folosit la importul de documente în masă) şi nume categorie de documente.

Gestiune documente

Documentele din aplicaţie sunt administrate din submodulul „Gestiune documente” al modulului de gestiune.

Acest modul poate fi accesat de utilizatorii având profilul „Administrator” sau „Gestionar” din opţiunea asociată a meniului principal.

Documentele pot fi accesate de toţi utilizatorii autorizaţi, prin intermediul funcţionalităţilor existente în site-ul front-end. Din modulul de gestiune însă, se pot accesa doar documentele la care utilizatorul are drept de modificare. Astfel, utilizatorul are posibilitatea de a crea, modifica, bloca/debloca, şterge, asocia/dezasocia componentele şi importa în masa documentele.

Un document este caracterizat de proprietăţile nume, descriere, categorie de documente, cuvinte cheie, proprietăţile de document original, document public, listă de grupuri şi utilizatori autorizaţi pentru vizualizare, listă de grupuri autorizate pentru editare şi lista componentelor la care este asociat.

Din formularul de modificare al unui document existent, un utilizator autorizat să modifice documentul, poate sa blocheze documentul, astfel încât acest document să nu mai fie modificat până când autorul blocării decide că a finalizat modificarea documentului şi realizează operaţia de deblocare. Astfel, pe perioada blocării, nu se mai pot modifica nici proprietăţile documentului, nici descărca fişierele. Autorul blocării poate însă să îşi continue operaţiile de modificare. Ca şi măsură de precauţie, un administrator va putea debloca un document blocat de un alt gestionar/administrator.

Pentru introducerea unui număr mare de documente, se pune la dispoziţia utilizatorilor autorizaţi importul de documente în masă, pe baza unui template Excel predefinit. Pe baza acestui fişier precompletat, împreuna cu fişierele fizice ale


în Energetică


395

2012

documentelor, se pot încărca în aplicaţie într-un mod foarte rapid, un număr mare de documente noi.

4. CONCLUZII ŞI EVOLU ŢII VIITOARE Această lucrare prezintă un sistem web de gestiune a

documentaţiei, destinat sectorului energetic, care oferă o soluţie sigură şi uşor de utilizat pentru gestionarea documentelor şi pentru căutarea rapidă a acestora oferind o interfaţă utilizator foarte intuitivă, utilizatorul având posibilitatea de a identifica documentele fie utilizând animaţia grafică reprezentând obiectivele, fie prin folosirea reprezentării arborescente a acestora. Documentaţia aferentă pentru fiecare componentă este organizată pe categorii astfel că utilizatorul poate selecta uşor domeniul său de interes.

Lucrarea a oferit descrierea cazului particular al sistemului de gestiune a documentelor pentru sistemul hidroenergetic, dar aplicaţia poate fi uşor configurabilă pentru orice tip de activitate din sectorul energetic şi nu numai.

Sistemul HydroDoc este în continuă dezvoltare, noi funcţionalităţi sunt prevazute pentru a fi implementate în viitorul apropiat:

- Implementarea importului utilizarorilor din Active Directory-ul organizaţiei, pentru a permite, pentru utilizatorii importaţi, realizarea autentificării în aplicaţie prin Windows Authentication;

- Pre-vizualizarea documentelor direct de pe server, fără a fi descărcate pe maşina clientului, venind astfel în întâmpinarea problemelor cauzate de o bandă de reţea mică;

- Gestionarea unui flux de legături între documente prin care să se poată defini câte o listă de documente părinte respectiv documente copil;

- Dezvoltarea unui modul OCR care să interpreteze în mod text documentele iniţial neindexabile (imagini, o serie de fişiere pdf, etc.).

BIBLIOGRAFIE

[1]. Michael J. D. Sutton, Document Management for the Enterprise: „Principles, Techniques, and Applications”, 1996

[2] Eckerson W.W. „Three Tier Client/Server Architecture: Achieving Scalability, Performance, and Efficiency in Client Server Application” , January 1995

[3] Ben-Gan I., Sarka D., Wolter R., Low G., Katibah E., Kunen I.: „Inside Microsoft SQL Server 2008: T-SQL Programming (Pro-Developer)”, September 2009

[4] Svenson M. , Johansson M., Piddocke R.: „Working with Microsoft FAST Search Server 2010 for SharePoint”, March 2012

[5] Michaelis M.: „Essentials in C# 4.0”, March 2010 [6] MacDonald M., Freeman A.: „Pro ASP.NET 4 in

C# 2010”, June 2010 [7] MacDonald M.: „Pro Silverlight 4 in C#” ,

November 2010 [8] Cheng S.: „Microsoft Windows Communication

Foundation 4.0 Cookbook for Developing SOA Applications”, October 2010

[9] Stanek W.R. : „Internet Information Services (IIS) 7.0 Administrator's Pocket Consultant”, December 2007

[10] Internet: Deep Zoom: http://msdn.microsoft.com/ en-us/library/cc645050%28v=vs.95%29.aspx

[11] Internet: Deep Zooom Composer - http://msdn.microsoft.com/en-us/library/dd409068.aspx

.


în Energetică


396

2012

2.32.- APLICAŢIA DIAGCONSOLE PENTRU ECHIPAMENTE

ELECTRICE

Dr.ing. Tănăsescu Gabriel, Ing. Dragomir Oana, Ing. Voinescu Lucian SC. SIMTECH INTERNATIONAL SRL, București, Șoseaua Olteniței nr. 105 A, sector 4,

tel. 021.332.10.18, fax. 021.332.10.18, e-mail: [email protected]

Drd.ing. Gorgan Bogdan, Prof.dr.ing. Noțingher Petru Universitatea POLITEHNICA Bucuresti, Splaiul Independentei, nr.313, sector 6, tel: 021.402.92.85,


Summary: Nowadays, the trend is to develop complete monitoring and diagnosis systems, both online and offline, able to perform measurements and store values of the diagnostic factors and to provide information about the condition of insulation systems. Based on this consideration, SIMTECH INTERNATIONAL company has developed a new software for monitoring and diagnosis of the electrical equipment, named DiagConsole, with which we can determine and visualize the equipment condition, subjected to testing at any time and can evaluate the remaining life. The novelty of this software is that it incorporates both offline and online monitoring and diagnosis applications.

Keywords: monitoring, diagnosis, remaining lifetime, software.

1. INTRODUCERE

Izolatiile echipamentelor electrice aflate in exploatare sunt supuse permanent solicitarilor electrice, termice, mecanice, ale mediului ambiant, etc., ceea ce conduce la inrautatirea proprietatilor, respectiv la imbatranirea acestora. Inrautatirea proprietatilor sistemelor de izolatie conduce, in foarte multe cazuri, la defectarea echipamentelor. Prin urmare, pentru evitarea aparitiei avariilor este necesara cunoasterea starii de imbatranire a izolatiilor si, acolo unde este cazul, evaluarea rezervei de durata de viata [1].

Monitorizarea presupune ca, pe baza unor metode sau proceduri, sa se selecteze anumiti parametri pentru stabilirea starilor tehnice ale echipamentelor electrice, sa se monteze senzori si traductoare convenabile care sa furnizeze semnale relevante, sa asigure achizitia si apoi transmisia datelor catre sistemele de baze de date, sa se constituie bazele de date cu valorile acestor parametri.

Diagnosticarea cuprinde modele sau metode de corelare si interpretare a datelor masurate, respectiv stocate in bazele de date in scopul evaluarii starilor tehnice ale echipamentelor electrice [2].

Astazi, tendinta este aceea de a dezvolta sisteme complete de monitorizare si diagnosticare on-line si off-line capabile sa efectueze masurari si sa memoreze valorile factorilor de diagnostic si, pe baza acestora, sa ofere informatii referitoare la starea de degradare a sistemelor de izolatie. Elaborarea si utilizarea eficienta a unor astfel de sisteme inteligente necesita insa cunoasterea legaturilor care exista intre valorile factorilor de diagnostic, solicitarile la care este supusa izolatia si procesul de imbatranire a acesteia.

Pe baza considerentelor mai sus mentionate, Simtech International a dezvoltat software-ul DiagConsole pentru aplicatii de monitorizare si diagnosticare, atat off-line, cat si on-line [3].

2. APLICATIA DE MONITORIZARE SI DIAGNOSTICARE OFF-LINE

2.1. Generalitati

Accesul in cadrul aplicatiei DiagConsole se face din platforma web www.admee.ro, dezvoltata de asemenea de catre Simtech International.

Dupa autentificare, este vizibil meniul de unde se pot accesa sase sectiuni: „Echipamente si rapoarte inregistrate”, „Solicitari”, „Monitorizare on-line”, „Comparatii echipamente”, „Setari personale” si „Forum” (fig. 1).

Accesand prima sectiune „Echipamente si rapoarte inregistrate” se poate utiliza aplicatia de monitorizare – diagnosticare off-line.

2.2. Analiza off-line a transformatoarelor de putere

Dupa selectarea echipamentului si completarea caracteristicilor tehnice generale ale acestuia, se selecteaza calea dorita pentru monitorizare din zona de „Rapoarte” (fig. 2).

Odata introduse datele generale ale echipamentului, se selecteaza automat conexiunile pentru care se introduc masurarile. Valorile introduse sunt corectate in functie de temperatura, evidentiidu-se variatia unui parametru, in timp, dar la aceeasi temperatura.


în Energetică


397

2012

Fig. 1. Interfata DiagConsole

Fig. 2. Date generale pentru transformatoarele de

putere

In cazul transformatoarelor de putere se poate alege din modulele de analiza: stare izolatie, stare infasurari, stare comutator de ploturi, stare echipamente de racire si stare transformatoare de tip inclus.

Este de mentionat faptul ca rapoartele vor fi diferite in functie de echipamentul ales pentru monitorizare. Accesand campul „Stare izolatie” va aparea partea de buletine de masurari, ca cea din fig. 3. Parametrii alesi pentru monitorizare pot fi diagnosticati prin accesarea butonului „Analiza” (fig. 4).

Analiza parametrilor propusi pentru monitorizare se face pe baza limitelor indroduse de catre operator la sectiunea de limite (in functie de standardele in vigoare), prezenta in momentul introducerii datelor generale, fiind disponibila pentru toate tipurile de echipamente electrice. Graficele tuturor parametrilor masurati se pot accesa cu butonul „Reprezentari grafice” (fig. 3).

Fig. 3. Buletinul de masuratori

Fig. 4. Analiza parametrilor propusi pentru

monitorizare

Aplicatia acorda calificative fiecarei componente analizate precum si echipamentului, in ansamblul lui, asigurandu-se atat vizualizarea starii acesteia, cat si indicele de sanatate si rezerva de durata de viata.

Fig 5. Determinare stare echipament

In figura 5 se prezinta un exemplu pentru

determinarea starii transformatoarelor de putere. Pentru fiecare sectiune se obtine unul dintre

calificativele de mai jos: - FB= foarte bine; - B= bine; - S= satisfacator; - NS= nesatisfacator.


în Energetică


398

2012

Pe langa calificativul aferent fiecarei sectiuni, se calculeaza si un factor de calitate fc (pe baza ponderii p).

Factorul de calitate se calculeaza cu formula:

∑

∑

=

=⋅

=n

ii

n

iii

i

p

pfc

fc

1

1 (1)

unde fci = 1…4 reprezinta factorul de calitate acordat marimii i corespunzatoare calificativului primit, iar pi reprezinta factorul de pondere [4].

Indicele de sanatate se calculeaza cu relatia de mai jos:

3

1)1(IS

1

1 ⋅−⋅

=

∑

∑

=

=n

ii

n

iii

p

fcp

(2)

unde IS este un numar intre 0 si 1, n este numarul total al factorilor de diagnostic, pi reprezinta o nota acordata starii fiecarui element (pe o scara de la 1-10) si fci reprezinta factorul de calitate (pe o scara de la 1-4, 4 fiind valoarea maxima) [5].

Sistemul detine mai multe clase de utilizatori, in functie de care se restrictioneaza accesarea datelor. Lista echipamentelor accesibile unui anumit utilizator este stabilita la crearea unui cont si poate fi modificata printr-o cerere adresata unui administrator.

2.3. Analiza off-line a echipamentelor electrice

Analiza off-line a transformatoarelor de masura, a descarcatoarelor, a intreruptoarelor, a celulelor capsulate, a separatoarelor, a contactoarelor, a barelor colectoare, a cablurilor, a izolatoarelor si a bateriilor de condensatoare este prezentata in fig. 6-15.

Se acorda calificative fiecarei componente analizate asigurandu-se atat vizualizarea starii acesteia, cat si indicele de sanatate si rezerva de durata de viata.

Fig. 6. Analiza off-line a transformatoarelor de masura

Fig. 7. Analiza off-line a descarcatoarelor

Fig. 8. Analiza off-line a interuptoarelor

Fig. 9. Analiza off-line a celulelor capsulate

Fig. 10. Analiza off-line a separatoarelor


în Energetică


399

2012

Fig. 11. Analiza off-line a contactoarelor

Fig. 12. Analiza off-line a barelor colectoare

Fig. 13. Analiza off-line a cablurilor

Fig. 14. Analiza off-line a izolatoarelor

Fig. 15. Analiza off-line a bateriilor de condensatoare

3. APLICATIA DE MONITORIZARE SI DIAGNOSTICARE ON-LINE

Cu ajutorul aplicatiei de monitorizare si diagnosticare on-line sunt asigurate urmatoarele functii:

- Afisarea datelor on-line; - Afisarea alarmelor reale; - Configurarea alarmelor; - Afisarea datelor istorice sub forma de grafice; - Crearea de rapoarte pentru datele stocate; - Afisarea datelor de sistem. Fereastra, in cazul transformatoarelor de putere,

contine blocurile de analiza, listele parametrilor masurati si calculati, informatii despre eventuale alarme aparute si mecanismele de setare ale limitelor proprii fiecarui transformator (fig. 16).

Fig. 16. Interfata pentru monitorizarea on-line

Functiile de analiza se pot efectua pe fiecare

transformator in parte: - Analiza incarcare; - Umiditatea sistemului de izolatie; - Gaze dizolvate in ulei; - Stare comutator reglaj; - Stare treceri izolate; - Analiza descarcarilor partiale; - Stare sistem racire; - Calculul duratei de viata consumate/restante.


în Energetică


400

2012

4. APLICATIA DE SOLICITARI DE RAPOARTE

Aplicatia permite emiterea de rapoarte pentr beneficiari sau pentru cei interesati de starea unui echipament si completarea acestora de catre executanti (fig. 17).

In primul rand, beneficiarul (solicitantul) va completa un formular prin care solicita unui executant completarea unui raport cu datele masurate conform necesitatilor acestora. Sistemul este capabil sa inregistreze formularul in baza de date si informeaza executantul asupra existentei unui nou raport ce trebuie completat. Se verifica si se analizeaza fiecare parametru in parte si se da o solutie temporara inapoi solicitantului, care, valideaza raportul si il introduce definitiv in baza de date (fig. 18).

Fig. 17. Emitere/completare de rapoarte

Fig. 18. Model de raport completat pentru

transformatoarele de putere Aceste rapoarte (buletine) sunt utile in crearea

unei baze de date a echipamentului, in formarea asa

numitului istoric al acestuia. Acest istoric este punctul de plecare in implementarea unei strategii de mentenanta corespunzatoare.

Pentru fiecare sectiune in parte se obtine un calificativ (FB, B, S, NS), din care deriva un calificativ general al echipamentului respectiv. Aceste calificative se acorda in functie de valorile parametrilor alesi pentru monitorizare, daca acestia se incadreaza sau nu in limitele specificate de standardele sau normativele in vigoare.

In functie de istoricul ehipamentului electric, a calificativelor pentru fiecare sectiune in parte si a calificativului general se pot da indicatii cu privire la tipul de mentenanta corespunzator.

Dupa cum se stie, din literatura de specialitate, se disting doua tipuri majore de mentenanta, si anume: corectiva, atunci cand actiunile au ca scop restabilirea starii de functionare a unui sistem avariat (de exemplu, repararea sau inlocuirea unor componente considerate defecte), iar in cazul nostru locul de defect se poate stabili in functie de calificativele obtinute pe fiecare sectiune, si preventiva, atunci cand actiunile sunt efectuate la intervale prestabilite sau in conformitate cu criterii prevazute in vederea reducerii avariei sau a degradarii functionarii unui echipament. Mentenanta influenteaza atat securitatea echipamentului cat si securitatea si sanatatea operatorilor.

5. COMPARATII ECHIPAMENTE

Se pot realiza de asemenea comparatii intre echipamente de aceelasi tip si cu aceleasi caracteristici tehnice generale.

In fig. 19 se prezinta un astfel de exemplu in care sunt comparate doua tipuri de transformatoare.

6. FORUM

Partea de forum este foarte utila pentru intalnirea cu specialistii alesi pentru fiecare tip de echipament in parte (fig. 20).

Fig. 19. Exemplu de comparatie intre doua

echipamente de acelasi tip


în Energetică


401

2012

Acestia vor oferi suportul tehnic necesar pentru intelegerea cat mai buna a aplicatiei DiagConsole in ansamblul ei cat si pentru fiecare echipament in parte.

Fig. 20. Forum

7. CONCLUZII

DiagConsole este o aplicatie destinata

monitorizarii si analizei parametrilor echipamentelor electrice din retele de productie, transport si distributie a energiei electrice.

Pe baza datelor introduse, cu ajutorul aplicatiei se poate determina starea unui echipament electric intr-o anumita perioada de timp si in anumite conditii (de exploatare, de clima, etc.), afisandu-se mesaje pentru avertizarea operatorului, in cazul in care unul sau mai multi parametri au depasit limitele admisibile.

Daca valorile masurate sunt in intervalele

admisibile, la sfarsit, acestea se memoreaza in baza de date. In cadrul aplicatiei se realizeaza si:

• identificarea tipurilor de date necesare pentru crearea bazei de date;

• stabilirea structurii particulare a bazei de date specifice necesare;

• realizarea structurii bazei de date pentru evidenta si analiza echipamentelor;

• editarea de rapoarte pe categorii; • emiterea/completarea de buletine. Analiza parametrilor masurati se face in timp real,

reusindu-se alertarea operatorilor prin mesaje de avertizare la aparitia unui potential pericol. Exista posibilitatea urmaririi echipamentelor electrice, atat in sediul societatii, cat si de la sediul companiei, stabilindu-se, astfel, cu exactitate, momentul in care acestea trebuiesc retrase din exploatare sau in care trebuie intervenit pentru remedierea unor defectiuni si tipul de mentenanta care trebuie aplicat.

In acest mod se poate realiza o extindere a duratei de viata a echipamentelor electrice in conditii de deplina siguranta.

BIBLIOGRAFIE [1] Dumitran L.M. „Sisteme de izolatie electrica”,

Editura Printech, Bucuresti, 2008. [2] Notingher P.V., Dumitran L.M., Busoi S.A.,

„Lifetime Estimation of Composite Insulations by Absorption/Resorption Currents Method”, Revue Roum. Sci. Tech.- Electr. Et Energ., vol 55, no.4, pp. 365-374, 2010.

[3] http://www.simtech-international.ro/Pdf/ diagconsole.pdf.

[4] Gorgan B., Notingher P.V., Badicu L.V., Tanasescu G., „Calculation of power transformers health indexes”, Annals of the University of Craiova, Electrical Engineering series, No.34, pp. 13-18, 2010.

[5] Tanasescu G., Notingher P.V., Rusoiu C., Parvu GH., „Mentenanta transformatoarelor de putere pe baza utilizarii indicelui de sanatate”, CNEE 2009 „Conferinta Nationala si Expozitia de Energetica”, 21 – 23 Octombrie 2009, Sinaia.

.


în Energetică


402

2012

2.34.- APLICATIE DE PERSONAL LA UH CAMPULUNG,

SH CURTEA DE ARGES

Ing. Ciucă Gheorghe HIDROELECTRICA, BTIC UH Campulung - SH Curtea de Arges, str. Alexandru cel Bun nr. 55, Câmpulung

[email protected]

Rezumat: In domeniul energetic planificarea timpului de lucru are anumite particularitati. Aplicatia realizata de mine reprezinta un suport in realizarea situatilor periodice - programare anuala CO, grafice de tura, pontaje, decontare transport - pentru personalul cu functii de conducere si un instrument de verificare-validare-centralizare a datelor primite de Serviciul Resurse Umane de la diversele compartimente functionale. Aplicatia este multiuser pentru a permite accesul din locatii distribuite geografic la o baza de date unica, conditie absolut necesara pentru a asigura consistenta datelor.

Această aplicaţie o fost concepută ca un răspuns la nevoia de prelucrare a datelor primare de către Serviciul Resurse Umane in special şi de către cel financiar. Aplicaţia Emsys 1.11g nu acoperă foarte bine aspectele legate de programarea şi efectuarea concediilor de odihnă, evidenţa invoirilor plătite şi a delegaţiilor şi nu oferă suport pentru evidenţe de genul lista de decontare lunară transport sau listarea tichetelor de masă. De asemenea având o evidenţă clară a CO, IP şi a delegaţiilor se poate acorda o asitenţă conducătorilor de locuri de muncă în realizarea pontajului, astfel încât la SRU verificările care sunt necesare să nu mai ceară resurse de timp mari. Cerinţa principală de realizare a aplicţiei a fost de a sigura un mediu multiuser – fiecare conducător de compartiment fiind un utilizator posibil al programului – în care ultimul cuvânt este spus de către SRU. De exemplu un şef de CHE poate să întroducă programarea CO pentru anul următor dar din momentul în care aceasta este verificată şi validată de către SRU este blocat accesul acestuia asupra datelor în mod modificare, operarea cererilor de reprogramare CO efectuându-se aşa cum este normal de către presonalul SRU. Pentru a limita accesul am implementat un sistem de drepturi de acces pe funcţiile definite pentru fiecare utilizator, asemănător cu cel existent în sistemul Emsys. O altă direcţie de proiectare a fost modularizarea aplicaţiei, atât din punct de vedere al codului cât şi al structurii bazei de date. Astfel am creat cod şi baza de date separate pentru CO + IP, delegaţii, pontaj, decont transport, tichete de masă şi date generale ale aplicaţiei ( structură organizatorică, personal, sărbători legale, configurări specifice aplicaţiei ). În acest mod este mai uşor de controlat accesul pe funcţiile aplicaţiei încărcând doar modulele necesare fiecărui user. Mediul de programare ales pentru realizarea acestei aplicaţii a fost Visual Fox Pro 9.0 SP2. Deşi acesta nu este la “prima tinereţe” l-am preferat pentru că deoarece îl stăpâneam foarte bine m-am putut concentra pe aspectele funcţionale ale fiecărui videoformat. Baza de date utilizată a fost cea implicită din VFP 9.0, un minus din punct de vedere al vitezei de lucru dar în varianta 2.0 a acestei

aplicaţii, care este deja în stadiul de proiect doresc să am o combinaţie ASP.NET MVC 4.0 cu Microsoft SQL Server deoarece MSQL asigură randament sporit în mediul distribuit caracteristic intranetului Hidroelectrica iar MVC 4.0 permite realizarea unei aplicaţii WEB dinamice, cu bază de date în spate, uşor de accesat de oriunde este permis accesul. În cele ce urmează voi prezenta pe scurt funcţionalitatea aplicaţiei, insistând acolo unde cred că aduce un plus de produsctivitate. Pentru aceasta ataşez o imagine a meniului principal pentru a putea începe prezentarea:

În submeniul general sunt form-uri care permit

definirea structurii organizatorice, a sărbătorilor legale, a personalului. Am implementat o tabelă cu sărbătorile legale din cadrul anului pentru ca ori de câte ori se introduce o dată care nu poate fi decât o zi lucrătoare să pot face verificarea şi corecţia necesară. Locul de muncă păstrează legătura cu EMSYS-ul prin codul formaţiei de


în Energetică


403

2012

lucru dar am implementat un sistem de grupare a acestor locuri de muncă pentru ca la imprimarea tichetelor de masa sa reduc numarul de pagini necesar prin dispariţia unor capete de tabel si subtotaluri pentru fiecare loc de munca ( de la 65 de pagini am ajuns să listez tichetele de masă pe 21 tot personalul TESA cu acelaşi loc de muncă ( distribuţia centralelor in teritoriu nu a permis să intru sub 21 pagini )

Meniul care implementează lucrul cu CO are doua grupe principale, de 14 respectiv 7 opţiuni. A doua grupă de opţiuni este prima care este apelată atunci când se

doreşte iniţializarea unui an calendaristic nou. Se lucrează pe tabele temporare care clonează tabelele responsabile cu evidenţa CO cu scopul de a nu exista interferenţe între programarea anului curent şi cea a anului următor ( dacă de exemplu unei persoane i se va modifica numărul de zile CO la care are dreptul ). Actualizez drepturile personalului conform ultimelor modificări ale vechimii după care conducătorul locului de muncă sau SRU introduc programările. Se pot lista programarea sau ponderea conform următoarelor videoformate – respectându-se cerinţele procedurilor interne.

Când datele sunt finale sunt validate de către SRU, este blocată editarea de către conducătorii de

compartimente şi tabelele actuale se arhivează iar tabelele temporare devin tabele de lucru pentru noul an. Din acest moment pot lucre cu

primul grup de opţiuni pentru noul an iniţializat. Introducere programare initială se foloseşte pentru a introduce programarea unui nou angajat. Reprogramarea unui CO se operează în videoformatul următor:.

În acest form încerc să fac toate calculele necesare reprogramării unei transşe de CO. În exemplul prezentat un salariat care are de luat 14 zile CO în perioada 22.10-08.11.2012 are o notă de chemare în perioada 29.10-02.11.2012 ( 5 zile care se vor efectua în altă perioadă). După introducerea periodei din nota de chemare şi selectarea tranşei care se modifică la datele finale eu calcule toate


în Energetică


404

2012

perioadele rezultate, operatorul trebuin să spună doar din ce data încep cele 5 zile neefectate. După salvarea modificărilor în locul unei tranşe voi avea trei tranşe conform datelor din zona “Date finale”.

Următoarele opţiuni din primul grup sunt folosite pentru a scoate diverse situaţii necesare SRU sau Biroului Financiar. Toate acestea sunt realizate conform procedurilor dacă există reglementări în acest sens.

In următoarele meniuri, IP si delegaţii tin o evidenţă a învoirilor plătite ( ocazionale sau pentru tot personalul ) şi a delegaţiilor, atât din punct de vedere al SRU ( perioadă, motiv ) cât şi al aspectului finaciar ( sume decontate pe capitole de cheltuieli ). Exemplific cu form-ul de introducere IP unde se observă în primul rând diferenţierea un angajat – toţi angajaţii:

Avand datele de CO. IP şi delegaţii este uşor să

asigur asistenţă la completarea pontajelor. Pentru locurile de muncă din exploatare se face întâi graficul de tură ( initial apoi final ) urmat de pontaj ) la 15 ale lunii sau pe toată luna. Dacă vorbim de personalul

TESA, iau din evidentă CO,IP,Deleg şi le completez în zilele corespunzătoare, restul fiind completat automat cu 8 ore, apoi operatorul poate face modificări obţinându-se forma finală.

Pentru personalul de exploatare procesul este mai

amplu: -Se face graficul de tură initial pentru luna ce

urmează, CO, IP si delegaţiile fiind completate iar apoi la click în celulele tabelului se completează cu 1 ( schimbul 1 ) sau 2 ( schimbul 2 ) până la acoperirea intregii luni. Fiecare loc de muncă are memorat dacă are regim TESA sau exploatare, programul de lucru iar dacă este exploatare câte personae sunt pe tură ( dacă am trei persoane pe tură, pe coloana aferentă unei zile primele 3 clickuri sunt interpretate ca sch. 1 iar următoarele 3 ca sch. 2, eventualele clickuri c ear urma fiind ignorate.

-Se face pontajul la data de 15 pornind de la graficul de tură initial, cu posibilitatea de a efectua modificări – care vor fi memorate pentru graficul de tură final şi pontajul de la sfărşitul lunii

-Se realizează graficul de tură final la sfărşit de lună care reflectă cum s-a lucrat în realitate.

- Se generează pontajul de final de lună, folosind pentru aceasta evidenţa internă cu orele de recuperare aferente fiecărui angajat. Dacă nu are complet regimul de lucru dar are suficiente ore de recuperate de completează cu R zilele necesare iar dacă nu are de unde recupera va intra pe completare ( C ).

Importarea pontajului din EXCEL este folosita de SRU pentru a verifica un pontaj venit din


în Energetică


405

2012

teritoriu. Am folosit Office Automation, importul unei zone de n linii şi m coloane fiind facil de implementat ( n e numarul de angajaţi din compartimentul respectiv iar m e dat de numărul de zile din lună ). Ca rezultat se obţine un fişier de erori pentru toate inconsistenţele

găsite ( totaluri incorecte, regim de lucru incorect, etc.).

Inserez un grafic de tură şi un pontaj pentru exemplificare:

Decontarea transportului se face conform CCM in

baza unei cereri a salariatului. Datele din aceasta cerere sunt inregistrate intr-o tabelă în baza căreia se vor face decontările lunare.

Numărul de ture efectuate ( verificat cu pontajul dacă se foloseşte şi partea de pontaj ) coroborat cu distanţa domiciliu-loc muncă generează o valoare a kilonetrilor parcurşi respectiv un consum acceptat. În continuare se introduc bonurile de combustibil în ordine cronologică, iar dacă valoare acestora depăşeşte

cantitatea acceptată ultimul bon este trunchiat astfel încât să avem suma corectă de decontat. De asemenea dacă salariatul decontează în limita unui abonament de călătorie sau a biletelor de călătorie valoarea decontată este plafonată la valoarea abonamentului sau a biletelor.

După introducerea datelor în aplicaţie se generează formulare conform procedurii + pentru fiecare loc de muncă şi centralizator.


în Energetică


406

2012

Fiecare conducător al unui compartiment funcţional poate să folosească acest modul pentru a genera situaţia pe care o trimite la SRU împreună cu

bonurile de combustibil, cay în care SRU doar blochează datele după verficare prin validare.

Generarea listelor cu tichetele de masă şi tichetele

cadou pentru luna următoare se face după importul datelor actuale din EMSYS.

Se introduc excepţiile, se calculează ştatul conform programărilor CO şi a IP-urilor din evidenţă şi se imprimă listele plus centralizatorul. La sfârşit de lună, după ce a fost introdus pontajul în EMSYS şi este final, un nou export ne ajută să facem regularizarea tichetelor pe luna precedentă. Asemănător se desfăşoară lucrul cu tichetele cadou. O lista de distribuire tichete cadou şi de tichete de masă arată astfel:


în Energetică


407

2012

Informaţia CNP din tabele a fost ştearsă intenţionat pentru a asigura protecţia acestor date, în realitate câmpul fiind tipărit corect.

Pentru creşterea eficienţei activităţii în cadrul SRU şi BFIN o serie de exporturi de date ( CO+IP, valoarea decontării transportului ) sunt corelate cu funcţii din EMSYS (3.9.6.96 – Preluare CO si IP în pontaj din fisierul zile.txt) sau programe Progress ( incarcare avantaje în salarizare ). Astfel se evită introducerea manuală a acestor date în programul de contabilitate, cu timp pierdut inutil de vreme ce am un format electronic al lor şi cu posibilităţi de eroare.

În urma utilizării programului din noiembrie 2010 – când s-a început introducerea programării CO pentru 2011 – pot spune că am constatat o scădere a erorilor apărute în situaţiile curente de la UH Campulung.

Implementarea versiunii 2.0, interfaţă WEB, acum că am verificat codul aferent prelucrărilor, trebuie să fie un succes întrucât va simplifica suplimentar lucrul deoarece aveam locaţii unde nu puteam accesa aplicaţia bazată pe sharing de fişiere dar aveam acces la servicii WEB.


în Energetică


408

2012

2.35.- ASSESSING ELECTROMAGNETIC COMPATIBILITY IN

THE CAPABILITY DIAGRAM AT ONE HPP- STORING ENERGY, USING VARIABLE DRIVINGS

Prof. PhD Basarab Guzun, Drd.eng. Elena Anghel, Drd.eng. Julian Bărboianu,

Drd.eng. Constantina Grofu, Drd.eng. Răzvan Neagoe Facultatea Energetică, Universitatea “Politehnica” din Bucureşti, România,

e-mail: [email protected], [email protected]

Abstract. This investigation underlines some outstanding advantages balanced by certain drawbacks when the power electronics are to be introduced on a larger scale into the electric power plants domain, in particular into the Hydro Electric Power Plants HPP, especially those prevented with energy storage facilities; if their ancillary are to be driven at variable speed through the frequency converters, and/or soft starters, higher efficiency is expected along with some characteristic electromagnetic pollution . Some practical remedies are discussed into this work, regarding the so-called electromagnetic compatibility EMC. The authors’ original approach consists also into one new enlarged vision of this framework, regarding the harmonic pollution into the National Power Grid – SEN, involving the both sides – main contributors, the transportation network and the herewith focused hydro power plants HPP, both generating and motoring. Key words: frequency converter, soft starter, electromagnetic compatibility EMC. 1. INTRODUCTION Focusing onto the side concerning the electric

power generation, this paper gives a new approach, following one more complete presentation, of the general picture regarding the harmonic pollution. This have to be seen - in addition to the current pollution brought by the singular, only one way source, coming from the power electric transporting network - typically containing mainly corona discharge phenomenology and the atmospheric over-voltages with effect of lightning discharges. Thus, the picture of pollutant generation is strongly required to be completed with the whole pollution frame coming from the modern power plants, also. The latter have in their system of internal services called the ancillary system, some variable speed driving systems. The whole family of power electric modernized plants does have some power electronic devices, like frequency converters CF and soft - starters SST, known as highly pollutant sources, generating one consistent harmonic array of waves, as seen on the site measurements, [1]. These power plants were from the beginnings, constantly in need to supply the connection grid, with electrical power required for starting a perfect sine wave voltage and current, despite the efforts from the electrical machines’ manufacturers side related involved in modeling one more appropriate shape at the rotor’s pole.

In this paper, it is investigated in particular only the additional component of harmonic pollution generated by the electric power plants itself - in general and for the hydro - in particular, when it is to be conducted one more detailed analysis of their internal network with

modernized ancillaries, as such newly introduced variables speed – drives, like CF and/or SST.

Also, in the paper are investigated some counter measures in guarding the so-called electromagnetic compatibility EMC; this is done in order to minimize the contributions to the field of pollution, coming from power plants in the National Power Grid called SEN, when these power plants are to incorporate variable electric drives in their shareholders from their recently up-graded ancillary, [2 - 4]. As the current trend in the nearest future, consists in massive penetration of power electronic devices into the power plants area, with the final effect of reduced internal consumption, one complete analysis have to be started here, beginning with the newly modernized power plants, mainly prevented with frequency converters CF, by using common assessment methods for the quality regarding the electric energy, [5] .

2. MOTIVATION TO COVER THE EMC IN POWER NETWORKS

Safe operation in fully automated power system of

networks and stations of the National Power System – SEN, involves ensured electromagnetic compatibility-EMC for each individual component carefully studied, in this regard. By definition, the purpose of electromagnetic compatibility is to make the co-operation of a system compatible electrical / electronic within into one disturbed electromagnetic environment, stabilizing their essentially non-conflicting coexistence of all transmitter and receiver in electromagnetic energy. The justification is obviously, related to the followings aspects, as:


în Energetică


409

2012

transport facilities, electricity distribution and use of systems involving the coexistence of electromagnetic currents, with other low current (measuring, protection, automation, electronic data processing acquisition etc.);

many of electro-energetic facilities are spread over an extended area (power lines, substations) directly exposed to environmental conditions: external electromagnetic disturbances (surge downloads atmospheric variations of geomagnetic field, etc..), which can damage both physical and momentarily operating regimes of such power system, containing SVC devices or hvdc transportation systems, [6,7];

delicate electronic systems from the secondary circuits of modernized power stations, have increased sensibility due to an increased electromagnetic sensitivity, as a growing trend;

electro-energy facilities in the SEN assembly are themselves generating high frequency electromagnetic fields, the corona discharge. They can degrade the operation of low current systems, as the radio signals in general;

so, to overcome a certain normal level, these electromagnetic emissions, the SEN installations are considered to make pollution onto the environment;

On the way of resolution regarding the individual compatibility in each component - electromagnetic side CEM, experts gathered in research, design and operation of the system components, does justified even from the design phase of investment works/refurbishment/maintenance or during the operational regimes, the correct reporting of such actions, aiming essentially, the following, [8]:

mitigating the effects of electromagnetic emissions produced by lightning and switching or coupling mechanisms;

ensuring immunity system protection and automation, measurement installations in SEN for coordinated actions conducted or radiated transients during the electromagnetic disturbances;

identify the sources of high frequency disturbances caused by installations of SEN, at such assessment level through responsible measurements;

action of electromagnetic disturbances on living cells; measurement frequency electric and magnetic

fields produced by industrial plants in SEN; analysis of an array of movements in SEN for

such harmful free-circulation harmonics. 3. MOTIVATION FOR EMC AT POWER

STATIONS’ ANCILLARY CONSUMERS AT ONE MODERNIZED ELECTRIC POWER PLANT. THE SPECIAL CASE OF HPP.

Power scheme regarding the ancillary from a

power plant in general, and a hydro-electric power plant HPP in particular, contains typically two ways to

return power: one way, via the working down-step transformer TSP1 , downward from the normal supply terminals / bars at the hydropower generator HG1, 2 and the other one is to back-up the power with TSP from one zonal network medium voltage m.v., eg. 20 kV, with the automatic recloser equipment AAR, fig. 1, [1-3].

Great thermal power plants will be probably involved more often in the nearest future to operate with variable load, so it will incorporate power electronic devices with substantial contribution to pollution effects in the National Power Grid, in particular because the major power levels are to be drawn from these power plants; also, they will compete in the same chapter of power generation with the entire HPP family involved in operation as generator or motor at variable power levels and speed, mainly due to the increased interest in their offered system services, guided by the dispatching step.

So, if the power plant does contain mechanical mechanisms MME upgraded for the important reason of low energy consumption, their electric induction motors are powered through power electronic blocks as variable driving systems, and consequently this will be done with some important contribution into the pollution harmonic generation; this generation of pollution field being the merit of incorporated power electronic devices and known as specific frequency converters CF, and/or soft-starters SST. Finally, in the power electric wiring diagram, the link with the external power transmission network is performed via the step-up power transformer T, fig. 1, from below.

It should be noted that since the step-up

transformer TR (and, sometimes the step-down transformers - TSP) usually does have one of their winding in delta-connection; in so doing, mainly the field frequency harmonics 3, 3k are to be inhibited along the transmission network traffic outside, the rest being free to circulate along the power network; in this regard, we can see that arises at the HPP in question a positive picture, because the plant appears as a remote area of SEN, capable to confine this sort of pollution inside the plant, not being one heavily outside exporter, in this respect.

On the other hand we are accustomed with the great thermal power plants of today; but into the nearest foreseen future, the situation is to be reversed toward the HPP domain, having their huge power units, both generating and/or motoring, in closed relation with the field of harmonic pollution herewith discussed.

We have to see the fact that these hydro power units will be prevented with some facilities, like variable speed, advanced rotor’s a.c. excitation through cyclo-converters, which means, heavy harmonic pollution into SEN.


în Energetică


410

2012

Fig. 1. Single line diagram showing the main power flow, through the step-up transformer T, into the power

grid, then the returned power within the step-down transformers TSP, supplying the ancillary consumers for the power plant, its own inner services, substations.

4. MOTIVATION FOR ENSURING THE

EMC AT THE LEVEL OF THE POWER PLANT At the internal level, looking back

indoors into one power plant, there are frequently encountered two cases of current user of power electronic devices, namely the CF frequency converters or/and the soft-starters SST. Thus, under the simplified, principle block diagram described below, operation with the power electronic valves as

thyristor-type or sometimes upgraded schemes at IGBTs, generates a train of harmonic pollution that must be held back within the restricted limits as far as the principles of EMC stipulates – and individual electromagnetic compatibility does allow us, usually the very manufacturer is that to supply the electronic rectifier blocks, type CF or / and SST, fig. 2, [9,10].

Fig.2. – Sample scheme of a frequency converter CF, with the following meanings :1-supply voltage, 2

– controlled rectifier (thyristors), 3 - intermediate circuit; 4 - intermediate coil, 5 - intermediate capacity, 6 - IGBT inverter, 7 -- supply voltage for the induction electric motor 8 - microprocessor that controls the inverter.

Motor with frequency converter driving one

mechanical energetic mechanism - MME, for example a water-pumping unit, with the long term, flow and pressure regulation made by the change in speed, the whole assembly being caught in an automatic loop in order to control the thermal level of turbine-generator unit, with are its copper and iron circuits, with its lubricated bearing system strictly controlled, in thermal levels. This way of very economic mean of

regulating the water flow with the variable speeded motor, is based on supplying in voltage and variable frequency, compared with the adjustment of throttling through the discharge valve on the pipeline, fig. 2; in addition, it allows automated tuning flow or pressure, so that pumping aggregate can easily follow their specific load curve, with easy starting, virtually without exceeding rated current (see also fig. 3, lowest


în Energetică


411

2012

curve, number 1) and operating at unity operation power factor.

Motor with soft-starter. The preferred shareholders is typical example of normal water-waste pumping unit, or for the pressurized oil system from the oil pressure group, having in mind to suppress a specific energy at the start-stop periods only in which the electric motor ME must be protected and sweetened treatment allowed, with effective role played in reduction of absorbed current, curve 3 in the fig.3 from below.

Fig.3 – The absorbed current in various situations

- presented compared to the case of a power of an asynchronous motor MAs medium power rated (45

hp, 1475 rpm.) started by one of the following methods: 1 – directly; 2 - Y / ∆; 3 - Soft-Starter; 4 - CF converter. 5. SPECIAL CASE OF A HPP SEEN AS A

REMOTE-ISOLATED AREA OF DISTURBANCES The power plant interconnected in SEN, in general

and the hydroelectric power plant HPP with remote generation - in particular, appears as an island area, working into isolated conditions, however, interconnected also on the consequences of disturbances generated by its consistent harmonic pollution, [11];

Thus, the basic arguments are as follows: a. HPP is quite isolated from the flow passage of harmonics, as related to the external network, power linked by the step-up transformer TR having one winding at medium voltage m.v. from the hydro generator’s terminals, which is usually required to have one connection triangle filter for its harmonics; following this way, TR will locates the third harmonic currents and multiple sine-phased (3k) over which they can not move further and so, the external areas are thus not be endangered too much for the emerged harmonic pollution. Also, TR has the role of an isolation – for external part, particularly for these ancillary consumers network, powered by its own TSP, and that means downstream intense harmonic pollution flow when are in the use such devices as

the induction motors MAs powered by CF, SST (some anti-pollution measures are needed and therefore inserted, just to ensure at some permissive degree, the electromagnetic compatibility EMC);

b. The price of MWh produced in the HPP is one of advantage- today, at one hand; on the other hand, the power plants do not pay penalties to the end-user consumers for such pollution confined at the plant’s closed level; of course, the free movement of such inside generated harmonics into the power plant generates only additional losses, but their amount is quite low, thinking that the line filter upstream / downstream in relation with the inverter block IGBT, is able in ensuring satisfactory vision standards in force, EMC allowed levels, for all the actors involved, (CF, SST) + MAs.

A typical supplying scheme for a power pumping

station, can be illustrated within a diagram as seen into the next fig. 4,. It can be made such scenarios, most likely a result of measurements at different flow regimes for the pumping unit loaded on the existing scheme of HPP, with various loading levels of the power generator; then the merit consists in writing accordingly within the adjusting loop, the programming lines written for the microprocessor, including the correct program in water cooling flow, directly enslaving the controlled cooling air temperature into one closed loop of automatic control in order to maintain its prescribed limits, usually ranging at (15 ... 30) oC, e.g.

When the basic supply fails, its reserve becomes operational and the power transformer TSP no. 2, is to follow in its intervention, through the automatic recloser’ scheme AAR frequently providing their own services network to safely re-start again, using another spared circuit, fig. 4, from below.

6. ASSESSING THE POLLUTION AT THE

HPP, IN ORDER TO MINIMIZE IT Indicators of accepted normal quality. The

harmonic content. Becausee it is known that electronic equipment is giving harmonic pollution to the power grid, some carefully measurements are required to be carried out when making the analysis of the harmonic composition in both - voltage and current waves. It is noteworthy that the harmonic spectrum of current harmonics 3 and multiple of 3 are missing, which, if they exist, would sum up into the neutral conductors and lead to overload it. When this factor for the current transformer terminals can reach over 65%, targeting frequency converter CF terminals directly, the regulations do not specify limits on this harmonic distortion factor at the current waves.


în Energetică


412

2012

Fig. 4. Principle diagram of a power station cooling water equipped with two motors, one by soft starter SST

at full speed, the other by a frequency converter CF, with variable rotational speed; near by aside one specific tool is presented for its specific measurements, regarding the amount of

harmonic pollution, e.g. type Fluke 43, [11, 12].

Harmonic distortion factor THD. According to

the European standard EN 50160 which refers to the voltage characteristics of distribution network which it is supplied, the overall harmonic content is assessed by harmonic distortion factor THD comprehensively defined by the following relationship as:

( )

%1001

40

2

2

×=∑

=

u

u

THD hh

, [9,10].

Data extracted from measurements. With a

recorder device, let say Fluke 43, were made some measurements of power absorbed by the electric induction motor MAs supplying the pumping unit: in one unit prevented with soft starter and the other one with a frequency converter as the electrical design of connections is showing in the fig. 4.

The rules [2-5] clearly stipulates that only at the voltage wave, this factor THD ≤ 8. Measurements

made at the TSP transformer terminals’ into the supplying scheme for the pumping unit, usually indicates that the power wave into the ancillary network has a low THD factor at the level of only 2% . Measurements of wave-current THD factor shows that there is more than what was expected. One of the anti-polution assembly is shown in fig. 5.

In wave power absorbed by the converter is usually a factor in determining total harmonic distortion –denoted with THD of 60 ... 70%, but this distortion is attenuated to the terminals of the TSP ancillary service transformer to a value of 10 ... 20%. Note that there not stipulated by the regulations that amount of THD indicator for the current wave distortion only for the voltage wave. For this voltage wave, the THD factor should be under the value of 8% as the normal maximum value allowed by the European standard EN 50160.


în Energetică


413

2012

Fig. 5. The block scheme showing the cleaning measures taken in order to depress the harmonic spectrum developed via CF, as follows: 1 - AC Reactor = coil, smoothing filter 2 - idem, DC , 3.4 - NF - Noise filter

(radio) with high rate of attenuation, 5 - the same, phase zero-based ferrites; 6 - idem, EMI to ensure electromagnetic compatibility EMC; 7 - braking resistor, 8 -- filter to reduce the noise level

onto the electrical motor ME side, 9 – over voltage protection filter 7. FINAL CONCLUSIONS The harmonic pollution is caused by the assembly of

all components from the power system, but seen for the moment, caused by the majority of the interconnected power electric networks composing this power system.

The hydro power plants HPP however - in the foreseen future to come - operating mainly at variable power level and speed, heavily attracted inevitably into the area of the ancillary system of services, could bring the major worsening in this respect of EMC, enough to be taken into consideration and efficient decisive counter measures to be undertaken.

Looking inside: if the assembly of power plants interconnected to the power grid, are in the benefit of modernized variable speeded for the ancillary consumers in its internal network services, local remedies are necessary in order to confine this internal pollution at its inner frame, the power plant; this is doing within reasonable admitted EMC limits through the specialized circuits required, delivered in many cases, by the same manufacturer as for the main electronic blocks, frequency converters CF, and/or soft-starters SST.

Looking outside: into the nearest future the power plants from the system will operate at variable level of power, different from the rated levels, imposed by the

system services. Especially hydro power plants HPP, working at variable level of power and speed, into generating or motoring regimes will be the champions in this line and some anti-polluting efficient measures have to be undertaken in this respect. In so doing, these measures are regarding the inside network of ancillary and also the external substation areas from these powerful HPP for which the main unit could be the bulky motor working at variable speed, when these regimes are to be conducted by the dispatching level.

The overall study carefully only conducted over the assembly regarding the power networks + the power stations could efficiently stop the harmonic pollution frame; counter correlated measures within the levels achieved in both areas, the transmission and generation respectively, could be the right answer.

The complete picture of harmonic pollution therefore, concerns generally some important entries as shown in the present paper: the pollution sources are not only located into the transporting h.v. and e.h.v. network (corona discharge from the over head lines, SVCs, lightning strokes etc.) but also into many power stations up-graded and /or participating in profitable system-services with variable speed drives at their own inner service mechanisms, or externally performed as variable power and speed power generators-motors;


în Energetică


414

2012

therefore, efforts will be conducted onto the following items considered the most important. So,

Methods and means of mitigation of electromagnetic emissions and / or increased electromagnetic immunity internally located for the equipment, especially for those fed by frequency converters CF and soft starters SST operation of today; also for the electromagnetic immunity externally located and variable speed bulky generators-motors from the modernized HPP-AP prevented with storing energy facilities, soon to come also in our country;

Identification of electric and magnetic field intensity, lower frequency, to minimize them;

Specific issues related to the current EMCs rules and for the modern system protection SPR containing more and more electronic relays;

Electromagnetic Compatibility and Lightning type air downloads;

Equipment and methods of checking the electromagnetic immunity;

Earth plug in electric-power system facilities and ensuring compliance with the principles of the EMC standards;

Specially arranged modern labs, with academic level of assessment for this electromagnetic compatibility EMC, having the necessary objects and quality tools, within consistent funding from the power electric industry areas responsible for the quality training of its power-electric-engineers as future specialists, which will be involved tomorrow, as workers in the same National Power System, SEN.

REFERENCES

[1]. Guzun, B. D. – Reducerea consumului din serviciile interne din hidrocentrale, folosind convertoare statice de frecvenţă. Aplicaţie: HPP Vânători + Pângăraţi. Contract cercet. şt nr.176/2008, încheiat între UPB, CCTHIM - SH Bistrita, Piatra Neamţ. (Reducing consumption of HPP along its ancillary internal network by using static converters onto the motors’ control. Applications on site: HPP Vânători + Pângăraţi. Contract of scient. research nr.176/2008, UPB, CCTHIM - SH Bistrita, Piatra Neamţ.

[2]. *** Catalog European, Norma EN 50160. – Caracteristicile tensiunii furnizate de reţelele de distribuţie publică – (EMC – Phase voltage characteristics released by the public distribution networks). ASRO, 2008.

[3]. *** - EN 61000-3-2 – Compatibilitate electromagnetică (CEM) – Partea 3-2 Limite – Limitele pentru emisiile de curenţi armonic (curent absorbit de aparate ≤16A, pe fază) – [EMC –Part 3-2, Limits. Limits for emissions of harmonic currents (phase current absorbed by the apparatus ≤16A )]. ASRO, 2008.

[4]. *** - EN 61000-3-3 – Compatibilitate electromagnetică (CEM) – Partea 3-3 Limite. – Limitarea variaţiilor de tensiune şi a flickerului în reţelele publice de alimentare de joasă tensiune, pentru echipamente având un curent nominal ≤ 16 A pe fază şi nesupuse unui racord condiţionat - [EMC–Part 3-2, Limits. Limits for emissions of harmonic currents (phase current absorbed by the apparatus ≤16A, not subjected to any conditioned derivation)]. IEC 1000-3-3, 1st Ed.2.0, 1994-12, 40 p.

[5]. *** Power Quality Measurement Methods. Part 4-30: Testing and Mesurement Techniques. IEC 61000-4-30. Ed.2.0, 2008-10, 130 p.

[6]. *** The Skagerrak 3 HVDC Intertie. MPS - Advanced Energy Systems. Wilmington House, Church Hill, Kent, UK.

[7]. E.Drăgan, G.Gheorghiţă - Aspecte noi privind interconectarea sistemului energetic roman. Interconectare la tensiune continuă. Mesagerul Energetic, febr. 2010, p. 17 – 21. (New aspects concerning the interconnection of the Romanian Power System. H.V.D.C. Interconnection. Mesagerul Energetic, February 2010, p. 17 – 21.).

[8]. C. Stănescu, S.A. Gal, S. Pispiris , E.G. Sima – Monitoring, Analysing and Reporting the Power Quality within Power Grid. Rev. Energetica nr. 11, Nov. 2008, p. 459 – 463.

[9]. *** Energy–Saving Drives. Siemens AG – Automation and Drives. www.siemens.com/drives.

[10]. *** Toshiba – Wide application inverter TOSVERT. Industrial Systems Co., Tokyo, Japan.

[11]. B. D. Guzun, C. Mucichescu, A. Chiracu – Automatizări în HidroEnergetică. E.T., Bucureşti 1995, 272 p. (Automations in Hydro Power Engineering. E.T. Publishing House, Bucharest, 1995, 272 p.).

[12]. B. D. Guzun, S.A. Gal, G.Darie, D.Olovinaru – Centrale, Staţii şi Reţele Electrice-CSRE. Elemente de bază. Ed. Acad. RO, 2005, 450 p. (Electric Power Stations, Substations and Networks. Basic Elements. Ed.Acad.RO - Publishing House, 2005, 450 p.).


în Energetică


415

2012

2.36.- TABLOU GENERAL PRIVIND TIMPI DE FUNC ŢIONARE ŞI REPARAŢII PE HIDROAGREGATE, ÎNTRE ŢINEREA AFERENT Ă

ACESTORA șI CONSIDERAŢII PRIVIND FUNC ŢIONAREA UNEI CHE PE BAZA ANALIZEI MULTIDIMENSIONALE A DATELOR ISTORI CE

Ing. Rogoz Ioan - SC Hidroelectrica - SH Cluj, [email protected]

Dr. ing. Balint Eva - SC Hidroelectrica - SH Cluj, [email protected] Ing. Constantin Lazar - SC Hidroelectrica - SH Rm.Vâlcea, [email protected]

Summary: Based on statistical analysis of incidents and damage occurring in the operation of hydropower equipment we have developed programs for their historical records. We examined the degree of reliability of hydropower equipment. The study presents some theoretical considerations regarding the energetical management of production cost.

1. PRINCIPII DE MANAGEMENT ENERGETIC 1.1. Sectorul energetic – ansamblul strategic complex

Sectorul energetic este de importanţă strategică pentru orice stat, evoluţia socială şi economică depinzând direct de acest sector. Importanţa naţională a sectorului energetic se situează între primele trei locuri în majoritatea ţărilor europene, fiind impusă de situaţia reală de dependenţa a întregii societăţi. Sectorul energetic este format dintr-o serie de elemente:

- resursele energetice primare - instalaţiile de extracţie - instalaţiile de producere - instalaţiile de transport şi distribuţie a

energiei - instalaţiile de consum de energie

Emisiile de gaze rezultate din arderea combustibililor, emisiile de pulberi şi încălzirea apei râurilor, modificarea condiţiilor geografice şi biologice din cauza amenajărilor de baraje, lacuri de acumulare, foraje, excavări, trasee de linii şi conducte, toate influenţează mediul ambiant. Lanţul energetic este considerat ca fiind alcătuit din toate componentele de la resursele energetice primare până la consumatorul de energie, inclusiv se iau în considerare problemele de mediu. Astăzi sectorul energetic se confruntă cu o problematică de amploare şi complexitate mare cauzată de:

• tehnologiile vechi • echipamentele de producere cu

performanţe şi fiabilitate redusă • ineficienţă energetică ridicată pe tot

lanţul energetic • managementul energetic greoi • autonomie administrativă şi

financiară redusă • combustibilii şi energia au preţuri

sub preţurile internaţionale şi parţial subvenţionate

Ţara noastră dispune de o diversitate de resurse de energie primară: ţiţei, gaze naturale, cărbuni, uraniu, resurse hidrotehnice, ape geotermale, distribuite neuniform pe aproape întreg teritoriul ţării. 1.2. Strategia în domeniul energetic

Se urmăreste să se asigure servicii energetice de

calitate, sigure şi la preţuri accesibile pentru toţi consumatorii, în condiţiile unei preocupări intense faţă de protecţia mediului înconjurător. Obiectivele principale ale strategiei energetice sunt [1]:

- creşterea eficienţei energetice pe tot lanţul energetic (resurse – producere – transport – distribuţie – consum de energie);

- reconsiderarea capacităţilor de producţie existente şi a celor aflate în construcţie şi stabilirea tendinţelor de evoluţie a acestora;

- reconsiderarea şi diversificarea bazei de resurse primare, modificarea structurii producerii şi a consumului de energie în funcţie de acesta;

- reducerea impactului activităţilor energetice asupra mediului înconjurător .

Obiectivele suport ale strategiei energetice sunt [1]: - crearea unui mecanism economico-financiar

adaptat la cerinţele economiei de piaţa - dezvoltarea unui cadru legislativ

corespunzător funcţionarii eficiente a sectorului energetic;

- crearea cadrului instituţional care să permită conceperea, urmărirea, implementarea şi coordonarea politicii sectorului energetic.

Principalele programe şi măsuri pentru realizarea obiectivelor sunt împărţite pe mai multe domenii:

a) în domeniul politicii energetice naţionale b) în domeniul producerii energiei electrice şi

termice c) în domeniul resurselor primare de energie d) în domeniul transportului şi distribuţiei energiei


în Energetică


416

2012

e) în domeniul consumului de energie f) în domeniul preţurilor de energie g) în domeniul cadrului instituţional

(guvernamental) h) în domeniul protecţiei mediului ambiant i) în domeniul finanţării sectorului energetic j) în domeniul resurselor umane k) în domeniul legislativ

1.3. Tablou general privind timpi de funcţionare şi reparaţii pe hidroagregate şi întreţinerea aferentă a acestora

Problema principală care trebuie rezolvată pentru

orice conducere care doreşte să ia decizii în timp real, conform datelor existente, este de a avea acea zisă „imagine” care să structureze pe domeniile dorite toate informaţiile necesare pentru a lua decizii corecte şi la timp. Toate datele de la centralele hidroelectrice sunt preluate de către dispecerate, introduse în sistemul informatic pentru a fi vizualizate ulterior. Datele introduse de dispecerul hidroenergetic în timpul nopţii sunt introduse prin aplicaţii realizate local în Sucursala Hidrocentrale Cluj de către Serviciul Tehnologia Informaţiei şi Comunicaţii. Dispecerul introduce datele noaptea, date care reprezintă ziua anterioară, care se numeşte “ziua energetică” considerată ziua calendaristică -1. Una dintre aplicaţiile importante realizate este istoricul de reparaţii pe grupuri din toate centralele amenajării sucursalei. Timpul total de funcţionare a unui grup dintr-o centrală hidroelectrică, a istoricului de reparaţii care a fost efectuat până la ora actuală şi a tipului de reparaţie efectuat şi a momentului în care ar trebui şi este necesar ca un grup să intre într-un anumit tip de reparaţie. Acest submeniu are la baza un istoric de date pe fiecare centrală hidroelectrică de la punerea acestuia în funcţiune. Obiectivul principal al acestei aplicaţii îl constituie ansamblul cadrului legal în care se desfăşoară activitatea de mentenanţă asupra grupurilor producătoare de energie electrică din cadrul hidrocentralelor. Lucrările de mentenanţă la echipamentele din centralele hidroelectrice se execută conform “Normativului de programare a activităţii de mentenanţă în S.C. Hidroelectrica S.A. cod NHE-01-2005” care are ca obiective [6]:

- stabilirea ciclurilor de funcţionare a echipamentelor şi instalaţiilor, între două lucrări de mentenanţă;

- stabilirea duratelor maxime de staţionare, în funcţie de tipul lucrării de mentenanţă;

- reglementarea modului de pregătire, programare, execuţie, asigurare a calităţii şi recepţia lucrărilor de mentenanţă pentru activele fixe constituite prin gruparea mijloacelor fixe (grupele 1 şi 2 conform HG 2139/2004);

- elaborarea planului fizic al lucrărilor de mentenanţă;

- stabilirea necesarului bugetului lucrărilor de mentenanţă.

În această aplicaţie, ne-am propus realizarea unui instrument decizional pentru conducerea sucursalei prin care deciziile de întreţinere echipamente să poată fi luate în timp util şi fundamentate pe un istoric corect. Luând în consideraţie: experienţa acumulată în activitatea de mentenanţă a echipamentelor din amenajările hidroenergetice; forma actuală de organizare a sectorului de producere a energiei electrice în hidrocentrale; faptul că trecerea la sistemul de mentenanţă predictivă se va face treptat (pe măsura dotării cu aparatură şi a dobândirii bazei de date şi experienţei necesare acestei activităţi şi numai după ce hidroagregatul, în urma unei intervenţii majore – cel puţin lucrare de nivel 4 – a fost adus la o stare tehnică bună), se definesc următoarele tipuri de lucrări :

lucrare de mentenanţă de nivel 1 (LN1); lucrare de mentenanţă de nivel 2 (LN2); lucrare de mentenanţă de nivel 3 (LN3); lucrare de mentenanţă de nivel 4 (LN4) unde:

LN1 reprezintă ansamblul lucrărilor de mentenanţă care au drept scop menţinerea instalaţiilor în condiţii tehnice normale. Aceste lucrări se caracterizează prin lucrări şi operaţii simple, de volum redus, necesare pentru menţinerea în stare de funcţionare a echipamentelor, în scopul prevenirii uzurii premature, deteriorărilor sau accidentelor. LN2 reprezintă ansamblul lucrărilor de mentenanţă care au drept scop verificarea şi remedierea componentelor cunoscute ca având fiabilitatea cea mai redusă în cadrul ansamblului din care fac parte precum şi înlocuirea pieselor de uzură, verificarea protecţiilor şi automatizărilor, astefel încât să se asigure funcţionarea în condiţii normale de siguranţă. LN3 reprezintă ansamblul lucrărilor de mentenanţă care au drept scop restabilirea potenţialului funcţional şi de fiabilitate, pentru o perioadă, la un nivel comparabil cu cel iniţial confirmat prin recepţia definitivă. LN4 reprezintă ansamblul lucrărilor de mentenanţă complexe prin care se restabileşte starea tehnică şi de eficienţă a acestora la un nivel apropiat de cel avut la începutul duratei de viaţă.

Întrucât periodicitatea este stabilită prin prelucrarea statistică a datelor acumulate într-o lungă experienţă de exploatare, am realizat această aplicaţie prin care deciziile de efectuare a intervenţiilor planificate de orice nivel, se pot lua în timp real nefiind afectată starea tehnică a echipamentelor. Situaţia obţinută în acest caz se prezintă în fig. 1:


în Energetică


417

2012

Fig. 1 - Timpi de mentenanţă

Fără a neglija rolul deciziilor în procesul de

conducere al firmei, am conceput şi implementat aplicaţia care ajută la determinarea echilibrului privind relaţia producţie – cost energie electrică. În acest sens am arătat că procesul de decizie – conducere în hidrocentralele electrice este de tip continuu şi necesită existenţa unui “tablou de bord” alimentat cu informaţii corecte şi de timp real pentru realizarea unui nivel-bază de decizie cât mai realist. Toate datele istorice existente sunt prelucrate şi transformate în indicatori tehnologici şi financiari utili pentru determinarea modului corect şi eficient de functionare a instalaţiilor din cadrul hidrocentralelor electrice aferente Sucursalei Hidrocentrale Cluj (S.H. Cluj). 2. ELEMENTE ECONOMICE ÎN

MANAGEMENTUL ENERGIEI 2.1. Costul de producţie. Preţul.

2.1.1. Conceptul şi tipologia costului de producţie

Aplicarea principiilor economice pentru problemele sistemelor de energie şi ale mediului ambiant este esenţială pentru identificarea şi implementarea celor mai eficiente soluţii în procesul de luare a deciziilor. Costul de producţie este expresia monetară (mărime agregată) a consumului de factori de producţie pentru obţinerea unui bun economic dat, el cumulează toate cheltuielile ocazionale pentru realizarea bunului economic. Funcţiile lui sunt:

- de recuperare a cheltuielilor de producţie - de decizie privind oferta - de comparare a competitivităţii firmei pe

piaţă Costurile de producţie se împart după:

a) după relaţia cu volumul fizic al produsului global: - cost fix (CF)

CF = f(q) (1) unde q este produsul global

- cost variabil (CV) care variază direct proporţional cu produsul global

CV = h(q) (2) - cost total (CT) care este suma costului

fix şi a celui variabil CT = CF + CV = f(q) + h(q) (3)

b) după gradul de cuantificare avem: - cost contabil (Cc) care poate fi

determinat din documente contabile - cost de oportunitate (Co) care reprezintă

avantajul maxim la care se renunţă atunci când se ia o decizie economică de alocare a resurselor

c) după durata în timp: - cost pe termen scurt (Cts) este costul pe a

carui durată în timp nu au loc modificări substanţiale în factorii de producţie

- cost pe termen lung (Cte) este costul care se obţine pe un interval de timp în care au loc modificări substanţiale ale factorilor de producţie (tehnologia, capitalul etc)

d) după baza de raportare: - cost global (CG) reprezintă costul

întregului produs global şi este de trei tipuri: cost global fix CGE cost global variabil CGV cost global total CGT = CGF +

CGV


în Energetică


418

2012

- cost mediu (CM) este costul unui unităţi de produs şi este de trei tipuri: cost mediu fix CMF = CGF / q cost mediu variabil CMV = CGV / q cost mediu total CMT = CGT / q =

CMF + CMV - cost marginal (Cm) care reprezintă

creşterea costului global total generat de creşterea cu o unitate a produsului global

Cm = ∆CGT / ∆q (4) e) după efectivitatea cheltuielilor avem:

- cost explicit ( Ce ) care reprezintă ieşirile efective de monedă

- cost implicit ( Ci ) care reprezintă intrări scontate de venituri.

Principiile costului de producţie sunt următoarele: 1. Principiul cauzalităţii = nici o cheltuială care nu

contribuie la obţinerea bunului economic nu trebuie să intre în cost

2. Principiul omogenizării = toate cheltuielile care intră în cost trebuie aduse la acelaşi grad de complexitate şi la acelaşi grad de intensitate

3. Principiul integralităţii = nici o cheltuială care contribuie la obţinerea acelui bun nu trebuie exclusă din cost

4. Principul actualizării = toate cheltuielile care intră în costul bunului economic trebuie aduse la acelaşi moment

Sn = S0 ( 1+a )t (5) unde : t = momentul actualizării

a = rata de actualizare

2.1.2. Costul pe termen scurt

Funcţia CGT se determină prin însumarea funcţiilor CGF şi CGV. CGF este o dreptă (o constantă ) În raport cu volumul fizic al produsului global CGV se extrage din funcţia de producţie: Y = F (i), iar q = y/p, unde p este preţul de achiziţie a tuturor intrărilor adică a factorilor de producţie , deci i = CGV → i = h(q) = h(y/p) = F-1 (y/p) = k-1( y ) = k-1

[F( i )] → din punct de vedere grafic CGV este imaginea în oglindă a funcţiei de producţie. Deci diagrama costului global obţinut prin însumare este:

Fig. 2. Diagrama costului global fix, variabil şi total

Pentru fundamentarea unei decizii microeconomice avem nevoie şi de diagrama costului mediu. Relaţiile de calcul pentru costul mediu fix, variabil şi total sunt : CMF = CGF / q = f ( q ) / q (6)

CMV = CGV / q = h ( q ) / q (7)

CMT = CGT / q = f ( q ) / q + h ( q ) / q (8)

CMF’q = q

q

qf

∂

∂ ))(

(

= q2

'* fqf − = -

q2

f < 0 (9)

CMF’’q =q

qf

∂

−∂ )q

)((

2 =

4

2

q

*2q'* fqf − =

3q

2 f> 0

CMV’q = q

qh

∂∂ )(

= 2

'*

q

hqh − =

q

1( h’q -

q

qh )()=

=q

1( Cm – CMV ) (10)

Există trei situaţii : a) Cm > CMV pe segmentul crescător al CMV

costul marginal este mai mare decît CMV b) Cm < CMV pe segmentul descrescător al

CMV costul marginal este mai mic decît CMV

c) Cm = CMV în punctul minim al CMV este egal cu costul marginal

Fig. 3. Diagrama costului mediu şi marginal


în Energetică


419

2012

2.1.3. Pragul de rentabilitate

Pragul de rentabilitate sau punctul mort al firmei este acel nivel al producţiei de unde firma trece de la pierdere la profit. Pierderi înseamnă VT < CGT, iar profit VT > CGT. În conducerea unei firme este foarte importantă determinarea pragului de rentabilitate (funcţionarea întreprinderii la pragul de rentabilitate se numeşte gestiune de echilibru).

Determinarea pragului de rentabilitate : CGT = CGV + CGF = CMV * q + CGF (11)

VT = p*q (12)

VT = CGT → p*qr = CMV*qr + CGF → qr =

= CMVp

CGF

− (13)

Pentru ca reprezentarea să fie mai uşoară considerăm CGV liniară şi aşa CGT rezultă tot liniară

P

-

+

E

1<qr2>qr

qq

q

Fig. 4. Pragul de rentabilitate Punctul de închidere al firmei este nivelul

producţiei la care costul mediu variabil este egal cu costul marginal în punctul său de minim.

S

AR

B

Cm

CmCM

p

Ps

PB

PA

PR

Prag rentabilitate

Punct de închidere

qS A R B

Fig. 5. Punctul de închidere al firmei

unde preţul de ofertă este p0 = Cp + Πe, Cp= costul de producţie şi Πe este profitul economic

Costurile medii se bazează pe elemente istorice (costuri, producţie, etc.). Costurile marginale se calculează folosind elemente viitoare, deci doar ele pot reflecta corect consecinţele economice ale consumului de energie. Elementele specifice energiei electrice influenţează calculul costurilor marginale, el trebuie să reflecte inclusiv poziţia consumatorului în sistem şi momentul consumului.

2.2. Mâna invizibilă. Preţul de echilibru

Echilibrul pieţei se produce atunci când curba cererii intersectează curba ofertei (cantitatea cerută = cantitatea oferită). Mecanismul de stabilire a echilibrului în absenţa distorsiunilor pieţei se numeşte mână invizibilă, care poate fi reprezentat astfel :

D

D

D

S

C

C

EM

A

A

B

B

ES

ED

ES

ED

1

1

1

1

1

1

1 1

qq q q q q

D D

E

ES SPP C

P

P

C

C

C

P

P

P

P

P

P

Fig. 6. Mecanismul mâinii invizibile

unde ES este exces de ofertă, ED este exces de cerere, pp este preţul producătorului, pc este preţul consumatorului iar pe este preţul de echilibru pp > pe pc < pe . Funcţia cererii respectiv a ofertei sunt definite ca funcţii de cantitate în raport cu preţul qD = f(p), qS = h(p). Grafic evoluţia se reprezintă în modul următor:

D_

D0

D+

S0

S_

S+

E0

0

0

qq

E

P_S

P+S

P+D

P_D

Pe

P

Fig.7. Variţia preţului ca urmare a variaţiei

cererii şi a ofertei


în Energetică


420

2012

Se poate ajusta echilibrul sau reface echilibrul pieţei, atunci când apar dezechilibre, fie ca urmare a variaţiei preţului, fie ca urmare a variaţiei cererii şi/sau ofertei, prin două modalităţi :

• metoda Walras ajustarea se face prin intermediul preţurilor

• metoda Marshall ajustarea se face prin intermediul cantităţilor

3. CONCLUZII

În prezent, energia electrică este privită ca un produs care se comercializeză şi care trebuie furnizat consumatorilor săi prin activităţi eficiente şi la preţuri competitive. Tendinţele actuale din sectorul energiei electrice se referă la extinderea pieţei de energie, la deschiderea ei şi la dezvoltarea competiţiei în sfera producerii, a transportului şi a distribuţiei energiei electrice.

Sprijinul calculatorului în transformarea informaţiilor în cunoştinţe, ca apoi să fie transformate în inteligenţă în rezolvarea problematicii de la nivelul decizional al unei firme, a fost deja confirmat în numeroase aspecte funcţionale ale societăţii, iar în perspectivă se pare ca aceasta este singura alternativă de a stăpâni complexitatea şi dinamismul societăţii actuale şi viitoare. Sarcina înţelegerii în profunzime a rolului sistemelor de informatizare în funcţionarea societăţilor productive, ca de altfel şi gândirea strategiilor adecvate pentru aplicarea lor, pornind de la situaţia socială, economică şi tehnică, sunt deosebit de

dificile. Cu toate acestea, se poate considera că etapele generale de realizare a informatizării societăţii productive trebuie să asigure automatizarea pe scară largă a activităţilor umane, amplificarea muncii intelectuale a omului şi inovarea sistematică prin care, pe baza finalităţilor anterioare se instaurează noua societate corect informatizată în beneficiul decizional de la nivelul managerial al societăţii. BIBLIOGRAFIE [1] Leca, A. (coordonator) ş.a., Propunerea unei

strategii electrice – mediu ambiant pentru România, Universitatea Politehnică Bucureşti, Catedra UNESCO de ştiinţe inginereşti 1994.

[2] Bechtel International, Inc. Romania – Study of Options for the Long Term Structure of the Power Sector Phase I – Options Report, Prepared for United States Agency for International Development, Word Bank, febr. 1996.

[3] Sloman, J., Economics. Harvester Wheatsheaf – Prentice Hall, University Press, Cambrige, 1991.

[4] Northcott, D., Capital Investment Decision – Making, Academic Press Ltd., S.U.A., 1992.

[5] Virgil Musatescu, Politici Investitionale in domeniul energiei, Editura Tribuna Economica, 2003.

[6] Normativului de programare a activităţii de mentenanţă în S.C. Hidroelectrica S.A. cod NHE-01-2005.


în Energetică


421

2012

simpozionul naŢional de informaticĂ, automatizĂri Şi telecomunicaŢii În energeticĂ - sie -...

Documents