SCADA in ENERGETICA

1

1. Introducere

Consecinţă a cerinţei justificate de continuitate şi siguranţă în alimentarea cu energie electrică a

consumatorilor, apare necesitatea tot mai mare de îmbunătăţire a fiabilităţii şi siguranţei în funcţionare

a echipamentelor. Una din soluţiile cu potenţial ridicat în rezolvarea cerinţei de mai sus este

implementarea sistemelor de monitorizare şi utilizare a tehnicilor de diagnoză automată a

echipamentelor primare.

Supravegherea continuă a principalilor parametri ai echipamentelor poate conduce, atunci când

este corect implementată şi utilizată, la identificarea precoce a tendinţei de defectare, la identificarea şi

izolarea rapidă a componentelor defecte, prevenind astfel o cădere a întregului echipament sau, chiar

mai grav, a unei instalaţii.

1.1 .Scopul şi obiectivele monitorizării echipamentelor primare în staţiile de transformare

Principalele obiective ale monitorizării echipamentelor primare din staţiile de

transformare sunt următoarele:

a) identificarea echipamentelor supuse monitorizării:

întreruptoare şi separatoare

transformatoare de măsură de curent şi de tensiune

b) analiza căderilor şi a stărilor anormale:

identificarea stărilor anormale

analiza defectelor

analiza parametrilor de fiabilitate

c) identificarea principalilor parametri care trebuie supravegheaţi

d) mentenanţă:

evoluţia principalilor parametri ai echipamentelor

adaptarea metodelor de mentenanţă la starea reală a echipamentelor

îmbunătăţirea procedurilor de mentenanţă.

Identificarea parametrilor supuşi monitorizării este una din cele mai importante etape în proiectarea

unui sistem de monitorizare. Apare drept justificată dorinţa de a colecta cât mai multe date, în scopul

reconstituirii unei imagini complete a stării de sănătate a unui echipament. Aportul datelor colectate

este însă foarte diferit în calitatea analizei efectuate.

SCADA in ENERGETICA

2

1.1 . Oportunitatea integrării monitorizării cu funcţiile de protecţie şi control

Sistemul de monitorizare se bazează pe diverse dispozitive electronice inteligente (DEI) , care

au rolul de achiziţie şi prelucrare a mărimilor supravegheate

Reducând numărul de interfeţe între echipamentele primare şi echipamentele secundare, costul

total al sistemului se reduce substanţial prin reducerea cablajelor.

Progresul tehnologic realizat în domeniul tehnicii de calcul şi al comunicaţiilor de date permite

azi utilizarea soluţiilor distribuite în realizarea sistemelor de achiziţie, comandă, control, monitorizare

şi chiar de protecţie. Pe de altă parte, multe alte domenii industriale utilizează platforme hardware

universale, care integrează prin rutinele sale software implementate toate funcţiile de supraveghere,

control şi automatizare de proces necesare.

Azi este acceptat în general că funcţiile de protecţie şi automatizare locală sunt integrabile într-un

singur DEI. Funcţiile de supraveghere şi control sunt încă în general alocate în DEI distincte de cele

de protecţie. Decizia alocării funcţiilor de monitorizare în echipamentele de protecţie sau cele de

supraveghere, comandă, ţine cont în principal de aspecte economice.

Structura unui sistem care integrează funcţiile de protecţie, automatizare, comandă şi

monitorizare este arătată în continuare. Structura unui sistem SCADA în arhitectură distribuită poate fi

completată cu echipamentele şi funcţiile cerute de monitorizarea echipamentelor primare.

2 Sisteme SCADA

EMS (Energy Management System) DMS (Distribution Management System) si SCADA

(Supervisory Control And Data Aquisition) reprezinta instrumente bazate pe calculator, utilizate de

dispecerii energetici pentru a-i asista în controlul functionarii sistemelor energetice complexe. Baza

întregului esafodaj care concura la supravegherea, controlul si monitorizarea echipamentelor electrice

din statiile si retelele electrice o constituie echipamentele de achizitie si comanda. Pe de alta parte,

între instrumentele enumerate mai sus exista o strânsa colaborare - practic nu putem concepe functiuni

EMS sau DMS, fara a avea la dispozitie un sistem SCADA care sa ofere, pe de-o parte, informatii din

procesul tehnologic,iar pe de alta parte posibilitatea comenzii de la distanta a procesului tehnologic.

În continuare, se trecere în revista a functiunilor principale SCADA, EMS si DMS. Este

descrisa legatura cu echipamentele electrice din statii pornind de la schema de principiu a lantului

functional de teleconducere.

SCADA in ENERGETICA

3

2. 1. Functiile sistemelor SCADA

2. 1. 1. Functii principale ale sistemelor SCADA.

În cazul concret al implementarilor de sisteme SCADA care deservesc instalatii, retele

sau sisteme electroenergetice întâlnim urmatoarele functii de baza:

Supravegherea si controlul de la distanta al instalatiilor si retelelor electroenergetice.

In acest scop, se realizeaza: culegerea de informatii asupra starii sistemului energetic, prin intermediul

interfetelor de achizitie corespunzatoare; transferul informatiilor catre punctele de comanda si control;

comanda de la distanta a proceselor electroenergetice; înregistrarea modificarilor semnificative ale

procesului controlat. Operatiunile de comutare (conectare / deconectare) ale echipamentelor primare

pot fi comandate de la distanta de la un centru de control (dispecer energetic) . Starile întreruptoarelor

si separatoarelor, valorile masurilor de tensiuni, curenti etc. sunt permanent cunoscute la centrul de

control, fiind la îndemâna dispecerului energetic. Acest lucru face sa creasca eficienta operationala la

postul de dispecer, prin cresterea numarului de informatii disponibile si prin reducerea timpilor de

SCADA in ENERGETICA

4

actualizare a acestor informatii. Informatiile provenite de la instalatiile electroenergetice pot fi grupate

si dirijate catre postul de comanda sub autoritatea caruia se gasesc aceste instalatii, de asemenea ele pot

fi utilizate pentru analize globale ale retelelor electrice.

Alarmarea. Sistemul recunoaste starile de functionare necorespunzatoare ale

echipamentelor si retelelor electrice (suprasarcini, nivele de tensiune în afara limitelor, actionarea

sistemelor de protectie, modificarea nedorita a starii întreruptoarelor si separatoarelor, etc. ) si

avertizeaza optic / acustic dispecerul asupra celor întâmplate. Alarmele de sistem sunt prelucrate astfel

incat acestea sa fie prezentate dispecerului int-o maniera concisa, clara, in timp util si numai la

operatorii care au nevoie de aceste informatii. Modul in care o alarma este anuntata depinde de aria sa

de interes cat si de nivelul sau de prioritate. Sistemele moderne contin functii de alarmare performante,

realizate cu elemente de inteligenta artificial, capabile sa identifice cauza primara a unui set de

evenimente si sa prezinte astfel dispecerului o situatie cat mai claraa avariei. Functia de alarmare

presupune si memorarea tuturor evenimentelor eferente alarmelor iclusiv momentelee de timp ale

producerii acestora, in fisiere de datepe discuri magnetice, pentru a putea fi analizate ulterior.

Analiza post avarie. Sistemul întretine un istoric al modificarii starilor echipamentelor

si retelelor electrice, punând la dispozitia dispecerului informatiile necesare unei analize pertinente a

evenimentelor petrecute. Toate evenimentele sunt memorate alaturi de localizarea lor în timp si spatiu,

fiind prezentate dispecerului, în general, în ordine cronologica, grupate pe categorii de instalatii.

Totodata, aceste informatii pot constitui "materia prima" pentru sisteme expert de analiza post avarie

asistata de calculator precum si pentru sisteme expert de restaurare a sistemelor electrice dupa caderi

(care pot asista dispecerul sau pot intra în functiune în mod automat) .

Informarea de ansamblu a dispecerului asupra topologiei si starii sistemului energetic

condus, prin intermediul interfetelor om-masina (MMI: Man-Machine Interface) . Functia de

interfatare cu operatorul uman este de o importanta deosebita în asigurarea unei activitati eficiente a

dispecerului. Sunt urmarite cu deosebire: claritatea si conciziunea prezentarii informatiilor despre

procesul tehnologic condus (evitarea confuziilor) ,comoditatea în obtinerea informatiilor dorite,

comoditatea si inconfundabilitatea comenzii catre proces etc. Toate aceste deziderate sunt bazate pe

utilizarea unei interfete grafice puternice la postul de lucru dispecer.

Urmarirea încarcarii retelelor. În scopul optimizarii functionarii retelelor electrice, este

memorata evolutia circulatiilor de puteri. Aceste informatii pot asista la o mai buna planificare a

resurselor, precum si a schemelor retelei si a reglajelor tensiunii transformatoarelor.

Planificarea si urmarirea reviziilor si reparatiilor în scopul evitarii caderilor.

Monitorizarea evolutiei functionarii diferitelor echipamente ofera informatii care, analizate

SCADA in ENERGETICA

5

corespunzator pot duce la necesitatea reviziilor / reparatiilor acestor echipamente sau instalatii. Aceasta

analiza poate fi asistata de sisteme expert.

2. 2. Arhitectura sistemelor SCADA

Un sistem SCADA modern trebuie sa se conformeze cerintelor sistemelor deschise. În

momentul de fata, se folosesc mai multe concepte de "deschidere". In 1989, comitetul IEEE 1003. 0

(Posix) a aprobat o definitie formala si anume:

"Un sistem deschis dispune de posibilitati care permit implementarea aplicatiilor astfel încât:

sa poata fi executate pe sisteme provenind de la mai multi furnizori;

sa poata conlucra cu alte aplicatii realizate pe sisteme deschise (inclusiv la distanta) ;

sa prezinte un stil consistent de interactiune cu utilizatorul. Aceste posibilitati sunt descrise

ca specificatii extensibile de interfete, service si formate admise. În plus, acestea sunt

specificatii publice mentinute prin consens. "

Obiectivul major în utilizarea sistemelor deschise este reducerea investitiei în software-ul de aplicatie

si în deci o mai buna utilizare a resurselor umane.

Cea mai mare deschidere pe care conceptul open-system o aduce în proiectarea sistemelor EMS-

DMS/SCADA este posibilitatea de a distribui functiunile în diferite noduri deprelucrare. Fiecare nod

functional este independent ca resursa hardware. Statiile de lucru (workstations) constituie astfel de

noduri care elibereaza sistemul de interfata om-masina. Alte noduri functionale sunt cele de achizitie

de date, prelucrarea bazei de date relationale si istorice si editarea rapoartelor, procesoarele de

aplicatie etc.

Gradul de dependenta între noduri este variabil. Totusi, prin hardware trebuie asigurata o

independenta cât mai mare deoarece, pe aceasta cale, se obtine posibilitatea de extindere sau de

înlocuire. De asemenea, independenta nodurilor de prelucrare serveste la minimizarea mesajelor si

încarcarii retelei de transmisie date. Redundanta în cadrul nodului mareste gradul de disponibilitate si

micsoreaza riscul pierderii lui si a distribuirii functiunilor pierdute în alte noduri. O caracteristica

importanta a sistemelor deschise este faptul ca nodurile pot fi situate la orice distanta. Arhitectura

distribuita devine o necesitate si foloseste ca suport de comunicatie retelele de date locale (LAN - Local

Area Network) si cele la distsanta (WAN - Wide Area Network) realizate pe baza unor proceduri si

interfete standard. Practic, se vorbeste tot mai mult de functiunile pe care un sistem distribuit trebuie sa

le îndeplineasca, în contextul conlucrarii mai multor componente ale sistemului situate în noduri

informationale diferite.

SCADA in ENERGETICA

6

In figura anterioara este prezentata o arhitectura posibila pentru un sistem SCADA distribuit, în

care observam ca elementul cheie îl constituie conectarea diferitelor componente prin intermediul unor

retele de comunicatie.

La nivelul legaturii cu procesul tehnologic (echipamentele din statia de transformare) , gasim

echipamente de achizitie date si comanda (EAC) destinate interfatarii cu instalatiile electroenergetice,

distribuite în punctele de interes. Acestea asigura preluarea informatiilor din proces precum si

transmiterea comenzilor catre proces. În sistemele moderne se asigura un grad înalt de prelucrare

locala - la nivelul EAC, cu functiuni de automatizare, protectie si masura. Echipamentele EAC sunt

interconectate prin magistrale locale (LAN) cu calculatoare cu rol de procesare a datelor la nivelul

întregului proces (de exemplu la nivelul statiei de transformare) . Legatura de date între statiile de

transformare si punctul de comanda si control se realizeaza prin retele de date specifice trasmisiei la

distanta (WAN) . Transferul de date între WAN si retelele locale de date situate la punctul (punctele)

de comanda si control este asigurata de calculatoare cu rol de concentrator de date (Front End

Processor - FEP) . În reteaua de la punctul central, se gasesc calculatoare care asigura functiuni de

procesare specifice EMS-SCADA (servere de aplicatie, sisteme expert, interfete grafice etc. )

Din cele prezentate anterior, rezulta faptul ca se schimba fundamental si modul de

programare. În sistemele clasice, utilizatorul îsi definea cerintele iar echipa de programare realiza

sistemul de programe de aplicatie. În momentul de fata, programarea trebuie sa urmareasca realizarea

SCADA in ENERGETICA

7

functiunilor necesare, prevazând de la început posibilitatea modificarii lor în timp precum si extinderea

acestora.

2. 3. Prezentarea principalelor semnale din procesul tehnologic

Instalatiile electroenergetice dintr-o statie de transformare sunt împartite în echipamente primare,

care contribuie nemijlocit la transportul si distributia energiei electrice (linii de înalta si medie tensiune,

întreruptori, separatori, transformatoare etc. ) si echipamente auxiliare, care asigura controlul si

protectia echipamentelor primare.

Într-o statie de transformare, întâlnim urmatoarele grupe de semnale primare, care trebuiesc

considerate atunci când se doreste conducerea de la distanta a procesului:

· Semnalizari de pozitie (întreruptoare, separatoare, automatizari, pozitii extreme) .

· Semnalizari preventive;

· Semnalizari de incident (de avarie)

· Comenzi

· Masuri (tensiuni, curenti, puteri, frecventa)

· Contorizari (energie activa, energie reactiva) .

Din punct de vedere al tipului si formei semnalului, întâlnim:

· Semnale numerice - semnale care reflecta stari discrete ale elementelor de la care provin.

Majoritatea semnalelor de acest tip provin de la contacte electrice. Starile posibile sunt întotdeauna

complementare (conectat / deconectat, închis / deschis, adevarat / fals etc. ) .

· Impulsuri pentru contorizare - un caz particular al semnalelor numerice.

· Semnale analogice (tensiuni alternative si continue, curenti alternativi sau continui)

Din punct de vedere al localizarii semnalelor, întâlnim:

· semnale grupate la nivelul celulei;

· semnale pe grupuri de celule;

· semnale generale pe statie de transformare.

În cele ce urmeaza sunt prezentate semnalele cu relevanta în supravegherea si controlul unei

statii de transformare tipice de 110/20 kV. Lista nu este exhaustiva, ci are rolul de a face

inventarul principalelor tipuri de semnale.

Celula de linie de 110kV

· Semnalizari de pozitie: întreruptor (anclansat / declansat) ; separatoare de linie,

separatoare de bare (închis / deschis) ; cutite de legare la pamânt (închis / deschis) ; pozitie

automatizare RAR - Reanclansare Automata Rapida (pus în functie / scos din functie) ;

SCADA in ENERGETICA

8

· Semnalizari de alarma: defect întreruptor cu: blocaj la închidere; presiune scazuta; USOL

MOP; neconcordanta; ardere sigurante comanda sau semnalizare; USOL transformator

tensiune (TT) deconectat; lipsa tensiune protectie de distanta; functionat protectia de

distanta, homopolara, PDL - Protectia Diferentiala de Linie; functionat RAR;

· Masuri: tensiune linie; putere activa, reactiva (emisa / primita) ; curent linie;

· Contorizari: Energie activa, reactiva (emisa / primita) ;

· Comenzi: anclansare / declansare întreruptor; închidere / deschidere separatoare de bare;

anulare semnalizari în statie; punere în functie / scoatere din functie RAR;

Celula cupla 110kV

· Semnalizari de pozitie: întreruptor (anclansat / declansat) ; separatoare de linie,

separatoare de bare (închis / deschis) ;

· Semnalizari de alarma: defect întreruptor cu: blocaj la închidere; presiune scazuta; USOL

MOP - Mecanism OleoPneumatic; neconcordanta; ardere sigurante comanda, semnalizare;

lipsa tensiune protectie de distanta; functionat protectia de distanta, homopolara; blocare

declansare cupla;

· Masuri: putere activa, reactiva (emisa / primita) ; curent;

· Comenzi: anclansare / declansare întreruptor; închidere / deschidere separatoare de bare;

anulare semnalizari în statie;

Celula TRAFO 110/MT

· Semnalizari de pozitie: întreruptor 110kV (anclansat / declansat) ; separatoare bare 110kV

(închis / deschis) ; separator Trafo 110kV (închis / deschis) ; întreruptor MT (anclansat / declansat) ;

separatoare bare MT (închis / deschis) ; separator borne Trafo MT (închis / deschis) ; plot maxim /

minim;

· Semnalizari de alarma: defect întreruptor cu: blocaj la închidere, presiune scazuta; USOL

MOP; ardere sigurante semnalizare, comanda; PRBM; functionat protectie gaze Trafo, diferentiala;

semnalizare preventiva gaze Trafo; suprasarcina; supratemperatura; functionat protectie maximala de

rezerva, PRBMT; nivel ulei anormal;

· Masuri: putere activa / reactiva (110kV ? MT; 110kV ? MT) ; pozitie plot Trafo;

· Contorizari: Energie activa / reactiva (110kV ? MT; 110kV ? MT) ;

· Comenzi: întreruptor 110kV (anclansare / declansare) ; separatoare bare 110kV (închidere /

deschidere) ; separator Trafo 110kV (închidere / deschidere) ; plot: creste plot / scade plot; întreruptor

MT (anclansare / declansare) ; separatoare bare MT (închis / deschis) ; separator borne Trafo MT

(închis / deschis) ;

SCADA in ENERGETICA

9

Celule de linie MT si cupla MT

· Semnalizari de pozitie: întreruptor MT (anclansat / declansat) ; separatoare bare MT (închis /

deschis) ; cutite de legare la pamânt (închis / deschis) ; pozitie RAR (pus în functie / anulat) ;

· Semnalizari de alarma: functionat protectia maximala rapida, maximala temporizata;functionat

RAR; functionat protectia de distanta;

· Masuri: putere activa / reactiva (primita / emisa) ; curent;

· Comenzi: întreruptor anclansare / declansare; separatoare bare MT (închidere / deschidere) ;

pozitie RAR (punere în functie / scoatere din functie) ;

Celula MT Trafo Servicii Interne si Bobina de Stingere

· Semnalizari pozitie: întreruptor (anclansat / declansat) ; separatoare bare MT (închis / deschis)

; separator bara BS închis / deschis;

· Semnalizari alarma: functionat protectia: de gaze TSI, de gaze BS, maximala rapida, maximala

temporizata; semnalizare preventiva gaze la TSI, la BS; miez BS în pozitie limita maxima, minima;

· Comenzi: întreruptor (anclansare / declansare) ; separatoare bare (închis / deschis) ;

· Masuri: tensiune deplasare BS (pozitie miez) ; putere activa / reactiva TSI;

Celula masura MT

· Semnalizari alarma: sigurante arse TT; punere la pamânt bara MT;

· Masuri: tensiune bara MT;

Celula baterie condensatori BC

· Semnalizari pozitie: întreruptor anclansat / declansat; separatoare bare închis / deschis;

· Semnalizari alarma: functionat protectia: maximala rapida, maximala temporizata,

tensiune minima, diferentiala;

· Comenzi: întreruptor: anclansare / declansare; separatoare: închidere / deschidere; anulare

semnalizari;

Semnale generale statie

· Semnalizari: Declansare Automata a Sarcinii la Frecventa minima transe 1,2,3 în functie /

anulat; functionat DAS Fmin transa 1. . 3; sigurante arse DAS Fmin; DAS tensiune în functie / anulat;

functionat DAS U; ardere sigurante DAS U; functionat DDRI bara 1, 2; sigurante Declansare de

Rezerva la Refuz Întreruptor - DRRI arse; Anclasare Automata de Rezerva MT în functie pe Trafo 1;

Trafo 2; Trafo 1 + Trafo 2; functionat AAR MT; AAR JT; deranjat AAR MT; AAR JT în functie /

SCADA in ENERGETICA

10

anulat; functionat osciloperturbograf; punere la pamânt bara 1, 2; avarie statie; USOL baterie

deconectat; punere la pamânt în c. c. ;

· Comenzi: DAS Fmin 1. . 3 pus în functie / scos din functie; DAS U pus în functie / scos din

functie; AAR MT pus în functie T1/T2/T1+T2/anulat; AAR JT pus în functie / anulat;

2. 4. Achizitia semnalelor si comanda

2. 4. 1. Intrari numerice

Preluarea semnalelor de natura numerica se realizeaza prin citirea starii unor contacte auxiliare

din proces, care copiaza starea echipamentelor supravegheate cu ajutorul unor interfete cu separare

galvanica (optoizolate) .

Comutarea contactelor supravegheate este supusa unui regim tranzitoriu (vibratia contactelor)

de care trebuie tinut seama la prelucrarea informatiilor de natura numerica. Astfel, interfata de achizitie

trebuie sa aplice un algoritm de filtrare software care sa anuleze efectul vibratiilor (durate de ordinul 1-

2 ms) , interpretând numai comutarile ferme.

Interfata de achizitie asigura, pe lânga interpretarea modificarii starii contactului supravegheat,

si memorarea momentului de timp la care s-a produs aceasta modificare.

Pentru a mari gradul de încredere al informatiilor preluate, EAC trebuie sa asigure câteva

functiuni suplimentare cum sunt:.

· blocarea automata a transmiterii catre nivelul superior în cazul în care intrarea numerica are un

numar prea mare (neplauzibil) de tranzitii în unitatea de timp. Aceasta situatie este frecvent întâlnita în

cazul unor contacte imperfecte în circuitele de preluare a semnalizarii iar ignorarea acestui aspect ar

avea ca efect "poluarea" informationala a nivelului de conducere superior, precum si aglomerarea

circuitelor de transmisie.

· blocarea la cerere a intrarii numerice, în situatiile când urmeaza a se interveni în instalatia

supravegheata pentru revizii si reparatii.

· posibilitatea verificarii automate a circuitelor de preluare a semnalelor (integritatea firelor de

legatura pâna la contactul electric supravegheat) .

Semnalizari de pozitie monopolare

Citirea pozitiei separatoarelor, cutitelor de legare la pamânt, starii automatizarilor, precum si a

altor echipamente, altele decât întreruptoare, se realizeaza utilizând un singur contact ce copiaza starea

acestor echipamente. De regula starea "închis" a contactului semnifica starea "închis” , “pus în functie"

SCADA in ENERGETICA

11

etc. a echipamentului corespunzator iar starea "deschis" a contactului înseamna ca echipamentul

corespunzator este în starea "deschis", "scos din functie" etc.

Semnalizari de pozitie bipolare

Pozitia anclansat / declansat a întreruptoarelor este preluata utilizând doua contacte, care în

cazuri normale respecta conditia de excluziune reciproca.

Deoarece comutarea celor doua contacte nu se face simultan, interfata de achizitie trebuie sa

implementeze un algoritm care sa tina cont de întârzierile admisibile în schimbarea starilor

celor doua contacte

Semnalizari de alarma sunt semnalizari monopolare si pot fi:

semnalizari de tipul "apare / dispare" la care sunt semnificative atât momentul închiderii

contactului cât si momentul deschiderii acestuia (ex. punere la pamânt, tensiune minima baterie etc. ) .

semnalizari de tipul "a functionat protectia" la care este semnificativ numai momentul

aparitiei semnalizarii nu si momentul disparitiei acesteia. Impulsuri de contorizare sunt semnale

provenite de la contoare de energie electrica cu generator de impulsuri. Interfata de achizitie are rolul

de numarare a acestor impulsuri, întretinând un "index" software în memoria proprie. Asociind fiecarui

index o constanta corespunzatoare (impulsuri/kWh respectiv impulsuri/kVAR) se poate reconstitui

valoarea energiei electrice cedate (primite) pentru linia masurata.

2. 4. 2. Intrari analogice

Principalele marimi analogice cu relevanta pentru conducerea de la distanta a statiei de

transformare sunt tensiunile, curentii, puteri active / reactive.

SCADA in ENERGETICA

12

Schema lantului de masura pentru intrarile analogice este prezentata mai sus. Marimea

analogica este adaptata la un nivel corespunzator prelucrarii în circuitele de masura, care au la baza

transformatoare de tensiune si de curent. Totodata se realizeaza protectia intrarii analogice contra

valorilor accidentale ale semnalului analogic de masurat precum si separarea galvanica a interfetei fata

de procesul tehnologic. Semnalului rezultat i se aplica o filtrare în filtre trece - jos pentru eliminarea

efectului perturbatiilor. Un modul multiplexor asigura selectia canalului analogic de masurat, a carui

valoare este transmisa modulelor de esantionare / memorare si conversie analog / numerica. Sirului de

valori numerice obtinut (la intervale regulate de timp pentru fiecare canal analogic în parte) îi sunt

aplicati algoritmi de filtrare numerica si de calcul a marimilor caracteristice dorite (ex. valori efective) .

Semnalele analogice (masurile) cum sunt tensiunile si curentii alternativi (50Hz) ,

tensiuni si curenti continui, puterile active, reactive pot fi preluate din proces în doua moduri:

- utilizând traductori externi corespunzatori, caz în care EAC are intrari analogice în semnal unificat ;

- tensiunile, curentii sunt preluati direct de EAC prin interfete corespunzatoare de tensiune si curent.

A doua solutie este net superioara celei dintâi atât din punct de vedere tehnic cât si economic,

motiv pentru care este preferata în sistemele SCADA moderne. EAC va esantiona si converti din

analogic în numeric valorile instantanee ale tensiunilor si curentilor, aplicând apoi algoritmi de calcul

pentru:

- valoare efectiva (tensiune, curent) ;

- defazaj tensiune - curent;

SCADA in ENERGETICA

13

- putere activa si reactiva monofazata pentru perechea U,I considerata.

Calculul puterilor active si reactive trifazate se face aplicând corespunzator formulele pentru

metodele de masura cu Wattmetre (VARmetre) monofazate.

Transmisia valorilor intrarilor analogice catre nivelul superior EAC se face în trei

cazuri:

- EAC este interogat de catre nivelul ierarhic asupra valorilor analogice;

- Intrarea analogica îsi modifica semnificativ valoarea, noua valoare fiind diferita cu cel putin o

cantitate - considerata semnificativa - fata de vechea valoare.

- Valoarea marimii analogice depaseste niste limite prestabilite - de prealarmare, alarmare,

sau limite tehnologice.

2. 4. 3. Comenzi catre procesul tehnologic

Pentru a putea comanda instalatiile electroenergetice din statiile de transformare, interfetele de

proces (EAC) sunt prevazute cu posibilitatea emiterii de semnale electrice de comanda. Exista doua

tipuri de semnale de comanda:

- comenzi în impulsuri, cu durate de 0,5 - 3 secunde, pentru comanda întreruptoarelor comutatoarelor

de ploturi etc.

- comenzi permanente, la care EAC mentine semnalul de comanda pâna la o noua comanda,

cu semnificatie contrara celei dintâi (de exemplu pentru comanda punerii în functie respectiv a scoaterii

din functie a automatizarilor) .

În ambele cazuri, EAC trebuie sa livreze contacte electrice comandate care vor fi integrate în

schemele de comanda ale circuitelor secundare ale statiei.

În scopul cresterii gradului de fiabilitate al comenzilor, EAC trebuie sa asigure câteva

cerinte referitoare la comenzi:

- eliminarea riscului confuziei unei comenzi, datorita erorilor de transmisie;

- eliminarea riscului comenzilor multiple (simultan cu comanda dorita se emit una sau mai multe

comenzi nedorite, datorate unor eventuale defecte interne ale EAC sau atingerilor accidentale în

circuitele secundare de comanda) ;

- eliminarea riscului de emisie intempestiva a unor comenzi, datorate defectelor interne ale EAC. Se

utilizeaza scheme de conectare hardware si algoritmi de verificare si validare a

comenzii.

- semnalizarea situatiilor de functionare incorecta a lantului de comanda (de exemplu fir

întrerupt)

SCADA in ENERGETICA

14

2. 5. Functii locale

Principalele functii care trebuie asigurate într-o statie de transformare pot fi grupate în

doua categorii:

- functiuni la nivelul celulei.

- functiuni la nivelul statiei.

Într-o arhitectura centralizata, toate aceste functiuni sunt asigurate de un singur EAC.

În arhitectura distribuita, majoritatea functiunilor de la nivelul celulei sunt preluate de catre

echipamentul de achizitie si comanda al celulei, iar functiunile referitoare la grupe de celule – si în

general cele care reclama informatii dintr-o arie mai larga decât celula - sunt preluate decalculatorul de

la nivelul statiei.

2. 5. 1. La nivelul celulei

Pe lânga functiunile de achizitie si comanda amintite deja, mai distingem la nivelul celulei

urmatoarele functiuni:

- Istoric local de evenimente - Principalele evenimente survenite în functionarea echipamentelor din

celula trebuiesc memorate împreuna cu momentul de timp al producerii lor. Aceasta functie o regasim

la nivelul celulei numai în cazul arhitecturii distribuite.

- Interfata om-masina - care preia functionalitatea panoului local de comanda si supraveghere.

- - evitarea emiterii de comenzi nepermise datorate fie greselilor de operare fie erorilor în

functionarea diferitelor echipamente.

2. 5. 2. La nivelul statiei de transformare

- Istoric de evenimente la nivelul statiei si filtrarea evenimentelor (transmiterea catre nivelul ierarhic

superior numai a evenimentelor cu relevanta pentru dispecer) .

- Înregistrarea evolutiei masurilor (tensiuni, curenti, puteri) si arhivarea acestora pe o perioada

determinata.

- Blocaje (conditionari) la nivelul statiei.

- Supravegherea functionarii echipamentelor de achizitie si comanda.

- Interfata om - masina pentru operatorul statiei sau operatiuni de mentenanta.

SCADA in ENERGETICA

15

2. 5. 3. Sincronizarea timpului.

Majoritatea algoritmilor de prelucrare a semnalelor (numerice si analogice) se bazeaza pe

intervale precise de timp la care trebuiesc facute achizitiile si prelucrarile. Totodata, memorarea

modificarilor de stare presupune si asocierea timpului la care acestea s-au produs.

De precizia determinarii timpului depind în mare masura prelucrarile si analizele ulterioare ale

evolutiei procesului tehnologic “Ora exacta” este asigurata prin:

Ceas local la nivelul EAC care trebuie sa aiba la baza elemente oscilatorii cu o buna

stabilitate (cuartz termostatat) ;

Mecanism de resincronizare periodica dupa un ceas unic. Sa remarcam ca exista doua probleme

sensibil diferite în aceasta privinta:

-sincronizarea echipamentelor de achizitie dupa un ceas unic la nivelul statiei, respectiv dupa un ceas

unic la nivelul întregului sistem SCADA. În cel de-al doilea caz dificultatea apare datorita distantelor

mari între statiile de transformare si punctul unde este amplasat ceasul etalon.

Principalele metode de sincronizare au la baza:

Utilizarea semnalelor de timp etalon - provenite de la sisteme specializate.

Utilizarea canalului de comunicatie - precizia metodei este puternic afectata de viteza de

comunicatie si eventualele întârzieri (inpredictibile în general) introduse de protocoalele

de comunicatie.

Utilizarea unui semnal dedicat - metoda aplicabila pe arii restrânse cum ar fi teritoriul unei

statii de transformare.

2. 6. Analiza si prelucrarea datelor la nivelul PCC

Structura unui punct de comanda si control - PCC - în arhitectura distribuita ar putea arata ca în

fig. de mai jos.

SCADA in ENERGETICA

16

În structura prezentata, pot fi implementate diferite scheme de redundanta ale componentelor

importante (LAN, Servere) .

Întrucât comunicatia de date între componenetele PCC trebuie atent echilibrata, se sugereaza

separarea componentelor care utilizeaza pachete mici de date, dar cu timpi de raspuns foarte mici, de

componentele si aplicatiile care utilizeaza transferuri mari de date, la care timpii de raspuns nu sunt atât

de importanti (LAN 1 respectiv 2 din fig. de mai sus, separate de un router) . Pentru asigurarea

disponibilitatii PCC în conditiile caderii LAN, frecvent se procedeaza la dublarea magistralei locale de

comunicatie, iar aplicatiile importante au acces la ambele magistrale. Legatura de date cu procesul

tehnologic condus se realizeaza prin intermediul serverelor de comunicatie. Acestea asigura controlul

transferului de date între PCC si sistemele de achizitie-comanda statiile de transformare.

Anumite aplicatii necesare la PCC au nevoie de informatii provenite din retelele de transport si

distributie vecine. Un calculator special cu rolul de router asigura transferul de date spre / dinspre

centrele de comanda-control care coordoneaza sistemele învecinate. Protocoalele de comunicatie cele

mai utilizate sunt ELCOM 90 (raspândire în principal în Europa) si ICCP/TASE. 2 (actualmente

raspândit mai ales în America, dar tinde sa devina unanim utilizat) .

Acelasi calculator asigura si securitatea accesului din exterior la reteaua de date a PCC.

Reteaua PCC este separata de sistemul informational al intreprinderii printr-un router, care

controleaza accesul la informatiile si resursele PCC. Baza de date de timp real este întretinuta de

SCADA in ENERGETICA

17

serverul de achizitie date. Aplicatiile care ruleaza pe acest calculator au rolul de a prelua informatiile

actuale despre procesul tehnologic condus si a le pune la dispozitia celorlalte aplicatii ale PCC.

Dupa anumite criterii (intervale de timp precizate, anumite evenimente) , baza de date de timp

real se arhiveaza pe serverul de arhivare, întretinându-se astfel istoricul evolutiei procesului tehnologic.

Tot serverul de achizitie date realizeaza si anumite prelucrari asupra informatiilor provenite de la EAC:

· filtrarea datelor;

· conversia unitatilor de masura;

· controlul încadrarii în limite, pentru generarea alarmelor.

Serverele de aplicatii SCADA gazduiesc programele specifice pentru controlul echipamentelor

din statiile de transformare si al retelelor de transport / distributie, cum sunt:

· Interfetele operator - asigura împrospatarea cu date a statiilor de lucru de la dispecerii

energetici sau alti utilizatori ai sistemului;

· Managementul evenimentelor - functii de procesare inteligenta a alarmelor, de urmarire si

achitare a acestora;

· Managementul autoritatii. Dreptul asupra controlului echipamentelor dintr-o statie de

transformare corespunde unei scheme de autoritate si este strict reglementata. Reciproc, alarmele

provenite de la diferitele echipamente trebuiesc dirijate spre autoritatea corespunzatoare.

Alte aplicatii, care nu sunt supuse restrictiilor de timp real:

· Calculul circulatiilor de puteri în retea;

· Calculul curentilor de scurtircuit;

· Regasirea informatiilor pe hartile sistemelor informatice geografice, utile mai ales în

aplicatiile DMS (AM/GIS - Automated Mapping/Geographical Information System) .

· Interfete pentru informatii despre / catre consumatori, incluzând evidenta

deranjamentelor, profilul încarcarii etc.

3. INTEGRAREA FUNCTIILOR DE PROTECTIE, AUTOMATIZARE,MASURA, CONTROL

3. 1. Sisteme integrate de protectie, automatizare, masura si control a statiilor

electrice

Dezvoltarea sistemelor de protectie si automatizare ale instalatiilor electroenergetice si în mod

special aparitia echipamentelor digitale de automatizare si protectie este un fenomen de actualitate.

Unele protectii au nevoie nu numai de informatii locale, din zona de proces cu care se interfateaza în

mod direct, dar si de informatii globale, care pot fi cunoscute numai prin prelungiri ale interfatarii în

alte zone ale procesului tehnologic. Astfel, echipamentul de protectie devine foarte complicat, odata cu

SCADA in ENERGETICA

18

luarea în considerare a unei mai mari cantitati de informatii globale, pierzându-si din flexibilitate si

disponibilitate.

Multiplicarea interfetelor de achizitie precum si raspândirea lor în spatiu este un fenomen

nedorit, cu atât mai mult cu cât diferitele sisteme de protectie folosesc adesea aceleasi marimi de intrare

dinspre proces.

În mod normal releele numerice au o interfata seriala. Sistemele de control al statiei bazate pe

microprocesor prevad deopotriva informatii globale despre proces cât si legaturi de comunicatie.

Apare astfel naturala preocuparea pentru conlucrarea între sistemele de protectie si cele de control.

Preocuparile actuale privind tratarea unitara a protectiei si controlului, se pot împartii

în doua categorii majore, si anume:

a) Sisteme coordonate de protectie si de control. Sistemele de control si de protectie îsi

pastreaza autonomia unele fata de celelalte, însa prevad functiuni de "colaborare" reciproca. Într-un

asemenea concept, functia de protectie este localizata în general în echipamente distincte de cele de

comanda / control. Cele doua subsisteme sisteme comunica însa, transmitându-si reciproc informatii

globale, în general rezultate în urma prelucrarii marimilor din proces.

b) Sisteme integrate de protectie si control. Subsistemele de control si de protectie sunt

concepute ca un tot unitar, utilizând în comun anumite resurse hardware si software. În acest caz

asistam la o descentralizare foarte puternica a functiunilor de comanda, control si protectie, elementul

cheie în acest concept fiind comunicatia de mare viteza între modulele componente.

3. 1. 1. Sisteme coordonate de protectie si comanda.

Coordonarea sistemelor de protectie si comanda este realizata cu ajutorul sistemului de

comunicatie, folosind informatia suplimentara din sistemul complet (întreg) . Motivul principal pentru

un asemenea concept coordonat nu este doar de a înlocui protectia conventionala cu dispozitivele de

control bazate pe microprocesoare ci de a exploata toate facilitatile acestei noi tehnologii pentru o mai

buna performanta a protectiei si controlului în statie si pentru un control îmbunatatit al retelei. Este

prevazut un sistem unificat care coordoneaza controlul statiei si protectia statiei, bazate pe

microprocesoare, într-o arhitectura descentralizata.

Coordonarea consta în combinarea controlului si a protectiei fara a se pierde autonomia protectiei.

Unificarea înseamna , ca toate datele si informatiile în sistem sunt accesibile în acelasi mod prin

sistemul comun de comunicatie. Descentralizarea înseamna ca atât informatiile (datele achizitionate sau

calculate) cât si functiile sunt distribuite si sunt folosite, procesate, în cel mai apropiat loc de procesul

tehnologic la care se refera.

SCADA in ENERGETICA

19

Structura functiunilor unui sistem de control si protectie coordonat la nivelul unei statii de

transformare este reprezentata urmatoare.

O statie de transformare este întotdeauna constituita din celule, continând conexiunile de intrare-iesire

la una sau mai multe bare, care functioneaza ca si noduri electrice si definesc întreaga statie. Exista

diferite sarcini de control si de protectie realizate la nivelul celulei.

Astfel, structura de baza este ierarhica si consta în doua nivele: nivelul celulei si nivelul statiei.

La nivelul celulei sunt realizate acele sarcini care reclama informatii (date) numai de la nivelul celulei,

si emit comenzi catre dispozitivele si echipamentele din aceasta celula. Aceste sarcini sunt: controlul

celulei (comenzi, blocaje la nivelul celulei) ; interfata om -masina, daca este necesar; masuratori si

monitorizare la nivelul celulei (I, U, P, Q, evenimente, defecte) ; protectia celulei (eliminarea defectelor

si masuri preventive) . Aceste sarcini se refera nu numai la întreruptoare si separatoare dar si la

schimbatorul de ploturi al transformatorului deputere, controlul bateriilor de condensatori, proceduri

automate de comutatie cu/fara conditionare din partea protectiei, semnalizari si altele.

La nivelul statiei se executa acele sarcini care au nevoie de informatii de la mai mult de o celula, si

emit comenzi catre dispozitivele situate în mai multe celule. Aceste sarcini sunt:

-controlul statiei (baza de date centrala, supervizoare, coordonare comunicatie, interblocaje la

nivelul statiei, procesare centrala a datelor culese din celule) ;

-protectii la nivel de statie (exemplu protectia diferentiala de bare) ; interfata om-masina pentru

operatorul statiei;

SCADA in ENERGETICA

20

-comunicatia dintre statie si nivelul superior de comanda si control.

În conformitate cu definitia celulei de mai sus, nivelul statiei nu presupune acces direct la proces.

În acest context, protectia de bare, de exemplu, este o functie la nivelul statiei cu interfete de

intrare/iesire situate la distanta, în celule.

3. 1. 2. Sisteme integrate de control si protectie.

Privite ca un întreg, sistemele de control, protectie, automatizare si masura, constau în

unitati de achizitie date (UAD) relee digitale de protectie, unitati de procesare la nivelul celulei si

statiei si canale de comunicatie prin care aceste echipamente sunt interconectate.

Daca în sistemele clasice remarcam existenta unor echipamente distincte de control

si respectiv de protectie, sistemele integrate îsi propun sa distribuie si mai puternic functiunile de

achizitiepoate apare în mai multe echipamente) .

Subsistemul secundar din statiile moderne se bazeaza din ce în ce mai mult pe un numar de

echipamente digitale multifunctionale. Tendinta este de a integra functiuni care istoric sunt separate -

protectia, controlul, comunicatia si masura.

Pentru a raspunde necesitatilor tehnice, cele mai multe functiuni trebuie sa opereze în timp real, fapt

de care trebuie sa se tina seama în proiectare. Pentru utilizarea la maximum a acestor resurse de calcul,

functiunile software se împart în diferite categorii dupa timpul de raspuns, astfel încât o platforma

hardware sa poata efectua atât functiuni cu timpi critici foarte mici, cât si functiuni la care timpul de

îndeplinire nu este esential. Se poate face o clasificare a prioritatilor de executie a functiunilor dupa

cum urmeaza:

· P1 corespunzatoare sarcinilor cu timpi de raspuns de maximum 250 ms.

· P2 corespunzatoare gamei de timp de pâna la câteva secunde.

· P2 pentru celelalte functiuni mai lente.

3. 1. 3. Principalele cerinte ale subsistemelor secundare moderne.

Tendintele actuale în domeniul protectiei si controlului în statiile de transformare elimina

din ce în ce mai mult granitele traditionale dintre subsistemele de protectie, control, comunicatie si

masura care exista actualmente. Gradul de integrare a diverselor functiuni alesubsistemului secundar,

pe de o parte si a echipamentelor primare si celor secundare pe de alta parte, devine o preocupare

importanta a companiilor de electricitate, nivelul de acceptare fiind determinat de consideratiile

privind costul, fiabilitatea, mentenanta si functionalitatea.

Subsistemul secundar dintr-o statie de transformare trebuie sa asigure:

SCADA in ENERGETICA

21

· Deconectarea portiunilor defecte din retea la aparitia unui defect - izolarea defectului. Astfel, sistemul

de protectie trebuie sa determine portiunea defecta si sa comande corespunzator întreruptoarele pentru

a izola defectul cât mai repede posibil.

· Echipamentul primar trebuie corect întretinut pentru a ramâne operational. Subsistemul secundar

trebuie sa colecteze informatii despre starea echipamentelor primare si sa ofere suport pentru

mentenanta acestora.

· Dispeceratele energetice de la diferite nivele (local, teritorial, national) trebuie sa primeasca

informatiile de stare din statie. Subsistemul secundar al statiei are datoria de a face posibil transferul

datelor spre centrele de control si respectiv de a transmite comenzile catre procesul tehnologic

controlat.

· Controlul local. Subsistemul secundar trebuie sa asigure functiunile de control local ale statiei fie ca o

rezerva la caderea sistemului de teleconducere fie ca o functiune de sine statatoare în cazul statiilor

necuprinse în sistemul de teleconducere.

Pornind de la cerintele enumerate mai sus, principalele functiuni ale subsistemului secundar al

statiei sunt:

· Protectia împotriva defectelor în sistemul primar;

· Stapânirea starilor anormale ale echipamentelor primare;

· Automatizari;

· Suport pentru conducere locala;

· Teleconducere;

· Masura locala si telemasura;

· Monitorizarea retelei si a echipamentelor primare;

· Analiza automata a datelor.

3. 2. Echipamente multifunctionale de protectie si control

Utilizând cele mai noi realizari în domeniul tehnicii de prelucrare digitala si mai ales cele

în domeniul comunicatiilor de mare viteza, putem imagina un echipament complex de control si

protectie la nivelul celulei (fig. din 3. 2. 1) , care se interconecteaza în acceasi retea de date cu

echipamentele de prelucrare de la nivelul statiei ca în fig. 3. 2. 2.

SCADA in ENERGETICA

22

fig. 3. 2. 1.

fig. 3. 2. 2.

Echipamentele de la nivelul celulei, îndeplinesc functii de protectie si comanda ale

transformatoarelor si liniilor electrice si receptioneaza cererile de comanda de la nivelul statiei.

La nivelul statiei sunt implementate functii de protectie (ex. protectia diferentiala de bare) în

care informatiile de curent sunt prelevate la nivelul celulelor si transmise prin reteaua de date a statiei.

Functionarea protectiei de linie si trafo se bazeaza pe informatii locale, astfel încât acestea sunt

independente de caderile retelei de comunicatie. În acelasi timp este recomandabil sa fie implementata

o magistrala duala de comunicatie, pentru a îmbunatatii fiabilitatea protectiei de bare.

SCADA in ENERGETICA

23

Informatia curenta culeasa (esantionata) de echipamentele de la nivelul celulelor trebuie transmisa

în câteva milisecunde în retea, pentru o functionare corecta a protectiei de bare. Acest lucru reclama

legaturi de comunicatie de mare viteza, de timp real, între echipamentele celulei si echipamentul de la

nivelul statiei.

În cazul echipamentelor de protectie si control digitale, toate functiunile sunt implementate software,

adesea pe platforme hardware asemanatoare. Devine justificata astfel preocuparea de a configura

aceeasi platforma hardware astfel încât sa poata duce la îndeplinire diferite sarcini, fie ele de protectie,

control sau monitorizare. Într-o oarecare masura, echipamentele digitale multifunctionale pot fi privite

ele însele ca sisteme deschise.

O atentie speciala trebuie acordata independentei diverselor functiuni de protectie si control, atâta timp

cât ele sunt procesate în acelasi dispozitiv. Astfel, ca si în cazul echipamentelor clasice de protectie,

trebuie asigurata redundanta în cazul functiunilor importante de protectie.

4. Functiuni de conducere operativa

In cele ce urmeaza se vor prezenta atat functiunile de conducere operativa ale DED cat si

pentru personalul operativ din statiile electrice.

4. 1. – Functiunile DED

DED asigura supravegherea si conducerea operativa a instalatiilor si retelelor electrice de

distributie de 110 kV si medie tensiune din judetele Maramures Satu Mare si Salaj, in conformitate

cu autoritatea de conducere operativa pe care o exercita asupra acestora.

In cadrul sucurasalei Baia Mare sunt organizate doua trepte de dispecer:

1. Dispecer Energetic de Distributie Baia Mare si

2. Dispecer Energetic de Distributie Local Maramures.

Cele doua trepte de dispecer au stabilite atribute ale autoritatii de conducere operativa

asupra instalatiilor din zona astfel:

- DED Baia Mare – coordoneaza si conduce operativa instalatiile de inalta tensiune (110kV) din zona

celor trei judete.

- DEDL MM – instalatiile de medie tensiune din judetul MM

In scopul realizarii functiunilor sale, DED realizeaza sarcinile operative (regimuri si

manevre) coordonate si/sau dispuse de treptele superioare de dispecer (DET – Cluj si DEC –

SCADA in ENERGETICA

24

Dispecerul Energetic Central) , stabileste regimurile de functionare si coordoneaza manevrele

pentru instalatiile si retelele din raza lor de activitate care se afla in autoritatea sa de decizie.

Conducerea operativa in timp real la nivel de DED consta in:

a) Supravegherea si asigurarea continuitatii in functionare a instalatiilor de

distibutie de 110 kV si MT

- Urmarirea schemelor de functionare a instalatiilor si a marimilor de stare.

- Verificarea incadrarii marimilor in limite.

- Calcului puterilor si energiilor absorbite de consumatori, achizitionate din reteaua de

transport a SEN si schimbate cu retelele de distributie vecine si respectiv, produse in centrale.

- Calcului puterilor totale pe DASF si DM

- Prognoza consumului in zona.

b) Reglajul curbei de consum pentru prevenirea extinderii incidentelor.

c) Urmarirea bilantului de energie electrica pe contur FDEE

d) Optimizarea functionarii instalatiilor de distibutie de 110 kV si MT:

- Determinarea numarului si incarcarii transformatoarelor de 110 kV si MT.

- Determinarea, prin calcul, a pierderilor pe linii, in transformatoare si pe total DED.

- Determinarea bilanturilor de putere pe total DED si pe statii.

e) Reglajul tensiunii in retelele de distributie de 110 kV si de MT si a nivelului de

compensare a puterii reactive:

- Determinarea nivelurilor de tensiune optime in retelele de 110 kV siu MT.

- Compensarea optima a puterii reactive.

f) Urmareste regimul de tratare a neutrului in retelele de MT si realizeaza reglajul

compensarii curentilor capacitivi.

g) Comanda porniri si opriri de grupuri ale microhidrocentralelor.

h) Comanda nemijlocita a instalatiilor de distributie de 110 kV si de MT si a

automatizarilor din retea

i) Supravegherea starii instalatiilor componente ale Sistemului DMS/SCADA

Pentru realizarea acestor functiuni, DED Baia Mare:

- Urmareste si realizeaza programul de incarcare a centralelor electrice din comanda

operativa (corelat cu treptele superioare de dispecer )

- Urmareste:

SCADA in ENERGETICA

25

- Injectiile din reteaua de transport, din retelele de 110 kV si de MT ale DED vecine si din

centralele electrice racordate la reteaua electrica condusa operativ;

- Incarcarile pe statiile de 110 kV/MT si posturile de transformare;

- Generarea de putere reactiva;

- Nivelurile de tensiune (110 kV si MT ) ;

- Consumul propriu tehnologic in retelele de 110 kV si de MT;

- Reglajul compensarii capacitive al retelelor de MT;

- Incadrarea consumatorilor in puterile si energiile programate pe perioade de deficit in

SEN;

- Verificarea sigurantei de functionare;

- Verificarea prealabila a conditiilor de efectuare a manevrelor.

Inregistreaza si consemneaza:

- valorile parametrilor electrici si schimbarile de stare, semnalizarile si evenimentele in

toate regimurile de functionare;

- informatiile care au stat la baza luarii deciziilor de efectuare a manevrelor, stabilirii sau

schimbarii regimurilor de functionare a echipamentelor si retelelor.

In cazul DED Baia Mare se realizeaza si urmatoarele functiuni:

a) Supravegherea instalatiilor de electroalimentare a punctului central DED.

Echipamentele de distributie electrica de la parterul cladirii sunt supravegheate in prezent

printr-un sistem de calcul independent, realizat pe plan local.

In afara acestor functiuni principale, realizate in timp – real, la DED se realizeaza si

functiuni in afara timpului –real si anume:

b) Planificarea exploatarii si analize in afara timpului – real:

- pregatirea regimurilor de functionare pe zi si saptamana

- actualizarea schemelor retelei de distributie (110 kV si MT )

- analiza post factum a functionarii retelei

- analiza incidentelor

SCADA in ENERGETICA

26

- evaluarea sigurantei in functionare pe baza calculului indicatorilor de stare

- elaborarea ghidului operator

- dezvoltarea software de aplicatie pentru timp – real si inafara timpului – real

4.2. Functiunile personalului operativ din statiile electrice:

Personalul operativ din statiile electrice trebuie sa asigura functionarea continua, in

conditii de siguranta si economicitate a instalatiilor pe care le are in gestiune si exploatare. In acest

scop:

- supravegheaza si inregistreaza parametrii tehnici ai echipamentelor

- supravegheaza marimile si semnalizarile de stare aferente schemei de functionare a

statiei (inclusiv cele aferente protectiilor si automatizarilor ) .

- executa manevre, inclusiv reglajul de poturi la transformatoare, dispuse de treptele de

dispecer erarhic superioare.

- urmareste functionarea instalatiilor de compensare (baterii de condensatoare,

condensatoare sincrone, acordul bobinelor de compensare a curentului capacitiv ) .

- executa manevrele pentru lichidarea rapida a incidentelor.

- transmite datele si informatiile necesare la diferitele trepte de dispecer si la unitatea de

care apartine din punct de vedere administativ.

- supravegheaza starea instalatiilor companente al sistemului DMS/SCADA din dotare.

In statiile telecomandate (integrate in sistemul SCADA) aceste functiuni ale po din statii

sunt preluate si realizate de catre dispecerul de la punctul de comanda.

SCADA in ENERGETICA

27

5. Tipuri de informatii necesare conducerii operative:

5. 1. Tipuri de informatii la nivel DED

Conform normelor RENEL principalele informatii necesare conducerii oeprative la nivel DED

sunt:

5. 1. 1. Marimi

a) marimi principale, conditionand cunoasterea starii de ansamblu a instalatiilor si anume:

- puterile active si reactive pe:

- partea de 110 kV a autotransformatoarelor de 220/110 kV si transformatoarelor

de

110 kV/ MT;

- liniile de 110 kV si MT de legatura cu alte DED- uri;

- plecarile ce alimenteaza consumatori nominalizati;

- suma puterilor active si reactive pe:

- centralele electrice racordate la retelele de 110 kV si de MT;

- platforme industiale, statii de tractiune C. F. R. ;

- tensiunile pe barele statiilor de 110 kV si de MT;

- frecventa in cateva noduri;

Toate aceste marimi vor fi protocolate automat la ore caracteristice fixate (minimum la gol

de noapte, varf de dimineata si varf de seara ) si la cererea operatorului

b) marimi secundare, caracterizand starea unor elemente ale instalatiilor de importanta

locala si informatii cu necesitate de actualizare mai redusa si anume:

- tensiunile pe liniile de 110 kV si MT;

- puterile active si reactive pe:

- partea de medie tensiune a transformatoarelor de 110 kV/MT si posturilor de MT/JT;

- linii de 110 kV si de MT radiale spre consumatori;

- cuplele de 110 kV;

- liniile si cuplele de MT;

- tensiunile si curentii pe bobinele de compensare a curentului capacitiv;

- puterea reactiva pe instalatiile de compensare;

SCADA in ENERGETICA

28

- tensiunea pe sectiile de bare de servicii proprii, de curent continuu si pe sectiile de bare

de curent alternativ de 220 W;

- energia activa si reactiva de la contoare pe:

- liniile de legatura cu alte DED-uri;

- transformatoarele si autotransformatoarele de injectie in reteaua de distributie din

responsabilitatea DED (din reteaua de transport a SEN si centrale electrice racordate la reteaua de

distributie a DED –ului) ;

- pe liniile ce alimenteaza consumatori nominalizati (pe liniile de 110 kV si de MT

radiale )

5. 1. 2. Semnalizari

a) Semnalizari de stare, necesare pentru stabilirea configuratiei de functionare a retelei in

maximum 3 secunde de la modificarea pozitiei echipamentelor ca urmare a unor actiuni dorite de

operator:

- pozitia echipamentelor de comutatie (intreruptoare, separatoare ) ;

- pozitia comutatoarelor de ploturi la transformatoare, bobine de compensare cu reglaj

continuu;

- pozitii la RAR, AAR, DRRI, DAS, etc.

b) De alarmare (preventive ) , necesare petnru luarea unor masuri preventive privind

regimul de functionarea a reletei electrice conduse operativ , cu aducerea la cunostinta operatorului

in maxim 5 secunde, ca de exemplu depasirii de limite.

c) De incident, necesare pentru luarea unor masuri rapide de remediere cu aducerea la

cunostinta operatorului in maxim 3 secunde. Aceste semnalizari corespund actionarii protectiilor si

automatizarilor (RAR, AAR, DAS, DRRI ) si schimbarilor de configuratie a retelei conduse

operativ ca urmare a a cestor actionari, precum si semnalizari de tipul: arderea sigurantei generale

pe balteria de acumulatoare, avarie redresori, punere la pamant in C. C. , semnalul ” Incendiu in

statie “ (pentru statiile electrice fara personal in tura ) .

d) De stare a sistemului DMS/SCADA, cuprinzand informatii asupra elementelor de

culegere si transmitere a datelor si statiile electrice.

5. 1. 3. Telecomenzi pentru:

- echipamente de comutatie (intreruptoare de 110 kV si MT, separatoare de 110 kV

actionate electric) ;

- comutatoare de ploturi ale transformatoarelor de 110 kV/MT,

- bobine de compensare cu reglaj continuu,

SCADA in ENERGETICA

29

- trepte de baterii de condensatoare;

- instalatii de automatizare (AAR, RAR, DAS, DRRI ) .

5.2. Tipurile de informatii la nivelul camerelor de comanda din statiile electrice

Volumul de instalatii necesar supravegherii si conducerii operative la nivelul camerelor

de comanda, a statiilor electrice se diferentiaza in functie de nivelul de tensiune al statiei si de

modul de exploatare al acesteia (cu personal sau fara personal in tura permanenta ) .

Volumul de informatii trebuie sa asigure realizarea functiunilor atribuite personalului in

toate starile (normala, de alarma, de incident, de postincident ) .

Informatiile necesare supravegherii si conducerii operative la nivelul camerelor de

comanda a statiilor electrice sunt cele mentionate in punctul 6. 1. 1 si 6. 1. 2. la care se mai adauga

in prinicpal urmatoarele:

5. 2. 1. Marimi:

- tensiunile pe barele statiei (110kV, medie tensiune)

- circulatii de putere (activa si reactiva)

- tensiuni si curenti pe partea de 0,4 kV (servicii proprii curent alternativ)

- tensiuni si incarcari ale bateriilor de acumulatoare (220 V si 24 V) .

- tensiunea de deplasare a neutrului la bobinele de stingere;

- indicatia locatorului de defecte;

5.2. 2. Semnalizari:

- de stare :

- pozitia cheii de selectare a comenzilor;

- starea echipamentelor (conectat, deconectat)

- de alarmare (preventive ) , necesare pentru luarea unor masuri preventive privind

regimul de functionare al statiei ca de exemplu:

- depasiri de limite;

- defect la intreruptoare;

- defect in circuitele secundare;

- defect in serviciile proprii de cc/ca :

- punere la pamant in serviciile proprii de cc;

- semnalizari de gaze, temperatura, suprasarcina la transformatoare;

- ardere, distrugerea sigurantelor;

SCADA in ENERGETICA

30

- defect in echipamentele de culegere a datelor sau pe calea de transmisie;

- numarul de actionari ale pompelor, mecanismelor oleopneomatice ale intreruptoarelor;

- numarul de deconectari ale intreruptoarelor pe scurt circuit.

5. 2. 3. Comenzi:

- conectari/deconectari intreruptoare si separatoare;

- actionare comutatoare de ploturi,

- actionare bobine de compensare cu reglaj continuu,

- conecatre/deconectare trepte de baterii de condensatoare;

- conectari/deconectari a instalatiilo de automaticare locala (AAR, RAR, DAS, DRRI ) ;

- actionare intreruptoare automate pentru serviciile proprii de cc si ca;

- descarcari de sarcina;

- anularea semnalelor autoretinute.

6. Functiunile sistemelor DMS/SCADA dedicate conducerii operative la

nivel de Dispecer Energetic de Distributie (DED )

In conformitate cu normele RENEL, sistemele informatice dedeicate conducerii

operative a retelelor de distributi etrebuie sa realizeze urmatoarele functiuni operationale:

- functiuni SCADA;

- functiuni DMS (aplicatii pentru retelele de distributie a energiei electrice) .

Denumirile si continutul acestor functiuni sunt, in general, standardizate pe plan mondial si

software – ul aferent acestora este disponibil a fi cumparate pe piata libera

In cele ce urmeaza se prezinta unele detalii privind functiunile de tip SCADA si DMS

specifice sistemelor informatice destinate conducerii operative prin dispecer a retelelor de

distributie a energiei electrice.

6. 1. Functiuni tip SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition )

Un sistem tipic SCADA realizeaza in principal urmatoarele functiuni:

- culegerea si schimbul de date;

- validarea, prelucrarea, afisarea, arhivarea de date;

- initierea si executatea telecomenzilor in instalatii.

SCADA in ENERGETICA

31

Aceste functiuni permit personalului operativ de la punctul de dispecer sa suprevegheze

functionarea instalatiilor in timp real si in acest context sa decida actiunile care trebuie intreprinse

si, daca este necesar, sa dea comenzi operative sau sa realizeze telecomenzi.

Sistemele SCASA include, in principal urmatoarele functiuni:

6. 1. 1. Achizitie si Schimb de Date (data Acquisition and Exchange )

Functiunea de Achizitie si Schimb de date este utilizata pentru a se utiliza interfata dintre

sistemul DMS/SCADA si echipamentele de achizitie de date si sisteme informatice externe.

Utilizand aceasta functiune se realizeaza:

- culegerea si transmiterea informatiilor din /in instalatii (statii electrice, centrale ) ;

- schimbul de date cu alte trepte de dispecer sau alte sisteme informatice. Tipurile de

informatii ce pot fi schimbate cu alte sisteme EMS, DMS/SCADA pot include:

- stari ale retelei electrice si marimi masurate (puteri, tensiuni ) in zona de contur

necesare pentru Estimatorul de Stare si pentru analizarea sigurantei in functionarea retelei

- marimi ale retelelor electrice (MWh ) de pe interconexiuni pentru gestiunea

energiei;

- telecomenzi (pentru a fi transmise la RTU ) ;

- fisiere (baze de date, imagini, rapoarte, software, tabele diagrame, etc. ) ;

- actualizari de baze de date;

- mesaje operative (informatii privind iesiri din functiune, energii/capacitati

disponibile, preturi, etc. ) ;

- controlul plauzabilitatii si validarea informatiilor.

6. 1. 2. Inregistrarea Secventiala a Evenimentelor (Sequence of Events Recording)

O serie de elemente predefinite din statii si centrale electrice (de exemplu intreruptoare )

pot fi selectate pentru o inregistrare secventiala a modificarii starii acestora, modificare care este

considerata ca fiind un eveniment. Mesajele din Inregistrarea Secventiala a evenimentelor sunt

tratate separat de cele referitoare la schimbarile normale de stare, mesajele aferente secventei de

evenimente nefacand parte din procesul de tratare a alarmelor. Mesajele de la inregistrarea

secventiala a avenimentelor sunt stocate si raportate separat. Aceste informatii sunt in mod normal

utilizate postfactum petnru analiza functionarii echipamentelor si instalatiilor.

6. 1. 3. Prelucrarea datelor (data Processing )

Functiunea de prelucrare a datelor include urmatoarele:

SCADA in ENERGETICA

32

- prelucrarea de date analogice scanate – realizeaza conversia acestora in unitati

ingineresti si verificarea incadrarii lor in limitele prestabilite.

- prelucrarea de date privind starile scanate - detecteaza schimbarea starii intreruptoarelor

si separatoarelor.

- prelucrarea de tip acumulare – scanare (de exemplu energii ) - de exemplu convertirea

numarului de impulsuri in MVh.

- calcule in timp: sumari, scaderi, inmultiri, impartiri, medii orare, maxime si minime

orare, determinarea de energii prin integrarea marimilor masurate, bilanturi de energii si puterii pe

contur etc. , inclusiv determinarea puterilor si energiilor absorbite de consumatori pentru

compararea cu valorile contractate.

- Verificarea consistentei informatiilor referitoare la topologie se poate face fie in cadrul

acestei functiuni fie ca o functiune separata.

Functiunea de Prelucrare a Datelor asigura stocarea datelor de timp – real in baza de

date, precum si verificarea si evaluarea calitatii si plauzibilitatii imformatiei codate, (de exemplu:

telemasura corecta, suprascriere manuala, iesire din functiune, depasire de limita, informatie

eronata etc ) .

6. 1. 4. Revista Post Factum (Post Disturbance Review )

La fiecare 10 secunde se stocheaza un “ snapshot” (o citire instantanee ) a unor puncte

selectate de dispecer sau a intregii baze de date intr-un fisier circular ce contine ultimele 10 “

snapshot “ –uri. In cazul unui eveniment de declansare/actionare sau la cerere, fisierul circular se

ingheata si aditional se memoreaza inca 30 de “ snapshot” – uri consecutive luate fiecare la 10

secunde dupa producerea evenimentului. Acest set de date stocate este denumit “ set de revista”.

Multiplele “seturi de revista“ sunt inregistrate pe discuri, pentru a fi revazute pe display

sau printate pe hardcopy. Ele sunt arhivate la cerere in vederea unor analize ulterioare. “ Snapshot”

– rile unor baze de date complete pot fi utilizate pentru initierea unui caz de baza pentru scenariul

de pregatire a operatorilor pe simulator.

6. 1. 5. Inregistrare instantanee de date (Database Snapshot )

Un “Snapshot” al unei baze de date complete este stocat pe disc pentru a fi arhivat mai

tarziu si/sau a fi utilizat fie pentru scenariu pe simulator pentru pregatirea operatorilor fie pentru

analize de retea. Aceste

“ Snapshot’’ – uri pot fi efectuate la cerere sau ca urmare a producerii unor tipuri de

evenimente externe preselectate.

SCADA in ENERGETICA

33

6. 1. 6. Sistem de Informatii Istorice ( Historical Information System - HIS )

Functiunea HIS realizeaza actualizarea si completarea bazelor de date. HIS ete depozitarul

central pentru informatii. In mod normal se utilizeaza un sistem de management de baze de date

rational accesibil comercial (relational database management system – RDBMS ) , ca de exemplu

ORACLE, care este in mod normal utilizat pentru crearea, intretinerea si accesul in baza de date a

HIS.

Accesul la baza de date HIS este in mod obisnuit restrictionat datorita importantei informatiilor

stocate.

6. 1. 7. Telecomanda, telereglaj in instalatii (Supervisory Control )

Prin intermediul Sistemului SCADA, un dispecer poate telecomanda echipamentele aflate

in statii electrice, prin intermediul RTU – urilor, ca de exemplu:

- intreruptoare (conectat/deconectat ) ;

- separatoare actionate cu motor (conectat/deconectat ) ;

- baterii de condensatoare (conectat/deconectat ) ;

- pozitie comutator de ploturi la transformatoare (creste/scade ) ;

- valori de consemn;

- reglajul bobinelor de stingere.

Echipamentele cu doua stari sunt mai intai selectate, telecomanda data fiind o comanda nemijlocita.

6. 1. 8. Marcarea (Tagging )

Un echipament “ marcat” reprezinta o actiune a operatorului pentru a atrage vizual atentia

asupra unui simbol de echipament de pe o schema reprezentata de display ca este fie interzisa comanda

acestui echipament fie ca trebuie sa se execute cu atentie. In mod uzual este posibil a se ” marca” un

echipament cu pana la patru niveluri de marcare si anume:

- interzisa comanda;

- interzisa comanda de inchidere;

- interzisa comanda de deschidere;

- comanda permisa, dar se recomanda atentie.

“ Marcarile” sunt inregistrate ca evenimente. Este posibil ca operatorul sa adnoteze intrarile din

Lista de “ Marcari” cu comentarii care sa descrie marcarea.

SCADA in ENERGETICA

34

Marcarea este utilizata in mod traditional ca o masura de siguranta pentru a se asigura ca o

echipa de interventie, care lucreaza la un echipament, este protejata impotriva unor actionari

inadecvate.

6. 1. 9. Interfata cu utilizatorii (User Interface )

Interfata cu utilizatorii include urmatoarele:

A. Console CRT cu grafica completa (Full Graphics CRT Consoles )

Console CRT cu grafica completa sunt echipate uzual cu unul, doua sau trei monitoare (CRT )

color de mare rezolutie (1280 pixel x 1024 pixel ) :

- consola operator – doua sau trei monitoare;

- consola de programare/planificare – un monitor;

- consola programator – unul sau doua monitoare;

- consola pentru baza de date – un monitor;

- consola pentru intretinerea imaginilor – un monitor;

- consola pentru management – un monit.

B. Echipamente de inregistrare (Loggers )

In mod obisnuit sunt plasate doua astfel de echipamente in zona operationala si cate unul in zona de

planificare, zona de programare, zona de creare a bazelor de date si zona de creare a imaginilor.

C. Imprimante

In mod obisnuit, in aria operationala sunt amplasate doua echipamente hardcopy, capabile sa

reproduca imagini grafice color de pe oricare din display – uri.

6. 1. 10. Prelucrarea si gestiunea alarmelor (Alarming )

Alarmele detectate de Sistemul SCADA sunt prelucrate astfel incat conditiile de alarma

importante sa fie raportate intr-o maniera clara, concisa si cu timpul asociat numai la consolele care au

nevoie de aceasta informatie. Alarmele multiple sunt tratate in raport cu nivelul lor de prioritate.

Alarmele si evenimentele sunt stocate intr-o baza de date zilnica intr-un fisier de dimensiuni

mari pe disc. Alarmele si evenimentele dintr-o zi pot fi arhivate pentru o referire ulterioara.

6. 1. 11. Afisarea pe panou (Wallboard Display )

“ Afisarea pe Panou”, consta dintr-un sistem sau un grup de sisteme de protectie video,

amplasate in zona operationala si, eventual daca este necesar, altul in zona de pregatire/vizitare. Acest

lucru permite comentarea imaginilor de pe display fara a se crea aglomeratie la consola.

6. 1. 12. Prelucrarea parolelor (Word Processing )

SCADA in ENERGETICA

35

Functiunea de Prelucrare a Parolelor asigura gestionarea accesului utilizatorilor

potentiali in sistemul informatic dedicat conducerii operative a instalatiilor de distributie sau in

anumite zone particulare ale sistemului. Utilizand o permisie acceptata, chiar si un utilizator extern

poate efectua aceleasi activitati ca si un utilizator local – de la o statie de lucru a sistemului si

viceversa.

6. 1. 13. Supravegherea starii Sistemului Informatic

Functiunea asigura supravegherea starii de functionare a diferitor componente si a intregului

sistem informatic. Vor fi semnalizate operatorului si administratorului de retea starile anormale de

functionare ale sistemului informatic, inclusiv iesirea din functiune a diferitelor echipamente, precum

si diagnosticarea defectelor.

6. 1. 14. Supravegherea sistemului de electroalimentare a Sistemului de la DED

Vor fi semnalizate operatorului starile anormale de functionare ale echipamentelor sistemului

de electroalimentare (redresoare, invertoare, baterii de acumulatori etc. ) respectiv :

- declansarea oricarui intrerupator de 0,4kV,

- tensiuni inafara limitelor admise

- lipsa tensiunii operative pentru alimentarea echipamentelor

6. 2. Functiuni DMS (Distribution Management System – aplicatii pentru retelele

electrice de distributie a energiei electrice )

Intr-un Sistem de Management a Distributiei energiei electrice (DMS ) , prezentarea geografica

a informatiilor si a componentelor retelelor de distributie joaca un rol principal. Prin urmare,

conectivitatea componentelor retelei de distributie intr-o prezentare geografica este de importanta

majora. Din aceasta cauza, orientarea in tehnologia DMS este de a utiliza produse GIS (Geographic

Information System ) pentru a se crea structuri de baze de date care faciliteaza adaugarea sau stergerea

echipamentelor intr-un mod interactiv, cartarea informatiilor aferente echipamentelor intr-o baza de

date geografica si afisarea conectivitatii pe harti geografice.