Cursul 11

ORGANIZAREA ŞI FUNCŢIONAREA SISTEMULUI DE TELECONDUCERE A STAŢIILOR ELECTRICE

11.1. FACILITĂŢI NECESARE PENTRU EXERCITATREA TELECONDUCERII STAŢIILOR ELECTRICE

Teleconducerea unei staţii electrice implică existenţa următoarelor facilităţi:

1. sistemele de circuite secundare să fie realizate în noul concept de Arhitectură de Sistem Deschis.

2. operarea sigură a echipamentelor primare; 3. sistemele secundare din staţie, care asigură funcţiile de control şi monitorizare de la

distanţă, trebuie să fie foarte fiabile. Cerinţa 1 este impusă de faptul că teleconducerea staţiilor electrice impune ca supravegherea şi comanda echipamentelor din staţiile electrice să se efectueze de la diverse nivele de competenţă. Cerinţa 2 este necesară având în vedere faptul că, dacă incidenţa defectelor de echipament primar este semnificativă, atunci întârzierile cauzate de rezolvarea acestora devin un factor important. Dacă echipamentele primare sunt în bună stare şi funcţionarea lor este sigură, atunci incidenţa situaţiilor în care operatorul desemnat cu rezolvarea incidentelor trebuie să intervină de urgenţă va fi redusă. Condiţia 3 este impusă de faptul că în condiţiile controlului de la distanţă, personalul care se va ocupa de controlul local în anumite situaţii şi de investigarea defectelor va avea în responsabilitate mai multe staţii şi nu va fi familiarizat cu instalaţiile locale ca şi personalul de tură când staţia ar fi exploatată cu personal permanent. Din cele de mai sus rezultă că teleconducerea se poate aplica numai staţiilor retehnologizate care sunt dotate cu sisteme de achiziţie a datelor bazate pe calculator, iar pentru conducerea operativă a SEN în ansamblu trebuie să se dispună de un sistem teleinformatic modern.

11.2. SISTEME DE ACHIZIŢIE A DATELOR DIN STAŢIE În sistemele de achiziţie a datelor din staţie, există echipamente la diferite niveluri ale staţiei şi mai departe comunicaţii între aceste nivele locale. În acest context vom defini aici nivelele în următoarea manieră (fig. 11.1):

Fig. 11.1. Nivelurile staţiei şi comunicaţia.

Nivelul staţiei este cel mai de sus nivel unde sunt localizate Interfeţele Om Maşină (= Human Machine Interfaces – HMI) şi dispozitivele de conectare (gateway = GW) pentru conexiunile cu centrele superioare (centrele de dispecer şi centrele de teleconducere). Nivelul celulei este nivelul de mijloc, unde sunt localizate protecţiile şi echipamentul de comandă distribuit. Echipamentul este responsabil pentru protecţie şi comanda celulei şi pot de asemenea include o funcţionalitate considerabilă a sistemului (de exemplu, inter-blocajele). Nivelul procesului este nivelul cel mai de jos unde este localizat echipamentul primar, incluzând senzorii şi elementele de acţionare care sunt necesare pentru a supraveghea şi manipula echipamentul de comutaţie şi de reglare a tensiunii. Exemple de senzori sunt TC şi TT, iar exemple de elemente de acţionare sunt mecanismul de acţionare al întreruptoarelor, mecanismul de acţionare al separatoarelor şi dispozitivul de acţionare a comutatorului de ploturi la (auto)transformatoare.

Toate nivelele de mai sus necesită să comunice fie prin conductoare, fie prin conexiune serială, fie prin reţea, iar sistemele de comunicaţie le vom defini în următoarea manieră: Nodul staţiei este conexiunea între nivelul celulei şi nivelul staţiei. Aceasta este o conexiune serială şi poate avea diverse topologii de ex. nod, inel, stea. Nodul procesului este conexiunea dintre nivelul procesului şi nivelul celulei (poate de asemenea fi conectat la nivelul staţiei). Nodul procesului înseamnă o legătură serială între echipamentul primar şi celulă sau nivelurile superioare. Legătura poate fi fie punct la punct, fie de tip reţea pentru una sau mai multe celule. În conformitate cu definiţiile de mai sus, există trei arhitecturi diferite pentru automatizările staţiilor electrice, şi anume (fig. 11.2):

Fig. 11.2. Exemple de noduri:

a – centralizat; b – descentralizat; c - de proces descentralizat (PB).

- Soluţiile centralizate (fig. 11.2a), sunt caracterizate ca având un element central pentru calcule, stocarea datelor şi comunicaţie. Pentru a reprezenta aceasta, se utilizează o soluţie care foloseşte un RTU central pentru funcţiile de monitorizare şi comandă. Toate aplicaţiile sunt executate în RTU şi toate datele din proces sunt preluate şi stocate în RTU după cum este necesar. RTU este singurul punct de acces de la centrele superioare. Dacă o HMI este folosită local în staţie, ea este de asemenea conectată la RTU. - Soluţiile descentralizate (fig. 11.2b), sunt foarte comune în prezent pentru sistemele de automatizare a staţiilor. Ele au o HMI şi GW pe nivelul staţiei, toate protecţiile şi unităţile de comandă la nivelul celulei şi o interfaţă convenţională la nivelul procesului. Nivelurile staţiei şi celulelor sunt conectate prin nodul staţiei. În această soluţie cea mai mare parte din funcţionalitatea protecţiilor şi comenzilor este localizată la nivelul celulei. GW este singurul punct al conexiunii la distanţă. - Soluţia descentralizată PB (fig. 11.2c), este a treia soluţie, preconizată a fi pe viitor. Ea este aceeaşi ca şi soluţia descentralizată definită mai sus dar cu nodul de proces pentru conexiunea între nivelurile celulei şi procesului în loc de o interfaţă convenţională. Nodul procesului se conectează la senzorii inteligenţi (senzori electronici) la nivelul procesului. Interfaţă convenţională o folosim aici pentru a preciza o conexiune cablată între nivelul procesului şi nivelul celulei sau al staţiei (interfaţa spre echipamentul de la nivelul primar).

Se precizează că la ora actuală în staţiile retehnologizate din ţara noastră, se utilizează soluţia descentralizată, respectiv etapa modernă de integrare a echipamentelor primare şi secundare din staţiile electrice prezentată în paragraful 10.2, care permite efectuarea controlului şi monitorizării staţiilor nu numai din camera de comandă ci şi dintr-o locaţie aflată la distanţă (teleconducerea staţiilor). De asemenea este de menţionat că partea de infrastructură a sistemului de achiziţie a datelor din staţiile retehnologizate, include de fapt trei subsisteme distincte:

- Subsistemul de comandă-control, care concură la supravegherea, controlul şi monitorizarea echipamentelor electrice din staţie şi oferă pe de o parte informaţii din procesul tehnologic, iar pe de altă parte posibilitatea comenzii de la distanţă a procesului tehnologic incluzând subsistemele EMS (Energy Management System) şi DMS (Distribution Management System) între care există o corelare biunivocă.

- Subsistemul de osciloperturbografiere, care realizează înregistrarea defectelor. - Subsistemul de telemăsură şi contorizare (mettering), care realizează funcţia de

contorizare a energiei active, energiei reactive precum şi achiziţia unor informaţii referitoare la indecşii contorilor amplasaţi în celule, putându-se genera (crea) de către operator o bază de date complexă cu înregistrări de mettering.

11.3. SISTEMUL TELEINFORMATIC PENTRU CONDUCEREA OPERATIVĂ A REŢELELOR ELECTRICE

Sistemul informatic de conducere reprezintă un ansamblu de metode, proceduri,

echipamente de calcul, programe şi specialişti, prin care se asigură colectarea, vehicularea, stocarea şi prelucrarea informaţiilor în scopul pregătirii şi transmiterii deciziilor privind desfăşurarea activităţilor din sistem, precum şi controlul îndeplinirii acestora, în vederea realizării obiectivelor propuse în condiţii de eficienţă maximă.

În cadrul SEN există două categorii de sisteme informatice: a) Sistemul informatic pentru conducerea şi coordonarea activităţilor tehnico-

economice (pentru management). b) Sistemul informatic pentru conducerea operativă a obiectivelor SEN. Sistemul informatic pentru conducerea operativă a obiectivelor SEN (staţie, centrală,

zonă de reţea, SEN în ansamblu) furnizează, în timp real, toate informaţiile din cadrul obiectivului condus necesare personalului de comandă operativă pentru a-şi exercita autoritatea de conducere operativă, respectiv pentru a efectua comanda nemijlocită şi permite acestuia să intervină, în orice moment, prin intermediul telecomenzilor, în obiectivul energetic condus. Deoarece datele sunt prelucrate într-un punct central (camera de comandă) situat la distanţă de locul unde au fost preluate (obiectivul condus), sistemul informatic pentru conducerea operativă a SEN este numit Sistem Teleinformatic pentru Conducerea Operativă (STICO).

11.3.1. Structura de principiu a STICO STICO, din punct de vedere constructiv, constă din totalitatea dotării tehnice prin care se asigură, în timp

real, informaţiile necesare conducerii operative a instalaţiilor energetice de la toate nivelele (instalaţie, treaptă de conducere prin dispecer) şi în toate stările prin care poate trece sistemul energetic (normală, de alarmă, de incident sau de post incident). Din punct de vedere funcţional, este un sistem de conducere distribuit pe mai multe nivele (fig. 11.3) şi se realizează respectând principiile generale ce guvernează sistemele ierarhizate, din care menţionăm:

Fig. 11.3. Structura de principiu a STICO

a) Sistemul de conducere de la un nivel inferior, denumit Sistem de Conducere Subordonat (SCS) este destinat achiziţiilor de date din subprocesele aferente, prelucrării lor primare, transmiterii unor date rezultate în urma prelucrării Sistemului de Conducere Coordonator (SCC) căruia îi este direct subordonat şi eventual elaborează comenzi pentru procesul condus. b) Sistemul de conducere de la un nivel superior (SCC) nu intervine direct în proces ci doar prin intermediul sistemelor de la nivelul inferior (SCS-urilor).

c) În ceea ce priveşte exercitarea comenzii operative, nu există comunicaţie directă între sistemele de la acelaşi nivel, ci doar prin intermediul sistemului imediat superior. Aceasta pentru a evita conflictele ce ar putea să apară în luarea deciziilor.

Ierarhizarea STICO corespunde structurii ierarhizate a conducerii operative prin dispecer a SEN. Structura acestuia este cu sisteme de conducere pe mai multe nivele, şi anume: la fiecare treaptă de conducere prin dispecer câte un SCC, iar la nivel de staţie de transformare şi centrală electrică câte un SCS numite Sisteme de conducere locală (SCL). Se precizează că în cazul sistemelor de conducere distribuite pe mai multe nivele, cum este şi STICO, un SCC de la un nivel inferior este considerat SCS pentru SCC-ul de la nivelul imediat superior.

11.3.2. Funcţiile STICO

Sarcina de bază a oricărui sistem informatic o reprezintă informarea personalului de exploatare privind starea sistemului, respectiv a obiectivului energetic condus şi asistarea personalului de exploatare în luarea deciziilor privind conducerea operativă. Informarea se realizează fie ciclic, fie la cerere, fie în mod imediat în cazul producerii unor evenimente (acţionări protecţii, ieşirea/revenirea unor parametri din/în limitele admisibile, modificarea topologiei reţelei electrice etc.), iar asistarea, în general, se rezumă la luarea deciziilor privind efectuarea manevrelor operative şi de stabilire a reglajelor echipamentelor de automatizare şi protecţii. Manevrele operative pot fi impuse fie de operaţiuni planificate (transferuri de sarcină, izolări de reţele electrice, conectări/deconectări de surse sau consumatori de energie electrică etc.), fie de operaţiuni de aducere în stare normală de funcţionare a sistemului în regimuri post avarie. Ca o sarcină conexă celei de informare şi asistare, sistemul informatic este folosit şi pentru întocmirea periodică a rapoartelor (protocoalelor) de lucru privind performanţele sistemului folosit (consumuri tehnologice, timpi şi parametri de funcţionare, balanţe energetice, liste cronologice de evenimente etc.).

Din punct de vedere funcţional, în STICO se disting două categorii de sisteme informatice de conducere, şi anume:

a) Sistemul de supraveghere, comandă şi achiziţii de date, cunoscut în literatura de specialitate sub denumirea de SCADA (Supervisory Control and Data Aquisition);

b) Sisteme de conducere ghid-operator (GO), respectiv sisteme expert (SE). Aceste sisteme de conducere reprezintă instrumente bazate pe calculator, utilizate de dispecerii

energetici pentru a-i asista în controlul şi conducerea sistemelor electroenergetice. Denumirea şi conţinutul acestora sunt, în general, “standardizate” pe plan mondial şi software-ul aferent este disponibil comercial, pe o piaţă concurenţială.

11.3.2.1. Funcţiile sistemului SCADA

Sistemul SCADA constituie prima etapă de dezvoltare a unui STICO şi constă din ansamblul de

echipamente hard şi programe (soft) destinate, în principiu, culegerii datelor din proces, transmiterii comenzilor către acesta, precum şi validării, prelucrării, afişării şi arhivării de date. El asigură:

- monitorizarea şi conducerea de la distanţă a instalaţiilor electroenergetice; - informarea personalului de comandă operativă asupra topologiei şi stării obiectivelor energetice din

subordine; - alarmarea în cazul disfuncţionalităţilor echipamentelor energetice; - urmărirea încărcării reţelelor; - reţinerea unui istoric al evenimentelor produse într-o anumită perioadă de timp, însoţite de momentul

producerii acestora, pentru analize post avarie. Pentru realizarea celor prezentate mai sus, sistemele informatice de tip SCADA includ, în principal,

următoarele funcţii: a) Achiziţie şi schimb de date (Data Acquisition and Exchange). Funcţia este utilizată pentru a asigura

interfaţa sistemului informatic destinat conducerii operative cu echipamente de achiziţie de date şi sisteme informatice externe.

Prin această funcţie se realizează: - culegerea şi transmiterea informaţiilor din/în instalaţii (staţii, centrale etc.); - recepţia informaţiilor şi schimbul de date cu alte trepte de conducere operativă sau alte sisteme

informatice, inclusiv fişiere (baze de date, imagini (display), rapoarte, scheme, diagrame etc.); - actualizări de baze de date; - mesaje operative (informaţii privind ieşiri din funcţiune, energii/capacităţi disponibile, preţuri); - telecomenzi şi informaţii privind realizarea acestora; - controlul plauzibilităţii şi validarea informaţiilor.

b) Prelucrarea datelor (Data Processing). Această funcţie asigură stocarea datelor obţinute în timp real în bazele de date destinate, precum şi verificarea şi precizarea calităţii şi plauzibilităţii informaţiei codate, ca de exemplu: telemăsură corectă, suprascriere manuală, ieşire din funcţiune, depăşire de limită, informaţie eronată etc. Funcţia include următoarele:

- prelucrare de date analogice scanate, realizând convertirea acestora în unităţi inginereşti şi verificarea încadrării lor în limitele prestabilite;

- prelucrarea de date privind stările scanate, realizând punerea în evidenţă a schimbării stării întreruptoarelor şi separatoarelor;

- prelucrarea de date tip acumulare (energii) scanate, care constă în convertirea numărului de impulsuri în valori absolute (MWh, MVArh);

- calcule în timp real: însumări, scăderi, înmulţiri, împărţiri, medii orare, maxime şi minime orare, bilanţuri de energii pe contur etc., inclusiv determinarea puterilor şi energiilor absorbite de consumatori şi încadrarea acestora în valorile contractate, precum şi verificarea topologică a informaţiilor.

c) Revistă post - factum (post Disturbance Review). La fiecare 10 secunde se stochează un snapshot (o citire instantanee) a unor puncte selectate de operator (dispecer) sau a întregii baze de date într-un fişier circular ce conţine ultimele 10 snapshot-uri. În cazul unui eveniment prestabilit (declanşare de întreruptor, acţionare protecţii etc.) sau la cerere, fişierul circular se îngheaţă şi adiţional se memorează încă 30 de snapshot-uri consecutive luate fiecare la 10 secunde după producerea evenimentului. Acest set de date stocate este denumit set de revistă.

Multiplele seturi de revistă sunt înregistrate pe discuri, pentru a fi vizualizate pe display sau pentru hardcopy. Ele pot fi arhivate în vederea unor analize ulterioare, dacă se consideră necesar.

d) Sistem de Informaţii Istorice (Historical Information System). Sistemul întreţine un istoric al modificării stărilor echipamentelor şi reţelelor electrice, punând la dispoziţia dispecerului energetic informaţiile necesare unei analize pertinente a evenimentelor petrecute. Toate evenimentele sunt memorate alături de localizarea lor în timp şi spaţiu, fiind prezentate dispecerului, în general, în ordinea cronologică, grupate pe categorii de instalaţii. Totodată, aceste informaţii pot constitui “materia primă” pentru sisteme expert de analiză post avarie asistată de calculator, precum şi pentru sisteme expert de restaurare a sistemelor energetice după căderi (care pot asista dispecerul sau pot intra în funcţiune în mod automat).

Prin această funcţie se realizează actualizarea şi completarea bazelor de date. În mod normal se utilizează un sistem de management de baze de date relaţional accesibil comercial (relational database management system - RDBMS), ca de exemplu ORACLE, pentru crearea, întreţinerea şi accesul în baza de date a Sistemului de Informaţii Istorice.

e) Telecomandă, telereglaj în instalaţii (Supervisory Control). Prin intermediul unui sistem informatic tip SCADA, un dispecer poate telecomanda (comanda din camera de comandă a dispecerului energetic) echipamentele aflate în staţii sau centrale electrice, ca de exemplu:

- întreruptoare (deschis/închis); - separatoare acţionate cu motor (deschis/închis); - baterii de condensatoare (conectat/deconectat); - poziţie comutator de ploturi la transformatoare (creşte/scade); - valori de consemn; - reglajul bobinelor de stingere.

Echipamentele cu două stări sunt mai întâi selectate, telecomanda dată fiind o comandă nemijlocită.

f) Marcarea (Tagging). Un echipament marcat reprezintă o acţiune a operatorului pentru a atrage vizual atenţia asupra unui echipament pe o schemă reprezentată pe display că este interzisă comanda acestui echipament sau că trebuie să se execute cu atenţie.

În mod uzual este posibil a se marca un echipament cu până la patru niveluri, şi anume: - interzisă comanda; - interzisă comanda de închidere; - interzisă comanda de deschidere; - comanda permisă, dar se recomandă atenţie.

g) Interfaţa cu utilizatorii (User Interface). Informarea de ansamblu a personalului de comandă operativă asupra topologiei şi stării obiectivului energetic condus se realizează prin intermediul interfeţelor om - maşină (MMI => Man - Machine Interface).

Interfaţa om - maşină permite vizualizarea şi navigarea în zonele de interes ale obiectivului energetic condus, într-o organizare ierarhică, cu niveluri de profunzime în care se pătrunde gradat. Se vizualizează schemele tehnologice, se afişează mărimile analogice, evenimentele şi alarmele. De asemenea, se permite introducerea de date în bazele de date, extragerea la imprimante, efectuarea controlului execuţiei aplicaţiilor etc. Prezentarea mărimilor analogice se poate face sub formă: numerică, diagrame, aparate analogice, poligoane umplute etc. Posibilităţile de selectare a imaginilor sunt extrem de diverse şi facil de deprins.

Interfaţa cu utilizatorii se realizează prin: - Console display cu grafică completă (Full Graphics CRT Consoles), echipate cu 1-3 monitoare

(CRT) color de mare rezoluţie. În mod obişnuit se poate avea în vedere următoarea echipare: consolă operator (2-3 monitoare); consolă de programare/planificare (1 monitor); consolă pentru întreţinerea imaginilor (1 monitor); consolă pentru management (1 monitor).

- Echipamente de imprimare (Loggers). În mod obişnuit sunt plasate două astfel de echipamente în zona operaţională şi câte unul în zona de planificare, zona de programare, zona de creare a bazelor de date şi zona de creare a imaginilor.

- Copiatoare video. În mod obişnuit, în aria operaţională se prevăd două echipamente hard-copy, capabile să reproducă imagini grafice color de pe oricare din display-uri.

h) Afişarea pe panou (Wallboard Display). Mulţi beneficiari au optat să-şi înlocuiască panoul

lor mozaic cu un sistem de proiecţie video în zona operaţională şi, eventual, cu altele în zonele de pregătire/vizualizare. Acest lucru permite comentarea imaginilor de pe display, fără a se crea aglomeraţie la consolă.

Cerinţa pentru Afişarea pe Panou este în mod normal dictată de utilizator (beneficiar). Posibilităţile includ:

- panou mozaic static; - panou mozaic dinamic cu semnal de poziţie întreruptor, semnal de alarmă în staţie,

semnal de linie sub tensiune, tensiune pe bare, puteri pe linii; - sistem de proiecţie video; - grup de sisteme de proiecţie video; - combinaţia din cele de mai sus.

i) Prelucrarea şi gestiunea alarmelor (Alarming). Sistemul recunoaşte stările de funcţionare necorespunzătoare ale echipamentelor şi reţelelor electrice (suprasarcini, nivele de tensiuni în afara limitelor, acţionarea sistemelor de protecţie, modificarea nedorită a stării întreruptoarelor şi separatoarelor etc.) şi avertizează optic şi/sau acustic personalul din tură (dispecerul) asupra celor întâmplate.

Alarmele detectate de sistemul SCADA sunt prelucrate astfel încât condiţiile de alarmă importante să fie transmise într-o manieră clară, concisă şi cu timpul asociat numai la consolele care au nevoie de această informaţie. Ele sunt tratate în raport cu nivelul lor de prioritate.

j) Înregistrarea secvenţială a evenimentelor (Sequence of Events Recording). O serie de

elemente din staţii şi centrale electrice (de exemplu întreruptoare) pot fi selectate pentru înregistrarea secvenţială a modificării stării acestora, modificare considerată ca eveniment.

Mesajele de la înregistrarea secvenţială a evenimentelor sunt tratate separat de cele referitoare la schimbările normale de stare, ele nefăcând parte din procesul de tratare a alarmelor. Mesajele de la înregistrarea secvenţială sunt stocate şi raportate separat. Aceste informaţii sunt în mod normal utilizate post-factum, pentru analiza funcţionării echipamentelor şi instalaţiilor.

k) Prelucrarea parolelor (Word Processing). Funcţia asigură gestionarea accesului utilizatorilor potenţiali în sistemele informatice destinate conducerii operative a instalaţiilor SEEN sau în anumite zone (arii) ale sistemului informatic.

Printr-o permisie acceptată, chiar şi un utilizator extern sistemului poate face aceleaşi lucruri ca şi un utilizator local de la o staţie de lucru a sistemului.

l) Supravegherea stării sistemului informatic. Funcţia asigură supravegherea stării de funcţionare a diferitor componente şi a sistemului informatic în ansamblu. Vor fi semnalizate operatorului şi administratorului de reţea stările anormale de funcţionare ale sistemului informatic, inclusiv ieşirea din funcţiune a diferitelor echipamente, precum şi diagnosticarea defectelor.

Pentru asigurarea conducerii operative la nivelul fiecărei trepte de dispecer în conformitate cu atribuţiile precizate în paragraful 2.3, este necesar ca în sistemul informatic al treptelor de dispecer de la toate nivelele să fie implementate toate funcţiile SCADA precizate mai sus, adaptate specificului activităţii fiecăreia.

11.3.2.2. Funcţiile sistemelor GO şi SE Sistemele de conducere GO (ghid operator), respectiv SE (sisteme expert) sunt sisteme informatice, de

regulă ataşate sistemului SCADA. Acestea utilizează informaţii prelevate de sistemul SCADA şi, în urma prelucrării lor, oferă personalului de comandă operativă un ajutor indispensabil în conducerea operativă a obiectivelor energetice din subordine.

Sistemele GO şi SE implică rularea, în timp real, a unor programe, în general de mare complexitate, menite să răspundă la întrebări de genul: Ce se întâmplă dacă...? (What if..?) sau Ce trebuie făcut? (What to do?) şi eventual să indice măsurile operative şi momentul în care trebuie aplicate.

Direcţiile spre care se îndreaptă eforturile specialiştilor în domeniul elaborării de programe pentru aceste sisteme de conducere sunt cu prioritate:

- asistarea personalului de comandă operativă în luarea unor decizii privind efectuarea unor manevre, în cazul unor operaţiuni planificate (transferuri de sarcini, izolări elemente de reţea, conectarea/deconectarea unor elemente etc.) sau în regimuri postavarie;

- analiza, pe baza estimării evoluţiei sistemului, a regimurilor de funcţionare viitoare, în vederea stabilirii măsurilor operative care se impun şi a momentelor când trebuie aplicate;

- analize de regimuri dinamice şi contingenţe (situaţii posibile în funcţionarea SEE care pot fi descrise printr-un anumit scenariu de perturbaţii) considerând diferite perturbaţii (scurtcircuite, întreruperi, conectări/deconectări de sarcină etc.) - aşa zisele analize de regimuri perturbate - pentru fixarea parametrilor elementelor de reglaj automat (constante de timp, coeficienţi de amplificare etc.) şi ai protecţiilor (timp de întârziere, valori de acţionare etc.);

- indicarea măsurilor pentru optimizarea regimului de funcţionare existent la un moment dat; - efectuarea instruirii personalului de comandă operativă pe simulatoare.

Deşi aceste sisteme de conducere (GO şi SE) servesc rezolvării aceloraşi sarcini, se deosebesc prin modul de prelucrare a informaţiilor. Astfel, GO utilizează programe scrise în limbaje procedurale de nivel înalt (C, PASCAL etc.), iar SE utilizează elemente de inteligenţă artificială, bazate pe limbaje neprocedurale (PROLOG, LISP, etc.).

Sistemele GO şi SE, în funcţie de obiectivul destinat, pot fi de tip: - EMS (Energy Management System), aplicaţii destinate dispecerilor de sistem; - DMS (Distribution Management System), aplicaţii destinate dispecerilor locali de distribuţie a

energiei electrice. Aceste sisteme, practic, neputând fi concepute fără un sistem SCADA, se obişnuieşte să se vorbească

despre EMS/SCADA, DMS/SCADA etc. Funcţiilede tip EMS şi DMS specifice conducerii operative prin dispecer la nivel de sistem (EMS) şi local

(DMS), aşa cum sunt concepute în prezent în România conform normativului PE 029/97, sunt urmptoarele: Funcţii de tip EMS.

Funcţiile de tip EMS se împart în două mari categorii, şi anume: A. Programarea şi reglarea generării (Generation Control and Scheduling), care efectuează o reglare, în

timp real, a resurselor de generare disponibile în SEEN şi programarea acestora pentru perioade de până la o săptămână.

B. Aplicaţii pentru reţele de transport (Transmission Applications), care ajută operatorul şi personalul de planificare operativă în activităţile de planificare şi menţinere a funcţionării sigure şi economice a sistemului electroenergetic.

A. Programarea şi reglarea generării (Generation Control and Scheduling). Funcţiile din categoria Programarea şi Reglarea Generării sunt incluse în mod obişnuit în sistemele moderne de Energy Management. Ele cuprind:

A.a) Dispecer economic (economic dispatch-ED), care repartizează puterea de generat şi rezerva turnantă pe generatoarele din SEEN, cu scopul de a minimaliza costurile de producţie. De asemenea, se calculează factorii economici de participare care trebuie alocaţi generării în cadrul funcţiei reglaj frecvenţă-putere.

În general, funcţia dispecer economic realizează două repartizări, una pentru generatoarele care se află în comanda reglajului frecvenţă-putere şi alta pentru toate generatoarele, inclusiv pentru generatoarele care sunt reglate manual. Funcţia furnizează un set de niveluri de încărcare recomandate pentru generatoarele care nu sunt comandate automat. Funcţia se execută automat, de regulă cu o periodicitate de 1-3 minute.

A.b) Reglajul frecvenţă-putere (load frequency control), care modifică automat producţia generatoarelor dintr-o anumită zonă din sistemul energetic, în scopul menţinerii frecvenţei şi schimburilor de puteri programate. De asemenea se comandă încărcarea generatoarelor în vederea realizării celui mai economic regim pentru sistemul energetic.

Funcţia utilizează ca date de intrare rezultate din funcţia dispecerul economic, iar reglajul şi comanda încărcării se realizează pentru generatoarele destinate scopului precizat mai sus.

A.c) Supravegherea costului de producţie (Production Cost Monitor), care constă în calcularea datelor costurilor de producţie pentru fiecare unitate generatoare şi pentru sistemul energetic. Calculele sunt efectuate pe baza producţiilor momentane ale unităţilor şi a programului de generare obţinut prin dispecerul economic. Consumul de combustibil al unităţii generatoare este calculat pe baza generării reale din momentul respectiv.

Supravegherea costului de producţie se efectuează de dispecer economic, iar valorile calculate se integrează pe timp de o oră, pentru a fi obţinute valorile orare care se introduc în baza de date a sistemului de date istorice.

A.d) Supravegherea rezervei (Rezerve Monitor), care constă în calcularea periodică a rezervei la nivelul întregului sistem energetic. Se calculează rezerva turnantă, care poate fi livrată în 10 minute de unităţi generatoare în funcţiune, precum şi rezerva cu pornire rapidă, care poate fi livrată într-un interval de 10 minute de unităţile generatoare aflate în rezervă rece.

A.e) Programarea schimburilor între sisteme (Interchange Transaction Scheduler), care constă în determinarea posibilităţilor de a introduce, modifica şi anula programele de schimb de energie electrică. Se calculează valoarea netă de consemn instantanee pentru puterea de schimb şi se transmite la reglajul frecvenţă-putere pentru a se realiza corecţia necesară.

A.f) Evaluarea schimburilor pe termen scurt (Short-Term Interchange Evaluation), care permite operatorului să evalueze vânzarea sau achiziţia de energie pe termen scurt. Evaluarea este, de regulă, efectuată pentru ora următoare sau pentru următoarele câteva ore.

A.g) Prognoza consumului pe termen scurt (Short-Term Load Forecast), care determină consumul (sarcina) orar total pe sistem pentru o anumită perioadă de timp (de regulă, pînă la 7 zile). Prognoza se face pe zone geografice şi ţinând seama de informaţiile meteorologice.

A.h) Programarea unităţilor generatoare (Unit Commitment), care este utilizată pentru a minimaliza costurile de producţie pe o anumită perioadă de timp (de exemplu, pînă la 7 zile). Prin această funcţie se determină programele de pornire/oprire a grupurilor şi încărcarea acestora, ţinând seama de utilizarea combustibilului, utilizarea apei, condiţiile de pornire, avarii, condiţii de mediu etc.

A.i) Evaluarea tranzacţiilor (Transaction Evaluation), care este utilizată pentru a ajuta operatorul sau planificatorul operativ la evaluarea tranzacţiilor posibile privind schimburile între sisteme, care pot influenţa funcţia programarea unităţilor generatoare.

B. Aplicaţii pentru reţelele de transport (Transmission Applications). Funcţiile din această categorie se

împart în două grupe mari: B1. Funcţii pentru analiza funcţionării reţelelor în timp real (real-time network analysis functions):

a) prelucrarea topologiei reţelei (Topology Processing); b) estimator de stare (State Estimator); c) adaptarea parametrilor reţelei (Network Parameter Adaption); d) sensibilitatea reţelei (Network Sensitivity); e) analiza contingenţelor (Contingency Analysis); f) dispecer economic cu restricţii de siguranţă (Security Constrained Economic Dispatch); g) programarea tensiunilor (Voltage Scheduler); h) analize de scurtcircuit (Short Circuit Analysis); i) determinarea echivalenţilor pentru reţele externe.

B2. Funcţii pentru studii de analiză a funcţionării reţelelor (study network analysis functions): a) circulaţii de puteri (Power Flow); b) circulaţii de puteri optime (Optimal Power Flow); c) analiza contingenţelor (Contingency Analysis); d) programarea scoaterii din funcţiune a echipamentelor (Equipment Outage Scheduler); e) analize de scurtcircuit (Short Circuit Analysis); f) determinarea echivalenţilor pentru reţelele externe.

B1.a) Prelucrarea topologiei reţelei. Funcţia construieşte şi actualizează permanent modelul de reţea electrică pe baza informaţiilor achiziţionate în timp real din staţiile electrice.

Sursele de date sunt: starea normală a întreruptoarelor şi separatoarelor din baza de date, stările în timp real ale acestora, datele introduse manual şi datele provenind prin legăturile de schimb de date cu sistemele energetice vecine.

De obicei, funcţia se execută în regim de actualizare (cu o periodicitate de 5-10 minute), adică sunt prelucrate doar informaţiile care s-au schimbat, dar şi ori de câte ori se produce un eveniment, ca de exemplu schimbarea stării unui întreruptor.

Funcţia se realizează pe baza datelor primite de la achiziţia de date (sistemul SCADA) şi reglarea automată a generării şi furnizează date pentru estimatorul de stare, circulaţii de puteri şi adaptarea parametrilor reţelei.

B1.b) Estimatorul de stare. Pe baza informaţiilor referitoare la topologia reţelei şi a valorilor mărimilor telemăsurate în timp real (U, P, Q, I), se estimează în timp real nivelurile de tensiuni şi circulaţii de puteri din reţelele electrice, în diferitele regimuri posibile de funcţionare.

Estimatorul de stare furnizează o soluţie posibilă completă de reţea corectă din punct de vedere fizic, care permite validarea sau invalidarea unor mărimi telemăsurate. Pe baza acestor calcule se pot, de asemenea, estima corect, pierderile de putere activă şi reactivă din reţeaua supravegheată, de exemplu.

Rezultatele obţinute pot fi utilizate ca o bază pentru alte funcţii de analiză în timp real a reţelei, precum şi ca date de intrare pentru funcţiile de studii de analiză a reţelelor. Dimensiunea reţelei va fi aleasă cu atenţie, pentru a se obţine soluţii suficient de precise atunci când se efectuează analiza de contingenţe.

Funcţia primeşte date de la prelucrarea topologică şi adaptarea parametrilor reţelei şi furnizează date pentru adaptarea parametrilor reţelei, sensibilitatea reţelei, analiza contingenţelor, programarea tensiunii, dispecer economic cu restricţii de siguranţă şi circulaţii de putere.

B1.c) Adaptarea parametrilor reţelei. Funcţia permite determinarea parametrilor (coeficienţilor) de distribuire a consumurilor la barele staţiilor sistemului energetic, corespunzător sarcinii totale pe sistem. Aceşti parametri de distribuţie urmează să fie utilizaţi de alte funcţii, pentru a genera consumul pe bare la un anumit moment dat. De asemenea, sunt menţinuţi parametrii de poziţie ai întreruptoarelor, la un moment dat, pentru a prognoza stările (deschis/închis) componentelor sistemului.

Funcţia primeşte informaţii de la estimatorul de stare şi circulaţii de putere.

B1.d) Sensibilitatea reţelei. Funcţia stabileşte măsura în care se modifică pierderile (sensibilitatea pierderilor) de putere activă în reţeaua de transport la variaţiile, în anumite limite, a generării şi a schimburilor de energie cu sistemele vecine. Utilizând aceste sensibilităţi, sunt calculaţi factorii de penalizare.

Funcţia primeşte informaţii de la estimatorul de stare determinat în timp real şi furnizează date pentru dispecerul economic, programarea unităţilor generatoare şi evaluarea schimburilor de energie pe termen scurt.

B1.e) şi B2.c) Analiza contingenţelor. Funcţia constă în analizarea efectelor unor contingenţe simulate. Aceste contingenţe pot avea în vedere scoaterea din funcţiune (deteriorarea) unei singure componente a reţelei sau a mai multor componente simultan. Pentru fiecare contingenţă în parte se verifică dacă aceasta va conduce la supraîncărcarea unor elemente din reţea sau la coborârea tensiunii sub limitele admisibile.

Funcţia poate fi utilizată în analizele efectuate în timp real (se execută automat, în mod obişnuit cu o periodicitate de 15 minute) sau în analizele efectuate în cadrul studiilor de analiză a funcţionării sistemului energetic (la cererea operatorului).

Funcţia primeşte date de la estimatorul de stare şi circulaţii de puteri şi furnizează date pentru circulaţii de puteri.

B1.f) Dispecer economic cu restricţii de siguranţă. Funcţia determină capacitatea (posibilitatea) de a repartiza economic, în timp real, puterea de generat pe unităţile generatoare din sistem, ţinându-se seama de restricţiile impuse de circulaţia de putere activă din reţeaua de transport.

Atunci când sunt detectate de către estimatorul de stare supraîncărcări pe elementele de reţea, funcţia dispecer economic se execută împreună cu aceasta. Funcţia se execută periodic până când execuţia funcţiei dispecer economic nu va conduce la suprasarcină pe elemente de reţea.

Funcţia primeşte date de la estimatorul de stare şi achiziţie de date (sistemul SCADA) şi furnizează date pentru dispecerul economic.

B1.g) Programarea tensiunilor. Funcţia determină posibilitatea de a executa o versiune în timp real a funcţiei circulaţii de puteri optime cu minimum de pierderi. Funcţia se execută automat şi este iniţializată cu date de la ultima soluţie de reţea de timp real, elaborată de estimatorul de stare.

Funcţia determină valorile optime de consemn pentru poziţiile comutatoarelor de ploturi ale transformatoarelor, tensiunile generatoarelor şi ale altor aparate de comandă ale puterii reactive (bobine de compensare, compensatoare sincrone, baterii de condensatoare), în vederea minimalizării pierderilor de putere activă în reţeaua de transport, fără supraîncărcarea elementelor de reţea sau obţinerea unor tensiuni în afara valorilor admisibile. Atunci când limitele admisibile sunt depăşite în cazul de bază, funcţia programarea tensiunilor va încerca să reprogrameze reglajele tensiune/putere reactivă, în scopul revenirii încărcării elementelor şi tensiunilor în limitele admisibile.

B2.a) Circulaţii de puteri. Funcţia se execută numai la cererea operatorului. Este, în principal, utilizată pentru studii în condiţii de sistem ipotetice sau anticipative, care pot apărea în anumite puncte în viitor.

B2.b) Circulaţii de puteri optime. Funcţia este, în multe aspecte, similară funcţiei circulaţii de puteri, dar determină o soluţie de circulaţie de puteri optimizată după un anumit criteriu de performanţă dat, ca de exemplu: optimizarea costului unităţii de putere activă, optimizarea producerii în siguranţă a puterii active şi respectiv optimizarea pierderilor, minimalizarea costurilor de producţie prin reglarea atât a puterii active, cât şi a celei reactive, respectând condiţiile de restricţii.

B2.d) Programarea scoaterii din funcţiune a echipamentelor. Funcţia furnizează date de intrare şi ieşire cu privire la starea echipamentelor prevăzute a fi deconectate (planificat, activ, anulat, amânat, terminat etc.).

B1.h) şi B2.e) Analize de scurtcircuit. Funcţia este utilizată pentru determinarea nivelurilor de scurtcircuit în reţelele de transport. De regulă, se consideră numai scurtcircuitul trifazat. Totuşi se pot implementa şi programe de calcul pentru scurtcircuite nesimetrice.

B1.i) şi B2.f) Determinarea echivalenţilor pentru reţele externe. Funcţia asigură echivalenţii reţelelor externe, pentru a face posibilă estimarea stării şi analiza contingenţelor în sistemul energetic propriu.

Funcţiile de tip EMS sunt incluse numai în sistemul informatic al treptelor 1 (DEC) şi 2 (DET). De asemenea, se precizează că, pe când în sistemul informatic de la nivelul DEC sunt incluse toate funcţiile de tip EMS prezentate mai sus, în sistemul informatic de la nivelul DET-urilor sunt incluse doar toate funcţiile referitoare la aplicaţii pentru reţelele de transport (B), iar dintre funcţiile referitoare la programarea şi reglarea generării (A), numai prognoza consumului pe termen scurt (A.g) şi programarea unităţilor generatoare (A.h).

Funcţii de tip DMS.

Ansamblul de funcţii pentru sistemele DMS nu a fost încă standardizat, aşa cum s-a realizat în cazul sistemelor EMS. Din această cauză, funcţiile care se vor prezenta în cele ce urmează sunt considerate ca o colecţie de posibilităţi funcţionale ce sunt incluse sau considerate a fi necesare pentru sisteme DMS care se află în prezent în implementare sau dezvoltare. Literatura de specialitate menţionează, în principal, următoarele tipuri de funcţii pentru sistemele DMS:

a) Prelucrarea topologiei reţelei (Topology Processing). Această funcţie mai poartă denumirea de analiza conexiunilor (Connectivity Analysis) şi pentru reţelele de distribuţie reprezintă un configurator de reţea. Funcţia construieşte şi actualizează permanent modelul de reţea electrică pe baza informaţiilor achiziţionate în timp real din staţiile electrice.

De obicei, funcţia se execută numai în regim de actualizare (cu o periodicitate de 5-10 minute), adică sunt prelucrate doar informaţiile care s-au schimbat dar şi ori de câte ori se produce un eveniment, ca de exemplu schimbarea stării unui întreruptor.

În cazul reţelelor de distribuţie, în special de MT şi JT, analizele de conexiuni sunt realizate pentru a se menţine în actualitate informaţiile de conexiuni pe imaginile geografice (pe Display) şi ca suport pentru celelalte funcţii DMS.

b) Estimarea stării reţelei observate (State Estimator). Pe baza informaţiilor referitoare la configuraţia reţelei şi a valorilor mărimilor telemăsurate în timp real (U, P, Q, I), se estimează în timp real nivelurile de tensiuni şi circulaţiile de puteri din reţelele electrice, în diferitele regimuri posibile de funcţionare. De asemenea, se permite validarea sau invalidarea unor mărimi telemăsurate, respectiv, pe baza acestor calcule se pot estima corect, de exemplu, pierderile de putere activă şi reactivă din reţeaua supravegheată.

c) Reglajul automat tensiune-putere reactivă (Automatic voltage-var control). Reglajul automat tensiune-putere reactivă este utilizat pentru a menţine tensiunile în noduri într-o bandă specificată, prin telecomandarea comutatoarelor de ploturi a transformatoarelor de distribuţie şi a întreruptoarelor bateriilor de condensatoare.

d) Reglajul curbei de consum (Load Management). Funcţia este utilizată pentru aplatizarea, cît mai mult

posibil, a curbelor de consum zilnice. e) Prognoza consumului pe termen scurt (Short-Term Load Forecast). Prognozele de consum pe termen

scurt au în vedere determinarea consumurilor totale orare probabile în reţeaua supravegheată pentru o perioadă de timp dată (de obicei pentru următoarele şapte zile). În determinarea acestor prognoze se pot avea în vedere şi factorii meteorologici probabili pentru acea perioadă.

f) Analiza contingenţelor (Contingency Analysis). Se va simula acţiunea aparatelor de comutaţie, iar sarcinile pe elementele de reţea sunt afişate similar ca în timp real.

Analizele de contingenţe pentru reţele radiale au rolul de a verifica dacă o acţiune de comutaţie planificată va conduce la supraîncărcarea elementelor reţelelor de distribuţie. La nivelul întregii reţele buclate dintr-un FRE această analiză este posibilă numai în condiţiile cunoaşterii echivalenţilor în nodurile de conexiune cu reţelele electrice vecine.

g) Circulaţii de puteri în reţele de distribuţie (Distribution Circuit Power Flow). Funcţia permite dispecerului să analizeze circulaţiile de puteri pentru feederi sau unele zone selectate ale reţelei de distribuţie. De obicei, această funcţie este proiectată special pentru calcule dedicate reţelelor de distribuţie preponderent radiale. Rezultatele calculelor au rolul de a semnala dispecerului posibile depăşiri de limite şi alarme, ca în cazul valorilor măsurate.

h) Analize de scurtcircuit (Short Circuit Analysis). Funcţia se poate realiza prin implementarea unui program pentru efectuarea de calcule de curenţi de scurtcircuit în reţelele de distribuţie.

i) Minimalizarea pierderilor (Loss Minimization). Programele de calcul specifice reţelelor de distribuţie urmăresc minimalizarea pierderilor prin controlul tensiunii pe feederi şi prin optimizarea topologiei. Ele au la bază estimarea stării reţelei observate.

j) Coordonarea echipelor de intervenţii (Crew Dispatch). Funcţia permite coordonarea echipelor de

intervenţii de către dispecerii de distribuţie. În scopul realizării efective a acestei coordonări, informaţiile trebuie să fie disponibile pe imaginile geografice de pe display-ul dispecerului, precum şi pe terminalele din staţii. Unele companii au deja instalate terminale de date mobile pe maşinile de intervenţie, pentru ca echipa de intervenţie să aibă acces rapid la informaţiile pertinente.

k) Analiza apelurilor în caz de avarie. În timpul unor avarii este recepţionat un număr mare de apeluri telefonice de la consumatori. Un program de analiză a acestor apeluri poate asocia unui identificator al consumatorului (de exemplu adresa, numele străzii, numărul blocului, numărul de telefon etc.) elemente din reţeaua electrică care îl alimentează (de exemplu, feederul sau transformatorul de alimentare). Această asociere realizată de program între identificatorul consumatorului şi elementele din reţeaua care-l alimentează permite dispecerului sau echipei de intervenţie să localizeze defectul şi să urgenteze remedierea acestuia. De asemenea, funcţia poate fi asociată cu un sistem de hărţi pentru localizarea geografică a echipamentelor defecte, a consumatorului şi a rutei pe care trebuie să o urmeze echipa de intervenţie.

Este de menţionat că într-un sistem informatic de management al distribuţiei energiei electrice, DMD/SCADA, prezentarea geografică a informaţiilor şi a componentelor reţelelor de distribuţie joacă un rol foarte important. Din această cauză, orientarea în tehnologia DMS este în direcţia utilizării produselor GIS (Geographic Information System) pentru a se crea şi utiliza:

- baze de date structurate pe criterii geografice care permit adăugarea sau ştergerea facilă a unui echipament, poziţia geografică a echipamentului, orientând informaţiile spre o anumită bază de date;

- imagini organizate pe criterii geografice pentru afişarea echipamentelor, asociative eventual hărţilor geografice.

De asemenea, se menţionează că funcţiile de tip DMS se includ în sistemul informatic al treptelor de dispecer de la nivelele inferioare 3 şi 4.

11.4. PRINCIPII GENERALE ALE TELECONDUCERII STAŢIILOR ELECTRICE

În prezent noţiunea de teleconducere are abordări diferite şi este tratată neunitar în proiectele de retehnologizare deja finalizate sau în diverse stadii de realizare. Ca urmare, a rezultat necesitatea definirii unitare a activităţii de teleconducere a staţiilor electrice. Astfel, în conformitate cu „Nota tehnică privind principiile de organizare şi funcţionare a sistemului de teleconducere a instalaţiilor RET”, din 19.10.2005, aviz CTES Transelectica nr. 196/2005, teleconducerea staţiilor este definită ca ansamblul de activităţi şi operaţii prin care se poate realiza: telecomada staţiilor, supravegherea totală şi permanentă de la distanţă, în timp real, a echipamentelor şi instalaţiilor, fără a mai fi necesară prezenţa factorului uman în staţie, cât şi intervenţia în instalaţii în cazul apariţiei unor nefuncţionalităţi, iar telecomanda staţiilor este definită ca acţiunea de comandă de la distanţă a unor echipamente de comutaţie efectuată în scopul schimbării poziţiei sau stării acestora şi la care sunt semnalizate, în principal, numai aceste schimbări.

În acest context, principiile generale ale teleconducerii staţiilor electrice sunt următoarele: Funcţia de telecomandă se realizează de către personalul de conducere operaţională din centrele de dispecer (DEC, DET, DED, DEDL), prin sistemul EMS/SCADA, respectiv DMS/SCADA. Acest personal urmăreşte regimul de funcţionare şi asigură conducerea în siguranţă a reţelelor SEN.

Funcţia de supraveghere totală şi permanentă de la distanţă, în timp real, a echipamentelor şi instalaţiilor, fără a mai fi necesară prezenţa factorului uman în staţie, cât şi intervenţia în instalaţii în cazul apariţiei unor nefuncţionalităţi, este realizată de către personalul operaţional al Centrelor de Supraveghere şi Intervenţie (CSI), locaţie aflată la distanţă.

CSI pot să preia integral funcţia de teleconducere, care cuprinde pe lângă supraveghere şi telecomanda, la dispariţia legăturilor de telecomunicaţii între centrele de dispecer şi staţii;

sistemele informatice din CSI pot fi aceleaşi sau altele decât sistemele EMS/SCADA, respectiv DMS/SCADA, funcţie de locaţia CSI şi sunt bazate pe terminale de la distanţă, conectate pe comunicaţii rapide la sistemele de comandă control şi protecţii din staţiile electrice;

În CSI sunt disponibile aceleaşi informaţii ca şi în sistemele de comandă control şi protecţii din staţiile electrice.

11.4.1. Atribuţiile PO din staţiile electrice şi CSI

Atribuţiile principale ale PO din staţiile electrice şi CTSI constă în supravegherea totală şi permanentă care implică:

- Supraveghere: circulaţii de putere; tensiuni pe bare, echipamente; contorizare energie; frecvenţă; semnalizări preventive şi de avarie (alarme) de la echipamentele primare şi secundare (comandă-control, protecţie şi automatizare), inclusiv de la echipamentele de servicii proprii ale staţiei; verificările vizuale ale stării echipamentului primar şi secundar, ale surselor de tensiune servicii proprii şi a surselor de tensiune operativă; a stării echipamentelor de telecomunicaţie; a stării instalaţiilor de iluminat normal şi de siguranţă; a stării echipamentelor de prevenire şi stingere a incendiilor; a stării echipamentelor de asigurare a securităţii instalaţiilor; a stării instalaţiilor de încălzire/ventilaţie /climatizare.

- Raportări la treptele de conducere operativă şi la conducerea administrativă. - Executarea manevrelor asupra echipamentelor primare şi secundare, numai în cazul

indisponibilităţii telecomenzilor de la centrele de dispecer. - Intervenţia în cazul incidentelor şi/sau avariilor – atât a celor din staţie cât şi a celor din

reţeaua electrică care implică staţia respectivă – la dispoziţia centrului cu autoritate de decizie.

- etc. În afară de aceste atribuţii de supraveghere totală şi permanentă, PO mai are şi atribuţii conexe,

şi anume: - îndeplinirea formalităţilor privind organizarea lucrărilor de mentenanţă la oricare din

echipamentele din staţia electrică, în caz de necesitate; - îndeplinirea formalităţilor privind admiterea la lucrări, urmărirea execuţiei lucrărilor şi

recepţia lucrărilor la oricare din echipamentele din staţia electrică, în caz de necesitate; - urmărirea îndeplinirii condiţiilor impuse prin convenţiile de exploatare şi convenţiile de

lucrări; - evidenţa documentelor care atestă operaţiile de întreţinere, verificările, probele efectuate

asupra tuturor instalaţiilor din staţie, inclusiv a dispoziţiilor rezultate în urma diverselor controale;

- urmărirea respectării normelor de protecţia muncii la lucrări, de PSI şi de protecţia mediului şi asigurarea intervenţiei în caz de urgenţă;

- urmărirea respectării normelor ISCIR şi UCC rezultate din atributul de gestionar instalaţii; - urmărirea echipamentelor cu anumite interdicţii sau supuse unei supravegheri suplimentare (a

celor care funcţionează cu derogare); - etc.

11.4.2. Responsabilităţile DEC, DET/DED şi CSI

Staţiile electrice din proprietatea Transelectrica se află sub controlul operaţional al DEC şi DET, respectiv DED şi DEDL cele din proprietatea SC Electrica SA, iar atribuţiile de supraveghere permanentă şi cele conexe, în cazul exploatării staţiilor cu personal permanent sau semipermanent, sunt executate de PO din staţie care lucrează în ture, iar în cazul teleconducerii, de către PO din CSI.

Folosind SCADA, controlul de la distanţă şi datele operaţionale necesare pentru supravegherea reţelelor electrice de transport şi distribuţie sunt trimise, după cum se precizează în paragraful 2.5.4, de la DEC la DET, respectiv DED, conform cu nivelul de împărţire a responsabilităţii controlului. Astfel, conform Regulamentului pentru conducerea prin dispecer a SEN , centrele de dispecer au următoarele responsabilităţi:

DEC este responsabil cu:

Planificarea în timp real a balanţei producţie/consum. Coordonarea managementului parametrilor electrici operaţionali (tensiune, frecvenţă, continuitate în alimentarea cu energie electrică) în toate reţelele electrice ale SEN. Asigurarea securităţii SEN, prin: - furnizarea de instrucţiuni şi aprobarea deciziilor operaţionale luate de DET şi DED; - verificarea şi aprobarea deciziilor de retragere din exploatare luate de DET şi DED; - supravegherea integrităţii sistemului de protecţii; - realizarea analizelor de contingenţe în SEN şi coordonarea acţiunilor de minimizare a

riscului acestora.

DET pentru reţeaua de transport şi DED pentru reţeaua de distribuţie, au următoarele

responsabilităţi: Asigură funcţionarea reţelelor electrice în parametrii operaţionali corecţi (nivelul tensiunii, circulaţii de puteri, nivelul curenţilor de scurtcircuit, limitele de încărcare a echipamentelor etc.). Stabilesc schemele de funcţionare a reţelelor electrice, prin comanda echipamentelor de comutaţie din staţiile din subordine; Aprobă conectări şi deconectări la finalizarea verificărilor echipamentelor; Programează retragerile din exploatare; Stabilesc acţiunile care trebuie luate în cazul apariţiei de avertizări sau defecţiuni ale echipamentelor. Produc foi de manevre şi coordonează realizarea acestora. Coordonează activităţile desfăşurate de personalul de tură din staţiile electrice din subordine.

Monitorizarea semnalizărilor prezentate în paragraful 11.4.1, la ora actuală, când staţiile sunt exploatate cu personal permanent, sunt disponibile la nivelul staţiei prin intermediul sistemului de comandă-control. La apariţia unor alarme şi semnalizări intervine operatorul din staţie. Operatorul raportează evenimentul la dispecerul coordonator şi la centrul de exploatare, dacă este vorba despre un echipament. De asemenea, sub coordonarea dispecerului sau conform instrucţiunilor în vigoare, operatorul va efectua operaţiile necesare stabilirii cauzei alarmei şi execută manevrele pentru lichidarea rapidă a incidentelor.

În cazul teleconducerii, fiecare componentă importantă a echipamentelor din staţii este

monitorizată local de către sistemul de comandă control, iar dacă apare o situaţie anormală aceasta va fi raportată la CSI-ul responsabil cu monitorizarea acestora, iar intervenţia în caz de alarmă se face de către personalul (echipa mobilă) din CSI. Ca urmare, CSI are următoarele responsabilităţi:

supravegherea alarmelor şi semnalizărilor de avertizare pentru toate echipamentele importante din staţiile teleconduse; analiza alarmelor pentru a identifica defectele şi a lua măsurile ce se impun; anunţarea defectelor către personalul corespunzător; înregistrarea defectelor şi urmărirea raportării acestora; notificarea centrului de dispecer coordonator, după orice alarmă care ar putea avea implicaţii asupra siguranţei în funcţionarea reţelei electrice; stocarea informaţiilor despre alarme şi evenimente apărute în staţii pentru analiza defectelor şi întocmirea raportării.

11.4.3. Volumul de informaţii necesar centrelor de dispecer şi la CSI

Având în vedere responsabilităţile centrele de dispecer şi CSI precizate în paragraful 11.4.2, pentru realizarea teleconducerii staţiilor electrice, PO din centrele de dispecer şi CSI trebuie să dispună de date şi informaţii din sistemul condus, respectiv supravegheat.

11.4.3.1. Volumul de informaţii necesare şi suficiente pentru centrele de dispecer,

din staţiile unde au autoritatea de decizie

Comenzi: - conectare/deconectare întreruptoare (Q0); - închidere/deschidere separatoare (Q1, Q2, Q9) şi CLP (Q8, Q51, Q52, …); - creşte/scade plot unităţi trafo; - în funcţie/anulat: RAR, teleprotecţie, control sincronism etc.

Măsuri: - U pe bare, linii; - f pe bare; - P pe linii, cuple, unităţi de transformare (primar şi secundar); - Q pe linii, cuple, unităţi de transformare (primar şi secundar); - I pe linii, cuple, unităţi de transformare, bobine de compensare.

Semnalizări: - poziţie echipamente primare; - poziţie plot la unităţile trafo, respectiv plot max/min, între ploturi; - acţionat protecţia …; - acţionat automatizarea…; - poziţie comutatoare de regim; - echipament SCADA defect; - etc.

11.4.3.2. Volumul de informaţii necesar CSI, din staţiile telecoconduse Comenzi:

- conectare/deconectare întreruptoare (Q0); - închidere/deschidere separatoare (Q1, Q2, Q9) şi CLP (Q8, Q51, Q52, …); - creşte/scade plot unităţi trafo; - în funcţie/anulat: RAR, teleprotecţie, control sincronism etc. - conectare/deconectare întreruptoare automate de jt (USOL) la PSP Vca şi PSP Vcc;

Măsuri: - U pe bare, linii; - f pe bare; - P pe linii, cuple, unităţi de transformare (primar şi secundar); - Q pe linii, cuple, unităţi de transformare (primar şi secundar); - I pe linii, cuple, unităţi de transformare, bobine de compensare; - U pe secţiile serviciilor proprii (SP Vca şi SP Vcc), grup electrogen; - I pe TSP la partea de 0,4kV, grup electrogen, bateria de acumulatori.

Semnalizări: - poziţie echipamente primare; - poziţie plot la unităţile trafo, respectiv plot max/min, între ploturi; - acţionat protecţia …; - acţionat automatizarea…; - poziţie comutatoare de regim; - poziţie întreruptoare automate de jt în PSP Vca şi PSP Vcc (pentru stabilirea configuraţiei sistemului de servicii proprii); - echipament SCADA defect; - depăşire temperatură ulei la AT/TR; - declanşat USOL la PSPca, PSPcc; - foc în staţie; - efracţie.

11.4.4. Structura de personal a CSI

În prezent staţiile electrice sunt exploatate cu personal permanent. Conform regulamentelor în vigoare în staţie este un şef de staţie, iar în ture lucrează o echipe de operatori formate din şef de tură şi ajutor. Activităţile desfăşurate de acest personal sunt cele prezentate în paragraful 6.6.2.1. În condiţiile teleconducerii staţiilor, acestea vor fi fără personal, iar asigurarea funcţionării continue, în condiţii de siguranţă şi economicitate a instalaţiilor din staţii îi revine personalului operativ din centrele de dispecer şi personalului CSI, acesta din urmă preluând şi unele din obligaţiile conexe ale personalului operativ din staţie şi de întocmire evidenţe tehnice operative. Ca urmare, categoriile de personal necesar CSI sunt: operator CSI, şef de staţie şi echipa mobilă.

Executarea manevrelor (comenzi întreruptoare şi eventual separatoare), inclusiv reglajul de ploturi la transformatoare îi revine personalului operativ din centrul de dispecer, iar personalului din CSI îi revin următoarele responsabilităţi:

Şef de staţie: - admite echipele de mentenanţă şi reparaţii în staţie; - supraveghează echipele de mentenanţă şi reparaţii admise la lucru în staţie; - atestă şi înregistrează toate lucrările de reparaţii şi mentenanţă; - asistă la întocmirea bugetelor şi planurilor de lucru; - supraveghează lucrările de construcţii din staţie; - administrează materialele şi supraveghează livrarea acestora la staţie; - supraveghează respectarea normelor de protecţia muncii şi securitate; - efectuează verificări, vizuale, a stării echipamentului primar şi secundar, inclusiv a echipamentelor de

automatizare şi de comandă control, a surselor de tensiune auxiliară şi a surselor de tensiune operativă; - ţine evidenţa documentelor care atestă operaţiile de întreţinere, verificările, probele efectuate asupra tuturor

instalaţiilor din staţie, inclusiv a dispoziţiilor rezultate în urma diverselor controale; - urmăreşte îndeplinirea condiţiilor impuse prin convenţiile de exploatare şi convenţiile de lucrări; - urmăreşte îndeplinirea normelor ISCIR şi UCC rezultate din atributul de gestionar instalaţii.

Operator CSI: - monitorizează parametrii tehnici ai echipamentelor din staţiile care aparţin CSI din punct de vedere

operaţional; - monitorizează mărimile şi semnalizările de stare aferente schemei de funcţionare a staţiilor, inclusiv cele

aferente instalaţiilor de protecţie şi automatizare; - supraveghează starea instalaţiilor componente ale sistemului informatic; - acţionează la apariţia alarmelor din responsabilitatea acestuia; - organizează repararea defectelor (în cazul alarmelor care ţin de mentenanţă va coordona toate activităţile

necesare pentru ca situaţia să fie remediată, incluzând emiterea comenzilor de lucru către echipele mobile sau serviciul de mentenanţă dacă situaţia nu poate fi remediată cu ajutorul resurselor operaţionale disponibile);

- întocmeşte foile de manevră conform cerinţelor; - colaborează conform cerinţelor cu centrele de dispecer şi cu unitatea de care aparţine din punct de vedere

administrativ; - înregistrează incidentele (alarme, evenimente, apeluri de la dispecer), acţiunile întreprinse şi confirmările finale

care atestă că toate acţiunile de mentenanţă au fost finalizate cu succes. - execută manevrele asupra echipamentelor primare, numai în cazul indisponibilităţii telecomenzilor de la

centrele de dispecer. Echipa mobilă:

- se ocupă de toate activităţile de exploatare necesare la apariţia unui incident; - răspund la solicitarea operatorului CSI pentru a intervenii, în caz de situaţii mai mult sau mai puţin urgente, în

scopul izolării defectelor şi restabilirii reţelei; - efectuează acţiuni de exploatare în numele centrelor de dispecer (DCE/DED) pentru staţiile desemnate; - furnizează toate datele şi informaţiile necesare la CSI; - cooperează cu centrele de exploatare, pentru asigurarea condiţiilor necesare pentru efectuarea de lucrări în

staţii; - înregistrează în evidenţele tehnice operative lucrările efectuate.

Pentru stabilirea numărului şi localizarea echipelor mobile se impune analiza nivelului de deservire a staţiilor supravegheate. O echipă mobilă poate fi formată din una sau două persoane, conform cu practicile de protecţia muncii. Pentru o echipă formată dintr-o singură persoană se impune stabilirea unei liste de lucrări care pot fi efectuate în această situaţie într-o staţie. De asemenea, întrucât activităţile operaţionale sunt în sarcina echipelor mobile, se consideră necesar ca în timpul zilei, în zilele lucrătoare, toate echipele să fie active, iar în timpul nopţii şi în zilele nelucrătoare să fie consemnată o echipă mobilă.

11.4.5. Locaţia CSI

Pentru a-şi putea desfăşura activitatea, operatorul CSI trebuie să aibă un mediu de lucru confortabil, întocmai ca şi operatorii din centrele de dispecer. Deci, operatorul CSI va fi localizat într-un birou în faţa unor ecrane tip SCADA pe monitor având la dispoziţie toate informaţiile despre alarmele şi semnalizările din staţiile teleconduse.

Având în vedere structura organizatorică a Transelectrica şi S.C. Electrica S.A., există mai multe posibile locaţii pentru CSI, şi anume:

a) Câte un CSI de sine stătător localizat în fiecare sucursală a Transelectrica, respectiv filială a S.C. Electrica S.A.

b) CSI amplasat în centrele de exploatare a Transelectrica şi S.C. Electrica S.A. c) CSI amplasat în locaţiile DET şi DED.

Soluţia a) implică costuri pentru construirea unei încăperi separate dotată cu echipamentele necesar şi personal de tură, şi o infrastructură separată a CSI (vezi paragraful 11.4.6). Soluţia b) prezintă aceleaşi dezavantaje ca şi soluţia a), dar are avantajul că alarmele vor ajunge la centrele de exploatare unde se află personalul direct responsabil cu rezolvarea problemelor apărute.

Soluţia c) are avantajul că, pentru activitatea de supraveghere, se poate folosi personalul şi infrastructura centrelor de dispecer (operator CSI poate fi ajutorul şefului de tură din centrul de dispecer). Ca urmare, alarmele, supravegherea şi coordonarea tuturor activităţilor care ţin de conducerea unei staţii electrice sunt realizate simultan. De asemenea, având în vedere că se menţine un singur punct de contact pentru comunicarea cu alte centre de dispecer, se reduce probabilitatea de apariţie a unor erori de comunicare sau operări incorecte.

Având în vedere că toate informaţiile care permit luarea unor decizii sunt localizate împreună cu cele legate de conducerea operaţională şi nu sunt implicate costuri adiţionale, soluţia c) este de preferat, cu opţiunea suplimentară ca datele procesate şi stocate la CSI să fie furnizate către terminale oriunde există legături de telecomunicaţii corespunzătoare, fiind accesibile:

- inginerilor de mentenanţă din cadrul centrelor de exploatare; - sistemului de management al mentenanţei din Transelectrica şi S.C. Electrica S.A.; - personalului calificat consemnat, responsabil cu prima intervenţie în cadrul problemelor

de mentenanţă: ingineri specialişti în protecţii; ingineri specialişti în sisteme de comandă-control; ingineri specialişti în telecomunicaţii; etc.

Este de preferat ca inginerii consemnaţi, respectiv specialiştii să aibă posibilitatea de a se conecta la sistemele de comandă-control şi protecţii din staţiile electrice pentru a obţine alarmele şi semnalizările.

11.4.6. Infrastructura sistemului informatic al CSI

Sistemul informativ al CSI este un sistem de tip SCADA capabil să administreze o multitudine de date, să proceseze şi să afişeze toate alarmele şi evenimentele pe un ecran operator, în maximum 30 de secunde de la apariţia acestora. Sistemul trebuie să aibă următorii parametrii obligatorii:

- grad ridicat de disponibilitate a căilor de comunicaţie; - autodiagnosticarea şi avertizarea operatorului dacă monitorizarea unei staţii nu mai este

posibilă; - să dispună de o interfaţă deschisă care să permită ca datele înregistrate să poată fi

transmise în alte sisteme IT sau la operatori aflaţi la distanţă.

11.4.6.1. Infrastructura de telecomunicaţii În ceea ce priveşte infrastructura de telecomunicaţii (IT), se pot lua în considerare două variante:

1. Infrastructură IT separată, care implică hardwardare (servere pentru administrarea bazelor de date, echipamente periferice de gen imprimantă, GPS, reţea locală, căi de comunicaţie cu sistemele comandă-control şi protecţie ale staţiilor etc.) şi soft de tip SCADA (achiziţie de date, informaţii organizate istoric, rapoarte energetice etc.) separate de cele ale centrului de dispecer. Baza de date SCADA aferentă CSI va fi separată de cea a sistemului EMS/SCADA, respectiv DMS/SCADA.

2. Infrastructură IT comună cu a centrului de dispecer, caracterizată prin faptul că: interfeţele utilizator pentru operatorul DET/DED respectiv CSI vor fi aceleaşi; nu este nevoie de căi de comunicaţie suplimentare cu sistemele de comandă-control şi protecţie din staţiile electrice; se utilizează baza de date a sistemelor EMS/SCADA, respectiv DMS/SCADA; funcţiile CSI vor fi integrate în sistemele EMS/SCADA, respectiv DMS/SCADA existente.

Avantajul celei de a doua variantă constă în faptul că folosind infrastructura existentă pentru funcţiile suplimentar implementate pentru CSI, rezultă implicit o reducere a costurilor faţă de prima variantă. De asemenea, sistemul CSI poate fi întreţinut de către acelaşi personal care întreţine actualele sisteme EMS/SCADA, respectiv DMS/SCADA.

Potenţialele probleme care se iau în considerare, în cazul utilizării variantei 2, ar fi perturbarea funcţionării sistemelor EMS/SCADA, respectiv DMS/SCADA şi afectarea performanţelor acestora. De asemenea este de menţionat faptul că această variantă se poate lua în considerare numai în cazul localizării sediului CSI în centrele de dispecer DET, respectiv DED.

11.4.6.1. Sisteme de securitate

Staţiile teleconduse fiind fără personal necesită sisteme de securitate diferite faţă de cele cu

personal. Gestionarul staţiilor ar putea decide: a) externializarea activităţii de supraveghere/securitate prin contractarea cu o firmă de

pază; b) însărcinarea operatorului CSI cu supravegherea staţiei şi contactarea poliţiei în caz de

necesitate.

În ambele cazuri trebuie prevăzute următoarele: - împrjmuirea perimetrului staţiei cu gard securizat; - clădirile/cabinele securizate, prevăzute cu geamuri şi uşi securizate şi un sistem de

acces controlat prevăzut cu senzori pentru detectarea încercărilor de intrare frauduloasă; - sistem de televiziune în circuit închis.

În cazul adoptării variantei b), un sistem de televiziune cu circuit închis prevăzut cu monitorizarea la distanţă trebuie să fie complet independent de sistemul SCADA al CSI.

11.4.6.2. Sisteme pentru detectarea incendiilor Dacă staţia este telecondusă, în plus faţă de (auto)transformatoare care sunt prevăzute cu sisteme active pentru detectarea şi stingerea incendiilor, va fi nevoie de sisteme pasive pentru detectarea incendiilor (sisteme pentru detectarea fumului) în toate zonele (în special spaţiile interioare) ale staţiilor unde există echipamente sub tensiune. Toate aceste sisteme vor fi prevăzute cu semnalizări către CSI, iar acesta trebuie să aibă planuri de acţiune în caz de incendiu care să includă coordonarea şi comunicarea cu echipele locale de pompieri.