1

CONDUCEREA DE LA DISTANŢĂ A STAŢIILOR ŞI

REŢELELOR ELECTRICE

2.1 Aspecte privind conducerea staţiilor şi reţelelor electrice

Restructurarea sectorului energetic presupune descentralizarea, restructurarea şi privatizarea companiei

de electricitate, liberalizarea pieţei de energie electrică şi realizarea unui cadru tehnic adecvat de interconectare a

SEN cu sistemul electroenergetic reprezentat de UCTE. Datorită implementării mecanismelor de liberalizare a

pieţei de energie, SEN se găseşte în plin proces de restructurare în conformitate cu necesităţile şi tendinţele din

domeniu.

Pentru reţelele electrice, descentralizarea activităţilor din domeniul electroenergetic românesc a avut ca

efect constituirea Companiei Naţionale Transelectrica SA care din punct de vedere operaţional vizează reţeaua

de transport, S.C. ELECTRICA SA care ocupă aria operaţională a distribuţiei energiei electrice, UnO -DEN -

Unitatea Operativă Dispecer Energetic Naţional, care are în responsabilitate dispecerizarea de sistem pentru

asigurarea continuităţii şi siguranţei funcţionării SEN, supravegherea transportului energiei electrice prin

reţele, precum şi relaţiile cu ACTE.

2.1.1 Conducerea operativă la nivel SEN

În prezent, conducerea operativă prin dispecer a SEN se realizează în mod unitar, independent de

subordonarea administrativă a unităţilor care exploatează şi gestionează instalaţiile din sistemul energetic şi este

concepută şi realizată ierarhizat pe trepte de dispecer. Autoritatea entităţilor de conducere operativă asupra

instalaţiilor energetice pe trepte ierarhice, este prezentată în figura 2.1.

Treapta de conducere operativă, ca urmare a atribuţiilor sale, realizează conducerea prin dispecer,

asigurând autoritatea de conducere operativă asupra unor echipamente şi instalaţii din SEN, în conformitate cu

criteriile de investire a centrelor de dispecer cu atributele autorităţii de conducere prin dispecer în SEN.

Treptele de conducere sunt localizate la următoarele dispecerate:

• Treapta 1 - DEN (DEC) - Dispecerul Energetic Naţional (Central);

• Treapta 2 - DET - Dispecerul Energetic Teritorial cu cinci centre: DET Bucureşti, DET Craiova, DET

Timişoara, DET Cluj, DET Bacău;

• Treapta 3 - DEZ - Dispecer Energetic Zonal;

• Treapta 4 - DEL - Dispecer Energetic Local;

2

Fig. 2.1 Conducerea operativă prin dispecer a SEN. Trepte de conducere ierarhică

2.1.2 Conducerea la nivelul staţiilor şi reţelelor electrice

Debutând cu începutul anilor '90, transformările companiilor de electricitate au vizat

descentralizarea şi creşterea nivelului de competiţie şi au condus la schimbări semnificative şi la mărirea

complexităţii conducerii sistemelor energetice. În acest fel cerinţele companiilor de electricitate s-au schimbat

dramatic prin nevoia optimizării schemelor electrice, prezenţa aplicaţiilor avansate de securitate şi a utilizării

inteligenţei artificiale. Ca urmare a acestor cerinţe evoluţia arhitecturii Sistemului de Comandă, Control şi

Protecţie continuă să fie dinamică, să aibă un caracter flexibil şi deschis, acestea reprezentând un avantaj

competitiv pentru o companie de electricitate.

În prezent CN Transelectrica SA gestionează un număr de 26 de staţii la tensiunea de 400kV şi 50 la

tensiunea de 220kV. Dintre acestea, un număr de staţii la tensiunea 400kV au fost tehnologizate din punct de

vedere al echipamentului primar şi secundar (Porţile de Fier, Ţânţăreni, Urecheşti, Mintia, Arad, Gutinaş,

Constanţa Nord, Fântanele, etc). În etapa următoare se preconizează tehnologizarea şi înfiinţarea altora

(Roşiori, Oradea etc). Proiecte în diferite stadii de realizare: Slatina, Roşiori, Brazi Vest, Fundeni, Iernut,

Sibiu Sud, Bucureşti Sud, Cernavodă, Paroşeni. La tensiunea de 220kV majoritatea staţiilor sunt

neretehnologizate dar sunt în curs de modernizare sistemele de comandă-control-protecţii a unora dintre ele

3

(Dumbrava, Gheorghieni, Roşiori, etc.).

În anumite staţii de 220kV şi 400kV au fost efectuate modernizări ale echipamentelor de protecţii

(înlocuirea releelor analogice cu relee digitale), însă fără modernizarea sistemului de comunicaţii acestea nu

vor avea un impact direct asupra sistemului de telecontrol propriu-zis.

În ceea ce priveşte arhitectura sistemelor de comandă, control şi protecţie din cadrul companiilor

de electricitate la nivelul anilor '80 şi '90, aceasta era bazată pe pachete hardware şi software strict

proprietare. Pentru aceasta mentenanţa şi extinderea sistemelor era greoaie şi implicau costuri ridicate. Până

de curând, singura cale practică de implementare de noi funcţii într-un sistem EMS / SCADA era instalarea

completă a unui nou sistem.

Noua generaţie de sistem EMS / SCADA este proiectată în aşa fel încât îmbunătăţirea ei să se facă

modular. În acest sens, interconectarea sistemelor de achiziţie şi prelucrare de date cunoaşte o puternică

orientare către conceptul de Arhitectură de Sistem Deschis. Acest lucru este datorat presiunii venite din partea

clienţilor din cadrul mai multor ramuri industriale, care doresc pe de o parte să-şi protejeze investiţiile făcute

atât în partea hardware cât şi în software, iar pe de altă parte dorind să extindă sau să îmbunătăţească sistemele

deja existente.

Arhitectura de sistem deschis vine în întâmpinarea cerinţelor companiilor de electricitate, favorizând

costuri mai mici şi în acelaşi timp asigurând o protecţie a investiţiilor şi flexibilitate pentru dezvoltările

ulterioare. Odată ce vor fi instalate sistemele bazate pe arhitectură deschisă, companiile vor tinde să le

îmbunătăţească gradat, fără a fi nevoie de schimbarea completă a sistemelor EMS / SCADA.

Noul concept de Arhitectură de Sistem Deschis, prezentat în figura 2.2 face posibilă ierarhizarea

conducerii staţiilor şi reţelelor electrice pe nivele, şi anume:

• nivelul 0 - proces (comandă şi semnalizare prin dispozitivele de acţionare ale echipamentului primar);

• nivelul 1 - nivel celulă (supraveghere locală, comandă, măsură, blocaje şi sincronizare);

• nivelul 2 - nivel staţie (supraveghere centrală, comandă la distanţă, măsură, blocaje generale, comunicaţii i

cu nivelul superior);

• nivelul 3 - nivel dispecer (centru de conducere-telecomandă, semnalizare şi măsură, telereglaje protecţii).

Aceste nivele de conducere sunt operaţional independente, astfel încât nivelul inferior să poată

oricând îndeplini funcţiile de conducere necesare nivelului ierarhic superior cu anumite restricţii.

Funcţiile de comandă - control sunt repartizate într-un anumit număr de nivele de responsabilitate, din

consideraţii de fiabilitate şi siguranţa conducerii operative, păstrând în acelaşi timp o transparenţă totală din

punct de vedere al exploatării.

4

Fig.2.2 Schema bloc a arhitecturii sistemului SCADA şi de conducere a protecţiei unei staţii

2.1.3 Funcţii de comandă control

Noile sisteme numerice de teleconducere a unei staţii electrice de tip deschis cu o structură modulară permit

îndeplinirea funcţiilor minimale specifice de conducere pe nivele ierarhice, după cum urmează:

♦ Nivel celulă

La nivelul celulei sunt prezente funcţii care reclamă informaţii numai de la nivelul celulei şi emit

comenzi către dispozitivele şi echipamentele din această celulă. Aceste funcţii sunt: comandă, măsurare,

semnalizare, blocaje, sincronizare, protecţii, comunicaţii date către nivelul superior.

Funcţiile menţionate se referă atât la întrerupătoare, separatoare, contacte debroşabile, cât şi la

comutatorul de ploturi al autotransformatorului / transformatorului, proceduri automate de comutaţie cu / fără

condiţionare din partea protecţiei, semnalizări şi altele.

♦ Nivel staţie

La nivelul staţiei sunt prezente acele funcţii care au nevoie de informaţii de la mai mult de o celulă şi

5

emit comenzi către dispozitivele situate în mai multe celule.

Aceste funcţii sunt:

• colectare, stocare, afişare şi prelucrare date nivel 1;

• comandă nivel 1;

• interblocaje generale pe staţie;

• protecţii la nivel de staţie (exemplu protecţia diferenţială de bare);

• interfaţa om-maşină pentru operatorul staţiei;

• comunicaţia dintre staţie şi nivelul superior de comandă şi control;

• sincronizare baza de timp reală;

Nivelul staţiei nu presupune acces direct la proces. În acest context, protecţia de bare este o funcţie la

nivelul staţiei cu interfeţe de intrare / ieşire situate la distanţă, în celule.

♦ Nivel dispecer

Transmisia de date între staţii şi centrul de comandă la distanţă este concepută pentru comanda la distanţă

a staţiilor de către nivelul de conducere ierarhic superior reprezentat de DET şi DEC şi pentru a semnaliza

eventuale defecte apărute.

Telecomenzile trimise de la dispecer / centru de comandă, la staţie sunt următoarele:

• comenzi pentru acţionarea întrerupătoarelor şi a separatoarelor;

• comenzi pentru acţionarea comutatorului de ploturi;

• comenzi de schimbare a setului de reglaje a protecţiilor;

• comenzi pentru instalaţiile auxiliare.

Sistemul de comandă control în cadrul staţiei electrice îndeplineşte în principal următoarele funcţii:

• achiziţia mărimilor electrice analogice (U, I, P, Q, cosφ)

• monitorizare / supraveghere:

o semnalizări simple: informaţie de stare, alarme (defecte), informaţii referitoare la sistemul însuşi;

o semnalizări duble: semnalizări de stare (întreruptoare, separatoare);

• comandă:

o comenzi de comutare simple (impuls sau continue);

o comenzi de comutare duble (impuls sau continue);

o secvenţe de comenzi.

Comanda de închidere a întrerupătoarelor se face cu verificarea condiţiilor de sincronism:

o sincronizarea timpului între modulele sistemelor;

o sincronizarea cu o bază de timp exterioară (prin receptor GPS).

Pe lângă aceste funcţii de bază, sistemul de comandă control poate îndeplini şi alte funcţii:

Funcţii de prelucrare extinse:

6

o indicarea încadrării în limite prestabilite, programabile;

o interpretarea automată a alarmelor;

o afişarea stărilor anormale;

o înregistrarea evenimentelor în timp real;

o arhivarea informaţiilor şi recuperarea lor într-un format inteligibil;

o bilanţ de energie pe staţie.

Funcţii de prelucrare operaţională:

o adaptarea semnalelor de intrare / ieşire care străbat interfeţele către operator şi proces;

o filtrare;

o detectarea informaţiilor corespunzătoare unor stări anormale;

o verificarea limitelor şi controale de plauzibilitate;

o validarea informaţiilor incrementale;

o însumări şi alte operaţii aritmetice;

o compresia datelor;

o supravegherea integrităţii şi funcţionalităţii circuitelor de comandă.

Funcţie de transmisie a datelor.

Funcţii conexe:

o autodiagnoză sistemului de conducere;

o sincronizarea elementelor sistemului;

o gestiunea staţiei:

o gestiunea informaţiilor pentru activitatea de întreţinere;

o gestiunea informaţiilor cu caracter general.

Pentru preluarea tuturor informaţiilor necesare pentru conducere, sistemul de comandă - control trebuie

să deţină posibilitatea de a primi informaţii din proces, sub formă de semnale de intrare şi să le transmită către

nivelul de conducere ierarhic superior sau către echipamente, sub formă de semnale de ieşire.

Starea de funcţionare a staţiei va fi urmărită de către dispecer prin:

• informaţii referitoare la starea aparatelor comandate şi supravegheate;

• semnale logice;

• măsurarea valorilor curenţilor pe linii şi transformatoare, puterea activă sau reactivă, tensiunile barelor

colectoare, etc.

• semnale ce indică funcţionarea protecţiilor şi dispozitivelor de automatizate;

• semnale de alarmă ce indică necesitatea de:

o acţionarea imediată de către centrul de comandă la distanţă;

o trimiterea imediată de personal în staţie pentru intervenţii şi / sau pentru reparaţii;

o trimiterea de personal de întreţinere în staţie pentru reparaţii, la timpul potrivit.

7

2.1.4 Sistemul de comunicaţii

Performanţa unui sistem de teleconducere depinde decisiv de sistemul de comunicaţie. Aceasta implică nu

numai stabilirea unei arhitecturi corespunzătoare la nivel fizic şi logic, dar şi o atentă organizare a funcţiunilor la

nivelul aplicaţiei. Cel mai simplu sistem de comunicaţii între două puncte, este definit de Circuitul Universal de

Date - CUD prezentat în figura 2.3.

Fig. 2.3 Circuit universal de date – CUD

Un circuit universal de date dintre două puncte A şi B este definit prin şapte componente:

1. Echipamentul terminal de date (DTE) din punctul A.

2. Interfaţa dintre DTE şi echipamentul de comunicaţie date (DCE) din punctul A.

3. DCE din punctul A.

4. Canalul de transmisiuni.

5. DCE din punctul B.

6. Interfaţa dintre DCE şi DTE din punctul B.

7. DTE din punctul B

Echipamentele DCE şi canalul de transmisie îndeplinesc funcţia de transfer a datelor de la punctul A

la punctul B. Sistemul de comunicaţii este destinat numai transmisiei corecte a informaţiei primite, neacţionând

asupra conţinutului acesteia.

Informaţiile constituite din date, sunt transmise pe canalul de comunicaţii prin intermediul protocoalelor

de comunicaţii la o anumită viteză. Protocolul conţine ansamblul de reguli şi proceduri hardware-software care

asigură detecţia oricăror erori de transmisie. Regulile precizează ce trebuie făcut atunci când apare o eroare de

transmisie sau cum se determină acestea dacă receptorul este gata să recepţioneze datele transmise.Orice

sistem de transmisiuni a datelor pentru sistemele de teleconducere corespunde acestor principii

universale.

• Comunicaţiile între nivele ierarhice DEC – DET

8

Structura actuală a comunicaţiilor între centrele de dispecer DET şi DEC presupune unificarea reţelei

informatice existente prin intermediul unei reţele telefonice proprii, pe linii dedicate. Liniile de comunicaţii

sunt de tip stea, cu asigurarea unei reţele back-up între cele cinci centre de dispecer ale DET. Protocolul de

transmisiuni utilizat este Inter-Centre Communication Protocol, IEC-60870-6-TASE2. Datorită posibilităţilor

reduse ale liniilor telefonice, vitezele de transmisii ale datelor nu pot depăşi 19.600 bps.

Fig. 2.4 Sistemul actual de comunicaţii între nivele ierarhice DEC – DET

• Comunicaţiile între o staţie telecomandată şi nivelele superioare de conducere

Volumul de informaţii necesar teleconducerii prin dispecer al unei staţii electrice fără personal trebuie să

cuprindă toate elementele necesare operatorului de la distanţă pentru comanda şi supravegherea instalaţiilor în

regim de siguranţă.

Din punct de vedere al tipurilor de informaţii, acestea se pot clasifica în 4 categorii importante:

I. Semnalizări de tip stare;

II. Semnalizări de tip alarme (preventive şi de avarie);

III. Măsurări;

IV. Comenzi.

Din punct de vedere cantitativ, informaţiile strict necesare operatorului de la distanţă trebuie să includă

9

acele elemente care să permită acestuia efectuarea de manevre şi luarea deciziilor care impun trimiterea

echipelor specializate de intervenţie la faţa locului, în caz de necesitate. Întrucât operatorul poate

supraveghea şi telecomanda un număr relativ mare de staţii, volumul de informaţii recepţionat diferă în sens

descrescător faţă de cel existent la nivel de staţie. Un alt aspect este faptul că volumul de informaţii diferă

funcţie de amplasament, profilul, complexitatea şi gradul de automatizare al instalaţiei teleconduse.

Pentru exemplificarea stabilirii unui volum informaţional necesar la nivel de dispecer se consideră o

staţie complet retehnologizată, de profilul 400 / 220 kV după cum urmează:

- Staţie de transformare 400 / 220kV, cu sistem integrat de tip SCADA implementat;

- Unitate autotransformator 400 / 220 kV, 400 MVA;

- Sistem două bare colectoare şi cuplă transversală la nivelele de 400 kV şi 220 kV, având câte 3 LEA

racordate la sistemele de bare;

- Unitate bobină de compensare la 400 kV, 100 MVAr;

- Sistem de comandă central 400 /220 kV la nivel de cameră de comandă şi distribuit la nivel de cabine de

relee, pe tensiuni;

- Sisteme de protecţii numerice;

- Servicii proprii de curent alternativ, inclusiv grup electrogen de intervenţie;

- Servicii proprii de curent continuu asigurate de două baterii, inclusiv baterie instalaţii de comunicaţii;

- Instalaţii de comunicaţii digitale, inclusiv teleprotecţii.

Fig. 2.5 Arhitectura sistemului central SCADA

Arhitectura sistemului central SCADA poate avea configuraţia din figura 2.5, cu exemplificare

pentru conducerea unei celule de linie la tensiunea de 400 kV:

Schema monofilară a unei staţii electrice teleconduse având nivelele de tensiune 400 kV şi 220 kV este

10

prezentată în figura 2.6.

Fig. 2.6 Schema monofilară a unei staţii electrice teleconduse

având nivele de tensiune 400 kV şi 220 kV

Volumul informaţional preliminar la nivel de staţie pentru teleconducerea protecţiilor numerice prin

reţea separată de sistemul SCADA, faţă de volumul informaţional al dispecerului, pe tipuri de instalaţii,

circuite şi nivele de tensiune este prezentat în tabelul comparativ T2.1.

Aşa cum rezultă din tabelul centralizator pentru exemplul dat, cantitatea volumului informational

global necesar a fi transmis la dispecer se poate reduce cu cca. 70% din volumul existent la nivel de staţie.

11

T2.1. Tabel comparativ pentru cantităţile de informaţii la nivelul staţiei şi cel al dispecerului:

Explicaţia reducerii numărului de informaţii este că, pentru nivelul de conducere prin dispecer au fost

alocate numai informaţiile strict necesare supravegherii funcţionării instalaţiilor şi al efectuării telecomenzilor.

Acest lucru este posibil utilizând la maxim automatizările existente la nivel de staţie (de exemplu în cazul

instalaţiilor auxiliare de servicii interne) şi interpretarea combinată a mesajelor.

2.1.5 Dotarea tehnică pentru conducerea staţiilor electrice

În general, staţiile electrice retehnologizate (modernizate) presupun în primul rând existenţa unor sisteme

informatice de tip SCADA complete, capabile să asigure toate funcţiile necesare pentru comanda,

supravegherea şi protecţia echipamentelor de comutaţie primară. Se regăsesc astfel sisteme integrate de

comandă, control şi protecţii, constituite exclusiv cu echipamente numerice provenite de la diverşi furnizori.

Caracteristic este faptul că la momentul actual se asigură funcţiile de comandă şi control numai la nivel

de staţie, cu toate că cerinţele la faza de proiectare sunt ca aceste sisteme să se poată interconecta cu un nivel de

conducere superior, pentru telecomanda prin dispecer.

Singurele informaţii care se preiau din aceste staţii este volumul informaţional necesar sistemului

EMS/SCADA - SPIDER al DET şi DEC. Informaţiile sunt de regulă măsurări (tensiuni pe bare, circulaţii de

putere activă şi reactivă pe elemente), semnalizări de stare a echipamentelor primare (întrerupătoare,

separatoare), semnalizări de avarie (de ex. funcţionare protecţii).

Staţiile care nu au fost încă retehnologizate se caracterizează prin faptul că întregul ansamblu al

circuitelor sistemului secundar pentru comandă, măsură, semnalizare, blocaje, protecţii şi automatizări

aferente elementelor primare sunt în exclusivitate de tip clasic. Astfel, comenzile se efectuează numai manual,

prin intermediul butoanelor sau cheilor de comandă din staţie, iar protecţiile sunt de tip electromagnetic.

Preluarea volumului informaţional necesar sistemului EMS/SCADA - SPIDER al DET şi DEC se

efectuează prin echipamentele de tip RTU aferente sistemului. Datele se transmit cu ajutorul echipamentelor

de transmisiuni disponibile în staţia respectivă (de regulă, prin TIF sau linii telefonice).

De exemplu, echipamentul RTU200 (ABB) este echipat cu module de intrări analogice şi binare care preiau

din instalaţie semnalele (semnal unificat de la traductoare pentru măsurări, respectiv contacte libere de potenţial

12

de la echipamente pentru semnalizări) pe legături paralele, care se prelucrează şi se transmit mai departe prin

intermediul protocolului RP570/571.

Fig. 2.7 Dotarea tehnică la nivelul staţiilor neretehnologizate

2.2 Aspecte legate de efectuarea comenzilor în staţiile şi reţelele electrice

Aşa cum este definită structura ierarhică prin care se urmăreşte implementarea funcţiunilor de

teleconducere, din punct de vedere strict al efectuării telecomenzilor este necesară existenţa elementelor

hardware şi software specifice funcţiunilor de tip SCADA la nivelul centrelor de conducere (DEC şi

DET), la nivelul de punct condus (staţie electrică de 400kV şi 220kV), precum şi existenţa reţelelor de

comunicaţii aferente.

Schema generală a unei aplicaţii de tip SCADA destinată conducerii operative a instalaţiilor prin

dispecer, prin care se pun în evidenţă principalele funcţii şi fluxuri de date necesare funcţiunilor de

telecomandă este reprezentată în fig. 2.8.

Pornind de la analizarea situaţiei existente din instalaţii şi la nivelul ierarhic de conducere DET şi UnO - DEN,

CN Transelectrica SA urmăreşte implementarea funcţiilor de telecomandă ale staţiilor pe care le are în

subordine. În acest sens, tendinţa este de asigurare a condiţiilor tehnice necesare şi preluarea unui volum

informaţional din fiecare amplasament, suficient pentru a supraveghea şi telecomanda efectiv staţia în timp

real, de la nivelul centrelor de dispecerat. Volumul informaţional pentru fiecare staţie va fi dimensionat astfel

încât staţia respectivă să poată fi considerată fără personal.

13

Fig. 2.8 Schemă generală aplicaţie de tip SCADA

2.2.1 Efectuarea telecomenzilor la nivel de centru de comandă

Facilitatea de comandă la distanţă oferă posibilitatea emiterii de comenzi către echipamentul staţiei,

asigurând utilizatorilor o autoritate corespunzătoare. Această facilitate trebuie să fie disponibilă la nivelul DEC

şi DET pentru a asigura comanda RTU-urilor sau sistemelor integrate de comandă deja implementat, aflate în

aria de responsabilitate.

Comenzile pot fi trimise direct de la sistemul de comandă la RTU-uri, scanate de sistem, dar va exista şi

posibilitatea ca sistemul să trimită şi să primească comenzi prin legăturile de date dintre centrele de dispecerat

prin intermediul ICCP (Inter-Centre Communication Protocol, EEC-60870-6-TASE2), redirecţionându-le către

RTU-ul potrivit.

Principalele comenzi date de sistemul de comandă pentru a asigura telecomanda echipamentelor sunt:

• Comandă simplă: comandă unică pentru element (exemplu: comutarea setului de reglaje la protecţiile

numerice, anulare semnalizări etc);

• Comandă dublă: pereche de comenzi în opoziţie deschide/închide, (exemplu: anclanşarea şi declanşarea

întrerupătoarelor sau închiderea/deschiderea separatoarelor);

• Schimbarea prizelor transformatorului: creşte/scade;

• Setări pentru controllerul AGC.

Comenzile sunt efectuate în următorii paşi:

• Selecţia echipamentului ce urmează a fi comandat şi a comenzii ce trebuie executată (ex.

deschide/închide);

• Verificarea prin software a existenţei autorităţii de emitere a comenzii şi a inexistenţei altor condiţii ce

împiedică acţiunea intenţionată;

• Execuţia, iniţierea comenzii şi emiterea mesajului de comandă corespunzător;

14

• Verificarea execuţiei comenzii şi a rezultatelor ei, dacă este necesar.

La nivel de proces, fiecare RTU va avea capacitatea de a comuta modul de comandă pe "local" sau "de

la distanţă". Această informaţie va fi trimisă sistemului de comandă iar acesta verifică dacă este permisă sau nu

telecomanda elementelor de către RTU-ul corespunzător.

În cazul comenzilor duble, (perechi de comenzi opuse), sistemul verifică înainte dacă starea elementului

este opusă rezultatului aşteptat. În cazul unei incoerenţe (de exemplu deschiderea unui element aflat deja în

această stare), comanda nu va fi permisă, generându-se un mesaj corespunzător pentru operator.

Comenzile pot fi definite cu sau fără feedback (informaţie de verificare a execuţiei sau check-back). În

cazul comenzilor fără feedback, sistemul va emite comanda, verificând dacă nu s-au produs erori de sistem

(violarea autorităţii, RTU scos din funcţiune), fără o confirmare a rezultatului.

În cazul comenzilor cu feedback, sistemul va verifica corecta execuţia comenzii. Sistemul va primi

confirmarea executării comenzii într-un anumit interval de timp, în caz contrar generându-se un mesaj de

eroare ce va fi trimis listei de alarme corespunzătoare.

2.2.2 Efectuarea telecomenzilor la nivel de punct condus

La nivel de punct condus, adică staţie electrică, condiţiile tehnice necesare pentru recepţionarea

telecomenzilor de la dispecer trebuie corelate cu schemele secundare de interblocaje şi condiţionări existente în

staţii. În paralel cu comenzile manuale sau automate se mai distinge logica interblocărilor operative, care se

poate asocia fiecărui tip de comandă şi care elaborează semnale pasive de tipul:

- permisie (în lipsa căreia nu se poate executa o comandă de anclanşare/închidere);

- blocare (prezenţa acestui semnal interzice executarea comenzii de declanşare/deschidere).

Această logică este aplicată pentru fiecare tip de comandă şi se execută de la distanţă (prin dispecer) sau

local pentru fiecare tip de echipament în parte.

• Telecomenzi pentru comanda întrerupătoarelor

Comenzile necesare acţionării întreruptoarelor din staţiile de înaltă tensiune se încadrează în categoria

comenzilor duble (anclanşare/declanşare). Acestea se pot executa de la faţa locului (butoanele mecanismului de

acţionare) şi de la distanţă (cabina celulei, camera de comandă sau dispecer) prin butoane, chei de comandă sau

echipamente de tip RTU.

Conform normativelor în vigoare, schemele secundare de comandă ale întreruptoarelor sunt realizate

astfel încât să îndeplinească anumite funcţiuni, cum ar fi: menţinerea impulsurilor de comandă până la

terminarea operaţiei comandate, blocarea împotriva anclanşărilor repetate (sărituri), supravegherea şi

semnalizarea circuitelor de comandă, semnalizări diferenţiate asupra comutărilor care au loc în urma unor

comenzi voite, protejarea şi semnalizarea mecanismelor primare de acţionare, etc.

Comanda de declanşare a întreruptoarelor este necondiţionată, aceasta făcându-se voit, local sau de la

distanţă prin intermediul dispozitivelor de acţionare şi automat, prin intermediul instalaţiilor de protecţie

15

şi automatizare locale. În cazul staţiilor cu sisteme de bare multiple, de regulă, se efectuează blocarea declanşării

voite a întreruătorului unei cuple transversale, dacă cele două separatoare de bare ale unui alt circuit racordat

la barele respective sunt închise.

Comanda de declanşare se asociază cu poziţia echipamentului, disponibilitatea circuitelor secundare

(inclusiv bobina / bobinele întrerupătorului), precum şi cu disponibilitatea mecanismului primar de acţionare.

Comanda de anclanşare a întreruătoarelor este condiţionată, aceasta făcându-se voit, local sau de la

distanţă prin intermediul dispozitivelor de acţionare şi automat prin instalaţia de automatizare RAR.

Condiţionarea anclanşării întreruătoarelor se efectuează prin verificarea condiţiilor de sincronism care

poate fi la rândul său sincronizare manuală sau automată. Ca şi în cazul comenzilor de declanşare,

anclanşarea se asociază cu poziţia echipamentului, disponibilitatea circuitelor secundare şi al mecanismului

primar de acţionare.

Din aceste considerente, rezultă că orice comandă de anclanşare sau declanşare asupra întreruătoarelor

efectuată de la distanţă prin dispecer trebuie însoţită de o informaţie de validare (check-back), care să

confirme execuţia corectă a comenzii respective.

• Telecomenzi pentru comanda separatoarelor

Comenzile necesare acţionării separatoarelor din staţiile de înaltă tensiune se încadrează tot în categoria

comenzilor duble (închidere/deschidere) şi depind esenţial de tipul separatorului respectiv, corelat cu schema

primară a staţiei. Indiferent de tipul acestora, specific acţionării separatoarelor este că orice manevră de

închidere sau deschidere se execută condiţionat de anumite interblocaje care ţin cont de configuraţia barelor

staţiei respective. Semnalele de interblocaj, pot fi următoarele:

– în cazul sistemelor de bare colectoare simple, separatorul de bare are ca permisie de acţionare

semnalul întrerupătorului celulei respective deschis;

– în cazul sistemelor de bare colectoare multiple, un separator de bare are ca permisie de acţionare

semnalul separatoarelor de pe circuitul respectiv aferente celorlalte sisteme de bare şi întrerupătorul

din celula respectivă deschise sau separatorul aferent altui sistem de bare şi cupla transversală

respectivă închise;

– în cazul existenţei unei bare de transfer, separatorul de pe bara de transfer a unui element are ca

permisie de închidere semnalul întrerupătorului cuplei de transfer deschis şi nici un separator al unui

circuit (cu excepţia cuplei de transfer) nu este conectat la bara de transfer. Separatorul de pe bara de

transfer a unui element are ca permisie de deschidere semnalul întrerupătorul cuplei de transfer

deschis;

– în cazul separatoarelor care au cuţite de punere la pământ, cuţitul de punere la pământ are ca permisie

de închidere semnalul cuţitele principale deschise;

– în cazurile în care pentru legarea la pământ a barelor colectoare se utilizează un separator sau un cuţit

special de punere la pământ, închiderea acestuia este permisă numai în prezenţa semnalului

separatoarelor de bare ale tuturor circuitelor racordate la bare deschise;

16

– închiderea separatorului de bare al oricărui circuit racordat la bare, este permisă numai dacă

separatorul de punere la pământ al barei respective este deschis.

Ca şi în cazul întrerupătoarelor, schemele secundare de comandă ale separatoarelor sunt realizate astfel

încât să îndeplinească anumite funcţiuni, cum ar fi: menţinerea impulsurilor de comandă până la terminarea

operaţiei comandate, blocări care să excludă posibilitatea efectuării comutărilor intempestive datorate

punerilor la pământ duble din circuitele de curent continuu, supravegherea şi semnalizarea circuitelor de

comandă, protejarea şi semnalizarea mecanismelor primare de acţionare, etc.

Din motive de siguranţă a personalului operativ din staţii, comanda separatoarelor la tensiunile de serviciu

400kV şi 220kV (inclusiv separatoarele de punere la pământ de 400kV), se efectuează numai de la distanţă,

respectiv din camera de comandă a staţiei sau cabinele de relee de la nivelul celulelor exterioare.

Din aceste considerente rezultă că orice comandă de închidere sau deschidere a separatoarelor efectuată de

la distanţă prin dispecer trebuie însoţită de o informaţie de validare (check-back), care să confirme execuţia

corectă a comenzilor respective. Totuşi, posibilitatea tehnică de telecomandă a separatoarelor depinde foarte

mult de dotarea şi starea de funcţionare a mecanismelor de acţionare primare.

• Telecomenzi pentru comutatoarele de ploturi

Comanda de modificare a poziţiei plotului în cazul transformatoarelor sau al autotransformatoarelor

trebuie să fie asociată întotdeauna cu măsurarea poziţiei comutatorului pe plot. Confirmarea rezultatului

comenzii trebuie să fie efectuată comparând valoarea anterioară a poziţiei plotului cu noua valoare recepţionată

după executarea comenzii.

De asemenea, comenzile efectuate asupra comutatoarelor de ploturi se asociază cu mesaje de alarmă

care indică poziţiile extreme (pe plot minim sau maxim). Dacă una dintre aceste poziţii este detectată, sistemul

trebuie să blocheze efectuarea unei comenzi în sensul respectiv şi să genereze un mesaj de eroare către

operator. Mesajele de eroare mai pot fi generate şi de instalaţiile proprii ale mecanismului de acţionare, cum ar fi:

funcţionarea protecţiei motorului de antrenare, blocarea mecanică a dispozitivului de acţionare etc.

În prezent, mai ales în cazul staţiilor neretehnologizate, măsurarea poziţiei plotului la transformator se

efectuează printr-o măsură analogică (logometru), iar comenzile de comutare se efectuează local, prin

butoanele proprii ale mecanismului de acţionare sau din camera de comandă, de pe panoul special destinat.

• Telecomenzi pentru alte elemente ale staţiilor electrice

În această categorie se pot încadra comenzile simple care nu necesită condiţii speciale de interblocaj.

Comenzile pot fi date, de exemplu, pentru schimbarea seturilor de reglaje a protecţiilor numerice (dacă acestea

există), anularea unor semnalizări, puneri sau scoateri din funcţiune a unor instalaţii de automatizare (AAR -

servicii interne de curent alternativ, RAR) în cazul staţiilor fără personal. Comenzile respective se asociază cu

disponibilitatea circuitelor secundare de comandă ale elementelor respective.

17

2.3 Telecomanda prin dispecer a staţiilor şi reţelelor electrice

Pentru implementarea funcţiilor de telecomandă în timp real a staţiilor de 400kV şi 220kV prin

intermediul dispeceratelor este necesară precizarea soluţiilor pentru fiecare segment funcţional în parte şi anume:

– nivelul DEC şi DET;

– comunicaţiile intre nivelele DEC şi DET şi nivelul de staţie telecondusă;

– nivelul de staţie telecondusă.

Fig. 2.9 Teleconducerea staţiilor de 400kV si 220kV prin dispecer DEC si DET

În staţiile noi sau retehnologizate există sisteme de protecţie numerice din diferite generaţii. O parte

dintre aceste sisteme sunt pregătite pentru conducerea de la distanţă de la nivelul dispecer. O structură posibilă a

arhitecturii sistemului de telecomandă este prezentată în figura 2.9.

2.3.1 Alegerea soluţiilor privind realizarea teleconducerii la nivelul staţiilor electrice

La fiecare nivel de dispecer (DEC şi DET), pentru activarea funcţiilor de comandă este necesară

18

configurarea bazei de date corespunzătoare aplicaţiei SCADA, conţinute în SPIDER. Configurarea constă în

crearea de "imagini" ale staţiilor teleconduse, prin metode software, utilizând bibliotecile conţinute în bazele

de date proprii aplicaţiei, sau prin crearea de biblioteci noi.

Alegerea soluţiilor privind realizarea teleconducerii la nivelul staţiilor electrice este dictată de starea

instalaţiilor şi echipamentelor primare şi secundare. Din punct de vedere al efectuării telecomenzilor prin

dispecer în staţiile electrice, în cele ce urmează sunt subliniate cazurile:

• Staţii retehnologizate din punct de vedere al echipamentului primar şi secundar. Caracteristica tehnică

a acestei categorii este dată de faptul că la nivel de staţie, există echipamente de comutaţie primară noi, dotate cu

dispozitive de acţionare performante şi sisteme secundare de comandă-control integrate, de tip SCADA. Sunt

asigurate, la nivel de staţie, toate condiţiile necesare pentru teleconducerea efectivă.

Din punctul de vedere al efectuării telecomenzilor de la dispecer, în condiţiile în care interblocajele

sunt asigurate, pentru această categorie este posibilă acţionarea tuturor întrerupătoarelor, separatoarelor cu

excepţia separatoarelor de legare la pământ, a comutatoarelor de ploturi aferente transformatoarelor sau

autotransformatoarelor. Manevrarea separatoarelor de punere la pământ se realizează astfel încât să se asigure

condiţiile de protecţie a muncii. Din acest motiv şi din motive de practică internaţională, acestea sunt acţionate

numai de la nivel local.

• Staţii retehnologizate numai la nivelul echipamentului secundar. Pentru această categorie, existenţa

sistemelor SCADA implementate presupune asigurarea condiţiilor de interblocaje necesare acţionării

echipamentelor primare dar nu sunt asigurate toate condiţiile de fiabilitate corespunzătoare mecanismelor de

acţionare, mai ales a separatoarelor. În acest caz este posibilă telecomanda prin dispecer numai a

întrerupătoarelor şi eventual a comutatoarelor de ploturi la transformatoare.

• Staţii care nu au fost încă retehnologizate. Pentru această categorie, telecomanda prin dispecer nu se

poate realiza în condiţii optime şi sigure la un anumit nivel impus. Deşi la nivelul staţiilor sunt montate

echipamente de tip RTU care actualmente sunt utilizate numai pentru funcţii de achiziţie, up-gradarea acestora

pentru funcţiile de comandă se poate efectua numai pentru anumite amplasamente şi numai pentru emiterea

unor comenzi simple (de ex. comanda comutatorului de ploturi, după ce a fost adaptat în prealabil, sau

comanda de comutare pentru schimbarea seturilor de reglaje la terminalele numerice dacă acestea există). Se

mai pot aloca comenzi de anclanşare / declanşare in cazul întrerupătoarelor care nu necesită verificarea

condiţiilor de sincronism (de exemplu întrerupătoarele bobinelor de reactanţă).

2.3.2 Soluţii pentru sistemul de comunicaţii

Din puncul de vedere al transmisiunilor de date, pentru asigurarea condiţiilor specifice de siguranţă şi

viteză necesare, soluţia este aceea de integrare a sistemelor de teleconducere SCADA în noua reţea de

comunicaţii globală proprie CNTEE Transelectrica SA, realizată pe suport de fibră optică (OPGW).

Instrumentele de supervizare şi monitorizare a reţelei vor putea fi integrate în sistemul EMS/SCADA

19

pentru a indica disponibilitatea fiecărui segment WAN atât pe legăturile on-line / active, cât şi pe cele de

backup / inactive, pentru a avertiza pierderea redundanţei comunicării.

Comunicaţiile prin noul inel dublu cu fibră optică realizat în cadrul OPGW şi al proiectului de legături off-

line va asigura legături redundante de mare viteză între cele cinci locaţii de instalare a sistemului.

În principal, pentru schimbul de informaţii dintre locaţii sunt utiliza protocoale

standard:

- Protocolul IEC870-6-TASE2 (ICCP) între sistemele de control DEC şi DET şi cu sistemele

vecine şi serviciile din România.

- IEC870-5-104 cu concentratorii terminalelor de reţea.

Fig. 2.10 Structura reţelei de telecomunicaţii

- IEC870-5-101 şi RP570 cu staţiile electrice de 400kV şi 220kV.

2.4 Tendinţe şi orientări pentru conducerea prin dispecer a staţiilor şi reţelelor

electrice

2.4.1 Tendinţa sistemelor de conducere la nivelul staţiilor electrice

Tendinţa actuală în domeniul controlului şi protecţiei în staţiile de transformare este de a elimina din ce în

ce mai mult graniţele tradiţionale dintre sistemele de protecţie, control, comunicaţie şi măsurare existente.

20

Gradul de integrare a diverselor funcţiuni ale sistemului secundar pe de o parte şi a echipamentelor primare şi

celor secundare pe de altă parte devine o preocupare importantă a companiilor de electricitate, nivelul de

acceptare fiind determinat de consideraţiile privind costul, fiabilitatea, mentenanţa şi funcţionalitatea.

Sarcinile sistemului secundar dintr-o staţie de transformare sunt urnătoarele:

• asigurarea deconectării porţiunilor defecte din reţea la apariţia unui defect - izolarea defectului prin

comandarea corespunzătoare a întrerupătoarelor;

• furnizarea informaţiilor de stare din staţie către dispeceratele energetice de la diferite nivele (local,

teritorial, naţional) şi de a transmite comenzile către procesul tehnologic controlat;

asigurarea funcţiunilor de control local a staţiei, ca o rezervă la indisponibilitatea sistemului de

teleconducere sau ca o funcţie de sine stătătoare în cazul staţiilor necuprinse în sistemul de

teleconducere.

Fig. 2.11 Funcţiunile şi interdependenţele acestora intr-un sistem de

transport şi distribuţie a energiei electrice

În figura 2.11 sunt prezentate funcţiunile şi interdependenţele acestora într-un sistem de transport şi

distribuţie a energiei electrice. În această abordare toate funcţiunile care concură la buna funcţionare a

sistemului energetic au la bază interfaţarea între sistemul secundar al staţiilor şi echipamentele primare. De

asemenea, există o strânsă legătură între diversele obiective ale sistemului secundar aşa cum s-a arătat mai sus.

Pentru staţiile electrice de transport a energiei electrice, tendinţa este de a coordona şi adapta protecţia şi

chiar protecţia de rezervă la nivelul sistemului în centrele de control. Astfel, arhitectura sistemului de control şi

protecţie va trebui să fie bazată pe o abordare descentralizată şi deschisă, în care standardizarea

protocoalelor de comunicaţie este un element cheie.

Sistemul secundar din staţiile moderne se bazează din ce în ce mai mult pe un număr de echipamente

digitale multifuncţionale. Tendinţa este de a integra funcţiuni care istoric sunt separate - protecţia, controlul, şi

21

monitorizarea.

Preocupările actuale privind tratarea unitară a conducerii şi protecţiei, generează cele două mari

tendinţe, şi anume:

• Sisteme coordonate de protecţie şi de conducere. Sistemele de conducere şi de protecţie îşi păstrează

autonomia unele faţă de celelalte, având însă prevăzute funcţiuni de "colaborare" reciprocă. Într-un

asemenea concept, funcţia de protecţie este localizată în general în echipamente distincte de cele de

comandă / control. Cele două sisteme comunică însă, transmiţându-şi reciproc informaţii globale rezultate

în urma prelucrării mărimilor din proces.

• Sisteme integrate de protecţie şi conducere. Sistemele de conducere şi de protecţie sunt concepute ca un

tot unitar, utilizând în comun anumite resurse hardware şi software. În acest caz asistăm la o

descentralizare foarte puternică a funcţiunilor de comandă, control şi protecţie, elementul cheie în acest

concept fiind comunicaţia de mare viteză între modulele componente.

2.4.1.1 Sisteme integrate de măsură, protecţie, automatizare, conducere şi control a

staţiilor electrice

Unele protecţii au nevoie nu numai de informaţii locale, din zona de proces cu care se interfaţează în

mod direct, dar şi de informaţii globale, care pot fi cunoscute numai prin prelungiri ale interfeţei în alte zone ale

procesului tehnologic.

Odată cu luarea în considerare a unei mai mari cantităţi de informaţii globale, echipamentul de

protecţie devine complex, pierzându-şi din flexibilitate şi disponibilitate. Multiplicarea interfeţelor de achiziţie

precum şi răspândirea lor în spaţiu este un aspect nedorit, cu atât mai mult cu cât diferitele sisteme de

protecţie folosesc adesea aceleaşi mărimi de intrare de la proces. Apare astfel naturală preocuparea pentru

conlucrarea între sistemele de protecţie şi cele de control.

Privite ca un întreg, sistemele de conducere, protecţie, automatizare şi măsură, constau în unităţi de

achiziţie de date, relee digitale de protecţie, unităţi de procesare la nivelul celulei şi staţiei şi canale de

comunicaţie prin care aceste echipamente sunt interconectate.

Dacă în sistemele clasice remarcăm existenţa unor echipamente distincte de control şi respectiv de

protecţie, sistemele integrate îşi propun să distribuie şi mai puternic funcţiunile de achiziţie şi prelucrare,

evitând suprapunerile de module similare (de exemplu funcţia de achiziţie a unui anumit semnal analogic poate

apare în mai multe echipamente).

2.4.1.2 Sisteme coordonate de comandă şi protecţie

Coordonarea sistemelor de protecţie şi comandă este realizată cu ajutorul sistemului de comunicaţie,

folosind informaţia suplimentară din sistemul complet (întreg). Coordonarea constă în combinarea sistemului de

conducere şi cel de protecţie fără a se pierde autonomia celui din urmă. Este deci nevoie de un sistem unificat

22

care coordonează controlul staţiei şi protecţia staţiei, bazate pe microprocesoare, într -o arhitectură

descentralizată.

Structura funcţiunilor unui sistem de conducere şi protecţie coordonat la nivelul unei staţii de transformare

este reprezentată în figura 2.12.

La nivelul celulei sunt realizate acele funcţii care reclamă informaţii numai de la acest nivel şi emit

comenzi către dispozitivele şi echipamentele din această celulă. Aceste funcţii sunt următoarele:

- controlul celulei (comenzi, blocaje la nivelul celulei);

- interfaţa om - maşină, măsurători şi monitorizare la nivelul celulei (I, U, P, Q, evenimente,

defecte);

- protecţia celulei (eliminarea defectelor şi măsuri preventive).

Aceste funcţii se referă nu numai la întrerupătoare şi separatoare dar şi la comutatorul de ploturi al

transformatorului de putere, controlul dispozitivelor de compensare, proceduri automate de comutaţie cu sau fără

condiţionare din partea protecţiei, semnalizări şi altele.

Figura 2.12 Structura funcţiunilor unui sistem de conducere şi

protecţie coordonat la nivelul unei staţii de transformare

La nivelul staţiei se execută acele funcţii care au nevoie de informaţii de la cel puţin o celulă, şi emit

comenzi către dispozitivele situate în mai multe celule. Aceste funcţii sunt următoarele:

- controlul staţiei (baza de date centrală, supervizare, coordonare comunicaţie, interblocaje la

nivelul staţiei, procesare centrală a datelor culese din celule);

- protecţii la nivel de staţie (exemplu protecţia diferenţială de bare);

- interfaţa om-maşină pentru operatorul staţiei;

- comunicaţia dintre staţie şi nivelul superior de comandă şi control.

Nivelul staţiei nu presupune acces direct la proces. În acest context protecţia de bare, de exemplu, este o

23

funcţie la nivelul staţiei, cu interfeţe de intrare/ieşire situate la distanţă, în celule.

Cel mai important, şi cu aspect de noutate într-un sistem coordonat este comunicaţia în sistem. Aceasta

susţine performanţele ambelor grupuri de funcţii (conducere, protecţie). Accesul facil la toate informaţiile

sistemului asigură calitatea funcţiilor atât în situaţii normale de funcţionare a instalaţiilor, cât şi în caz de avarie.

O facilitate a schemelor de control al staţiei coordonate cu protecţia este autosupravegherea continuă,

obţinându-se în acest mod o disponibilitate ridicată a protecţiilor, disponibilitate care înseamnă mult mai mult

decât simpla supraveghere a curenţilor, tensiunilor, tensiunilor auxiliare şi logica de comandă prevăzute de

releele convenţionale. Supravegherea continuă este realizată la toate nivelele pentru toate elementele

componente.

Parametrizarea echipamentelor de comandă, control şi protecţie locală (schimbarea reglajelor în funcţie de

diferitele condiţii de lucru ale reţelei) poate fi de mare interes pentru performanţa globală a reţelei electrice.

Dacă se iau măsuri de siguranţă ca parametrizarea (schimbarea propriu-zisă) să aibă loc în afara condiţiilor de

defect atunci se poate considera că această funcţiune îmbunătăţeşte semnificativ funcţionarea reţelei prin

performanţa mai bună a elementelor care depind de încărcarea liniilor şi transformatoarelor sau de topologii

particulare ale reţelei.

2.4.2 Orientări privind realizarea sistemului de comandă operativă a SEN

Conform structurii actuale şi de perspectivă, partea de conducere operativă prin dispecer ,

corespunzătoare treptelor superioare, se preconizează a funcţiona din punct de vedere relaţional conform figurii

2.13:

Fig. 2.13 Structura relaţională funcţională actuală şi de perspectivă a conducerii operative prin dispecer

24

Treapta de conducere reprezentată de DEN cuprinde din punctul de vedere al teleconducerii directe

reţeaua de 750kV (Isaccea), reţelele de 400kV de interconexiune cu UCTE, interfaţa cu treapta pe relaţia

ierarhică reprezentată de cele 5 centre de dispecerat teritorial (DET Bucureşti, DET Craiova, DET Timişoara,

DET Cluj şi DET Bacău) precum şi interfaţarea pe relaţia UCTE (Iugoslavia, Bulgaria, Ungaria, Ucraina).

Ca urmare a proiectelor şi studiilor de fezabilitate pentru sistemul EMS/SCADA, vechile sisteme

SCADA existente la DEC şi la cei 5 dispeceri teritoriali DET se vor înlocui în etape cu sisteme SCADA

moderne.

În prezent sistemul se află în cea de-a doua etapă de modernizare, prin care se urmăreşte activarea

funcţiilor de telecomandă prin dispecer, completarea în acest sens a dotărilor hardware-software necesare la

nivel de dispecer şi instalaţie telecondusă.

2.4.3 Sistemul de comunicaţii din perspectiva reţelei de fibră optică

Necesitatea unui astfel de sistem rezultă din asigurarea unei infrastructuri de telecomunicaţii capabilă să

răspundă cerinţelor actuale din punct de vedere al volumului de date necesar a fi transmise, a vitezelor cu care

trebuie transmise aceste date, a fiabilităţii sistemului de transmisii a datelor.

Modernizarea infrastructurii de telecomunicaţii este impusă de o serie de elemente obiective sau

subiective cum ar fi:

- necesitatea modernizării sistemelor EMS-SCADA din SEN întrucât majoritatea sistemelor

EMS-SCADA implementate în cadrul SEN nu corespund cerinţelor impuse pentru aceste aplicaţii, fiind

depăşite din punct de vedere tehnologic sau ineficiente privind furnizarea datelor necesare conducerii operative a

SEN

în condiţii de siguranţă;

- înlocuirea unor echipamentelor primare şi secundare din staţiile şi centralele electrice impusă de uzura

fizică şi/sau morală a acestor echipamente, de necesitatea conducerii şi supravegherii de la distanţă a acestor

echipamente;

- liberalizarea pieţei de energie electrică, deoarece existenţa unei pieţe a energiei electrice a condus la

apariţia unor fluxuri de date necesare corectei funcţionări a pieţei;

- restructurarea şi privatizarea sectorului energetic întrucât restructurarea şi privatizarea sectorului

energetic a condus la modificarea/apariţia de noi structuri organizatorice, de noi entităţi care au impus

adaptarea fluxurilor de date la noua structură;

- posibilitatea de a furniza servicii de transmisii de date pentru operatori externi SEN, deoarece

capacitatea mare de transmitere a informaţiilor prin fibră optică şi faptul că fluxurile de date asociate

conducerii SEN sunt inferioare acestei capacităţi şi este economic eficientă utilizarea acestei capacităţi

suplimentare pentru asigurarea de servicii de transmisii de date pentru operatori externi;

- necesitatea modernizării unor linii de transport existente sau construcţia de noi linii: dată fiind

uzura

anumitor linii din reţeaua de transport ce necesită reparaţii capitale sau în cazul construirii de noi linii

25

de transport este indicată introducerea simultană şi a cablului de fibră optică (cu condiţia ca linia

respectivă să facă parte din infrastructura proiectată pentru sistemul de transmisii date);

- necesitatea îndeplinirii criteriilor tehnice şi organizatorice care să permită funcţionarea interconectată

cu reţeaua UCTE;- necesitatea realizării unui sistem naţional de contorizare a energie

electrice;Recomandarea făcută de studiul realizat de către firma Teleconsult International este de realizare

în cadrul SEN a unui sistem de bază al reţelei de telecomunicaţii, prin înlocuirea conductoarelor de

protecţie dintr-o serie de linii de 400kV şi 220kV din cadrul reţelei de transport. Această infrastructură de

bază a sistemului de telecomunicaţii va fi realizată şi pusă în funcţiune pe etape pentru a se putea eşalona

investiţiile necesare.

Reţeaua de bază va fi realizată din 13 inele bidirecţionale interconectate ceea ce va asigura şi redundanţa

sistemului de telecomunicaţii şi fiabilitatea acestuia. Această structură permite existenţa a două căi de

comunicaţie pentru fiecare nod, căi ce sunt separate din punct de vedere al dispunerii geografice. Această reţea

de bază va interconecta 46 de noduri de comunicaţie din cadrul SEN (staţii electrice, centrale), iar restul

nodurilor de comunicaţii de date vor fi conectate la această reţea prin intermediul unor diverse soluţii cum ar

fi, cabluri de fibră optică, microunde, legături telefonice, etc.

Reţeaua de transmisiuni va asigura iniţial o capacitate de 8000 de canale de voce şi o rată de transfer de

622 MBps. Rata de transfer va putea fi crescută la 2.56 GBps, valoare în funcţie de care este calculat şi cablul

de fibră optică. Pentru transmiterea datelor se va utiliza lungimea de undă de 1550 nm.

Reţeaua de bază conectează 46 de noduri de comunicaţie iar restul de 33 de noduri de comunicaţie din

cadrul SEN trebuie conectate la reţeaua de bază prin diferite tehnologii de transmisii date cum ar fi:

• Fibre optice - cabluri de protecţie ce conţin în interior cablul de fibre optice (OPGW);

• Legături radio prin microunde punct la punct;

• Legături radio cu multiplexare în timp (Time Division Multiple Access - TDMA);

Sistemul de telecomunicaţii va asigura interconectarea cu reţeaua de telefonie a ROMTELECOM şi va

elimina toate legăturile telefonice care utilizează reţeaua ROMTELECOM, ce pot fi asigurate de noul sistem de

telecomunicaţii.

Sistemul de telecomunicaţii va trebui să asigure gestiunea datelor transportate, contorizare, facturare,

înregistrare a fluxurilor de date, configurarea drepturilor utilizatorilor, supravegherea corectei funcţionări a

acestuia, stabilirea unui sistem de priorităţi a comunicaţiilor şi protecţia datelor transmise etc. Totodată trebuie

asigurată interfaţa cu sistemele de telecomunicaţii prin GSM sau radio trunk-ing.

Acest sistem de telecomunicaţii va trebui să asigure de asemenea interfaţa cu sistemele electroenergetice

partenere în special în contextul funcţionării interconectate a SEN cu sistemul electroenergetic reprezentat de

UCTE.

3.1 Informaţii utilizate în sistemele de comandă şi control a echipamentelor

electrice

Instalaţiile electroenergetice dintr-o staţie de transformare sunt împărţite în echipamente primare,

26

care contribuie nemijlocit la transportul şi distribuţia energiei electrice (linii de înaltă şi medie tensiune,

întreruptor, separator, transformator etc.) şi echipamente auxiliare (secundare), care asigură controlul

şiprotecţia echipamentelor primare.

Pentru conducerea de la distanţă a unei staţii electrice de transformare, sunt utilizate grupe de semnale

primare:

• Semnalizări de poziţie (întreruptor, separator, automatizări, poziţii extreme);

• Semnalizări preventive;

• Semnalizări de incident (de avarie);

• Comenzi;

• Măsurarea de mărimi electrice (tensiuni, curenţi, puteri, frecvenţă);

• Măsurare (contorizare) de energie (activă, reactivă);

Din punct de vedere al tipului şi formei semnalului, aceste semnale primare pot fi:

• Semnale numerice care cuantifică stări discrete ale echipamentelor de la care provin. Majoritatea

semnalelor de acest tip provin de la contacte electrice. Stările posibile sunt întotdeauna complementare

(conectat / deconectat, închis / deschis, adevărat / fals etc);

• Impulsuri pentru contorizare - un caz particular al semnalelor numerice;

• Semnale analogice (tensiune alternativă şi continuă, curent alternativ sau continuu).

Din punctul de vedere al localizării semnalelor, acestea pot fi grupate în:

• semnale la nivelul celulei;

• semnale pe grupuri de celule;

• semnale generale pe staţie de transformare.

27

3.2 Achiziţia, analiza, prelucrarea datelor şi comanda în sistemele de

conducere a echipamentelor electrice

3.2.1 Achiziţia informaţiilor numerice

Preluarea semnalelor de natură numerică se realizează prin citirea stării unor contacte auxiliare din proces,

care copiază starea echipamentelor supravegheate cu ajutorul unor interfeţe cu separare galvanică

(optoizolatoare).

Comutarea contactelor supravegheate este supusă unui regim tranzitoriu (vibraţia contactelor) de care

trebuie ţinut seama la prelucrarea informaţiilor de natură numerică. Astfel, interfaţa de achiziţie trebuie să

aplice un algoritm de filtrare software, care să anuleze efectul vibraţiilor (durate de ordinul 1-2 ms), interpretând

numai comutările ferme.

Pe lângă interpretarea modificării stării contactului supravegheat, interfaţa de achiziţie asigură şi

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

Pentru a mări gradul de încredere al informaţiilor preluate, Echipamentele de Achiziţie date şi Comandă -

EAC trebuie să asigure câteva funcţiuni suplimentare cum sunt:

• blocarea automată a transmiterii către nivelul superior, în cazul în care intrarea numerică are un număr prea

mare (neplauzibil) de tranziţii în unitatea de timp. Această situaţie este frecvent întâlnită în cazul unor

contacte imperfecte în circuitele de preluare a semnalizării iar ignorarea acestui aspect ar avea ca efect

"suprasolicitarea" informaţională a nivelului de conducere superior, precum şi aglomerarea circuitelor de

transmisie;

• blocarea la cerere a intrării numerice, în situaţiile când urmează a se interveni în instalaţia supravegheată

pentru revizii şi reparaţii;

• posibilitatea verificării automate a circuitelor de preluare a semnalelor (integritatea firelor de legătură până

la contactul electric supravegheat).

Semnalizări de poziţie monopolare

Citirea poziţiei separatoarelor, a cuţitelor de legare la pământ, a stării automatizărilor, precum şi a

altor echipamente, altele decât întreruptoare, se realizează utilizând un singur contact ce copiază starea acestor

echipamente. De regulă starea "închis" a contactului semnifică starea "pus în funcţie" a echipamentului

corespunzător iar starea "deschis" a contactului înseamnă că echipamentul corespunzător este în starea

"scos din funcţie".

28

Semnalizări de poziţie bipolare

Poziţia anclanşat / declanşat a întreruptoarelor este preluată utilizând două contacte, care în cazuri

normale respectă condiţia de excluziune reciprocă, tabelul 3.1.

Tabel 3.1 Utilizarea semnalelor bipolare

Contact A Contact B Semnificaţie

Deschis deschis ambiguitate tip "00"

Deschis închis întreruptor anclanşat

Închis deschis întreruptor declanşat

Închis închis ambiguitate tip "11"

Fig. 3.1 Preluarea semnalizărilor bipolare

Deoarece comutarea celor două contacte nu se face simultan, interfaţa de achiziţie trebuie să

implementeze un algoritm care să ţină cont de întârzierile admisibile în schimbarea stărilor celor două contacte.

Situaţiile posibile precum şi semnificaţiile acestora sunt reprezentate în diagramele din figura 3.1.

Semnalizări de alarmă

Semnalizări de alarmă sunt semnalizări monopolare şi pot fi:

• semnalizări de tipul "apare / dispare" la care sunt semnificative atât momentul închiderii contactului cât şi

momentul deschiderii acestuia (ex. punere la pământ, tensiune minimă baterie etc).

• semnalizări de tipul "a funcţionat protecţia" la care este semnificativ numai momentul apariţiei semnalizării

nu şi momentul dispariţiei acesteia.

Impulsuri

Impulsurile de contorizare a energiilor sunt semnale provenite de la contoare de energie electrică cu

generator de impulsuri. Interfaţa de achiziţie are rolul de numărare a acestor impulsuri, întreţinând un "index"

software în memoria proprie. Asociind fiecărui index o constantă corespunzătoare (impulsuri / kWh respectiv

impulsuri / kVArh) se poate reconstitui valoarea energiei electrice cedate (primite) pentru linia măsurată.

29

3.2.2 Achiziţia informaţiilor analogice

Principalele mărimi analogice cu relevanţă pentru conducerea de la distanţă a reţelelor electrice sunt

tensiunile, curenţii, puterile active / reactive, frecvenţa.

Fig. 3.2. Schema de principiu a lanţului de măsurare

Schema lanţului de măsură pentru intrările analogice este prezentată în figura 3.2. Mărimea analogică

este adaptată la un nivel corespunzător prelucrării în circuitele de măsură, care au la bază transformatoare de

tensiune şi de curent. Totodată se realizează protecţia intrării analogice contra valorilor accidentale ale

semnalului analogic de măsurat precum şi separarea galvanică a interfeţei faţă de procesul tehnologic. Semnalul

rezultat suportă o filtrare în filtre trece - jos pentru eliminarea efectului perturbaţiilor. Un modul multiplexor

asigură selecţia canalului analogic de măsurat a cărui valoare este transmisă modulelor de eşantionare /

memorare şi conversie analog / numerică. Şirul de valori numerice obţinut (la intervale regulate de timp pentru

fiecare canal analogic în parte) se prelucrează utilizând algoritmi de filtrare numerică şi de calcul a mărimilor

caracteristice dorite (ex. valori efective).

Semnalele analogice (măsurile) cum sunt tensiunile şi curenţii (mărimi alternative şi continue), puterile

active, reactive, pot fi preluate din proces în două moduri:

• EAC (echipament de achiziţie date şi comandă) cu intrări analogice în semnal unificat, utilizând traductori

externi corespunzători;

• EAC cu interfeţe corespunzătoare de tensiune şi curent pentru preluare directă.

Al doilea mod este net superior celui dintâi atât din punct de vedere tehnic cât şi economic, motiv pentru

care este preferat în sistemele SCADA moderne. EAC va eşantiona şi converti semnalul analogic cu privire

la valorile instantanee ale tensiunilor şi curenţilor în semnal numeric, aplicând apoi algoritmi de calcul pentru:

• valoare efectivă (tensiune, curent);

• defazaj tensiune - curent;

• putere activă şi reactivă monofazată pentru perechea tensiune - U şi curent -I considerată.

30

3.2.3 Analiza şi prelucrarea datelor la nivelul staţiei electrice

Întrucât comunicaţia de date între componentele staţiei electrice trebuie atent echilibrată se practică

separarea componentelor care utilizează pachete mici de date, cu timpi de răspuns foarte mici, de

componentele şi aplicaţiile care utilizează transferuri mari de date, la care timpii de răspuns nu sunt atât de

importanţi (LAN 1 respectiv 2 din figura 3.3, separate de un router). Pentru asigurarea disponibilităţii unui

astfel de sistem informatic în condiţiile indisponibilităţii LAN (Local Area Network – reţea locală de

comunicaţie), frecvent se procedează la dublarea magistralei locale de comunicaţie, iar aplicaţiile importante

au acces la ambele magistrale.

Fig. 3.3 Structura informatică în arhitectură distribuită la nivelul staţiei electrice

Legătura de date cu procesul tehnologic condus se realizează prin intermediul serverelor de

comunicaţie. Acestea asigură controlul transferului de date între PCC (punct central de comandă) şi

sistemele de achiziţie-comandă staţiile de transformare.

Anumite aplicaţii necesare la PCC au nevoie de informaţii provenite din reţelele de transport şi

distribuţie vecine. Un calculator special cu rolul de router asigură transferul de date spre / dinspre centrele de

comandă-control care coordonează sistemele învecinate. Reţeaua PCC este separată de sistemul informaţional al

întreprinderii printr-un router, care controlează accesul la informaţiile şi resursele PCC.

Baza de date de timp real este întreţinută de serverul de achiziţie date. Aplicaţiile care rulează pe

acest calculator au rolul de a prelua informaţiile actuale despre procesul tehnologic condus şi a le pune la

dispoziţia celorlalte aplicaţii ale PCC. După anumite criterii (intervale de timp precizate, anumite

evenimente), baza de date de timp real se arhivează pe serverul de arhivare, întreţinându-se astfel istoricul

evoluţiei procesului tehnologic. Tot serverul de achiziţie date realizează şi anumite prelucrări asupra

informaţiilor provenite de la EAC:

• filtrarea datelor;

31

• conversia unităţilor de măsură;

• controlul încadrării în limite, pentru generarea alarmelor.

Serverele de aplicaţii SCADA găzduiesc programele specifice pentru controlul echipamentelor din staţiile

de transformare şi al reţelelor de transport / distribuţie, cum sunt:

• Interfeţele operator - asigură împrospătarea cu date a staţiilor de lucru de la dispecerii energetici sau alţi

utilizatori ai sistemului;

• Managementul evenimentelor - funcţii de procesare inteligentă a alarmelor, de urmărire şi achitare a

acestora;

• Managementul autorităţii. Dreptul asupra controlului echipamentelor dintr -o staţie de transformare

corespunde unei scheme de autoritate şi este strict reglementată. Reciproc, alarmele provenite de la

diferitele echipamente trebuiesc dirijate spre autoritatea corespunzătoare.

Alte aplicaţii, care nu sunt supuse restricţiilor de timp real:

• Calculul circulaţiilor de puteri în reţea;

• Calculul curenţilor de scurtcircuit;

• Regăsirea informaţiilor pe hărţile sistemelor informatice geografice, utile mai ales în aplicaţiile DMS

(AM/GIS - Automated Mapping/Gepgraphical Information System).

• Interfeţe pentru informaţii despre / către consumatori, incluzând evidenţa deranjamentelor, profilul

încărcării etc.

3.2.4 Comenzi către procesul tehnologic

Pentru a putea comanda instalaţiile electroenergetice din staţiile de transformare, interfeţele de proces

(EAC) sunt prevăzute cu posibilitatea emiterii de semnale electrice de comandă. Există două tipuri de semnale

de comandă:

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

ploturi etc.

• comenzi permanente, la care EAC menţine semnalul de comandă până la o nouă comandă, cu semnificaţie

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

automatizărilor).

În ambele cazuri, EAC trebuie să fie prevăzute cu contacte electrice comandate care vor fi integrate în

schemele de comandă ale circuitelor secundare ale staţiei.

În scopul creşterii gradului de fiabilitate al comenzilor, EAC trebuie să asigure câteva cerinţe referitoare

la comenzi:

• eliminarea riscului confuziei unei comenzi datorită erorilor de transmisie;

• eliminarea riscului comenzilor multiple ( simultan cu comanda dorită se emit una sau mai multe comenzi

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

de comandă);

32

• eliminarea riscului de emisie intempestivă a unor comenzi, datorate defectelor interne ale EAC. Se

utilizează scheme de conectare hardware şi algoritmi de verificare şi validare a comenzii;

• semnalizarea situaţiilor de funcţionare incorectă a lanţului de comandă (de exemplu fir întrerupt).

3.3 Sistemul EMS/SCADA existent

3.3.1 Prezentare generală

Un sistem SCADA modern trebuie să se conformeze cerinţelor de sistem deschis. Pentru sistemele

deschise comitetul IEEE 1003.0 (Posix) a acceptată în 1989 o definiţie formală şi anume:

"Un sistem deschis dispune de posibilităţi care permit implementarea aplicaţiilor astfel încât:

• 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.

Aceste posibilităţi sunt descrise ca specificaţii extensibile de interfeţe, service şi formate admise. În plus,

acestea sunt specificaţii publice menţinute prin consens."

Obiectivul major în utilizarea sistemelor deschise este reducerea investiţiei în software-ul de aplicaţie şi

deci o mai bună utilizare a resurselor umane.

Cea mai importantă facilitate pe care conceptul de „sistem deschis" o aduce în proiectarea sistemelor

EMS-DMS/SCADA este posibilitatea de a distribui funcţiunile în diferite noduri funcţionale. Fiecare nod

funcţional este independent ca resursă hardware. Astfel de noduri sunt reprezentate de staţiile de lucru

(workstations) prin utilizarea acestora eliberându-se sistemul central de anumite sarcini. Alte noduri

funcţionale sunt cele de achiziţie de date, prelucrarea bazei de date relaţionale şi istorice şi editarea rapoartelor,

procesoarele de aplicaţie etc.

Gradul de dependenţă între noduri este variabil. Totuşi, prin hardware trebuie asigurată o independenţă

cât mai mare deoarece, iar pe această cale se obţine posibilitatea de extindere sau de înlocuire. De asemenea,

independenţa nodurilor de prelucrare serveşte la minimizarea numărului de mesaje şi încărcării reţelei de

transmisie date. Redundanţa în cadrul nodului măreşte gradul de disponibilitate şi micşorează riscul pierderii lui

şi a distribuirii funcţiunilor pierdute în alte noduri. O caracteristică importantă a sistemelor deschise este faptul

că nodurile pot fi situate la orice distanţă. Arhitectura distribuită devine o necesitate şi foloseşte ca suport de

comunicaţie reţelele de date locale (LAN - Local Area Network – reţea locală de comunicaţie) şi cele la

distanţă (WAN - Wide Area Network – reţea extinsă de comunicaţie) realizate pe baza unor proceduri şi

interfeţe standard. Practic, se vorbeşte tot mai mult de funcţiunile pe care un sistem distribuit trebuie să le

îndeplinească, în contextul conlucrării mai multor componente ale sistemului situate în noduri informaţionale

diferite.

33

Fig. 3.4 Arhitectura generală a unui sistem SCADA

În figura 3.4 este prezentată o arhitectură posibilă pentru un sistem SCADA distribuit, în care elementul

cheie îl constituie conectarea diferitelor componente prin intermediul unor reţele de comunicaţie.

Legătura cu procesul tehnologic (echipamentele din staţia de transformare) este realizată de

echipamentele de achiziţie date şi comandă (EAC) destinate interfaţării cu instalaţiile electroenergetice

distribuite în punctele de interes. Acestea asigură preluarea informaţiilor din proces precum şi transmiterea

comenzilor către proces. În sistemele moderne se asigură un grad înalt de prelucrare locală - la nivelul EAC, cu

funcţiuni de automatizare, protecţie şi măsurare. Echipamentele EAC sunt interconectate prin magistrale locale

(LAN) cu calculatoare cu rol de procesare a datelor la nivelul întregului proces (de exemplu la nivelul staţiei de

transformare). Legătura de date între staţiile de transformare şi punctul de comandă şi control se realizează prin

reţele de date specifice transmisiei la distanţă (WAN). Transferul de date între WAN şi reţelele locale de

date situate la punctul (punctele) de comandă şi control este asigurată de calculatoare cu rol de concentrator

de date (FEP - Front End Processor). În reţeaua de la punctul central se găsesc calculatoare care asigură

funcţiuni de procesare specifice EMS-SCADA (servere de aplicaţie, sisteme expert, interfeţe grafice etc.)

Din cele prezentate anterior rezultă faptul că se schimbă fundamental şi modul de programare. În

sistemele clasice, utilizatorul defineşte cerinţele iar echipa de programare realiza sistemul de programe de

aplicaţie. În momentul de faţă programarea trebuie să urmărească realizarea funcţiunilor necesare, prevăzând de

la început posibilitatea modificării lor în timp precum şi extinderea acestora.

3.3.2 Structura sistemului SCADA

Cele 6 sisteme SCADA ale societăţii Transelectrica SA, unul EMS/SCADA la CND şi 5 SCADA la CTD,

sunt sisteme SPIDER 7B de la ABB, deci toate sistemele au aceeaşi arhitectură, diferind doar numărul

serverelor. În caz de indisponibilitate a serverului sau aplicaţiei care rulează pe acesta se iniţializează ca

urmare a procesului de avarie un serverul de rezervă care preia funcţiile, devenind on-line în câteva secunde.

Pentru a asigura actualizarea bazei de date după o avarie, noul server on-line iniţializează după avarie un

34

proces generalizat de cerere pentru actualizarea tuturor informaţiilor provenind de la terminalele din reţea şi

legăturile cu celelalte centre.

Structura sistemului EMS/SCADA la nivelul diferitelor trepte de dispecer din cadrul SEN este gândită

astfel încât să se poată ajunge, în etape, la o structură conformă cu prevederile normativului PE 029 în vigoare.

Conform normativului, arhitectura sistemului EMS/SCADA la nivelele superioare (DEC şi DET)

corespunde unei structuri bazate pe reţele Dual LAN Ethernet corespunzătoare atât ariei operaţionale cât şi

ariei neoperaţionale EMS/SCADA.

3.3.2.1 Structura sistemului EMS/SCADA la nivel de DEC

Din punct de vedere hardware, în reţeaua ariei operaţionale sunt înglobate serverele de aplicaţie pe care

rulează SPIDER. Serverele de aplicaţie sunt dotate cu microprocesoare de tip RISK pe 64 de biţi ce suportă

mediul de operare în timp real sub UNIX (sistem de operare PC tip non – DOS).

Serverul de comunicaţii utilizează pentru comunicaţiile din reţea WAN, protocolul standard IEEE

ICCP/TASE2 cu cele 5 centre ale DET-urilor răspândite geografic pe teritoriul ţării şi cu locaţiile directe prin

care DEC are legături permanente pentru asigurarea telereglajelor grupurilor generatoare. Transmisiunile de date

se efectuează prin intermediul modemurilor externe de dial-up şi linii închiriate pe protocoale standard. Viteza de

comunicaţie este de până la 19200 bps, datorită caracteristicilor limitate ale liniilor telefonice.

Aria operaţională EMS/SCADA Aria neoperaţională EMS/SCADA

Fig. 3.5 Arhitectura sistemului EMS/SCADA la nivel de DEC

35

3.3.2.2 Structura sistemului EMS/SCADA la nivel de DET şi DEZ

Structura funcţională a sistemului la nivelul dispeceratelor teritoriale şi zonale este asemănătoare celei

de la DEC, cu deosebirea existenţei căilor suplimentare de comunicaţii directe cu echipamentele de tip

RTU200 (ABB) aferente sistemului SPIDER amplasate în staţiile de 400kV şi 220kV. Protocolul de

comunicaţii utilizat este RP570.

Aria operaţională Aria neoperaţională

Fig. 3.6 Arhitectura sistemului EMS/SCADA la nivel de DET

În aria neoperaţională dotarea hardware nu este încă completă. În această etapă nu se consideră

necesar prevederea unei dotări deoarece eventualele necesităţi de calcule off-line care depăşesc posibilităţile

actuale hardware pot fi asigurate de sistemul EMS/SCADA de la DEC.

3.3.2.3 Structura sistemului EMS/SCADA la nivel staţie electrică

Pentru staţiile noi sau staţiile retehnologizate la nivelul circuitelor primare şi secundare exista

echipamente noi de comutaţie primară, dotate cu dispozitive de acţionare performante şi sisteme secundare de

comandă-control integrate, de tip SCADA.

Structura funcţională a sistemului la nivel staţie electrică este formată din mai multe terminale inteligente

care facilitează interfaţa de achiziţie de date şi un server local SCADA. Modul de conectare a terminalelor

inteligente cu serverul local este fie în stea sau fie în inel, prin intermediul legăturilor cu fibră optică.

Protocoalele de comunicaţii utilizate de terminalele inteligente cu serverul local respectă recomandările IEC.

În cazul staţiilor care nu au fost retehnologizate, telecomanda prin dispecer nu se poate realiza în condiţii

optime şi sigure. Deşi la nivelul staţiilor sunt montate echipamente de tip RTU care sunt în prezent utilizate

numai pentru funcţii de achiziţie este dificilă înlocuirea acestora pentru realizarea funcţiilor de conducere.

Comanda întrerupătoarelor care nu este condiţionată de sisteme de interblocaje nu se poate realiza, deoarece

nu pot fi verificate condiţiile de sincronism.

36

Protocolul de comunicaţii cu nivelul superior de achiziţie de date şi conducere este RP570.

Fig 3.7 Sistemul EMS/SCADA nivel staţie electrică şi comunicaţiile cu nivelele superioare

La nivelul staţiei electrice protocolul de comunicaţie utilizat şi impus la acest moment este IEC 61850,

standard de comunicaţii multilateral pentru staţiile electrice. Acesta se referă în egală măsură la date şi la

modelul pe obiecte al tuturor nivelelor de comunicaţii. Informaţiile operaţionale (semnalizări, comenzi şi valori

măsurate) sunt codate şi transmise în acelaşi mod pe magistralele de date la nivel proces şi la nivel de staţie

electrică. Utilizarea aceloraşi interfeţe de aplicaţie şi protocol la nivelul magistralei de date la nivel de staţie

electrică şi la nivel de proces asigură implementarea practică a conceptului de comunicaţie liberă - "gateway-

free" la nivelul întregii staţii electrice.

3.3.2.4 Sistemul de aplicaţie

În prezent, la nivelul centrelor de dispecer DEC şi DET este implementat sistemul informaţional SPIDER,

un produs ABB cu largă răspândire internaţională pentru aplicaţiile de tip SCADA/EMS/DMS. Este o parte

integrantă a Panorama - conceptul ABB pentru aria de aplicaţie a managementului reţelelor. Sistemul SPIDER

are o arhitectură deschisă şi distribuită care asigură flexibilitate nevoilor centrelor de control.

Sistemul SPIDER este construit folosind standarde deschise industriale. Standardele implică interfeţe

comune familiare care sunt explicit specificate şi recunoscute. SPIDER-ul suportă în mod obişnuit protocoale ca

ELCOM şi ICCP, pentru a asigura capacitatea de comunicare necesară. Când sunt cerute protocoale speciale, ele

vor fi dezvoltate şi integrate în sistem.

37

Fig. 3.8 Sistemul SPIDER

SPIDER-ul poate transmite informaţii din baza de date în timp real prin reţea către PC-uri sau alte sisteme de

calculatoare. Conexiunile SQL şi ODBC la baza de date în timp real furnizează date aplicaţiilor care sunt de tip

OFF-LINE. Această caracteristică face posibil transferul către programe standard, cum ar fi Excel, pentru

analiza informaţiilor şi generarea rapoartelor.

3.3.3 Sistemul de comunicaţii

Elementul cheie în prelucrarea distribuită a datelor îl constituie conectarea nodurilor informaţiona le

prin intermediul canalelor de comunicaţie. Tipul şi caracteristicile acestora depind de locul în care acestea

sunt folosite, de tipul şi funcţiunile asigurate de noduri.

În cazul sistemelor SCADA distribuite distingem următoarele situaţii specifice în ceea ce priveşte

transmisia datelor:

• Comunicaţia în interiorul staţiei de transformare are scopul interconectării interfeţelor de achiziţie şi

comandă din staţie. Specific pentru acest caz sunt aspectele legate de necesitatea eliminării perturbaţiilor

electromagnetice puternice într-o staţie de transformare;

• Transmisia de date la distanţă - are scopul interconectării EAC din staţii cu nivelul conducător. Din cauza

distanţelor mari (zeci - sute de km) suportul de comunicaţie oferă capacitate redusă şi este supus unor

multiple perturbaţii;

• Comunicaţia către nivelul superior de conducere, bazată de regulă pe reţele locale de mare viteză. Problema

principală în acest din urmă caz o reprezintă capacitatea reţelei locale de a răspunde la necesităţile de trafic

şi de timp de răspuns întrucât componentele aplicaţiilor de la punctul central folosesc intens comunicaţia în

reţea.

38

3.3.3.1 Modelul arhitectural ISO-OSI

Interconectarea şi conlucrarea echipamentelor digitale (EAC, protecţii, automatizări) care provin de la

fabricanţi diferiţi şi care au în general implementate protocoale de comunicaţie diferite, se realizează pe baza

principiilor sistemelor deschise (open systems), respectând specificaţiile ISO-OSI (International Standards

Organisation - Open Systems Interconection – organizaţia internaţionlă pentru standarde – interconexiune în

sistem deschis) de standardizare a comunicaţiei în sisteme deschise. La acest moment, standardizarea

protocoalelor destinate sistemelor SCADA - şi în general a sistemelor informatice ale companiilor de profil -

se află în atenţia unor institute şi organizaţii ştiinţifice (CIGRE, EPRI – Electric Power Research Institute).

Modelul arhitectural ISO-OSI are la bază trei elemente:

• procesele de aplicaţie, care realizează prelucrările de date;

• sistemele de calcul care găzduiesc procesele de aplicaţie şi care sunt conectate printr -un mediu de

comunicare;

• conexiunile logice care permit un schimb de informaţie uniform între procesele de aplicaţie indiferent de

localizarea acestora în calculatoarele gazdă.

Dată fiind complexitatea funcţiilor utilizate în realizarea cooperării între procesele de aplicaţie,

mulţimea acestora este structurată folosindu-se tehnica stratificării. Fiecare sistem este considerat ca o mulţime

ordonată de subsisteme, totalitatea subsistemelor de acelaşi rang formând un nivel al arhitecturii. Subsistemele

adiacente comunică prin interfaţa lor comună.

La baza stabilirii nivelelor arhitecturale ale modelului ISO-OSI stau o serie de principii generale cum sunt:

• crearea unui număr redus de nivele cu puţine interacţiuni între ele;

• alegerea graniţelor dintre nivele conformitate cu necesităţile de standardizare sau standarde existente;

• colectarea funcţiilor înrudite în acelaşi nivel;

• crearea posibilităţii de modificare a funcţiilor unui nivel, fără afectarea celorlalte.

3.3.3.2 Profiluri arhitecturale de reţele

Modelul arhitectural OSI constituie un cadru general de prezentare, analiză şi proiectare a reţelelor de

informatice şi ale aplicaţiilor lor. El precizează principiile stratificării, furnizează o nomenclatură unică pentru

elementele de bază ale reţelelor şi descrie serviciile asigurate de fiecare nivel arhitectural. Modelul arhitectural

este o bază conceptuală pentru elaborarea standardelor reţelelor de calculatoare.

Importanţa modelului este recunoscută de toţi constructorii de reţele, care caută să integreze în

arhitecturile proprii normele şi protocoalele definite de ISO. Există oricum anumite aspecte de care trebuie ţinut

seama în aplicarea normelor OSI. Unul este cel al stabilirii unui profil de utilizatori, fiecare definind o

combinaţie adecvată de clase de protocoale. Dată fiind separarea formală a nivelelor inferioare (fizic -

aplicaţie) şi superioare (sesiune - transport), fiecare clasă va corespunde unui anume grup de nivele. Mai mult,

din motive legate de implementarea sistematică a serviciilor şi fabricarea raţională a echipamentelor, se

consideră utilă integrarea unor clase de protocoale, definindu-se profiluri pentru mai mult de patru nivele. Deşi,

în aparenţă contrară filozofiei OSI, stabilirea profilurilor arhitecturale nu elimină posibilitatea unor nivele

arhitecturale în funcţie de nivelele tehnologice, ele fiind gândite în ideea optimizării raportului cost /

performanţă.

39

Pornind de la cerinţele fundamentale ale oricărui protocol de comunicaţie: siguranţă, eficienţă,

standardizare şi aplicând corespunzător constrângerile de timp specifice controlului proceselor tehnologice,

profilurile arhitecturale ale sistemelor SCADA trebuie să ia în considerare mai ales timpul critic al fiecărei

funcţii de comunicaţie realizate. În figura 3.9 este prezentată sintetic relaţia între funcţiile de comunicaţie şi

timpul critic asociat acestora.

Fig. 3.9 Relaţia funcţie de comunicaţie - timp critic în sisteme SCADA

Cum era de aşteptat, efortul de standardizare a comunicaţiei destinate sistemelor SCADA este intens pe

plan mondial şi s-a materializat în câteva standarde specifice. Normele CEI / IEC grupează în pachetul de

standarde CEI/IEC 870-5-1 precizări la protocoale de transmisie utilizate în sisteme de teleconducere. Între

profilurile arhitecturale conforme cu aceste standarde se numără 1EC-870-5-101, IEC 61850, DNP 3,

VDEW/ZVEI.

3.3.3.3 Comunicaţia la nivelul staţiei electrice

În cazul specific al conectării EAC, într-o magistrală locală la nivelul staţiei electrice, trebuie

considerate următoarele elemente:

• cantitatea de informaţii care poate fi vehiculat între un EAC şi nivelul ierarhic superior;

• cantitatea de informaţii vehiculate în cazul unor modificări de stare ale procesului în diferite puncte,

modificări care sunt preluate şi transmise de mai multe EAC;

• nivelul perturbaţiilor electromagnetice din staţiile electrice de transformare şi necesitatea imunizării

comunicaţiei la aceste zgomote.

40

Distribuirea fizică a nodurilor (EAC, calculatoare la nivelul staţiei) impune de la început utilizarea

comunicaţiei seriale. In acest sens pot fi luate în considerare standardele de comunicaţie serială:

• RS232C pentru conexiuni între EAC şi un calculator portabil (conexiune temporară pe distanţe mici). Acest

standard oferă o imunitate mică la perturbaţii şi poate asigura numai conexiuni punct la punct. Vitezele

practice de transmisie se situează în gama 1200 - 9600 bit/sec;

• RS485 pentru realizarea unei conectări multipunct, cu o bună imunitate la zgomot şi cu distanţe practice

intre noduri de ordinul zecilor de metri. Vitezele de transmisie pot fi în gama 1200 - 14.400 bit/sec;

• bucla de curent - ca şi RS485 poate asigura conexiuni multipunct, cu o foarte bună imunitate la zgomote şi

cu viteze de comunicaţie practice intre 1200 - 9600 bit / sec;

• fibra optică - cu care se pot implementa conexiuni punct la punct şi multipunct cu o imunitate excepţională

la perturbaţii şi viteze de transmisie foarte ridicate ( până la zeci de MB/sec). Vitezele mari de transmisie

reclamă însă utilizarea unor procesoare de comunicaţie specializate puternice.

Cerinţele concrete la care trebuie să răspundă comunicaţia în interiorul staţiei de transformare sunt foarte

variate şi depind în cea mai mare măsură de nivelul de integrare al echipamentelor secundare. In condiţiile în

care magistrala de comunicaţie la nivelul staţiei este folosită în special pentru funcţiuni SCADA şi în mică

măsură pentru funcţiuni de protecţie şi automatizare, se consideră suficiente performanţele realizate de

suportul tradiţional de transmisie. În condiţiile în care se produce o distribuire a funcţiunilor mai mare, în

special când magistrala de comunicaţie este utilizată pentru realizarea funcţiilor de protecţie, se impune un

suport de transmisie mult mai performant - fibra optică. În acest din urmă caz, trebuiesc luate măsuri

deosebite şi în celelalte nivele din lanţul de transmisie, pentru a răspunde cerinţelor deosebite de timp de

ordinul milisecundelor.

În concluzie, ţinând cont de situaţia actuală din staţiile de transformare pot fi luate în considerare pentru

nivelul legăturii fizice, standardele de comunicaţie RS485 şi bucla de curent a căror utilizare asigură traficul

de informaţii la vitezele necesare şi o bună imunitate la perturbaţii. In perspectiva următorilor ani însă, trebuie

considerate soluţiile de conectare prin fibră optică, a căror capacitate de transfer a informaţiei poate asigura

traficul în cazul introducerii masive a dispozitivelor numerice în staţiile de transformare (protecţii şi

automatizări digitale, echipamente de comutaţie şi unităţi de transformare supravegheate de module inteligente

încorporate).

De o deosebită importanţă sunt protocoalele de comunicaţie utilizate care permit integrarea

echipamentelor digitale de protecţie şi automatizare. Trebuie subliniat faptul că pentru respectarea

principiilor sistemelor deschise, comunicaţiile sunt de o extremă importanţă. Problemele de compatibilitate

hardware se transferă aspectelor ale compatibilităţii legăturilor de date între componentele sistemului, în care

protocoalele utilizate joacă un rol major. Astfel trebuie să se permită conectarea de echipamente de la fabricanţi

diferiţi, din generaţii diferite, care implementează noi şi noi funcţiuni.

Majoritatea producătorilor de EAC şi în general de Dispozitive Electronice Inteligente - DEI propun

protocoale de comunicaţie proprietar, a căror specificaţii nu sunt totdeauna publice. Impactul sistemelor

informatice distribuite a condus însă la necesitatea utilizării unor protocoale de comunicaţie care să corespundă

necesităţilor tuturor participanţilor dintr-un sistem SCADA. Preocupările comune ale fabricanţilor de EAC şi

DEI, ale integratorilor de sisteme şi nu în ultimul rând ale utilizatorilor sunt orientate spre găsirea unor

protocoale cât mai larg acceptate, care să ofere deci o cât mai bună interconectivitate.

41

Urmare a globalizării pieţei energiei electrice şi datorită similitudinilor între cerinţele standardelor

propuse, EPRI şi IEC (comisia electrotehnică internaţională) au hotărât cooperarea în vederea realizării unui

standard IEC cu privire la comunicaţiile în timp real. Rezultatul acestei hotărâri cu un deosebit impact asupra

utilizatorului final a fost adoptarea standardului IEC 61850/UCA2. Obiectivul standardului IEC 61850 este

proiectarea şi dezvoltarea sistemului de comunicaţii pentru a putea oferii interoperativitate între funcţiile care

trebuiesc implementate în staţiile electrice, realizate cu ajutorul echipamentelor de la diferiţi producători, pentru

aceleaşi funcţii şi cerinţe operaţionale. Aceste funcţii ale sistemului de automatizare a staţiilor electrice sunt

controlul şi supervizarea, protecţia şi monitorizarea echipamentelor primare şi a reţelei electrice şi de

asemenea funcţii referitoare la sistemul însuşi, ca de exemplu, supervizarea comunicaţiilor sau autodiagnoză.

3.3.3.4 Comunicaţia la nivel zonal

Pentru ca informaţiile culese în staţiile de transformare să fie disponibile în centrul de control şi reciproc

pentru a transmite comenzi către echipamentele din staţie este nevoie de o legătură de date între staţia de

transformare şi punctul de control. Problematica transmisiei de date la distanţă prezintă aspecte sensibil

diferite faţă de transmisia locală. Costurile implicate de această componentă a sistemelor SCADA sunt în

general ridicate şi depind de infrastructura de comunicaţii existentă în zona geografică. Suportul fizic este de

regulă închiriat de la companiile de telecomunicaţii şi permite în general viteze de transmisie limitate la

maximum 1200 - 28800 Bps. Din acest motiv, se impune o atentă considerare a volumului de informaţii care

trebuie transmis precum şi a priorităţilor acestor informaţii.

În funcţie de arhitectura sistemului SCADA, legăturile de date la distanţă pot fi asigurate în principal în

două moduri:

• punct la punct - care constau din conectarea fizică a unei perechi corespondente prin intermediul unei linii

de transmisie dedicate;

• utilizând ca suport o reţea de transmisie la distanţă - WAN care conectează la un moment dat perechea

corespondentă.

Din punctul de vedere al suportului de transmisie, distingem următoarele cazuri:

• legătura dedicată pe linii telefonice - cazul cel mai frecvent;

• legătură prin radio;

• legătură pe fibră optică;

Legăturile de date prin radio cu staţiile de transformare pot fi utilizate ca rezervă pentru cele din primul caz

sau pentru situaţiile în care nu pot fi asigurate alte legături terestre. Sunt utilizate însă pe scară largă în aplicaţiile

de DSM, pentru asigurarea transmisiei de date cu puncte foarte răspândite geografic şi care nu implică trafic

de date important - spre exemplu în aplicaţiile de supraveghere şi control al reţelei de distribuţie de medie

tensiune.

42

Transmisia prin fibră optică este cea mai potrivită pentru exigenţele tehnice ale sistemelor

SCADA. Costurile ridicate o fac însă greu accesibilă şi trebuie făcută o atentă evaluare a raportului cost

/ performanţă. Trebuie remarcat însă că această tehnologie evoluează extrem de rapid, iar costurile scad

pe măsură. In perspectiva următorilor ani trebuie considerată ca o soluţie de bază.

Discuţia asupra protocoalelor de comunicaţie are în general acelaşi conţinut ca şi în cazul

transmisiei locale de la nivelul staţiei, în acest sens, protocoalele de la nivelul staţiei acoperind în bună

măsură şi necesităţile de transfer de date la distanţă. Situaţiile devin sensibil diferite în cazul

sistemelor integrate de protecţie, automatizare şi control, când comunicaţia la distanţă leagă două

sisteme - de la nivelul staţiei respectiv PCC - şi nu numai EAC de PCC. In acest din urmă caz sunt

utilizate, de regulă, protocoale de comunicaţie care au fost deja acceptate în sistemele de calcul

distribuite, având la bază TCP/BP pentru straturile inferioare ale modelului OSI/ISO.