CUPRINS

CAPITOLUL 1 - GENERALITĂŢI

1.1 Stadiul actual, locul şi rolul reţelelor electrice.................................................................... 11.1 Sistemele de comandă - control în staţiile şi reţelele electrice................................................. 21.2 Aplicaţiile software utilizate în controlul şi supervizarea reţelelor electrice........................ 4

CAPITOLUL 2 - CONDUCEREA DE LA DISTANŢĂ A STAŢIILOR ŞI REŢELELOR ELECTRICE

2.1 Aspecte privind conducerea staţiilor şi reţelelor electrice.................................................... 12.1.1 Conducerea operativă la nivel SEN.................................................................................................... 12.1.2 Conducerea la nivelul staţiilor şi reţelelor electrice.............................................................................. 22.1.3 Funcţii de comandă control................................................................................................................. 52.1.4 Sistemul de comunicaţii...................................................................................................................... 72.1.5 Dotarea tehnică pentru conducerea staţiilor electrice........................................................................... 11

2.2 Aspecte legate de efectuarea comenzilor în staţiile şi reţelele electrice................................ 122.2.1 Efectuarea telecomenzilor la nivel de centru de comandă.................................................................... 132.2.2 Efectuarea telecomenzilor la nivel de punct condus............................................................................. 14

2.3 Telecomanda prin dispecer a staţiilor şi reţelelor electrice.................................................. 162.3.1 Alegerea soluţiilor privind realizarea teleconducerii la nivelul staţiilor electrice................................. 172.3.2 Soluţii pentru sistemul de comunicaţii................................................................................................ 18

2.4 Tendinţe şi orientări pentru conducerea prin dispecer a staţiilor şi reţelelor electrice.... 192.4.1 Tendinţa sistemelor de conducere la nivelul staţiilor electrice............................................................. 202.4.2 Orientări privind realizarea sistemului de comandă operativă a SEN.................................................... 232.4.3 Sistemul de comunicaţii din perspectiva reţelei de fibră optică.............................................................. 24

2.5 Preocupări privind conducerea de la distanţă a staţiilor şi reţelelor electrice.................... 25

CAPITOLUL 3 - SUPRAVEGHEREA ECHIPAMENTELOR DIN STAŢIILE ŞI REŢELELE ELECTRICE. SISTEME EMS/SCADA

3.1 Informaţiile utilizate în sistemele de comandă şi control a echipamentelor electrice......... 13.2 Achiziţia, analiza, prelucrarea datelor şi comanda în sistemele de conducere a echipamentelor electrice................................................................................................................................. 2

3.2.1 Achiziţia informaţiilor numerice....................................................................................................... 23.2.2 Achiziţia informaţiilor analogice....................................................................................................... 43.2.3 Analiza şi prelucrarea datelor la nivelul staţiei electrice..................................................................... 52.2.1 Comenzi către procesul tehnologic..................................................................................................... 6

3.3 Sistemul EMS/SCADA existent........................................................................................... 73.3.1 Prezentare generală.......................................................................................................................... 73.3.2 Structura sistemului SCADA............................................................................................................ 9

3.3.2.1 Structura sistemului EMS/SCADA la nivel de DEC................................................................. 93.3.2.2 Structura sistemului EMS/SCADA la nivel de DET şi DEZ...................................................... 103.3.2.3 Structura sistemului EMS/SCADA la nivel staţie electrică........................................................ 113.3.2.4 Sistemul de aplicaţie................................................................................................................. 12

3.3.3 Sistemul de comunicaţii..................................................................................................................... 123.3.3.1 Modelul arhitectural ISO-OSI.................................................................................................. 133.3.3.2 Profiluri arhitecturale de reţele................................................................................................. 143.3.3.3 Comunicaţia la nivelul staţiei electrice..................................................................................... 153.3.3.4 Comunicaţia la nivel zonal....................................................................................................... 163.3.3.5 Comunicaţia la nivel punct central........................................................................................... 17

1

3.4 Sistemele SCADA şi implicaţiile asupra fiabilităţii echipamentelor din staţiile şi reţelele electrice.................................................................................................................................. 17

3.5 Tendinţe privind EMS/SCADA............................................................................................ 203.5.1 Arhitectura hardware a EMS/SCADA............................................................................................... 203.5.2 Arhitectura comunicaţiilor................................................................................................................ 21

3.6 Contribuţii la proiectarea şi dezvoltarea de noi funcţii SCADA........................................ 223.6.1 Localizarea şi eliminarea defectelor în reţelele electrice de distribuţie prin utilizarea sistemelor

expert................................................................................................................................................ 223.6.1.1 Profilul reţelelor electrice de distribuţie.................................................................................... 233.6.1.2 Controlul de la distanţă în reţelele de distribuţie........................................................................ 233.6.1.3 Localizarea defectelor în reţelele electrice de distribuţie............................................................ 243.6.1.4 Strategie de realimentare a consumatorilor prin sistemul de telecontrol în reţelele de

distribuţie................................................................................................................................ 253.6.1.5 SELDRED - Sistem Expert Localizare Defecte în Reţelele Electrice de Distribuţie pentru

realimentarea clienţilor şi testarea apariţiei defectelor.............................................................. 273.6.1.6 Studiu de caz............................................................................................................................. 28

3.6.2 Monitorizarea on-line a liniilor electrice........................................................................................... 323.6.2.1 Monitorizarea on-line a liniilor electrice aeriene....................................................................... 323.6.2.2 Monitorizarea on-line a liniilor electrice în cablu de energie..................................................... 353.6.2.3 Normative vizând sistemele SCADA........................................................................................ 40

CAPITOLUL IV - UTILIZAREA SISTEMELOR EXPERT

4.1 Introducere......................................................................................................................... 14.1.1 Necesitatea apariţiei maşinilor inteligente............................................................................................ 14.1.2 Evoluţia domeniului inteligenţei artificiale........................................................................................... 2

4.2 Sisteme expert..................................................................................................................... 44.2.1 Caracteristicile şi arhitectura unui sistem expert.................................................................................. 54.2.2 Mecanisme de inferenţă...................................................................................................................... 124.2.3 Ciclul de bază al motorului de inferenţe.............................................................................................. 124.2.4 Reprezentarea cunoştinţelor................................................................................................................ 134.2.5 Strategii de control.............................................................................................................................. 174.2.6 Generatoare de sisteme expert............................................................................................................ 184.2.7 Perspective ale sistemelor expert........................................................................................................ 19

4.3 Aspecte privind utilizarea sistemelor expert...................................................................... 204.3.1 Practica introducerii inteligenţei artificiale la dispeceratele reţelelor electrice...................................... 204.3.2 Motivaţiile utilizării tehnicilor inteligente în structura centrelor de conducere şi supraveghere

tradiţionale şi în a celor moderne................................................................................................... 214.3.2.1 Probleme nesoluţionate de tehnologiile SCADA/EMS tradiţionale........................................ 214.3.2.2 Noile cerinţe impuse de apariţia de structuri noi în cadrul sectorului energetic..................... 224.3.2.3 Integrarea Âl în cadrul SCADĂ şi EMS.............................................................................. 23

4.3.3 Evaluarea beneficiilor, costului, riscurilor şi impactului în cadrul societăţilor de electriciate înadoptarea sistemelor expert............................................................................................................. 25

4.3.3.1. Costuri.......................................................................................................... 254.3.3.2. Implicaţii datorate introducerii Sistemelor Expert în conducerea reţelelor electrice …........... 264.3.3.3. Avantaje şi dezavantaje în utilizarea Sistemelor Expert............................................................. 27

4.3.4 Strategii în utilizarea viitoare a tehnicilor AI, în special a sistemelor expert................................... 284.4. Proiectarea, dezvoltarea, testarea pentru implementarea unui sistem expert pentru conducerea staţiilor şi reţelele electrice............................................................................ 29

4.4.1 ProCLog - Mediu de dezvoltare a aplicaţiilor de tip Sistem Expert.................................................. 304.4.1.1 Mecanismul declarării variabilelor...................................................................................... 314.4.1.2 Declaraţii şi structura prototipurilor..................................................................................... 324.4.1.3 Declaraţii de funcţii............................................................................................................. 334.4.1.4 Declaraţii de reguli.............................................................................................................. 344.4.1.5 Mecanismul de inferenţă..................................................................................................... 35

2

4.4.1.6 Structura generală de organizare a bazei de date reguli........................................................ 364.4.1.7 Caracteristici speciale ProCLog pentru obiecte şi variabile................................................... 374.4.1.8 Declaraţii şi atribuiri............................................................................................................ 37

4.4.2 Modul integrat în ProCLog, care asigură funcţia de asistent operator în reconfigurarea reţelelor electrice de distribuţie................................................................................................................... 394.4.2.1 Metode euristice de reconfigurare........................................................................................ 414.4.2.2 Metoda de reconfigurare bazată pe permutarea laturilor....................................................... 424.4.2.3 Funcţia de reconfigurare a reţelelor electrice prin metoda permutării laturilor...................... 424.4.2.4 Model matematic pentru reconfigurarea reţelelor prin metoda permutării laturilor............... 424.4.2.5 Algoritm de calcul destinat reconfigurării reţelelor electrice pentru reducerea pierderilor

de putere.............................................................................................................................. 46

4.4.2.6 Studiu de caz....................................................................................................................... 47

CAPITOLUL V - CONCLUZII

BIBLIOGRAFIE

ABREVIERI ŞI PRESCURTĂRI DE TERMENI

3

1PROBLEME GENERALE

1.1 Stadiul actual, locul şi rolul reţelelor electrice

Evoluţia economiei mondiale a condus la o restructurare globală, aspect care a vizat implicit şi

sistemele electroenergetice. Pe plan mondial apariţia conceptului de descentralizare a sistemelor

electroenergetice a condus la intensificarea studiilor şi analizelor asupra oportunităţii desfiinţării

monopolului energetic şi trecerea la o piaţă liberă a energiei.

Pe plan european şi mondial Producerea, Transportul şi Distribuţia energiei electrice cunoaşte aspecte

noi cu greu anticipate acum câţiva ani. Pe de o parte, creşterea economică duce inevitabil la o cerere tot

mai mare de energie electrică şi în consecinţă creşterea cantităţilor de energie tranzitată. Pe de altă parte,

schimburile de energie între ţări pot de asemenea contribui la solicitări suplimentare ale reţelelor electrice. În

plus, pentru multe ţări europene, implementarea mecanismelor de liberalizare şi deschidere a pieţei de

energie a însemnat funcţionarea sistemelor electroenergetice în alte condiţii de interconectare decât cele

pentru care au fost proiectate şi planificate.

În multe state europene printre care şi România asistăm la restructurarea sistemelor electroenergetice,

restructurare marcată de descentralizare şi privatizare a companiilor de electricitate, liberalizarea pieţei de

energie electrică şi realizarea unui cadru tehnic adecvat de aderare la UCTE – Uniunea pentru

Coordonarea Transportului Energiei Electrice. În acest context, dispecerizarea de sistem şi

conducerea reţelelor electrice de transport şi distribuţie capătă noi valenţe, sub aspectul asigurării

continuităţii, siguranţei funcţionării sistemului energetic national şi supervizării transportului şi

distribuţiei energiei electrice prin reţelele electrice.

Interconectarea Sistemului Energetic Naţional – SEN la sistemele energetice ale Uniunii pentru

Coordonarea Transportului Energiei Electrice – UCTE reprezintă un obiectiv prioritar al sectorului

energetic din România, în cadrul acţiunii de integrare a României la Uniunea Europeană. Având în vedere

etapele pe care le-a parcurs SEN, conform procedurilor de admitere la interconectare, realitatea

geopolitică a zonei şi scenariile posibile, SEN a fost interconectat sincron cu UCTE, iar in luna mai 2003

Transelectrica devine membru deplin UCTE.

Directivele Uniunii Europene în sensul constituirii unei pieţe unice de electricitate în Europa are

4

pentru reţelele electrice implicaţii atât asupra eficienţei pe termen scurt, prin programare şi dispecerizare, cât

şi pe termen lung, prin deciziile privind investiţiile şi prin creşterea siguranţei în funcţionare.

În România ca şi în ţările membre ale Uniunii Europene, tendinţa dominantă a sectorului energetic

o constituie liberalizarea pieţei de energie, cu profunde implicaţii în mediul economic de acţiune al

companiilor din sectorul energiei electrice. Astfel, în anul 1998 prin decizia desfiinţării structurii integrate a

SEN s-au creat premisele înfiinţării Pieţei Angro de Energie Electrică. Piaţa Angro de Energie Electrică din

România este destinată tranzacţionării energiei electrice şi a serviciilor de sistem între participanţii la piaţă şi

este compusă din piaţa reglementată şi piaţa concurenţială. În acest context, în cadrul SEN sunt prezente

puternice tendinţe de modificare pe de o parte a conceptelor tehnice de funcţionare şi pe de altă parte

schimbări majore de structură.

Reţelele electrice sunt instalaţii complexe formate din una sau mai multe linii electrice (aeriene sau în

cablu) împreună cu transformatoarele electrice aferente din staţiile şi posturile de transformare. În cadrul

SEN, funcţie de tensiunea nominală, puterea transmisă, lungimea şi importanţa liniilor componente,

reţelele electrice îndeplinesc funcţiile de transport şi distribuţie a energiei electrice. Prin intermediul acestor

reţele, în România sunt alimentaţi peste 8 milioane de abonaţi.

Reţelele Electrice de Transport – RET sunt reţele de înaltă tensiune (de 220 kV şi superioară acestui

nivel de tensiune) prin care se transportă energie electrică la distanţă. În principal, aceste reţele servesc la

evacuarea energiei electrice produse în centralele de mare putere şi transportul acesteia la distanţe mari,

precum şi la realizarea importului / exportului de energie electrică.

În prezent în Europa, ca urmare a tendinţei de reconsiderare a distribuţiei generatoarelor de putere

(cu repartiţia lor mai uniformă, în unităţi mai mici, mai apropiate de zonele de consum) a scăzut interesul

pentru creşterea nivelului tensiunilor de transport. Astfel, sisteme energetice extrem de puternice din

Europa de Vest, cu puteri instalate de ordinul sutelor de GW funcţionează interconectat la tensiunea de 400

kV şi nu există în viitor tendinţa amplificării acestui nivel de tensiune. Limitarea nivelului de tensiune mai

este dictată şi de dificultatea găsirii de noi culoare pentru liniile de foarte înaltă tensiune, precum şi de

impactul sporit asupra mediului ambiant. O altă piedică în calea dezvoltării liniilor lungi de foarte înaltă

tensiune, destinate transportului unor puteri foarte mari la distanţe de ordinul miilor de kilometri este costul

foarte mare al acestora. Energia electrică vehiculată pe distanţe mari (de 1500-2000 km) atinge costuri

care o fac ineficientă în comparaţie cu cea produsă la faţa locului, chiar cu randamente incomparabil mai

slabe.

În România, reţelele de transport exploatate de Compania Naţională TRANSELECTRICA SA sunt de

750 – 400 – 220 kV, cuprinde 77 staţii electrice, cu o putere totală de 36,1 GVA, din care 19,1 GVA la

tensiunea superioară de 400 kV şi circa 8.800 km linii electrice, din care 4475 km iar la tensiunea de 400

kV şi 4.131 km la 220 kV. Prin dezvoltarea Reţelelor de Electrice de Transport - RET de 220-400 kV,

reţelele de 110 kV şi-au schimbat rolul iniţial, îndeplinind în prezent funcţii de distribuţie zonală a energiei

electrice. Reţelele Electrice de Distribuţie – RED au rolul de a prelua energia electrică de la reţelele de

transport sau repartiţie şi de a o transmite şi distribui în zonele de consum. Ele servesc, în principal, la

alimentarea consumatorilor şi la evacuarea puterii din centralele mici. În prezent ele au o pondere importantă

5

în ansamblul SEN, atât prin răspândirea lor cât şi prin funcţia pe care o îndeplinesc. Reţelele de

distribuţie funcţionează la tensiuni sub 110 kV inclusiv şi au o lungime totală de peste 18.500 km.

Reţelele electrice de distribuţie prezintă unele aspecte legate de arhitectura, componenţa şi modul

lor de exploatare. Ca urmare, în procesele de calcul legate de funcţionarea reţelelor electrice de distribuţie,

pot fi făcute simplificări substanţiale.

O primă particularitate, foarte importantă, este legată de arhitectura şi modul lor de exploatare. Deşi

marea majoritate a reţelelor de distribuţie sunt proiectate în configuraţie buclată, ele se exploatează în

configuraţie radială sau arborescentă. Pe perioade scurte de timp, în exploatare, reţelele electrice de

distribuţie pot funcţiona buclat, mai ales când se fac manevre curente de schimbare a configuraţiei de

funcţionare.

O altă particularitate, care se referă la reţelele electrice de distribuţie de medie tensiune, este

aceea că, structura lor nu încorporează generatoarele electrice conectate direct la reţea. Excepţiile se referă

la unele microhidrocentrale de mică putere, care din considerente tehnico-economice livrează energia

direct în SEN, prin intermediul reţelelor electrice de medie tensiune.

1.2 Sistemele de comandă - control în staţiile şi reţelele electrice

Sistemele actuale de comandă – control, măsurare, protecţie, automatizare existente în reţelele şi

staţiile electrice oferă un volum modest de informaţii, prelucrarea automată a informaţiei lipsind cu

desăvârşire. În acest caz, legat de iminenţa producerii unor avarii la unele echipamente sunt disponibile

informaţii limitate, iar legat de analizele post avarie informaţiile necesare lipsesc.

Liberalizarea şi descentralizarea pieţei de energie a determinat clienţii „produsului" numit energie,

precum şi companiile care produc, transportă şi distribuie energie, să adopte trei linii principale pentru

deciziile lor strategice:

– utilizarea eficientă a utilităţilor publice;

– utilizarea eficientă a personalului, în contextul apariţiei staţiilor electrice fără personal;

– extinderea posibilităţilor de opţiune pentru client, în ceea ce priveşte serviciile publice;

La nivelul reţelelor electrice căile de realizare a acestor obiective enunţate sunt reprezentate de

realizarea funcţiilor de comandă - control, telemăsurare şi automatizare a staţiilor electrice prin

utilizarea echipamentelor primare şi secundare „inteligente" de ultimă generaţie, utilizarea aplicaţiilor

bazate pe inteligenţă artificială şi transmiterea datelor cu mare viteză prin suport de fibră optică. Aceste

dispozitive de automatizare sunt coordonate prin sisteme informatice (sisteme de gestiune a energiei, SCADA

şi sisteme de control, comandă şi protecţie a staţiilor) precum şi o gamă largă de sisteme inteligente foarte

specializate (RTU – Remote Terminal Unit – terminal de reţea, sisteme electronice inteligente, etc).

În perspectiva retehnologizării, indiferent de furnizorul de echipament (ABB, SIEMENS, General

Electric, ALSTOM, etc), pentru conducerea reţelelor electrice se tinde către dezvoltarea şi utilizarea de

arhitecturi deschise, modulare, cu posibilităţi de extindere şi integrare a altor echipamente. Pentru aceasta,

6

se utilizează echipamente în conformitate cu ultimele recomandări internaţionale în domeniu, bazate pe

utilizarea protocoalelor standardizate de comunicaţie la nivel de staţie electrică (IEC 61850, IEC 60870), cât

şi între staţiile electrice (IEC 60870, RP570) şi utilizarea magistralelor de date de mare viteză având ca

suport OPGW (cablu cu fibre optice mixt suspendat terestru).

Din practica de exploatare, performanţa unui sistem de teleconducere depinde decisiv şi de sistemul

de comunicaţii utilizat. Cerinţa majoră a utilizatorilor legată de comunicaţii este aceea de acces liber

„gateway-free" către toate echipamentele inteligente ale sistemului de conducere din staţia electrică, prin

intermediul tuturor protocoalelor de comunicaţie standardizate şi a tuturor mijloacelor hardware / software

comerciale disponibile.

Sistemele de conducere modernă a staţiilor şi reţelelor electrice, vor fi dezvoltate şi implementate ca

sisteme deschise, permiţând astfel extinderea continuă a funcţiilor realizate, componentele sistemului

stocând şi prelucrând informaţiile independent, astfel încât ele să-şi ofere informaţiile funcţie de necesităţi, în

formă prelucrată sau brută. Dezvoltarea şi implementarea sistemelor de conducere moderne va fi un proces

dinamic în care este posibila instalarea de echipamente primare şi secundare de ultimă generaţie şi

implementarea de aplicaţii software bazate pe inteligenţă artificială.

Realizarea şi dezvoltarea funcţiilor de automatizare control şi conducere operativă presupune

implementare unor echipamente la nivelul procesului de genul RTU (Remote Terminal Unit), integrate

sistemelor moderne SCADA de conducere a reţelelor electrice, care gestionează informaţiile din procesul

tehnologic şi oferă posibilitatea de telesemnalizare, telemăsură, telecomandă şi telereglaje, precum şi

furnizarea informaţiilor necesare pentru managementul distribuţiei DMS.

În perioada actuală are loc trecerea de la sistemele actuale de comandă, măsurări, protecţii si

automatizări, care nu oferă decât un volum modest de informaţii, la sisteme moderne care deservesc staţiile

electrice fără personal, în care comanda acestora să se realizeze de la distanţă. Asistăm astfel la redefinirea

funcţiilor treptelor de dispecer tradiţionale, în care urmărirea în timp real a informaţiilor si prelucrarea lor

continuă pentru examinarea stării tehnice a echipamentelor şi anticiparea posibilităţii de transmitere

bilaterală de date şi comenzi creează bazele conducerii moderne a reţelelor electrice.

1.3 Aplicaţiile software utilizate în controlul şi supervizarea reţelelor electrice

Dezvoltarea aplicaţiilor software pentru controlul şi supervizarea reţelelor electrice este profund

influenţată atât de evoluţia sistemelor energetice, dar în special de evoluţia industriei software şi hardware.

Această industrie a evoluat continuu, însă dezvoltarea sistemelor energetice nu a cunoscut acelaşi ritm de

evoluţie. In consecinţă, multe din schimbările survenite în cadrul arhitecturii hardware şi software destinate

controlului şi supervizării au fost influenţate direct de evoluţia industriei producătoare de hardware.

În acest sens, în ciuda evoluţiei către un caracter distribuit şi un mediu software / hardware deschis, un

bun exemplu este dezvoltarea EMS (sistemul de management al energiei). Proiectarea sa a implicat şi

7

implică luarea în considerare a mai multor ipoteze provenite din sistemul energetic tradiţional: structură

controlată şi bine definită, disponibilitate şi siguranţă pentru toate informaţiile necesare, limitarea

schimburilor de date cu partenerii externi (sau chiar cu alte sectoare ale aceluiaşi serviciu) şi alte

caracteristici asociate cu comportarea unor sisteme închise.

Acum câţiva ani, sistemele energetice erau relativ autonome datorită sistemului piramidal al organizării

pe verticală. Erau astfel controlate cele mai multe nivele ale serviciilor de furnizare: producere, transport,

distribuţie. În acest moment, competiţia şi descentralizarea sunt cuvintele cheie în noua abordare a

sistemelor de energie. Marile servicii funcţionale sunt împărţite în mai multe servicii specializate, operând

într-o piaţă competitivă, unde partenerii din trecut pot deveni foarte uşor competitori ostili. Noua conjunctură

în care se găseşte şi sistemul electroenergetic românesc, va avea cu siguranţă un impact major asupra

software-lui destinat controlului şi supervizării sistemelor energetice.

Acest aspect este greu de anticipat, din motivul că fiecare sistem electroenergetic are elemente

specifice: dispunere geografică, resurse energetice, grad de interconectare cu sisteme electroenergetice vecine.

Bine-cunoscutul şi previzibilul mediu din trecut, reprezentat de piaţa de energie, se va schimba într-un

mediu incert, în care participanţii vor avea de negociat şi de schimbat între ei informaţii. Controlul asupra

partenerilor externi va fi limitat la maxim, în multe cazuri el fiind chiar eliminat. Volumul de calcul în

dispecerate (centrelor de control) va fi greu de anticipat faţă de cel de astăzi. Disponibilitatea informaţiilor

externe necesare unui sistem dat va putea fi cu greu asigurat, iar siguranţa reţelelor electrice poate deveni o

preocupare majoră datorită marelui potenţial economic dintr-un mediu competitiv. Pentru acelaşi motiv

importanţa siguranţei reţelelor electrice se va mări considerabil.

Se poate anticipa faptul că noua generaţie de software pentru controlul şi supervizarea sistemelor

energetice va deveni operativă într-un context cu totul diferit faţă de prezent. Acest nou context va fi

caracterizat de un mediu incert, în care partenerii pot participa într-o competiţie, după propriul interes şi în

care informaţiile sau serviciile cerute pot fi furnizate de către unul sau mai mulţi participanţi simultan.

Negocierea informaţiilor va deveni la fel de importantă ca şi producerea de energie în sine. In acest context

sistemele de calcul care se utilizează trebuie să îndeplinească caracteristici ale sistemelor deschise.

Actualele aplicaţii software pentru controlul şi supervizarea sistemelor energetice nu sunt adecvate

pentru utilizare în sistemele deschise. Utilizarea unor astfel de aplicaţii va fi posibilă doar până la apariţia unei

noi generaţii de software care să respecte noile cerinţe, iar căutările pentru găsirea de alternative au deja

rezultate promiţătoare. În acest sens se menţionează experimentarea „tehnologia software Agent” (Agent

Technology), a cărei utilizare este destinată în special mediilor dinamice, unde autonomia, comunicaţia şi

interacţiunea joacă un important rol. O cerinţă şi o caracteristică de maximă importanţă a unui astfel de

software la acest moment este aceea că poate coexista cu cel convenţional, permiţând o tranziţie treptată.

În contextul actual, caracterizat de competiţie şi descentralizare la nivelul sistemelor de energie,

evoluţia conceptului de conducere a reţelelor şi staţiilor electrice este greu de anticipat datorită elementelor

variabile: dispunere geografică, resurse energetice, grad de interconectare cu sisteme electroenergetice vecine,

aspecte vizate şi în cadrul subiectelor preferenţiale al sesiunilor CIGRE.

8

Structura disciplinei este urmatoarea:

Capitolul 1, introductiv este dedicat prezentării contextului general impus de evoluţia conceptului de

conducere a reţelelor electrice. Se prezintă aspecte legate de stadiul, locul şi rolul reţelelor electrice de

transport şi distribuţie, sistemele moderne de comandă – control în staţiile şi reţelele electrice, în contextul

schimbărilor profunde la nivel conceptual în abordarea conducerii sistemelor electroenergetice. Sunt

prezentate toate aceste schimbări pe fondul liberalizării şi descentralizării pieţei de energie, aspecte care dau

noi valenţe conceptului de conducere a reţelelor electrice. Este prezentată succint situaţia sectorului

electroenergetic românesc în contextul retehnologizării masive a staţiilor electrice, prin implementarea de

echipament primar şi secundar performant, pentru asigurarea furnizării de energie electrică la cele mai

înalte standarde de calitate, ca urmare a cerinţelor crescute din partea clienţilor şi în contextul aderării la

UCTE.

În capitolul 2 sunt abordate aspecte legate de conducerea de la distanţă a staţiilor şi reţelelor electrice

de transport. Pe lângă consideraţiile generale sunt vizate orientările actuale şi tendinţa în conducerea

sistemelor electroenergetice prin dispecer, în contextul preocupărilor actuale privind tratarea unitară a

conducerii şi protecţiei. Sunt astfel prezentate atât aspecte legate de sistemele coordonate de protecţie şi

conducere, cât şi cele legate de sistemele integrate de protecţie şi conducere, aspecte care explică

complexitatea echipamentului de conducere şi protecţie datorată unei mai mari cantităţi de informaţii

globale. Aspectul de coordonare a sistemelor de conducere şi protecţie este realizată cu ajutorul sistemului

de comunicaţie, folosind informaţia suplimentară din sistemul complet, fără a se pierde autonomia protecţiei.

În ceea ce priveşte integrarea sistemelor de conducere şi protecţie în sistemul secundar din staţiile

moderne, acesta se realizează din ce în ce mai mult cu echipamente digitale multifuncţionale. Tendinţa

este de a integra funcţiuni care istoric sunt separate – protecţia, controlul şi monitorizarea.

Capitolul 3 evidenţiază aspecte legate de asistarea controlului funcţionării sistemelor energetice

complexe prin intermediul configuraţiilor SCADA/EMS, care în perspectivă să poată integra un volum

semnificativ de componente hardware şi software. Ansamblul care concură la supravegherea, controlul şi

monitorizarea echipamentelor electrice din staţiile şi reţelele electrice o constituie echipamentele de

achiziţie şi comandă. In cadrul capitolului s-au prezentat aspecte legate de principalele semnale utilizate în

sistemele de conducere a echipamentelor electrice: semnalizări, comenzi, măsurări de mărimi.

Legat de achiziţia semnalelor şi comanda în sistemele de conducere a echipamentelor electrice sunt

prezentate principalele semnale numerice, analogice şi comenzi la nivelul staţiei electrice. Elementul

cheie în prelucrarea distribuită a datelor din cadrul sistemelor SCADA îl constituie conectarea

nodurilor informaţionale prin intermediul canalelor de comunicaţie. Se pune accent în special pe actualul

context creat de retehnologizarea reţelelor şi staţiilor electrice de transport şi distribuţie, în care este

posibila implementarea de noi funcţii SCADA care să vizeze punerea în evidenţă a aspectelor legate de

starea de funcţionare a echipamentelor.

9

În cadrul capitolului 4 sunt prezentate aspecte legate de caracteristicile şi arhitectura sistemelor

expert. In acest context s-a făcut o sinteză a descrierilor din literatura de specialitate vizând sistemele

expert. S-au detaliat aspecte legate de baza de date, fapte, reguli şi alte module ajutătoare funcţionării unui

sistem expert (modul de achiziţie de cunoştinţe, module de interfaţă cu utilizatorul, modul explicativ, etc).

Principiile de funcţionare a sistemelor expert au fost subliniate ca urmare a detalierii aspectelor legate de

motorul de inferenţă, mecanisme de inferenţă, ciclu de bază a motorului de inferenţă şi reprezentarea

cunoştinţelor.

O parte importantă a capitolului este dedicată prezentării aspectelor practice legate de impactul

implementării şi utilizarea sistemelor expert. Este vorba de elemente legate de introducerea inteligenţei

artificiale în cadrul dispeceratelor de reţele electrice, motivaţiile utilizării tehnicilor inteligente atât în

structura centrelor de conducere şi supraveghere tradiţionale cât şi în a celor moderne, aspecte practice

privind utilitatea sistemelor expert în exploatarea reţelelor electrice, strategii în utilizarea viitoare a tehnicilor

de inteligenţă artificiale, în special a sistemelor expert.

10