Lup Radu Sisteme SCADA in Stati Electrice

REFERAT

Echipamente Electrice I

Sisteme SCADA in Statii Electrice

Coordonator: Conf. dr. ing. : Lizeta Popescu

Student: Lup Radu

2012

Echipamente Electrice Lup Radu

Sisteme SCADA in Statii Electrice

Scada nu este o tehnologie specifica, ci mai degraba un tip de aplicatie. Numele SCADA este o

abreviere de la Supervisory Control And Data Acquisition - orice aplicatie care culege date despre un

sistem in scopul de a controla acel sistem este o aplicatie de tip SCADA.

O aplicatie de tip SCADA vizeaza doua elemente:

1. Procesul / sistemul / echipamentul ce se doreste a fi monitorizat si controlat (poate fi o centrala

electrica, o retea de apa, un sistem de dirijare a traficului sau orice altceva).

2. retea de echipamente inteligente care se interfateaza cu primul sistem prin intermediul

senzorilor si al mecanismelor de control. Aceasta retea, care este sistemul SCADA, ofera posibilitatea

monitorizarii avansate si a controlului primului sistem prezentat.

3. Un sistem SCADA poate fi construit folosind mai multe tipuri de tehnologii si protocoale.

Acest material va va ajuta sa alegeti sistemul SCADA potrivit fiecarei grupe de nevoi specifice de

monitorizare si control.

SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) este tehnologia care oferă operatorului

posibilitate de a primi informaţii de la echipamente situate la distanţă şi de a transmite un set limitat de

instrucţiuni către acestea.

SCADA este un sistem bidirecţional care permite nu numai monitorizarea unei instalaţii ci şi

efectuarea unei acţiuni asupra acesteia.

Sistem deschis dispune de posibilităţi care permit implementarea aplicaţiilor astfel ca:

să poată fi executate pe sisteme provenind de la mai mulţi furnizori;

să poată conlucra cu alte aplicaţii realizate pe sisteme deschise (inclusiv la distanţă);

să prezinte un stil consistent de interacţiune cu utilizatorul.

1. Locurile unde se utilizeaza SCADA

Puteti folosi sisteme SCADA pentru gestionarea eficienta a oricarui tip de echipament, dar, in

general, acestea sunt utilizate pentru automatizarea unor procese industriale complexe, unde controlul

manual nu este practic, sisteme distribuite pe arii geografice mari, cu multipli parametri de monitorizat

si corectat, sau cu viteza mare de modificare a datelor de proces, unde controlul uman este greoi si

ineficient.

Sisteme SCADA Page 1


Fabricarea, transportul si distributia de energie electrica: utilitatile din zona energiei

electrice folosesc sisteme SCADA pentru detectia circulatiei curentului electric, citirea tensiunii de

linie, monitorizarea si operarea intrerupatoarelor, punerea sau scoaterea de sub tensiune a unor sectiuni

din reteaua energetica.

Apa si canalizare: retelele nationale si regionale de apa utilizeaza SCADA pentru

monitorizarea si regularizarea debitelor, a nivelurilor de apa din rezervoare, a presiunii din conducte si

a altor parametri.

Controlul incintelor: sistemele SCADA sunt extrem de utile in monitorizarea si regularizarea

conditiilor de mediu intern (temperatura, umiditate in depozite, camere frigorifice, sere), controlul

iluminatului, al lifturilor si intrarilor in cladire, coordonarea dintre sistemul de supraveghere video si

celelalte sisteme din cladire, etc.

Productie: gestionarea automatizarilor si robotilor industriali, monitorizarea proceselor si a

controlului calitatii, regularizarea fluxurilor de productie pentru dimensionarea optima a stocurilor.

Managementul traficului: automatizarea traficului feroviar, controlul semnalelor luminoase si

al macazurilor; descongestionarea traficului rutier prin integrarea sistemelor de supraveghere video cu

telecomandarea semafoarelor.

Aceste cateva exemple de procese care necesita implementarea de solutii SCADA sunt doar

cateva situatii pentru a va face o imagine cat mai clara asupra utilitatii acestor aplicatii. Practic solutiile

SCADA sunt utile in orice proiect de infrastructura si in orice industrie in care automatizarea aduce

eficienta.

2. Cum functioneaza o solutie SCADA

O solutie SCADA indeplineste patru functii:

1. Achizitie de date

2. Comunicarea datelor prin retea

3. Prezentarea datelor

4. Control



Aceste functii sunt sustinute de cele patru componente ale solutiei SCADA:

1. Senzorii (digitali sau analogici) si releele de comanda care se interfateaza direct cu

procesul.

2. RTU-urile (Remote telemetry units). Aceste echipamente inteligente sunt instalate in teren

pentru a prelua datele de la senzori pe de o parte, si a transmite comenzile la releele de comanda pe de

alta parte.

3. Statia Master sau serverul SCADA este o consola care serveste drept punct central al

intregii aplicatii. Statia Master beneficiaza de o interfata grafica prin care utilizatorul are acces la toate

datele de proces si poate da comenzi pentru modificarea acestuia. De asemenea, exista corectii setate

ca automate la modificarea unor parametri, comenzi corective pe care statia Master le transmite

automat, fara interventia operatorului.

4. Infrastructura de comunicatii conecteaza Statia Master cu RTU-urile din teren.

3. Evaluarea unei solutii SCADA

Ati identificat o nevoie de aplicatie SCADA intr-un sistem? Trebuie sa stiti cum sa alegeti

solutia cea mai potrivita. Este greu pentru un ne-initiat sa evalueze o solutie atat de complexa cum este

SCADA, insa fiind o investitie importanta pe termen mediu si lung (10 - 15 ani), este important sa

puteti lua o decizie documentata.

Principalele probleme care pot sa apara daca achizitionati o aplicatie SCADA nepotrivita sunt:

Puteti cheltui o avere pe o aplicatie nepotrivita

Dupa ce v-ati depasit cu mult bugetul, va puteti da seama ca aplicatia achizitionata tot nu va

indeplineste asteptarile

Sau, la fel de neplacut, puteti realiza ca ati cumparat o aplicatie inflexibila, care va acopera

pentru moment nevoile insa nu poate “creste” odata cu procesele Dumneavoastra.

Sa trecem deci prin cateva aspecte pe care ar trebui sa le gasiti intr-un sistem SCADA potrivit.

Metode de alegere a unitatilor RTU

RTU-urile trebuie sa comunice cu toate echipamentele din teren si sa reziste la conditii grele de

mediu. Iata cateva caracteristici ale unui RTU bine ales:



Capacitate suficienta pentru a suporta echipamentele din teren, dar nu mai mare decat este

necesar. In fiecare punct critic aveti nevoie de un RTU care sa poata face fata cresterii estimate a

numarului de senzori si relee de control, insa nu are rost sa investiti in capacitati mai mari decat veti

avea nevoie.

Constitutie robusta si rezistenta la temperaturi extreme si umiditate. Stiti cat de dur este

mediul din teren... Aveti nevoie ca aplicatia Dumneavoastra SCADA sa fie permanent functionala!

Surse de alimentare redundante. Aveti nevoie ca sistemul Dumneavoastra SCADA sa fie

functional 24/7. RTU-urile trebuie sa suporte baterii si, de preferat, doua alimentari.

Porturi de comunicatii redundante. La fel de importanta ca si continuitatea alimentarii este

continuitatea comunicatiilor. Un port serial secundar sau un un modem incorporat vor mentine RTU-ul

online, chiar daca reteaua LAN pica. Mai mult decat atat, RTU-urile cu mai multe porturi de

comunicatii suporta foarte usor migrarile de LAN.

Memorie non - volatila (NVRAM). Optiunea NVRAM asigura salvarea datelor in cazul unei

caderi bruste de tensiune. De asemenea, up-date-urile software pentru RTU pot fi download - ate

automat in teren, fara a necesita deplasarea unui specialist.

Control inteligent. Unele RTU-uri sofisticate au incluse optiuni de automatizare pentru control

local, comandand practic diverse actiuni pre - programate la anumite nivele inregistrate de senzor, fara

interventia statiei Master. Aceste optiuni nu sunt neaparat necesare intr-un sistem SCADA, insa, in

unele cazuri pot fi utile.

Sincronizarea orei pentru a avea rapoarte exacte ale evenimentelor.

Watchdog timer pentru a verifica permanent conectivitatea echipamentului (de exempl pentru

a ne asigura ca RTU - ul reporneste dupa o pana de curent).

Metode de alegere a Statia Master

Statia SCADA Master trebuie sa prezinte datele in maniere cat mai utile pentru operator si sa

regularizeze inteligent procesul. Iata cateva dintre caracteristicile pe care o aplicatie SCADA trebuie sa

le aiba:

Raspuns programabil flexibil. Cautati o aplicatie care ofera instrumente intuitive de

programare a alertelor (raportarea de evenimente complexe care combina datele citite de senzori cu

data si ora comunicarii) si comenzi de control (comenzi programate care se declanseaza la producerea

unui eveniment).



Alertarea 24/7 prin email si SMS. Nu mai este demult cazul sa platiti pe cineva care sa

monitorizeze 24/7 interfata aplicatiei Dumneavoastra SCADA. Daca echipamentele necesita

interventia umana, aplicatia SCADA poate trimite SMS sau e-mail catre persoanele autorizate sa

intervina.

Afisarea de informatii detaliate. Orientati-va catre o solutie SCADA care are un modul de

raportare flexibil si usor de inteles. Informatiile transmise trebuie sa fie complete si detaliate astfel

incat sa va puteti face repede o imagine cat mai clara asupra procesului monitorizat si a interventiilor

necesare.

Filtrarea alertelor. O avalansa de alarme, multe dintre ele simple log-uri de sistem, actioneaza

ca un motor spam, si este de natura a abate atentia de la problemele reale. Asigurati-va ca aplicatia pe

care doriti sa o achizitionati are instrumente de filtrare a alarmelor.

Expandabilitate. O solutie SCADA este o investitie pe termen lung (10 - 15 ani), de aceea

trebuie sa va asigurati ca sistemul Dumneavoastra permite dezvoltarea ulterioara necesara.

Backup redundant. Cele mai bune aplicatii SCADA suporta statii Master de backup situate in

diverse locatii, astfel incat daca statia principala sufera o avarie, a doua statie sa preia automat

gestionarea procesului.

Suport pentru protocoale si echipamente multiple Primele aplicatii SCADA erau proiectate

sa lucreze cu protocoale proprietar, protocoale inchise. Solutiile “de producator”, inchise, nu sunt

recomandate, pentru ca pe termen lung producatorul poate sa iasa de pe piata sau sa nu ofere suport la

standardele dorite. Cautati o aplicatie care sa ofere suport pentru cat mai multe protocoale si

compatibilitati cu cat mai multe echipamente. In acest fel va asigurati ca investitia Dumneavoastra este

protejata pe termen lung si sistemul SCADA implementat este flexibil.

Unităţile RTU

Unităţile RTU realizează o legătură dublă cu MTU: retransmite către acesta informaţiile culese

din instalaţie şi executarea comenzilor primite.



Figura 1. Structura unui Sistem SCADA

Figura 2. Structura tipică a unui RTU



Figura 3. Intrarile unui RTU

Figura 4. Iesirile unui RTU

Tipuri de comenzi realizate de RTU

Pentru conducerea reţelelor electrice există două tipuri de semnale de comandă care sunt

utilizate de către sistemele SCADA:

a) Comenzi în impulsuri, cu durate de 0,5÷3 s, pentru comanda întreruptoarelor, comutatoarelor

de ploturi etc;

b) Comenzi permanente, care sunt menţinute până la o nouă comandă, cu semnificaţie contrară

celei dintâi, de exemplu pentru comanda punerii în funcţie respectiv a scoaterii din funcţie a

automatizărilor.

c) Cerinţe referitoare la comenzi:

d) Eliminarea riscului confuziei unei comenzi datorită erorilor de transmisie.

e) Eliminarea riscului comenzilor multiple.

f) Eliminarea riscului de emisie intempestivă a unor comenzi.

g) Semnalizarea funcţionării incorecte a lanţului de comandă.



Sisteme SCADA pentru conducerea staţiilor electrice

Un sistem de protecţie, control şi monitorizare a staţiilor electrice se înaltă tensiune este

sistemul Panorama Station Automation al firmei ABB. Acest sistem se compune din trei subsisteme

distincte:

Subsistemul de comandă-control al staţiei (SCS)

Subsistemul de monitorizare a staţiei (SMS)

Subsistemul de măsurare a energiei (Meetering System)

Funcţionarea acestor trei subsisteme este strâns legată de un ansamblu de terminale ce

realizează funcţiile de protecţie, control şi monitorizare la nivel de celulă.

Sistemul de comandă-control al staţie are ormătoarele funcţii principale:

Comanda aparatajului primar de către operatorul din staţie sau direct de către dispecer. Ca

rezervă la comanda prin sistem este prevăzută posibilitatea comenzii echipamentelor de la cabina de

relee.

Informarea operatorului cu privire la funcţionarea echipamentelor primare şi secundare din

staţie.

Monitorizarea şi înregistrarea parametrilor care definesc funcţionarea staţiei în orice moment.

El este situat în camera de comandă a staţiei şi reprezintă punctul de lucru al operatorului din

camera de comandă; El poate fi accesat de către dispecer (DET sau DEN) prin intermediul

echipamentelor de transmisie de date.

Transmiterea comenzilor către aparatajul primar se realizează, după verificarea blocajelor de

celulă sau staţie şi condiţiilor de sincronizare, se face prin intermediul terminalelor de comandă (REC

561) amplasate câte unul la fiecare celulă. Pentru a se evita ca ieşirea din funcţiune a REC-ului unei

celule să afecteze blocajele la nivelul staţiei, s-a convenit ca o celulă al cărei REC este scos din funcţie

(dintr-un motiv oarecare) să nu mai fie luată in considerare de către celelalte REC-uri la evaluarea

blocajelor generale ale staţiei. Aceasta impune ca operatorul să evalueze el însuşi dacă sunt verificate

condiţiile de blocaj referitoare la celula sau celulele al căror REC este scos din funcţie, prin verificare

pe teren a poziţiei aparatajului aferent acestor celule. Această situaţie este amintită permanent

operatorului printr-un mesaj.

Verificarea blocajelor la nivelul staţiei este realizată independent de funcţionarea sistemului

central prin comunicaţia între toate REC-urile staţiei.

Sistemul de comandă-control al staţiei conţine următoarele componente:



a) Aplicaţia MicroSCADA se constituie ca interfaţă om-maşină între operator şi procesul condus

(echipamentele primare şi secundare ale staţiei). MicroSCADA este un soft specializat realizat de

firma ABB pentru conducerea staţiilor electrice.

b) Un calculator personal pentru comanda la nivel de staţie, situat în camera de comandă. Acesta

reprezintă controlerul sistemului şi constituie suportul hard pe care rulează aplicaţia MicroSCADA.

Totodată el reprezintă consola operator a sistemului.

c) Un calculator personal utilizat pentru comunicaţia cu dispecerul. Prin intermediul acestuia

dispecerul poate exercita controlul direct asupra echipamentelor staţiei. El reprezintă suportul hard pe

care rulează aplicaţia MicroSCDA a DET.

d) Terminalele de celulă, care realizează următoarele funcţii:

comanda efectivă a aparatajului primar;

urmărirea funcţionării echipamentelor primare şi secundare;

protecţiile şi automatizările celulei.

La nivelul unei celule sunt instalate un terminal de comandă şi control, un terminal de protecţie

şi trei terminale pentru achiziţia de date şi echipamentele de comunicaţie.

Dispozitivul de supraveghere internă a SCS care verifică funcţionarea tuturor echipamentelor

aferente sistemului de comandă-control.

Comanda locală de la cabina de relee asigură numai comanda şi monitorizarea aparatajului

primar, fără posibilitatea obţinerii unor informaţii suplimentare privind funcţionarea echipamentelor

secundare sau valoarea parametrilor staţiei. Elaborarea unei comenzi se realizează prin intermediul

butoanelor de comandă amplasate pe panoul de comandă al celulei respective. Comanda locală este

independentă de starea sistemului central, fiind operaţională chiar în cazul opririi acestuia sau a

aplicaţiei MicroSCADA.

Comunicaţia dintre terminalele de celulă şi calculatoare este realizată pe magistrala de tip LON,

organizată pe principiul multi-master, care permite realizarea unei viteze ridicate de transfer de date

(1,25 MB/s) şi foloseşte ca mediu fizic de transmitere fibra optică.

Reţeaua este folosită atât pentru comunicaţia între terminalele de celulă şi calculatoare cât şi

pentru comunicaţia între diferitele terminale de celulă (pentru interblocajele staţiei).



4. Sistemul de monitorizare

Acest sistem are următoarele funcţii:

setarea parametrilor şi configurarea terminalelor de la celule;

evaluarea semnalelor de defect de la terminale.

Care sunt îndeplinite utilizând următoarele componente:

a. trei pachete de programe:

programul SMS care realizează setare parametrilor;

programul CAP 531 prin care se configurează terminalele;

programul Reval prin care se evaluează semnalizările de defect furnizate de terminale.

b. Un PC (SMS Computer) pe care sunt implementate cele trei programe.

c. Terminalele de celulă, ca parte componentă şi a SMS

Comunicaţia între echipamentele din cadrul sistemului de monitorizare se face printr-o reţea

separată, de tip SPA, caracterizată de o viteză de transfer mai mică. Spre deosebire de magistrala LON,

întreruperea comunicaţiei pe magistrala SPA nu este semnalizată de MicroSCADA deoarece nu

reprezintă un pericol imediat pentru sistemul de conducere-control.

Terminale

Terminalul REC 561 este unitatea de bază a sistemului de conducere a staţiilor Panorama

Station Automation.

Privite ca parte integrantă a SCS aceste terminale constituie legătura dintre sistemul central şi

procesul controlat. Privite ca parte componentă a SMS ele realizează înregistrarea defectelor apărute în

reţea, care sunt apoi evaluate de inginerul de sistem cu programul Reval.

Terminalul REC 561 poate realiza toate funcţiile de comandă, control, măsură şi protecţie

dintr-o celulă, cum ar fi:

comandă aparataj de comutaţie (întreruptor, separatoare, CLP)

blocaje aparataj primar;

funcţia de rezervare a unui echipament aflat sub comandă (un singur echipament din întreaga

staţie se poate afla sub comandă la un moment dat);

verificare condiţii de sincronizare sau lipsă tensiune la conectarea unui întreruptor;



măsurare valori curent, tensiune, putere activă, putere reactivă, putere reactivă, frecvenţă;

achiziţii date şi înregistrare;

înregistrare defecte;

monitorizare funcţionare protecţii numerice.

În afara acestor funcţii, el mai îndeplineşte anumite funcţii specifice în cadrul sistemului:

-comunicaţie serială pentru SCS;

comunicaţie serială pentru SMS;

monitorizare funcţionare servicii proprii;

monitorizare funcţionare echipamente telecomunicaţii.

Terminalele de protecţie REL 511, REL 531, REL 521 constituie protecţia de bază a

celulelor de linie şi de cuple (REL 511 şi REL 531), ca şi a bobinelor de compensare (REL 521).

Protecţiile REL 511 şi REL 531 îndeplinesc următoarele funcţii:

protecţie de distanţă;

protecţie homopolară direcţională;

protecţie maximală de curent;

protecţie împotriva funcţionării în regim asincron;

blocarea protecţiei de distanţa la dispariţia unei tensiuni;

măsurare valori tensiune, curent, putere activă şi reactivă;

locator de defecte;

RAR.

La rândul său terminalul REL 521 îndeplineşte toate funcţiile pentru protecţia bobinelor de

compensare:

protecţie diferenţială;

protecţie homopolară de curent;

protecţie maximală de curent;

înregistrator de defecte.

În afara acestor terminale ABB pot fi integrate sistemului alte protecţii numerice. În general,

aceste protecţii nu pot fi conectate la magistralele LON sau SPA, deci ele nu fac efectiv parte din SCS



sau SMS. Informaţii de la aceste protecţii sunt transmise sistemului prin REC-urile din celule utilizând

intrări binare pentru informaţiile cele mai importante. Toate aceste informaţii se concretizează în

evenimente sau alarme MicroSCADA.

5. Sistemul MicoSCADA

Pentru înţelegerea particularităţilor sistemului MicroSCADA trebuie avute în vedere aspecte

referitoare la mecanismul de autorizare, nivelurile de comandă, elementele grafice şi dialogurile

posibile între operator şi sistem.

Mecanismul de autorizare este instrumentul prin care se realizează accesul diferenţiat al

operatorilor în aplicaţie. În funcţie de nivelul de autorizare, fiecărui operator îi este permis un pachet

bine definit de operaţii în aplicaţie. Acest mecanism a fost creat pentru a preveni accesul unor persoane

neautorizate în aplicaţie.

Accesul fiecărui operator este definit în funcţie de apartenenţa lor la două grupuri de autorizare:

GENERAL şi OPERATOR.

Grupul GENERAL este format din persoane ce sunt autorizate să aibă acces la funcţii

cu caracter general: blocare semnale, confirmare alarme, inginerie, adăugare sau eliminare operatori.

Grupul OPERATOR este format din persoane care sunt autorizate să aibă acces la

comenzi care privesc operarea aparatajului primar: comenzi conectare sau deconectare, şuntare

interblocaje, şuntare control sincronism, introducere manuală a poziţiei echipamentului etc.

Ierarhizarea în cadrul fiecăruia din aceste grupuri se face prin definirea unor niveluri de

autorizare, de la 0 la 5 pentru grupul GENERAL şi de la 0 la 2 pentru grupul OPERATOR.

În funcţie de nivelul său de autorizare, un utilizator are sau nu acces la o funcţie MicroSCADA.

Blocarea accesului utilizatorului la o funcţie se face prin alocarea nivelului 0 de autorizare.

Prezentarea principalelor funcţii specifice ale aplicaţiei care au nevoie de un grad de autorizare

mai mare de 0 şi precizarea grupei şi nivelului de autorizare asociat este prezentată în tabelul următor.

Tabelul 1 Accesul Persoanelor Autorizate si Gradul de Acces la Sistemul SCADA

Nr Funcţia MicroSCADA Grupul de autorizare



Crt: GENERAL OPERATOR

1 Control global staţie - 2

2 Opţiuni / setări 5 -

3 Opţiuni / utilizatori 5 -

4 Opţiuni / înregistratoare 1 -

5 Inginerie 2 -

6 Confirmare alarme 1 -

7 Filtre alarme 1 -

8 Setări liste alarme 5 -

9 Filtre evenimente 1 -

10 Setări liste evenimente 5 -

11 Înregistrări 1 -

12 Rapoarte măsură 1 -

13 Nivel comandă celulă 1 -

14 Blocare semnale celulă 1 -

15 Blocare proces celulă 2 -

16 Comandă aparataj - 1

17 Comandă cu şuntare blocaje 1 2

18 Comandă cu şuntare sincronism 1 2

19 Blocare semnale aparataj 2 -

20 Blocare proces aparataj 1 2

21 Introducere manuală poziţie aparataj 1 2

22 Blocare semnale măsură 1 -

23 Editare limite măsură 1 -

24 Listă blocaje 1 -

25 Sfârşit de sesiune 5 -

Nivelul de comandă MicroSCADA desemnează locul de unde poate fi realizată comanda unui

echipament primar de comutaţie (întreruptor, separator sau CLP). În ordinea de prioritate există

următoarele patru nivele de comandă:

Dispecer



Staţie (camera de comandă)

Cabina de relee

Local

Prin prioritate se înţelege capacitatea unui nivel de a lua comanda altui nivel. Nivelul Local este

nivelul cu prioritatea cea mai mare.

O remarcă specială trebuie făcută în ceea ce priveşte nivelul “Dispecer”: acesta se transmite de

la nivelul staţie către dispecer (deci el de “dă” de la staţie la dispecer şi u se “ia” de dispecer de la

staţie). În acelaşi timp trebuie precizat că la nivel “Dispecer” se transmite comanda la nivel global (de

staţie sau de celulă) şi nu la nivel individual (de întreruptor, separator sau CLP).

6. Arhitectura Sistemului de conducere operativă

În cazul concret al implementrilor de sisteme SCADA, care deserves instalatii, retele sau

sisteme electroenergetice, întâlnim mai multe functii de baza.

Dintre acestea cele mai importante sunt:

–Supravegherea si controlul de la distanta al instalatiilor si retelelor electroenergetice;

–Alarmarea;

–Analiza post avarie;

–Urmarirea încercarii retelelor

–Planificarea si urmarirea reviziilor si reparatiilor

Sistemul telematic de la nivelul Dispecerului Hidroenergetic – DH – se conectează cu

echipamentul pentru conducerea operativă prin Dispecer Energetic Local pe Centrală – DLC – cu

modemuri pe fir sau GSM, realizându-se o reţea extinsă dedicată.

Pe baza informaţiilor furnizate de sistemul tip SCADA de la DH, Dispecerul Energetic de

Hidroamenajare poate îndeplini toate funcţiile principale ce-i revin:

supravegherea funcţionării şi asigurarea continuităţii în exploatare a centralelor şi staţiilor de

racord din subordine

impunerea şi supravegherea realizării programului de funcţionare a grupurilor din centrale

gestionarea operativă a puterii şi energiei produse



exploatarea operativă a acumulărilor de apă şi repartizarea optimă pe centrale şi grupuri a

puterilor de consemn

efectuarea manevrelor în regim normal şi de avarie prin telecomanda agregatelor,

echipamentelor de comutaţie primară şi a instalaţiilor de evacuare

supravegherea stării funcţionale a echipamentelor de comandă-control şi comunicaţie de date

Funcţiile sistemului

Achiziţia semnalelor numerice pentru poziţiile întrerupătoarelor/ separatoarelor, stări

funcţionale echipamente, celule de alimentare, bucle de protecţie prin relee, celule de distribuţie

Recepţia şi prelucrarea mărimilor numerice şi analogice din centralele hidroelectrice

monitorizate

Lansarea şi transmiterea comenzilor către centralele hidroelectrice, atât din interfaţa dispecer

general cât şi din interfeţele specifice fiecărei centrale hidroelectrice

Alarmarea dispecerului în cazul apariţiei unor situaţii de avarii

Înregistarea duratei de funcţionare şi a evoluţiei în timp mărimilor masurate

Înregistrarea numărului de acţionări pentru întrerupătoare, utilizat în gestiunea reviziilor

Afişarea pe monitor, sub formă de schemă sinoptică, a stării elementelor de comutaţie din

centralele hidroelectrice supravegheate; scheme sinoptice ale instalaţiilor în timp real

Detalierea schemei sinoptice pentru fiecare centrala hidroelectrică

Prezentarea fişierelor istorice în configuraţii grafice sau tabelare selectabile de către operator.

Caracteristici tehnice şi funcţionale ale echipamentelor de la nivel DH

număr de centrale dispecerizate: 7

număr de console operator de dispecerizare: 2 conectate în reţea LAN

funcţii principale: server de comunicaţie, server de baze de date de măsurători număr de staţii

de lucru pentru servicii funcţionale (client ): 7 conectate în reţea LAN

securizarea accesului: sistem de parole pe 3 nivele ierarhice

număr interfeţe operator: 30

număr elemente dinamice pe interfaţă: 120 ÷ 450

număr de porturi de comunicaţie pe PC în standard RS232: 2 pe unitatea de bază 8 pe interfaţă

multiport magistrală PCI

viteză de comunicaţie de date DH DLC: 4800, 9600, 19200 bauds



echip. de comunicatie de date: modem pe linie dedicate

rată de investigare a mărimilor numerice: 1 s rată de investigare a mărimilor analogice:

- 1 s pentru mărimi investigate prin

- 1,5 s pentru mărimi investigate prin porturi

seriale

rata de actualizare a datelor pentru centrale: 60 s

raport sintetic de evenimente şi comenzi global şi pe fiecare centrală.

Func t iile de baz a ale sistemului SCADA

Functa fundamentala a unui sistem SCADA o reprezinta supravegherea si controlul de la

distanta al instalatiilor si relelelor electroenergetice în scopul asigurarii mentenantei si fiabilitatii

acestuia.

Supravegherea si controlul de la distanta

În acest scop, se realizeaza: culegerea de informasii asupra starii sistemului energetic, prin

intermediul interfetelor de achizitie corespunz_toare; 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 întrerupatoarelor si

separatoarelor, valorile masurilor de tensiuni, current i 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

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 si de asemenea, ele pot fi utilizate pentru

analizele globale ale retelelor electrice 262

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 întrerupatoarelor si separatoarelor, etc.) si avertizeaza optic/acustic

dispecerul asupra celor întâmplate realizând astfel functia de alarmare.

Analiza post avarie

Sistemul întretine un istoric al modificarii starilor echipamentelor si retelelor electrice, punând

la dispoziaia 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

interfele 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 fi folosite la o mai buna planificare a resurselor, precum si a schemelor

retelei si a reglajelor tensiunii transformatoarelor din sistemul energetic.

Planificarea si urmarirea reviziilor si reparatiilor în scopul evitarii caderilor

Monitorizarea evolutiei functionarii diferitelor echipamente ofera 263 informaaii care, analizate

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

analiza poate fi asistata de sisteme expert.

Functii EMS Energy Management System

Constituie extinderi ale functiunilor SCADA si au utilitate mai ales la nivelul dispeceratului

national si contine la rândul sau functii specifice.



Controlul productiei de energie si functiuni de planificare:

În acest tip de functiuni sunt incluse:

reglajul frecventa-putere;

dispecer economic;

monitorizarea costurilor de productie;

monitorizarea rezervelor;

planificarea tranzactiilor pe liniile de interconexiuni;

evaluarea schimburilor de energie pe termen scurt.

Aplicatii legate de transportul energiei sunt gândite pentru a asista operatorul si personalul de

planificare în asigurarea unei functionari sigure si economice ale sistemului energetic. În aceasta

categorie sunt incluse urmatoarele functiuni:

analiza retelei în timp real, care cuprinde:

prelucrarea topologiei,

estimatorul de stare;

adaptarea parametrilor retelei;

analiza senzitivitatii retelei;

evaluarea consecintelor unor evenimente;

dispecer economic cu constrângeri de siguranta;

repartitia tensiunilor;

analiza scurtcircuitelor.

Functii studii de analiza a retelei cuprinde:

calculul circulatiilor de puteri;

circulatii de puteri optimale;

analiza consecintelor unor manevre planificate;

planificarea reparatiilor;

analiza scurtcircuitelor.



Simulatorul de instruire pentru dispeceri se realizeaza pentru formarea si antrenarea

personalului cu functii de dispecerat. Un simulator consta din patru subsisteme si anume:

modelul sistemului energetic care simuleaza matematic comportarea 264 sistemului, inclusiv

echipamentele de control si protectie;

modelul centrului de comanda si control;

subsistemul educational care consta în instrumente software care stau la dispozitia

instructorului pentru a crea situatiile care îi folosesc în cursulprocesului de instruire;

subsistemul de comunicatie care modeleaza comportarea sistemului de culegere a datelor.

Functii DMS: Distribution Management System

În cadrul unui sistem de distributie a energiei electrice, repartitia Geografica a instalatiilor joaca

un rol foarte important. Din acest motiv, tendinta în acest domeniu este de a utiliza o structura a bazei

de date care sa permite adaugarea sau înlaturarea unor componente în mod interactiv, sa aiba o

structura bazata pe repartitia geografica si se afiseze conectivitatea pe hartile zonei respective.

Functiunile unui sistem de teleconducere a distributiei nu sunt standardizate, dar totusi, trebuie

sa existe componente importante, cum ar fi:

Analiza conectivitatii.

În mod obisnuit, se folosesc scheme color pe care se reprezinta aceste informatii. Se reprezinta

toate echipamentele de distributie conectate la o plecare, toate plecarile conectate la un întrerupator

într-o statie, precum si schema statiei. Trebuie sa fie posibila identificarea plecarilor adiacente.

Culegerea datelor.

Controlul automat al tensiunii si puterii pe fiecare plecare.

Aceasta functie se utilizeaza pentru a pastra tensiunile între anumite limite, prin controlul direct

asupra ploturilor transformatoarelor si prin conectarea/ deconectarea bateriilor de condensatoare.

Analiza conectarilor / deconectarilor.

Prin aceasta functie se verifica daca actiunea planificata a conectarilor/ deconectarilor nu va avea

drept consecinta o suprasarcina. Aceasta functie nu se executa în timp real.

Calculul circulatiei de puteri.



Acesta permite dispecerului sa studieze circulatiile de puteri pentru anumite zone selectate.

Functia se executa în timp real, putându-se stabili si circulatiile linie cu linie. Rezultatele calculelor

sunt supuse verificarii limitelor si alarmarii, similar cu valorile telemasurate.

Program de analiza scurtcircuitelor.

Reducerea pierderilor.

Urmareste minimizarea acestora prin controlul tensiunii si prin 265 calcularea unei topologii

optime.

Menirea sistemului energetic este de a produce, transporta si distribui energia electrica la

consumatori. Pentru a realiza aceste deziderate se impune o fiabilitate crescuta atât a echipamentelor

primare, cât si a echipamentelor secundare de protectie/automatizare, tinându-se cont si de factorul

economic.

Continua modernizare, precum si cresterea performantelor echipamentelor de protectie sunt de

reala actualitate si importanta pentru toti cei implicati în productia, transportul, distributia si consumul

de energie.

Plecând de la cunostintele acumulate de-a lungul timpului în activitate de exploatare/furnizare a

energiei, s-au dezvoltat echipamente diverse care pot acoperi majoritatea regimurilor de functionare a

retelelor. În acest mod, au fost realizate diferite tipuri de relee de protectie numerice, în functie de

marimile electrice necesar a fi supravegheate.

Constatându-se ca majoritatea informatiilor necesare protectiilor au surse comune de informatii

dinspre echipamentele primare, a rezultat o integrare tot mai strânsa a supravegherii si controlului, a

protectiei si a automatizarii.

Dezvoltarea sistemelor SCADA ( Supervizory Control And Data Aquisition ) este strâns legata

de evolutia integrata reciproca între tehnologiile primare si secundare din statiile de transformare; ea

poate fi împartita în trei etape majore: conventionala, moderna si inteligenta.

Evolutia protectiilor multifunctionale a fost conditionata de dezvoltarea tehnologiilor de

fabricatie a echipamentelor – atât a celor primare, cât si a celor secundare. Progresul realizat în

domeniul electronicii digitale a facut posibila realizarea unitatiilor multifunctionale utilizate atât pentru

control, cât si pentru protectie.

O tendinta care se accentueaza din ce în ce mai mult este aceea de a integra echipamentul

secundar al unei celule într-un singur dispozitiv.



Etapa conventionala era caracterizata prin existenta unui numar mare de echipamente

interconectate între ele prin fire conductoare – acest lucru facând ca legaturile sa fie realizate dintr-un

numar mare de conexiuni.

În ultima vreme se constatao integrare a comunicatiei între nivelul celulei si cel al statiei, acest

lucru realizându-se cu ajutorul transmisiei seriale, înlocuindu-se astfel conexiunile individuale

traditionale pentru fiecare semnal.

În viitor, introducerea conexiunii prin fibra optica între echipamentul de protectie si cel de

înalta tensiune va duce la mutarea delimitarii traditionale între secundar si primar. Functiile de

conversie analog-digitala, precum si unele functii de procesare vor fi descentralizate si amplasate cât

mai aproape de proces si vor fi integrate fizic în echipamentul primar.



Bibliografie

1. Davies T. „Protection of industrial power systems”, Editura ButterworthHeinemann, 1998

2. Coroiu Nicolae, Lolea Marius. - Oradea ,,Staţii electrice şi posturi de transformare “ Editura Universităţii din Oradea, 2010

3. Universitatea “Petru Maior” Tg –Mures : Facultatea de Inginerie ,Specializarea : Managementul Sistemelor de Energie

4. Mircea Risteiu - Elemente de tehnologia informaţiei. Editura Universitas, Petroşani, 2000Gheorghe Marc

5. Mircea Risteiu,- Sisteme dinamice asistate de calculator. Editura Universitas, Petroşani,2001 Gheorghe Marc

1. http://www.ipa.ro/file%20catalog%20IPA/ede.html

2. http://www.bluenote.ro/files4download_ro/Ghid_SCADA.pdf

3. http://retele.elth.ucv.ro/Ciontu%20Marian/Sisteme%20de%20monitorizare

%20(Master)/SCADA.pdf

4. http://nicolaecoroiu.wblog.ro/files/2009/10/Ghid-1.pdf

5. http://www.b-scada.com


http://nicolaecoroiu.wblog.ro/files/2009/10/Ghid-1.pdf

http://retele.elth.ucv.ro/Ciontu%20Marian/Sisteme%20de%20monitorizare%20(Master)/SCADA.pdf

http://retele.elth.ucv.ro/Ciontu%20Marian/Sisteme%20de%20monitorizare%20(Master)/SCADA.pdf

http://www.bluenote.ro/files4download_ro/Ghid_SCADA.pdf

http://www.ipa.ro/file%20catalog%20IPA/ede.html

Lup Radu Sisteme SCADA in Stati Electrice

Documents

Transcript of Lup Radu Sisteme SCADA in Stati Electrice