Fig. 4.1. Structura unui sistem coordonat de comandă – control și protecție 17 [602370]

CAPITOLUL IVAnaliza sistemului de protecție și comandă-control al unei stații electrice 4.1. Sisteme de conducere operativă, comandă și protecție în instalațiile electroenergetice 4.1.1. Generalități Integrarea sistemelor de protecție, comandă-control și conducerea operativă a instalațiilor energetice reprezintă tendința din ultimul timp. Astfel, în ultimii ani, asistăm la o evoluție și modificare de concepție a sistemelor de protecții prin relee, cel puțin datorită următoarelor grupe de factori importanți de influență: [17] -evoluția sistemelor energetice de la structuri verticale către structuri cu diverse grade de dezagregare (descentralizare); -extinderea competiției în domeniile proiectării și al optimizării funcționarii piețelor de energie; -modificarea concepției de proiectare, implementare și funcționare a sistemelor de protecții prin relee. Experiență țărilor cu sisteme energetice dezvoltate, în care sunt implementate echipamente moderne de conducere și protecție indică principalele cerințe care se impun a fi considerate în modelarea sistemelor de protecții prin relee. Pot fi enumerate câteva dintre acestea: [17] -siguranță la acționari dorite/nedorite; -compatibilitatea concepțiilor de protecție a sistemelor interconectate; -utilizarea la maximum a elementelor de protecție locale, în condițiile independenței față de cele din exterior; -rapiditatea actionarii protecției de baza, atât pentru zonele închise (protecții unitare), cât și pentur zonele deschise (protecții neunitare-influențate de nivelul sarcinii și regimurile tranzitorii); -coordonarea și optimizarea schemelor protecțiilor de baza și ale celor de rezervă; -realizarea unor scheme speciale de protecție pentru acțiuni de remediere. Cunoașterea cât mai precisă a stării sistemului energetic stă la baza sistemelor de protecții adaptive, cât și la baza schemelor protecțiilor de remediere. În acest sens, pentru estimarea stării în timp real, se poate beneficia de tehnologia de măsurare prin satelit GPS (Global Positioning System). Această permite cunoașterea stării la zecimi de milisecunda și, în consecință, urmărirea în timp real a dinamicii sistemului concomitent cu luarea corespunzătoare de decizii. [17] 4.1.2. Caracteristicile sistemelor secundare moderne cu aparatură numerică Tehnologiile actuale în domeniul protecției și controlului în sistemele electroenergetice diminuează granițele tradiționale dintre sistemele de protecție, control comunicație și măsurare existente în mod analogic. Subsistemul secundar dintr-o stație de transformare trebuie să asigure: [17] -deconectarea porțiunilor defecte din rețea la apariția unui defect – izolarea defectului; -menținerea echipamentului primar în stare operațională; -transmiterea de informații de stare la dispeceratele energetice de la diferite nivele (local, teritorial, național); -controlul local. 32

În aceste condiții, principalele funcțiuni ale subsistemului secundar dintr-o stație electrică de transformare devin următoarele: [17] -protecția împotriva defectelor din sistemul primar; -automatizări locale și de sistem; -suport pentru conducerea locală și la distanță (teleconducere); -măsurare locală și la distanță (telemăsurare); -suport operațional pentru managementul stărilor anormale ale echipamentelor primare; -monitorizarea rețelei și a echipamentelor primare; -analiză automată a informațiilor. 4.1.3. Integrarea funcțiilor de protecție, comandă și control în sistemele electroenergetice Sistemele de protecție prin relee, comandă și control au nevoie de informații globale asupra stării procesului și de legături de comunicație. Peocuparile actuale privind tratarea unitară a protecției și a controlului se pot împărți în două categorii importante: [17] •Sisteme coordonate de protecție și de comandă – control •Sisteme integrate de protecție și de comandă – control Coordonarea sistemelor de protecție și comandă – control este realizată cu ajutorul sistemului de comunicație, folosind informația suplimentară din sistemul unitar. Motivul principal pentru asemenea concept coordonat nu este doar de a înlocui protecția convențională cu protecții bazate pe microprocesoare, ci de a exploata toate facilitățile acestei noi tehnologii pentru o mai bună performanță a protecției și controlul în stația electrică. Aceste tipuri de sisteme se caracterizează prin următoarele proprietăți: [17] -unificare (toate datele și informațiile în sistem sunt accesibile prin sistemul comun de comunicație); -coordonare (combinarea controlului și a protecției fără a se pierde autonomia protecției); -descentralizare (atât informațiile cât și funcțiile sunt distribuite și folosite în cel mai apropiat loc față de procesul tehnologic la care se referă). Structura funcțiilor unui sistem de comandă – control și protecție coordonat la nivelul unei stații electrice este reprezentat în figura (4.1.). În structură există mai multe celule, conținând conexiunile de intrare – ieșire la una sau mai multe bare colectoare, care funcționează că noduri electrice și caracterizează întreaga stație. Acest tip de structură are o configurație practică prezentată în figura (4.2.), în care este detaliată arhitectura unei stații de transformare de medie tensiune (Un = 20 kV). [17] La nivelul celulei sunt realizate acele funcții care reclamă informații numai de la nivelul celulei și emit comenzi către dispozitivele și echipamentele din celulă: [17] -controlul echipamentelor celulei; -interfață om – mașină; -măsurători și monitorizare la nivelul celulei (I, U, P, Q evenimente, defecte); -protecția celulei. La nivelul stației se execută acele funcții care au nevoie de informații de la mai multe celule și emit comenzi către dispozitivele situate în mai multe celule. Aceste funcții sunt: [17] -comandă – controlul stației; -protecții și automatizări la nivel de stație (DRRI, DAS); -interfață om – mașină, pentru operatorul stației; -comunicația dintre stație și nivelul superior de comandă și control. 32

Fig. 4.1. Structura unui sistem coordonat de comandă – control și protecție [17]
Fig. 4.2. Arhitectura sistemului de protecție și comandă – control al unei stații 20 kV [19] 32CELULĂComunicație cu nivel ierarhic superiorNIVEL STAȚIE Calcul valori monitarizare/diagnozăMMI Setare parametri Stări,măsurări,eveni-mente,alarme,rapoarteSTAȚIE
OPERATOR Operare,stări,măsurătorievenimente,alarmeNIVEL CELULĂ Supervizare comenzi Blocaje Setare parametri ECHIPAMENT DEDICAT Locator defecte,automatizare, protecțieInAInDIeDInAInDIeD12345678
A
B
C
D
E
F
12345678A
B
C
D
E
FE38000063-ARH-04Arhitectura Sistemului de Comanda Control si Protectie pentru Statia 20 kV VetisRev.0.4-pg.2
Nota: Fibra Optica nu face parte din scopul EFACEC
Legenda:SwitchLAN ALAN B(*) Echipament existent
MAGISTRALA DATE SCADA (REDUNDANTA)-IEC 61850
(x1)(x1)(x1)
CelulaTransformator
CelulaMasuraCelulaTSP
CeluleLinie(x5)CeluleLinie
Dulap BSN (*)
Dulap AAR
Dulap DS3
Dulap DASf
(x1)

(x1)

Releu DASf (*)7RW6000
(x1)
(x1)REG-DPAREG-DPAEDCSys MCI
Celula Cupla cu Intrerupator
CelulaTSP
CelulaMasura
Pagina 18899
(x1) (x1) (x1)CelulaTransformator(x1) (x5)
>>Pagina 1>>

Sistemele integrate implementate până în prezent pe diverse entități din sectorul producției, transportului și distribuției energiei realizează, în principal, urmatoarele funcțiuni: [17] -achiziție de date; -protecții prin relee; -telecontrol; -control local; -masurători pentru urmărire și pentru facturare; -reglarea tensiunii; -urmărirea funcționării serviciilor auxiliare; -înregistrarea defectelor și a regimurilor anormale; -înregistrarea succesiunii evenimentelor; -analiza calității energiei electrice. Pentru a realiza aceste funcțiuni în timp real, concepția acestor sisteme corespunde unei arhitecturi ierarhizate pe trei nivele: [17] -nivelul 1: datele sunt disponibile într-un timp de sub 250 ms, la acest nivel se realizează funcțiile de măsurare și protecție prin relee; -nivelul 2: datele sunt disponibile în câteva secunde, la acest nivel se realizează funcțiile de urmărire și comandă – control a stației; -nivelul 3: datele sunt disponibile într-un timp mai mare, la acest nivel se realizează funcțiile de analiză a informațiilor din instalațiile conduse. 4.1.4. Sisteme inteligente de protecție si comandă – control Prin noțiunea de sistem inteligent se înțelege un set de tehnici hibride de programare (clasice, pe obiecte, ale inteligenței artificiale) care sunt alese pentru a reprezenta și rezolva părți specifice ale unei probleme și concepute astfel încât să obțină cele mai bune rezultate. Utilizarea acestor sisteme inteligente, mai ales în contextul integrării funcțiunilor de protecție, comandă, control, măsurare, conduce la îmbunătățirea performanțelor tehnice și economice ale echipamentelor respective. Mai mult, datorită capabilităților de a realiza analize de date în mod rapid și automat, sistemele inteligente conduc la creșterea productivității și siguranței în alimentarea cu energie electrică. Tehnicile sistemelor inteligente sunt utilizate în combinație cu sistemele existente bazate pe tehnologia digitală, pentru sistemele de protecție, control în timp real și automatizare. Aplicațiile se regăsesc atât la nivelul individual al aparatelor cât și la nivelul stațiilor electrice. [17] 4.1.5. Adaptivitatea sistemelor de protecție prin relee Adaptivitatea unui sistem de protecții prin relee reprezintă acea proprietate a acestuia de a-și schimbă, în mod automat, acțiunea la modificarea condițiilor de funcționare a instalațiilor energetice, în așa fel încât să-și mențină, permanent, performanțele optime. Prin performanță optimă se înțelege acel reglaj al releelor din componentă sistemului adaptiv care are că rezultat cea mai rapidă acționare, cu respectarea condițiilor de funcționare impuse și a selectivității declanșărilor. Această proprietate a sistemelor de protecție prin relee nu exclude însă posibilitatea intervenției factorului uman în schimbarea reglajelor, atunci când se consideră că este cazul. Protecțiile adaptive pot utiliza semnale și măsurători suplimentare, necesare pentru introducerea funcționarii adaptive. [17] 32

Sistemele adaptive de protecții prin relee sunt compuse din următoarele părți: •Partea hardware -există mai multe posibilități de implementare a arhitecturii hardware: – cu un singur calculator; – cu un set de relee digitale care să îndeplinească o anumită funcție; – cu un releu digital multiprocesor care să îndeplinească o anumită funcție. •Partea de comunicații -trebuie să asigure suport pentru funcțiunile de teleurmărire și telecomandă, fiind de obicei bazată pe utilizarea transmisiei prin fibre optice. •Partea software -trebuie să fie inclusă într-o strategie generală de conducere a sistemului energetic. Această este formată din două mari tipuri de programe care: – inspectează reglajele existente ale protecțiilor prin relee și condițiile de funcționare ale rețelei pentru care au fost stabilite aceste reglaje; – recalculează reglajele necesare în cazul contingențelor sau a schimbărilor locale în generarea sau consumul puterii; – recalculează reglajele necesare în cazul schimbărilor lente ale condițiilor de funcționare a rețelei; – verifică modul de acționare a releelor de rezervă, în vederea creșterii fiabilității schemei de protecții prin relee. •Factorul uman -trebuie luat în considerare. Calculele trebuie să se realizeze extrem de rapid, aproapre instantaneu, concomitent cu schimbările intervenite în condițiile de funcționalitate ake rețelei protejate. [17] Programele pentru ajutorarea dispecerilor în luarea deciziilor sunt bazate de obicei pe tehnici ale inteligenței artificiale, în care sunt incluse și acțiuni ale protecțiilor prin relee. Aceste sisteme inteligente trebuie să asiste operatorul pentru: [17] -analizarea datelor defectului apărut: tipul și locul de apariție, măsurile luate, modul de tratare al unui defect similar în trecutul recent al exploatării respectivei instalații energetice; -găsirea de soluții pentru realimentarea la parametri nominali ai consumatorilor afectați de apariția unor defecte sau regimuri anormale în rețea. Soluțiile se bazează pe cunoștințele teoretice despre apariția defectelor și a modului de tratare a acestor situații, însă în recomandarea unor acțiuni ele fac apel și al experiență operatorilor dispeceri. Din literatură în domeniu reiese recomandarea utilizării unor astfel de sisteme inteligente în varianta folosirii sistemelor cu protecții adaptive. [17] Cele mai utilizate domenii pentru protecțiile adaptive sunt cele care privesc: protecția prin relee a liniilor de transport, protecția de distanță de faza și protecțiile cu relee direcționale de suprasarcină. [17] Dezvoltarea echipamentelor numerice cu funcții integrate multiple a pus într-o nou lumina și problematica fiabilității instalațiilor de protecție prin relee și comandă – control, ca efect direct al creșterii considerabile a siguranței și securității sistemelor de protecție. [17] 32

4.2. Sisteme SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) Prin această tehnologie, operatorului i se oferă posibilitatea de a primi informații de la echipamente situate la distanță și de a transmite un numar limitat de instrucțiuni către acestea. SCADA este un sistem bidirecțional care permite controlul unei instalații și efectuarea transmiterea unei instrcțiuni către aceasta.
Fig. 4.3. Structura unui sistem SCADA Cele trei componente ale sistemului SCADA sunt: 1. RTU sau PLC. 2. Stația Master și HMI Computer(e). 3. Infrastructura de comunicație. Termenul SCADA se referă de obicei la un centru de comandă care monitorizează și controlează un spațiu de producție. Cea mai mare parte a operațiunilor se execută automat de către RTU – Unități Terminale Comandate la Distanță (Remote Terminal Unit) sau de către PLC- Unități Logice de Control Programabile (Programmable Logic Controller). Achiziția de date începe la nivelul RTU sau PLC și implică citirea indicatoarelor de măsură și a stării 32

echipamentelor urmând a fi comunicate către sistemul SCADA. Datele sunt apoi restructurate sau convertite într-o formă dorită de operator. RTU realizează conexiunea cu echipamentele supravegheate, citesc starea acestora (cum ar fi poziția deschis/închis a unui releu), citesc mărimile măsurate. RTU pot controla echipamentele trimițând semnale (cum ar fi un semnal de închidere a unui releu sau de modificare a vitezei unei pompe). Un PLC este un computer cu un microprocesor folosit pentru automatizarea proceselor realizare într-o instalație. Programul unui PLC poate adesea controla secvențe complexe și de cele mai multe ori este configurat de către un inginer. Ceea ce diferențiază un PLC de alte computere este prezența plăcilor electronice cu intrări/ieșiri către relee. PLC-urile citesc starea comutatoarelor, a indicatoarelor de poziție etc. HMI/SCADA – Interfață om-mașină (Human Machine Interface) are rolul de a aduna, combina și structura informațiile din PLC printr-o formă de comunicație. Industria de HMI/SCADA a apărut din necesitatea unui terminal user-friendly ce poate prelua cantitatea de informațiiale unui sistem alcătuit cu unități PLC. Pachetul HMI/SCADA include de obicei un program de desenare (mimică) pe care operatorul sau personalul de exploatare îl folosește pentru a schimba modul în care punctele sunt reprezentate în interfața terminalului.
32