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
Echipamente Electrice Lup Radu
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
Sisteme SCADA Page 2
Echipamente Electrice Lup Radu
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:
Sisteme SCADA Page 3
Echipamente Electrice Lup Radu
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).
Sisteme SCADA Page 4
Echipamente Electrice Lup Radu
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.
Sisteme SCADA Page 5
Echipamente Electrice Lup Radu
Figura 1. Structura unui Sistem SCADA
Figura 2. Structura tipică a unui RTU
Sisteme SCADA Page 6
Echipamente Electrice Lup Radu
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 Page 7
Echipamente Electrice Lup Radu
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:
Sisteme SCADA Page 8
Echipamente Electrice Lup Radu
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).
Sisteme SCADA Page 9
Echipamente Electrice Lup Radu
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;
Sisteme SCADA Page 10
Echipamente Electrice Lup Radu
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
Sisteme SCADA Page 11
Echipamente Electrice Lup Radu
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
Sisteme SCADA Page 12
Echipamente Electrice Lup Radu
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
Sisteme SCADA Page 13
Echipamente Electrice Lup Radu
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
Sisteme SCADA Page 14
Echipamente Electrice Lup Radu
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
Sisteme SCADA Page 15
Echipamente Electrice Lup Radu
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,
Sisteme SCADA Page 16
Echipamente Electrice Lup Radu
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.
Sisteme SCADA Page 17
Echipamente Electrice Lup Radu
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.
Sisteme SCADA Page 18
Echipamente Electrice Lup Radu
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.
Sisteme SCADA Page 19
Echipamente Electrice Lup Radu
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.
Sisteme SCADA Page 20
Echipamente Electrice Lup Radu
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.
Sisteme SCADA Page 21
Echipamente Electrice Lup Radu
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
Sisteme SCADA Page 22