0

Spis treści

ZASTOSOWANIE TECHNOLOGII MOBILNYCH W EKSPLOATACJI SIECI EEN ............................................................... 1

MAREK BORKOWSKI

SYSTEMY NADZORU MAŁYCH OBIEKTÓW ENERGETYCZNYCH .............................................................................. 11

JAKUB PAPIERNIK

LICZNIK BILANSUJĄCY JAKO WYSOKIEJ JAKOŚCI PRZETWORNIK TELEMETRYCZNY ................................................. 22

ŁUKASZ ZAWORSKI

SYSTEMY NADZORU DLA GENERACJI ROZPROSZONEJ ......................................................................................... 28

STANISŁAW BALUK

ZABEZPIECZENIA PÓŁADAPTACYJNE PODCZĘSTOTLIWOŚCIOWE I PODCZĘSTOTLIWOŚCIOWE SCO ........................ 31

ADAM KLIMPEL

STANDARD IEC61850 W INTELIGENTNYCH SIECIACH ELEKTROENERGETYCZNYCH ................................................. 56

KRZYSZTOF WASILJEW

SYSTEMY ODBUDOWY ZASILANIA SN ................................................................................................................ 64

KRZYSZTOF KALUSIŃSKI

ROZWÓJ INTELIGENTNYCH SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH ............................................................................. 75

ADAM KLIMPEL

PLANOWANIE, GRAFIKOWANIE, BILANSOWANIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ W SYSTEMIE WINDEX ............................ 97

STANISŁAW BALUK

WINDEX DMS - SYSTEM MONITOROWANIA I KONTROLI SIECI EEN .................................................................... 101

MAREK BORKOWSKI

WINDEX OMS - SYSTEM ZARZĄDZANIA PRZERWAMI W DOSTAWIE ENERGII ..................................................... 106

GRZEGORZ DABIACH

ZDALNY SYSTEM KONTROLI STANU WKŁADEK BEZPIECZNIKOWYCH – ROZWIĄZANIA DLA OBIEKTÓW NISKICH

NAPIĘĆ REALIZOWANE PRZEZ APATOR I APATOR ELKOMTECH.......................................................................... 110

KRZYSZTOF KLUSZCZYŃSKI, ŁUKASZ MELKOWSKI

MIKROSIECI - WYBRANE PROBLEMY STEROWANIA I ZABEZPIECZEŃ ................................................................. 116

ADAM KLIMPEL

Apator Elkomtech SA przysługuje całość praw autorskich oraz praw własności przemysłowej do przekazanych materiałów. Przekazanie lub udostępnienie przez Apator Elkomtech SA jakichkolwiek materiałów szkoleniowych nie stanowi podstawy przeniesienia ani udzielenia użytkownikowi jakichkolwiek praw do takich materiałów, w szczególności autorskich praw majątkowych ani praw do egzemplarza tych materiałów. Jest niedozwolone zwielokrotnianie materiałów; wprowadzanie do obrotu, użyczenie lub najem oryginału albo egzemplarzy; wystawianie, wyświetlenie, a także publiczne udostępnianie materiałów w taki sposób, aby każdy mógł mieć do niego dostęp w miejscu i w czasie przez siebie wybranym.

1

Zastosowanie technologii mobilnych w eksploatacji

sieci EEN

Marek Borkowski

1. WindEx mDZOP - mobilna aplikacja dla brygad pogotowia energetycznego

„Prawo energetyczne” oraz wydane na jej podstawie rozporządzenie Ministra Gospodarki określa szczegółowe warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Jednym z kluczowych parametrów jest niezawodność i stałość dostaw energii elektrycznej do odbiorców. Priorytetem staje się jak najszybsze przywrócenie dostaw energii i skrócenie przerw w dostawie do minimum.

Obciążenia, stres i odpowiedzialność stanowią istotny parametr w pracy dyspozytora. Aktualnie tworzone oprogramowanie musi być zaprojektowane tak, aby zapewniać ergonomię pracy i aby maksymalnie ułatwiać pracę dyspozytora. Szczególną wagę przykłada się do umożliwienia uzupełniania wszelkich dostępnych informacji przez pozostałe służby energetyczne, tak, aby ingerencja dyżurnego sprowadzała się do akceptacji przesłanych informacji i uzupełnienia niewielkiej ilości danych.

Podstawowym środowiskiem pracy dyspozytora jest system SCADA (tu wykonywane są bezpośrednie sterowania elementami w sieci elektroenergetycznej), ale również platforma dyspozytorska, w której zapisywane są wszystkie informacje związane z prowadzeniem ruchu (Dziennik Operacyjny WindEx EDZOP), a także planowane i opisywane są awarie i wyłączenia (WindEx PLAN i WindEx AWAR). Odciążenie dyspozytora możemy osiągnąć delegując część prac polegających na uzupełnianiu informacji brygadom pogotowia energetycznego i osobom je nadzorującym, a także przez uproszczenie czynności przekazywania poleceń, tak, aby były intuicyjne i powiązane z innymi dostępnymi już w systemie informacjami.

WindEx mDZOP jest mobilną częścią platformy dyspozytorskiej WindEx EDZOP, dedykowaną nadzorowi nad pracą brygad. Zapewniając stałe połączenie z aplikacją WindEx EDZOP eliminuje konieczność telefonicznego komunikowania się z pracującymi brygadami.

Użytkownikami aplikacji są brygady pogotowia energetycznego i kierujący robotami, którzy komunikują się z dyspozytorami przy pomocy urządzenia mobilnego i dostarczają część informacji

2

do dziennika operacyjnego. Użytkownik aplikacji WindEx mDZOP otrzymuje polecenia, które wydał mu dyspozytor, a następnie rejestruje wykonanie lub niewykonanie polecenia z podaniem przyczyny niewykonania. Dzięki temu dyspozytor skupia się wyłącznie na prowadzeniu ruchu i wydawaniu poleceń, zaś status realizacji wypełnia kierujący, a informacja o tym fakcie trafia do dziennika i jest sygnalizowana dyspozytorowi w postaci powiadomienia znacznie redukując ilość rozmów telefonicznych i koniecznych do zapisania informacji. Po przyjęciu przez dyspozytora wykonania, bądź niewykonania polecenia informacje te trafiają do okna głównego aplikacji i są rejestrowane w WindEx EDZOP z czasem podanym przez użytkownika WindEx mDZOP. W środowiskach WindEx SCADA CIM ma to wpływ na wykonanie dwuetapowej czynności łączeniowej, a w konsekwencji na czas powstania/zakończenia wyłączenia (co z kolei przekłada się na wskaźniki SAIDI).

Ponadto kierujący może zgłaszać dyspozytorowi fakt zakończenia pracy, rozpoczęcia i zakończenia dyżuru pogotowia, a także wysyłać prośbę o kontakt telefoniczny. Wszystkie te informacje trafiają na terminal dyspozytorski w postaci czytelnych powiadomień.

Wdrożenie mobilnego dziennika ma na celu zmniejszenie ilości wykonywanych operacji przez dyspozytora i ograniczenie komunikacji telefonicznej z kierującym pracami do niezbędnego minimum, a przez to zapewnienie swobody i płynności pracy.

Aplikacja WindEx mDZOP dostępna jest na urządzenia mobilne pracujące w oparciu o system operacyjny Android, a także Windows 8.x.

Wymiana danych między aplikacjami mDZOP i WindEx EDZOP odbywa się poprzez bezpieczne połączenie typu VPN, dzięki któremu można szyfrować przesyłane informacje. Aktywna sesja VPN jest konieczna do zalogowania się do Mobilnego Dziennika Operacyjnego. Mała ilość danych, jaka jest przesyłana między aplikacjami pozwala na bieżące, automatyczne odświeżanie widoku.

2. Obsługa aplikacji WindEx mDZOP

Po włączeniu aplikacji ukazuje się okno startowe (Rysunek 1), które wyświetla listę kont użytkowników pozwalającą zalogować się na jedno z nich. Okno użytkowników można przeglądać (przełączać) na trzy sposoby wybierając z listy wszystkich użytkowników, użytkowników oznaczonych gwiazdką (ulubionych) i ostatnio korzystających z urządzenia.

3

Rys. 1 Okno startowe aplikacji mDZOP

Po wybraniu użytkownika pojawia się okno logowania zabezpieczone numerem PIN.

Rys. 2 Okno logowania

Po zalogowaniu ukazuje się okno aplikacji z poleceniami przekazanymi przez dyspozytora do wykonania.

4

Rys. 3 Okno główne aplikacji

Po zalogowaniu użytkownik może obejrzeć zadania do wykonania, jednak przed przystąpieniem do pracy musi zgłosić rozpoczęcie dyżuru dyspozytorowi.

W momencie zgłoszenia rozpoczęcia dyżuru przez kierującego brygadą, w panelu WindEx EDZOP pojawia się powiadomienie o rozpoczęciu pracy pogotowia, które dyspozytor akceptuje.

Rys. 4 Okno główne aplikacji WindEx EDZOP z powiadomieniem o rozpoczęciu dyżuru

Po zapisaniu tej informacji na stronie głównej dziennika operacyjnego pojawia się informacja o rozpoczęciu dyżuru pogotowia. W lewym dolnym rogu widoczny jest status połączenia kierującego brygadą, przez co dyspozytor wie, czy jest on w zasięgu i ma uruchomiony program.

5

Rys. 5 Okno główne aplikacji dyspozytora WindEx EDZOP z dziennikiem bieżącym

3. Polecenie otworzenie rozłącznika SN (niestelemechanizowanego)

Ograniczenie ilości koniecznych do zapisania informacji pokazuje poniższy przykład. Dyspozytor wyda brygadzie pogotowia energetycznego polecenie otworzenie rozłącznika SN. Uzupełnienie informacji zawrze się w kilku wyborach zesłownikowanych danych, a polecenie zostanie przekazane bezpośrednio brygadzie. Informacja o przeczytaniu polecenia będzie dostępna dla dyspozytora w postaci powiadomienia. Po wykonaniu (lub niewykonaniu) polecenia brygada prześle informacje do systemu wraz z podaniem dokładnej godziny realizacji, a także z ewentualnym opisem realizowanej czynności (w przypadku niewykonania polecenia konieczne jest opisanie powodów niewykonania). Informacje przesłane z mDZOP’a uzupełnią dane w dzienniku operacyjnym EDZOP wraz z dokładnym czasem realizacji czynności (ma to szczególne znaczenie przy czynnościach ruchowych, ponieważ podanie dokładnego czasu realizacji urealnia wyliczany współczynnik SAIDI).

6

Rys. 6 W menu kontekstowym systemu SCADA WindEx wybieramy „zaznacz zmianę stanu elementu z dziennika”

Rys. 7 W WindEx EDZOP konieczne jest tylko uzupełnienie informacji o tym, kto będzie realizował polecenie (dane ze słownika)

7

Rys. 8 WindEx EDZOP – zapis wydanego polecenia (bez czasu wykonania – czas będzie uzupełniony po jego wykonaniu)

Rys. 9 WindEx mDZOP – widok polecenia na urządzeniu mobilnym

8

Rys. 10 WindEx mDZOP – potwierdzenie wykonania polecenia

Rys. 11 WindEx EDZOP – uzupełnienie godziny wykonania polecenia

Dyspozytor pracujący z brygadami wyposażonymi w urządzenia mobilne z aplikacją mDZOP może przekazywać w sposób analogiczny do opisanego powyżej polecenia/informacje o:

Czynności łączeniowej, założeniu uziemienia przenośnego, przygotowaniu strefy pracy, dopuszczeniu do pracy, dopuszczeniu do pracy pod napięciem, zdjęciu uziemienia przenośnego, ważnym wydarzeniu, innych informacjach.

Ponadto kierujący może wysłać do dyspozytora informację o zakończeniu pracy, zakończeniu pracy pod napięciem, wysłać uwagę lub zgłosić prośbę o kontakt telefoniczny.

9

Po wysłaniu zgłoszenia przez kierującego brygadą w aplikacji dyspozytora WindEx EDZOP w prawym dolnym rogu pojawiają się odpowiednio komunikaty:

Rys. 12 Powiadomienie o wysłaniu przez kierującego wiadomości / uwagi

Rys. 13 Powiadomienie z prośbą o kontakt

Po przyjęciu przez dyspozytora uwagi włącza się okienko z automatycznie uzupełnionymi danymi (od kogo, do kogo, czas i treść), które można edytować lub zmienić. Po zapisaniu tego formularza wiadomość trafia do okna głównego aplikacji (tak jak w przypadku zgłoszenia i zakończenia dyżuru). Na takim formularzu edycyjnym można zaznaczyć opcję ‘Wyróżnij na liście’, co spowoduje, że informacja ta zostanie wyróżniona żółtą ramką na liście w dzienniku operacyjnym (Rys. 14).

10

Rysunek 14 Okno dziennika operacyjnego po zaznaczeniu opcji ‘Wyróżnij na liście’ na formularzu edycyjnym

Po zakończeniu dyżuru pracownik zgłasza do dyspozytora zakończenie dyżuru klikając na odpowiednią ikonę wybieraną z menu głównego. Dyspozytor natomiast otrzymuje powiadomienie o jego zakończeniu.

Rysunek 15 Powiadomienie o zakończeniu dyżuru

Wszystkie te informacje trafiają na terminal dyspozytorski w postaci czytelnego powiadomienia i dodatkowo sygnalizowane są dźwiękiem, dzięki czemu nie umkną uwadze dyspozytora. Wdrożenie mobilnego dziennika ma na celu ograniczenie komunikacji telefonicznej dyspozytora z kierującym pracami do niezbędnego minimum. Jest ułatwieniem dla pracownika, który widzi na urządzeniu listę poleceń do wykonania, plus zadania planowane oraz nie musi dyktować dyspozytorowi np. powodu niewykonania polecenia.

11

Systemy nadzoru małych obiektów energetycznych

Jakub Papiernik

1. Specjalizowane sterowniki telemechaniki

Firma APATOR ELKOMTECH SA od lat prowadzi prace rozwojowe w kierunku stworzenia nowoczesnego, zautomatyzowanego systemu, umożliwiającego pełną kontrolę obiektów SN i SN/nN oraz automatyczną rekonfigurację napowietrznej sieci dystrybucyjnej. Najnowsze rozwiązania bazują na wykorzystaniu, jako medium przesyłu informacji, łączności bezprzewodowej (GSM/UMTS, TETRA, CDMA, TRANKING). W przypadku sterowników przeznaczonych do nadzoru małych obiektów sieciowych (np. rozłączników/wyłączników słupowych) urządzenia, oferowane pod nazwą Ex SIMON, pełnią rolę telemechaniki obiektowej z funkcjami zabezpieczeń i automatyk sieciowych, a także są źródłem energii dla napędu wyłącznika.

Ex-SIMON to zespół urządzeń umieszczonych w izolowanej termicznie szafie, wykonanej ze stali nierdzewnej o długotrwałej odporności na warunki środowiskowe, dostosowanej do warunków pracy: wewnątrz budynku lub poza budynkami (np. na słupie energetycznym). Komponenty elektroniczne, wchodzące w skład Ex-SIMON, mogą być również umieszczone we wspólnej obudowie z napędem łącznika. W zależności od wyposażenia, stosuje się go do nadzoru: rozłącznika słupowego, rozdzielni słupowych średniego napięcia lub stacji energetycznych Sn/nN. Zwykle tego typu obiekty nie posiadają trwałego łącza komunikacyjnego. Do standardowych zadań urządzenia należą: telemetria, telesygnalizacja i telesterowanie. Zakres funkcjonalności zaimplementowanej w Ex-SIMON zależy od typu zastosowanego w nim sterownika (Ex-BRG2, Ex-mBEL_Sx, Ex-micro2). W zależności od potrzeb pełni on dodatkowo rolę automatyki sieciowej oraz zabezpieczeniowej, koncentratora danych z urządzeń inteligentnych (np. z liczników energii) oraz konwertera protokołów. Mogą być w nim zaimplementowane moduły programowe: długoterminowy dziennik zdarzeń (wszystkie zdarzenia z cechą czasu, rozdzielczość 5 ms), rejestrator zakłóceń, rejestrator przebiegów wolnozmiennych oraz automatyk programowalnych i/lub sekwencji. Łączność z systemem nadzoru prowadzona jest poprzez: tranking analogowy MPT lub cyfrowy TETRA, sieć GSM/UMTS lub CDMA.

12

Rys.1 Szafa Ex-SIMON wyposażona w telemechanikę Ex-mBEL_S i przystosowana do łączności poprzez GPRS

W skład szafy Ex-SIMON wchodzą m.in.:

sterownik (np. jeden ze sterowników rodziny Ex-BRG2, Ex-mBEL_Sx lub Ex-micro2), zasilacz z podtrzymaniem bateryjnym, mogący dostarczać energii dla zewnętrznych

urządzeń zasilanych z 24V= (np. silnik napędu odłącznika słupowego), układy przeciwzakłóceniowe, grzałka,

oraz opcjonalnie w zależności od potrzeb:

przetwornica 24/12V 10A do zasilania terminala trankingowego, odgromnik antenowy, konwerter RS232/MX (do radiotelefonu trankingowego), przetwornica 24/48V (np. do rozłącznika DAS), modem Ex-MGP_S (modem GSM/UMTS dla telemechanik Ex-micro2 oraz Ex-mBEL_Sx), wykrywacz(e) przepływu prądu zwarciowego. (Ex-SIMON, w wariantach z telemechaniką

Ex-mBEL_Sx, posiada wbudowany układ do wykrywania przepływu prądu zwarciowego. Inne warianty urządzenia mogą współpracować z zewnętrznymi detektorami prądu zwarciowego),

moduł sterowania testowego, panel sterowniczy (zdal./lok/odst; załącz/wyłącz), zasilacz-zasobnik energii reklozera Ex-PSC_300J (wykonanie Ex-SIMON_GVR), moduł do współpracy z cewką Rogowskiego (wykonanie Ex-SIMON_KTW lub Ex

SIMON_KTR).

13

W obudowie urządzenia znajduje się półka do mocowania urządzenia łączności (terminal trankingowy lub TETRA).

Rys. 2 Układ zasilania szafy

2. Rodzina urządzeń Ex-BRG2 – sterowniki bez układu pomiarów i automatyki sieciowej

Ex-BRG2 jest urządzeniem służącym do powiązania sterowników obiektowych, posługujących się typowymi dla telemechaniki protokołami szeregowymi, z nowoczesnymi, radiowymi środkami łączności – zarówno prywatnymi (TETRA, tranking MPT), jak i publicznymi (GSM/UMTS, CDMA). Wbudowany w urządzenie modem radiowy (opcjonalnie CDMA lub TETRA), kanał ETHERNET (opcjonalnie elektryczny 100BASE-TX lub światłowodowy 100BASE-FX) oraz duży wybór standardów fizycznych łączy i protokołów komunikacyjnych (DNP3, MST, MODBUS, SPA, IEC-60870-5-101/104, IEC-1107 (smart meter), DLMS, MAP 27, TETRA-PEI, PPP, TCP, UDP) umożliwia realizację węzła łączności dla obiektu wyposażonego w znaczną ilość urządzeń. Każdy z kanałów Ex BRG2 może być skonfigurowany do pracy indywidualnej lub wielotorowej z automatycznym, priorytetowym wyborem aktywnego łącza.

14

Rys. 3 Ex-BRG2 – wersja podstawowa

Zasada działania modułu polega na gromadzeniu informacji pochodzących z urządzeń podrzędnych we własnej bazie danych i udostępnianie ich przez inne kanały urządzeniom nadrzędnym, np. serwerom centrum dyspozytorskiego. Pośrednictwo bazy danych pozwala na translację i selekcję danych przekazywanych do jednostki nadrzędnej, co umożliwia zmniejszenie obciążenia kanałów – szczególnie istotne w przypadku łączności radiowej – a także dostosowanie tempa przekazywania danych do możliwości kanału.

Podstawowy wariant posiada 2 uniwersalne kanały RS232/RS485 oraz elektryczny lub światłowodowy port ETHERNET.

Urządzenie Ex-BRG2 w podstawowym wariancie wyposażenia może być uzupełniane modułami komunikacyjnymi SCC dwóch typów w różnych kombinacjach:

BRG2COM1, posiadający: o 1 kanał światłowodowy plastikowy, o 1 kanał światłowodowy szklany, wielomodowy, o 1 uniwersalny kanał RS232/RS485 (z możliwością przełączania standardu), o 1 kanał CLO 0-20 mA (pętla prądowa),

BRG2COM2, posiadający 4 uniwersalne kanały RS232/RS485 (z możliwością przełączania standardu).

15

Rys. 4 Ex-BRG2 – wariant z rozszerzeniem

Moduły rozszerzające pozwalają na dołączenie praktycznie każdego urządzenia, a interfejs CLO 0-20mA, wyprowadzony na złącze śrubowe dostępne od dołu obudowy, pozwala na dołączenie liczników energii elektrycznej (np. z protokołem IEC 61107).

Ex-BRG2, tak jak wszystkie urządzenia produkcji firmy APATOR ELKOMTECH SA, posiada wbudowane oprogramowanie umożliwiające zdalną diagnostykę w pełnym zakresie – włącznie z wymianą konfiguracji i programu.

Ponadto urządzenia z rodziny Ex-BRG2 mogą być wyposażone w moduły telemechaniki skupionej, umożliwiające wprowadzenie sygnalizacji binarnej (stykowej) oraz realizację telesterowań. Możliwe jest zastosowanie pakietów telemechaniki w dwóch wykonaniach. Pierwszy z nich wyposażony jest w 16 wejść sygnalizacyjnych i 6 wyjść sterowniczych, a drugi w 4 wejścia binarne, 4 wyjścia binarne oraz w 8 programowalnych diod LED pełniących funkcje synoptyczne. W pojedynczym urządzeniu można zabudować nawet kilka pakietów telemechaniki skupionej. Poniżej przedstawiamy wybrane warianty wyposażenia:

Rys. 5 Ex-BRG2_T z wyposażeniem:

- zasilanie 24-48VDC

16

- modem GPRS/UMTS - port ETH_Tx

- 2 porty RS232 / 422 / 485 - 16 wejść sygnalizacyjnych, 24V

- 6 wyjść sterowniczych

Rys. 6 Ex-BRG2_T4 z wyposażeniem:

- zasilanie 24-48VDC - modem GPRS/UMTS

- port ETH_Tx - 2 porty RS232 / 422 / 485

- 64 wejścia sygnalizacyjne, 24V - 24 wyjścia sterownicze

Rys. 7 Ex-BRG2_C2_T2 z wyposażeniem:

- zasilanie 24-48VDC - modem GPRS/UMTS

- port ETH_Tx - 10 portów RS232 / 422 / 485

- 32 wejść sygnalizacyjnych, 24V - 12 wyjść sterowniczych

17

3. Rodzina urządzeń Ex-mBEL_Sx - moduły do obsługi rozłączników sieciowych, wyposażone w układy pomiarowe, funkcję detektora zwarć oraz automatyki sieciowe

Rys. 8 Ex-mBEL_S2

Urządzenia z rodziny Ex-mBEL_Sx oprócz wypełniania standardowych funkcji sterownika telemechaniki wykrywa prądy zwarciowe fazowe, prąd doziemny oraz obecność napięcia. W zależności od wykrytego zwarcia i stanu sieci może wykonać odpowiednie sterowanie łącznikiem. Przy zastosowaniu szafy Ex-SIMON ze sterownikiem Ex-mBEL_Sx na słupach rozgałęźnych (obsługa trzech dodatkowych odłączników) wykorzystujemy współpracę z dodatkowymi zewnętrznymi modułami wykrywania prądów zwarciowych (Ex-ML_NBAS_D).

Ex-mBEL_Sx dokonuje trójfazowego pomiaru prądów w zakresie: nominalnym oraz zwarciowym, prądu Io oraz jednego napięcia. W oparciu o wykonane pomiary sterownik realizuje zabezpieczenia nadprądowe (po zadziałaniu zabezpieczenia, do centrum są wysyłane wartości prądów zwarciowych fazowych i prądu Io). Pełni także rolę automatyki sekcjonującej (służącej do dyskryminacji fragmentu linii, w której nastąpiło zwarcie) oraz automatyki SPZ od Io.

Rys. 9 Automatyka sekcjonująca – ilustracja działania

18

Sterownik standardowo wyposażony jest w 13 wejść sygnalizacyjnych i 7 wyjść sterowniczych. Istnieje możliwość rozszerzenia liczby wejść i wyjść telemechanicznych w urządzeniu (wersja rozszerzona - 29 wej. / 15 ster.).

W urządzeniach z rodziny Ex-mBEL_Sx zaimplementowano rejestratory: zakłóceń, zdarzeń i trendów długookresowych.

Ex-mBEL_Sx jest wyposażony w pięć kanałów komunikacyjnych, z których dwa są przeznaczone do łączności z systemem nadzoru, zaś pozostałe kanały mogą być wykorzystane do komunikowania się z innymi urządzeniami cyfrowymi w standardowych protokołach transmisji danych (w tym z zasilaczem UPS lub licznikami energii). Sterownik może pełnić rolę koncentratora danych i konwertera protokołów dla tych urządzeń.

Szczególną cechą tego urządzenia jest możliwość prowadzenia jednoczesnej komunikacji z centrum nadzoru w dwóch wybranych radiowych systemach łączności (GPRS oraz TETRA lub TRUNKING) i w różnych, lub tych samych, protokołach łączności.

Ex-mBEL_Sx posiada zdalny kanał inżynierski współbieżny z protokołem telemechanicznym. Dzięki takiemu rozwiązaniu istnieje możliwość wykonania zdalnej zmiany nastaw lub odczytu rejestratorów bezpośrednio z systemu WindEx.

Opcjonalnie sterownik może wysyłać informacje o zdarzeniach za pomocą mechanizmu SMS. Jest to mechanizm niezależny od wymiany danych w protokole. W konfiguracji mogą być zdefiniowane dwie grupy numerów: lista alarmowa oraz lista uprawnionych do wysyłania zapytań. Do numerów z listy alarmowej są automatycznie rozsyłane zdarzenia wybrane w konfiguracji sterownika. Użytkownicy z listy uprawnionych mogą wysyłać do sterownika SMS z zapytaniem, na które sterownik odpowiada zwrotnym SMSem. Zestaw możliwych zapytań jest ustalany w konfiguracji sterownika.

4. Sygnalizatory uszkodzeń – Ex-BSU

Ex-BSU to rodzina niewielkich sterowników umożliwiających np. monitorowanie stanu wkładek bezpiecznikowych (we współpracy z detektorami przepalenia wkładek Ex-SMB) oraz przesyłanie innych informacji wprowadzanych na wejścia stykowe takich jak otwarcie drzwi. Urządzenia Ex-BSU wyposażone są w modem GSM/UMTS, zapewniający samodzielną komunikację z systemem nadrzędnym SCADA oraz współpracują z bateryjnym układem zapewniającym operatywność urządzenia w przypadku zaniku napięcia zasilającego.

19

Rys. 10 System monitorowania bezpieczników wykorzystujący Ex-BSU_N

Jednym z reprezentantów rodziny Ex-BSU jest urządzenie Ex-BSU_N. Moduł wyposażony jest w cztery wejścia sygnalizacyjne, posiada układ kontroli napięcia zasilania, współpracuje z baterią podtrzymującą zasilanie, oraz ma wbudowany modem GSM/UMTS, dzięki czemu informacje o stanie obiektu mogą być wysyłane kanałem informatycznym do systemu nadzoru lub poprzez usługę sms do określonych użytkowników.

Sygnalizator Ex-BSU_N umożliwia monitorowanie położenia styków sygnalizacyjnych. Kontroluje poziom oraz obecność napięć pomiędzy przewodami fazowymi, a przewodem neutralnym, gdyż wyposażony jest w 3 wejścia napięciowe. Oprócz funkcji kontrolnych i pomiarowych wejścia te mogą służyć do wykrywania zapadów napięć fazowych. Bateria pozwala na zgłoszenie awarii w przypadku braku napięcia zasilania.

20

Rys. 11 – Schemat przyłączeniowy urządzenia Ex-BSU_N

Informacja o zaniku lub powrocie napięcia którejkolwiek fazy, lub zmianie stanu na dowolnym wejściu, wynikającej np. z przepalenia wkładki bezpiecznikowej bądź otwarcia drzwi, może być przesyłana do wskazanego odbiorcy z wykorzystaniem wbudowanego modemu GSM/UMTS. Łączność pakietowa umożliwia zintegrowanie sygnalizatora z systemem SCADA.

5. Moduły antykradzieżowe

Aktualnie w wielu miejscach w Polsce prowadzone są prace rozwojowe związane z projektem AMI. Często jednak pomijana jest kwestia ochrony antykradzieżowej, lub zakłada się wykorzystanie infrastruktury AMI do tych celów. Firma Apator Elkomtech SA prowadzi aktualnie prace nad prototypowym rozwiązaniem modułu antykradzieżowego dedykowanego dla transformatorowych stacji SN/nN zlokalizowanych w głębi sieci, gdzie horyzont czasowy związany z instalacją urządzeń w ramach projektu AMI jest odległy.

Założenia projektu obejmują dostawę urządzenia o prostej, nie wymagającej konfiguracji budowie, wyposażonego w modem GSM/UMTS umożliwiający komunikację bezpośrednio z systemami SCADA. Kolejnym istotnym wymaganiem stawianym takiemu urządzeniu jest wyposażenie go w układ zasilania zapewniający operatywność modułu przez 24h po zaniku napięcia zasilającego. Jednocześnie generowany powinien być sygnał informujący służby dyspozytorskie o problemach z napięciem zasilającym, bądź związany z obniżeniem parametrów rezerwowego bateryjnego źródła zasilania.

Źródłem sygnałów dla urządzenia o ingerencji w układ transformatora powinien być czujnik wstrząsów i przechyłu montowany np. na korku spustowym oraz wskaźnik poziomu oleju

21

w transformatorze. Istotne jest także aby zastosowany czujnik wstrząsów posiadał możliwość kalibracji czy znieczulania poziomu zadziałania. Spełnienie tego warunku umożliwi użytkownikowi ograniczenie „fałszywych” alarmów z lokalizacji wrażliwych na wstrząsy np. przy linii kolejowej. Zastosowane rozwiązania konstrukcyjne w zakresie obudowy powinny umożliwić generowanie sygnału „sabotaż” w przypadku próby otwarcia lub demontażu urządzenia. Warto rozważyć taką konstrukcję urządzenia (we wspólnej obudowie z czujnikiem przechyłu i wstrząsów), aby możliwe było instalowanie go na korku spustowym lub kadzi transformatora.

Z punktu widzenia służb eksploatacyjnych, które dokonują przeglądu jednostek transformatorowych, ważne jest, aby projektowane urządzenie zapewniało bezobsługowy czas pracy określany na pięć lat. Z takim bowiem interwałem czasowym dokonywane są przeglądy stacji transformatorowych.

22

Licznik bilansujący jako wysokiej jakości

przetwornik telemetryczny

Łukasz Zaworski

1. Licznik bilansujący jako przetwornik telemetryczny

Główną funkcją licznika bilansującego jest pomiar energii w podstacji nn/SN do celów bilansujących w systemie AMI. Często jest on podłączony bezpośrednio do koncentratora danych PLC, który przekazuje do systemu AMI skumulowane dane pomiarowe z całego obszaru zasilanego przez podstację. Ze względu na zwiększające się możliwości pomiarowe i komunikacyjne liczników mogą być one także wykorzystane jako przetworniki telemetryczne dla systemu SCADA, niezależnie od funkcji pełnionej w systemie AMI.

Liczniki bilansujące są urządzeniami posiadającym certyfikat MID i pomiar wykonany przy ich użyciu może być podstawą legalnych rozliczeń. Liczniki spełniają wymogi WELMEC dotyczące separacji oprogramowania pomiarowego od oprogramowania aplikacyjnego – część firmware odpowiadająca za pomiar energii oraz przechowywanie i wyświetlanie stanów rejestrów energii na LCD jest certyfikowana przez niezależną jednostkę i nienaruszalna w liczniku. 2. Licznik bilansujący smartESOX firmy Apator

Tab. 1 Wybrane parametry licznika energii elektrycznej smartESOX P

Parametr Jednostka smartESOX P

Napięcie odniesienia Un V 3x58 (100) � 3x 230 (400)

Częstotliwość odniesienia fn Hz 50

Prąd referencyjny Iref A 1 5

Prąd maksymalny Imax A 6

Klasa pomiaru energii czynnej - B lub C

Klasa pomiaru energii biernej - 3 lub 2

Prąd przejścia Itr A 0,05 0,25

Stała licznika imp/kWh 20000

Klasa otoczenia mechanicznego - M1

23

Parametr Jednostka smartESOX P

Klasa otoczenia elektromagnetycznego

- E2

Zakres temperatur pracy °C -40 to +70 °C

Stopień ochrony IP - IP54

Warunki instalacji - Licznik wnętrzowy i zewnętrzny

Licznik smartESOX ( Rys. 1) jest nowym produktem firmy Apator SA, w wersji półpośredniej smartESOX P proponowanym jako licznik bilansujący. Podstawowe parametry licznika zostały przedstawione w Tab. 1. Produkt posiada certyfikat MID i jest zgodny z wymaganiami WELMEC przy zachowanej możliwości zdalnej wymiany części odpowiedzialnej za pozostałe funkcje licznika, w tym komunikację, dzięki czemu funkcjonalność licznika w razie konieczności może być w przyszłości rozszerzana i uzupełniana.

Rys. 1 Licznik smartESOX P

Model danych licznika oparty jest na normie COSEM – wszystkie dane w liczniku mają postać obiektów zgodnych z normą PN-EN 62056-6-2, identyfikowanych za pomocą OBIS (PN-EN 62056-6-1). Dostęp do danych umożliwia protokół komunikacyjny DLMS (PN-EN 62056-5-3).

24

a. Możliwości pomiarowe

Szerokie możliwości pomiarowe licznika smartESOX P zawdzięczane są zastosowanej metodzie pomiaru, opartej na analizie częstotliwościowej sygnałów napięciowych i prądowych. Metoda ta jest stosowana w analizatorach sieci, natomiast ze względu na wysokie wymagania obliczeniowe rzadko wykorzystywana jest w licznikach energii elektrycznej. Układ pomiarowy w liczniku pozwala na uzyskanie pełnych informacji na temat widma sygnałów napięciowych i prądowych w zakresie częstotliwości od 50 Hz do ok. 1,5 kHz.

Bazując na wynikach analizy częstotliwościowej, licznik wykonuje pomiary szerokiego zakresu parametrów, m.in.:

„quasi-chwilowych” (okres uśredniania 1s) wartości skutecznych prądów i napięć fazowych: od częstotliwości podstawowej do 31 harmonicznej,

THD prądów i napięć fazowych oraz THD trójfazowego, energii: czynnych, biernych i pozornych w 6 strefach taryfowych sterowanych

wewnętrznym kalendarzem przełączeń (wszystkie rejestry energii są zabezpieczone przed utratą danych w przypadku nagłego wyłączenia licznika i innych zdarzeń),

częstotliwości, kątów fazowych, współczynnika asymetrii, prądu w przewodzie neutralnym, strat w transformatorze: OLA, NLA, OLR, NLR, I²t, U²t.

Dodatkowo licznik wyznacza także w konfigurowalnych okresach:

wartości średnie i maksymalne mocy, wartości średnie/minimalne/maksymalne napięć i prądów.

b. Rejestracja wartości mierzonych

Licznik wyposażony jest w wewnętrzną pamięć o dużej pojemności i umożliwia rejestrację danych w 4 niezależnych profilach i jednym rejestrze okresów rozliczeniowych. Interwał rejestracji jest konfigurowalny w zakresie od 1 minuty do 24 godzin. Duża pojemność pamięci pozwala na zapis 20 rejestrowanych parametrów przez ok. 200 dni rejestracji (z interwałem 15 minut). Po zapełnieniu pamięci nowe dane nadpisują najstarsze.

Proponowana konfiguracja rejestracji danych:

Profil #1: zestaw rejestrów energii czynnych i biernych z interwałem 15 minut Profil #2 „techniczny”: wartości średnie napięć, prądów, THD z interwałem 10 minut Profil #3 dobowy: dobowe zużycie energii czynnych i biernych, wartości średnie napięć

i prądów Dodatkowo: okresy rozliczeniowe zatrzaskiwane z interwałem 1 miesiąc – zestaw

rejestrów energii czynnych i biernych

25

c. Monitorowanie i rejestracja zdarzeń

Licznik smartESOX rejestruje wystąpienie zdarzeń podzielonych na 6 grup:

1. Zdarzenia standardowe (związane z działaniem licznika – resety, zmiany DST, wymiana baterii, itp.)

2. Zdarzenia związane z nieautoryzowaną ingerencją (zadziałanie wewnętrznych czujników)

3. Zdarzenia związane z wymianą firmware 4. Zdarzenia i alarmy z monitora sieci 5. Zdarzenia komunikacyjne, parametryzacja licznika 6. Zdarzenia związane z zasilaniem licznika

Zdarzenia mogą być rejestrowane w dużych (500 zdarzeń) niezależnych rejestrach (zdarzenia z jednej grupy nigdy nie nadpiszą zdarzeń z innej grupy), i/lub przesyłane natychmiastowo do systemu za pomocą usługi DLMS Event Notification.

Czwarta grupa zdarzeń związana jest z działaniem monitora parametrów sieci, który generuje zapisy związane z następującymi zdarzeniami:

przekroczenie jednego z 3 progów obniżeń napięć i 1 progu podwyższenia napięć fazowych (rejestrowana jest także łączna ilość przekroczeń i ich łączny czas trwania),

wystąpienie przerwy długiej w zasilaniu (rejestrowana jest także łączna ilość przekroczeń i ich łączny czas trwania),

przekroczenie granicznej wartości asymetrii prądu i napięcia, wykrycie przepływu prądu bez napięcia, brak przepływu prądu, wartość prądu ponad

limitem.

Wszystkie progi wykrywania zdarzeń są konfigurowalne.

d. Dodatkowe funkcje

Licznik posiada dwa wejścia cyfrowe, które mogą służyć jako interfejs do podłączenia zewnętrznych czujników, do wykorzystania np. w celu monitorowania temperatury transformatora lub otwarcia drzwi podstacji.

Załączanie zewnętrznych obwodów umożliwiają dwa wyjścia przekaźnikowe – sterowane np. za pomocą zdarzeń wykrywanych przez licznik.

Licznik posiada zasilacz dodatkowy 58 – 230 V, pozwalający na podłączenie do zasilania gwarantowanego, umożliwiającego komunikację w przypadku zaniku napięcia.

e. Komunikacja

Dostęp do danych zgromadzonych w obiektach COSEM możliwy jest przez 4 niezależne kanały komunikacyjne obsługujące protokół DLMS:

26

moduł komunikacyjny GPRS/3G lub Ethernet montowany w dedykowanym gnieździe (profil TCP/IP PN-EN 62056-9-7),

dwa porty szeregowe RS485 (profil HDLC PN-EN 62056-7-6), optozłącze do obsługi lokalnej (profil HDLC PN-EN 62056-7-6).

Stos komunikacyjny protokołu DLMS umożliwia szyfrowanie danych algorytmem AES128 oraz natychmiastowe przesyłanie informacji o zdarzeniach.

3. Integracja licznika bilansującego z systemami AMI i SCADA Licznik smartESOX umożliwia jednoczesną obsługę dwóch kanałów:

SCADA – odczyt mierzonych parametrów z interwałem jednominutowym + przesyłanie informacji o zdarzeniach w trybie natychmiastowym,

AMI – profile energii i rejestry zdarzeń odczytywane zgodnie z założonym harmonogramem systemu AMI, zdarzenia przesyłane w trybie natychmiastowym.

Wybrane konfiguracje podłączeń licznika z systemami:

a. Konfiguracja z niezależnym podłączeniem do AMI i urządzeniem komunikacyjnym zapewniającym połączenie z systemem SCADA (np. Ex-BRG2) – Rys. 2:

kanał AMI: Moduł Ethernet - bezpośredni odczyt protokołem DLMS przez LAN, kanał SCADA: Port szeregowy #2 - licznik odczytywany przez urządzenie Ex-BRG2,

udostępnianie danych odczytanych protokołem DLMS za pomocą np. PN-EN 61850,

Rys. 2 Licznik bilansujący podłaczony do AMI przez moduł komunikacyjny i SCADA przez zewnętrzne urządzenie

komunikacyjne

b. Konfiguracja z komunikacją przez urządzenie komunikacyjne (np. Ex-BRG2) – Rys. 3:

kanał AMI: Port szeregowy #1 – protokół DLMS przezroczyście przekazywany przez Ex-BRG2 do systemu AMI przez sieć LAN,

kanał SCADA - Port szeregowy #2 – licznik odczytywany przez urządzenie Ex-BRG2, udostępnianie danych odczytanych protokołem DLMS za pomocą np. PN-EN 61850,

27

Rys. 3 Licznik bilansujący podłączony do koncentratora danych PLC i systemu SCADA przez zewnętrzne urządzenie

komunikacyjne

c. Konfiguracja na obszarze objętym systemem komunikacji PLC – Rys. 4: kanał AMI: Port szeregowy #1 – odczyt przez koncentrator danych, kanał SCADA - Port szeregowy #2 – licznik odczytywany przez urządzenie Ex-BRG2,

udostępnianie danych odczytanych protokołem DLMS za pomocą np. PN-EN 61850.

Rys. 4 Licznik bilansujący podłączony do obu systemów przez zewnętrzne urządzenie komunikacyjne

Konfiguracja może być zmieniana elastycznie – montaż modułu komunikacyjnego i podłączenie portów szeregowych może być wykonane podczas pracy zainstalowanego już urządzenia.

4. Podsumowanie

Funkcjonalność pomiarowa licznika bilansującego smartESOX jest adekwatna do zastosowania go jako przetwornika telemetrycznego w systemie SCADA. W połączeniu ze sterownikiem SCADA o podstawowej funkcjonalności (zapewniającym komunikację z systemem SCADA) może być podstawowym rozwiązaniem pomiarowym na podstacjach nie wymagających bardziej zaawansowanych urządzeń. Największą zaletą takiego rozwiązania jest możliwość wykorzystania jednego fizycznego urządzenia do jednoczesnej obsługi dwóch systemów.

28

Systemy nadzoru dla generacji rozproszonej

Stanisław Baluk

Systematyczne zwiększanie inwestycji w odnawialne źródła energii, spowodowane wymogami wobec systemu elektroenergetycznego, uruchomiło szereg inwestycji w kraju. Inwestycje w zieloną energię, wymagają szczególnej uwagi, zarówno od strony Operatora Systemu Dystrybucyjnego, jak i właściciela takiej inwestycji. Operator Systemu Dystrybucyjnego musi daną Jednostkę Wytwórczą przyłączyć do systemu oraz zapewnić bilansowanie na swoim obszarze wszystkich jednostek produkujących energię ze źródeł odnawialnych. Inwestor zaś będzie zainteresowany stabilnością i niezawodnością danej Jednostki Wytwórczej, która zapewni zwrot z inwestycji.

Zadajmy sobie jednak pytanie, jak mocno skomplikuje się życie inwestora w momencie, kiedy będzie on posiadał kilka źródeł generacji rozproszonej np. farm wiatrowych, fotowoltaicznych, biogazowni - rozproszonych po całym kraju. Sytuacja taka, niejako wymusza na właścicielach odnawialnych źródeł energii posiadania systemów do zarządzania produkcją energii elektrycznej w czasie rzeczywistym - systemów SCADA.

Apator Elkomtech, bacznie śledząc rozwój rynku elektroenergetycznego w Polsce oraz badając potrzeby Klientów i potencjalnych odbiorców, rozszerzył swoją ofertę produktową o dwa nowe produkty, tzn. WindEx PGB i WindEx GR.

System WindEx PGB jest narzędziem zapewniającym planowanie, grafikowanie i bilansowanie Jednostek Wytwórczych znajdujących na obszarze danego Operatora Systemu Dystrybucyjnego, natomiast WindEx GR jest przeznaczony dla właścicieli źródeł generacji rozproszonych lub firm specjalizujących się w zarządzaniu rozproszonymi Jednostkami Wytwórczymi.

System WindEx GR został zaprojektowany w celu zapewnienia realizacji podstawowych zadań, takich jak:

prezentacja schematu nadzorowanej stacji, ewidencja i prezentacja parametrów urządzeń, ewidencja i prezentacja prac na obiektach, ewidencja awarii, usterek i zakłóceń, archiwizacja i przetwarzanie informacji, analiza informacji o zasilaniu, ścisła integracja z pozostałymi modułami systemu WindEx, w tym również do systemu

WindEx PGB,

29

wymiana informacji z innymi systemami np., majątek sieciowy, GIS, SAP, SID i in., wymiana danych pomiędzy WindEx GR i systemami zewnętrznymi Operatora Systemu

Dystrybucyjnego i Operatora Systemu Przesyłowego za pomocą standardowych protokołów komunikacyjnych w tym również w protokole TASE.2.

Proces zarządzania pojedynczymi lub rozproszonymi generacjami wymaga od inwestorów bardzo precyzyjnych informacji dotyczących poszczególnych jednostek wytwórczych. W przypadku turbin wiatrowych są to na przykład:

wielkość produkcji, planowane remonty i prace eksploatacyjne, prędkość wiatru, prędkość obrotowa rotora, stan pracy turbiny, poprawność zasilania, stan transmisji danych, emisja akustyczna, stan zanieczyszczenia turbiny, oblodzenie, oraz wiele innych.

Posiadanie takich informacji jest ważne z dwóch powodów. Po pierwsze, optymalne zaplanowanie pracy turbiny wiatrowej, z uwzględnieniem na przykład parametrów środowiskowych (hałas, warunki pogodowe) bezpośrednio wpływa na straty w procesie produkcji i ogólną opłacalność inwestycji. Z drugiej strony, zarządzanie generacjami rozproszonymi w czasie rzeczywistym znacząco usprawnia proces monitorowania i eksploatacji danych obiektów. Bieżące monitorowanie obiektów, planowe przeglądy podzespołów i ich wymiana powodują stabilną pracę służb serwisowych oraz ciągłość produkcji, która jest dla inwestora kluczowa. Odpowiednia parametryzacja systemu powinna również zapewnić funkcję kontrolną służb serwisowych.

Jednocześnie, należy pamiętać, iż takie podejście ze strony inwestorów w znaczący sposób ułatwia proces zarządzania Jednostkami Wytwórczymi od strony OSD.

System WindEx GR jest przeznaczony do zarządzania i obsługi nad obiektami rozproszonymi na terenie całego kraju, takich jak:

farmy wiatrowe, farmy fotowoltaiczne, biogazownie, małe elektrownie wodne, inne źródła generacji rozproszonej.

Proces zarządzania rozproszonymi generacjami w systemie WindEx GR cechuje się: zdalnym dostępem poprzez specjalizowany terminal lub www, wykorzystaniem dowolnych kanałów komunikacyjnych do systemów i sterowników

obiektowych,

30

wdrożeniem systemu u Klienta lub udostępnieniem zdalnego dostępu do systemu Apator Elkomtech zainstalowanego na serwerach (w chmurze),

wysyłaniem sms z sygnałami alarmowymi, dostępem do schematów przez www, dostępem do list alarmowych i generowanych stanów alarmowych z urządzeń mobilnych, odczytem liczników energii, prezentacją danych pogodowych, w tym wyładowań atmosferycznych, podłączeniem do integralnych sterowników (np.: turbin) każdej Jednostki Wytwórczej

i odczytaniem niezbędnych parametrów, możliwością przygotowania rozmaitych analiz, raportów - dopasowanych do konkretnych

potrzeb klienta, możliwością zdefiniowania i realizacji określonych sekwencji sterowniczych.

Rozwój rynku źródeł energii odnawialnej w Polsce, zaczyna coraz bardziej wpływać na stabilność systemu elektroenergetycznego. Konsekwencją takiej sytuacji powinno być ustanowienie standardów zarządzania Jednostkami Wytwórczymi dla właścicieli, bądź firm specjalizujących się w zarządzaniu generacją rozproszoną. Z drugiej strony sytuacja taka sprawia, że Operatorzy Systemu Dystrybucyjnego mogą oferować, w celu zapewnienia większego wpływu na jakość zarządzania Jednostkami Wytwórczymi, dedykowaną usługę w tym zakresie. Za takim rozwiązaniem mogą przemawiać następujące przesłanki: odpowiedzialność za stabilność lokalnego systemu elektroenergetycznego, wiedza na temat sieci elektroenergetycznej, zdalny dostęp do informacji, łatwość nadzoru, niskie koszty wdrożenia w przypadku wykorzystania chmury danych.

Apator Elkomtech, oprócz systemów do obsługi i nadzoru nad obiektami generacji rozproszonej, posiada w swojej ofercie urządzenia przeznaczone do zabezpieczania i nadzoru poszczególnych obiektów. Urządzenia Ex-BEL_WT, Ex-fBEL_ZV oraz Ex-mBEL_ZV, przeznaczone do współpracy z siłowniami wiatrowymi, fotowoltaicznymi, biogazowniami czy innymi małymi źródłami energii, integrują funkcje zabezpieczeń, sterowników telemechaniki oraz funkcje automatyki programowalnej. Dzięki elastycznej budowie sprzętowej jak i konfiguracyjnej, urządzenia te mogą być w łatwy sposób dostosowane do wymagań konkretnych obiektów oraz potrzeb klienta.

Reasumując, firma Apator Elkomtech zapewnia kompleksową obsługę dla obiektów generacji rozproszonej: zarówno od strony sprzętowej - zabezpieczeń konkretnych źródeł energii odnawialnej, jak i programowej - zdalnego nadzoru nad wirtualnymi elektrowniami składającymi się z wielu źródeł generacji. Wieloletnie doświadczenie branżowe w połączeniu z ciągłym rozwojem i innowacyjnością sprawia, że oferowane rozwiązania gwarantują dużą pewność działania i bezpieczeństwo użytkowania.

31

Zabezpieczenia póładaptacyjne

podczęstotliwościowe i podczęstotliwościowe SCO

Adam Klimpel

Streszczenie

Częstotliwo ść w zamkniętym systemie elektroenergetycznym jest ściśle związana z bilansem mocy czynnej w tym systemie. W stanie ustalonym moc generowana przez Jednostki Wytwórcze (JW) równoważy moc pobieraną w tym systemie oraz straty przesyłowe. Wirniki generatorów obracają się wówczas ze stałą prędkością kątową i jeśli w systemie nie występuje deficyt mocy, to częstotliwość w stanie ustalonym równa jest częstotliwości znamionowej fn (w Polsce fn = 50 Hz).

Przy nagłej utracie generacji, w stanie nieustalonym elektromechanicznym, różnicę między mocą mechaniczną doprowadzaną do generatorów i mocą elektryczną oddawaną przez generatory do sieci, pokrywa moc pochodząca z energii kinetycznej zmagazynowanej w wirujących masach wirników. Prowadzi to do zmiany obrotów wirnika tak długo, dopóki nie nastąpi ustalenie nowego stanu równowagi. W nowym punkcie równowagi może wystąpić odchylenie częstotliwości od wartości zadanej. Przy dużych awariach objawiających się relatywnie dużym deficytem mocy, proces zapadu częstotliwości odbywa się tak szybko, że układy regulacji turbin nie są w stanie zareagować, konieczne jest automatyczne przeciwdziałanie poprzez ograniczenie mocy pobieranej w systemie. Czynią to układy samoczynnego częstotliwościowego odciążania SCO, które stanowią ostatni środek obrony Systemu Elektroenergetycznego przed rozległą awarią w przypadku wystąpienia utraty równowagi częstotliwości. Nadal w KSE dominują tradycyjne rozwiązania SCO z relatywnie znaczną zwłoką czasową. Przy szybkich zapadach częstotliwości rodzi to zagrożenie, że częstotliwość sieci może spadać znacznie poniżej dopuszczalnej dla różnego rodzaju jednostek wytwórczych (JW). Charakterystyki dopuszczalnej pracy JW przy częstotliwości różnej od znamionowej są zwykle czasowo-zależne. Stąd zastosowanie jedno, a nawet dwustopniowych zabezpieczeń wydaje się być rozwiązaniem niedoskonałym. Zachodzi też potrzeba skoordynowania działania tych zabezpieczeń i SCO. W poniższym artykule zaproponowano rozwiązania poprawiające ten stan rzeczy.

1. Utrata równowagi częstotliwościowej

32

Dowolna część systemu energetycznego staje się zagrożona jeśli występuje w niej nadwyżka obciążenia nad dostępną generacją. Napędy pierwotne i powiązane z nimi generatory rozpoczynają zwalniać, ponieważ próbują one przejąć dodatkowe obciążenie. Linie łączące części systemu lub linie międzysystemowe usiłują dosłać brakującą moc. Ta kombinacja zdarzeń może spowodować otwarcie tych linii z powodu przeciążenia lub odłączenie różnych części systemu z powodu np. kołysań mocy i w efekcie utratę stabilności. W konsekwencji mogą powstać w systemie wydzielone podsystemy/wyspy, w których w chwili wydzielenia nie będzie się bilansować moc generowana z obciążeniem. W takiej sytuacji nastąpi utrata równowagi częstotliwości.

Zgodnie z definicjami zawartymi w IEC i ENTSO-E poprzez niezawodno ść pracy systemu elektroenergetycznego rozumie się jego wystarczalno ść (sens statyczny) i bezpiecze ństwo (sens dynamiczny). Zatem wystarczalność zabezpieczona zostaje dzięki właściwemu planowaniu pokrycia zapotrzebowania w każdej chwili pracy KSE, natomiast bezpieczeństwo dzięki zapewnieniu jego stabilnej pracy w warunkach występowania różnego rodzaju zakłóceń. Podczas obrony KSE występują na ogół dwie fazy. Pierwsza faza obejmuje stosunkowo powolne narastanie zagrożenia jako skutek kolejno występujących awarii lub zmian pogodowych. W tym okresie przewidziano podejmowanie działań przez służby dyspozytorskie. Faza druga występuje po przekroczeniu krytycznych parametrów pracy systemu (utrata równowagi) i ma przebieg bardzo szybki, praktycznie wykluczający możliwość działań służb dyspozytorskich. W tej fazie działają jedynie układy automatyki, pozwalające na ograniczenie rozmiaru awarii, a w skrajnym przypadku niedopuszczenie do uszkodzenia urządzeń i przygotowanie do odbudowy KSE. Utrata równowagi częstotliwości np. w połączonym europejskim systemie elektroenergetycznym jest mało prawdopodobna, gdyż wiązałaby się z nagłym deficytem przekraczającym 30.000 MW. Natomiast może takie zjawisko mieć miejsce przy wydzieleniu się niezbilansowanego podsystemu lub wyspy. Przykładem jest awaria z 2006 r. gdzie system ENTSO-E rozdzielił się na trzy podsystemy, w tym dwa z deficytem mocy, a jeden z nadwyżką

W nomenklaturze przyjętej przez CIGRE i ENTSO-E rozróżnia się trzy rodzaje utraty równowagi: kątową, częstotliwościową i napięciową. Utrata równowagi częstotliwościowej jest wynikiem wystąpienia na tyle dużego deficytu mocy czynnej w systemie, podsystemie lub wydzielonej wyspie, że z odchyłką częstotliwości nie radzą już sobie układy regulacji. Takiemu znacznemu deficytowi mocy czynnej towarzyszy adekwatna zmiana wartości częstotliwości, tym szybsza im większy jest ten deficyt. W takiej sytuacji jedynym środkiem zaradczym jest jak najszybsze zrównoważenie poboru mocy z generacją. Ponieważ proces utraty równowagi odbywa się bardzo szybko, to równie szybko należy podjąć środki zaradcze w postaci odciążenia i tę rolę wypełnia automatyka SCO, czyli Samoczynne Częstotliwościowe Odciążanie. Skuteczne działanie tej automatyki ma doprowadzić do właściwego odciążenia w analizowanym podsystemie wyspie tak, aby w trakcie tego procesu częstotliwość nie obniżyła się poniżej 47,5 Hz, a odbudowa częstotliwości doprowadziła do ustalenia jej na wartości nominalnej 50 Hz. W wyniku analizy dynamicznej SEE dochodzi się do powszechnie stosowanej uproszczonej zależność opisującej początkową wartość pochodnej zmian częstotliwości przy deficycie mocy wynoszącym ∆Pw:

33

Tmt

m

Wn e

T

Pf

dt

df /−∆∗= ………………………………………………………………………….…(1)

gdzie:

fn – częstotliwość znamionowa sieci

Tm – zastępcza stała elektromechaniczna analizowanego układu

Zastępczą stałą elektromechaniczną w przybliżeniu można określić zależnością:

……………………….………………………………….……………………...(2)

gdzie:

DW – zastępcza stała tłumienia odbiorów wydzielonego układu

HW – zastępcza stała inercji generacji w wydzielonym układzie

G

OGW P

PPP

−=∆ ……………………………………………………………………..…………….(3)

PO – sumaryczna moc obciążeń w analizowanym wydzielonym podsystemie lub wyspie

PG – sumaryczna moc generowana w analizowanym wydzielonym podsystemie lub wyspie

W tradycyjnych systemach elektroenergetycznych, z dominującymi dużymi, konwencjonalnymi generatorami wartości Tm, można było z wystarczającą dokładnością określić, a ponadto w trakcie utraty częstotliwości parametr ten praktycznie nie ulegał zasadniczym zmianom.

Początkowa wartość pochodnej (dla t=0) wynosi:

0

00

m

Wn T

Pf

dt

df ∆∗= ……………………………………………………………….……..…………..(4)

gdzie:

∆Pw0, Tm0 – początkowe wartości (dla t = 0) odpowiednio względnego deficytu mocy i zastępczej stałej elektromechanicznej

Przebieg częstotliwości przy utracie równowagi (bez działania SCO) można określić zależnością:

W

Wm

D

HT

•= 2

34

( ) [ (dt

dfTfePftf mon

TmtWn ×+=−∆+= − )]11 /

0…………………………………………………..(5)

Pobudzenie 1-go stopnia następuje przy nastawionej częstotliwości 1-go progu f1.

………………………………………………(6)

Pobudzenie to ma miejsce po czasie t1, od chwili rozpoczęcia zapadu częstotliwości, który można wyznaczyć z zależności

……………………………………..……………………...….…(7)

Natomiast zadziałanie SCO, czyli odciążenie, nastąpi dopiero po czasie zadziałania całego układu SCO, czyli:

………………………………………………………………………................(8)

gdzie :

t1O – czas po którym następuje odciążenie przez 1-szy stopień

t1 – czas po którym następuje pobudzenie 1-szego stopnia nastawionego na częstotliwość f1

t1Z – czas działania 1-go stopnia SCO, obejmujący:

………………………………………………………….………..………….…(9)

t1P – czas działania 1-go stopnia przekaźnika (suma czasu własnego i z nastawionej zwłoki czasowej)

tw – czas działania wyłącznika

t1d – czas zwłoki ewentualnych układów pośredniczących

[ (dt

dfTfePff mon

TmtWn

0/01 )]11 1 ×+=−∆+∗= −

)1(ln

01

01

wn

wnm Pff

PfTt

∆−−∆∗∗=

ZO ttt 111 +=

dWPZ tttt 111 ++=

35

a zatem odciążenie nastąpi przy częstotliwosci:

([ ]TmtwnO

OePff /1

111 −−∆−= …………………………..………………….……………..(10)

Wtedy ulegnie zmianie deficyt mocy o wartość odciążenia P1O. , co spowoduje zmianę pochodnej zmian częstotliwości na:

Tmt

m

wiiOi eT

Pf

dt

df /0 10−∆∗= ……………………………………………………………………...…(11)

Dokładna analiza zmian częstotliwości w węzłach systemu Wi, w warunkach wystąpienia nagłego deficytu mocy, wykazuje na obecność poza składową aperiodyczną (opisaną zależnością 5) również składowych okresowych pochodzących od kołysania mocy.

( ) ...])2sin()2sin([ ++++++= iiiaiipnWi tfBtfAtfff βπαπ β …………..………….…....(12)

gdzie:

fWi – przebieg zmian częstotliwości w węźle „i”

A , B, …– amplitudy składowych periodycznej o częstotliwości odpowiednio fα, fβ, .. w węźle „i”

α, β, … – odpowiednio przesunięcia fazowe ww. przebiegów periodycznych w węzłach „i”

Wypadkową inercję wydzielonego układu zawierającego „n” jednostek wytwórczych o jednostkowej inercji poszczególnych jednostek Hi, oraz mocy znamionowej Pi można określić z zależności:

∑

∑

=

=

∗=

n

ii

i

n

ii

P

PHH

1

1……………………………………………………………………………….……..(13)

W tradycyjnych systemach elektroenergetycznych, z dominującymi konwencjonalnymi jednostkami wytwórczymi, inercja H wynosiła ok. 5-8 s. (Do analiz przyjmowano zwykle Tm = 10 s.). Wraz z wysycaniem SEE źródłami GR, a w szczególności OZE, maleje jego stała czasowa. Zatem w przypadku utraty równowagi częstotliwościowej w takich warunkach odpowiednio szybciej następuje zapad częstotliwości. Zmienia to warunki pracy automatyk regulacyjnych i automatyki przeciwawaryjnej SCO. Dodatkowy problem to niejednorodność geograficznego rozkładu udziału wspomnianych źródeł o małej inercji. Rodzi to nowy problem. W tradycyjnym SEE stała elektromechaniczna zarówno systemu elektroenergetycznego, jak i podsystemu czy

36

wyspy różniły się miedzy sobą nieznacznie co do wartości. Przy znacznym udziale źródeł GR i OZE w SEE te różnice mogą być nie do pominięcia. W skrajnym przypadku może się np. wydzielić podsystem lub wyspa z dominującym udziałem GR i OZE, a wtedy różnica w stałej czasowej w stosunku do stałej czasowej systemowej może być parokrotna. Ilustrację procesu zapadu częstotliwości i odciążania przez SCO przedstawia poniższy rysunek.

Rys. 1 Przebieg procesu odciążania przez SCO

Na Rys 1. Zestawiono charakterystyki procesu odciążania przez SCO przy zapadzie z prędkością

df/dt = -2,5 Hz/s (co odpowiada np. przy Tm = 10s, ∆P = 50%), oraz aktualnych nastawieniach czasów działania poszczególnych stopni,

df/dt = -4,0 Hz/s (co odpowiada np. przy Tm = 10s, ∆P = 80%), oraz nastawieniach czasów działania zgodnie z IRiESP, tzn t = 100 ms.

Jak widać mimo groźniejszego zapadu przy df/dt = -4 Hz/s, dzięki szybszemu działaniu SCO (na każdym stopniu 100 ms) proces odbudowy częstotliwości przebiega szybciej i mniejsza jest głębokość zapadu (47,8 Hz), niż przy df/dt = -2,5 Hz/s (47,6 Hz) i przy aktualnych nastawieniach SCO.

37

2. Wymagania odnośnie SCO i zabezpieczeń podczęstotliwościowych JW

Ustawa Prawo Energetyczne określa obowiązki operatorów systemu przesyłowego i systemu dystrybucyjnego, w tym także odpowiedzialność za bezpiecze ństwo energetyczne , oraz zasady współpracy z innymi podmiotami w celu obrony KSE przed awarią. OSP ma obowiązek opracowywania planów działania na wypadek wystąpienia awarii i zobowiązuje OSD i wytwórców do współdziałania z OSP w tym zakresie. Szczegółowe warunki ustawa przenosi na poziom aktów wykonawczych (rozporządzenia, instrukcje), w których mają być określone:

„kryteria bezpieczeństwa funkcjonowania systemu przesyłowego”, „współpraca pomiędzy operatorami systemów elektroenergetycznych”, „przekazywanie informacji pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi”. Wymagania stawiane przez OSP powinny być zgodne z wymaganiami stawianymi przez ENTSO-E.

3. Wymagania ENTSO-E

Rys.2 Wymagania ENTSO-E odnośnie nastawienia SCO

Interesujące jest porównanie powyższych nastawień z nastawieniami stosowanymi aktualnie w połączonym systemie europejskim przez pozostałych OSP.

Na postawie zestawienia opublikowanego przez ENTSO-E w lutym 2014 r, należy zauważyć że spośród 25 OSP (w tym PSE S.A.):,

dwóch stosuje nastawienia zgodnie z filozofią póładaptacyjną, wykorzystując człon reagujący na pochodną częstotliwości do przyspieszania działania zabezpieczeń (Terna i Transelectrica),

38

tylko dwóch ma pierwszy stopień nastawiony na częstotliwość różną od 49 Hz (Energinet na 48, 7 Hz oraz HOPS na 49,2 Hz),

gro operatorów najniższy stopień ma nastawiony na 48,1 Hz, natomiast jeden 48 Hz (ESO, EAD) oraz cztery 48,4 Hz (w tym: TENNET D, TENNET NL, APRION i 50 Hz),

ilość stopni odciążania jest różna i tak: 7-miu OSP stosuje 3 stopniowe odciążanie, jeden 8 stopniowe, 2-ch stosuje 6 stopniowe, 3-ch stosuje 5-stopniowe, zaś pozostałych 10-ciu stosuje 4 stopniowe odciążanie,

przyjęte wielkości odciążenia na poszczególnych stopniach są całkowicie różne, ale zwykle największe na pierwszych stopniach,

maksymalne moce odciążenia w dwóch przypadkach wynoszą 66% i 65%, w jednym przypadku 40%, zaś w większości przypadków ok. 50%.

Jak widać przyjęte zasady nastawiania są nawet różne w ramach danego kraju jak i sąsiadujących operatorów. Mimo pewnych wysiłków czynionych przez ENTSO-E nie doprowadzono do postawienia wymagania, aby czas własny SCO nie przekraczał 100 ms, co ma podstawowe znaczenie szczególnie przy dużych deficytach mocy w wydzielonych podsystemach lub wyspach.

Zagadnieniem nierozerwalnym z nastawieniami SCO jest koordynacja działania SCO i zabezpieczeń częstotliwościowych JW. W wymaganiach wspomnianej „Policy 5” jest tylko jeden lapidarny zapis odnoszący się do zabezpieczeń częstotliwościowych JW:

„B - G5. Automatic tripping of generating units” ( automatyczne wyłączanie jednostek wytwórczych): “Powinno by ć to zabronione w zakresie pomi ędzy 47,5 a 51,5 Hz ”. Równocześnie OSP wymaga od Wytwóców, aby zabezpieczenia podczęstotliwościowe bloków nastawione były na czestotliwość nie wyższą niż 47,5 Hz ze zwłoką czasową nie krótszą niż 3 s.

4. Wymagania odnośnie SCO zawarte w IRiESP i IRiESD

2.2.3.7.36. Przekaźniki realizujące funkcję samoczynnego częstotliwościowego odciążania (SCO) powinny spełniać następujące wymagania:

a) umożliwiać nastawienie wartości f z zakresu od 47 do 50 Hz ze zmianą skokową co 0,05 Hz,

b) umożliwiać nastawienie zwłoki czasowej w zakresie od 0,05 do 1 s ze zmianą skokową co 0,05 s,

c) czas własny przekaźników nie może być większy niż 100 ms, d) zapewniać poprawną pracę w zakresie od 0,5 do 1,1 Un, e) dokładność pomiaru częstotliwości nie mniejsza niż 10 mHz, f) zapewnić możliwość zastosowania blokady napięciowej w uzgodnionych z OSP

przypadkach.

Natomiast wymagania OSP odnośnie aktualnych nastawień dostosowane są do parametrów populacji aparatury SCO zainstalowanej w KSP i kształtują się następująco:

39

Tabl. 1 Aktualne nastawienia SCO w KSE

Stopień odciążenia

f iodc

stopni odciążenia Moc odciążenia 2) Zwłoka czasowa 3)T

[Hz] [%] [s]

f1odc 49 1) 15 0,2

f2odc 48,7 15 0,2

f3odc 48,5 10 0,5

f4odc 48,3 5 0,5

f5odc 48,1 5 0,5

1) Próg SCO skoordynowany z ENTSO-E (wymagane co najmniej 5% mocy odciążania)

2) Moc odciążenia liczona jako procent szczytowego zapotrzebowania systemu

3) Zwłoka czasowa (T): suma czasu własnego (t0) i nastawy członu zwłocznego przekaźnika (∆t) (T=t0 +∆t)

W IRiSEP osobne wymagania postawione są odnośnie uczestniczenia farm wiatrowych (FW) w procesie obrony systemu przed awarią. Poniżej zostały one przedstawine w postaci rysunku.

40

Rys. 3 Wymagania dla FW zgodnie z IRiESP

Zgodnie z Prawem Energetycznym OSD w swoich IRiESD powinni stawiać wymagania odnośnie obrony systemu, w tym w stosunku do FW przyłączonych do sieci zamkniętej, pokrywające się z wymaganiami OSP. Niestety tak nie jest. Co prawda wymagania odnośnie pracy FW przy obniżonej częstotliwości są takie jak przedstawiono na powyższym rysunku, ale towarzyszy im klauzula „Wartości napięcia i częstotliwości podane w powyższych punktach są quasi-stacjonarnymi, z gradientem zmian dla częstotliwości mniejszym niż 0,5% na minutę, a dla napięcia mniejszym niż 5% na minutę” (np. p. 8.3.3 IRiESD PGE). Jest to jednoznaczne ze zwolnieniem przez Operatorów Systemów Dystrybucyjny ch FW z obowi ązku uczestniczenia w obronie KSE zarówno w warunkach ut raty równowagi częstotliwo ściowej, jak i w przypadkach utraty równowagi napi ęciowej [sic!].

Szereg energetyk pozaeuropejskich opracowuje własne standardy głównie wzorowane na standardach NERC, których wymagania odnośnie SCO i zabezpieczeń częstotliwościowych JW, zawarte zostały w Standardzie PRC-006-1. Wymagania te, poza szczególowymi wymaganiami co do nastawień SCO dla poszczególnych podsystemów, charakteryzuje położenie nacisku na skoordynowanie nastawień SCO i zabezpieczeń częstotliwościowych JW. W każdym razie w USA, Nowej Zelandii, Kanadzie, Austalii, jak i szeregu krajów europejskich ograniczono czas własny SCO do 100 ms . W wielu elektroenergetykach stosowane są układy dynamiczne SCO. Szereg energetyk prowadzi prace nad wdrożeniem systemów póładaptacyjnych lub adaptacyjnych SCO.

41

5. Wpływ odchyleń częstotliwości na turbogeneratory

Generalnie wpływ odchylenia częstotliwości od nominalnej w SEE skutkuje na turbogeneratory głównie:

Rezonansem w wirujących maszynach, powodującym uszkodzenia na skutek mechanicznych drgań,

Skracaniem czasu życia, a w skrajnym przypadku uszkodzenie łopatek turbiny wywoływane drganiami rezonansowymi,

Przy znacznym obniżeniu częstotliwości (o więcej niż 8%) zakłóceniami w pracy potrzeb własnych.

Generalnie w odniesieniu do maszyn elektrycznych:

Przegrzewaniem blach rdzenia transformatorów i generatorów, Zmianą prędkości obrotowej maszyn indukcyjnych, Migotaniem w urządzeniach świetlnych.

Odchylenie częstotliwości może przede wszystkim stanowić zagrożenie dla samej generacji. O ile np. dla elektrowni wodnej 10% obniżenie częstotliwości (do 45Hz) nie jest groźne, o tyle elektrownia cieplna jest wrażliwa na 5% obniżenie częstotliwości. Moc użyteczna elektrowni cieplnej w dużym stopniu uzależniona jest od urządzeń pomocniczych z napędami silnikowymi takich jak np.: pompy wody zasilające kocioł, młyny węglowe i podajniki, wentylatory ciągu powietrza itd. Kiedy częstotliwość spada, zaczyna raptownie spadać moc wspomnianych urządzeń pomocniczych, co z kolei powoduje spadek energii turbiny generatora. Następuje zjawisko kaskadowe: wraz ze spadkiem częstotliwości spada moc, a to w efekcie powoduje dalsze obniżanie częstotliwości i pogłębia poważne zagrożenie dla całej elektrowni. Najistotniejszym problemem wydaje się być zagrożenie dla samej turbiny parowej, związane z jej pracą przy obniżonej częstotliwości. W turbinie najbardziej narażonymi na uszkodzenia związane z pracą przy częstotliwości różnej od znamionowej są łopatki turbiny. Zachodzi zależność między czasem życia łopatek turbiny i czasem ich pracy przy częstotliwości różnej od znamionowej. Związane jest to głównie z rezonansem mechanicznym zachodzącym przy częstotliwościach różnych od nominalnej. Rysunek poniższy pokazuje amplitudę naprężeń drgań łopatek turbiny w funkcji częstotliwości. Należy zauważyć, że jeśli częstotliwość pracy turbiny oddala się od częstotliwości nominalnej, amplituda drgań wzrasta i następuje kumulacja uszkodzeń. Poziomy naprężeń A,B i C pokazują typową krzywą wytrzymałości zmęczeniowej ze względu na struktury łopatek. Poniżej poziomu A amplituda naprężeń drgań jest na tyle mała, że łopatki mogą pracować nieskończenie długo bez jakichkolwiek uszkodzeń. Praca przy poziomie naprężeń B może spowodować uszkodzenie po 10000 okresach drgań, a przy jeszcze wyższym poziomie naprężeń C uszkodzenie powinno nastąpić po 1000 okresach drgań. Jeśli ma miejsce mieszane działanie w obszarach naprężeń B i C stosowana jest zasada proporcjonalności dla oszacowania liczby okresów, które spowodują uszkodzenie.

42

żródło: Generall Electric - GET-6449

Rys. 4 Obszary zagrożenia łopatek turbiny przy częstotliwościach różnych od znamionowych

Rys. 4 przedstawia szacunkowy czas do uszkodzenia pewnych części struktury łopatek turbiny, ilustruje granice czasu pracy turbiny parowej, zarówno przy obniżonej, jak i zawyżonej częstotliwości. Można zaobserwować, że przy odchyleniu częstotliwości o 5% (47,5 Hz i 52,5 Hz) i więcej, czas do uszkodzenia staje się bardzo krótki i jest niebezpiecznie utrzymywać częstotliwość systemu w tych przedziałach dłużej niż parę sekund. Jak widać dopuszczalny czas pracy przy odchyleniu częstotliwości o 6% nie może przekroczyć 1 s. Z kolei odchylenia częstotliwości w granicach 1% nie są groźne dla łopatek turbiny. Ważny jest fakt, że wpływ pracy przy odchyleniu częstotliwości ma efekt kumulacyjny, tzn. że np. praca ½ minuty z częstotliwością fn – 4% (48 Hz) skraca czas życia o połowę, czyli kolejny przypadek pracy w takich samych warunkach (½ minuty przy 48 Hz) doprowadzi do uszkodzenia łopatek.

43

Rys. 5 Granice pracy łopatek turbiny przy częstotliwości różnej od znamionowej.

Na podstawie tych analiz w Standardzie NERC określono wymagania dla SCO i zabezpieczeń podczęstotliwościowych generatorów – patrz poniższy rysunek.

Rys.6 Koordynacja charakterystyk działania SCO i zabezpieczeń częstotliwościowych generatorów zgodnie ze

Standardem NERC dla Północnej Ameryki

44

Zgodnie ze Standardem dla każdego hipotetycznego przypadku wydzielenia wyspy należy przeprowadzić badania symulacyjne z założonym 20% deficytem mocy i tak dobranym działaniem SCO, aby spełnione były wymagania przedstawione na powyższym rysunku. Z charakterystykami granicznymi działania SCO (krzywa niebieska i granatowa) skoordynowane są odpowiednio charakterystyki działania zabezpieczeń pod- i nadczęstotliwościowych generatorów (charakterystyki brązowe). Dodatkowo Standard NERC PRC-024-1”Generator Frequency and Voltage Protective Relay Setting” (Nastawienia zabezpieczeń przekaźnikowych, częstotliwościowych i napięciowych generatora) uszczegóławia wymagania odnośnie nastawień dla poszczególnych OSP. Takie podejście do skoordynowania wymagań zapewnia zarówno skuteczność działania SCO, jak i właściwą ochronę JW przy częstotliwości różnej od nominalnej.

6. Koordynacja zabezpieczeń podczęstotliwościowych generatorów i SCO

Podstawowa specyfika działania przekaźnika podczęstotliwościowego leży w fakcie, że wielkość mierzona zmienia się nie tylko wykładniczo w czasie; w rzeczywistości nakładają się na nią pulsacje wynikające z kołysania miedzy jednostkami wytwórczymi. Stąd działanie układu wskutek zwłoki czasowej ma miejsce przy wartości częstotliwości niższej od wartości nastawionej, przy której następuje pobudzenie i w różnym czasie zależnie od usytuowania punktu pomiaru w sieci. Dodatkowym problemem jest fakt, że wielkość deficytu mocy, przy którym nastąpiła utrata stabilności jest nieznana, a i określenie zastępczej stałej elektromechanicznej Tmo napotyka na trudności, gdyż wartość ta zależna jest od tego, jaki fragment systemu się wydzieli z danym deficytem mocy. Stąd z góry nie wiadomo, według których charakterystyk f = f(t) będzie następowało odciążanie. Stan obciążenia systemu oraz rozkład obciążenia jest też przypadkowy w chwili wystąpienia zakłócenia i zwykle nie odpowiada hipotetycznemu, według którego dobierano odciążenia przy nastawianiu SCO. Kolejną cechą odróżniającą układ pomiarowy zabezpieczeń częstotliwościowych od innych aparatów EAZ jest fakt, że pomiar częstotliwości odbywa się w sposób pośredni. Układ pomiarowy korzysta z napięć fazowych lub międzyfazowych pozyskiwanych z przekładników pomiarowych. Zatem nie bez znaczenia jest przyjęty wybór napięć (fazowe lub skojarzone), algorytm pomiarowy oraz rodzaj filtracji częstotliwości podstawowej. Przebiegi napięć w warunkach utraty równowagi częstotliwości odkształcone są nie tylko ze względu na harmoniczne, ale również na występujące kolysania miedzy jednostkami wytwórczymi, oraz często również przez takie zjawiska jak ferrorezonansy i przepięcia. Również miejsce pomiaru jest nie bez znaczenia. Przy dzisiejszym rozwoju techniki, np. w przypadku SCO, pomiar częstotliwości może być realizowany po stronie WN, zaś odciążenie po stronie SN transformatora, co niewątpliwie poprawiłoby niezawodnosć działania tej automatyki.

Problem koordynacji SCO i zabezpieczeń f< JW wynika z konieczności zapewnienia bezpieczeństwa KSE z jednej strony i ochrony samych elektrowni z drugiej strony. Z punktu widzenia systemu elektroenergetycznego w trakcie utraty stabilności częstotliwości utrzymanie każdej jednostki wytwórczej w ruchu jest zasadniczym problemem ogromnej wagi. Utrata

45

jakiejkolwiek generacji w czasie procesu odciążania przez SCO powoduje pogłębienie deficytu mocy, a co za tym idzie pogarsza warunki odbudowy częstotliwości. Zatem dopóki trwa proces odciążania nie powinno mieć miejsca odłączanie żadnej generacji od sieci, a moc generowana przez przyłączone jednostki powinna być jak największa.

Aktualnie zabezpieczenia f< bloku powodujące jego odłączenie od sieci (np. na PPW lub do pracy wyspowej) nastawione są na 47,5 Hz, ze zwłoką czasową 3 s. Należy jednak pamiętać, że w trakcie tej zwłoki czasowej wartość częstotliwości ulega dalszym zmianom; jeśli odciążanie przez SCO było skuteczne – częstotliwość odbudowuje się (wzrasta), jeśli nie, to nadal maleje. W zależności od wielkości deficytu mocy i skuteczności działania SCO pobudzenie zabezpieczenia f< może nastąpić przy różnych szybkościach zapadu częstotliwości df/dt. Ponieważ po pobudzeniu zabezpieczenia częstotliwość nadal się zmienia (zwykle opada), to zadziałanie nastąpi przy niższej częstotliwości zależnie od charakterystyki zapadu (czyli od skuteczności odciążania). Proces odciążania może być nieskuteczny z szeregu przyczyn do których należą:

wolumen odciążania może być mniejszy od założonego (jest to proces losowy, chyba że stosowane jest tzw. Inteligentne odciążanie),

inercja zastępcza wydzielonego podsystemu lub wyspy jest mniejsza od ogólnosystemowej (chociażby na większy udział OZE, generatorów gazowych itp.),

w trakcie opadania częstotliwości odłączają się kolejne źródła (np. wskutek działania zabezpieczeń technologicznych, stanów przejściowych itp.).

Obrazuje to poniższy rysunek, na którym zilustrowano skrajne przypadki, gdy po pobudzeniu zabezpieczenia f< nie następuje żadne odciążanie przez SCO. Jak widać, np. przy zapadzie z szybkością df/dt = -1 Hz/s zabezpieczenie wyśle sygnał na wył. Dopiero przy częstotliwości 45,2 Hz. Nawet przy łagodnym zapadzie z prędkością df/dt = -0,2 Hz/s sygnał na wył. zostanie wysłany przy 46,9 Hz. W każdym z tych przypadków będzie miało miejsce co najmniej skrócenie czasu życia łopatek turbiny, a kto wie czy nie poważniejsza awaria. Nasuwa się więc wniosek, że czas działania f< generatora powinien by ć uzależniony od szybko ści opadania cz ęstotliwo ści w chwili jego pobudzenia . Ze względu jednak na występujące w rzeczywistym przebiegu f=f(t) oscylacje częstotliwości powinno być zastosowane kryterium ∆f/∆t (a nie df/dt).

Gdyby przekonwertować na 50 Hz charakterystykę NERC granicznych nastawień f<0 generatora, to sytuacja wygląda jeszcze bardziej krytycznie. Ilustruje to poniższy rysunek:

46

Rys 7 Działanie zabezpieczenia <f bloku przy różnych szybkościach zapadu częstotliwości df/dt (bez SCO)

Kolejną godną rozpatrzenia jest sytuacja, gdy SCO może być skuteczne, ale ostatnie stopnie odciążania działają poniżej progu pobudzenia f< bloku, czyli 47,5 Hz. Sytuację tę ilustruje poniższy rysunek. Na przykład dla przypadku df/dt = -5Hz/s, mimo poprawnego działania SCO, częstotliwość zapada poniżej 47 Hz i w tym obszarze utrzymuje się ponad 2 s. Zgodnie z Rys 5. nastąpi jednak po ok. 1 s uszkodzenie łopatek turbiny.

47

Rys.8 Przypadek zagrożenia uszkodzenia turbiny przy dużym zapadzie częstotliwości i konwencjonalnym

zabezpieczeniu f< bloku

Powyższy przypadek potwierdza konieczność jak najszybszego działania SCO tak, aby przy dużych deficytach mocy działanie SCO nie kolidowało z zabezpieczeniami f< generatorów. Jeśli zaistnieje sytuacja, że częstotliwo ść zaczyna si ę odbudowywa ć po pobudzeniu zabezpieczenia f<0 bloku (czyli ∆f/∆t ≥0), to nale żałoby wydłu żyć czas działania f< tak, aby dać szanse na odbudow ę częstotliwo ści i nie odł ączać JW od sieci.

Wiadomo, że najlepszym rozwiązaniem SCO jest układ obszarowy, inteligentny lub rozproszony inteligentny adaptacyjny. Jednak budowa takiego układu, to koszty znacznie przekraczające budżety inwestycyjne elektroenergetyki na najbliższych kilka lat. Realnym rozwiązaniem jest wdrożenie systemów póładaptacyjnych na bazie już zainstalowanych aparatów cyfrowych SCO, oraz nowo instalowanej aparatury.

W proponowanych układach EAZ wykorzystywane jest kryterium przyrostu różnicowego częstotliwości ∆f/∆t (nie df/dt). Kryterium pochodnej nie mo żna stosowa ć, ze względu na fakt, że w trakcie utraty równowagi częstotliwości na aperiodyczny przebieg zmian częstotliwości nakładają się oscylacje częstotliwości (rzędu 0,1 do 2 Hz), wynikające ze zjawisk oscylacji między-obszarowych i kołysań między lokalnymi JW. Na przykład dla UCTE częstotliwość oscylacji

48

międzyobszarowych jest rzędu 0,2 do 0,26 Hz. Oscylacje te zależą od wielu czynników i ich częstotliwość jest trudna do wyznaczenia na drodze analitycznej. Głównie wyznacza się ją na drodze analiz symulacyjnych (np. przy wykorzystaniu PSS). Na poniższym rysunku dla zilustrowania zjawiska przedstawiono przykładowe przebiegi zmian częstotliwości, mierzone w trzech różnych punktach SEE.

Rys. 9 Przykładowe przebiegi utraty równowagi częstotliwości rejestrowane w różnych punktach systemu, przy początkowej pochodnej zapadu częstotliwości df/dt = -2,3 Hz/s.

Na powyższym rysunku przykładowo zaznaczono chwilowe wartości pochodnej zmian częstotliwości df/dt przy częstotliwości f=49 Hz. Średnia wartość df/dt = -2,3 Hz/s. Zmierzona w węźle E systemu wartość ta wynosi df/dt = +0,7 Hz/s, zaś w węźle F df/dt = -0,5 Hz/s. Stąd korzystniejsze jest wykorzystywanie kryterium przyrostu różnicowego zmian częstotliwości, która to wartość przy właściwie dobranym oknie (∆t) stanowi uśrednioną wartość pochodnej, dając bardziej wiarygodne kryterium działania układu automatyki.

49

7. Póładaptacyjne SCO

Póładaptacyjne SCO wykorzystuje fakt, że w wydzielonym układzie o zdeterminowanej wartości stałej elektromechanicznej pochodna zmian częstotliwości jest wprost proporcjonalna do względnego deficytu mocy (zal. 1). Takie rozwiązanie zapewnia jak najszybsze skuteczne odciążanie. Schemat logiczny działania przykładowego zabezpieczenia póładaptacyjnego, zrealizowanego przy zastosowaniu zabezpieczeniu Ex-BEL firmy Apator Elkomtech SA przedstawia poniższy rysunek

Aktywacja układów detekcji przyrostu różnicowego częstotliwości ∆f/∆t ma miejsce przy 49,3 Hz, przy czym pobudzenie przekaźnika ∆f/∆t jest podtrzymywane przez odpowiednio zadany czas. O ile częstotliwość w dalszym ciągu zapada, to przy 49 Hz następuje zadziałanie właściwego toru przyrostu różnicowego. Celem zapewnienia dużego poziomu niezawodności układu, działanie poszczególnych torów przyrostu różnicowego rezerwowane jest przez konwencjonalny przekaźnik podczęstotliwościowy.

Rys. 10 Uproszczony schemat logiczny przykładowego zabezpieczenia póładaptacyjnego z zastosowaniem zabezpieczenia EX-BEL lub EX-fBEL

Powyżej przedstawiony układ SCO póładaptacyjnego jest przykładowy. Układ ten można zarówno uprościć, jak i rozbudowywać w zależności od postawionych wymagań systemowych.

50

Rys. 11 Charakterystyki odciążania przez zabezpieczenie póładaptacyjne i SCO konwencjonalne

Na powyższym rysunku zilustrowano przebieg odciążania realizowany przez proponowane SCO póładaptacyjne. Dla porównania przedstawiono również działanie konwencjonalnego SCO dla przypadku df/dt = -3 Hz. Jak widać, dla zapadu -3 Hz/s przy układzie póładaptacyjnym odbudowa częstotliwości rozpoczyna się po ok. 0,5 s od chwili wystąpienia zapadu (przy częstotliwości ok. 48,76 Hz), zaś w przypadku konwencjonalnego SCO odbudowa częstotliwości rozpoczyna się po ok. 1,3 s (przy częstotliwości 47,9 Hz). Na poniższym rysunku dla porównania zestawiono przebiegi odciążania przy konwencjonalnym SCO i póładaptacyjnym SCO.

51

Rys. 12 Porównanie przebiegu odciążania przy konwencjonalnym SCO i póładaptacyjnym SCO

Jak widać proces odciążania przy zastosowaniu pół-aptacyjnego SCO nawet przy ekstremalnym deficycie mocy df/dt = -6Hz/s (co przy np. Tm = 10s odpowiada względnemu deficytowi mocy ∆Pw = -2,2, czyli 55% ubytkowi generacji), przebiega bezpiecznie, tzn. częstotliwość odbudowuje się powyżej 47,5 Hz.

Zalety układu póładaptacyjnego w odniesieniu do układów konwencjonalnych:

a) Przyspieszenie procesu odciążania, b) Zwiększenie pewności i skuteczności działania odciążania, c) Znaczne zmniejszenie ryzyka zapadu częstotliwości do wartości zagrażających

Jednostkom Wytwórczym (szczególnie turbogeneratorom), d) Zmniejszenie ilości zastosowanych aparatów SCO w sieci, e) Poprawne działanie układu, zarówno przy utracie równowagi przez KSE, jak i przy

wydzieleniu układu wyspowego.

52

8. Zabezpieczenie podczęstotliwościowe póładaptacyjne bloku GT

Zagrożenie uszkodzenia turbiny z powodu pracy przy obniżonej częstotliwości może mieć miejsce zasadniczo z dwóch powodów zaistniałych przy utracie równowagi częstotliwości:

a) Przy zapadach o początkowej średniej i dużej szybkości (-2 Hz/s do -4 Hz/s) i nieskutecznym działania SCO,

b) Przy dużych zapadach o początkowej szybkości poniżej -5 Hz/s, kiedy to z zasady działania konwencjonalne SCO zwykle jest nieskuteczne.

Z analiz dopuszczalnej pracy turbiny przy obniżonej częstotliwości wynika, że nie powinno się dopuszczać do nawet krótkotrwałej pracy turbogeneratora przy częstotliwości poniżej 47 Hz. Z drugiej strony ENTSO dopuszcza odł ączenie JW od SEE przy cz ęstotliwo ści poni żej 47,5 Hz. Przy doborze nastawień proponowanego zabezpieczenia podczęstotliwościowego, częstotliwość 47 Hz przyjęto jako graniczną. Proponowany schemat logiczny zabezpieczenia przedstawiono na poniższym rysunku.

Rys. 12 Schemat póładaptacyjnego zabezpieczenia podczęstotliwościowego bloku GT zrealizowany przy zastosowaniu zabezpieczenia Ex-mBEL produkcji firmy Apator Elkomtech

Zabezpieczenie ma trzy stopnie reagujące na przyrost różnicowy częstotliwości ∆f/∆t, których inicjacja (dobór okna pomiarowego ∆t) następuje po przekroczeniu 47,8 Hz. Zadziałanie poszczególnych torów ∆f/∆t następuje poniżej częstotliwości 47,5 Hz, przy czym każdy z tych torów ma własną zwłokę czasową zależną od ∆f/∆t. Celem zapewnienia wysokiej niezawodności układu przy zapadzie częstotliwości poniżej 47 Hz następuje wysłanie impulsu wyłączającego po zwłoce 100 ms.

53

Rys. 13 Przykładowe działanie zabezpieczenia póładaptacyjnego podczęstotliwościowego bloku GT

Na powyższym rysunku zilustrowano działanie proponowanego zabezpieczenia póładaptacyjnego podczęstotliwościowego na tle charakterystyk odciążania przez SCO konwencjonalne. Jak widać, przy zapadach z początkową prędkością df/dt < -4,5 Hz/s nawet przy poprawnym działaniu SCO istnieje zagrożenie, że częstotliwość obniży swą wartość poniżej granicznej częstotliwości bezpiecznej pracy łopatek turbiny. Aktualnie stosowane zabezpieczenie <f bloku nastawione na f<47,5 Hz i zwłokę t=3s dopuści do pracy bloku poniżej granicznej wartości zagrażając uszkodzeniu łopatek turbiny. Na przykład przy deficycie mocy powodującym zapad z początkową szybkością -6Hz/s (np. Tm=8s, ∆Pw=0,96), mimo poprawnego działania SCO może doprawadzić do spadku częstotliwości do 46 Hz, zagrażając nie tylko łopatkom turbiny, ale poprawnej pracy napędów potrzeb własnych.

9. Podsumowanie

Obecnie stosowana technika SCO i algorytmy zabezpieczeń częstotliwościowych praktycznie nie uległy zmianie od początku swego zastosowania w KSE, czyli od ponad 50-ciu lat. Należy mieć na uwadze, że w tym okresie czasu zaszły dalekie zmiany w strukturze samego KSE jak i przede wszystkim w powiązaniach międzysystemowych. Najistotniejsze jednak zmiany

54

w odniesieniu do warunków pracy SCO powodowane są zmianami struktury sieci i rodzaju źródeł energii zainstalowanych w SEE. W dodatku aktualnie dostępna technika symulacji zjawisk sieciowych pozwala na dokładniejszy dobór algorytmów i nastawień aparatury EAZ.

Z przeprowadzonych rozważań wynika, że aby uzyskać właściwe skoordynowanie i skuteczność działania SCO, jak i niezawodną ochronę generatorów przy zastosowaniu zabezpieczeń podczęstliwościowych należy:

a) Zastosować układy póładaptacyjne SCO, b) Stopniowo wraz z rekonstrukcją obwodów wtórnych wdrażać Inteligentne SCO

i obszarowe SCO, c) Do zabezpieczenia Jednostek Wytwórczych przy zapadach częstotliwości należy

stosować zabezpieczenia póladaptacyjne, uzależniając czas działania od szybkości zanikania częstotliwości df/dt tak, aby nie dopuścić do skracania czasu życia łopatek turbiny,

d) Zastosowanie póładaptacyjnego SCO i póładaptacyjnych zabezpieczeń podczęstotliwościowych bloku GT zapewni koordynacje tych automatyk, poprawi niezawodność i bezpieczeństwo pracy układów,

e) Nowoczesne zabezpieczenia (np. zabezpieczenia typu „Ex” produkcji firmy Apator Elkomtech SA) dysponują nie tylko układami podczęstotliwościowymi, ale również reagującymi na przyrost częstotliwości ∆f/∆t oraz są wyposażone w układy logiki programowej. Umożliwia to zarówno realizowanie póładaptacyjnego SCO, jak i póładaptacyjnych zabezpieczeń podczęstotliwościowych i nadczęstotliwościowych,

f) Podobnie jak zaproponowano rozwiązanie zabezpieczeń póładaptacyjnych podczęstotliwościowych, należy zaprojektować zabezpieczenia póładaptacyjne nadczęstotliwościowe. W przypadku tych zabezpieczeń, ich selektywne działanie nie tylko zabezpiecza bloki GT przed uszkodzeniem, ale i KSE przed black-outem.

Literatura [1]. David J. Finlay, John Horak, „Load shedding for utility and industrial power system reliability” IEEE

Conference, Colorado 2005, [2]. General Electric Company, “Load Shedding, Load Restoration and Generator Protection Using Solid-state

and Electromechanical Underfrequency Relays”, Philadelphia, 2008, [3]. Gjukaj A., Kabashi G., Pula G., Avdiu N., Prebreza B., „Re-Design of Load Shedding Schemes of the Kosovo

Power System”, World Academy of Science, Engineering and TechnologyVol:50 2011-02-23, [4]. Habou You, Vijal Virtal i inni, „An intelligent adaptive load shedding scheme”, 14 PSCC, Sevilla, 24-28 June

2002, [5]. Klimpel A., Dziuba A.. „Aktualizacja wymagań techniczno - organizacyjnych dla opracowania planów obrony

KSE w zakresie automatycznego odciążania KSE w stanach awaryjnych” EPC SA. Warszawa 2004/2006 r. (Praca zamówiona przez PSE-Operator S.A.),

[6]. Klimpel A., Dziuba A., „Studium badawcze możliwości zastosowania kryterium napięciowego przy uwzględnieniu działania automatyki SCO w planach obrony KSE”, EPC SA. Warszawa 2006/2008 r. (Praca zamówiona przez PSE-Operator S.A.),

[7]. Klimpel A., Głaz M., “Działanie automatyki odciążającej w warunkach wystąpienia awarii” Konferencja KAE, Bielsko Biala 2007 r.,

[8]. Klimpel A., Lubicki W., “Infrastruktury krytyczne w elektroenergetyce”, Śląskie Wiadomości Elektrotechniczne, nr 5/2009,

[9]. Klimpel A., „Odciążanie jako ostateczny środek obrony KSE”, Konferencja „Blackout w KSE”, Poznań czerwiec 2012,

55

[10]. Lubośny Z., Szczerba Z., Zajczyk R. „Działanie automatyki SCO na obszarze wydzielonej wyspy po utracie powiązania z systemem elektroenergetycznym. Konferencja JASE” .Wrocław, 11 - 15 października 1999 r. Machowski J. „Charakterystyki wytwarzania i odbioru jako czynnik decydujący o odchyleniach częstotliwości”. Instytut Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej,

[11]. Mohd A. A. Zin,H. Mohd Hafcz, W. K. Wong, „Static and Dynamic Under-frequency Load Shedding: a Comparison”, 2004 Intematlonal Conference on Power System Technology - POWERCON 2004, Singapore, 27-24 November 2004,

[12]. NERC PRC-006-1 “Automatic Underfrequency Load Shedding”, 2012, [13]. NERC PRC-024-1 ”Generator Frequency and Voltage Protective Relay Setting”, 2013, [14]. Seyedi H., Sanaye-Pasand M., “Design of New Load Shedding Special Protection Schemes for

a Double Area Power System”, American Journal of Applied Sciences 6 (2); 317-327, 2009, [15]. Shahgholian G, Salary M.E., “Effect of Load Shedding Strategy on Interconnected Power Systems Stability

When a Blackout Occurs”, International Journal of Computer and Electrical Engineering, Vol. 4, No. 2, April 2012,

[16]. Zbiorowa, “Intelligent Load Shedding Ned for a Fast and Optimal Solution”, IEEE, PCIC, Europe 2005, [17]. Zbiorowa, “An Intelligent Adaptive Load Shedding Scheme”, 14th PSCC, Sevilla, 24-28 June 2002, [18]. Zbiorowa, “A benefit comparison of Load Shedding versus use of Distributed Generation” Intelligent Grid

Research Cluster- Project 3, IET Generation, Transmission and Distribution, June 2011, [19]. Klimpel A., Kołodziejczyk M., “Skuteczność zabezpieczeń podczęstliwościowych bloków wytwórczych” XVII

ogólnopolska konferencja 2014 „Zabezpieczenia przekaźnikowe w energetyce”, Karpacz, październik 2014 r.,

[20]. Klimpel A., Głaz M., „Potrzeba oceny i badań automatyki SCO w KSE”, XVII seminarium ENERGOTESTU "Automatyka w elektroenergetyce" Zawiercie 23 - 25. 04. 2014.

56

Standard IEC61850 w Inteligentnych Sieciach

Elektroenergetycznych

Krzysztof Wasiljew 1. Wprowadzenie

Inteligentne Sieci Elektroenergetyczne są naturalnym etapem rozwoju klasycznych sieci elektroenergetycznych, których zadaniem jest dostarczanie energii elektrycznej dla szerokiego kręgu odbiorców. W sieciach klasycznych energia jest wytwarzana przez duże, konwencjonalne elektrownie systemowe, podłączone do sieci przesyłowych najwyższych napięć. Odbiorcy natomiast są w przeważającej części przyłączeni do sieci rozdzielczych (SN) i odbiorczych (nN). Obecnie ze względu na zmiany klimatu i wyczerpywanie się zasobów naturalnych obserwujemy stały wzrost liczby Odnawialnych Źródeł Energii (OZE), zaliczanych ze względu na swoją wielkość do Generacji Rozproszonej (GR). Są one najczęściej podłączone do sieci przesyłowo-rozdzielczej (110kV) i rozdzielczej. W najbliższym czasie możemy spodziewać się istotnego wzrostu liczby małych źródeł energii podłączonych do sieci odbiorczych, w postaci tzw. generacji prosumenckiej. Rozproszenie generacji energii w połączeniu z naturalnym rozproszeniem odbiorców wymusza nowe podejście do problemu zapewnienia stabilności i bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Jednym z najbardziej obecnie rozwijanych systemów są właśnie Inteligentne Sieci Elektroenergetyczne, które w dużym skrócie nazywane są również siecią teleinformatyczno-energetyczną. Sieci Inteligentne dzięki wykorzystaniu najnowszych systemów telekomunikacji, telemechaniki, zabezpieczeń, regulacji i sterowania zapewniają optymalne wykorzystanie energii. Jest to możliwe dzięki zwiększeniu przepływu informacji pomiędzy wszystkimi podmiotami na rynku energii tj, wytwórcami, odbiorcami i prosumentami.

2. Obszary stosowania IEC61850 w ISE

Duża ilość podmiotów podłączonych do systemu elektroenergetycznego wymaga stosowania międzynarodowych standardów określających wymianę informacji pomiędzy nimi. Zalecane standardy możemy znaleźć w mapie drogowej standaryzacji sieci inteligentnej (Smart Grid Standarization Roadmap), opracowanej przez Zarząd Międzynarodowego Komitetu Elektrotechnicznego (IEC SMB).

Dokument ten zaleca stosowanie standardu IEC 61850 dla realizacji:

komunikacji pomiędzy stacjami i centrami nadzoru,

57

telemetrii w systemach EMS, przeciwdziałania zapadowi SEE (blackout), modelowaniu źródeł generacji rozproszonej, systemów automatyki dystrybucji energii, systemów automatyki stacji inteligentnych – szyna procesu, komunikacji ze źródłami generacji rozproszonej (GR).

3. Komunikacja w systemach automatyki stacyjnej i systemu elektroenergetycznego.

Przedmiotem standardu IEC 61850 była początkowo komunikacja w systemach automatyki stacji (SAS). Z biegiem czasu zaczęły być publikowane następne części standardu, które dotyczyły komunikacji w kolejnych obszarach systemu elektroenergetycznego.

Rys. 1 Obszary zastosowania norm IEC61850

4. Cechy standardu

pierwotnie: - standard obejmujący komunikację na wszystkich poziomach urządzeń automatyki stacyjnej,

obecnie: - komunikacja pomiędzy stacjami wszystkich poziomów napięć, farmami wiatrowymi, rozproszonymi źródłami energii,

Komunikacja z centrami nadzoru

58

przyszłość: - normy dla komunikacji pomiędzy centrami nadzoru, sterowania ładowaniem samochodów elektrycznych i in.,

struktury danych modelujące urządzenia w systemie elektroenergetycznym, wykorzystane w przesyłaniu informacji,

ujednolicenie informacji zgodnej z opisem standaryzowanych typów danych dla urządzeń w stacji (łączników, przetworników pomiarowych, zabezpieczeń, itp.),

jednolite sieci informatyczne dla wymiany danych, usług, które są przesyłane w systemach komunikacyjnych – wykorzystanie sieci Ethernet i protokołu TCP/IP,

ujednolicone konfiguracje kompletnego opisu urządzeń na stacji – język SCL (Substation Configuration Language),

komunikacja peer to peer i multicast.

5. Interfejsy wymiany danych

Pierwsza edycja normy IEC61850, zgodnie z jej nazwą „Systemy i sieci w stacjach energetycznych….”, opisywała połączenia pomiędzy urządzeniami zlokalizowanymi na terenie stacji. Na Rys. 2 przedstawiono interfejsy wymiany danych pomiędzy:

1. zabezpieczeniem a koncentratorem stacyjnym

2. zabezpieczeniami w różnych stacjach – IEC 61850-90-1 norma opublikowana w 2010 r.

3. zabezpieczeniami w tym samym polu,

4. przetwornikami pomiarowymi a zabezpieczeniem (szyna procesowa),

5. łącznikami i zabezpieczeniami – sterowania,

6. koncentratorem stacyjnym i zabezpieczeniami – sterowania,

7. koncentratorem stacyjnym i serwisem stacji (kanał inżynierski),

8. zabezpieczeniami różnych pól –automatyka i blokady międzypolowe,

9. koncentratorami stacyjnymi,

10. koncentratorem i centrum nadzoru –IEC 61850-90-2 – norma w opracowaniu.

59

Rys. 2 Złącza (interfejsy) wymiany danych.

W następnych latach po pierwszej edycji standardu(2002-04) zostały opublikowane kolejne normy opisujące łączność z następnymi obiektami systemu elektroenergetycznego tj:

elektrowniami wodnymi IEC 61850-7-410:2012, źródłami rozproszonymi IEC 61850-7-420:2009, farmami wiatrowymi IEC 61400-25:2006, konwerterami mocy w rozproszonych źródłach energii IEC 61850-90-7:2013, transmisja synchrofazorów IEC 61400-90-5:2012.

Komunikacja w pierwszej edycji wykorzystywała stacyjne sieci LAN. W komunikacji pomiędzy następnymi poziomami wykorzystywane będą sieci rozległe realizowane w różnych technologiach. Powyższe normy definiują wymianę danych, dostarczając opisy struktur logicznych niezbędne do budowy systemu sterownia i nadzoru różnych obiektów inteligentnej sieci (ISE). Specjalizowane, hierarchiczne struktury danych umożliwiają prezentację informacji charakterystycznych dla procesów w poszczególnych typach obiektów lub źródeł energii.

Norma IEC 61850-7-4 zawiera hierarchiczne struktury danych, wykorzystywane w systemach automatyki stacji energetycznych (158 węzłów logicznych i 982 obiektów danych) np.:

60

XCBR – wyłącznik, XSWI – odłącznik, PTOC – zabezpieczenie nadprądowe, PDIS – zabezpieczenie odległościowe…

Kolejne normy zdefiniowały następne specjalizowane węzły:

IEC 61850-7-410 (63 wezły logiczne i 350 obiektów danych) m.in.:

o FPID – regulator PID, o HDAM – brama zapory wodnej, o HLVL – wskaźnik poziomu wody, o HTUR – turbina…

IEC 61850-7-420 (50 węzłów logicznych i 450 obiektów danych) m.in.:

o DCRP – charakter źródła w punkcie wymiany, o DGEN – zespół generatora źródła rozproszonego (DER), o DFCL – sterownik ogniwa paliwowego, o DHCP – sterownik systemu kogeneracji…

IEC 61400-25-2 (16 węzłów logicznych i 250 obiektów danych) m.in.:

o WTUR – ogólna informacja o turbinie wiatrowej, o WGEN – generator turbiny wiatrowej, o WCNV – konwerter turbiny wiatrowej, o WTRF – transformator turbiny wiatrowej…

6. Integracja w Inteligentnych Sieciach Energetycznych

Podstawowym zadaniem Sieci Inteligentnych jest integracja wszystkich uczestników rynku – dostawców, odbiorców, firm świadczących usługi obrotu i dystrybucji energii. Złożoność powyższego zadania znacznie wzrosła w wyniku pojawienia się nowych rodzajów źródeł energii, które ze względu na mniejszą moc niż elektrownie systemowe występują w większej liczbie i tym samym w wielu lokalizacjach. Pierwszoplanowym zadaniem jest wymiana informacji z systemami zarządzania. Wymienione w poprzednim akapicie struktury danych – węzły logiczne standaryzują przepływ informacji na różnych poziomach zarządzania.

Rys. 3 przedstawia wykorzystanie węzłów logicznych IEC 61850 dla modelowania elektrowni wirtualnej, korzystającej z różnych technologii wytwarzania.

Jest to tylko niewielką część węzłów zdefiniowanych w standardzie IEC 61850. Wykorzystanie do modelowania i komunikacji standardowych struktur danych - węzłów logicznych - jest konieczne w przypadku budowy systemów zarzadzania złożonych z urządzeń różnych producentów. Różnorodność dostawców urządzeń jest częstym zjawiskiem na stacjach energetycznych, a tym bardziej na niezależnych od siebie źródłach energii. Interoperacyjność jest więc koniecznym i jednym z najważniejszych aspektów standardu IEC 61850.

61

Rys. 3 Wymiana danych w systemie nadzoru elektrowni wirtualnej.

7. Inwertery w generacji rozproszonej

Synchronizator

RSYN

Generator

DGEN DRAZ

DRAT DCST

Paliwo

DFLV

MFUL

Centralny sterownik

DRCT DRCS

DRCC MMXU

Biogazownia

Farma wiatrowa

WGEN

Generator

WROT

Rotor

WCNV

Konwerter

WTRF

Transformator

RSYN

Synchronizator

WTUR

Sterownik centralny

WALM

WREP

WAPC

Fotowoltaika

CSWI

Łącznik DC

ZINV

MMDC

Konwerter DC

DPVM

DPVC

Konwerter energii

DPVA

DTRC

DRCT

Sterownik centralny

DRCS

DRCC

MMXU

Magazyn energii

CSWI

Łącznik DC

ZINV

Konwerter

MMDC

DRCT

Sterownik centralny

DRCS

DRCC

MMXU

RSYN

Synchronizator

Akumulator

ZBAT

System nadzoru elektrowni wirtualnej

62

Norma IEC 61850-90-7 definiuje komunikację i modelowanie inwerterów stosowanych w przetwarzaniu energii źródeł rozproszonych, takich jak farmy fotowoltaiczne, elektrownie biogazowe oraz w magazynach energii. Współczesne oczekiwania w stosunku do inwerterów wynikają z konieczności pogodzenia wymogów stabilności systemu energetycznego z takimi cechami źródeł rozproszonych jak niestabilność, brak możliwości sterowania, trudność w planowaniu lokalizacji. Wymóg stabilności powoduje zapotrzebowanie na magazyny energii, w których inwertery są zwykle stosowane. Dzięki inwerterom rozproszone źródła mogą stać się ważnymi narzędziami zarzadzania mocą, umożliwiającymi zwiększenie niezawodności i wydajności systemu elektroenergetycznego. W tym celu inwertery powinny umożliwiać sterowanie z systemu zarządzania siecią energetyczną. Norma IEC 61850-90-7 opisuje wiele funkcji zarządzania inwerterami, m.in:

sterowanie odłącz / dołącz źródło do sieci, regulacja maksymalnego poziomu generacji, regulacja współczynnika mocy, sterowanie kierunkiem mocy (cyklem ładowania / rozładowania), sterowanie cyklem ładowania / rozładowanie na podstawie ceny energii, sterowanie charakterystyką napięcie-moc bierna, sterowanie charakterystyką częstotliwość - moc czynna, sterowanie charakterystyką temperatura - moc czynna.

Celem modelowania powyższych charakterystyk wykorzystywane są węzły logiczne:

DOPM - sterowanie (wybór) trybu pracy źródła energii, DRCT - sterownik charakterystyk źródła energii, DCCT - zarządzanie parametrami ekonomicznymi, DGSM - zarządzanie trybami pracy źródła energii, FMAR - zarządzanie macierzami urządzeń, FSCC - zarządzanie scenariuszami.

Zgodnie z normą IEC 61850-90-7 model realizacji funkcji zarządzania inwerterem wymaga wybrania odpowiedniego scenariusza, w którym zdefiniowane są sekwencje sterowań i nastaw przekazywanych do odpowiednich węzłów logicznych. Węzły logiczne modelują (reprezentują) rzeczywiste regulatory odpowiednich parametrów źródła energii. Wymienione powyżej funkcje zarządzania inwerterami umożliwiają efektywną współpracę rozproszonych źródeł energii z modułami optymalizacji systemu elektroenergetycznego, które występują w systemach klasy DMS / EMS.

8. Podsumowanie

Wymienione powyżej przykłady zastosowania standardu IEC 61850 w Inteligentnych Sieciach Elektroenergetycznych pokazują jego rozwój zgodnie z obszarami określonymi w mapie drogowej standaryzacji sieci inteligentnej (Smart Grid Standarization Roadmap). Potwierdza to również

63

wiodącą rolę standardu IEC61850 w komunikacji Inteligentnych Sieci Energetycznych. W najbliższych latach planowana jest publikacja kolejnych części standardu:

IEC 61850-90-2 – Komunikacja pomiędzy stacją a systemem nadzoru (SCADA), IEC 61850-9-3 – Protokół precyzyjnego ustawiania czasu w systemach automatyki

stacyjnej, IEC 61850-80-3 – Mapowanie do protokołów web, IEC 61850-80-4 – Translacja obiektowego modelu COSEM do modelu danych IEC 61850, IEC TR 61850-90-10 – Obiekty dla zarządzania scenariuszami, IEC 61850-90-12 – Przewodnik zarządzania siecią WAN.

Oprócz tego planowane są następne tematy prac m.in:

IEC 61850-90-3 — Using IEC 61850 for Condition Monitoring, IEC 61850-90-6 — Use of IEC 61850 for Distribution Feeder Automation System, IEC 61850-90-8 — Object Models for Electrical Transportation (e-mobility), IEC 61850-90-9 — Object Models for Batteries.

Jak widać z powyższego zestawienia standard IEC61850 dzięki swojemu ciągłemu rozwojowi powinien zapewnić komunikację pomiędzy wszystkimi użytkownikami Inteligentnych Sieci Elektroenergetycznych.

64

Systemy odbudowy zasilania SN

Krzysztof Kalusiński

1. Wstęp

Jednym z największych wyzwań dla współczesnej elektroenergetyki jest zapewnienie ciągłości dostaw energii elektrycznej do odbiorców, jak również minimalizacja częstości, czasu trwania oraz obszaru występowania ewentualnych przerw w dostawach energii elektrycznej spowodowanych przez rozmaite awarie, w szczególności zwarcia w głębi sieci elektroenergetycznej.

Większość zwarć doziemnych w liniach napowietrznych SN ma charakter przemijający, a ich skutki udaje się skutecznie zminimalizować stosując w stacjach zasilających linie automatykę SPZ podejmującą próby ponownego załączenia linii po jej wcześniejszym wyłączeniu przez zabezpieczenie. Pomimo tego, w sieci energetycznej występują również zwarcia, które utrzymują się trwale, a usunięcie ich przyczyny wymaga interwencji brygad pogotowia energetycznego. Do tego czasu należy jak najszybciej, i w możliwie jak największym stopniu, ograniczyć liczbę odbiorców pozbawionych energii elektrycznej, co znacząco wpływa na poprawę wskaźników niezawodnościowych SAIDI i SAIFI.

W dotychczasowych rozwiązaniach oferowanych przez firmę Apator Elkomtech, opartych o sterowniki Ex-SIMON z telemechaniką Ex-ML, Ex-micro, Ex-micro2, Ex-mBEL_S lub Ex-mBEL_S2, funkcję odizolowania zwartego odcinka sieci spełnia zaimplementowana w sterownikach automatyka sekcjonująca, która w beznapięciowych przerwach automatyki SPZ otwiera kolejne odłączniki lub rozłączniki w kierunku od końca linii do punktu zasilania, próbując w ten sposób stopniowo odizolować uszkodzony odcinek linii od źródła zasilania.

Najnowszym rozwiązaniem pozwalającym znacząco zminimalizować obszar występowania przerw w zasilaniu, w dużym stopniu zmniejszyć czas trwania i częstość występowania przerw w dostawie energii przy mniejszym zużyciu aparatury łączeniowej jest automatyka FDIR (Fault Detection, Isolation and Restoration).

2. Główne cechy systemu odbudowy zasilania

Algorytm automatyki FDIR automatycznie lokalizuje i izoluje uszkodzony odcinek linii SN, otwierając w stanie beznapięciowym (np. w przerwie cyklu automatyki SPZ) odpowiedni rozłącznik znajdujący się w głębi sieci, po czym automatycznie przywraca zasilanie nieuszkodzonych

65

fragmentów sieci przez zamknięcie rozłączników w punktach podziału. Automatyka FDIR jest realizowana dzięki ścisłej współpracy sterowników w głębi sieci oraz zabezpieczeń lub innych urządzeń w stacjach zasilających, komunikujących się poprzez łącze radiowe współdzielone z kanałem telemechaniki do systemu sterowania i nadzoru.

Do głównych zalet systemu automatyki FDIR należy przede wszystkim znaczące skrócenie czasu trwania, a także obszaru występowania przerw w dostawie energii elektrycznej. Dzięki ograniczeniu do minimum obszarów trwale pozbawionych zasilania w naturalny i skuteczny sposób poprawiane są współczynniki niezawodnościowe sieci SAIDI i SAIFI. Praca według ściśle określonych i zatwierdzonych założeń pozwala na pełną autonomiczność działania automatyki, dzięki czemu nie angażujemy dyspozytora w centrum nadzoru.

Konstrukcja algorytmu pozwala na bardzo szybkie zlokalizowanie miejsca zwarcia, poprzez wyeliminowanie nadmiarowych cykli pozytywnie wpływa na zmniejszenie zużycia aparatury łączeniowej. Do głównych zalet należy także stosunkowo krótki czas działania automatyki (poniżej 3 minut), liczony od momentu wyłączenia linii przez zabezpieczenie w GPZ, do zamknięcia odpowiednich łączników podziałowych przywracających zasilanie.

Realizacja automatyki FDIR wymaga zweryfikowania zasobów sprzętowych zarówno z punktu widzenia zainstalowanych w sieci aparatów, jak i telemechanik.

Elementami niezbędnymi do realizacji automatyki FDIR z punktu widzenia aparatury pierwotnej zainstalowanej w sieci są: zdalnie sterowany wyłącznik w stacji zasilającej linię z automatyką, zdalnie sterowane odłączniki lub rozłączniki w linii, zdalnie sterowane rozłączniki w punktach podziału sieci, przekładniki prądowe dla linii kablowych lub sterowniki z funkcją wskaźnika zwarć we wszystkich sekcjach oraz rozgałęzieniach linii – w szczególności w miejscach występowania łączników zdalnie sterowanych, a także wskaźniki obecności średniego napięcia w punktach brzegowych obszaru sieci objętego automatyką.

Podstawowymi elementami z punktu widzenia telemechaniki stacyjnej są: sterowniki telemechaniki spełniające funkcję detektorów przepływu prądu zwarciowego z komunikacją radiową (np. Ex-Simon z telemechaniką Ex-mBEL_S, Ex-mBEL_S2, Ex-DPZ, Ex-ML_NBAS_D), odpowiednio skonfigurowane zabezpieczenia w polach zasilających (np. Ex-BEL_Z, Ex-fBEL_Z), a także, w wariancie automatyki centralnej, koncentrator stacyjny np. Ex-MST2.

Niezbędne dla wyzwolenia algorytmu automatyki jest otrzymanie pewnych i spójnych informacji ze sterowników polowych tj. detektorów przepływu prądu zwarciowego, zainstalowanych w głębi sieci energetycznej oraz zabezpieczenia w GPZ. Dzięki działaniu według wcześniej opracowanych i zatwierdzonych scenariuszy działanie automatyki jest w pełni autonomiczne tzn. nie wymaga zaangażowania dyspozytora.

W przypadku braku spójności informacji o przepływie prądu zwarciowego ze sterowników zainstalowanych w głębi sieci, zadziałaniu zabezpieczeń w GPZ, a także błędach w polach

66

biorących udział w działaniu automatyki (np. błąd położenia łącznika, alarm o istotnym znaczeniu dla działania algorytmu) lub przy lokalnej czy zdalnej blokadzie automatyka wstrzymuje działanie. Zastosowanie szeregu zaawansowanych funkcji logicznych i algorytmów czuwających nad poprawnością lokalizacji, wyizolowania i przywrócenia zasilania w sieci zapewnia wysokie bezpieczeństwo pracy systemu.

Przykład wyizolowania zwartego odcinka sieci SN oraz przywrócenie zasilania w pozostałej, niezwartej części sieci przedstawiono na Rys.1.

Rys.1 Przykład działania automatyki FDIR przedstawiony na modelu linii SN

67

3. Wskaźniki przepływu prądu zwarciowego

Firma Apator Elkomtech SA oferuje szereg urządzeń przeznaczonych do wykrywania przepływu prądu zwarciowego. Oferta wskaźników zwarć obejmuje trzy typy urządzeń: pierwsza grupa przeznaczona do współpracy z działającą na obiekcie SN telemechaniką, grupa druga – urządzenia w pełni autonomiczne, z własnymi układami łączności i podtrzymania zasilania, trzecią grupę stanowią sterowniki telemechaniki z funkcją wskaźnika przepływu prądu zwarciowego.

Detekcja przepływu prądu zwarciowego w urządzeniach może odbywać się poprzez pomiar prądu z zainstalowanych przekładników prądowych, sensorów, a także przy użyciu komparatorów progowych, podłączonych do urządzeń za pomocą światłowodu. Poniżej przedstawiono przykładowe elementy pomiarowe detektorów przepływu prądu zwarciowego.

Widok przekładnika z otwartym rdzeniem Ex-DPZ_PP100/Ex-DPZ_PP150 i komparatora Ex-DPZ_CMP

Przykłady sensorów firmy Zelisko: sensor napięciowy, prądowy, prądu kolejności zerowej [1]

68

Przykłady sensorów firmy Arteche [2]

Przykład sensora kombinowanego firmy 3M zabudowanego w głowicy kablowej [3]

69

Oferta wskaźników przepływu prądu zwarciowego obejmuje trzy grupy urządzeń:

Pierwsza grupa urządzeń przeznaczona do współpracy z działającą na obiekcie SN telemechaniką. Należą do nich Ex-NBAS_D i Ex-DPZ_BS

Ex-ML_NBAS_D służy do wykrywania przepływu prądu zwarciowego i przesyłania informacji o zaistnieniu tego zjawiska kanałem informatycznym. Współpracuje z przekładnikami z dzielonym rdzeniem Ex-DPZ_PP100/150, a po zainstalowaniu modułu dopasowującego, także ze standardowymi przekładnikami 1/5A.

Urządzenie przesyła sygnalizację wykrycia przepływu prądu zwarciowego z rozróżnieniem zwarcia fazowego i doziemienia. Dodatkowo urządzenie może przesyłać do systemu nadzoru informacje o wartościach prądów.

Ex-ML_NBAS_D wyposażony jest w dwa wyjścia przekaźnikowe, dzięki czemu możliwe jest za jego

pośrednictwem zdalne sterowanie odłącznikiem. Z zainstalowaną na obiekcie SN telemechaniką Ex-ML_NBAS_D komunikuje się poprzez kanał RS485 w protokole DNP3.0.

Moduł Ex-DPZ_BS przeznaczony jest do wykrywania przepływu prądu zwarciowego międzyfazowego oraz doziemnego w liniach średniego napięcia i przesyłania odpowiednich informacji do jednostki nadrzędnej z wykorzystaniem kanału RS485 i protokołu DNP3.0.

Detektor współpracuje z przekładnikami z dzielonym rdzeniem Ex-DPZ_PP100/150 oraz komparatorami progowymi Ex-DPZ_CMP.

Ex-DPZ_BS posiada szereg wejść i wyjść dwustanowych w tym dedykowane wyjścia do sterowania lampami sygnalizacyjnymi LED zainstalowanymi na zewnątrz stacji. Taki zasób sprzętowy pozwala również (w przypadku braku kanału informatycznego) na stykową komunikację detektora z telemechaniką zainstalowaną na stacji.

Urządzenie wyposażone jest w lokalny pulpit z wyświetlaczem LCD i zestawem przycisków, dzięki któremu możliwe jest proste skonfigurowanie urządzenia i przeprowadzenie testów funkcjonalnych.

70

Druga grupa to urządzenia w pełni autonomiczne, z własnymi układami łączności i podtrzymania napięcia zasilania. Są to sterowniki: Ex-DPZ oraz Ex-DPZ_MS

Ex-DPZ jest autonomicznym urządzeniem przeznaczonym do detekcji przepływu prądu zwarciowego w niewielkiej rozdzielni w jednym polu odpływowym.

Urządzenie posiada wbudowany modem GSM/GPRS, a także bateryjne podtrzymanie zasilania.

Detekcja prądu zwarciowego odbywa się przez pomiar trzech prądów z przekładników Ex-DPZ_PP100 lub na podstawie sygnału z komparatorów Ex-DPZ_CMP oraz pomiaru prądu zerowego z przekładnika Ex-DPZ_PP150

w układzie Ferrantiego.

Dodatkowo urządzenie posiada wejście binarne 230V (np. do styku sygnalizującego otwarcie drzwi), a także dedykowane wyjścia binarne do sterowania lapami sygnalizacyjnymi LED na zewnątrz stacji.

Do systemu nadzoru, oprócz informacji o wykryciu przepływu prądu zwarciowego, przesyłane są informacje o obecności napięcia zasilania, stanie baterii, stanie wejścia binarnego, a także w przypadku wykorzystania trzech przekładników prądowych – wartości pomierzonych prądów fazowych.

Ex-DPZ_MS znajduje zastosowanie wszędzie tam gdzie zachodzi potrzeba detekcji przepływu prądu zwarciowego w kilku polach odpływowych. Podobnie jak Ex-DPZ jest to urządzenie autonomiczne, wyposażone w modem GSM/GPRS i bateryjny układ podtrzymania zasilania.

Urządzenie posiada podwójny zestaw układów detekcji przepływu prądu zwarciowego, pozwalając na obsługę dwóch pól odpływowych. Współpracuje z przekładnikami Ex-DPZ_PP100/150 oraz komparatorami Ex-DPZ_CMP.

71

Ex-DPZ_MS posiada dodatkowo kanał RS485 przeznaczony do komunikacji z kolejnymi urządzeniami. Takie rozwiązanie pozwala na komunikację wielu urządzeń poprzez jeden modem radiowy.

Trzecia grupa obejmuje sterowniki telemechaniki z funkcją wykrywania przepływu prądu zwarciowego

Do tej grupy należą sterowniki telemechaniki współpracujące z łącznikami znajdującymi się w głębi sieci (odłącznik, rozłącznik) realizujące pomiar prądów w linii, z zaimplementowaną funkcją sygnalizacji przepływu prądu zwarciowego – zabezpieczeniem działającym na sygnalizację. Do grupy tej mogą należeć sterowniki serii Ex-Simon z zastosowaną telemechaniką np. Ex-MBEL_S, Ex-mBEL_S2, Ex-mBEL_LVC.

Najnowszym rozwiązaniem sterownika z funkcją detektora przepływu prądu zwarciowego przeznaczonego do zdalnego nadzoru i obsługi rozdzielni wnętrzowych średnich napięć wyposażonych w sensory napięciowe i/lub prądowe jest Ex-mBEL_W. Urządzenie obsługuje większość oferowanych na rynku sensorów (przykłady sensorów przedstawione powyżej).

Ex-mBEL_W pełni funkcję kierunkowego wskaźnika przepływu prądu zwarciowego - wykrywa zwarcia międzyfazowe oraz doziemne. Urządzenie przekazuje informację o wykryciu zaburzenia sterując dedykowanymi lampkami sygnalizacyjnymi (umieszczonymi przeważnie na zewnątrz stacji), drogą cyfrową poprzez kanał komunikacyjny do systemu nadzoru.

72

4. Warianty systemu realizującego algorytm automatyki FDIR

Istnieją następujące warianty realizacji tego systemu:

Algorytm scentralizowany w systemie WindEx - algorytm automatyki jest realizowany w systemie sterowania i nadzoru (SCADA) na podstawie sygnałów odczytanych kanałami telemechaniki ze sterowników znajdujących się na obiektach energetycznych,

Algorytm scentralizowany w węźle telemechaniki - algorytm automatyki jest realizowany w pełni niezależnie od systemu SCADA (np.WindEx) przez dedykowany węzeł telemechaniki (np. koncentrator danych na stacji elektroenergetycznej) na podstawie sygnałów odczytanych kanałami telemechaniki ze sterowników znajdujących się w głębi sieci,

Algorytm rozproszony - algorytm automatyki jest rozproszony w sterownikach znajdujących się w głębi sieci i działa w pełni niezależnie od systemu SCADA; sterowniki wymieniają informację bezpośrednio między sobą i na tej podstawie wspólnie i w porozumieniu z urządzeniem na stacji zasilającej linię podejmują decyzję o otwarciu lub zamknięciu poszczególnych łączników. Wymagana jest szybka sieć łączności np. TETRA.

Algorytm scentralizowany automatyki FDIR

Algorytm scentralizowany realizowany przez wyznaczone urządzenie telemechaniki (np. koncentrator danych na stacji) bądź system dyspozytorski WindEx.

W algorytmie tym wykorzystywana jest komunikacja pomiędzy urządzeniami telemechaniki znajdującymi się w głębi sieci a węzłem centralnym poprzez transmisję danych przy użyciu technologii radiowych, pozwalających na komunikację punkt-punkt, takich jak GSM/UMTS, CDMA.

Algorytm automatyki może rezydować np. w koncentratorze danych na stacji lub innym dedykowanym urządzeniu, które komunikuje się za pośrednictwem dwukierunkowych połączeń typu punkt-punkt ze sterownikami znajdującymi się w głębi sieci. Może on być również z powodzeniem zaimplementowany w systemie dyspozytorskim WindEx, stanowiącym węzeł centralny dla urządzeń realizujących automatykę.

73

Rys.2 Schemat blokowy komunikacji urządzeń przy centralnym algorytmie FDIR

Algorytm rozproszony automatyki FDIR

Algorytm rozproszony realizowany jest wspólnie przez sterowniki telemechaniki w głębi sieci oraz zabezpieczenie lub koncentrator w stacji zasilającej.

Algorytm ten wykorzystuje bezpośrednią wymianę danych pomiędzy poszczególnymi sterownikami poprzez sieć radiową TETRA (w autorskim protokole DNPVAR za pośrednictwem komunikatów SDS). Dzięki temu algorytm automatyki FDIR cechuje się największą szybkością działania i niezawodnością zapewniając przy tym wysoki poziom bezpieczeństwa.

Rys.3 Schemat blokowy komunikacji urządzeń przy rozproszonym algorytmie FDIR

74

TETRA jest obecnie jedyną stosowaną w energetyce technologią komunikacji radiowej o wystarczającej przepustowości i jednocześnie z możliwością komunikacji grupowej, z tego powodu jest technologią zalecaną dla wszelkich automatyk rozproszonych, włącznie z automatyką FDIR. Dodatkowymi, unikalnymi zaletami tej technologii, szczególnie istotnymi dla automatyk rozproszonych, są duża niezawodność i pewność dostarczenia danych, pełna dostępność usługi przez cały czas, wysoki poziom bezpieczeństwa oraz bardzo mały rozrzut czasów propagacji.

5. Podsumowanie

Algorytm automatyki FDIR oferowany przez firmę Apator Elkomtech, stanowiący rozwinięcie stosowanej obecnie automatyki sekcjonującej, pozwala na znaczące zmniejszenie czasu trwania oraz obszaru występowania spowodowanych awariami przerw w dostawach energii elektrycznej. Sposób działania automatyki, dzięki izolacji od zasilania, miejsca zwarcia już w pierwszej przerwie beznapięciowej, a także krótkiej realizacji algorytmu i rekonfiguracji sieci SN, diametralnie poprawia wskaźniki niezawodności sieci energetycznej SAIDI i SAIFI, a także pomaga w zarządzaniu brygadami znajdującymi się w terenie.

Źródła: [1] – www.zelisko.at/en/products/energy/products_2/sensors/ [2] – www.arteche.com/en/products-and-solutions/category/measurement-sensors-medium-voltage-sensors [3] – http://3M.com/sensoredaccessories

75

Rozwój Inteligentnych Sieci Elektroenergetycznych

Adam Klimpel

1. Wprowadzenie

Budowa nowych dużych konwencjonalnych elektrowni cieplnych wykorzystujących węgiel i energię atomową oraz rozbudowa sieci elektroenergetycznych jest kosztowna i często kontestowana z powodu ochrony środowiska. Jednak z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy SEE istnienie tych źródeł jest nieodzowne i nie podlega dyskusji. Zrównoważony rozwój elektroenergetyki polega m.in. na utrzymaniu właściwych proporcji między udziałem źródeł konwencjonalnych/systemowych i GR/OZE. Scenariusze dotyczące burzliwego rozwoju elektroenergetyki w kierunku generacji rozproszonej na poziomie odbiorców bytowych nie uwzględniają szeregu aspektów technicznych i organizacyjnych. Tradycyjnie sieci przesyłowe i rozdzielcze były projektowane i konstruowane przy założeniu hierarchicznej struktury elektroenergetyki zobrazowanej na Rys 1.

76

Źródło: opracowanie własne autora

W tej strukturze energia jest wytwarzana w dużych elektrowniach przyłączonych do sieci przesyłowej (w przypadku KSE to sieci 220 i 400 kV). Z sieci przesyłowej energia jest transformowana poprzez sieć przesyłowo-rozdzielczą do sieci rozdzielczej (zwykle 15 kV), a z niej do sieci niskiego napięcia zasilającej odbiory bytowe. Tak więc przepływ mocy w tej sieci odbywa się w jednym kierunku; od sieci przesyłowej do odbiorczej.

W scenariuszu rozwoju generacji rozproszonej i energetyki opartej o Odnawialne Źródła Energii (OZE) generacja występuje na wszystkich poziomach sieci co obrazuje Rys. 2. W odróżnieniu od tradycyjnego SEE przepływ mocy między poszczególnymi sieciami może się odbywać w obydwu kierunkach – nadwyżki mocy nieskonsumowane w danej sieci muszą przepływać na poziom wyższy. Czyli w samych liniach sieci rozdzielczej i odbiorczej, oraz transformatorach przepływy mocy muszą odbywać się w obydwu kierunkach. Do takiej sytuacji obecna sieć jest nie przygotowana zarówno strukturalnie, jak i aparaturowo.

77

Źródło: opracowanie własne autora

Rys. 2 Przeobrażenia SEE z zaznaczeniem możliwości przyłączeniowych GR/OZE

Mimo niezbyt sprzyjających warunków formalno-prawnych w Krajowej Sieci Energetycznej (KSE) powstaje coraz więcej rozproszonych małych elektrowni wiatrowych, elektrowni słonecznych i biogazowych, przyłączanych bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej oraz mikro-źródeł zasilających odbiorniki u końcowego odbiorcy energii elektrycznej. Bezpieczna i niezawodna współpraca tych nowych małych źródeł z systemem elektroenergetycznym wymaga stosowania nowych metod regulacji i sterowania, a na przypadek zakłóceń odpowiednich zabezpieczeń. W tym celu konieczne jest sięganie po możliwości techniczne oferowane przez informatykę

78

i telekomunikację, takie jak szereg innowacyjnych rozwiązań technicznych i organizacyjnych. Dynamiczny rozwój, w szczególności dziedzin IT, stworzył warunki rozwoju Inteligentnych Sieci Elektroenergetycznych (ISE), znanych na świecie pod angielską nazwą Smart Power Grids lub InteliGrid . Wielu ekspertów branżowych, analizując aktualny stan rozwoju systemów elektroenergetycznych i jednocześnie mając świadomość zaleceń wynikających z ogłoszonych już dyrektyw Unii Europejskiej wskazuje, iż jednym z pierwszych etapów wdrażania idei ISE powinna być instalacja nowoczesnych, cyfrowych liczników energii elektrycznej (oraz innych mediów) u odbiorców indywidualnych, publicznych i przemysłowych. Od strony technologicznej to procedura dość prosta – są już dostępne zaawansowane funkcjonalnie liczniki z wieloma rodzajami interfejsów sieciowych, również z możliwością wykorzystania linii energetycznych, jako medium transmisji danych na większe odległości. Obserwuje się już intensywne działania różnych podmiotów w tym zakresie również w naszym kraju. Analizując problematykę wdrożenia ISE można stwierdzić, że wdrożenie systemu AMI, co prawda pociąga za sobą znaczne koszty, ale wśród elementów ISE jest praktycznie najprostsze ze względu m.in., na dojrzałość koncepcji i spójność oraz integralność systemu, (działanie AMI jest praktycznie niezależne od innych układów składowych ISE).

2. Pojęcie - Inteligentne Sieci Elektroenergetyczne (ISE)

Inteligentne Sieci Elektroenergetyczne (ISE) w Europie określane są często nazwą „Smart Grid”, zaś w USA nazwą Inteligrid lub InteliNet. Ten typ sieci jest także w różny sposób interpretowany przez autorów coraz większej liczby publikacji na całym świecie, w tym w Polsce. Idea ISE zrodziła się w USA, a jej prekursorem był Instytut EPRI (Electric Power Research Institute). Według Grupy Roboczej CEN/CENELEC/ETSI sieć inteligentna to:

„…sieć elektryczna, która może efektywnie kosztowo integrować działanie wszystkich uczestników do niej przyłączonych – wytwórców, odbiorców i prosumentów – w celu zapewnienia efektywnego ekonomicznie, zrównoważonego systemu elektroenergetycznego z niskimi stratami oraz o wysokiej jakości i niezawodności zasilania i bezpieczeństwa”.

Taką samą definicję przyjęła Europejska Grupa ds. Inteligentnych Sieci Energetycznych. W szerszy sposób ISE można zdefiniować jako sieć energetyczną, która:

integruje działania i zachowania wszystkich przyłączonych do niej użytkowników, poczynając od wytwórców, a kończąc na odbiorcach,

zapewnia zrównoważone ekonomicznie, niezawodne oraz bezpieczne działanie sieci energetycznej i dostaw energii,

promuje postawy związane z odpowiedzialnym korzystaniem z energii przez konsumentów, aktywizuje odbiorców energii i angażuje ich również w proces wytwarzania energii (prosumpcja).

Inteligentne sieci w jeszcze inny sposób definiuje się jako: zmodernizowane sieci elektroenergetyczne, uzupełnione o system dwustronnej komunikacji cyfrowej między dostawcą a konsumentem oraz inteligentne systemy pomiarów (smart metering) i układy monitorowania

79

i sterowania. Inteligentne sieci stwarzają też przestrzeń, w której tradycyjne przedsiębiorstwa energetyczne lub nowe podmioty na rynku (w tym mniejsze przedsiębiorstwa) będą mogły opracowywać nowe, innowacyjne usługi energetyczne z właściwym uwzględnieniem wyzwań w zakresie ochrony danych lub bezpieczeństwa cybernetycznego. ISE powinny przyczynić się do zwiększenia konkurencji na rynku energetycznym i stymulować zmniejszanie emisji gazów cieplarnianych, w tym głównie poprzez wzrost możliwości współpracy z siecią źródeł GR. W sensie technicznym ISE to zmodernizowany SEE, który używa informacji i technologii komunikacyjnych w celu monitorowania i aktywnego sterowania generacją i odbiorami prawie w czasie rzeczywistym, co zapewnia bardziej wiarygodny i efektywny kosztowo system przesyłu energii elektrycznej od generacji do odbiorów. Inteligentne liczniki są kluczem umożliwiającym ISE dostarczanie informacji w celu poprawy zarządzania siecią, jak również ułatwienia przesunięcia zapotrzebowania i wspierania rozproszonych i odnawialnych źródeł energii. Z punktu widzenia technologii ISE można zdefiniować jako technologie informatyczne, które mogą być używane w sieciach elektroenergetycznych oraz urządzenia do sterowania, regulacji i zabezpieczenia sieci w celu zwiększenia niezawodność i jakości dostaw oraz zmniejszenia wpływu procesów energetycznych na środowisko. Tak więc podstawą rozwoju sieci ISE jest rozbudowany system komunikacyjny i pomiarowy, który sprawia, że informacje o sieci elektroenergetycznej są dostępne w każdej chwili czasu i dla każdego z uczestników procesu. Dodatkowo dane pomiarowe przekazywane są do punktów podejmowania decyzji, a całością zarządzają inteligentne algorytmy informacyjne, prognostyczne i decyzyjne. W dojrzałej koncepcji ISE konsument energii nie odgrywa już tylko biernej roli odbiorcy energii i użytkownika urządzeń elektrycznych i elektronicznych, lecz świadomie i aktywnie zarządza energią i jej zużyciem w swoim gospodarstwie domowym (obiekcie). W docelowym kształcie staje się prosumentem, czyli również wytwórcą energii w mikroskali. Rozwój ISE wymaga świadomego i aktywnego odbiorcy i konsumenta energii, przyczyniając się też do rozwoju społeczeństwa informacyjnego i niskoemisyjnego, a w perspektywie jednostek samorządu terytorialnego - do rozwoju zrównoważonych energetycznie społeczności lokalnych (smart communities). W Komunikacie Komisji "Plan działania prowadzący do przejścia na konkurencyjną gospodarkę niskoemisyjną do 2050 r." Inteligentne Sieci uznano za główny czynnik umożliwiający powstanie przyszłego niskoemisyjnego systemu elektroenergetycznego, zwiększający wydajność po stronie popytu, udział źródeł odnawialnych i generację rozproszoną oraz umożliwiający elektryfikację transportu. O wadze ISE świadczy też Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów: "Inteligentne Sieci Energetyczne: od innowacji do wdrożenia" z 12 kwietnia 2011 r. (KOM(2011)202).

Potrzeba wdrożenia ISE w Polsce wynika więc w dużej mierze z obowiązywania trzeciego pakietu liberalizacyjnego rynku energii, przyjętego przez Komisję Europejską w 2009 r. Według założeń do 2020 r. w inteligentne systemy pomiarowe powinno zostać wyposażonych przynajmniej 80% konsumentów.

3. Mapa Drogowa opracowana przez SmartGrids European Technology Platform

80

Każdy krajowy SEE ma swoją specyfikę i indywidualną „pozycję startową” w aspekcie wieku i stanu infrastruktury, konfiguracji, struktury technicznej i organizacyjnej, wyposażenia itd. Stąd też wdrożenie ISE napotka różne problemy i różne wymagania w każdym z tych scenariuszy. Dlatego też zaproponowana „mapa drogowa” jest opracowana w formie uniwersalnej, a podane przedziały czasowe i kamienie milowe dla konkretnych energetyk mogą się różnie kształtować w zależności od konkretnych warunków wyjściowych i szeregu uwarunkowań zarówno natury prawnej, jak i społecznych, finansowych itd. Jako że zamiarem SDD było opracowanie „przewodnika” dla potencjalnych konstruktorów ISE, dokument pozostawia również otwartą sprawę zależności i poziomych powiązań pomiędzy różnymi priorytetami rozwojowymi i fazami, czy nawet powiązania między poszczególnymi projektami zostaną dodane w miarę potrzeb.

Rys. 3. Mapa Drogowa proponowana przez “European Technology Platform SmartGrids” w 2010r.

4. Mapa drogowa opracowana przez European Electricity Grid Initiative (EEGI) 2010 r.

“Mapa drogowa” 2013-22 “Plan wdrożenia” zostały opracowane przez członków EEGI, skupiających ENTSO-E i EDSO for SmartGrids przy bliskiej współpracy z Komisją Europejską i ERGEG, oraz odpowiednimi udziałowcami. Pierwsza Mapa drogowa EEGI 2010-2018 została zatwierdzona przez Komisję Europejską i państwa członkowskie w czerwcu 2010 r. Zweryfikowana wersja GRID+ została opracowana w 2013 r. Podnosi ona jakość Mapy Drogowej,

81

obejmuje nowe badania, innowacje i wiedzę, potrzebne w odpowiedzi na niedawne zmiany polityki UE. Mapa ta dotyczy sfery Badawczo-Inowacyjnej w zakresie Inteligentnych Sieci Elektroenergetycznych.

Ramy rozwoju europejskiego rynku energii 2050 przynoszą nawet szerszy system wyzwań innowacji, niż tylko dekarbonizacja ze względu na:

Masowy rozwój odnawialnych źródeł na poziomie przesyłowym : wiele z tych miejsc wytwarzania zlokalizowanych jest z dala od centrów odbiorczych. To z kolei wymaga rozbudowy sieci, doprowadzenie energii elektrycznej niezawodnie tam gdzie jest to potrzebne i ewentualnie również do stacji akumulacji energii elektrycznej na poziomie przesyłowym zgodnie z priorytetami pakietu infrastruktury energetycznej,

Jednocze śnie ro śnie niech ęć do wdro żenia nowej infrastruktury sieci : rozwój przesyłu zajmuje więcej czasu niż integracji do systemu jednostek nowej generacji. To może powodować niepożądane zachowania systemu, takie jak brak podparcia napięcia i niedobór mocy biernej lub niekontrolowane zachowania w przypadku nagłych zakłóceń pochodzących nie tylko z samej sieci przesyłowej, ale także od generacji lub od strony odbiorczej. Ponadto niski poziom akceptacji społecznej odnośnie tradycyjnych linii napowietrznych zmusza OSP do stosowania bardziej kosztownych i technologiczne trudniejszych wyzwań takich jak np. podziemne kable lub łącza HVDC. Połączenie takich rozwiązań technologicznych sprawia, że paneuropejski system jest coraz bardziej złożony i coraz trudniejszy do projektowania i obsługi,

Jednoczesne integracja małych przydomowych PV i du ży FW oraz farm PV, stopniowo zast ępuj ą starzej ące si ę elektrownie na paliwa kopalne : zmniejsza to tradycyjny sposób świadczenia usług systemowych. To prosi się o alternatywne rozwiązania, przy jednoczesnym dostosowaniu istniejących zasad bilansowania, sterowania i planowania systemu,

Rozwój energo-elektroniki na poziomie wytwarzania ( na przykład w pełni elektroniczne Falowniki dla PV i back-to-back DC w rozwi ązaniach generatorów wiatrowych) i w sieci (urz ądzenia FACTS, sprz ęgi pr ądu stałego, sieci pr ądu stałego) : mimo, że takie nowe elementy zapewniają poprawę sterowania w czasie rzeczywistym przepływem mocy (zarówno w sieci lokalnej, jak i w sieci przesyłowej), to niewątpliwie spowoduje to obniżenie obecnej inercji ogólnoeuropejskiego systemu, co spowoduje, że będzie on jeszcze bardziej wrażliwy na wszelkiego rodzaju zaburzenia,

Duże zaburzenia i niewielkiej liczby du żych jednostek w poł ączeniu z małymi zaburzeniami du żej liczby małych jednostek : spowoduje to zmianę zasad eksploatacji sieci, ponieważ wypadnięcie tysięcy źródeł rozproszonych energii lub jednostek PV może prowadzić do problemów systemowych (np. globalnej awarii), gdyż z punktu SEE wygląda to jak wypadnięcie kilku dużych elektrowni jądrowych. Zwiększenie koordynacji i współpracy pomiędzy OSP i DSO stają się warunkiem koniecznym dla zapewnienia bezpiecznego systemu ogólnoeuropejskiego,

Systemy przesyłowe coraz bardziej fizycznie poł ączone z systemami dystrybucji : komunikacja w czasie rzeczywistym pomiędzy OSP i DSO jest nadal rzadka w aspekcie wzajemnie udostępnionych informacji w sytuacjach normalnych i/lub w sytuacji zakłóceniowych. Ponadto, stany i warunki pracy systemu rozdzielczego (czyli obciążenia,

82

rozpływy mocy i napięcia) często nie są monitorowane w systemie rozdzielczym i sieci przesyłowej. Obecnie stosowane systemy teleinformatyczne nie są wielkości wystarczającej do zarządzania takim przepływem informacji. Poprawa w zakresie tych przepływów informacji poprawi kwestie innowacji na poziomie zarówno OSP jak i DSO,

Jednolity europejski rynek energii elektrycznej nie dotyczy tylko ewolucji sposobu w jaki organizowane s ą mocy wymiany . Znaczny wzrost produkcji energii z OZE i zmniejszenie zdolności produkcyjnych elektrowni cieplnych wymaga nowych produktów rynku, zapewniających to, że usługodawcy i odbiorcy podzielają wizję ISE. SEE musi na wszystkich poziomach wspierać i wzmacniać rozwój rynku energii elektrycznej. Jest to przypadek, na przykład, agregatorów, reprezentujących małe lub średniej wielkości odbiorców i producentów, którzy będą się opierać na aktywnej sieci rozdzielczej, aby lepiej zintegrować lokalne zasilanie i odbiory.

Ogólnoeuropejski system elektroenergetyczny staje się w ten sposób "system systemów", dla których nowe możliwości technologiczne będą wspierać nadejście innowacyjnych rozwiązań w celu radzenia sobie z trudnymi wyzwaniami, z których część wymieniono powyżej. Poniżej przedstawiono, z podziałem na segmenty, uaktualnioną Mapę Drogową ISE opracowaną przez EEGI i zatwierdzoną przez Komisję Europejską.

Tab. 1 Mapa Drogowa ISE opracowana przez EEGI – segment OSP

Część adresowana do OSP

Grupa (Cluster)

Mapa drogowa 2013-2022

Bud żet [mln €]

C1 Architektura sieci

T1 Definicja scenariuszy dla rozwoju Ogólnoeuropejskiej Sieci

20

T2 Planowanie metodologii dla przyszłego Ogólnoeuropejskiego systemu Przesyłowego

20

T14 W kierunku zwiększenia akceptacji społecznej infrastruktury przesyłowej

20

C2 Technologie elektroener-getyczne

T3 Demonstracja technologii elektroenergetycznych w celu zwiększenia elastyczności i środków prowadzenia ruchu

100

T4 Demonstracja nowych architektur sieciowych 120 T5 Interfejsy do demonstracji integracji energii

odnawialnej na dużą skalę 130

C3 Prowadzenie ruchu sieci

T6 Innowacyjne narzędzia i metody do nadzoru i sterowania Ogólnoeuropejskiej sieci przesyłowej

50

T7 Innowacyjne narzędzia i metody prowadzenia koordynacji prowadzenia ruchu z oceną marginesu stabilności

30

T8 Ulepszone narzędzia i metody szkolenia w celu zapewnienia lepszej koordynacji na szczeblu regionalnym i ogólnoeuropejskim

25

83

T9 Innowacyjne narzędzia i podejścia do oceny niezawodności ogólnoeuropejskiej sieci

20

C4 Projekty REE

T10 Zaawansowane narzędzia rynku ogólnoeuropejskiego do usług systemowych i bilansowania, w tym aktywnego zarządzania stroną popytową

30

T11 Zaawansowane narzędzia dla alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami

25

T12 Narzędzia i mechanizmy rynkowe zapewnienia wystarczalności systemu i efektywności w systemach elektroenergetycznych integrujących bardzo duże ilości wytwarzania z OZE

20

C5 Zarządzanie Majątkiem Sieciowym (Asset Management)

T15 Wypracowanie podejścia dla określenia i dla zmaksymalizowania czasu życia krytycznych elementów SEE dla istniejących i przyszłych sieci

30

T16 Rozwój i doskonalenie narzędzi służących do optymalizacji eksploatacji majtku sieciowego na poziomie systemu, opartych na analizie ilościowej kosztów/korzyści

30

T17 Demonstracja nowych koncepcji zarządzania majątkiem sieciowym na poziomie UE

75

Razem 755

Tab. 2 Mapa Drogowa ISE opracowana przez EEGI – segment OSD

Część adresowana do OSD Grupa

(Cluster) Mapa drogowa 2013 -2022 Bud żet

[mln €] C1 Integracja Inteligentnych odbiorców

D1 Aktywni odbiorcy celem zwiększenia elastycznosci 240

D2 Efektywność energetyczna dzięki integracji z Inteligentnymi Domami

C2 Integracja RZE (DER) i odbirców

D3 Integracja przez DSO małych rozproszonych źródeł energii (RZE)

330

D4 Integracja układów średnich RZE D5 Integracja zasobników energii do systemów

zarządzania siecią C3 Prowadzenie ruchu sieci

D7 Nadzór i sterowania siecią nn 400 D8 Automatyzacja i sterowania w sieci SN

D9 Narzędzia do zarządzania siecią D10 Inteligentne liczniki i przetwarzanie danych

C4 Planowanie sieci i zarządzanie siecią

D11 Nowe podejścia do planowania sieci rozdzielczej 100 D12 Zarządzanie majątkiem sieciowym

(Asset Management)

C5 D13 Projekty REE 20

RAZEM 1090

84

Tab. 3 Mapa Drogowa ISE opracowana przez EEGI – segment działań wspólnych OSP i OSD

Mapa drogowa 2013 -2022 Bud żet [mln €]

Część wspólna OSP i OSD 250 Łącznie (cz ęść wspólna + adresowana do OSP + adresowana do OSD) 2095

Należy zwrócić uwagę, że powyżej przedstawiona Mapa Drogowa dotyczy zagadnień Badawczo-inowacyjnych, a wyszczególnione środki finansowe odnoszą się do prognozy finansowania tylko przez UE.

5. Przegląd europejskich projektów ISE 2014 wykonany przez JRC Raport ten wykonany przez Wspólne Centrum Badawcze Komisji Europejskiej (JRC) ma na celu dostarczenie analiz opartych na dowodach naukowych i stanowi wsparcie w procesie tworzenia europejskiej polityki w zakresie ISE. Przedstawia on najnowsze analizy i spostrzeżenia, z bazą najbardziej kompleksowych projektów Inteligentnych Sieci Energii elektrycznej w Państwach Członkowskich Unii Europejskiej (UE). Przegląd ten przeprowadzono na podstawie okresowych analiz wykonanych przez JRC we współpracy z Dyrekcją Generalną Energii Komisji Europejskiej (ENER). Opiera się on też na poprzednich projektach inwentaryzacji opublikowanych od 2011 roku. Aktualnie w Europie realizowanych jest szereg projektów związanych z rozwojem i wdrażaniem technologii ISE. Są to zarówno projekty lokalne jak i międzynarodowe. Projekty te realizowane są przez ok. 1670 organizacji wśród których dominują: uczelnie, OSP, OSD, producenci urządzeń i aparatury. Według informacji podanej przez JRC w bazie danych UE w 2014 r. zarejestrowanych było 459 projektów ISE zarówno badawczo-rozwojowych (R&D) jak i instalacji pilotażowych, z których szereg jest realizowanych od 2002 r. Spośród tych projektów o łącznym budżecie 3,15 mld EUR ponad połowa nadal jest w trakcie realizacji, a obejmują one budżet ok. 2 mld EUR. W okresie lat 2008-2013 przyrost inwestowania w projekty ISE wynosił ok. 200 mln EUR/rok, osiągając 500 mln EUR w latach 2011 i 2012. Liczba projektów R&D jest mniej więcej taka sama jak projektów demonstacyjnych, natomiast inwestycje w projekty demonstracyjne są ok. 3x większe niż w R&D. W przeliczeniu na mieszkańca i na zużycie energii na mieszkańca, najwięcej w projekty ISE inwestowano w Danii, a następnie w Słowenii.

85

Źródło: Komisja Europejska JRC „Smart Grid Projects Outlook 2014”

Rys. 4 Posumowanie stanu projektów ISE w Europie w 2014 r. według katalogu JRC

Największe budżety, w przeliczeniu na project, realizują Francja i Anglia (ok. 5 mln EUR/projekt). Wśród krajów północno-centralnych UE środki przeznaczone na ISE są mniej więcej równomiernie rozłożone. Natomiast kraje środkowo-europejskie (w tym Polska) realizują zaledwie 1% budżetu europejskiego, przy czym wiodącymi krajami są Republika Czeska i Słowenia. Warto zauważyć, że 15 krajów UE (połowa z analizowanych krajów), w tym: NO, CH, IE, PL, HU, SK, LT, RO, LV, HR, BG, LU, CY, EE, MT, wykorzystują 1% lub mniej z całkowitego budżetu przeznaczonego na ISE.

Źródło: Komisja Europejska JRC „Smart Grid Projects Outlook 2014”

Rys. 5 Rozłożenie całkowitego budżetu na poszczególne kraje

86

Jak widać najwięcej środków inwestycyjnych idzie do Francji i Anglii, co stanowi po ok. 15% całkowitego budżetu UE. Stan w tym zakresie obrazowuje poniższa mapa:

Źródło: Komisja Europejska JRC „Smart Grid Projects Outlook 2014”

Rys. 6 Inwestowanie w Smart Grid (ISE) w Europie w odniesieniu do mieszkańca

Podział budżetu na lata odzwierciedla zainteresowanie i chwilę rozpoczęcia inwestycji w projekty inteligentnych sieci. Większość krajów była zaangażowana w rozpoczęcie projektów ISE w 2002 roku (niektóre wykazywane są jako od 2004 r. ze względu na wcześniejsze nikłe zaangażowanie finansowe). Niektóre kraje miały tylko epizodyczny udział w projektach ISE (Łotwa, Litwa, Luksemburg, Estonia, Cypr, Malta). Natomiast takie kraje jak Francja i Dania miał stały wzrost kwoty budżetu, inne wykazywały bardziej nieregularny charakter, tzn. wzloty i upadki (Portugalia, Włochy, Hiszpania, Niemcy). Zjawisko boomu w finansowaniu projektów inteligentnych wydaje się być w latach 2009-2010 po krajach takich jak Wielka Brytania, Szwecja, Włochy, Francja, Dania, Belgia, Austria, Irlandia, Grecja i Republika Czeska, które wykazały gwałtowny wzrost w swych budżetach.

87

Źródło: Komisja Europejska JRC „Smart Grid Projects Outlook 2014”

Rys.7 Podział całkowitego budżetu na rok rozpoczęcia i kraje

Godnym zauważenia jest fakt, że według raportu JRC, Polska partycypuje zaledwie w 0,34% w całkowitym budżecie europejskim, przeznaczonym na działalność badawczo-rozwojową związaną z ISE.

Źródło: Komisja Europejska JRC „Smart Grid Projects Outlook 2014”

Rys. 8 Rozdzielenie całkowitego budżetu na poszczególne kraje z podziałem na liderów i uczestników.

88

Opracowując koncepcję rozwoju ISE warto uwzględnić podstawowe systemy wchodzące w jej skład SEE, do których należą elementy zobrazowane na poniższym rysunku:

Źródło: IEC

Rys. 9 Technologie i systemy warunkujące rozwój ISE wg IEC

Jak widać kierunek rozwoju SEE wskazuje, że system energetyczny przyszłości oparty będzie na dwóch kluczowych filarach:

sieciach ISE, oraz wyspecjalizowanych systemach zarządzania energią.

Analizując aktualny stan wdrażania ISE w Europie trudno się nie zgodzić z ocean, którą można spotkać szczególnie w publikacjach niemieckich, że obecny stan z dominującym rozwojem AMI, to budowa Inteligentnego Rynku EE (Smart Market) , natomiast dalszy etap to budowa ISE.

6. Uwarunkowania normalizacyjne

Jednym z podstawowych warunków właściwego rozwoju i wdrożenia ISE jest opracowanie i wdrożenie koniecznych norm dedykowanych zarówno do modelu ISE, jak i do jego poszczególnym elementów. W marcu 2011 Komisji Europejska i EFTA wydały dokument „Smart Grid Mandat M/490” który został przyjęty przez trzy europejskie organizacje normalizacyjne (ESO), CEN, CENELEC i ETSI w czerwcu 2011. M/490 stawia wymaganie, aby CEN, CENELEC i ETSI stworzyły ramy umożliwiające ESO ciągłe opracowanie i rozwój norm w dziedzinie ISE. W celu wykonania wymaganej pracy, EON uruchomił strategiczne podejście i w lipcu 2011 roku, wraz z odpowiednimi zainteresowanymi stronami, CEN, CENELEC i ETSI

89

powołał grupę koordynacyjną Smart Grid (pod nazwą: „SG-CG”), która jest odpowiedzialna za koordynację w odpowiedzi na M/490.

Model koncepcyjny ISE jest złożonym zbiorem systemów, dla których określone jest wspólne zrozumienie jego głównych bloków i wzajemnych powiązań między nimi. Model ten zapewnia środki służące do analizy przypadków zastosowania, określa interfejsy, dla których potrzebne są normy dla zapewnienia interoperacyjności i do ułatwienia rozwoju strategii bezpieczeństwa cyberprzestrzeni (przyjęte z NIST [2009]). Przyjęty model koncepcyjny:

Źródło: CEN-CENELEC-ETSI Smart Grid Coordination Group

Rys. 10 Europejski Model Koncepcyjny ISE

90

Model Architektury ISE jest modelem referencyjnym służącym do analizowania i wizualizacji przypadków zastosowania w odniesieniu do interoperacyjności, dziedzin i stref.

Źródło: CEN-CENELEC-ETSI Smart Grid Coordination Group

Rys. 11 Model architektury ISE

Interoperacyjno ść jest zdolnością dwu lub więcej sieci, urządzeń, aplikacji, elementów sieci do wymiany i użycia informacji, celem wykonania wymaganych funkcji. SG 3 (strategiczna grupa) Smart Gridu, powołana przez SMB IEC (Zarząd normalizacji), zawiera porady dla szybko-realizowanych pomysłów i technologii mogących stanowić podstawę dla nowych międzynarodowych norm lub TC (komitetów technicznych), IEC w obszarze technologii ISE. Grupa ta opracowała ramy i dostarcza strategiczne wytyczne do wszystkich komitetów technicznych uczestniczących w opracowaniu Mapy Drogowej ISE, która obejmuje normy dla interoperacyjności, przesyłu, dystrybucji, pomiarów, łącznie z odbiorcami i bezpieczeństwem informatycznym. IEC przez SG 3 pracuje w ścisłej współpracy z projektami inteligentnych sieci na świecie, w tym NIST (National Institute of Standards and Technology). Normy IEC są uznawane za normy o podstawowym znaczeniu przy rozwoju inteligentnych sieci na świecie. IEC zapewnia obecnie większość z wszystkich norm potrzebnych do budowy inteligentnej sieci, z nowymi normami trafiającymi na bieżąco do portfela. IEC przenosi odpowiednie normy krajowe lub regionalne w międzynarodowym procesie konsensusu. Zwiększenie dynamiki w zakresie standaryzacji tworzy popyt na większą przejrzystości w pracach. Mapa drogowa normalizacji przedstawiona na poniższym rysunku daje przegląd norm wykorzystywanych w ISE. Szereg z tych norm uważanych jest za podstawowe dla wdrażania ISE zarówno obecnie, jak i w przyszłości. Inteligentne Sieci Elektroenergetyczne IEC mają ogromny wpływ na każdą

91

z aplikacji i rozwiązania ISE. Zaprezentowana na witrynie aplikacja umożliwia zainteresowanym wyświetlenie wszystkich norm związanych z danym zagadnieniem, urządzeniami lub systemem.

Źródło: IEC

Rys. 12 Mapa norm dotyczących ISE

Wspomniane nomy podstawowe IEC są uważne jako szkielet przyszłego ISE. Zarówno JEC jak i Grupa Koordynacyjna Cen-CENELEC jako o podstawowym znaczeniu dla ISE uznaje następujące normy:

Tab. 4 Podstawowe normy dla rozwoju ISE

Norma lub seria podstawowych

norm

Temat

IEC 61970/61968 CIM (Common Information Model) Stosowane głównie do Systemów Zarządzania Generacją, EMS (System Zarządzania Energią), DMS (System Zarządzania Dystrybucją), DA (Automatyzacja Dystrybucji), SA (Automatyka Stacyjna), DER (rozproszone

92

źródła energii); AMI (Rozwinięta Infrastruktura Licznikowa); DR (Zarządzanie popytem); E-Storage (zasobniki energii)

IEC 62325 Bazujące na CIM (Common Information Model), Wymiana informacji na Rynku Energii Elektrycznej Stosowane głównie do Systemów Zarządzania Generacją, EMS, DMS, DER, AMI, DR, systemy zaplecza związane z licznikami, E-Storage

IEC 61850 Automatyzacja przedsiębiorstw energetycznych, Komunikacja Elektrowni Wodnych, Komunikacja Rozproszonych Źródeł Energii Stosowane głównie do: Systemów Zarządzania Generacją, EMS (System zarządzania Energią), DMS (System Zarządzania Dystrybucją), DA, SA, DER, E-Storage, E-mobility (Pojazdy elektryczne)

IEC 62056 COSEM (Companion Specification for Energy Metering) Stosowane głównie do: DMS; DER; AMI; DR; Smart Home; E-Storage; E-mobility Wymiana informacji do odczytu liczników, taryf i sterowania odbiorami

IEC 62351 Stosowane głównie do: Bezpieczeństwa wszystkich systemów

IEC 61508 Stosowane głównie do: Funkcjonalne bezpieczeństwo elektrycznych/elektronicznych/programowalnych systemów związanych z bezpieczeństwem

Poza podstawowymi normami IEC oferuje szereg bardzo ważnych norm dla ISE.

Tab 5. Inne normy bardzo ważne dla rozwoju ISE

Norma lub seria

Temat

IEC 62357 Power utilities Reference Architecture – SOA Stosowane głównie do: Systemów Zarządzania Generacją, EMS (System zarządzania Energią), DMS (System Zarządzania Dystrybucją), systemy ruchowe DER, systemy rynkowe i handlowe, systemy DR, systemy zaplecza związane z licznikami.

IEC 60870-5 Telesterowanie Stosowane głównie do: EMS, DMS, DA, SA

IEC 60870-6 TASE2 Komunikacja między dyspozycjami Mocy Stosowane głównie do: EMS, DMS

IEC/TR 61334 ―DLMSǁ Specyfikacja telegramu linii rozdzielczej Stosowane głównie do: AMI

IEC 61400-25 Komunikacja energii wiatrowej Stosowane głównie do: systemy ruchowe DER (Farmy wiatrowe), EMS, DMS

IEC 61851 EV-Communication Stosowane głównie do: E-mobility, Systemy Zarządzania Domem i Budynkiem;

IEC 62051-54/58-59

Metering Standards Stosowane głównie do: DMS, DER, AMI, DR, Inteligentny Dom, E-Storage, E-mobility

93

Środek ciężkości nowych działalności IEC są to normy związane z AMI (tzn. IEC 62051-62059; IEC/TR 61334); z generacją rozproszoną (np. IEC 61850-7-410: -420) i zasobnikami energii (np. IEC 61851). Ponadto są obszary, które nie są tradycyjnie tematami normalizacji, takie jak np. rynek energii elektrycznej i systemy obsługowe. Te jednakże, również stanowią nowe wyzwanie dla normalizacji IEC. Powyżej przedstawione normy dotyczą głównie układów i systemów. Równocześnie wchodzi w życie szereg norm, które dotyczą urządzeń i aparatury umożliwiających realizacje ISE. Przykładem są ostatnio przyjęte normy dotyczące wskaźników przepływu prądu zwarciowego:

IEC 62689-1: Current and Voltage sensors or detectors, to be used for fault passage indication purposes - Part 1: System aspects (Czujniki lub detektory prądu I napięcia do zastosowania przy realizacji wskaźników przepływu prądu zwarciowego – Część 1: Aspekty systemowe),

IEC 62689-2: Current and Voltage sensors or detectors, to be used for fault passage indication purposes - Part 2: General principles and requirements. (Czujniki lub detektory prądu i napięcia do zastosowania przy realizacji wskaźników przepływu prądu zwarciowego – Część 2: Ogólne zasady i wymagania).

Podobnie ważne są ostatnio opracowane normy odnośnie przekładników elektronicznych i cyfrowego interfejsu dla przekładników pomiarowych

IEC 61869-7, Instrument transformers – Electronic Voltage Transformers, IEC 61869-8, Instrument transformers – Electronic Current Transformers, IEC 61869-9, Instrument transformers – Digital Interface for Instrument Transformer, IEC 61869-10, Instrument transformers Low-power stand-alone current sensors.

Aktualny stan w zakresie norm, potrzeb i prac nad nowymi normami w aspekcie ISE został przedstawiony w dokumencie IEC pt: “ IEC Smart Grid Standardization Roadmap”. Przy analizowaniu przygotowania poszczególnych segmentów elektroenergetyki do wdrażania ISE częstokroć można się spotkać się z opinią, że system przesyłowy jest już wystarczająco inteligentny. Bieżące podejście do planowania i prowadzenie ruchu sieci przesyłowej, jak i związane technologie nie są jednak dostosowane do spełnienia celów długoterminowych, mimo, że mogą być wystarczające w aspekcie dzisiejszych potrzeb. Aktualne rozwiązania w postaci metodologii, oprogramowania i różnych technologii nie mogą brać pod uwagę wszystkich nowych problemów stawianych przez rozwój ISE. Stąd ten negatywny wpływ może objawić się w obniżonym poziomie stabilności sieci, obniżeniu bezpieczeństwa dostaw, niewystarczalności dostaw i niezadawalającym rozwoju sieci. Oznacza to potrzebę przejścia do inteligentnego działania, jak i filozofii działania, oraz zastosowania inteligentnych technologii, które mogą umożliwić wdrożenie nowych metod analizy, modułowego i rozbudowywalnego oprogramowania do projektowania i optymalizacji, jak i nowych technologii w zakresie sieci wysokiego napięcia, które mogą pomóc w niwelacji tych ograniczeń. Obecne podejście do prowadzenia ruchu SEE na poziomie przesyłu jest realizowane poprzez większość czynności nadzoru i sterowania w ramach systemu zarządzania energią (EMS), oraz korzystania z systemu sterowania nadzorczego i akwizycji danych (SCADA). W tym obszarze istnieje wiele rozwiązań dostępnych obecnie i wykorzystywanych przez poszczególnych OSP i firmy przesyłowe. Chociaż te obecnie stosowane systemy są dojrzałe i niezawodne, nie mniej nie były one do niedawna wyposażone np. w układy WAMS. Z rozeznania literaturowego wynika, że jednym z najistotniejszych obszarów technicznych warunkujących rozwój ISE, są systemy bazujące na technice synchrofazorowej (Phase Masuring Units). I tak np. w koncepcjach ISE

94

prezentowanych przez. przez IEA (Międzynarodowa Agencja Energetyki), również przez ENTSO-E, jak i przez szereg OSP europejskich elektroenergetyk, bazując na PMU, podstawowe role w architekturze ISE spełniają systemy WAMS (Wide Area Measuring Systems – Obszarowe Systemy Pomiarowe), oraz WAPS (Wide Area Protection Systems – Obszarowe Systemy Zabezpieczeń). Rozwój i szerokie wdrożenie tej techniki synchrofazorowej w dużej mierze uwarunkowane jest rozwojem normalizacji w tym zakresie. „Komitet Zabezpieczeń Systemów Elektroenergetycznych IEEE” (PSRC) określił normy dla zastosowania synchrofazorów w stacjach elektroenergetycznych w normie IEEE pt. „Synchrophasors Power Systems”, czyli IEEE STD C37.118-2005. Norma ta dotyczy definicji synchrofazorów, synchronizacji czasu, stosowania znaczników czasu, metod weryfikacji zgodności ze standardem pomiaru i formatu wiadomości do komunikacji z koncentratorem danych synchrofazorów. W 2009 r., IEEE rozpoczęły wspólny projekt z IEC w celu zharmonizowania komunikacji w czasie rzeczywistym w standardzie IEEE STD C37.118-2005 ze standardem komunikacji IEC 61850, aby zapewnić dokładność pomiarów w warunkach stanu ustalonego, jak i w stanach przejściowych. W rezultacie, oryginalny IEEE STD C37.118-2005 został ulepszony i podzielony na dwie normy, jedna dla pomiarów (C37.118.1-2011), a druga do komunikacji (C37.118.2-2011). Z drugiej strony, aby działania (PMU) było kwalifikowane, to parametry jednostek powinny spełniać wymagania dokładności podane w C37.118.1-2011. W związku z tym IEEE PSRC podaje wytyczne dotyczące synchronizacji, kalibracji, badania i instalacji PMU w IEEE PC37.242-2012. Przewodnik ten obejmuje także związane z nimi wymagania dotyczące interfejsów do testów łączności, przyłączenie PMU do innych urządzeń, w tym koncentratora danych synchrofazorów (PDC), zgodnie z wymaganiami podanymi w C37.118.2-2011. Ponadto osiągi i wymagania funkcjonalne typowe dla PDC lub systemów PDC, takie jak przetwarzanie danych z PMU, dostęp w czasie rzeczywistym i dostęp do danych historycznych muszą być zweryfikowane w celu dostosowania do proponowanego przewodnika o nazwie IEEE PC37.244. W przewodniku tym opisano również ustawienia testowe PDC i aplikacje użytkownika. Pomimo tego ostatniego dużego wysiłku w zakresie normalizacji, większość dostępnych obecnie PMU nie spełniają w pełni wymagań przedstawionych w obecnej normie C37.118.1-2011. Wynika to z braku specyficznych wymagań, które muszą być spełnione przez np. przekładniki pomiarowe. Ponadto, ostatnie normy dotyczące PDC otwierają teraz drzwi do dalszej dyskusji na temat PDC które powinny zapewniać standardowe wyjście do obsługi aplikacji PMU tak, aby były one niezależne od systemów oprogramowania i poszczególnych producentów. Z pewnością prace normalizacyjne postępują w rozsądnym tempie; jednak należy zwrócić uwagę na zagwarantowanie modularności i interoperacyjności różnych systemów informatycznych, które będą obsługiwane przez PDC, przy wdrażaniu zaawansowanych aplikacji synchrofazorów. WNIOSKI

1. W aspekcie rozwoju ISE każdy krajowy SEE ma swoją specyfikę i indywidualną „pozycję startową” w aspekcie wieku i stanu infrastruktury, konfiguracji, struktury technicznej, organizacyjnej, wyposażenia itd. Stąd też wdrożenie ISE napotka różne problemy i różne wymagania w każdym z tych scenariuszy,

2. W ramach budżetu na rozwój ISE (prace badawczo-rozwojowe) Unia Europejska przeznacza o 30% więcej środków na sieci rozdzielcze niż na sieci przesyłowe.

3. W budżecie UE największe środki finansowe (B&D) przeznaczone są na „Prowadzenie ruchu sieci rozdzielczej (niemal 40% budżetu przeznaczonego dla OSD) w tym na „Nadzór i sterowania siecią nn”, oraz „Automatyzacja i sterowania w sieci SN”,

95

4. Godnym zauważenia jest fakt, że według raportu JRC, Polska partycypuje zaledwie w 0,34% w całkowitym budżecie europejskim, przeznaczonym na działalność badawczo-rozwojową związaną z ISE,

5. Warto zauważyć że 15 krajów UE (połowa z analizowanych krajów) w tym: NO, CH, IE, PL, HU, SK, LT, RO, LV, HR, BG, LU, CY, EE, MT, wykorzystują 1% lub mniej z całkowitego budżetu przeznaczonego na ISE.

6. Analizując aktualny stan wdrażania ISE w Europie trudno się nie zgodzić z ocean, którą można spotkać, szczególnie w publikacjach niemieckich, że obecny stan z dominującym rozwojem AMI, to budowa Inteligentnego Rynku EE (Smart Market) , natomiast dalszy etap to budowa ISE,

7. Jednym z podstawowych warunków właściwego rozwoju i wdrożenia ISE jest opracowanie i wdrożenie koniecznych norm dedykowanych, zarówno do modelu ISE, jak i do jego poszczególnym elementów.

8. Jak widać kierunek rozwoju SEE wskazuje, że system energetyczny przyszłości oparty będzie na dwóch kluczowych filarach:

sieciach ISE, oraz wyspecjalizowanych systemach zarządzania energią.

9. Środek ciężkości nowych działalności IEC są to normy związane z AMI (tzn. IEC 62051-62059; IEC/TR 61334); z generacją rozproszoną (np. IEC 61850-7-410: -420) i zasobnikami energii (np. IEC 61851),

10. Chociaż obecnie stosowane systemy zarządzania SEE przez OSP są dojrzałe i niezawodne, nie mniej nie były one do niedawna wyposażone np. w układy WAMS. W strategiach rozwoju ISE, zarówno prezentowanych przez ENTSO-E, jak i poszczególnych OSP, technika synchrofazorowa leży u podstaw modernizacji systemów nadzoru sterowania sieci przesyłowych.

Literatura

[1]. Zbiorowa, “An Intelligent Adaptive Load Shedding Scheme”, 14th PSCC, Sevilla, 24-28 June 2002, [2]. A.Klimpel, „Niektóre problemy wpływu generacji rozproszonej i odnawialnej na pracę sieci”, Seminarium

Komitetu Automatyki Elektroenergetycznej SEP „Wpływ źródeł odnawialnych na pracę Krajowego Systemu Elektroenergetycznego”, Krokowa, 27-29 maja 2009,

[3]. A. Klimpel, W.Lubicki, “Infrastruktury krytyczne w elektroenergetyce”, Śląskie Wiadomości Elektrotechniczne, nr5/2009,

[4]. General Electric Company, “Load Shedding, Load Restoration and Generator Protection Using Solid-state and Electromechanical Underfrequency Relays”, Philadelphia,

[5]. Praca zbiorowa. „Generacja rozproszona w nowoczesnej polityce energetycznej (wybrane problemy i wyzwania)”, NFOŚiGW, Warszawa, 2013 r.,

[6]. Krzysztof Lipko, Zygmunt Parczewski, Igor Tatarewicz, Adam Klimpel, „Długoterminowe prognozy popytu na energię i moc elektryczną w kraju dla potrzeb rozwojowych PSE Operator S.A.”, Elektroenergetyka – Współczesność i Rozwój, nr 1 (3)/ 2010,

[7]. A.Klimpel. M.Kołodziejczyk. „Niektóre aspekty wpływu rozwoju generacji prosumenckiej i rozproszonej i OZE na niezawodność pracy KSE”, „Wiadomości Elektrotechniczne”, tom: R. 82, nr 9 (2014),

[8]. Chakrabarti S, Kyriakides E, Bi T, Cai D, Terzija V (2009) Measurements get together. IEEEPower Energy Mag 7(1):41–49,

[9]. Council of European Energy Regulators (CEER) (2011) CEER status review of regulatoryapproaches to smart electricity grids. Technical Report C11-EQS-45-04, ERGEG,

[10]. Danielson C, Vanfretti L, Almas M, Choompoobutrgool Y, Gjerde J (2013) Analysis ofcommunication network challenges for synchrophasor-based wide-area applications. In: 2013 IREP symposium bulk power system

96

dynamics and control IX Department of Energy (DOE) (2009) The smart grid: an introduction. Technical report, DoE.http://energy.gov/oe/technology-development/smart-grid,

[11]. European Commission (2007) Explanatory memorandum for the 3rd energy package.Technical report, European Commission (Last checked on 07 Nov 2008),

[12]. European Commission (2010) Energy infrastructure priorities for 2020 and beyond—ablueprint for an integrated European energy network. Technical report COM(2010) 677 final, EC, Brussels,

[13]. European Electricity Grid Initiative (EEGI) (2010) Roadmap 2010–18 and detailedimplementation plan 2010–12. Technical report, EEGI,

[14]. European Network of Transmission Operators for Electricity (ENTSO-E) (2013a) ENTSO-ER&D implementation plan.: https://www.entsoe.eu/,

[15]. European Network of Transmission Operators for Electricity (ENTSO-E) (2013b) Research& Development Roadmap 2013–2022.: https://www.entsoe.eu/,

[16]. Guha Thakurtha P, Nguyen H-M, Antoine O, Maeght J, Dejong A, D’Hoker J, Godemann M,Van Hertem D, Schell P, Skivee F, Godard B, Doutreloup S, Warichet J, Lambin J-J, Maun JC, Belmans R, Lilien J-L (2013) D7.3: final report on NETFLEX demo. Technical report, Twenties project,

[17]. Hellstrom B, Danielson M, Olsson B, Lindgren P (2012) Eliminating GPS dependency forreal-time wide-area synchrophasor applications. Net Insight AB, Stockholm, Sweden,

[18]. IEEE PC37.242/D12 (2013) IEEE guide for synchronization, calibration, testing, andinstallation of phasor measurement units (PMUs) for power system protection and control,

[19]. IEEE PC37.244 (2013) IEEE draft guide for phasor data concentrator requirements for powersystem protection, control, and monitoring,

[20]. IEEE Standard C37.118-2005 (Revision of IEEE Std 1344-1995) (2005) IEEE Standard forsynchrophasors for power systems,

[21]. IEEE Std C37.118.1-2011 (Revision of IEEE Std C37.118-2005) (2011) IEEE Standard forsynchrophasors for power systems,

[22]. IEEE Std C37.118.2-2011 (Revision of IEEE Std C37.118-2005) (2011) IEEE standard forsynchrophasor data transfer for power systems,

[23]. Leelaruji R, Vanfretti L (2012) State-of-the-art in the industrial implementation of protective relay functions, communication mechanism and synchronized phasor capabilities for electric power systems protection. Renew Sustain Energy Rev 16(7):4385–4395,

[24]. Moraes R, Hu Y, Stenbakken G, Martin K, Alves J, Phadke A, Volskis H, Centeno V (2012) PMU interoperability, steady-state and dynamic performance tests. IEEE Trans Smart Grid 3(4):1660–1669,

[25]. North American Synchrophasor Initiative (NASPI) (2010) NASPI phasor data NDAs42. Otter M, Thiele B, Elmqvist H (2012) A library for synchronous control systems in Modelica. In: Proceedings of the 9th international Modelica conference,

[26]. Panciatici P, Bareux G, Wehenkel L (2012) Operating in the fog: security management underuncertainty. IEEE Power Energy Mag 10(5):40–49,

[27]. Patterson J (2010) Hadoop as the platform for the Smartgrid at TVA. : http:// tinyurl.com/tva-hadoop, [28]. SmartGrids European Technology Platform (2010) Strategic deployment document forEurope’s electricity

networks of the future. Technical report, SmartGrids ETP, [29]. SmartGrids European Technology Platform (2012) SmartGrids SRA 2035 strategic researchagenda: Update

of the SmartGrids SRA 2007 for the needs by the year 2035. Technical report, SmartGrids ETP, [30]. Vanfretti L, Baudette M, Al-Khatib I, Almas M, Gjerde J (2013) Testing and validation of a fast real-time

oscillation detection PMU-based application for wind-farm monitoring. In: Proceedings of the first international Black Sea conference on communications and networking 2013 (BlackSeaCon 2013).

97

Planowanie, grafikowanie, bilansowanie energii

elektrycznej w systemie WindEx

Stanisław Baluk

1. WindEx PGB – Planowanie – Grafikowanie – Bilansowanie

Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych, dysponując na swoich terenach Jednostkami Wytwórczymi (JW), wykorzystujących źródła odnawialne, są zobligowani do bilansowania systemu, jak również zarządzania ograniczeniami produkcji związanych z eksploatacją JW. Według danych PSE-Operator liczba odnawialnych źródeł energii opartych na farmach wiatrowych do roku 2020 wzrośnie z 4000 do 8000 MWh. Taka sytuacja spowoduje konieczność operacyjnego zarządzania mocami wytwórczymi JW., jak również wyrobienie zdolności do szybkiego zbilansowania systemu w momencie braku energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.

System WindEx PGB jest narzędziem umożliwiającym kompleksowe zarządzanie produkcją Jednostek Wytwórczych pracujących na terenie Operatora Systemu Dystrybucyjnego w zakresie dysponowania mocą JW., zarządzania ograniczeniami produkcji JW., a przede wszystkim bilansowania systemu.

WindEx PGB stanowi ważny element platformy produktów WindEx, uzupełniając ją o kluczową informację pozwalającą na zwiększenie bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego danego OSD.

98

W wersji podstawowej, system zapewnia:

ewidencjonowanie Jednostek Wytwórczych z uwzględnieniem parametrów technicznych, eksploatacyjnych i regulacyjnych,

ewidencjonowanie operatorów Wymiany Międzysystemowej (WM), definiowanie bilansów (agregatów), rejestrowanie zapasów węgla i oleju, rejestrowanie minimalnych (strategicznych) zapasów paliwa, wprowadzenie planów remontów, ubytków i prac w pomiarach (PUPP), planowanie produkcji JW (PKD, WPKD, BPKD), wprowadzenie miesięcznych planów produkcji, rejestrowanie prognozy zapotrzebowania, obsługę doby operacyjnej w ścisłym powiązaniu z innymi systemami platformy WindEx:

SCADA, AWAR, EDZOP, raporty dla OSD, JW, ODM.

System WindEx PGB został zaprojektowany jako element platformy WindEx w celu lepszej integracji informacji niezbędnej do podjęcia kluczowych decyzji potrzebnych do bilansowania systemu. Współpraca systemu w ramach platformy WindEx odbywa na poziome trzech płaszczyzn:

systemu dyspozytorskiego – współpraca w zakresie obsługi doby operacyjnej. System na bieżąco sygnalizuje przekroczenia dopuszczalnych odstępstw wartości produkcji od założonego planu oraz wizualizuje różnice pomiędzy planem, a produkcją w postaci raportu dyspozytora,

WindEx AWAR – współpraca w zakresie obsługi awaryjnego odstawienia generatora. Rejestracja zdarzeń skojarzonych z generatorami następuje w systemie AWAR wraz z opisem i datą planowanego ponownego załączenia generatora. Zarejestrowane dane

99

w systemie AWAR następnie zostają przekazane do modułu Remonty i Ubytki i Prace w Pomiarach,

WindEx EDZOP – współpraca polega na monitorowaniu i sygnalizowaniu przekroczenia parametrów pracy generatorów będących pod nadzorem spółki energetycznej oraz stanu ich pracy. Komunikaty z systemu WindEx PGB o przekroczeniu parametrów, przyłączeniu lub odstawieniu generatora są przesyłane do systemu EDZOP. Wynikiem jest komplet informacji niezbędny do podjęcia decyzji na stanowisku dyspozytorskim.

Proces zarządzania produkcją w systemie WindEx PGB odbywa się poprzez ścisłą współpracę Jednostek Wytwórczych i Operatora Systemu Dystrybucyjnego i składa się z następujących kroków:

stworzenie rejestru Jednostek Wytwórczych wraz z wypełnieniem podstawowych parametrów technologicznych, który stanowi podstawę do tworzenia przez OSD agregatów (bilansów),

tworzenie oraz zgłoszenie planu remontów, ubytków i prac w pomiarach (RUPP) przez JW. Plany RUPP zgłaszane są w okresach: tygodniowym, miesięcznym, rocznym (kroczącym) i trzyletnim. Plany krótkoterminowe powstają poprzez kolejne uszczegóławianie planów długoterminowych zaakceptowanych uprzednio przez OSD,

tworzenie planów produkcji: PKD (Plan Koordynacyjny Dobowy dla doby n+1), WPKD (Wstępny Plan Koordynacyjny Dobowy dla doby n+2), BPKD (Bieżący Plan Koordynacyjny Dobowy dla dób n+3…n+9). BPKD może zostać rozszerzony do doby n+14 dla wybranych JW lub planu jako całości,

długoterminowe plany produkcji. WindEx PGB umożliwia prowadzenie i zarządzanie miesięcznymi i rocznymi (kroczącymi) planami produkcji,

100

Wprowadzone plany produkcji są weryfikowane na bieżąco przez system pod kątem kompletności i spójności z parametrami eksploatacyjnymi, a następnie zatwierdzane przez OSD.

System WindEx PGB zapewnia szereg predefiniowanych raportów z przeznaczeniem dla OSD, JW i ODM:

raport dobowego planu produkcji, raport wykonania planu dobowego, raport stanów bieżących elektrowni, raport PKD: niezbilansowanie JW., maksymalne zdolności wytwórcze, moc dyspozycyjna

JW., raport dobowych dostaw i zużycia paliwa i oleju.

Oprócz ww. raportów system zapewnia możliwość tworzenie raportów dedykowanych.

Wdrożenie produkcyjne systemu WindEx PGB oraz zainteresowania Klientów pokazały, że firma idzie w dobrym kierunku, planując rozwinąć dany produkt o następującą funkcjonalność:

obsługa liczników energii w celu realizacji funkcji bilansowania energii i mocy zarówno dla dużych operatorów (OSD, duże zakłady przemysłowe),

obsługę planowania, grafikowania oraz bilansowania odbiorców energii.

System WindEx PGB stanowi naturalne uzupełnienie narzędzi, którymi powinien operować dyspozytor w procesie zarządzania sieciami elektroenergetycznymi. Obserwując stały wzrost udziału JW, których praca opiera się na źródłach odnawialnych oraz możliwości, które zapewnia system PGB, należy stwierdzić, iż rola tego typu narzędzi w stabilności i bezpieczeństwie lokalnego i krajowego systemu elektroenergetycznego będzie stale rosła.

101

WindEx DMS - system monitorowania i kontroli

sieci EEN

Marek Borkowski

Eksploatacja sieci elektroenergetycznej w świetle nowych regulacji wymaga zapewnienia ciągłości dostaw energii elektrycznej. Operacje łączeniowe wymagają podejmowania szybkich i prawidłowych decyzji, ze względu na stopień skomplikowania sieci elektroenergetycznej operatorzy/dyspozytorzy powinni być wspomagani w codziennej pracy przez inteligentne rozwiązania dostosowane do ich potrzeb. Firma Apator Elkomtech SA oferuje rozwiązania umożliwiające ergonomiczną codzienną obsługę sieci elektroenergetycznej. Podstawowym narzędziem pracy dyspozytora jest system SCADA umożliwiający nadzór i realizację sterowań w czasie rzeczywistym. Codzienna praktyka pracy pokazuje, że dynamiczny rozwój infrastruktury, a także jej rozległość mogą stwarzać problemy w jej skutecznym nadzorowaniu. Projektowane systemy informatyczne wyposażane są w funkcje inteligentne mające na celu wyeliminowanie błędów operatora poprzez jasne i czytelne podpowiedzi.

Podstawowy zakres funkcji inteligentnych składa się z:

102

Wyświetlania animowanych schematów elektrycznych w czasie rzeczywistym na podkładach geograficznych/ortofotomapach

Analizatora ciągów beznapięciowych działający w czasie rzeczywistym

Analizatora zwarć działającego w czasie rzeczywistym

103

Analizatora przepływu kierunku mocy w czasie rzeczywistym Dostępu do funkcji symulatora, który umożliwia zapoznanie się ze schematem sieci po

planowanych przełączeniach w sieci (w czasie symulacji działają wymienione powyżej analizatory)

Funkcja retrospekcji – ułatwia analizę historyczną stanu pracy sieci i wyciąganie wniosków z historycznych zdarzeń

Funkcji kolorowania rozdzielnych galwanicznie elementów sieci, tzw. wysp galwanicznych

104

Modułu pokazywania sugerowanych miejsc wystąpienie zwarcia (wymaga współpracy

z wskaźnikami przepływu prądu zwarciowego) Moduł FDIR będący rozszerzeniem modułu pokazywania sugerowanego miejsca zwarcia,

mający zapewnić jak najszybszą lokalizację, wyizolowanie uszkodzonego odcinka i przywrócenie zasilania w pozostałej części sieci. Algorytm skutecznie działa przywracając zasilanie w czasie poniżej 3 minut

Moduł wyświetlania danych o wyładowaniach atmosferycznych Moduł wyświetlania położenia wozów i brygad pogotowia energetycznego

Obecnie Apator Elkomtech SA, wychodząc naprzeciw oczekiwaniom klientów i potrzebom rynku, jest na etapie wdrażania i testowania funkcji obliczeniowych w systemie WindEx. Na funkcje obliczeniowe składają się moduły:

Obliczeń zwarciowych i nastaw zabezpieczeń

105

o Obliczanie prądów zwarciowych o Obliczanie mocy zwarciowej o Możliwość sprawdzenia i zmian banków nastaw zabezpieczeń w sieci

Obliczenia rozpływowe o Obliczanie rozpływów mocy czynnej i biernej o Obliczanie poziomów napięć o Obliczanie strat mocy czynnej i biernej o Obliczenia w stanach awaryjnych i remontowych (kryterium n-1, n-2) w układzie

bieżącym i symulowanym Optymalizacja

o Wyliczanie punktów podziału sieci o Wyliczanie nastaw przekładni transformatorów o Obciążenia ze względu na parametry dopuszczalne elementów

Prognozowanie zmian i rozbudowy sieci (obciążeniowe) o prognozowanie zmian mocy przyłączanych odbiorów/generacji o Możliwość tworzenia wieloletniego modelu (np. podwersji) sieci uwzględniającego

jej rozbudowę i modernizacje jej elementów

Wszystkie wyniki obliczeń prezentowanych powyżej będa wyświetlane na mapach systemu WindEx. Dostęp do Informacji będzie możliwy również przez osoby nie posiadające uprawnień sterowniczych.

Wdrożenie oferowanych rozwiązań z grupy DMS ułatwia prowadzenie ruchu sieci elektroenergetycznej. Przyspiesza usuwanie awarii, zapewniając polepszenie niezawodności i bezpieczeństwa sieci, a także ułatwia ekonomiczne wykorzystanie posiadanych zasobów poprzez zmniejszenie strat mocy czynnej i biernej, a także optymalizację obciążeń i progi alarmowe dowolnych wielkości pomiarowych.

Wszechstronne i kompleksowe rozwiązanie oferowane przez Apator Elkomtech SA przyczynia się do oszczędności finansowych, a także zmniejszenia wskaźników w tym SAIDI.

106

WindEx OMS - system zarządzania przerwami w dostawie energii

Grzegorz Dabiach

Szacuje się że Polska gospodarka z powodu przerw w dostawach prądu traci w sumie 1,3 mld zł rocznie. Rzeczywistych strat nie sposób jednak obliczyć - to koszty utraty danych, ale też zastojów w produkcji. Długofalowa strategia rozwoju kraju Polska 2030 zakłada zmianę średniego czasu trwania nieplanowanych przerw w dostawie energii (SAIDI) z 316 w roku 2010 do 17 w roku 2030. Dlatego dla wszystkich Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) podnoszenie wskaźników niezawodnościowych jest najwyższym priorytetem.

Apator Elkomtech monitoruje potrzeby rynku i stale rozwija istniejące funkcjonalności systemu WindEx OMS odpowiadając na oczekiwania OSD oraz przemysłu.

Takie potrzeby jak:

akwizycja i przetwarzanie informacji o zdarzeniach sieciowych i usterkach w sieci, elektroniczna ewidencja poleceń wydawanych przez dyspozytorów i w konsekwencji

wyeliminowanie dzienników papierowych, tworzenie środowiska będącego jedynym miejscem do wprowadzania danych

o charakterze ruchowym, charakteryzującego się spójnym interfejsem użytkownika i ścisłą integracją z systemem WindEx SCADA,

elektroniczna ewidencja wystawianych poleceń dla brygad realizujących prace na obiektach energetycznych, wraz z komunikacją z urządzeniami mobilnymi, w które wyposażone są brygady pogotowia,

to tylko niektóre z funkcjonalności podnoszące sprawność i efektywność biznesu OSD.

Narzędzia informatyczne WindEx OMS dają mechanizmy ułatwiające pracę dyspozytorowi w takich obszarach, jak:

wywoływanie formularzy wprost ze schematu w kontekście klikniętego obiektu, rejestracja informacji istotnej do przekazania dyżuru, filtrowane słowniki użytkowników, szablony treści poleceń, szablony uwag do poleceń, automatyzacja zapisów na podstawie operacji wykonywanych na schemacie,

107

zastosowanie wieloschowków, planowanie sekwencji operacji.

Ważnym aspektem przy prowadzeniu ruchu jest precyzyjne ustalenie lokalizacji uszkodzenia sieci jak również możliwość lokalizacji brygad pogotowia w danym momencie. Funkcjonalności te dostarcza system WindEx OMS, gwarantuje dyspozytorowi ruchu efektywne zarządzanie dostępnymi zasobami.

Przyczyną wielu awarii są zjawiska pogodowe - informacja o tych zjawiskach może bezpośrednio wpływać na sprawne reagowanie w celu ograniczenia ich skutków.

108

Podgląd z poziomu SCADA na ważne elementy sieci daje możliwość kontroli wizualnej stanu urządzeń czy postępu prac.

Prowadzenie nadzoru dyspozytorskiego na wszystkich poziomach napięć zapewnia zmniejszenie czasu reakcji odpowiednich służb. To kolejny ważny krok do zmniejszenia czasu trwania nieplanowanych przerw w dostawie energii.

109

System WindEx oferuje także nowe funkcjonalności takie jak np.:

dostępność informacji o stanie zasilenia „klienta końcowego” poprzez wdrożenie SCADA sieci nN,

podłączenie obrazu z kamer przemysłowych dające możliwość szybkiej weryfikacji stanu faktycznego w danej lokalizacji,

zwiększenie dostępności informacji o lokalizacji awarii oraz osób dostępnych w rejonie awarii,

zestandaryzowany sposób opisywania zdarzeń w Dzienniku Dyspozytora, zapewniający szybki dostęp do danych o zdarzeniach zapisanych w WindEx.

Zdolność do integracji WindEx CIM zapewni wykorzystanie zestandaryzowanych danych, na potrzeby innych systemów informatycznych, a co za tym idzie dla innych służb i biznesu.

Wszystkie te aspekty tworzą niezaprzeczalną wartość w budowie inteligentnej sieci gwarantującej wzrost jakości usług świadczonych przez Operatorów Systemów Dystrybucyjnych.

110

Zdalny system kontroli stanu wkładek

bezpiecznikowych – rozwiązania dla obiektów

niskich napięć realizowane przez Apator i Apator Elkomtech

Krzysztof Kluszczyński, Łukasz Melkowski

Dążenie do uzyskania sukcesu ekonomicznego i rozszerzania działalności, zmusza operatorów sieci rozdzielczych do optymalizacji istniejących sieci elektroenergetycznych i tworzenia inteligentnych systemów dostaw energii. Realizowane wspólnie z Apator Elkomtech rozwiązanie, prezentowane poniżej, kontroluje pracę oraz zdalnie informuje o stanie zainstalowanych zabezpieczeń w rozdzielnicach niskich napięć.

Rozłącznik izolacyjny bezpiecznikowy listwowy produkcji firmy Apator - ARS pro (Rys. 1) posiada możliwość zamontowania urządzenia sygnalizującego aktualny stan wkładek bezpiecznikowych. Informacja o poprawnej pracy lub przepaleniu wkładki oraz zaniku napięcia sygnalizowana jest na zamontowanych w urządzeniu diodach.

Moduł kontroli stanu wkładek bezpiecznikowych (Rys. 2.) wykonywany jest w dwóch wersjach. Pierwsze rozwiązanie zawiera wbudowany

przekaźnik ze stykami NC NO. W celu otrzymania sygnału zbiorczego w rozdzielnicy nn sygnał ze styków przekaźnika łączony jest razem i wprowadzany na dodatkowe wejście sygnalizacyjne koncentratora danych Ex-BRG2_SMR. Informacja o uszkodzeniu

Rys. 1 Rozłącznik izolacyjny bezpiecznikowy listwowy ARS pro Rys. 2 Moduł kontroli stanu

wkładek bezpiecznikowych

111

którejkolwiek wkładki bezpiecznikowej dowolnej fazy zainstalowanych rozłączników przesyłana jest do nadrzędnego systemu sterowania oraz nadzoru. Rozwiązanie to zostało również zaprojektowane dla rozłączników typu ARS pro już zainstalowanych.

Druga wersja modułu kontroli stanu wkładek bezpiecznikowych posiada port komunikacyjny podłączony do magistrali RS-485. Informacja ze wszystkich modułów kontroli wkładek bezpiecznikowych zamontowanych w rozdzielni jest zbierana w koncentratorze danych Ex-BRG2_SMR (Rys. 3). Urządzenie zbiera informacje o stanie wkładek bezpiecznikowych i zaniku napięcia z dokładnością do fazy, a także o położeniu rozłącznika bezpiecznikowego (zamknięty/otwarty) w każdym z odpływów.

Ex-BRG2_SMR pełni funkcję bramy GPRS. Jest wyposażony w zintegrowany modem GSM lub UMTS, który pozwala na komunikację z nadrzędnymi systemami sterowania i nadzoru, z wykorzystaniem pakietowej transmisji danych GPRS/EDGE lub HSDPA/HSUPA. W prezentowanym rozwiązaniu do komunikacji z systemem SCADA został użyty protokół DNP3.0. W przypadku, gdy wymagane jest dostosowanie się do działającej struktury łączności z systemem nadrzędnym, możliwe jest rozwiązanie korzystające z innego protokołu komunikacyjnego, na przykład IEC60870-5-104. Jeżeli na danym obszarze istnieje możliwość skorzystania z cyfrowego systemu radiowej łączności rankingowej, oferowane urządzenie może być wyposażone we wbudowany lub zewnętrzny modem TETRA. W przypadku zewnętrznego modemu rozwiązanie jest oferowane z kanałem szeregowym RS232/RS422/RS485.

W koncentratorze zainstalowany jest serwis SMS, który umożliwia rozsyłanie do konfigurowanej listy użytkowników informacji o wykrytym uszkodzeniu wkładki bezpiecznikowej lub zaniku fazy. Serwis zapewnia także możliwość odczytu bieżącego stanu przez wysłanie odpowiedniej komendy w wiadomości SMS. Usługa może zostać zdalnie zablokowana i odblokowana dla wszystkich użytkowników lub dla wybranego poprzez wysłanie specjalnego komunikatu SMS. Urządzenie jest seryjnie wyposażone w kanał diagnostyczny RS232 oraz interfejs sieci Ethernet z gniazdem RJ45, umożliwiający jego podłączenie do sieci lokalnej. Ex-BRG2_SMR jest parametryzowany za pomocą przeglądarki internetowej lub programu narzędziowego BEL_Navi zainstalowanego na komputerze PC, podłączonym do urządzenia przez kanał diagnostyczny z interfejsem RS232, gniazdo sieciowe Ethernet lub wykorzystując pakietową transmisję danych GPRS/EDGE lub HSDPA/HSUPA. Zarówno przeglądarka internetowa, jak i oprogramowanie Bel_Navi umożliwia ponadto wizualizację stanu systemu (synoptyka), diagnostykę urządzenia oraz odczyt dzienników zdarzeń.

Rys. 3 Koncentrator Ex-BRG2_SMR

112

Koncentrator Ex-BRG2_SMR można dodatkowo wyposażyć w moduł sygnalizacyjno-optyczny. Dzięki dodatkowym wejściom sygnalizacyjnym oraz wyjściom sterowniczym może on pełnić funkcję prostej telemechaniki w rozdzielni. Przykładowo - moduł pozwala na wprowadzenie do systemu sygnalizacji otwarcia drzwi. Diody sygnalizacyjne ogólnego przeznaczenia informują o poziomie sygnału GSM oraz stanie łączności.

Przedstawione rozwiązanie można rozwinąć o pomiar prądu fazowego w polach odpływowych. W tym celu na każdy odpływ należy zastosować przetwornik Ex CNI 5A mierzący trzy prądy fazowe za pośrednictwem przekładników prądowych, umieszczonych w podstawie rozłącznika bezpiecznikowego. Moduły pomiarowe komunikują się po magistrali RS485 w protokole MODBUS. Koncentrator przetwarza wartości chwilowe odebranych prądów i może na ich podstawie rejestrować pomiary zamrożone. Pomiary mogą być retransmitowane i przedstawione w systemie SCADA. Mierniki prądu można zastąpić prostymi analizatorami parametrów sieci podłączonymi w analogiczny sposób do koncentratora. Dzięki takiemu rozwiązaniu zyskuje się możliwość zaprezentowania w systemie SCADA pomiarów parametrów sieci elektrycznej wraz ze współczynnikiem zawartości harmonicznych THD oraz pomiaru energii.

Rozbudowując koncentrator Ex-BRG2_SMR o dodatkową płytkę komunikacyjną (z interfejsem komunikacyjnym RS232/RS422/RS485 lub z kanałami światłowodowymi), otrzymuje się w rozdzielni koncentrator urządzeń komunikacyjnych z dowolnym protokołem komunikacyjnym DNP3, MST, MODBUS, MAP27, TETRA-PEI, IEC-60870-5-101/104.

Przedstawione dalej zrzuty z ekranu systemu nadzoru SCADA przedstawiają w czasie rzeczywistym stan rozdzielni nn, w postaci schematów geograficznych na podkładach mapowych oraz schematów ideowych o różnym stopniu szczegółowości.

Rys. 4 Schemat łączności systemu kontroli wkładek bezpiecznikowych z systemem SCADA

113

Dostarczane wraz z Ex-BRG2_SMR oprogramowanie narzędziowe Bel_Navi oprócz parametryzacji pozwala użytkownikowi na edycję dowolnych plansz synoptycznych umożliwiających monitorowanie rozdzielni nn. Zbudowane w edytorze schematy semigraficzne wizualizują stan wkładek w rozłącznikach bezpiecznikowych, stan modemu GSM oraz przedstawiają statystykę uszkodzeń bezpieczników lub zaniku faz. Przedstawione poniżej zrzuty z programu inżynierskiego Bel_Navi oraz przeglądarki internetowej pochodzą z dostarczanej fabrycznie konfiguracji koncentratora Ex-BRG2_SMR.

Rys. 5 Prezentacja systemu kontroli wkładek bezpiecznikowych z systemem SCADA

114

Rys. 6 Prezentacja stanu wkładek bezpiecznikowych w programie narzędziowym BelNavi

Rys. 7 Prezentacja statystyki uszkodzeń wkładek bezpiecznikowych w programie narzędziowym BelNavi

115

Opisane rozwiązanie jest w pełni zintegrowane z systemem zdalnego nadzoru WindEx lub dowolnym innym systemem SCADA. Dzięki informacji przesłanej z urządzeń Ex zainstalowanych w rozdzielniach nn użytkownik systemu otrzymuje możliwość zdalnej kontroli stanu wkładek bezpiecznikowych, kontrolę rozpływu prądu w poszczególnych odpływach oraz dostęp do wszystkich informacji, jakie można przesłać w kanale komunikacyjnym z urządzeń innych producentów.Przedstawione w artykule rozwiązanie umożliwia tworzenie inteligentnych systemów dostaw energii, znanych powszechnie jako „smart grid”. Systemów, które umożliwiają dystrybucję usług energetycznych z wykorzystaniem środków IT, opracowanych pod kątem spełnienia wymagań, stawianych przez zliberalizowany rynek energii.

Rys. 9 Prezentacja statystyk uszkodzeń wkładek bezpiecznikowych w przeglądarce internetowej

Rys. 8 Prezentacja stanu wkładek bezpiecznikowych w przeglądarce internetowej

116

Mikrosieci – wybrane problemy sterowania i zabezpieczeń

Adam Klimpel Wprowadzenie

Budowa nowych dużych konwencjonalnych elektrowni cieplnych wykorzystujących węgiel i energię atomową oraz rozbudowa sieci elektroenergetycznych jest kosztowna i często kontestowana z powodu ochrony środowiska. Jednak z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy SEE istnienie tych źródeł jest nieodzowne i nie podlega dyskusji. Zrównoważony rozwój elektroenergetyki polega m.in. na utrzymaniu właściwych proporcji między udziałem źródeł konwencjonalnych/systemowych i GR/OZE. Scenariusze dotyczące burzliwego rozwoju elektroenergetyki w kierunku generacji rozproszonej na poziomie odbiorców bytowych nie uwzględniają szeregu aspektów technicznych i organizacyjnych. Tradycyjnie sieci przesyłowe i rozdzielcze były projektowane i konstruowane przy założeniu hierarchicznej struktury elektroenergetyki. W tej strukturze energia jest wytwarzana w dużych elektrowniach przyłączonych do sieci przesyłowej (w przypadku KSE to 220 i 400 kV). Z sieci przesyłowej energia jest transformowana poprzez sieć przesyłowo-rozdzielczą do sieci rozdzielczej (zwykle 15 kV), a z niej do sieci niskiego napięcia zasilającej odbiory bytowe. Tak więc przepływ mocy w tej sieci odbywa się w jednym kierunku; od sieci przesyłowej do odbiorczej.

W scenariuszu rozwoju generacji rozproszonej i energetyki opartej o Odnawialne Źródła Energii (OZE) generacja występuje na wszystkich poziomach sieci, co obrazuje rys. 1. W odróżnieniu od tradycyjnego SEE przepływ mocy między poszczególnymi sieciami może się odbywać w obydwu kierunkach – nadwyżki mocy nieskonsumowane w danej sieci muszą przepływać na poziom wyższy. Czyli w samych liniach sieci rozdzielczej i odbiorczej, oraz transformatorach przepływy mocy muszą odbywać się w obydwu kierunkach. Do takiej sytuacji obecna sieć jest nieprzygotowana zarówno strukturalnie jak i aparaturowo.

Mimo niezbyt sprzyjających warunków formalno-prawnych w Krajowej Sieci Energetycznej (KSE) powstaje coraz więcej rozproszonych małych elektrowni wiatrowych, elektrowni słonecznych i biogazowych przyłączanych bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej oraz mikro-źródeł zasilających odbiorniki u końcowego odbiorcy energii elektrycznej. Bezpieczna

117

i niezawodna współpraca tych nowych małych źródeł z systemem elektroenergetycznym wymaga stosowania nowych metod regulacji i sterowania, a na przypadek wystąpienia zakłóceń zastosowania odpowiednich zabezpieczeń. W tym celu konieczne jest sięganie po możliwości techniczne oferowane przez informatykę i telekomunikację. Dynamiczny rozwój tych dziedzin stworzył warunki rozwoju Inteligentnych Sieci Elektroenergetycznych (ISE), znanych na świecie pod angielską nazwą Smart Power Grids lub InteliGrid . Wielu ekspertów branżowych, analizując aktualny stan rozwoju systemów elektroenergetycznych i jednocześnie mając świadomość zaleceń wynikających z ogłoszonych już dyrektyw Unii Europejskiej wskazuje, iż jednym z pierwszych etapów wdrażania idei ISE powinna być instalacja nowoczesnych, cyfrowych liczników energii elektrycznej (oraz innych mediów) u odbiorców indywidualnych, publicznych i przemysłowych. Od strony technologicznej to procedura dość prosta – są już dostępne zaawansowane funkcjonalnie liczniki z wieloma rodzajami interfejsów sieciowych, również z możliwością wykorzystania linii energetycznych, jako medium transmisji danych na większe odległości. Obserwuje się już intensywne działania różnych podmiotów w tym zakresie również w naszym kraju. Analizując problematykę wdrożenia ISE można stwierdzić, że wdrożenie systemu AMI, co prawda pociąga za sobą znaczne koszty, ale wśród elementów ISE jest praktycznie najprostsze ze względu m.in. na dojrzałość koncepcji i spójność oraz integralność systemu (działanie AMI jest praktyczne niezależne od innych układów składowych ISE).

1. Inteligentne Sieci Elektroenergetyczne (ISE)

Ten typ sieci jest także w różny sposób interpretowany przez autorów coraz większej liczby publikacji na całym świecie, w tym w Polsce. Idea ISE zrodziła się w USA, a jej prekursorem był Instytut EPRI (Electric Power Research Institute). Według Grupy Roboczej CEN/CENELEC/ETSI sieć inteligentna to:

„…sie ć elektryczna, która mo że efektywnie kosztowo integrowa ć działanie wszystkich uczestników do niej przył ączonych – wytwórców, odbiorców i prosumentów – w ce lu zapewnienia efektywnego ekonomicznie, zrównowa żonego systemu elektroenergetycznego z niskimi stratami oraz o wys okiej jako ści i niezawodno ści zasilania i bezpiecze ństwa”.

Taką samą definicję przyjęła Europejska Grupa ds. Inteligentnych Sieci Energetycznych

. W inny sposób ISE można zdefiniować jako sieć energetyczną, która:

integruje działania i zachowania wszystkich przyłączonych do niej użytkowników poczynając od wytwórców po odbiorców,

zapewnia zrównoważone ekonomicznie, niezawodne oraz bezpieczne działanie sieci energetycznej i dostaw energii,

promuje postawy związane z odpowiedzialnym korzystaniem z energii przez konsumentów, aktywizuje odbiorców energii i angażuje ich również w proces wytwarzania energii (prosumpcja).

118

Źródło:

opracowanie własne autora

Rys. 1 Przeobrażenia SEE z zaznaczeniem możliwości przyłączeniowych GR/OZE

Inteligentne sieci definiuje się w jeszcze inny sposób jako: zmodernizowane sieci elektroenergetyczne, uzupełnione o system dwustronnej komunikacji cyfrowej między dostawcą a konsumentem oraz inteligentne systemy pomiarów (smart metering) i układy monitorowania. Inteligentne sieci stwarzają też przestrzeń, w której tradycyjne przedsiębiorstwa energetyczne lub nowe podmioty na rynku (w tym mniejsze przedsiębiorstwa) będą mogły opracowywać nowe, innowacyjne usługi energetyczne z właściwym uwzględnieniem wyzwań w zakresie ochrony danych lub bezpieczeństwa cybernetycznego. ISE powinny przyczynić się do zwiększenia konkurencji na rynku energetycznym i stymulować zmniejszanie emisji gazów cieplarnianych, w tym poprzez wzrost możliwości współpracy z siecią źródeł GR. Z punktu widzenia technologii ISE można zdefiniować jako technologie informatyczne, które mogą być używane w sieciach

119

elektroenergetycznych oraz urządzeniach do sterowania, regulacji i zabezpieczenia sieci w celu zwiększenia niezawodności i jakości dostaw oraz zmniejszenia wpływu procesów energetycznych na środowisko. Tak więc podstawą rozwoju sieci ISE jest rozbudowany system komunikacyjny i pomiarowy, który sprawia, że informacje o sieci elektroenergetycznej są dostępne w każdej chwili czasu i dla każdego z uczestników procesu. Dodatkowo dane pomiarowe przekazywane są do punktów podejmowania decyzji, a całością zarządzają inteligentne algorytmy informacyjne, prognostyczne i decyzyjne. W dojrzałej koncepcji ISE konsument energii nie odgrywa już tylko biernej roli odbiorcy energii i użytkownika urządzeń elektrycznych i elektronicznych, lecz świadomie i aktywnie zarządza energią i jej zużyciem w swoim gospodarstwie domowym (obiekcie). W docelowym kształcie staje się prosumentem, czyli również wytwórcą energii w mikroskali. Rozwój ISE wymaga świadomego i aktywnego odbiorcy i konsumenta energii, przyczyniając się też do rozwoju społeczeństwa informacyjnego i niskoemisyjnego, a w perspektywie jednostek samorządu terytorialnego - do rozwoju zrównoważonych energetycznie społeczności lokalnych (smart communities).

Opracowując koncepcję ISE należy uwzględnić konkretne układy wchodzące w jej skład, do których należą elementy zobrazowane na poniższym rysunku:

Źródło: IEC

Rys.2 Technologie i systemy warunkujące rozwój ISE

Jak widać kierunek rozwoju SEE wskazuje, że system energetyczny przyszłości oparty będzie na dwóch kluczowych filarach:

sieciach ISE oraz

120

wyspecjalizowanych systemach zarządzania energią.

Analizując aktualny stan wdrażania ISE w Europie trudno się nie zgodzić z oceną, którą można spotkać szczególnie w publikacjach niemieckich, że obecny stan z dominującym rozwojem AMI to budowa Inteligentnego Rynku EE (Smart Market) , natomiast dalszy etap to budowa ISE.

1.1 Wstępna ocena ‘inteligencji’ sieci przesyłowej

OSP dysponuje szeregiem narzędzi informatycznych (np. SCADA, EMS, MIS, GIC itd.) wspomagających prowadzenie ruchu systemu, oraz zapewniających odpowiedni nadzór ruchowy i eksploatacyjny nad pracą sieci przesyłowej, jak i dwu-kierunkowy przepływ informacji z Wytwórcami i Odbiorcami przyłączonymi do sieci przesyłowej i oparty na znormalizowanych protokołach telekomunikacyjnych. Nie do pominięcia jest rola systemów automatyki w tym Regulatora Centralnego oraz systemów informatycznych Rynku Energii.

W obiegowej opinii uważa się, że Sieci Przesyłowe mają wdrożoną inteligencję w wystarczającym stopniu. Opinia taka może jest i częściowo słuszna, ale na obecnym etapie rozwoju SEE. Jednak realizacja wizji ISE wymaga jeszcze szeregu modyfikacji i uzupełnień w szczególności w zakresie:

regulacji przepływów mocy na połączeniach transgranicznych (np. zastosowanie przesuwników fazowych),

wdrożenie obszarowych układów regulacji mocy biernej i napięć w sieci przesyłowej, monitorowanie zapasów stabilności kątowej i napięciowej (np. w oparciu o zastosowanie

techniki synchrofazorowej – PMU), monitoring dynamicznej obciążalności linii przesyłowych w celu pełnego wykorzystywania

możliwości przesyłowych, poprawę skuteczności działania automatyk systemowych (w szczególności SCO) oraz

dostosowania ich do działania zarówno w ramach KSE jak i w przypadku wydzielonych wysp (np. poprzez wdrożenie systemów póładaptacyjnych o krótkich czasach działania),

wdrożenie automatyki Podnapięciowego Samoczynnego Odciążania (SNO) w węzłach zagrożonych utratą stabilności napięciowej,

wdrożenie w Dyspozycjach Mocy estymatorów stanu wspomagania w czasie rzeczywistym podejmowanie decyzji ruchowych.

1.2 Generacja Rozproszona (GR)

Pojęcie generacja rozproszona (GR) jest często przypisywane tylko do odnawialnych źródeł energii (OZE). Wynika to z faktu, że w większości przypadków wykorzystanie odnawialnych źródeł (zasobów) energii jest zaliczane do generacji rozproszonej. Wyjątkiem są duże farmy wiatrowe, grupujące wiatraki o mocy jednostkowej > 2 MW. Natomiast nie wszystkie źródła rozproszone to OZE. Generacja rozproszona to także generacja wykorzystująca paliwa konwencjonalne, przede wszystkim gaz ziemny lub lekki olej opałowy, a także biopaliwa, biogaz itd. Wytwarzanie rozproszone łączy się także bardzo często z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji, rzadziej w trigeneracji – z chłodem (z uwagi na wciąż bardzo wysokie koszty).

121

Generacja rozproszona (ang. distributed generation) obejmuje, według najprostszej definicji, źródła energii współpracujące z siecią dystrybucyjną (do 110 kV) lub bezpośrednio zasilające odbiorcę przyłączonego do sieci średniego lub niskiego napięcia Źródła generacji rozproszonej nie podlegają centralnemu planowaniu rozwoju i dysponowaniu mocą. Najczęściej produkują energię elektryczną z OZE lub w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła. Elementem tak rozumianej generacji rozproszonej są też lokalne systemy magazynowania energii elektrycznej i ciepła oraz indywidualne źródła ciepła i chłodu zintegrowane z gospodarką energią elektryczną u jej bezpośrednich odbiorców.

W początkowym okresie rozwoju elektroenergetyki (koniec XIX wieku) istniała wyłącznie generacja jednostkowa - izolowana, która w pewnym stopniu przypomina dzisiejszą rozproszoną – wszystkie źródła były niezależne i zasilały wydzielone sieci odbiorców lokalnych. Dopiero na początku XX wieku, wraz z opanowaniem technologii przesyłu energii elektrycznej na duże odległości, nastąpił rozwój dużych elektrowni systemowych, obsługujących wielu odbiorców na dużych obszarach. Równocześnie następował rozwój sieci, która z dawnej promieniowej przeistaczała się w sieć zamkniętą. U podstaw takich zmian leżały dwa czynniki: ekonomiczny – związany z efektem skali (duże źródła mocy budowane w pobliżu złóż taniego paliwa pierwotnego) oraz niezawodnościowy – zasilanie odbiorców z wielu źródeł zasilania pracujących na wspólną sieć. W efekcie, źródła rozproszone w latach 90-ych ubiegłego wieku spełniały głównie rolę zasilania rezerwowego na wypadek przerw w dostawie energii z sieci. Udział tzw. niezależnych producentów energii (ang. independent power producer – IPP) na rynku spadał z ok. 30–40% na początku XX wieku do 3–4% w 1990 roku.

Ponowne zainteresowanie źródłami rozproszonymi nastąpiło w związku z trudnościami z rozwojem sieci przesyłowych (problemy z uzyskaniem prawa drogi) oraz znacznym rozwojem technologicznym małych źródeł energii bazujących na lokalnie dostępnych surowcach, w szczególności energii odnawialnej (OZE). Obecnie w wielu krajach nie czekając na pełną dojrzałość rozwiązań technicznych systemu elektroenergetycznego, postawiono na rozwój GR stosując preferencyjne rozwiązania prawne i wsparcie finansowe.

Głównymi czynnikami stymulującymi rozwój GR są:

zalety inwestycyjne - nowe generacje źródeł wytwórczych o średniej i małej mocy charakteryzuje krótki czas budowy i mniejsze ryzyko inwestycyjne oraz relatywnie szybkie i nie nastręczające problemów technicznych przyłączenie do sieci,

zalety eksploatacyjne - wysoka sprawność, bezobsługowość (dzięki zdalnemu nadzorowi i zdalnemu sterowaniu),

procesy demonopolizacji i prywatyzacji w sektorze energetyki zachęcają do lokalizacji źródeł blisko odbiorców, co pozwala uniknąć dużej części problemów formalno-prawnych i kosztów przesyłu i dystrybucji (dotyczy także ciepła),

polityka rozwoju zrównoważonego, w tym energetyki – zwiększa atrakcyjność lokalnych zasobów energetycznych, w tym szczególnie upodmiotowienie odbiorców i władzy samorządowej.

122

Najczęściej spotyka się klasyfikację jednostek generacji rozproszonej wg mocy elektrycznej zainstalowanej:

mikro energetyka (generacja) rozproszona (1 W – 40 kW). mała energetyka (generacja) rozproszona (40 kW – 200 kW). średnia energetyka (generacja) rozproszona (200 kW – 5 MW). duża energetyka (generacja) rozproszona (5 MW – 150 MW).

Jednostki mikro, małej i średniej generacji mają często budowę modułową – kompaktową postaci zestawów jednakowych jednostek wytwórczych, co pozwala na ich bardzo dużą elastyczność pracy. W tabl. 1 pokazano kluczowe parametry pracy technologii GR oraz – w celu porównawczym – parametry konwencjonalnej elektrowni węglowej.

Tab. 1 Porównanie współczynnika wykorzystania mocy maksymalnej różnego rodzaju źródeł GR na tle konwencjonalnej elektrowni węglowej.

Rodzaj źródła Roczna produkcja Energii

[GWh/1MW]

Współczynnik wykorzystania mocy

maksymalnej [%]

Farma fotowoltaiczna 0,97 11,1

Farma wiatrowa lądowa 2,10 24,0

Farma wiatrowa morska 1,40 16,0

Elektrownia wodna 2,70 30,8

Źródło kogeneracyjne gazowe 8,0 92,6

Źródło kogeneracyjne na biogaz 7,8 90,2

Ogniwo paliwowe 7,0 81,0

Elektrownia węglowa 6,9 78,8

(w tablicy podano wartości średnie. Współczynnik wykorzystania mocy maksymalnej odniesiono do czasu maksymalnego - 8640 godz./rok)

Znaczący udział w całkowitej produkcji źródeł OZE mają elektrownie wiatrowe, szczególnie duże FW oraz w 2012 r. współspalanie. Dzięki mniejszej ilości wydanych świadectw pochodzenia w 2013 r. udział współspalania wyraźnie zmalał. Natomiast nadal w początkowym stadium rozwoju jest fotowoltaika.

Rozwój źródeł mikrogeneracji i małej generacji jest najczęściej opisywany w kontekście energetyki prosumenckiej . W myśl tej koncepcji odbiorca energii jest jednocześnie jej producentem. Idea aktywnego włączenia odbiorców masowych (gospodarstwa domowe, małe

123

firmy) w energetyczny łańcuch wartości jest w różnym stopniu wdrażana w krajach UE oraz w USA. Szybki rozwój tego segmentu energetyki rozproszonej nastąpił przede wszystkim w Niemczech, Wielkiej Brytanii, Włoszech, Czechach oraz Hiszpanii, i Danii.

Czynnikiem najsilniej pobudzającym rozwój mikrogeneracji w tych krajach było znaczne uproszczenie formalnych wymogów związanych z instalacją źródła i przyjaznym systemem wsparcia GR. Powszechnie uznanym systemem jest tzw. ‘feed-in-tariff’ (FiT), który polega na zagwarantowaniu odbioru energii i ceny za energię wprowadzoną do sieci. Analiza rozwoju mikrogeneracji w krajach, w których wprowadzono atrakcyjne finansowo taryfy feed-in, wskazuje na skokowy wzrost mocy zainstalowanej we wspieranych źródłach – np. w Wielkiej Brytanii pomiędzy rokiem 2010 a 2011 moc zainstalowanych ogniw fotowoltaicznych wzrosła z ok. 90 MW do ponad 600 MW. W Czechach, w analogicznym okresie osiągnięto wzrost od wartości bliskich zeru do 120 MW. Podkreślić należy, że w perspektywie długoterminowej dobrze zaprojektowany rozwój energetyki prosumenckiej przynosi wiele korzyści systemowi energetycznemu:

a) odciąża sieci rozdzielcze w związku z produkcją i konsumpcją energii bez wprowadzania jej do sieci dystrybucyjnej wyższych niż ‘nN’ napięć,

b) zapewnia ciągłość zasilania, nawet w warunkach wystąpienia awarii w sieci nadrzędnej,

c) zmienia świadomość odbiorców odnośnie pojawienia się nowych możliwości aktywnego wpływania na dostawców energii z uwzględnieniem poprawy efektywności energetycznej (zmniejszenie strat w sieci) oraz alternatywnych źródeł dostaw bardziej przyjaznych środowiskowo.

Z doświadczeń krajów UE wynika, że inwestowanie w GR ma szereg istotnych zalet, jak np.:

stosowanie taryfy feed-in (FiT) pozwala na wieloletnią projekcję ceny energii, relatywnie niski koszt finansowania pojedynczej instalacji umożliwia łatwe skalowanie

uczestnictwa instytucji finansowych w tych projektach, dobór wspieranych technologii GR pozwala instytucjom finansującym na dywersyfikację

ryzyka oraz zarządzania nim skuteczniej niż w przypadku wielkoskalowych inwestycji w energetyce zawodowej.

Pomimo tych zalet wiele wskazuje, że obecny kryzys finansowy i spowolnienie gospodarcze ograniczają skalę i tempo rozwoju GR i OZE ze względu na jej nadal wyższe koszty, w porównaniu do wielkich jednostek systemowych.

1.3 Możliwości przyłączenia jednostek GR/OZE do sieci.

Teoretyczne możliwości przyłączenia jednostek GR, w tym OZE do sieci należy rozpatrywać co najmniej w aspektach:

sieciowym – czyli fizycznej możliwości sieci do transportu mocy, do której planowane jest przyłączanie,

124

możliwości bilansowych sieci, możliwości uzyskania „prawa drogi” dla przyłącza elektrycznego źródła GR do istniejącej

sieci, utrzymania właściwego poziomu niezawodności pracy sieci.

W niektórych krajach (np. w Wielkiej Brytanii) określone są graniczne moce przyłączeniowe źródeł do sieci o danym napięciu. W warunkach krajowych określenie fizycznych możliwości przyłączenia do sieci, zgodnie z IRiESP i IRiESD określają odpowiedni Operatorzy Sieci, a obecnie dotyczy to sieci > 1 kV (bez niskich napięć – ‘nN’). Inwestor na etapie uzyskiwania warunków przyłączenia powinien porównać wymagania operatora z podanymi powyżej lub typowymi dla innych krajów.

Podstawowe kryteria z punktu widzenia sieci związane są przede wszystkim z:

a) Koniecznością spełnienia warunku, iż moc przyłączana Sp, nie może być większa od 1/20 mocy zwarciowej Szw w punkcie przyłączenia. To kryterium związane jest głównie z zachowaniem właściwych (wymaganych IRiES) parametrów jakości energii w sieci, które mogą nie być dotrzymywane szczególnie przez układy pv oraz elektrownie wiatrowe.

b) Przyłączenie źródła GR nie spowoduje przekroczenia przepustowości elementów, do których jest przyłączone. Jeśli więc źródło przyłączone jest bezpośrednio do linii, to jego moc zsumowana z pozostałymi przyłączonymi do danej linii, musi być skoordynowana z dopuszczalnym obciążeniem linii. Jeśli źródło przyłączone jest bezpośrednio w węźle sieciowym (zaciski transformatora), to suma mocy źródeł przyłączonych w danym węźle nie może przekraczać mocy znamionowej transformatora (z uwzględnieniem współczynnika bezpieczeństwa).

c) Przy przyłączeniu źródła w głębi sieci muszą być sprawdzone warunki zachowania dopuszczalnych spadków napięć (podobnie jak to jest sprawdzane dla odbiorów).

Przyłączenie GR w aspekcie rozmieszczenia w sieci w zależności od poziomu napięcia, do którego źródło jest przyłączane przedstawiono w Tab. 2

125

Tab. 2 Typowe schematy przyłączenia źródeł GR do sieci o różnych poziomach napięć

Sieć dystrybucyjna

Sieć przesyłowa

Rodzaj (typ) przyłączenia źródeł GR do sieci nN i SN 110kV 220 i 400kV

Dedykowana linia

X X X

Niededykowana

linia

X

X

Przyłączenie

odczepowe do

linii bez odbioru

X

X

Przyłączenie

odczepowe do

linii z odbiorami

X

Przyłączenie

bezpośrednie do

dedykowanej

rozdzielni

X

X

Przyłączenie

bezpośrednie do

niededykowanej

rozdzielni

X

(źródło: Raporty CIGRE)

126

Każda z powyżej przedstawionych w tabl. 2. konfiguracji przyłączeniowych ma swe zalety i wady - z punktu widzenia podmiotu przyłączanego jak i operatora danej sieci. Oczywiście dla inwestora przyłączającego do sieci źródło GR najkorzystniejsze jest „przyłączanie bezpośrednie”, ponieważ jest znacznie tańsze od „dedykowanego”, z uwagi na brak konieczności budowy dodatkowej linii lub rozdzielni. Natomiast z punktu widzenia sieci jest to rozwiązanie najmniej korzystne i częstokroć ograniczające możliwość przyłączenia innych prosumentów czy GR.

Rozwój generacji rozproszonej, w tym OZE uzależniony jest od szeregu czynników nietechnicznych takich jak:

kierunków polityki państwa, w tym systemów wsparcia, wymagań administracyjnych, akceptacji społecznej.

Pierwsze dwa czynniki to nadal zachodząca niepewność co do praktycznej implementacji ostatecznych zapisów prawa, które są zawarte w ustawach tzw. „trójpaku”, a w szczególności w ustawie o OZE. Wśród potencjalnych inwestorów panuje atmosfera niepewności w związku z wprowadzeniem w tej ustawie ceny aukcyjnej.

1.4 Rozwój Generacji Rozproszonej (GR) i Prosumenckiej

Z punktu widzenia obecnej struktury i funkcji KSE źródła GR mają następujące cechy:

moc znamionowa jednostek jest znacząco mniejsza od mocy jednostek wytwórczych energetyki zawodowej,

w znacznej części jest własnością prywatną, przy czym znaczna grupa osób fizycznych lub prawnych będących właścicielami obiektów generacji rozproszonej nie zajmowała się dotychczas komercyjną działalnością w elektroenergetyce,

jednostki generacji rozproszonej nie podlegają centralnemu dysponowaniu, jednostki generacji rozproszonej (w szczególności prosumenckiej) są przyłączone głównie

do sieci rozdzielczej SN i niskiego napięcia, jednostki te nie biorą aktywnego udziału w procesach regulacji częstotliwości i napięcia

i przeciwnie – dobrze rozplanowane i zarządzane źródła generacji rozproszonej, jako dodatkowe źródła energii w systemie elektroenergetycznym wykazują szereg zalet takich jak np.:

o pozwalają przesunąć w czasie potrzebę rozbudowy sieci przesyłowej - przy znacznym obciążeniu sieci przesyłowej odpowiednio ulokowana generacja rozproszona pozwala zredukować obciążenie, spowodować przesuniecie potrzeby rozbudowy sieci na dalszy okres, szczególnie w przypadku nieczęstych (sporadycznych) przyrostów obciążeń;

o pozwalają również przesunąć w czasie potrzebę rozbudowy sieci dystrybucyjnej - dla sieci dystrybucyjnej pracującej przy szczytowym obciążeniu lokalizacja generacji rozproszonej przy stacjach transformatorowych pozwala spółce

127

dystrybucyjnej znacznie lepiej koordynować pracę sieci oraz opóźnia decyzje o rozbudowie sieci;

o umożliwiają redukcję strat w sieci dystrybucyjnej - na wielkość strat w sieci dystrybucyjnej ma wpływ zmieniająca się w czasie wielkość przepływów energii elektrycznej. Odpowiednie ulokowanie generacji rozproszonej w pobliżu odbiorów o znacznym poborze mocy i energii pozwala znacząco ograniczyć wielkość strat;

o stanowią pomocniczą rezerwę dla zapewnienia ciągłości dostaw energii elektrycznej – w sytuacji problemów z utrzymaniem ciągłości dostaw energii elektrycznej, instalacje generacji rozproszonej mogą poprawić jakość i niezawodność dostaw energii.

Teoretyczne możliwości techniczne przyłączenia jednostek GR, w tym OZE do sieci należy rozpatrywać co najmniej w aspektach:

Sieciowym – czyli fizycznej możliwości sieci do transportu mocy, do której planowane jest przyłączanie,

Możliwości bilansowych sieci, Możliwości uzyskania „prawa drogi” dla przyłącza elektrycznego źródła GR do istniejącej

sieci, Utrzymania właściwego poziomu niezawodności pracy KSE.

Analizując współpracę źródeł GR należy wziąć pod uwagę, że istnieje grupa źródeł, które musz ą współpracować z siecią ze względów technicznych, ponieważ z ich zasady działania wynika, że praca tych źródeł bezpośrednio na odbiór nie jest możliwa (nie nadają się do pracy wyspowej). Do takich odbiorów należą przede wszystkim generatory indukcyjne (często stosowane są tu po prostu silniki indukcyjne pracujące w reżimie prądnicowym) oraz falowniki (urządzenia zmieniające prąd stały na prąd przemienny) wymagające oddziaływania (komutacji) sieci. Czasami poziom mocy dostarczanej ze źródła (np. z wiatraka) może być tak niestabilny, że nie da się jego pracy autonomicznej wykorzystać w racjonalny sposób. Są jednak przypadki, w których źródło np. w postaci generatora synchronicznego czy falownika w specjalnym wykonaniu (np. z tranzystorami IGBT), fotoogniwo z baterią akumulatorów może współpracować z odbiornikami, które są charakteryzowane stabilnym poborem mocy, a przy tym brakiem innych wymagań jakościowych zasilania. Układ taki może z powodzeniem pracować autonomicznie i nie jest konieczne jego połączenie z siecią publiczną. Oczywiście istnieją układy GR współpracujące z siecią, zdolne w płynny sposób przejść do pracy na układ wydzielony (zwany też wyspowym) i utrzymywać się w tym stanie przez długi czas.

W warunkach krajowych dominującymi źródłami GR są i w najbliższym czasie będą elektrownie wiatrowe (GW), wodne przepływowe oraz elektrownie (EC) na biomasę i biogaz, przy znikomym obecnie udziale elektrowni słonecznych (PV). Poza tym, w odróżnieniu od pozostałych źródeł GR elektrownie wiatrowe (GW) wraz ze źródłami PV, stanowią grupę źródeł niespokojnych i trudno prognozowalnych. Stąd w aktualnych warunkach rozpatrując wpływ GR na pracę KSE

128

należy koncentrować uwagę na tych źródłach, czyli GW. Stworzone zachęty do inwestycji w źródła wiatrowe powodują składanie do operatorów systemów elektroenergetycznych (Operatora Systemu Przesyłowego - OSP i Operatorów Systemów Dystrybucyjnych - OSD) dużej ilości wniosków o wydanie warunków przyłączenia. Wnioski te dotyczą wartości mocy farm wiatrowych w wielu przypadkach przekraczających możliwości ich absorpcji przez system elektroenergetyczny – szczególnie bez istotnych, uprzednich inwestycji infrastrukturalnych. Dodatkowo część planowanych inwestycji w farmy wiatrowe występujących we wnioskach o wydanie warunków przyłączenia nie jest w ogóle realizowana lub inwestycje te są realizowane z opóźnieniem.

W Polsce dotychczasowe przyłączenia farm wiatrowych do sieci elektroenergetycznej odbywały się głównie do sieci Operatorów Sieci Dystrybucyjnej (OSD). Stosunkowo duża ilość nowych źródeł przyłączonych do tej sieci, bez możliwości jej wzmocnienia w krótkim czasie, spowodowała w wielu częściach kraju wyczerpanie możliwości przyłączeniowych kolejnych OZE oraz problemy eksploatacyjne tej sieci związane z nasilającymi się przeciążeniami sieci.

Najmniejsze odnawialne źródła energii (OZE) nie mogły do tej pory liczyć w Polsce na preferencyjne traktowanie i dedykowany system wsparcia, a "mały trójpak" nie poprawił ich warunków ekonomicznych. Rozwoju GR i prosumenckiej można się spodziewać tylko w przypadku zaistnienia korzystnych regulacji prawnych i wynikających z nich korzystnych, ale racjonalnych warunków ekonomicznych. Jest nadzieja, że ostatnio uchwalona Ustawa o OZE przyśpieszy rozwój generacji prosumenckiej.

1.5 Wpływ GR/OZE na pracę sieci przesyłowej

Należy pamiętać, że polski KSE był i jest budowany/rozbudowywany od kilkudziesięciu lat, przy bardzo konkretnych założeniach kształtowanych przez silnie zmienne w czasie uwarunkowania otoczenia makroekonomicznego oraz różne wizje polityczne, często nadmiernie wpływające na wybór opcji rozwoju gospodarki, w tym energetyki. Wśród tych założeń do najważniejszych należały:

1) budowa dużych elektrowni systemowych usytuowanych w bezpośredniej bliskości taniego paliwa pierwotnego jakim był węgiel kamienny oraz brunatny. Elektrownie te były budowane głównie na południu Polski oraz w części centralnej (rejon Bełchatowa, Adamowa i Pątnowa),

2) koncentracja przemysłu ciężkiego (jako podstawowych odbiorców energii) w pobliżu elektrowni, głównie na Górnym i Dolnym Śląsku,

3) wymuszony przesył coraz większych mocy na dalekie odległości (do centrów odbiorczych) liniami najwyższych napięć (NN - początkowo 220 kV, a następnie 400 kV),

4) stosunkowo nieduże problemy formalno-prawne budowy energetycznych inwestycji liniowych – od okresu powojennego do końca lat 70-tych, a nawet dłużej.

129

Łącznie przyczyny te stanowią dzisiaj dziedzictwo stanu posiadania i mentalnego postrzegania potrzeb KSE. Zmiana tego stanu z pewnością nie będzie ani łatwa, ani tania. Warto również podkreślić, że w minionych latach projektowania i budowy KSE nikt nie przewidywał potrzeby rozwoju źródeł GR, nie tylko OZE, ale nawet wykorzystujących np. gaz ziemny. Zmiana polityki energetycznej i jej priorytetów rozwoju w końcu lat 90-tych XX-wieku, a przede wszystkim zaznaczająca się od daty wejścia Polski do Unii Europejskiej (rok 2004) powoduje, że generacja rozproszona zaczyna być postrzegana w innym świetle - mentalnie przez młodszych decydentów oraz gospodarczo i społecznie. W tym kontekście wraz z rozwojem GR, w tym wykorzystującej OZE rodzą się nowe pytania o podstawowym znaczeniu, takie jak:

Czy nieskoordynowany rozwój GR i OZE nie stanowi zagrożenia dla zapewnienia właściwego poziomu niezawodnej pracy KSE? Czy wiemy jak temu zapobiec – oprócz prostego zakazu przyłączania nowych GR do sieci?

W jakim stopniu KSE jest dostosowane do przyłączenia źródeł GR – zależnie od ich rodzaju?

Jaki jest nieodzowny zakres dostosowania KSE (sieci przesyłowej i rozdzielczej) w sensie technicznym i funkcjonalnym bezpiecznego prowadzenia ruchu KSE przy wzrastającym udziale GR?

Jakie są możliwości dostosowania poszczególnych typów źródeł GR do aktualnego stanu sieci oraz wydolności funkcjonalnych i zarządczych KSE?

Czy i jakie istnieją granice ekonomicznej opłacalności rozwoju różnych typów źródeł GR – z punktu widzenia prywatnego inwestora, ale również z pozycji efektywności społecznej (biorąc pod uwagę potrzebę minimalizacji kosztów społecznych rozwoju energetyki)?

Czy i w jakim zakresie gospodarka narodowa kraju będzie w stanie podźwignąć ciężar dodatkowego finansowania rozwoju GR? Jakie w tym aspekcie ustanowić priorytety, mając na uwadze hierarchię korzyści i kosztów społecznych i gospodarczych?

Czy i jakie są obecne priorytety rozwoju KSE, zarówno sieci przesyłowych, jak też dystrybucyjnych, i czy nie powinny one podlegać pilnej i gruntownej weryfikacji głównie z uwagi na ograniczone zasoby finansowe, ale także wykonawcze?

Czy aktualnie realizowane plany inwestycyjne OSP i OSD uwzględniają kierunek rozwoju zgodny z wizją ISE?

To bardzo ważne pytania, na które powinny być szybko udzielone racjonalne odpowiedzi, aby zacząć projektować rozwój systemu KSE w sposób bardziej przyjazny i bezpieczny dla odbiorców i różnych uczestników rynku energii w kraju, w tym GR i prosumentów. Jednym z tych uczestników, o kluczowym znaczeniu jest Operator Systemu Przesyłowego (elektroenergetycznego), którego zasadnicze obowiązki określa ustawa Prawo energetyczne. Podstawowe zadanie (obowiązek) OSP polega na dbałości o niezawodność pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego oraz pewność i ciągłość dostaw energii elektrycznej do odbiorców, w dodatku po możliwie przystępnej cenie. Jako minimum techniczne jednostek konwencjonalnych w krajowym KSE można z wystarczającym przybliżeniem przyjąć 50% ich mocy dyspozycyjnej, co w warunkach wzrostu udziału generacji OZE o zmiennej generacji może okazać się niewystarczające. Potrzebna będzie budowa nowych mocy interwencyjnych, głównie

130

turbozespołów gazowych, jak również zwiększenie wymagań minimalnych wobec nowych i/lub głęboko modernizowanych bloków konwencjonalnych. Stan możliwości przyłączania źródeł wiatrowych do sieci przesyłowej w ocenie PSE S.A. (na podstawie Planu Rozwoju Sieci Przesyłowej na lata 2014-2025) można zreasumować następująco:

moc farm wiatrowych (FW) przyłączonych w KSE wynosi aktualnie ok. 4,5 tys. MW (na tle nJWCD – bez GW i FW 9660 MW).

OSP oraz OSD zawarli umowy o przyłączenie dla FW o mocy ponad 20 tys. MW (w tym OSP około 9 tys. MW).

poza już zwartymi umowami, OSP oraz OSD określili warunki przyłączenia dla FW o łącznej mocy ponad 6 tys. MW (w tym OSP na około 4 tys. MW).

suma mocy FW, dla których określono warunki przyłączenia znacznie przewyższa wartości zawarte w dokumentach rządowych.

moc zainstalowana FW na poziomie 8,9 tys. MW praktycznie wyczerpuje możliwości przyłączeniowe dla kolejnych farm wiatrowych do roku 2020 przy zachowaniu bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.

przeprowadzone analizy wykazują, iż możliwości przyłączenia FW do roku 2025 mogą wzrosnąć do poziomu ok. 10 tys. MW.

czynnikiem decydującym o tym fakcie jest brak możliwości odebrania wyprodukowanej energii elektrycznej z FW z przyczyn bilansowych.

zwiększenie możliwości przyłączania źródeł wiatrowych może być osiągnięte pod warunkiem, że będą one wyposażone w instalacje do magazynowania energii w nich wytworzonej.

W ocenie PSE SA zmiany powyżej opisanej sytuacji wymagają istotnych zmian w ustawie Prawo energetyczne, a zapewne i w innych aktach prawa krajowego.

Z analiz i ocen wewnętrznych wykonywanych w PSE SA wynika, że wg stanu obecnej wiedzy i założeń dotyczących zrealizowania zaplanowanych zadań inwestycyjnych rozbudowy i/lub modernizacji sieci KSE, powinno być możliwe bezpieczne ze względów bilansowych pracy sieci przyłączenie mocy FW i mocy mogących powstać farm ‘PV’ o wartościach jak to zestawiono w tabl.3.

Tab. 3 Dopuszczalne moce zainstalowane w FW i farmach PV ze względów bilansowych

Źródło: PSE S.A.

Typ farm Moce FW i farm PV przyłączone do sieci KSE

[MW]

2015 2020 2025

FW 6 900 8 900 10 000

Farmy PV 12 300 11 100 12 700

Razem 19 200 20 000 22 700 Warto odnotować, że w generacji mocy FW nie uwzględniono mocy małych wiatraków (pojedynczych lub małych grup) przyłączonych do sieci średniego napięcia, których moc w 2013r. PSE SA szacuje na ok. 57 MW.

131

Jak wcześniej wspomniano, zarówno FW, jak i źródła PV należą do tzw. źródeł niespokojnych - o szybko zmiennej mocy – zależnej głównie od zmiany warunków meteo. W systemie elektroenergetycznym aktualnie prawie nie ma racjonalnych możliwości gromadzenia energii elektrycznej, poza elektrowniami szczytowo-pompowymi. Dlatego też istotny wzrost udziału źródeł OZE w każdym systemie wymaga równolegle działań zwiększających możliwości magazynowania energii. A te są ograniczone. Dlatego przyjmuje się rozwiązania gorsze, polegające na utrzymywaniu odpowiedniej rezerwy mocy regulacyjnej i interwencyjnej w systemie, o wymaganych krótkich czasach dostępu (tzw. rezerwę sekundową, minutową i godzinową). Zmienna (losowo) generacja w FW i źródłach PV powoduje wzrost zapotrzebowania na rezerwy regulacyjne w systemie elektroenergetycznym w miarę wzrostu udziału źródeł wiatrowych i fotowoltaicznych. Powoduje to dodatkowe koszty KSE wymagające zapłacenia przez odbiorców.

2. Rozwój sieci rozdzielczej

Tradycyjnie w przeszłości mało uwagi było poświęcanej planowaniu, prowadzeniu ruchu i zarządzaniu systemami rozdzielczymi w porównaniu do systemu przesyłowego (wytwarzanie i przesył). Odnosi się to również do faktu, że systemy rozdzielcze zazwyczaj znacznie odbiegają od systemów przesyłowych, głównie w odniesieniu do roli, struktury i konsekwentnego planowania i prowadzenia ruchu.

1. Systemy przesyłowe zostały zaprojektowane w taki sposób, że OSP może "aktywnie" zarządzać i sterować przepływami mocy krążącymi w sposób dwukierunkowy między węzłami sieci. Systemy rozdzielcze wręcz przeciwnie, z założenia były projektowane jako "pasywne", czyli służące do przekazania przepływy mocy jednokierunkowo od górnego poziomu do odbiorów z ograniczonymi możliwościami co do sterowania nimi.

2. Sieci przesyłowe mają strukturę oczkową, oznacza to, że węzeł może być zasilany z szeregu kierunków. Z drugiej strony, system rozdzielczy zazwyczaj ma strukturę promieniową lub w niektórych przypadkach pętli, a w tym przypadku węzeł sieci może być zasilany co najwyżej z dwóch kierunków. Te różnice w strukturze powodują, że sieci przesyłowe są ogólnie redundantne i bardziej bezpieczne. W przypadku wyłączenia linii, moc do danych węzłów może być przekierowywana na inne linie, aby kontynuować zasilanie węzłów sieci umiejscowionych na linii dotkniętej zakłóceniem.

3. Ze względu na różny poziom napięć i prądów roboczych, przewody linii systemu rozdzielczego przedstawiają większą rezystancję niż odpowiadające im linii przesyłowych. Ta właściwość wraz z charakterystyką struktury i działania różnych sieci prowadzi do wyższych strat sieciowych w sieci dystrybucyjnej, w porównaniu do tych, które występują w sieciach przesyłowych

4. Systemy przesyłowe są ze sobą połączone i OSP koordynują ich działanie i zasady w kontynentalnej Europie na poziomie UCTE. Natomiast systemy dystrybucyjne wręcz

132

odwrotnie - bardzo różnią się w Europie, a ich operatorzy są bardzo luźno koordynowani na szczeblu krajowym i zwykle nie mają wspólnych wymagań technicznych. To nie tylko ze względu na różne role i cechy systemów przesyłowych i dystrybucyjnych, ale również ze względu na dużą liczbę ODS w Europie. Obecnie istnieje kilka tysięcy DSO w Europie. Istnieją kraje z tylko jednym DSO (dominującym) zarządzającym całą dystrybucją, podczas gdy w innych krajach istnieją dziesiątki lub setki DSO obsługujących ich sieci dystrybucyjne regionalne lub komunalne.

Obecnie sieci rozdzielcze średniego napięcia (SN) i niskiego napięcia (nn) są projektowane jako "pasywne" obciążenia, w którym moc jest generowana w dużych elektrowniach, przepływa przez sieci przesyłowe (NN i WN) i jest dostarczana odbiorcom za pośrednictwem sieci dystrybucyjnej (SN i nn). Liberalizacji rynku energii, nowe zachęty dla odnawialnych źródeł energii (OZE) i coraz większa uwaga zwracana na aspekty środowiskowe spowodowało wzrost żądań odnośnie przyłączania generacji bezpośrednio do sieci rozdzielczej.

Podczas gdy sieci wysokiego napięcia i najwyższych napięć (WN i NN) nadają się do przyjęcia dużych ilości generacji, ze względu na ich konfigurację oczkową, w wielu przypadkach sieci SN i nN nie posiadają możliwości przyjmowania dużej liczby jednostek GR, ze względu na niewystarczające lokalne obciążenia. Wynikiem tego lokalne przez Operatora wytwarzanie energii z GR (w szczególności OZE) powoduje odwrócenie przepływu mocy w sieci dystrybucyjnej, która ostatecznie może być przekazana do sieci przesyłowej, powodując odwrócenie przepływu energii z sieci SN do sieci WN. Może to skutkować w niewłaściwym funkcjonowaniu sieci rozdzielczej a w szczególności:

pogorszenie jakości zasilania (ciągłość dostaw i napięcia jakości), naruszenie ograniczenia cieplnego w przy wstecznym kierunku przepływu mocy, zarządzanie profilami obciążenia i napięcia, kwestie bezpieczeństwa i niezawodności pracy sieci.

Ponadto procedury ruchowe GR podłączonej do sieci SN i nN są nie w pełni dojrzałe, ale w wielu przypadkach zostały opracowane ad hoc. W rzeczywistości w chwili obecnej sterowanie GR w sieci SN i nN nie jest przydzielone do operatora systemu dystrybucyjnego. W wielu przypadkach, jeśli wielkość źródła wytwórczego jest powyżej 10 MVA, OSP jest odpowiedzialny za dostarczenie energii i zarządzanie rozpływem mocy. Zwykle przy mocy poniżej 10 MVA nie jest wymagane zdalne sterowanie. Jednak jeśli istnieje taka możliwość, należy źródła GR tak agregować, aby umożliwić realizację sterowań przez Operatora.

Ankieta zrealizowana w UE w 2013 r. wykazała, że w każdym z krajów sieć rozdzielcza jest różnie rozumiana, stąd i sieć o tych samych cechach i architekturze oraz funkcjonalności w jednym z krajów zaliczana jest np do sieci. „pod-przesyłowej” w innym zaś do „rozdzielczej”. W większości energetyk przypisanie danej sieci do „rozdzielczej” związane jest głównie z właścicielstwem lub/i operatorstwem. O ile sieci przesyłowe w Europie są w znacznym stopniu podobne, o tyle sieci rozdzielcze są bardzo zróżnicowane. Generalnie system przesyłowy był

133

projektowany w ten sposób, aby OSP mógł „aktywnie” zarządzać i sterować przepływami mocy między poszczególnymi węzłami w obydwu kierunkach. W odróżnieniu, system dystrybucyjny był budowany jako „pasywny”, tzn. umożliwiający jednokierunkowy przepływ mocy z wyższego poziomu przesyłowego do niższego poziomu odbiorczego z niewielkimi możliwościami sterowania tymi przepływami. Zatem funkcja OSD w tym aspekcie była „pasywna”. Ponadto system przesyłowy ma strukturę sieci wielokrotnie zamkniętej, tzn. każdy węzeł może być zasilany z kilku kierunków, w odróżnieniu, sieć rozdzielcza ma przeważnie strukturę promieniową lub czasami oczka, tak więc przesył jest jednokierunkowy-hierarchiczny, a węzeł tej sieci może być zasilany najwyżej z dwu kierunków. Kiedy coraz większa ilość generatorów przyłączana jest do sieci rozdzielczej moc może być przesyłana w kierunku przeciwnym, tzn. w kierunku rozdzielni WN/SN i po przez transformator do sieci WN. Powstaje wiec nowa sytuacja, do której sieć SN nie była dostosowana. Stwarza to sytuacje, że rola sterowania i automatyki w tej sieci zaczyna upodabniać się do tej, która znana jest z sieci przesyłowej.

W podobny sposób jak w przypadku sieci przesyłowej, proces „inteligencji” jest stopniowo wdrażany w sieci przesyłowo-rozdzielczej 110 kV, a w ostatnich latach i w sieci rozdzielczej SN (w warunkach krajowych jest to głównie sieć 15 i 30 kV, oraz sporadycznie 20 i 60 kV).

W inteligentnej sieci dystrybucyjnej zintegrowane systemy informacyjne Operatorów Systemów Dystrybucyjnych powinny zbierać i przetwarzać informacje oraz wymieniać informacje z systemami informacyjnymi Operatora Systemu Przesyłowego. Wdrożone systemy powinny zapewniać:

pomiary on-line przepływów energii, mocy, prądów, napięć i wskaźników jakości energii w stacjach NN/110 kV oraz w 110kV/SN,

realizację monitorowania dynamicznej obciążalności ważnych linii 110 kV w celu optymalnego wykorzystania ich możliwości przesyłowych,

bilansowanie lokalnych rynków energii elektrycznej i wymiany z sąsiednimi sieciami rozdzielczymi,

monitorowanie zdolności wytwórczych i realizacja sterowań lokalnych źródeł energii elektrycznej,

wdrożenie i optymalizowanie mocy wirtualnych elektrowni i poboru mocy z sieci przesyłowej,

rozwój automatyki przeciw-awaryjnej i opracowanie scenariuszy odbudowy w sieci 110 kV i średniego napięcia,

budowa systemów zapewniających nadzór i obserwowalność sieci rozdzielczych i odbiorczych,

integracja systemów informatycznych wirtualnych elektrowni z systemami SCADA sieci rozdzielczych,

w sytuacjach awaryjnych przekazywanie odbiorcom informacji o prognozowanych czasach włączeń.

134

Inteligentne Sieci Dystrybucyjne umożliwią szybkie i skuteczne powstrzymanie rozprzestrzeniania się awarii oraz samo-naprawianie się sieci w sensie tworzenia najpierw zbilansowanych izolowanych wysp, a następnie ich synchronizowania w trakcie odbudowy.

Jednym z podstawowych warunków wdrożenia ISE jest opracowanie i wdrożenie koniecznych norm dedykowanych dla GR, w tym OZE, automatyki i zabezpieczeń oraz mini i mikro-sieci, oraz wirtualnych elektrowni. Zagadnieniem tym zajmuje się m.in. Grupa Robocza powołana przez CEN/CENELEC w 2008 r. Część potrzebnych norm jest już opracowanych (np. w Komitecie Normalizacyjnym TC57 – m.in. w grupach norm IEC 61850, IEC 60970, …).

Jeśli wzrost udziału GR nie będzie opanowany we właściwym czasie i w należyty sposób, to sieci dystrybucyjne będą narażone na ryzyko pogorszenia bezpieczeństwa i jakości zasilania, a zatem współczynników SAIDI i SAIFI.

Dodatkowo nie może być pomijany wpływ GR przyłączanej na poziomie Europejskiej sieci przesyłowej. Jedną z przyczyn tego stanu jest brak jednoznacznej definicji granicy miedzy siecią przesyłowa a rozdzielczą. W rzeczywistości w szeregu krajów UE własność lub/i zarządzanie siecią o tym samym poziomie napięcia jest dzielony przez OSP i OSD. Ponadto bez prawidłowo skoordynowanych interfejsów systemów elektroenergetycznych i elastycznych systemów sterowania, konsekwencje zakłóceń w sieciach rozdzielczych mogą być odczuwalne przez sieci przesyłowe. Ostatnie zakłócenia w Europie potwierdzają tą tezę. W związku z tym, aby dostosować SEE do rosnącego wysycania GR bez pogorszenia parametrów jakościowych pracy sieci, to istotny problem stanowi potrzeba opracowanie nowego podejścia i nowej architektury sieci rozdzielczej. Aby osiągnąć cel, jakim jest ISE nieodzowne jest opracowanie ścieżki dojścia wraz z definiowaniem poszczególnych etapów i „kamieni milowych”. Na poniższym rysunku przedstawiono wykreślnie taki przykładowy proces dojścia uzależniając wielkość nakładów inwestycyjnych na osi rzędnych od stopnia rozwoju GR (na osi odciętych).

135

.

Źródło: Unia Europejska JRC

Rys.5 Podstawowy schemat procesu ewolucji sieci rozdzielczej w związku z rozwojem GR.

Jak widać, przy 10% wysyceniu SEE GR należy rozpoczynać proces dojścia do Sieci Aktywnej dostosowując systemy zabezpieczeń i automatyki do nowych realiów. Dotychczasowe doświadczenia zarówno krajowej elektroenergetyki, jak i elektroenergetyk zagranicznych potwierdzają obawy, że konwencjonalna sieć rozdzielcza nie jest przygotowana na szersze wdrażanie GR i generacji prosumenckiej. I tak, w ostatnich latach miało miejsce szereg przypadków wydzielenia do pracy wyspowej fragmentów sieci rozdzielczej z GW i np. EW, czy z generacją gazową. Układ taki, bez wdrożenia ISE nie jest w stanie pracować stabilnie, a istniejące automatyki przeciwawaryjne (np. SCO) nie tylko nie wypełniają swej funkcji, ale mogą powodować zbędne działania skutkujące wyłączeniami odbiorców. Podobne kłopoty sprawiają zabezpieczenia nie zaprojektowane do dwukierunkowego przepływu mocy. Z kolei dotychczasowe doświadczenia z systemami sterowania (np. SSiN) wykazują, że „otwartość” i „rozbudowywalność” tego typu układów ma bardzo ograniczony zakres. Zwykle przy znaczniejszych rozbudowach obiektów bardziej uzasadniona jest wymiana systemu na nowy, niż jego rozbudowa zarówno w sensie hardwerowym jak i softwerowym. W przypadku inteligentnych rozdzielni SN lub GPZ należy się spodziewać jeszcze bardziej krytycznej sytuacji. Budując dzisiaj taką rozdzielnię, trudno przewidzieć ile, jakich i gdzie rozlokowanych źródeł GR i prosumenckich przybędzie na obsługiwanym przez obiekt na danym obszarze w najbliższych

136

latach. Projekt informatyczny takiej rozdzielni powinny poprzedzać analizy symulacyjne zarówno statyczne jak i dynamiczne, a takie nie sposób realizować nie dysponując wiedzą o rozwoju GR i prosumenckiej w analizowanej sieci.

Najistotniejsze problemy związane z rozwojem GR/OZE i prosumenckiej w aktualnych sieciach rozdzielczych:

aktualnie zainstalowane zabezpieczenia sieci SN zaprojektowane są na jednokierunkowy przepływ prądu zwarcia,

EAZ sieci SN nie jest przystosowane do realizacji synchronizacji, niektóre źródła GR instalowane w sieci SN spowodują wzrost mocy zwarciowej, do czego

w wielu przypadkach nie będzie dostosowana aparatura łączeniowa, systemy regulacji transformatorów ARST nie są dostosowane do dużej zmienności

przepływu mocy czynnej jak i biernej w obu kierunkach, duża zmienność charakterystyk produkcji energii elektrycznej w szczególności GW i PV

może powodować znaczne wahania napięcia poza dopuszczalne granice, nie występuje zagrożenie przekroczenia obciążalności sieci SN przez GR o ile

obciążalność długotrwała minimalna odcinka sieci pomiędzy źródłem a GPZ-tem jest większa od maksymalnego prądu wprowadzanego do sieci przez źródła GR.

Aby sprosta ć wymaganiom ISE obecnie rozwijane s ą trzy nowe systemy w architekturze dystrybucji:

• Aktywna sie ć,

• Mikrosieci (MicroGrids),

• Wirtualne elektrownie

Wszystkie te systemy - albo ich połączenie – reprezentują możliwe schematy, w kierunku których dzisiejsze systemy dystrybucji mogą ewoluować w horyzoncie średnioterminowym.

Przykładowo projekt MicroGrid oparty o koncepcję “Komórkową” (Cell) jest realizowany w Danii i może stanowić przykład jak rozwijać systemy przesyłowy i dystrybucyjny przy dużej penetracji GR.

3. Aktywna sieć rozdzielcza

Aktywne Sieci Rozdzielcze (Active distribution networks - ADN) posiadają systemy sterowania połączonych Rozproszonych źródeł energii (URE), zdefiniowanych jako generatory, sterowane obciążenia i zasobniki energii. Operatorzy systemu dystrybucyjnego (OSD) mają możliwość zarządzania przepływami energii elektrycznej przy użyciu elastycznej topologii sieci. Proliferacja generacji rozproszonej (GR), wraz ze wzrostem obciążenia, rozwojem technologii magazynowania energii i wzrostem oczekiwań odbiorców znacznie zmieniły podejście do planowania, projektowania i eksploatacji sieci rozdzielczej. Mający miejsce w ostatnich latach

137

rozwój technologii informacyjnych i komunikacyjnych (ICT) w dystrybucji, stworzył możliwości koordynacji tych zasobów i wdrożenia szeregu zaawansowanych aplikacji. Na całym świecie podmioty takie jak: firmy dystrybucyjne, producenci sprzętu, konsultanci elektroenergetycy, instytucje badawcze, organy regulacyjne pracują nad rozwiązaniem tych zagadnień.

Częścią tego nowego wyzwania obejmuje możliwość dla operatorów systemów dystrybucyjnych (DSO) realizowanie zdalnego sterowania, prowadzenie ruchu i tym samym ingerowanie w ruch sieci będącej w ich dyspozycji. Ta wizja uwzględnia przeobrażenie dystrybucji energii elektrycznej od pasywnej sieci do aktywnej sieci rozdzielczej.

Tradycyjne metody integracji URE koncentrowały się na wpływie na funkcjonowanie sieci przy jednym, dwu lub stosunkowo niewielkiej liczbie mikroźródeł. Przykład tradycyjnego podejścia do URE znajduje się w Normie IEEE P1547 dotyczącej rozproszonych źródeł energii (URE) przyłączonych do SEE. Norma ta skupia się na zapewnieniu, żeby przyłączone generatory automatycznie wyłączały się w razie problemów zaistniałych w sieci. Przy nowoczesnym podejściu MS jest tak zaprojektowana, aby w przypadku awarii w sieci zewnętrznej mikro-sieć mogła wydzielić się do pracy wyspowej, a po restytucji systemu mogła się do niego ponownie przyłączyć.

Rys.6 Trójstopniowa ewolucja sieci rozdzielczej

(1) Pasywne sieci dystrybucyjne. Takie podejście oznacza rozwiązywanie wszystkich problemów na etapie planowania, co może prowadzić do przewymiarowania sieci. OSD zapewnia moc gwarantowaną (gwarantowane przyłączenie i dostęp do sieci), co może nigdy nie być w pełni wykorzystane z racji lokalnego poboru energii elektrycznej

Sto

pie

ń w

ysyc

enia

w D

ER

138

produkowanej przez GR. Takie podejście ma tą zaletę, że wymaga małej elastyczności, sterowania i nadzoru, ale może być stosowane tylko w przypadku małego wysycenia GR. Wraz ze wzrostem wysycenia sieci w Rozproszone Źródła Wytwórcze (URE) system nie zaprojektowany z uwzględnieniem tego faktu nie jest w stanie sprostać wszystkim ryzykom bez znaczących inwestycji w podstawową infrastrukturę, co powoduje, że to podejście staje się mniej ekonomiczne.

(2) Integracja sieci biernej jest cz ęsto charakteryzowana przez podej ście “tylko działanie ruchowe”. To podejście jest stosowane w szeregu krajach z dużą penetracją GR. Prawo w tych krajach wymaga przyłączenia GR w stopniu „tyle ile tylko jest to możliwe” bez żadnych specjalnych ograniczeń. Ograniczenia (lub inne problemy systemowe) są rozwiązywane na etapie prowadzenia ruchu przez ograniczanie obciążenia lub/i generacji. To rozwiązanie może ograniczać produkcję poszczególnych GR przez wiele godzin w ciągu roku i prowadzić do negatywnych problemów handlowych dla GR. Obecnie w szeregu przodujących energetykach został osiągnięty krańcowy stan stosowania tego podejścia i dalsze instalowanie źródeł GR wymaga przejścia do podejścia „aktywnego”

(3) Aktywne podej ście pozwala na wzajemne oddziaływanie pomi ędzy planowaniem, przył ączeniem i dost ępem, oraz

Aktywne Sieci Rozdzielcze (Active distribution networks - ADN) posiadają systemy sterowania połączonych Rozproszonych źródeł energii (URE), zdefiniowanych jako generatory, sterowane obciążenia i zasobniki energii. Operatorzy systemu dystrybucyjnego (DSO) mają możliwość zarządzania przepływami energii elektrycznej przy użyciu elastycznej topologii sieci.

Aktywne sieci są przewidziane jako najbardziej prawdopodobny rozwój dzisiejszej sieci dystrybucyjnej. Te systemy, które obecnie są bierne, mogą tak ewoluować, aby były zorganizowane i prowadzone podobnie jak systemy przesyłowe, które są aktywnie zarządzanie przy dwukierunkowych przepływach mocy. Te zmiany w architekturze i zarządzaniu systemami rozdzielczymi mogą być koniecznością w związku z przyłączaniem zwiększonej liczby małych jednostek wytwórczych. Ewolucji tej będzie towarzyszyć odpowiednia modernizacja systemów zabezpieczeń, wraz z wprowadzeniem nowych technologii na rzecz bardziej elastycznego systemu sterowania. Zatem sieć rozdzielcza będzie wówczas bardziej oczkowa (obecnie ma promieniową strukturę albo działa głównie w kierunku promieniowym), oraz będzie sterowana za pomocą urządzeń opartych na technologiach teleinformatycznych (ICT) i energoelektronicznych. Tak więc aktywne sieci rozdzielcze (ADN) mogą dostarczać moc do lokalnych odbiorców lub przesyłać ją do systemu przesyłowego.

W sieci z dużym wysyceniem URE, w celu realizacji dyspozycji mocą w sposób właściwy dla tej sieci, będzie można zastosować Operacyjne Planowanie ruchowe sieci rozdzielczej (podobny do tego na poziomie przesyłu). Lepsze planowanie zdolności przesyłowej sieci i ograniczeń na

139

poziomie dystrybucji w różnych przedziałach czasowych i miejscach będą musiały zmaksymalizować poziom wytwarzania energii, która jest dostarczana w sposób jak najbardziej ekonomiczny dla wszystkich stron, przy zachowaniu stabilności i bezpiecznej pracy sieci. OSP musi mieć narzędzia do nadzorowania czy utrzymane są standardy sieciowe. Dodatkowo Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych muszą mieć możliwość zakupu „dyspozycyjności” od GR i odbiorców, celem optymalizowania dostępności sieci w sposób najbardziej ekonomiczny lub zarządzać warunkami pracy sieci. OSD powinni mieć możliwość zakupu „elastyczności” od GR i odbiorców na tak zwanej „platformie elastyczności”, aby rozwiązywać ograniczenia sieciowe. Wzmocnienie sieci mogło być odroczone do momentu gdy to będzie bardziej opłacalne niż bieżące koszty starania się o usługi z URE. Interakcje operatorów sieci dystrybucyjnych i przesyłowych i uczestnicy rynku są przedstawieni na poniższym rysunku.

Rys. 7 Współpraca OSD z Rynkami EE i OSP w funkcji czasu

Stosowanie metody aktywnego zarządzania system pozwoli na maksymalną integracja URE, co w większości istniejących sieci umożliwi OSD spełniać normy bezpieczeństwa i umożliwi URE na znalezienie odpowiednich najbardziej opłacalnych warunków dla realizacji ich biznesplanu.

Zarządzanie siecią dystrybucyjną będzie opierać się na automatyzacji sieci rozdzielczej i czynnych źródłach takich jak GR, zasobniki energii i DR. Nowe rodzaje usług w sieci rozdzielczej mogą być zapewniona przez Agregatorów poprzez oferowanie elastyczności usług, np.

140

zmieniając grafiki odbiorów i wytwarzania. Agregator jest nowym aktorem w sieciach dystrybucyjnych i działa w dwu obszarach:

Agregator Techniczny Agregator Handlowy

Agregator techniczny jest pojęciem nowym, natomiast agregatorzy handlowi działają już na rynku energii elektrycznej i usług systemowych Operatorów Systemów Przesyłowych (OSP).

Obecnie wszystkie systemy automatyzacji, takie jak SCADA, Systemu Zarządzania Dystrybucja (DMS), układy monitorowania obwodów wtórnych stacji i Zdalny odczyt liczników (AMR) spełniają swoje zadania na obecnym etapie rozwoju sieci. Jednak mają bardzo ograniczone możliwości w zakresie interoperacyjności i nie mogą zarządzać w zadawalającym stopniu przy złożoności przyszłych sieci dystrybucyjnych. Stąd do zarządzania siecią aktywną proponowane są bardzo rozwinięte systemy ADMS (Advanced Distribution Management System – Zaawansowany System Zarządzania Dystrybucją). Stanowi on najbardziej kompleksowe rozwiązanie do zarządzania siecią wraz z narzędziami do monitorowania, analizy, sterowania, optymalizacji, planowania i szkolenia. Podobnie system AMR (automatyczny odczyt liczników) rozwija się w kierunku AMI (zaawansowana infrastruktura pomiarowa) gdzie inteligentne liczniki są coraz częściej wykorzystywane w systemach zarządzania siecią.

Aktywna sieć dystrybucji oferuje duże możliwości integracji URE do sieci dystrybucyjnej. Możliwość elastycznego i efektywnego zarządzania nową złożoność związana jest z funkcjonalnościami, które nie istnieją w dzisiejszych sieciach, a jeśli istnieją i działają to dotyczy to ułamków sieci. Kompleksowe połączenie komunikacji o szerokim polu działania (szybsza komunikacja, bardziej niezawodna, dostępna wszędzie, ...), rozwiązania monitoringu działające w czasie rzeczywistym oraz zintegrowane systemy automatyki posiadają nowe funkcje, które oferują systemy ADMS. Należą do nich:

Bardziej precyzyjne i wykrywania w czasie rzeczywistym i monitorowanie infrastruktury, linii elektroenergetycznych i transformatorów rozdzielczych w celu utrzymania infrastruktury bezpiecznie od krytycznych warunków pracy i ułatwienie penetracji GR, pojazdów elektrycznych, pomp ciepła i scenariuszy DR.

Estymacja stanu na podstawie nowo zdefiniowanych parametrów pozyskanych z IED, które mogą być wykorzystane do oszacowania wielkości niezmierzonych i brakujących oraz do wykrycia zmian w systemie jak przepalone bezpieczniki (czyli identyfikacji zmian w topologii).

System monitorowania przyszłościowej sieci rozdzielczej nie jest ograniczony do monitorowania stanu sieci. Nowe czujniki do monitorowania i identyfikacji zwarć w sieci, stan komponentów i nowych parametrów może być również wykorzystywany do monitorowania sieci dystrybucyjnej. Fotografie i wideo z helikoptera mogą służyć do wykrywania lokalizacji prawdopodobnych uszkodzeń, identyfikowania potrzeby

141

przycinania drzew, kontrolowania wizualnie stan urządzeń i aparatury oraz mogą mierzyć marginesy bezpieczeństwa do pobliskich budynków.

Automatycznej lokalizacji zwarć, wyłączanie i restytucja zasilania będzie zlokalizować i izolować zakłócenia i przywracać zasilanie na terenach nieuszkodzonych zapewniając ciągłość i właściwą jakość usług.

Funkcjonowanie mikro sieci w trybie wyspowym, tryb wsparcia sieci i tryb przyłączenia do sieci będą wspierać integrację URE do SEE, minimalizując wpływ zaburzeń na jakość zasilania (PQ) i powodując zwiększanie niezawodności pracy sieci.

W związku z wyzwaniami spowodowanymi przez GR i wymaganiami odnośnie poprawy ciągłość usług, w sieci rozdzielczej zostaną zainstalowane zaawansowane systemy zabezpieczeń,

Zarządzanie ograniczeniami w całej sieci rozdzielczej będzie zapewnione przez bezpośrednie i pośrednie sterowanie aktywnymi urządzeniami (regulacja mocą bierną i czynną URE) oraz koordynacją systemów sterowania w ramach dystrybucji, sprzedaży detalicznej i użytkowników końcowych / prosumentów,

Zagregowane Rozproszone Źródła Energii (URE) przyłączone do sieci dystrybucyjnej celem wsparcia systemu przesyłowego zapewnią różne usługi, takie jak rezerwy mocy, moc regulacyjna/bilansowa, podparcie napięciowe itp., .

Informacja w czasie rzeczywistym i automatyczna wymiana jej między wszystkimi uczestnikami systemu elektroenergetycznego, w tym wzajemna współpraca rynku energii elektrycznej i techniczne współdziałanie pomiędzy OSP i DSO. DSO zapewni informację w czasie rzeczywistym dla OSP do oceny bezpieczeństwa. Modele statyczne i dynamiczne systemu rozdzielczego zapewnią OSP wgląd wewnątrz sieci rozdzielczej i wykorzystanie tych modeli do analizy sieci.

Takie wyzwania zostały już uznane przez EEGI (European Electric Grids Initiative – Inicjatywę Ogólnoeuropejskiej Sieci Elektroenergetycznej) i zilustrowana w postaci mapy drogowej na rzecz badań i rozwoju 2010-18. Została też podkreślona potrzeba zwiększenia koordynacji pomiędzy OSP i OSD.

142

Źródło: European Electric Grids Initiative

Rys. 8 Dziedziny SEE i powiązania między nimi (przerywaną linią - przepływ informacji, linia ciągła – przepływ mocy)

Funkcjonalności aktywnego zarządzania siecią to np. zarządzania majątkiem sieciowym (AM), zarządzanie zakłóceniami (np. lokalizacji zwarć, eliminacja uszkodzeń i przywrócenie zasilania), zaawansowanego sterowania i zabezpieczeń oraz monitorowanie w czasie rzeczywistym i analiza danych dynamiki systemów.

Infrastruktura informatyczno-komunikacyjna (ICT) pozwala na gromadzenie informacji z każdego miejsca sieci rozdzielczej i wykorzystywania jej do:

planowanie i prowadzenie ruchu sieci, sterowanie i zabezpieczanie sieci w przypadku wystąpienia zakłóceń lub ograniczeń

sieciowych, optymalizacja wydajności sieci.

Zarządzanie infrastrukturą dostarczania energii jest zwiększone dzięki wykorzystaniu aktywnych źródeł w ANM (Aktywne zarządzanie siecią), a w szczególności poprzez koordynację działania rozproszonych źródeł energii z punktu widzenia całego systemu, w celu osiągnięcia efektów synergii, a nie tylko optymalizacji ich działania indywidualnie z punktu widzenia pojedynczego zainteresowanego. W celu realizacji tej wizji jest bardzo istotne, aby zintegrować aktywne źródła energii w ramach aktywnej sieci, a nie tylko podłączenie ich do sieci z zasadą "zamontuj

143

i zapomnij". Być może najbardziej fundamentalną różnicą między sieciami aktywnymi i pasywnymi jest to, że aktywne sieci nie tylko umożliwiają przyłączenie URE, ale również można je w pełni wykorzystać do optymalizacji inwestycji w majątek sieciowy, jak i do optymalizacji kosztów prowadzenia ruchu. Sieci Aktywne rzeczywiście będą miały znaczący wpływ zarówno na planowanie jak i prowadzenie ruchu sieci.

Rys. 9 Aktywna Sieć Rozdzielcza

Technologia obwodów pierwotnych jak GPZ i rozdzielnie średnich napięć, jak i elementów wewnątrz stacji (odpływy, transformatory itp.) stanową podstawę funkcjonowania sieci rozdzielczej. Niezawodność promieniowej sieci rozdzielczej jest bardzo narażona na odstawienia (zakłócenia i eksploatacyjne prace planowe) tych elementów sieci i od konfiguracji sieci. Niezadawalająca niezawodność istniejącej starzejącej się infrastruktury sieciowej i wzrastające uzależnienie klientów od ciągłości dostaw energii elektrycznej, mają duży wpływ na wiele modeli regulacyjnych sieci. Dlatego będą potrzebne w przyszłości rozwiązania infrastrukturalne zmniejszające częstotliwość awarii, czasu trwania przerwy w dostawie i minimalizujące obszar pozbawiony zasilania.

Jedną z technik stosowanych w celu zwiększenia pewności zasilania pojedynczego odbiorcy jest przykładowo zdalne przełączanie i praca wyspowa fragmentu sieci. Zdalne przełączanie realizuje automatycznie i bardzo szybko przejście z uszkodzonej linii zasilającej do rezerwowej linii zasilającej w celu uniknięcia przerwy w zasilaniu. Przełączania powinny być wystarczająco szybkie, aby chronić wrażliwe odbiory (procesy) po stronie odbiorcy. Zdalne przełączanie może być również stosowane do przejścia z przyłączenia sieciowego do zasilania z rezerwowego generatora i/lub awaryjnego zasilacza. Praca wyspowa może być realizowana w sieci odbiorczej przy wykorzystaniu rezerwowych jednostek wytwórczych, zasilania awaryjnego i dostosowywania odbiorów zasilanych podczas pracy na wyspie. Obecnie zabronione jest

144

wydzielanie w sieci publicznej fragmentu do pracy wyspowej. W przypadku trwałego uszkodzenia promieniowej sieci rozdzielczej, wszystkie jednostki GR powinny być odłączone od sieci. Sterowana praca wyspowa publicznej sieci rozdzielczej z wykorzystaniem koncepcji mikro-sieci jest ciekawą okazją do zwiększenia niezawodności pracy sieci rozdzielczej.

Możliwości przesyłowe sieci rozdzielczej są częstokroć ograniczone przeciążeniem elementów sieci, spadkami/wzrostami napięcia lub pogorszeniem jakości napięcia. Oprócz wymiany np. przeciążonych elementów na o wyższych parametrach, istnieją rozwiązania alternatywne służące do zwiększenia przepustowości. Problemy napięciowe można rozwiązać poprzez dodanie nowej strefy sterowania napięciem wzdłuż linii zasilającej SN poprzez wykorzystanie transformatora SN/SN z podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów. Podobnie można zainstalować urządzenia regulujące napięcie w długich i/lub mocno obciążonych sieciach nN. W wielu krajach ze względu na dużą skalę penetracji PV (fotowoltaliki) w sieciach niskiego napięcia, ostatnio zostały również wdrożone podobciążeniowe przełączniki zaczepów w transformatorach SN/nN.

Wykorzystanie energoelektroniki w sieci rozdzielczej staje się również możliwe dzięki rozwojowi technologii i obniżeniu kosztów. Idea prądu stałego niskiego napięcia (LVDC) oferuje wykorzystanie DC do rozdziału mocy i nie pociąga za sobą konieczność wymiany wszystkich elementów układu na te z technologią DC. Napięcie stałe sieci nN zwiększy pojemność sieci i poprawi jakość energii w porównaniu do tradycyjnych sieci prądu zmiennego. Technologia DC ± 750 V może podwoić wytrzymałość cieplną i ma siedem razy większą przepustowość w aspekcie spadku napięcia w sieci kablowej nN w porównaniu do 400 V AC, przy wykorzystaniu tych samych przewodów. Oprócz poprawy przepustowości, można także poprawić jakości energii przez zastosowanie sterowalnych falowników po stronie odbiorczej. Inną opcją elektronicznego zasilania jest zastosowanie szeregowo (przetwornice połączone back-to-back) i/lub jednostki kompensacji równoległej (np. aktywne filtry lub STATCOM) w celu poprawy jakości napięcia wrażliwych odbiorców.

a. Przegląd koncepcji Zarządzania Aktywną Siecią Dystrybucyjną

Celem zarządzania siecią aktywną jest:

zapewnienie bezpiecznej pracy SEE przy zainstalowanych w sieci dystrybucyjnej dużej populacji URE,

zwiększenie niezawodności sieci przy sieciach zwierających URE, maksymalizacja wydajności i wąskich gardeł, utrzymanie wymaganego poziomu PQ pomimo zmiennej produkcji energii lub

zapotrzebowania.

Aktywne zarządzanie siecią opiera się na automatyzacji sieci dystrybucyjnej i URE. Automatyzacja sieci dystrybucji obejmuje cały łańcuch zarządzania siecią energii elektrycznej, począwszy od systemów informatycznych Dyspozycji Mocy, automatyki, automatyzacji stacji,

145

rozdzielni średniego napięcia i kończąc na interfejsie odbiorcy (np. Inteligentne liczniki). Automatyzacja Dystrybucja realizuje:

nadzór nad stanem sieci, sterowanie wyłącznikami sieciowymi i łącznikami, monitorowanie i sterowania w stacji średnich napięć, bezpośrednie sterowaniem URE i odbiorcami końcowymi.

Oczekuje się również od automatyzacji dystrybucji scalania informacji z do wszystkich podmiotów przyłączonych do systemu dystrybucyjnego, w tym OSP, sprzedawców energii, agregatorów i społeczności lokalnych, takich jak mikro-sieci.

Aktywna sieć dystrybucyjna oferuje duże możliwości integracji URE do systemu zarządzania siecią rozdzielczą. Bardzo ważnym wyzwaniem jest optymalne zarządzanie całą siecią przy różnych poziomach penetracji przez EV (pojazdy elektryczne) i pompy ciepła oraz scenariuszy URE, które wpływają na obciążenie sieci i transformatorów, profil napięcia sieci niskiego napięcia i przeciążenia linii. Nowy scenariusz sieci rozdzielczej wymaga również nowej funkcjonalności dla prowadzenia ruchu sieci rozdzielczych, takich jak np. estymator stanu sieci rozdzielczej, skoordynowanego sterowania napięciami, sterowania przepływem mocy, modele statyczne i dynamiczne dystrybucji w celu koordynacji z OSP, i dostępności wskaźników stabilności - wykorzystując zarówno modele jak i pomiary.

Koncepcja Automatyki dynamicznie integruje usługi energetyczne odbiorców końcowych z eksploatacją sieci w czasie rzeczywistym, a dzięki temu umożliwia realizację sieciowych usług energetycznych takich jak usługi sieciowe dla OSP i uczestniczenie w rynku EE za pośrednictwem Agregatorów. Dane pomiarowe i sterowania mogą zostać połączone, analizowane i wykorzystywane na różnych poziomach dla integracji wielu punktów pomiarowych i URE. Koncepcja automatyzacji koncentruje się wokół trzech punktów projektowych:

hierarchiczna i rozproszona architektura sterowania w automatyce sieci dystrybucyjnej, wirtualizacja i agregacja URE poprzez agregatorów wykorzystanie na dużą skalę URE w zarządzaniu siecią

Obecnie wszystkie systemy automatyki takie jak SCADA/DMS, rozwiązania monitoringu dla stacji średnich napięć i zarządzanie automatycznymi pomiarami, pracują jako rozwiązania pionowe - każdy system ma do czynienia z konkretnym celem – nie mniej systemy te nie współpracują ze sobą, aby zarządzać ogólną złożonością nowych zadań przyszłych sieci rozdzielczych. Integracja tych systemów może poprawić monitorowanie całej sieci dystrybucyjnej. Z punktu widzenia OSD, system automatyzacji dystrybucji jest związany z elastycznością usług świadczonych przez agregatora. Agregatorzy mogą wchodzić w interakcje z URE za pośrednictwem systemu zarządzania generacją (dostęp do zdalnego monitorowania i sterowania jednostkami GR), system zarządzania energią w domu (lub systemy automatyki budynków) i system zarządzania mikro-sieci, który agreguje dane i zarządza URE

146

i odbiorcami. Podobnie dane z inteligentnych liczników zebrane przez OSD (lub przez firmy realizujące odczyty liczników), które mogą zostać opublikowane na krajowym AMR HUB, lub przez podobny system dostępny dla uczestników rynku i odbiorców

Hierarchia automatyzacji sieci dystrybucyjnej obejmuje trzy poziomy:

sterowanie I stopnia zabezpiecza urządzenia, w sensie ogólnym IED, działa autonomicznie i ma najszybszą reakcję na zaburzenia zachodzące w układzie.

sterowanie II stopnia obejmuje współpracę kilku powiązanych ze sobą IED jak np. blokady w układach zabezpieczeń czy automatyczna koordynacja sterowników w określonym obszarze sieci.

sterowanie III stopnia zarządza całym systemem i zwykle oparte jest na poziomie systemów informatycznych Dyspozycji Mocy i działaniach dyspozytora

Informacja odnośnie odbiorców i URE jest dostępna na różnych poziomach hierarchii sterowania siecią rozdzielczą. Ponieważ niektóre działania agregatora mogą być niewykonalne z punktu widzenia OSD, niezbędna informacja na temat URE musi być prezentowana w systemach informatycznych Dyspozycji Mocy danego OSD. Za każdym razem musi być publikowany nowy harmonogram pracy URE, natomiast OSD potwierdza jeżeli plan jest wykonalny z punktu widzenia sieci. Na przykład, jeśli bardzo wiele URE w tym samym obszarze sieci zaplanowało generację dla pewnych tanich godzin dzień naprzód.

Gdy URE są pilnie potrzebne na przykład w przypadku przeciążenia sieci, konieczne jest przyspieszenie integracji systemu automatyki rozdzielczej (np. automatyzacji rozdzielni SN) oraz agregatora i automatyczne funkcji zarządzania siecią. W tym celu jest potrzebna bezpośrednia wymiana informacji między agregatorem i automatyką rozdzielni SN.

Automatyzacja rozdzielni SN obejmuje zautomatyzowane funkcje zarządzania siecią z wykorzystaniem URE. Rozproszone funkcjonalności ANM (Zarządzanie Aktywną Siecią) umożliwiają szybką koordynację IED, na przykład w celu koordynacji punktów odniesienia napięcia podstawowych układów sterowania dla jednostek GR, w celu maksymalizacji wydajności sieci. Inteligentne liczniki i różne systemy zarządzania odbiorcy mogą również mieć bezpośrednie połączenie komunikacyjne (np interfejs ZigBee) celem dostarczania danych pomiarowych do zarządzania URE w czasie rzeczywistym.

Wykorzystanie URE i usług outsourcingowych w zakresie zarządzania siecią rozdzielczą wymaga lepszej integracji tych zasobów i usług do systemów automatyki i IT OSD. Automatyzacja dystrybucji może również zawierać więcej rozproszonych funkcjonalności i istniejących systemów, takich jak SCADA, inteligentne liczniki i monitoring jakości energii, które zostaną połączone razem, aby korzystać z tego samego systemu teleinformatycznego. Dlatego architektura automatyzacji dystrybucji powinna zawierać koncepcje systemów rozproszonych lub zdecentralizowanych. Usługi obce, takie jak naprawy usterek i zabiegi konserwacyjne wymagają także ścisłej integracji do systemów informatycznych Dyspozycji Mocy OSD. Terenowe zespoły

147

eksploatacyjne, aby rozpocząć pracę w terenie, potrzebują informacji na temat zleceń i sygnalizacji alarmowej. Mogą one również potrzebować informację o topologii sieci i stanie aparatury łączeniowej, lokalizacji uszkodzeń, ocenie konieczności naprawy, itp. Po sfinalizowaniu zlecenia pracy, informacja i dokumentacja na temat naprawy i konserwacji powinny być przesyłane do systemu OSD.

Zarządzanie Majątkiem Sieciowym

Potrzeba informacji w czasie rzeczywistym o sieci staje się coraz bardziej istotna, gdy poziom penetracji URE wzrasta lub gdy jednostki URE mają silny wpływ lokalny. Pomiary (prądy, napięcia, PQ, itp.) i zwarcia / odstawienia na wszystkich poziomach sieci rozdzielczej (stacji WN / SN, sieci średniego napięcia, stacji SN / nn oraz sieci niskiego napięcia) są potrzebne do monitorowania szybko zmieniających się warunków, takich jak zmiany powodowane przez pogodę. Dlatego celem jest poprawa obserwowalności całej sieci rozdzielczej za pomocą monitorowania sieci w czasie rzeczywistym oraz ocena jej stanu. Estymacja stanu sieci rozdzielczej powinna być w stanie oszacować szybkie zmiany w warunkach pracy sieci, dokładniej estymować stan sieci, gdy są brakujące pomiary lub dane sieci są nieprawidłowe, i estymować stan sieci SN i nn. Obecnie monitoring sieci rozdzielczej realizowany jest głównie na poziomie stacji WN/SN. Monitorowanie sieci SN i nn jest nadal bardzo ograniczone, choć liczba monitorowania rozdzielni SN, monitorowania jakości energii i liczba inteligentnych liczników szybko rośnie. Pierwotne i wtórne pomiary stacji są zazwyczaj pobierane przez SCADA, natomiast inteligentne liczniki są powszechnie wykorzystywane tylko dla celów rozliczeniowych, chociaż mogą również dostarczyć dane ruchowe sieci. Niektóre systemy AMI są już w eksploatacji, lub w jako instalacje demonstracyjne, w których dane ruchowe sieci, takie jak zaniku zasilania odbiorcy końcowego, pomiary w czasie rzeczywistym, raporty jakości energii itp. są wprowadzane do systemów SCADA / DMS

Przyszły system monitorowania sieci rozdzielczej nie ogranicza się do monitorowania stanu sieci. Nowe czujniki do monitorowania i identyfikacji zwarć (np. czujniki/lokalizatory zwarć i IED, w tym rejestratory zakłóceń), stan elementów (np. pomiarów on-line wyładowań niezupełnych i gorących miejsc transformatora i nowych parametrów (np. dynamiczne fazory mierzone przez PMU i dynamiczna obciążalność linii) mogą być również wykorzystywane w monitoringu sieci rozdzielczej. Dane te pozyskiwane z nowych czujników mogą być wykorzystywane w zarządzaniu zakłóceniami, predykcyjnych zabiegach eksploatacyjnych i do zwiększenia stabilności systemu elektroenergetycznego oraz obciążalności elementów. Skalowalność systemu monitoringu jest podstawowym pytaniem z punktu widzenia systemu automatyzacji sieci rozdzielczej. Zamiast zbierania i analizy kilku tysięcy punktów pomiarowych, w przyszłości system monitorowania powinien być w stanie obsłużyć miliony pomiarów i dużej ilości danych pomiarowych. Dlatego architektura systemu automatyki przedstawiona na rysunku jest oparta na strukturze hierarchicznej, analizie danych w terenie i pozyskiwana informacji z serwerów zamiast ściągania ich od klienta. System automatyki powinien być oparty na standardzie IEC 61850 w celu ułatwienia i uproszczenia integracji podsystemów. Wymiana danych na podstawie

148

standardowych wiadomości jest podstawowym wymogiem OSD do rozwoju automatyki i systemów informatycznych dla inteligentnych sieci.

Ze względu na ogromne ilości danych, stają się również ważne: przetwarzanie danych, przechowywania ich i analizy wykonywane na ich podstawie. Potrzebna jest obsługa automatyczna i w czasie rzeczywistym (on-line) oraz analiza danych, aby zmniejszyć ilość transferu danych do Dyspozycji Mocy. Do operatora sieci powinny być reprezentowane w czasie rzeczywistym tylko istotne informacje. Rozproszone przechowywanie danych umożliwia śledzenie każdego szczegółu bez konieczności komunikacji z Dyspozycją Mocy w czasie rzeczywistym. Dane mogą być później replikowane do centralnej bazy danych zarządzania majątkiem sieciowym dla celów analizy danych off-line.

Dane pomiarowe z Inteligentnych liczników połączone z modelem sieci SN i nN może na przykład służyć do nadzorowania transformatorów średnich napięć lub innych elementów sieci w czasie pseudo-rzeczywistym. Informacji w czasie rzeczywistym o prądach i temperaturach mogą być dalej wykorzystywane do prognozowania czasu życia transformatorów. Monitorowanie wyłącznika i działania automatycznego przełącznika zaczepów może zostać wykorzystane do realizacji obsługi „na żądanie” lub zabiegów prewencyjnych. Pomiary wyładowań niezupełnych wysokiej częstotliwości mogą być dalej wykorzystywane do monitorowania stanu transformatorów, kabli (połączeń i muf), itp. Również informacje statystyczne na temat nieprawidłowego działania zabezpieczeń elektroenergetycznych, sterowników, łączności i systemów informatycznych muszą być opracowane ze względu na rosnące znaczenie tych systemów dla aktywnej sieci rozdzielczej.

Tradycyjne metody integracji URE koncentrowały się na wpływie na funkcjonowanie sieci przy jednym, dwa lub stosunkowo niewielkiej liczbie mikroźródeł. Przykładem tradycyjnego podejścia do URE znajduje się w Normie IEEE P1547 dotyczącej rozproszonych źródeł energii (URE) przyłączonych z SEE. Norma ta skupia się na zapewnieniu, żeby przyłączone generatory automatycznie wyłączały się w razie problemów w sieci. Przy nowoczesnym podejściu MS jest tak zaprojektowana, aby w przypadku awarii w sieci zewnętrznej mikro-siec mogła wydzielić się do pracy wyspowej, a po restytucji systemu mogła się do niego ponownie przyłączyć.

4. Mikrosieci

Opublikowana w 2014 roku propozycja rozszerzenia słownika IEC60050 podaje następującą definicję Mikrosieci:

Jest to grupa wzajemnie poł ączonych odbiorów i Rozproszonych Źródeł Energii (DER) z określonymi granicami elektrycznymi, które mog ą działać jako pojedyncze sterowalne elementy i s ą w stanie pracowa ć zarówno w trybie przył ączenia do SEE jak i jako wydzielona wyspa

149

Europejska Platforma technologii SmartGrid definiuje Mikrosystemy jako sieci nN ze źródłami GR oraz urządzeniami akumulacji energii i sterowalnymi odbiorami (np. podgrzewacze wody i klimatyzatory).

Mikrosieć jest to sieci elektrycznej w małej skali, która jest przeznaczony do zasilania małej społeczności. "Mała społeczność" może wahać się od typowego osiedla, wydzielonej społeczności wiejskiej, do mieszanych środowisk podmiejskich, akademickich lub wspólnot mieszkaniowych, lub takich społeczności jak szkoły, uczelnie lub do powierzchni komercyjnych, obiektów przemysłowych i handlowych, osiedli lub regionów miejskich. Kluczowym pojęciem, które odróżnia to podejście od konwencjonalnej sieci publicznej jest to, że producenci energii są mali (często określani jako mikro-źródła (MZ) - podobnej wielkości jak obciążenia w obrębie MS). MZ są rozproszone i znajdują się w bliskim sąsiedztwie odbiorców energii. MZ i ewentualnie odbiorcy, są sterowani w celu uzyskania lokalnego bilansu energetycznego i mocy

Charakterystyczną cechą MS jest to, że aczkolwiek podstawowo pracuje przyłączona do sieci rozdzielczej, to może zostać automatycznie przeistoczona w wyspę, w przypadku wystąpienia zakłóceń w sieci wyższego poziomu. W ramach systemu elektroenergetycznego Mikrosystem może być uznawany jako element sterowalny, który może być traktowany jako pojedyncze zagregowane obciążenie lub generator, ewentualnie jako źródło mocy zapewniające podparcie sieci i realizujące usługi sieciowe. MS ma zwykle całkowitą moc zainstalowaną rzędu między kilkuset kW a dziesiątkami MW. Pilotowe projekty Mikrosieci są realizowane m.in. w Grecji, Niemczech, Holandii, Włoszech, Portugalii, Hiszpanii i Danii.

4.1 Koncepcja Mikrosieci

Mikrosieć jest koncepcją opierającą się na założeniu połączenia grupy odbiorów cieplnych i elektrycznych wraz z małej skali źródłami energii elektrycznej i ciepła. Źródła zasilania będą w ogólnym przypadku mieszane, w tym źródła odnawialne, takie jak generatory wiatrowe czy panele fotowoltaicznych wraz z generatorami zasilanymi paliwami kopalnymi zaspokającymi lokalne potrzeby w zakresie ogrzewania i wytwarzania energii elektrycznej (kogeneracja). Połączenie pomiędzy tą siecią, a rozległą siecią elektroenergetyczną (SEE) realizowane jest poprzez dobrze zdefiniowane i sterowane interfejsy. Mikrosieć jest odpowiedzialna za zaspokojenie potrzeb swoich odbiorców, zapewnienia właściwej jakości dostawy i ewentualnie sterowanie niektórymi, nie krytycznymi odbiorcami. Interfejs z lokalnym przedsiębiorstwem energetycznym musi być tak zrealizowany, aby mikrosieć z perspektywy OSD wyglądała jak dobrze zachowujący się odbiór lub źródło energii.

Potencjalną zaletą tego podejścia jest to, że powinno ono stworzyć elastyczniejsze układy służące do zaspokajania lokalnych potrzeb w sposób bezpieczny i niezawodny, składające się ze ściśle zintegrowanych małych generatorów i odbiorów. Na przykład, w skali przedsiębiorstwa energetycznego, sterowanie obciążeniami tak, aby móc zbilansować dostawy krótkoterminowe z popytem okazuje się bardzo trudne do zrealizowania. Mimo, że kwestie własności i uzgodnień ruchowych dla koncepcji mikrosieci są jeszcze w trakcie opracowywania, to krokiem do przodu

150

może być przyjęcie dla mikrosieci formuły lokalnej "spółdzielni". W takich systemach, odbiorcy mogą również być dostawcami (prosumenci) i takie bardzo elaastyczne podejście do sterowania odbiorami może być możliwe w ramach wspólnego zainteresowania uczestników przedsięwzięcia kosztami i wydajnością. W szczególności, mikrosieć musi zachęcać odbiorców do udziału w realizacji w małej skali fotowoltaiki, generacji wiatrowej, kogeneracji i innych systemów energii odnawialnej. Ustalenia pomiarowe i rozliczeniowe wewnątrz mikrosieci będą uzgodnione lokalnie i nie muszą odzwierciedlać rynku mocy w ramach w mikrosieci. Koncepcja mikrosieci jest możliwa dzięki ostatnim postępom w rozwoju niezawodnych generatorów małej skali, energo-elektroniki i sterowników cyfrowych, które umożliwiają odwrócenie tendencji w odniesieniu do generacji dużej skali i centralnych dostaw energii.

Typowa mikrosieć składa się z następujących podukładów i elementów:

źródła rozproszonej generacji, zasobniki energii, odbiory energii elektrycznej, przekształtniki energoelektroniczne (falowniki), układy automatyki, sterowania i nadzoru, systemy zabezpieczeń przekaźnikowych, wyłącznik sprzęgający z siecią.

Kluczową cechą mikrosieci jest to, że generacja i zapotrzebowanie powinny się w dużym stopniu bilansować w ramach mikrosieci. Istnieją różne typy generatorów, które mogą być brane pod uwagę przy realizacji MS. Np. atrakcyjne są panele fotowoltaiczne, jeśli otoczenie stanowią przede wszystkim budynki mieszkalne, ponieważ mogą one być w dyskretny sposób włączone do budynków. Bardzo małej skali systemy kogeneracji mogą być oparte na kotłach gazowych centralnego ogrzewania i ciepłej wody. Możliwymi technologiami są też ogniwa paliwowe lub prądnice zasilane silnikami Stirlinga. Aby zapewnić właściwą wystarczalność MS, oraz łagodzić raptowne zmiany zarówno po stronie odbiorczej jak i wytwórczej niewątpliwie będzie prawdopodobnie konieczne magazynowania energii. Krótkotrwałe magazynowanie energii elektrycznej jest konieczne, aby pomóc dostosować się do gwałtownych wahań obciążenia lub generacji, które z natury rzeczy będą miały miejsce w stosunkowo niewielkiej sieci, a w szczególności przy zastosowaniu źródeł OZE. W dłuższych horyzontach czasowych, zarządzanie energią będzie ułatwione dzięki magazynowaniu energii, a elementy te mogą być używane do bardziej efektywnego wykorzystania ogniw fotowoltaicznych wytwarzania lub produkcji energii elektrycznej z mikro-CHP. W niektórych przypadkach możliwe jest magazynowania energii w postaci ciepłej wody lub jako część ogrzewania.

4.2. Zależność pomiędzy MS i lokalnym przedsiębiorstwem energetycznym

Intencją koncepcji jest, aby MS była samowystarczalna, ale dla bezpieczeństwa dostaw i elastyczności działania to prawie na pewno MS powinna być podłączona do sieci lokalnej przedsiębiorstwa energetycznego, a nawet do sąsiednich mikrosieci. Powiązania te mogą być

151

dwukierunkowe umożliwiając import lub eksport energii elektrycznej, lub, w zależności od czynników ekonomicznych, to może być tylko jednokierunkowy przepływ energii. Jak już wspomniano z punktu widzenia MS, przyłączenie do lokalnej sieci SD może być postrzegane podobnie jak generator lub innego typu obciążenie. Rodzi się pytanie, czy MS nie powinno być powiązana do innych sieci przez polaczenie synchroniczne prądu zmiennego. Zaletą synchronicznego połączenia jest jego prostota, wymagając jedynie połączeń elektrycznych, wyłączników i prawdopodobnie transformatora. W literaturze można spotkać szereg analiz, które wykazują, że w zasadzie powinna być możliwa do uruchomienia MS z minimalnym centralnym sterowaniem lokalnego wytwarzania, która jest w stanie działać podłączona do sieci nadrzędnej, lub w przypadku utraty zasilania z tej sieci, płynnie przełączać się do samodzielnej pracy wyspowej. Oczywiście rodzi to typowe problemy wydzielania systemu niezbilansowanego (groźba utraty równowagi częstotliwości), a przy ponownym przyłączaniu do systemu SD konieczność synchronizacji. Alternatywnym rozwiązaniem byłoby asynchroniczne połączenie za pomocą prądu stałego (DC) z wykorzystaniem do sprzężenia przetwornicy elektronicznej (falownika). Układ taki może działać dwukierunkowo, umożliwiając import i eksport energii, lub po prostu stanowić urządzenie do importu energii, gdy lokalne źródła zasilania są niewystarczające. Zaletą tego podejścia jest to, że MS izoluje się od sieci SD odnośnie mocy biernej, bilansu mocy itd. Tylko moc jest wymieniana z siecią SD natomiast MS jest całkowicie odpowiedzialna za utrzymanie jakości zasilania (częstotliwość, napięcie i dostarczanie mocy biernej i harmoniczne) w ramach swojego obszaru. W przypadku asynchronicznego połączenia praca MS może być bardzo atrakcyjna, a jej cala moc może być dostarczana za pośrednictwem przetworników elektronicznych DC/AC. Niektóre źródła, takie jak np. ogniwa fotowoltaiczne, GW są nierozerwalnie źródłami DC, a więc potrzebują przetworzenia aby móc je podłączyć do sieci AC. Inne, na przykład silnik Stirlinga, czy mikroturbiny mogą generować prąd AC, ale nie są dobrze przystosowane do pracy jako generatory synchroniczne, ponieważ ich częstotliwość jest niedostosowana lub zmienia się.

152

Rys. 10 Drogi przepływu energii z OZE zainstalowanych w Mikrosieci przyłączonej do SEE

Aby zapewnić stabilną pracę MS, z przyłączonymi wieloma małymi generatorami, będą potrzebne falownikowe źródła napięcia z odpowiednimi systemami sterowania. Na szczęście duży postęp w energoelektronice i sterownikach cyfrowych oznacza, że możliwe są wyrafinowane strategie sterowania, a koszty takich instalacji nie muszą być nadmierne. Które z tych podejść jest właściwe, może także zależeć od wielkości MS, rodzajów źródeł dominujących w MS i dobowych charakterystyk zapotrzebowania w danej MS. Może także zależeć od uwarunkowań prawnych regulujących wymianę energii pomiędzy MS i nadrzędną siecią SD.

4.3. Sterowanie w Mikrosieci

Mikrosieć, w której zainstalowane zostały mikroźródła, zasobniki energii oraz odbiory sterowalne wymaga przyjęcia odpowiedniej strategii zarządzania mocą, strategii zarządzania energią, regulacją napięcia. W trybie pracy synchronicznej mikroźródła (w tym zasobniki energii) dostarczają ściśle określone wielkości mocy (energii), zgodnie z przyjętą strategią sterowania. Każda jednostka wytwórcza podlega sterowaniu i reprezentuje węzeł typu PQ lub typu PU. Sieć rozdzielcza spółki dystrybucyjnej pokrywa różnicę między całkowitym zapotrzebowaniem na moc czynną i bierną w obszarze mikrosieci i sumą mocy (czynnych i biernych) wytwarzanych przez mikroźródła.

W procesie długoterminowego zarządzania mocą i energią, można stosować różne funkcje kryterialne:

- minimalizować import (maksymalizować export) energii z/do sieci spółki dystrybucyjnej,

- minimalizować straty mocy (energii) w mikrosieci,

153

- maksymalizować moc (energię) pochodzącą z mikroźródeł opartych na odnawialnych źródłach energii,

- minimalizować koszty wytwarzania energii w mikroźródłach opartych na paliwach nieodnawialnych, itd.

Należy mieć na uwadze, że maksymalizowanie transferu mocy do sieci nadrzędnej w większości przypadków wyklucza możliwość wydzielania do pracy wyspowej ze względu na równowagę częstotliwości. Jednym ze sposobów obejścia tego problemu jest wydzielanie nadmiarowych generacji z MS do bezpośredniej współpracy z siecią nadrzędną. Tak wiec przy stosowaniu odpowiedniej strategii należy spełnić odpowiednie warunki ograniczające, dotyczące m.in. wymagań samych źródeł wytwarzania energii, dopuszczalnych warunków pracy mikrosieci ze względów statycznych (w tym jakości energii) i dynamicznych, czynników środowiskowych itp. Część z tych ograniczeń zostaje poruszona poniżej. Ogólnie rzecz biorąc MS prądu przemiennego (AC) z wysokim poziomem penetracji jednostek GR i zasobników energii, ma więcej możliwości i elastyczności sterowania przy pracy wyspowej, niż gdy jest przyłączona do konwencjonalnych systemów zasilania AC w warunkach przyłączenia do sieci nadrzędnej. Jednak niektóre nowe źródła energii w MS, takie jak panele fotowoltaiczne (PV), baterie i ogniwa paliwowe są z natury rzeczy źródłami DC, które nieuchronnie wymagają zastosowania falowników do podłączenia do sieci AC. Tymczasem coraz więcej odbiorników, np. oświetlenie LED, komputery, sprzęt audio i wideo itp., są odbiornikami DC potrzebują kompensacji współczynnika mocy celem przetworzenia standardowego napięcia AC do żądanego przez odbiornik napięcia DC. Intuicyjnie ustanowienie zasilania DC sieci odbiorczej do połączenia źródeł DC i odbiorników DC bezpośrednio przy użyciu wysokiej wydajnych konwerterów DC/DC może zmniejszyć obwód konwersji energii i uprościć złożoność sterowań. Tak też jest i system DC może wykazać jego istotne cechy z wysoką wydajnością i niskim kosztem przetwarzania energii. W praktyce zrealizowanych jest kilka projektów pilotażowych mikrosieci DC, takich jak „nisko napięciowe mikrosieci DC” we Włoskim Centrum Badań Systemów Energetycznych i Lawrence Berkeley National Laboratory, kilka instalacji na krajowych uczelniach (PW, Pol. Śląska itd.). Instalacje te zostały opracowane, zainstalowane i przetestowane. Wykazały one 10% oszczędności energii w porównaniu do przypadku bazowego bardzo wydajnego układu AC. W porównaniu z MS AC, mikrosieć DC ma inne zalety;

mniej układów przetwarzania energii, niższe straty, i większą wydajność systemu

Ponadto MS DC nie wymaga śledzenia fazy i częstotliwości napięcia AC w przeciwieństwie do tradycyjnej sieci związanej z falownikami, które znacznie wpływają na sterowalność i niezawodność MS AC. W związku z tym mikrosieć DC jest bardziej odpowiednia dla integracji rozproszonych odnawialnych źródeł energii. Jednak dla kompleksowej MS, gdzie jako uzupełniające powinny być przyłączone różne źródła celem spełnienia wymagań środowiskowych

154

i skrócenia czasu zabiegów eksploatacyjnych, stosowanie czystej sieci DC byłoby uznane za niewłaściwe. W związku z tym, należy przyjąć, że przeważnie MS będzie miała architekturę hybrydową AC/DC, aby w pełni wykazać zalety sieci rozdzielczej AC i DC w związku z łatwiejszą integracją odnawialnych źródeł energii, wyższą wydajnością przetwarzania energii, zmniejszeniem konieczności magazynowania energii oraz większej niezawodności. Jako przykładowy pokazywany jest projekt hybrydowej mikrosieci AC/DC w Dongfushan, na wyspie, zbudowany przez State Grid Corporation of China. Zintegrowano wiele rozproszonych źródeł generacji i magazynowania energii, przez co uzyskano poprawę efektywności i niezawodności zasilania z całej wyspy. Na ogół, zalety hybrydowej mikrosieci AC/DC można podsumować w następujący sposób:

eliminacja zbędnych obwodów przetwarzania zasilania AC lub DC-AC-DC/AC zainstalowanych źródeł zasilania, co oznacza znaczną redukcję strat przetwarzania energii,

likwidacja wbudowanych układów kompensacji mocy biernej do zasilania obciążenia DC w tradycyjnej sieci prądu zmiennego, co oznacza znaczną redukcję kosztów i strat dla użytkowników końcowych na urządzeniach energoelektroniki,

poprawa jakości energii w sieci AC ponieważ odbiory DC nie generują zakłócenia harmoniczne a wzajemnie połączone przetworniki z pełną sterowalnością mogą znacznie poprawić jakość energii,

poprawa możliwości regulacji asymetrii prądu obciążenia ponieważ problemy składowej przeciwnej i zerowej, powodowanych w sieciach AC mogą być obsługiwane przez sieci DC.

Ogólnie MS hybrydowa AC/DC składa się z trzech głównych części:

1) Pod-sieci AC, 2) Pod-sieci DC, 3) Interfejs energoelektroniczny między szynami AC i DC.

Poniższy rysunek pokazuje, ogólną architekturę hybrydowej MS AC/DC. Jest ona podłączona do nadrzędnej sieci energetycznej prądu przemiennego, natomiast w ramach hybrydowej mikrosieci pod-MS DC podłączona jest do sieci prądu przemiennego przez falownik. Pod-MS AC może być bezpośrednio połączona z siecią energetyczną za pomocą prostego wyłącznika. Zwykle w hybrydowej MS, w związku z potrzebą zapewnienia stabilnego napięcia, dominująca jest pod-sieć AC. Generatory prądu przemiennego, jak i małe turbiny wiatrowe, generatory dieslowskie i odbiory AC, takie jak np. silniki prądu przemiennego i tradycyjne oświetlenia można podłączyć do zasilania pod-MS AC. Z drugiej strony, źródła zasilania DC, takie jak panele słoneczne, ogniwa paliwowe i akumulatory, mikrowiatraki mogą być podłączone do pod-MS DC poprzez proste przetwornice DC/DC. Poza tym, obciążenie prądu AC mają wymagania ruchowe pracy ze zmienną częstotliwością, takie jak silniki o regulowanej prędkości może być podłączony do pod-MS DC. Np. układ magazynowania energii może być zainstalowany w pod-MS AC lub, DC lub

155

układy takie mogą być wstawione do sprzęgającego falownika. Umiejscowienie magazynu energii powinno być zoptymalizowane poprzez rozważenie rodzajów obciążeń, przepływu energii, niezawodności działania i kosztów. Problem optymalizacji magazynowania energii jest osobnym zagadnieniem poza niniejszym opracowaniem.

Rys. 11 Schemat hybrydowej mikrosieci prądu stałego i przemiennego

Biorąc pod uwagę konfigurację hybrydowej mikrosieci AC/DC, można wymienić trzy różne tryby pracy i ich modele przepływu mocy:

a) Tryb a – pracuje tylko pod-sieć AC – zasilane tylko odbiory AC i sieć nadrzędna, regulowane napięcie AC/prąd AC,

b) Tryb b - pracuje tylko pod-sieć DC – zasilane tylko odbiory DC i sieć nadrzędna, regulowane napięcie DC/prąd DC,

c) Tryb b – pracują zarówno pod-sieć AC jak i pod-sieć DC - regulowane napięcie AC i napięcie DC

Tryby (a) i (b) reprezentują odpowiednio niezależne funkcjonowanie podsieci AC i DC, i trybu (c) odnosi się do wspólnego działania pod-sieci AC i DC. W szczególności, gdy podsieć AC działa niezależnie, cele sterowania to:

prawidłowo regulować napięcie zasilania AC lub prąd AC,

156

zarządzać przepływami mocy czynnej i biernej w czasie rzeczywistym i warunkach pracy sieci zsynchronizowanej z SEE lub w trybie pracy wyspowej.

Kiedy podsieć DC działa niezależnie, napięcie lub prąd DC powinien być tak dokładnie regulowany, by odpowiednio rozdzielić rozpływy mocy między źródłami prądu stałego i odbiorami DC. Wreszcie, w celu optymalizacji wydajności ruchowej i stabilności sieci, wspólne działanie pod-sieci AC i DC, może realizować właściwie zarządzanie przepływami mocy między sieciami AC i DC.

4.3.1 Układy sterowania podsiecią AC

Rozproszone źródła energii mogą połączyć się z podsiecią AC za pośrednictwem komunikacyjnego w postaci falowników. Dlatego jednostki GR mogą być traktowane jako źródła napięcia AC lub prądowe źródła pracujące równolegle. Rozdział obciążeń między równoległymi przetwornikami w trybie pracy wyspowej przeważnie realizowany jest poprzez regulację zgodną z zadanym statyzmem. Ogólnie rzecz biorąc, aby w pełni wykorzystać możliwości GR, moc wyjściowa jednostek GR powinna być proporcjonalna do ich mocy znamionowej. Aby osiągnąć ten cel regulacji, proponowany jest szereg rozwiązań układowych.

Scentralizowany system sterowania stosuje centralny sterownik celem wytworzenia i dostarczania do każdej jednostki GR bieżące punkty odniesienia tak, aby wszystkie jednostki GR mogły generować odpowiednie poziomy mocy czynnej i biernej, celem utrzymania stabilności sieci.

Sposób sterowania „master-slave” proponuje połączenie jednego głównego przetwornika z możliwością regulacji napięcia i kilku falowników podporządkowanych z możliwością sterowania tylko prądowego, jak w przypadku falowników tradycyjnie przyłączonych do sieci. W szczególności, falownik sterowany napięciem działa jako przetwornik do ustalenia napięcia odniesienia dla innych falowników sterowanych prądowo, natomiast falowniki podporządkowane śledzą napięcie odniesienia tak, aby oddać rozdysponowaną moc czynną i bierną. Falownik główny (master) powinien mieć stosunkowo dużą moc, celem szybkiego ustalania napięcia sieci w stanach przejściowych sieci, kiedy to falowniki sterowane prądowo mają przerwę w dostarczaniu mocy do mikrosieci z powodu utraty stabilnego napięcia. Ulepszona metoda zwana jest strategią „circular-chain-control (3C)”. W strategii tej równoległe falowniki są połączone kaskadowo i każdy falownik generuje aktualny punkt odniesienia dla sąsiadującego falownika. Dzięki temu niezawodność całego systemu sterowania ulegnie poprawie.

Innym rozwiązaniem jest wykorzystywanie systemu średniego prądu sterowania. W sposobie tym, przy wykorzystaniu dostępnych środków komunikacji, do każdej przetwornicy są wytwarzane i dostarczane prądy odniesienia. Chociaż powyższe systemy sterowania mogą zapewnić osiągnięcie stabilnej i dynamicznej pracy mikrosieci AC w trybie pracy wyspowej, to jednak stabilność systemu sterowania w dużym stopniu opiera się na skutecznej komunikacji, co zmniejsza niezawodność działania i zwiększa koszty utrzymania.

157

Bior ąc pod uwag ę rozproszone źródła w konfiguracji MS, zdecentralizowany sposób sterowania, bez wzajemnej komunikacji jest bardziej niezawodny dla przypadku pracy w trybie wyspowym.

Dlatego metoda sterowania zgodnie z zadanym statyzmem (droop control) jako sposób niezależnego, samodzielnego i bezprzewodowego systemu sterowania jest najbardziej spopularyzowanym sposobem chociażby ze względu na eliminację wielostronnej komunikacji pomiędzy rozproszonymi falownikami. Główną ideą sterowania zgodnie z zadanym statyzmem jest naśladowanie zachowania generatorów synchronicznych, które obniżają częstotliwość, gdy następuje wzrost mocy czynnej. Ten sposób sterowania może regulować częstotliwość i wielkość napięcia odniesienia w celu osiągnięcia właściwego rozdziału mocy. System sterowania zgodnie z zadanym statyzmem może regulować częstotliwość i amplitudę napięcia wyjściowego teoretycznie podobnie jak działa regulacja pierwotna w SEE. W tym systemie pętla wirtualnej impedancji wyjściowej z regulacją wtórną umożliwia przywrócenie odchyleń częstotliwości wytworzonych przez regulację pierwotną, a regulacja trójna zarządza przepływem mocy pomiędzy MS i nadrzędną siecią energetyczną. Ponieważ metoda sterowania zgodnie z zadanym statyzmem zakłada ogranicznik poziomu dolnego, to dzięki temu może być zapewniona niezawodność regulacji..

4.3.1.1. Statyzm

Linia, którą jest przesyłana energia można przedstawić jako obwód RL z napięciami U1 i U2 na obydwu krańcach.

Rys. 12 Schemat zastępczy linii AC z przepływem mocy

Moc przepływającą linią można określić jako:

)(2112111 )( δαα +∗

−=−

=∗=+= jj eZ

UUe

Z

U

Z

UUUIUjQPS …………………………………….…(1)

gdzie:

U1, U2 – napięcia odpowiednio w węźle „1” i węźle „2”,

158

Z – impedancja linii przesyłowej łączącej węzły 1 i 2,

α – argument impedancji linii,

ϑ – kąt zawarty między napięciami węzłowymi U1 i U2,

Stosując wzór Eulera, zyskuje się rozkład na moc czynna i moc bierną przesyłaną linią:

)cos(cos 2121 δαδ +∗−=

Z

UU

Z

UP ……………………………………………………………….………(2)

)sin(sin 2121 δαδ +∗−=

Z

UU

Z

UQ ………………………………………………………………………..(3)

Definiując impedancja linii jako: Zejα = R + jX zyskuje się zależności:

[ ]δδ sin)cos( 221221 XUUURXR

UP +−

+= ……………………………………………….……………(4)

[ ]δδ sin)cos( 221221 RUUUXXR

UQ −−

+= ………………………………………………….…………(5)

W przypadku linii WN i NN reaktancja X jest znacznie większa od rezystancji R, stąd uzyskuje się dobrze znane uproszczone zależności określające moc czynną i bierna przesyłane linią NN i WN:

δsin21

X

UUP

∗= …………………………………………………………………………………...…..…(6)

)cos2121 δ

X

UU

X

UQ

∗−= ……………………………………………………………………….…….…...(7)

Przy relatywnie nie długiej linii i nie wielkim przesyle kąt rozchyłu między napięciami

ϑ ≈ sinϑ, natomiast cosϑ ≈ 1, i wtedy

21 UU

PX

∗∗≈δ , oraz

121 U

QXUU

∗≈− …………………………………………………………………………………………..(8)

Z powyższych zależności wynika, że kąt rozchyłu między napięciami węzłowymi (w sieci przesyłowej) zależy od przesyłanej mocy czynnej, natomiast moc bierna jest proporcjonalna do różnicy napięć węzłowych. W przypadku regulacji mocy zgodnie ze statyzmem w miejsce

159

regulowania kąta reguluje się przepływ mocy poprzez zmianę częstotliwości. Regulując przepływy mocy czynnej i biernej w sieci określa się wartość częstotliwości profile napięć. Te obserwacje prowadzą do popularnych zależności opisujących statyzm:

f = f0 –kp(P-P0) ………………………………………………………………………..……………………………………………….(9) U1 = U0 –kU(Q-Q0) ………………………………………………………………………………………………………………….(10) gdzie:

f0 i U0 – odpowiednio częstotliwość i napięcie znamionowe, P0 i Q0 – odpowiednio zadane wartości mocy czynnej i biernej dla f0 i U0,

kp i kU – odpowiednio statyzm częstotliwości i napięcia.

Rys. 13 Statyzm mocy czynnej i mocy biernej

O ile dla linii nN parametry zastępcze linii przesyłowej X/R osiągają nawet wartość 10, to w przypadku linii niskiego napięcia sprawa ma się odwrotnie i R/X osiąga wartość R/X = 7,7. Stąd powyżej przytoczone zależności uproszczone na obliczanie moce czynną i bierną przesyłane linią tracą sens. Jeśli w odniesieniu do zależności 4 i 5 przyjąć podobne uproszczenie, tzn. że dla linii nN linie zasilające mają charakter rezystancyjny, czyli R>>X, to uzyskuje się zależności uproszczone:

δδ cos)(

cos 2112121

R

UUU

R

UU

R

UPnN

−=

∗−= ……………..………………………………………...(11)

δsin21

R

UUQnN

∗= ………………………………………………………………….…………………(12)

Z powyższych zależności można by wysnuć wniosek, iż w sieci nN przepływ mocy czynnej jest funkcją różnicy napięć, zaś przepływ mocy biernej zależny jest od częstotliwości. W ogólnym

160

jednak przypadku należy posługiwać się zależnościami uwzględniającymi impedancję między-węzłową „Z”. Zmodyfikowane wartości mocy czynnej P’ i mocy biernej Q’ uzyskuje się przez transformację:

][][][][][][ ''

sincos

cossin'

'

'

Q

P

Z

X

Z

RZ

R

Z

X

Q

P

Q

PT

Q

P∗

−

=∗−

=∗=αααα …………………...………………..(13)

Po przekształceniach uzyskuje się zależności: ………………………………………………………………………………..……..(14)

oraz

121

'cos

U

QZUU

∗=− δ ………………………………………………..………………………………..(15)

Dla małych rozchyleń kąta „ϑ” w zal. 14 i 15 można przyjąć, iż sinϑ ≈ ϑ, cosϑ ≈ 1, a zatem:

………………………………………………………………………….………………(16)

')( 211 QZUUU ∗=− …………………………………………………………………………………...(17)

Z zal. 16 i 17 wynika, że częstotliwość w wydzielonej sieci nN jest proporcjonalna do zmodyfikowanej wartości mocy czynnej P’ i impedancji wzdłużnej Z, natomiast odwrotnie proporcjonalna do iloczynu napięć węzłowych U1 i U2. Moc bierna zmodyfikowana jest proporcjonalna do różnicy napięć węzłowych (U1 i U2), a odwrotnie proporcjonalna do impedancji wzdłużnej Z.

4.3.1.2 Statyzm częstotliwości dla rozdziału obciążeń (w trybie pracy wyspowej MS)

Mikrosieci zapewniają sporo korzyści, ponieważ mogą płynnie przejść od rozdzielczego trybu zasilania (gdy MS podłączona jest do sieci nadrzędnej) do pokrywania lokalnego obciążenia (w trybie pracy wyspowej). W trybie pracy wyspowej należy się zająć problemami takimi jak niewielkie odchylenia w częstotliwości generowanej przez poszczególne falowniki i potrzebę zmiany punktu pracy generacji celem dopasowania do zmiany obciążenia. Regulacja każdego z mikroźródeł zgodnie ze statyzmem może rozwiązać problemy bez konieczności stosowania skomplikowanej sieci łączności. Gdy Mikrosieć jest podłączona do sieci energetycznej, to w zależności od stanu pracy, odbiory MS mogą otrzymywać moc zarówno od sieci nadrzędnej, jak i od mikroźródeł własnych. Jeśli zostaje utracone zasilanie z nadrzędnej sieci energetycznej z powodu zaników napięcia, zwarć, awarii, utraty stabilności itp. MS może płynnie przejść do pracy

21

'sin

UU

PZ

∗∗≈δ

21

'

UU

PZ

∗∗≈δ

161

wyspowej. Gdy MS oddziela się od sieci zasilającej w wyniku pozornego zmniejszenia się lokalnej częstotliwości, to na każdym mikroźródle w tej MS, kąty fazowe napięcia ulegają zmianie. To zmniejszenie częstotliwości w połączeniu ze wzrostem mocy pozwala na każdym Mikroźródle zapewnić jego proporcjonalny udział mocy bez potrzeby interwencji przez System Zarządzania Energią (EMS). W praktyce system EMS nie jest stosowany przy pracy wyspowej aż do czasu ponownego podłączenia do sieci energetycznej. Przykładowo można przeanalizować dwa mikroźródła o statyzmach jak na poniższym rysunku. W przykładzie tym zakłada się, że źródła mają różne moce znamionowe, P1max i P2 max. Wysyłane mocy w trybie pracy sieciowej (P01 i P02) są określone przy częstotliwości znamionowej ω0. Statyzm jest tak zdefiniowany, aby zapewnić, że oba systemy mają moce znamionowe przy tej samej częstotliwości minimalnej.

Rys. 14 Moc w funkcji częstotliwości przy regulacji z zadanym statyzmem.

Podczas zmiany zapotrzebowania na moc, te dwa źródła pracują przy różnych częstotliwościach, co powoduje zmianę względnych kątów mocy pomiędzy nimi. Gdy nastąpi ta zmiana, dwie częstotliwości mają tendencję do dryfowania w kierunku dolnej, jednej wartości dla „ω1”. MZ 2 działa początkowo na niższym poziomie mocy niż MZ 1. Jednakże, przy nowym poziomie mocy, MZ 2 zwiększy swój udział w pokryciu całkowitego zapotrzebowania na moc. Mimo, że moc jest regulowana w ułamku sekundy, przywrócenie częstotliwości może trwać dłużej. Ponieważ regulacja z zadanym stayzmem zmniejsza częstotliwość MS, to funkcje odbudowy muszą być zawarte w każdym sterowniku. Projekt sterowania z zadanym statyzmem oparty jest na każdym Mikroźródle o maksymalnej mocy znamionowej. W konsekwencji podczas gdy mikroźródła są podłączone do sieci, statyzm jest zależny od poziomu wysyłanej mocy.

4.3.1.3 Statyzm napięciowy

Napięcie systemowe w ramach dużego systemu z wieloma generatorami jest sterowane wstępnie przez napięcia tych generatorów, przez przekładnie transformatorów, ale także przez przepływ mocy biernej. Na ogół, równowaga mocy biernej jest bardziej krytyczna w mniejszym systemie. Na przykład w układzie jednomaszynowym wszystkie bierne zapotrzebowanie musi być zasilane

162

z generatora. W sieciach WN i NN profile napięciowe głównie utrzymywane są przez sterowanie przepływami mocy biernej i odpowiednie systemy kompensacji mocy.

Konwencjonalny system rozdzielczy zwykle jest zasilany przez linie zasilające z sieci przesyłowej. Spadek napięcia wzdłuż linii zasilających staje się problemem, szczególnie gdy zmienia się wraz ze zmianą obciążenia i odległości wzdłuż tej linii. To sugeruje, że każda prosta MS musi być mała, aby nie stwarzać tego problemu lub musi być specjalnie zaprojektowana jako sieć przyłączona.

Integracja dużej liczby Mikroźródeł (MZ) do MS nie jest możliwa przy zastosowaniu podstawowych sterowań typu P-Q; jednak aby zapewnić lokalną stabilność i niezawodność nieodzowna jest regulacja napięcia. Bez lokalnej regulacji napięcia w systemie z dużym poziomem penetracji URE mogą wystąpić duże oscylacje napięcia lub/i cyrkulacje mocy biernej. Regulacja napięcia musi być na tyle skuteczna, aby nie dopuszczać do cyrkulacji prądów biernych między źródłami. Problemy te są identyczne jak te, które są związane są z regulacją dużych Generatorów Synchronicznych. W sieci energetycznej impedancja pomiędzy generatorami jest zwykle wystarczająco duża, aby znacznie zmniejszyć możliwość występowania prądów krążących. Jednak w MS, która jest zazwyczaj promieniowa, zjawisko dużych krążących prądów biernych stanowi znaczny problem. Nawet przy małych odchyłkach napięcia w stosunku do wartości zadanych, wartości prądów cyrkulujących mogą przekroczyć parametry znamionowe mikroźródeł. Sytuacja ta wymaga zastosowania regulacji napięcia z zadanym statyzmem w taki sposób, że jeśli prąd bierny generowany przez MZ staje się bardziej pojemnościowy, to ulega zmniejszeniu napięcie ustalonego punktu pracy. I odwrotnie jak prąd staje się bardziej indukcyjny, to wartość zadana napięcia wzrasta. Funkcję podstawowego regulatora jest pokazana na poniższym rysunku. Graniczna wartość mocy biernej Q pokazana na rysunku jest funkcją znamionowej mocy pozornej falownika i mocy wytwarzanej przez napęd.

Rys. 15 Sterowanie napięciem zgodnie z zadanym statyzmem

163

4.3.2. Systemy sterowania Mikrosiecią DC

Wraz z szybkim wzrostem rozwoju źródeł prądu stałego jak i obciążenia DC, przez wiele lat badano MS DC. Dla uproszczenia analizy i systemów sterowania pod-MS DC w hybrydowej MS AC/DC mogą być traktowane jako czysta MS DC, bez przepływu mocy pomiędzy szynami AC i DC. Zazwyczaj MS DC powinna być wyposażona w układy do magazynowania energii, w przeciwnym razie, zmienność źródła DC może doprowadzić do niestabilności zasilania. Jednakże źródła DC, nawet wyposażone w układy do magazynowaniu energii, nadal muszą rozdzielać swoją moc dla stabilizacji napięcia sieci DC. W literaturze światowej występuje szereg analiz badających poprawność pracy układów regulacji rozdziału mocy w MS DC. Szczególnie skrupulatne badania poświęcone są w aspekcie najlepszego wykorzystania do sterowania hybrydowej mikrosieci AC/DC w trybie pracy wyspowej.

System sterowania rozdziału obciążenia dla MS prądu stałego można ogólnie podzielić na: scentralizowany system sterowania i rozproszony sys tem sterowania . W scentralizowanym systemie sterowania sterownik centralny rejestruje informacje o systemie i generuje odpowiednie polecenia ruchowe. Niemniej jednak, w zależności od metody komunikacji pomiędzy rozproszonymi źródłami i centralnym sterownikiem, układ centralny na pewno będzie powodował dodatkowe nakłady inwestycyjne na infrastrukturę komunikacyjną i będzie powodował zmniejszenie niezawodności systemu sterowania.

W konsekwencji, głównie realizowane są sposoby sterowania rozproszone, ponieważ eliminują powyższe wady związane z centralnym systemem sterowania. Typowym przykładem rozproszonego systemu sterowania jest metoda magistrali sygnałowej DC (DBS), w której napięcie magistrali jest uważane za ogólny wskaźnik służący do określenia trybów pracy falowników według określonych progów napięcia. Metoda sterowania zgodnie z zadanym statyzmem również okazała się skuteczną metodą łączenia wielu źródeł i magazynów energii dla proporcjonalnego rozdziału obciążeń z zastosowaniem wyłącznie informacji lokalnej. Ponieważ w mikrosieć DC nie występuje problem mocy biernej i częstotliwości, to sposób sterowania stosowany przy sterowaniu pod-MS zgodnie z zadanym statyzmem musi sterować tylko wymianą mocy czynnej przez staranne pilnowanie napięcia wyjściowego falownika i odporności linii.

164

Rys. 16 Charakterystyka statyzmu mocy czynnej pod-sieci DC.

W celu osiągnięcia właściwego rozdziału mocy systemu sterowania zgodnie z zadanym statyzmem reguluje wielkość napięcia wyjściowego rozproszonych falowników stosując następującą zależność :

PkUU ∗−= max ……………………………………………………………………………………….(18)

gdzie:

Umax – maksymalna wartość napięcia przetwornika w stanie bezobciążeniowym

k – statyzm regulatora falownika,

P – moc wyjściowa falownika,

Przy czym statyzm napięcia określa zależność:

max

minmax

P

UUk

−= …………………………………………………………………………………………(19)

Gdy ten system sterowania odnosi się do wielu rozproszonych źródeł prądu stałego to można doprowadzić do proporcjonalnego podziału mocy, jeżeli ich statyzm jest regulowany według zależności:

nn PkPkPkPk max3max32max21max1 ..... ∗==∗=∗=∗ ………………………………………………………(20)

gdzie:

k1, k2, ….. kn – statyzm poszczególnych źródeł od 1 do n,

165

Pmax1, Pmax2, …… Pmaxn – maksymalna moc wyjściowa kolejnych źródeł DC od 1 do n.

W celu zapewnienia większej elastyczności i rozbudowalności pod-MS prądu stałego, można również przyjąć hierarchiczną strategię sterowania. W praktyce hierarchiczna zasada sterowania może być podzielona na trzy poziomy. Regulacja pierwotna jest odpowiedzialna za stabilność napięcia DC. Kiedy lokalne obciążenia są podłączone do szyny DC, regulator statyzmu DC uzyska równy lub proporcjonalny rozdział prądu obciążeń DC. Regulacja wtórna ma na celu wyeliminowanie odchylenia napięcia szyny DC, wprowadzonego przez regulator statyzmu. Po zapewnieniu poprawnej pracy szyny DC przy zastosowaniu regulacji pierwotnej i wtórnej, zostaje uruchomiona regulacja trójna służąca do realizacji przyłączenia do zewnętrznych systemów DC. Jak widać, aby osiągnąć lepsze możliwości operacyjne dokładnego rozdziału obciążeń i zwiększenia niezawodności działania, hierarchiczny system sterowania MS DC nadal wymaga zastosowania komunikacji.

4.3.3. Systemy sterowania w MS hybrydowej AC/DC

W literaturze proponowane są różne metody sterowania hybrydową mikrosiecią AC / DC. M.in. analizowany jest system sterowania zgodnie ze statyzmem, gdzie brane są pod uwagę sterowalne odbiory o różnych mocach. Proponowana jest również metoda skoordynowanego sterowania dla MS hybrydowej, składającej się z różnych rodzajów odnawialnych źródeł energii, gdzie są zdefiniowane szczegółowe modele modułów fotowoltaicznych, akumulatorów i turbin wiatrowych i jest wdrożony system zarządzania energią energią (EMS) dla całego systemu. Powyżej wspomniany został system sterowania pozwalający na pokrycie zapotrzebowania odpowiednio w każdej z pod-sieci w reżimie pracy wyspowej. Nie mniej pokrycie obciążenia jednocześnie w obu sub-mikrosieciach AC i DC nie może być tak po prostu realizowane przez sterowanie rozproszonych źródeł energii zgodnie ze statyzmem. Rozdział obciążeń w obu podsystemach mikrosieci będzie w dużym stopniu zależeć od strategii sterowania przetwornika łączącego te podsieci.

Rys. 17 Topologia przetwornika sprzęgającego pod-MS

166

Jednym z rozwiązań jest zastosowanie autonomicznego systemu sterowania dla przetwornika, którego zadaniem jest połączenie pod-MS AC i DC tworzących hybrydową MS AC/DC, w której rozproszone źródła prądu przemiennego i prądu stałego sklasyfikowano jako dwa skonsolidowane źródła podłączone do tego samego przetwornika sprzęgającego, jak pokazano na Rys. 17. Na powyższym rysunku przetwornik sprzęgający zasadniczo składa się ze standardowego przetwornika DC-DC ze wzmocnieniem napięciowym i standardowej przetwornicy DC-AC, przy czym U’ i U’’ są odpowiednio napięciami mierzonymi na zaciskach AC i DC. Między tymi przetwornikami zainstalowany jest układ zasobnika energii w postaci baterii akumulatorów lub superkondensatora. P, Q i P’ to odpowiednio przepływ mocy przez konwerter łączący pomiędzy pod-MS AC i DC. Taka topologia pozwala na to, że napięcia AC i DC w obu podsystemach MS mogą być elastycznie sterowane, równocześnie pozwala na dwukierunkowy przepływ mocy czynnej pomiędzy obu pod-MS. Na wspólnym sprzęgu DC, mogą być dodawane kondensator lub układ magazynowania energii w celu buforowania, filtrowania i przechowywania energii. Zgodnie z konfiguracją przetwornika sprzęgającego, układ sterowania przetwornika sprzęgającego może być sklasyfikowany jako popularny systemem sterowania, system sterowania z kondensatorem sprzęgu DC i systemem sterowania z magazynowaniem energii.

4.3.4. Ogólny schemat sterowania

W pod-MS AC, rozdział mocy czynnej jest zależny od sterowanej częstotliwości, jednak na rozdział mocy czynnej w pod-MS DC wpływa regulacja napięcia. Jest oczywiste, że zmienne statyzmy przejęte w dwóch pod-mikrosieciach są zupełnie różne. Dlatego obydwa statyzmy powinny być odpowiednio skorelowane przed ich zastosowaniem do regulacji mocy czynnej przepływającej przez sprzęgający falownik. Celem normalizacji częstotliwości w pod-MS AC i napięcie w pod-MS DC można zastosować znormalizowane wyrażenie:

)(5,0)(5,0

minmax

minmax

ff

ffffwzg −

+−=

)''(5,0)''(5,0

'minmax

minmax

UU

UUUU wzg −

+−= ……………………………………………………………….………(21)

gdzie indeksy „max” i „min” reprezentują odpowiednio maksymalne i minimalne wartości częstotliwości „f” w podsieci AC i napięcia „U’” po stronie DC, a indeks „wzg” reprezentuje ich znormalizowane wartości jednostkowe. Na zaciskach przetwornika sprzęgającego są mierzone napięcia przemienne (AC) celem uzyskania pętli synchronizacji fazowej (PLL), a na wyjściu uzyskiwane są: częstotliwość „f” strony AC, amplituda napięcia „U” i kąt fazowy „α” dla transformacji d-q. Następnie częstotliwość strony AC z PLL i zmierzone napięcie stronie DC są znormalizowane zgodnie z zależnością zal. 21. Błąd znormalizowanych zmiennych (fwzg – Uwzg) może być podawany do regulatora proporcjonalno-całkująco celem wytwarzania odniesienia

167

sterowania. W stanie stacjonarnym, obie zmienne znormalizowane będzie musiał być równe, a więc błąd będzie zero.

Rys. 18 Ilustracja procesu proporcjonalnego rozdziału mocy realizowanego w hybrydowej MS.

Na podstawie takiego wyrównania, dwie sub-mikrosieci są w stanie współdzielić moc czynną według ich parametrów, jak pokazano na rys. 16. Propozycja ta jest podobna do rozwiązania przyjętego w w/w pod-sieci AC, gdzie na zasadzie „wspólnej częstotliwości” źródła AC mają proporcjonalny udział źródła jak DC i mogą dzielić się mocą proporcjonalne do ich mocy znamionowych. W tym samym czasie ten system sterowania może realizować sterowanie mocą bierną. Moc bierna Q* i prąd bierny odniesienia I*q są obliczane przez pomiar napięcia AC na zaciskach U przetwornika sprzęgającego generowanego przez PLL i określone one są za pomocą poniższych wyrażeń:

n

UUQ max* −=

U

QIq 3

2 ** −= ……………………………………………………………………………………………………….…………(22)

Gdzie „n” oznacza statyzm charakterystyki rozdziału mocy biernej.

Należy zauważyć, że tylko pod-MS AC potrzebuje mocy biernej, co oznacza, że bierny prąd odniesienia I*

q wyznaczony z zal. 22 nie ma zastosowania, gdy moc przekazywana jest z pod-MS AC do pod-MS DC przez przetwornik sprzęgający, w związku z tym, niezerowy prąd Iq wyznaczony z zależności 22 powinien być tylko wtedy stosowany gdy moc czynna odniesienia P* ma wartość dodatnią. Gdy moc odniesienia P* jest ujemna, co oznacza, że moc jest przenoszona z pod-MS AC do pod-MS DC, to bierny prąd odniesienia I*q należy ustawić na zero (dla współczynnika mocy równego jedności). Prądy odniesienia generowane na zaciskach AC

168

i DC przetwornika sprzęgającego mogą być ukształtowane jako ( I*d + I*q) i I’*. Należy zauważyć, że źródła rozproszone w każdej z pod-mikrosieci nadal mogą się dzielić wewnętrznie proporcjonalnie mocą czynną lub bierną, ponieważ jak wcześniej opisano są one sterowane z zastosowaniem metody sterowania zgodnie ze statyzmem. Przetwornik sprzęgający działa tylko jako bufor energii, aby regulować przepływ mocy pomiędzy pod-sieciami AC i DC.

Falowniki w MS

Falowniki służące do przyłączenia MS do sieci SD można podzielić na dwa rodzaje: falowniki jednofazowe i falowniki trójfazowe. Wykrywanie pracy wyspowej jest znacznie łatwiejsze przy zastosowaniu falowników trójfazowych niż falowników jednofazowych, choć falowniki które mają moc znamionowa poniżej 5 kW podłączone są zwykle do sieci jednofazowych. Większość nowoczesnych falowników, które są wykorzystywane do przyłączenia małych generatorów stosują sterowane łączniki zasilania (np MOSFET, IGBT) i zwykle stosują sterowanie modulacją szerokości impulsów (PWM) do wytwarzania sygnałów wyjściowych AC. W każdym przypadku, przetwornice trzeba zsynchronizować z siecią SD. Rys. 19 przedstawia schemat struktury samo-sterowalnego falownika PV z transformatorem niskiej częstotliwości zastosowanym w celu zapewnienia izolacji od sieci. W celu zmniejszenia wagi i ceny, czasami jest używany transformator wysokiej częstotliwości.

Rys.19 Schemat strukturalny falownika.

4.4. Bilans mocy i niezawodność pracy sieci

System elektroenergetyczny zazwyczaj nie zawiera istotnego i wystarczającego magazynowania energii; generacja i rozproszone odbiory mocy muszą zatem być stale utrzymywane w równowadze. Aby zachowana była równowaga częstotliwości, w każdej chwili czasu musi być zachowany bilans mocy wytwarzanej i pobieranej w danym systemie zamkniętym. Natomiast przy niezbilansowaniu mocy, jeśli jest przewaga generacji to system przyspiesza, natomiast gdy przeważa obciążenie nad generacja, to system spowalnia. Obydwie sytuacje nie są akceptowalne.

169

Dopuszczalne odchylenie częstotliwości jest określone dla wspólnego systemu europejskiego przez ENTSO-E i powtórzona w krajowym kodeksie IRiESP.

W poj ęciu niezawodno ści pracy sieci , z technicznego punktu widzenia rozróżnia się (wg ENTSO-E, CIGRE, IEC):

wystarczalno ść (w sensie statycznym) – definiowaną jako utrzymanie bilansu mocy czynnej w sieci zamkniętej, oraz

bezpiecze ństwo – warunkowane opanowaniem i skutecznym zarządzaniem zjawiskami dynamicznymi w sieci (awaryjne stany przejściowe).

Rys.20 Niezawodność techniczna pracy KSE

Dla zapewnienia bezpiecznej pracy MS , pracującej w reżimie wyspowym, w każdej chwili czasu „i”, sumaryczna moc pochodząca ze źródeł URE na bazie OZE (PGR), musi równoważyć sumę mocy pobieranej przez odbiory przyłączone do danej sieci (PL), oraz straty sieciowe (∆Pstr).

PGRi = PLi + ∆Pstri, ………………………………………………………….……………………………(23)

gdzie: PGRi = ∑PGRzi - sumą mocy generacji pochodzącej z wszystkich źródeł GR oddawanej do MS w chwili ‘i’ „i” – indeks chwili czasowej bilansowania popytu z podażą w MS, „z” – indeks źródła rozproszonego bilansowanego po stronie podaży mocy (dla pokrycia popytu w MS),

PLi =∑ PLni- sumą mocy pobieranej przez odbiory „n” w chwili „i”,

∆Pstri=∑∆Pstrki - sumą strat mocy „k” w chwili „i”,

170

Aby zdawać sobie sprawę z możliwości opanowania przez EAZ zjawisk sieciowych, a w szczególności związanych z w/w „bezpieczeństwem” należy uzmysłowić sobie w jakich przedziałach czasowych zachodzą poszczególne zjawiska sieciowe a w jakich działają układy sterowania, automatyki i EAZ. W szczególności zjawisko utraty równowagi częstotliwości w zależności od zastępczej inercji wydzielonego układu i wielkości deficytu mocy może przebiegać tak szybko, że tylko bardzo szybko działające układy automatyki są w stanie doprowadzić do przywrócenia równowagi mocy i odbudowy częstotliwości.

Rys. 21 Zjawiska sieciowe i działanie układów automatyki i zabezpieczeń w funkcji czasu.

Częstokroć wyrażana jest opinia, że przy utracie równowagi częstotliwości można ratować sytuację poprzez zwiększenie generowanej mocy. Niestety jest to inny przedział czasowy; proces zapadu częstotliwości w zależności od wielkości deficytu mocy i inercji odnośnego systemu może przebiegać z szybkością kilku Hz/s. Zatem po 100, 200 ms częstotliwość może spaść poniżej 49 Hz. Układy regulacji JW nie działają tak szybko. Dlatego zaradzenie problemowi pozostawia się automatyce odciążającej.

171

Rys. 22 Zmiany częstotliwości przy regulacji pierwotnej i wtórnej.

W pierwszej fazie częstotliwość spada liniowo z szybkością zależną od zmiany mocy w stosunku do mocy wirującej maszyn w systemie przed zaburzeniem (przedział ∆t1 na Rys. 20). W tej fazie działanie regulacji pierwotnej jeszcze nie zdążyło się rozpocząć z uwagi na bezwładność układów (t = 0-5 s). Jeśli w tej pierwszej fazie zapad częstotliwości jest relatywnie duży, to podejmowane jest działanie SCO. W drugiej fazie (t ≤ 30 s) – przy właściwym oddziaływaniu regulacji pierwotnej - rozpoczyna się działanie regulacji pierwotnej (∆t2), częstotliwość zaczyna się zwiększać, aż do

ustalenia się wartości stałej mniejszej od fn. Wynikiem regulacji pierwotnej jest przywrócenie równowagi pomiędzy mocą zapotrzebowaną a wytwarzaną, ale przy częstotliwości mniejszej niż przed zaburzeniem. Możliwości regulacyjne zależą od nachylenia charakterystyki częstotliwościowej generatora i wartości mocy generowanej przed zaburzeniem. Regulacja wtórna działa w przedziale czasowym ∆t3 i sprowadza więc częstotliwość do poziomu wartości zadanych przed zaburzeniem.

4.4.1. Równowaga częstotliwościowa

Krajowy System Elektroenergetyczny pracuje z częstotliwością 50 Hz i problem utrzymania jej w dopuszczalnych granicach, szczególnie przy pracy wyspowej stanowi problem związany z reżimem pracy MS z systemem - czy ma być synchroniczne połączenie, czy nie. Dopuszczalne odchyłki częstotliwości są przewidziane przez prawo i częstotliwość musi być utrzymywana w tych dopuszczalnych granicach. Zgodnie z normami dopuszczalne odchylenia częstotliwości są mniej rygorystyczne przy pracy wyspowej.

172

Czym mniejsza liczba maszyn, tym mniej sztywny jest system elektroenergetyczny i regulacja częstotliwości staje się niełatwą kwestią techniczną. Maszyny w takim układzie muszą być w stanie szybko reagować na wahania obciążenia, w celu zachowania równowagi mocy w każdej chwili czasu. Oznacza to szybką detekcję zmian częstotliwości i szybki, dokładny proces sterowania generacją, obciążeniami, lub obydwoma. Nie wszystkie generatory odnawialne są to maszyny synchroniczne: turbiny wiatrowe to często generatory indukcyjne a zespoły fotowoltaiczne łączy się z SEE za pośrednictwem falowników. Te dwa ostatnie rodzaje źródeł wymagają bardzo różnego sposobu regulacji częstotliwości i obciążenia, aby satysfakcjonująco pracować w systemie. Falowniki mogą być używane do sterowania częstotliwością jako że częstotliwość przetwornicy można sterować niezależnie od obciążenia. Jednak, falowniki nie zachowują się jak wirujące generatory synchroniczne i wymagają innej filozofii.

W MS, stabilność częstotliwości staje się krytyczna; w związku z tym, sterowanie jest głównym problemem przy konfiguracji takiej sieci. Istnieje szereg technik w celu przywrócenia równowagi mocy a tym samym przywrócenia częstotliwości do wartości nominalnej: Zastosowanie automatycznego odciążenia (SCO), zwiększenie wytwarzania i odzyskiwanie energii zmagazynowanej. Wszystkie te techniki są dostępne w MS, ale dlatego, że system jest mały problem jest o wiele trudniejszy do rozwiązania niż w rozległym SEE.

Potrzebne jest krótkoterminowe magazynowanie energii do radzenia sobie z wahaniami zapotrzebowania na moc lub zamortyzowania nagłej utraty jakiejś generacji. MS złożona z wielu małych generatorów nie będzie stanowić systemu wewnętrznie sztywnego, w przeciwieństwie do SEE. Małe generatory nie będą w stanie ani przechowywać znacznej energii w ich mechanicznej inercji, nie będą też mogły szybko reagować na nagłe zmiany obciążenia. Krótkotrwałe magazynowanie energii, prawdopodobnie rozproszone wraz z generacją, pozwoli falownikom śledzić szybko zmieniający się pobór, dając czas na generatorom na reakcję lub na wprowadzenie dodatkowej generacji lub odstawienie generacji. To samo magazynowanie mogłoby być wykorzystane w celu dostosowania się do wahania dobowego popytu.

Istnieją dwie związane z tym kwestie, po pierwsze, bardzo mała nierównowaga mocy będzie powodować znaczne zmiany częstotliwości, a po drugie będą one przebiegały o wiele szybciej. Pierwszy problem może być zaletą dla MS wszak małe źródła energii będą miały znaczący wpływ. Druga kwestia oznacza, że odzyskiwanie zmagazynowanej energii musi być bardzo szybkie i precyzyjne. Ponieważ najbardziej prawdopodobnym zasobnikiem energii w niedalekiej przyszłości może być bateria akumulatorowa z falownikiem, to nie stanowi to problemu nie do pokonania; taki układ jest dość wystarczająco szybki, aby zapewnić odpowiednią regulację częstotliwości.

W warunkach przyłączenia MS do SEE na sprzęgu między MS i siecią nadrzędną będzie miała miejsce dwukierunkowa wymiana mocy.

173

Rys. 23 Wymiana mocy między MS a siecią nadrzędną – import energii.

Na powyższym rysunku przepływ mocy ∆P dla trybu współpracy synchronicznej MS z SEE symbolicznie zaznaczono kolorem niebieskim (zamknięte wyłączniki po obydwu stronach transformatora). W trybie wydzielenia do pracy wyspowej zostają otwarte wyłączniki po obydwu stronach transformatora (kolor czerwony) i w MS następuje deficyt mocy o uprzednio importowaną moc ∆P. Aby zrównowa żyć ten deficyt mocy musi nast ąpić odci ążenie MS o brakuj ącą moc ∆P.

Rys. 24 Wymiana mocy między MS a siecią nadrzędną – eksport energii.

Na powyższym schemacie przedstawiono sytuację, gdy MS eksportuje nadwyżkę generowanej mocy ∆P do SEE. Jeśli w takich warunkach nastąpi wydzielenie MS do pracy wyspowej, to MS

174

wydzieli się z nadwyżką generowanej mocy ∆P, co spowoduje nagły wzrost częstotliwości MS. Aby zrównoważyć nadwyżkę mocy ∆P należy wyłączyć równoważną moc generowaną.

Jeśli mikrosieć ma być przygotowana do intencjonalnej „pracy wyspowej”, a konieczność wydzielenia może nastąpić w każdej chwili, to z punktu widzenia zachowania równowagi częstotliwościowej, niezrównoważenie generacji z poborem musi się mieścić w pewnych dopuszczalnych granicach wyznaczanych głównie przez możliwości automatyki odciążającej (SCO) zainstalowanej w danej MS. Zatem warunek ten można opisać poniższa zależnością:

∆PMSi = ||PGRi - (PLi + ∆Pstri,)||

gdzie: ∆PMSi – moc niezrównoważenia bilansu MS w chwili ‘i’,

Względny deficyt mocy ∆PW można zdefiniować jako:

GRi

striLiGRiW P

PPPP

∆−−=∆ ………………………………………………………………..……………….(24)

Przy utracie równowagi częstotliwości pochodna zmian częstotliwości określana jest zależnością:

Tmt

m

Wn e

T

Pf

dt

df /−∆∗= ……………………………………………………………………..………….…(25)

gdzie:

fn – częstotliwość znamionowa sieci

Tm – zastępcza stała elektromechaniczna analizowanego układu

Zastępczą stałą elektromechaniczną w przybliżeniu można określić zależnością:

W

Wm D

HT

•=

2……………………………………….……………………………...………………….(26)

gdzie:

DW – zastępcza stała tłumienia odbiorów wydzielonego układu

HW – zastępcza stała inercji generacji w wydzielonym układzie

W tradycyjnych systemach elektroenergetycznych z dominującymi dużymi, konwencjonalnymi generatorami, wartości Tm można było z wystarczającą dokładnością określić a ponadto w trakcie utraty częstotliwości parametr ten praktycznie nie ulegał zasadniczym zmianom.

175

Wypadkową inercję wydzielonego układu zawierającego „n” jednostek wytwórczych o jednostkowej inercji poszczególnych jednostek Hi, oraz mocy znamionowej Pi można określić z zależności:

∑

∑

=

=

∗=

n

ii

i

n

ii

P

PHH

1

1……………………………………………………………………………………………..(27)

W tradycyjnych systemach elektroenergetycznych z dominującymi konwencjonalnymi jednostkami wytwórczymi inercja wynosiła ok. 6-8 s. Wynikało to z faktu, iż w SEE dominowały konwencjonalne elektrownie o dużej inercji. Inaczej jest w przypadku wysycania SEE nowymi źródłami mocy jakimi są GR i OZE. W tym przypadku wartość wypadkowej inercji H zależna będzie od udziału OZE/GR w generacji w wydzielonym układzie. Typowe wartości inercji jednostek wytwórczych przedstawiono w poniższej tablicy.

Tab. 4 Zakres typowych wartości inercji elementów dynamicznych

Element Typowa moc źródła [MVA] H [s]

Duża Turbina parowa 200 - 500 5 – 8

Duża Turbina gazowa 160-300 7 –8

Średnia Turbina gazowa 80-160 5 –7

Mała Turbina gazowa 25-80 2 – 5

Turbina lotnicza 25-50 1,3-2,5

Silnik Diesla 2-20 1 – 3

Farma wiatrowa (asynchroniczna) 20-150 2 – 3,5

Farma wiatrowa (z falownikami) 20 - 150 <1

Farma fotowoltaiczna 1 -10 MW 0

Źródło: opracowanie własne na podst. Raportu CIGRE 238

Z powyższych zależności wynika, że wraz z wysycaniem SEE źródłami generacji rozproszonej (GR) a w szczególności OZE maleje jego zastępcza stała czasowa. Zatem w przypadku utraty równowagi częstotliwościowej w takich warunkach odpowiednio szybciej następuje zapad częstotliwości, co niekorzystnie wpływa na pracę zarówno automatyk regulacyjnych jak i samej automatyki SCO.

176

Strategia obrony przed zapadem częstotliwości w KSE zakładała obronę systemu do 100% deficytu mocy (tzn. ∆PW= 1,0). Aby zrównoważyć ten maksymalny dopuszczalny deficyt mocy SCO musi wyłączyć 50% obciążenia. Z zależności () wynika, ze przy założonym Tm = 10s, początkowa pochodna zapadu częstotliwości w tych ekstremalnych warunkach wynosi df/dt = - 5 Hz/s. Rozpatrywane MS będzie pracowała zarówno w reżimie przyłączenia do SEE jak i jako wydzielona sieć. Jeśli przyjąć, że SCO dysponuje takimi samymi możliwościami odciążenia w obydwu tych warunkach pracy MS (tzn. 50% odciążenia), to na przykład przy wysyceniu MS źródłami PV, przy TmMS = 2 s, będzie skuteczne do deficytu ∆PW nie przekraczającego ∆PMSi ≤ 20%.

Rys. 25 Szybkość zapadu częstotliwości przy utracie równowagi częstotliwościowej

Przy większym deficycie od 20% zapad częstotliwości będzie tak szybki (df/dt < -5 Hz/s), że SCO nie zdąży odciążyć MS, a deficyt mocy pogłębi się ze względu na wyłączenie źródeł URE w sieci chronionych przez własne zabezpieczenia przed zbyt niską częstotliwością (zwykle nastawione na 47,5 Hz). Powyżej rozpatrywano przypadek wydzielenia MS z deficytem mocy. Należy pamiętać, że w przeciętnej MS liczba źródeł energii będzie niewspółmiernie mniejsza od występujących w SEE. Stąd warunek niezawodnościowy „n-1” będzie znacznie trudniej spełnić, gdyż może się okazać, że MS nie jest w stanie pracować bez jednego największego źródła zasilania, nie tylko ze względów dynamicznych, ale i w warunkach statycznych.

177

Zarówno w przypadku MS pracującej w sieci SN, jak i w sieci nN najlepszym środkiem zaradczym jest zastosowanie SCO adaptacyjnego, lub inteligentnego SCO. W obydwu przypadkach układ SCO jest układem zcentralizowanym w czasie rzeczywistym (lub pseudo-rzeczywistym), śledzącym wielkości poszczególnych obciążeń na tle obciążenia całej sieci. Algorytm SCO może być „zaszyty” w algorytmie centralnego sterowania MS. W przypadku wystąpienia deficytu mocy układ SCO na podstawie początkowej wartości pochodnej częstotliwości określa wielkość deficytu i odciąża w miarę dokładnie na tyle, aby powstrzymać proces zapadu częstotliwości i doprowadzić do odbudowy częstotliwości. Nie mniej problem może stanowić odciążanie jako takie. W przypadku KSE odciążanie następuje przez wyłączenie wcześniej wyznaczonych odpływów SN. W przypadku MS zarówno SN jak, a w szczególności nN podobne zarządzanie odbiorami może być utrudnione zarówno organizacyjnie, jak i technicznie. Poza tym należy pamiętać, że zapady częstotliwości w MS będą zachodziły niewspółmiernie szybciej niż w przypadku SEE, a więc i czas działania automatyki SCO powinien być odpowiednio szybki. Przy zcentralizowanym systemie należy pamiętać o zwłoce czasowej związanej z przesyłaniem sygnału sterującego do odbiorcy. Stąd może się okazać, że korzystniejsze będą rozwiązania póladaptacyjne rozproszone zainstalowane bezpośrednio u odbiorcy i sterujące wyznaczonymi odbiornikami.

Powyższe rozważania potwierdzają opinię, że problem równowagi częstotliwościowej może być decydującym o przewadze rozwiązań MS jako układu DC.

4.5. Zabezpieczanie MS

Zabezpieczenia sieci powinny być tak zaprojektowane, aby zapewniły selektywne działanie przy wystąpieniu nawet mało prawdopodobnych zakłóceń sieciowych. Wymagania dla zabezpieczeń małego systemu (lub mikrosystemu), który może pracować zarówno zsynchronizowany z SEE jak i jako wyspa (układ izolowany) muszą uwzględniać obie te sytuacje. Jeśli taki mały system jest np. wydzielonym systemem rozdzielczym, to duży system musi być rozważany jako generator synchroniczny, wnoszący swój udział ze znacznej wartości prądem zwarciowym.

Przełączenie do pracy wyspowej może być rozważane jako odłączenie tego generatora, co zmienia sytuację w następujący sposób:

prąd zwarciowy w pobliżu punktu połączenia znacznie maleje,

w nowej konfiguracji prąd zwarcia płynie od źródeł rozproszonych często zlokalizowanych na końcach odpływów,

źródła rozproszone mogą lokalnie zwiększyć prąd zwarcia w stosunku do wartości, który występowała w sytuacji bez źródeł rozproszonych.

Zmiany w zakresie wartości prądów zwarciowych wpływają na dobór aparatury rozdzielczej i łączeniowej, oraz dobór zabezpieczeń i ich nastawień. Może to być nieosiągalne aby tak dobrać

178

nastawienia zabezpieczeń, żeby działały one selektywnie we wszystkich warunkach eksploatacyjnych i w obu reżimach pracy MS.

Niewątpliwie w sieci ‘nN’ konieczne może być wymienienie bezpieczników na wyłączniki i zastosowanie kierunkowych zabezpieczeń. Jeśli to nie będzie wystarczające, to może okazać się nieodzowne zastosowanie łączności i zabezpieczeń odcinkowych (różnicowych).

Praca wyspowa fragmentu sieci rozdzielczej może poprawić niezawodność zasilania poprzez oferowanie skrócenia przerwy w zasilaniu odbiorców. Bezprzerwowe przechodzenie do pracy wyspowej stawia wysokie wymagania układom sterowania i zabezpieczeń, jako że mają one obsługiwać dwie bardzo różne sytuacje; pracy synchronicznej i wyspowej. Przy aktualnym wyposażeniu SR jest to niemożliwe, bo źródła rozproszone wyposażone są przez producentów w zabezpieczenia przeciw pracy wyspowej. Takie zabezpieczenia powodują wyłączenie źródła przy wykryciu pracy wydzielonej lub poprzedzającego stanu przejściowego. Alternatywą jest przechodzenie do pracy wyspowej tylko przy rozruchu. Jeśli rozruch może stanowić rozwiązanie. Dotychczasowe doświadczenia energetyk światowych w zakresie wdrażania GR i prosumenckiej wskazują, że chociażby ze względu na znaczne wahania w zakresie zapotrzebowania i generacji (szczególnie niespokojna generacja z FW i PV) korzystne byłoby zamykanie sieci SN, oraz tworzenie mikro i mini sieci. Nadal brak jest unormowań w tym zakresie, a analiza stosowanych praktyk w zakresie stosowanych standardów zabezpieczeń i automatyki odnośnie GR jest bardzo zróżnicowana w poszczególnych krajach Europy.

Aktualnie rozwijane są następujące kierunki w zakresie nadzoru sieci rozdzielczej:

1. W zakresie sieci SN:

a. Nadzór lokalny i zbiorczy,

b. Detekcja zwarć w sieci SN (FPI),

c. Monitoring i sterowanie urządzeniami SN,

d. Pomiar wielkości elektrycznych w sieci SN.

2. W zakresie nN:

a. Monitorowanie obciążenia transformatora,

b. Monitorowanie obciążenia kabli i monitorowanie bezpieczników,

c. Pomiar prądów, napięć, mocy i jakości.

3. Wyposażenie stacji

Niezawodna detekcja zwarć jest podstawowym problemem sterowania sieci SN i nN. Umiejętność jednoznacznego wykrywania zwarć pozwala dyspozytorowi Dyspozycji Mocy bardzo szybko

179

wydzielić dotknięty zakłóceniem obszar i dokonać przełączenia celem przywrócenia zasilania lub jak najszybciej usunąć przyczynę awarii. Zdarzenia charakteryzujące się nadmiernym wzrostem prądu, takie jak np. zwarcia międzyfazowe, doziemne i wielokrotne są w miarę łatwo wykrywalne przy zastosowaniu detekcji wartości skutecznej (progowa bezkierunkowa detekcja prądu). W wielu wypadkach takie rozwiązanie bywa wystarczające, nie mniej w wielu wypadkach nieodzowne jest zastosowanie detekcji kierunkowej i w tych przypadkach potrzebny jest dodatkowo pomiar napięcia.

Z dotychczasowych doświadczeń z eksploatacją mikrosieci wynika szereg istotnych problemów a w śród nich kwestia zabezpieczeń. W tym wybijają się dwa główne problemy MS w zakresie jej zabezpieczania:

1. po pierwsze, określenie czasu kiedy powinna mieć miejsce wydzielenie MS do pracy wyspowej i odłączenie od głównej sieci, np. w odpowiedzi na nietypowe warunki współpracy z tą siecią, zaburzenia w tej sieci,

2. po drugie, zapewnienie odpowiednio skoordynowanego i niezawodnego systemu zabezpieczeń, tak aby niezawodnie i selektywnie zadziałał w przypadku wystąpienia zakłóceń, przy różnych reżimach pracy sieci.

Zakres poniższej analizy został ograniczony do przypadków, w których stosuje się następujące dwa warunki:

1. propozycje zabezpieczania mikrosieci z mikro-źródłami sprzężonymi z MS przez falowniki, w tym zagadnień dotyczących kwestii koordynacji zabezpieczeń związanych ze zmianą trybu działania, z połączenia z SEE i przejściem do pracy wyspowej,

2. od zabezpieczania, które w szczególności dedykowane są do MS

Koncepcja MS musi stawić czoła wielu wyzwaniom w wielu dziedzinach, nie tylko z punktu widzenia zabezpieczeń, ale także z punktu widzenia sterowania i zarządzania siecią. Niemniej jednak, ze względu na ich specyfikę charakterystyk i działania, systemy zabezpieczeń MS musi stawić czoła z nowym technicznym wyzwaniom, wśród których do najważniejszych należą:

Dwukierunkowe przepływy mocy powodowane przez układy generacji zlokalizowane zarówno w sieci średniego napięcia (SN), jak i sieciach niskiego napięcia (nN), Dokonywanie Dwukierunkowy przepływ energii;

Dwa tryby pracy: MS przyłączona do SEE i tryb pracy wyspowej; Zmiany topologiczne w sieci nN ze względu na zał/wył generatorów, systemów pamięci

masowej i obciążenia; Przerwy w generacji kilka mikroźródeł podłączonych do MS; Zwiększenie penetracji przez maszyny wirujące, które mogą powodować prądy zwarcia,

które przekraczają parametry urządzeń,

180

Niewystarczający poziom prądu zwarcia w trybie pracy wyspowej, ze względu na urządzenia energoelektroniczne sprzęgające URE z MS;

Obniżenie dopuszczalnego czasu wyłączania zwarcia, przy zwarciach w systemach SN i nN, w celu utrzymania stabilności MS;

Trudności z zapewnieniem selektywności zabezpieczeń przy zwarciach na sąsiednich liniach.

Jak powyżej wspomniano, faktem jest, że wiele MZ jest zazwyczaj podłączonych do MS przez przetwornik elektroniczny mocy albo ze względu na fakt, że ich wyjście nie jest zgodne z napięciami MS (panele fotowoltaiczne, mikroturbiny, itp.) lub ze względu na elastyczność oferowaną przez elektronikę w zarządzaniu źródłem rozproszonym (turbiny wiatrowe itp.). Szeroko stosowane w MS falowniki, ze względu na ich mały udział w prądzie zwarciowym, nieuchronnie prowadzą do różnych problemów, które powinny być uwzględniane przez zabezpieczenia:

Charakterystyki falowników w warunkach wystąpienia zwarcia mogą nie być zgodne z zastosowanymi zabezpieczeniami;

W całej MS mogą być zainstalowane różne falowniki o różnych parametrach i charakterystykach;

Nawet w przypadku pojedynczego falownika, jego podstawowe charakterystyki mogą się różnić w zależności od jego konstrukcji lub stosowania;

Mogą być trudności w scharakteryzowaniu zachowania falownika w warunkach zwarciowych, ponieważ to zależy od strategii sterowania;

Znacznie zmniejszony poziom prądu zwarciowego po zmianie z trybu współpracy z siecią nadrzędną do trybu pracy wyspowej.

Szczególnie istotny problem został zawarty w ostatnim punkcie. Charakterystyki zabezpieczeń stosowane w MS są zwykle podobne do tych używanych zwykle w sieci dystrybucyjnej i zabezpieczenia tradycyjnej sieci rozdzielczej oparte są na prądach zwarciowych o dużych wartościach. Jednak, w trybie pracy wyspowej, sieć SD nie ma udziału w prądzie zwarciowym, i w związku z tym, jego wielkość jest ograniczona do tego, co mogą zapewnić MZ. W związku z tym tradycyjne układy zabezpieczeń nadprądowych nie mogą już być dłużej stosowane ze względu na ograniczenia prądowe większości falowników.

4.5.1. Stosowane technik zabezpieczania mikrosieci.

Jedną z głównych korzyści z GR jest możliwość poprawy niezawodności i ciągłości dostaw energii, dzięki temu, że podczas przerwy w dostawie prądu w głównej sieci, część sieci może pracować samodzielnie, w trybie wyspowym lub autonomicznym. W tym celu coraz większej liczbie krajów (np. Niemcy) aktualizują swoje przepisy w celu zapewnienia, aby źródła GR dostarczały odpowiedni prąd zwarcia. Ponadto w celu poprawy niezawodności i stabilności systemu, wprowadzono wymagania dla DG połączone w sieci SN i wysokiego napięcia (WN) odnośnie utrzymywania się przy krótkotrwałych zanikach napięcia. Dla poziomu sieci nN są obecnie

181

rozważane podobne wytyczne. Nie mniej od kilku lat trwają badania i analizy zmierzające do optymalizacji układu zabezpieczeń MS. Wśród szeregu instalacji doświadczalnych na uwagę zasługują rozwiązania:

4.5.1.1. Adaptacyjny układ zabezpieczeń

Propozycje te opierają się głównie na zastosowanie przekaźników adaptacyjnych, które mogą mieć nastawienia, charakterystyki lub funkcje logiczne zmieniane on-line, poprzez sygnały generowane z zewnątrz lub w efekcie działania własnych funkcji sterowniczych. W szeregu publikowanych rozwiązaniach na uwagę zasługuje metoda wykorzystująca różnicę w spadkach napięcia, które występują w efekcie zwarć lub przeciążeń, aby wyraźnie odróżnić te dwa zdarzenia i w związku z tym, dopasować charakterystyki zabezpieczeń. Innym rozwiązaniem jest sposób, w którym każdy przekaźnik ma nastawienia dostosowywane do aktualnego stanu MS. Zwykle system taki bazuje na centralnym układzie estymatora stanu, do którego dostarczane są pomiary z wszystkich charakterystycznych punktów MS. W estymatorze w trybie off-line analizowane są możliwe stany pracy MS, a gdy zaistnieje zdarzenie generowane są odpowiednie sterowania w trybie on-line.

Proponowane jest również zabezpieczenie adaptacyjne, które zmienia nastawienia zabezpieczeń nad-prądowych bezzwłocznych w zależności od wyniku porównania impedancji systemu i impedancji MS. Na podstawie informacji o wartości chwilowej impedancji, zabezpieczenia nadprądowe mogą być automatycznie dostosowane do nowej sytuacji.

Jednym ze sposobów badanych w instalacji demonstracyjnej jest uzależnienie nastawień zabezpieczeń nadprądowych zależnych od kierunku przepływu prądu.

Osobną grupę zabezpieczeń adaptacyjnych stanowią zabezpieczenia obszarowe bazujące na CPU (Central Protection Unit – Centralny zespół zabezpieczeniowy), który dzięki rozbudowanemu systemowi komunikacyjnemu w śledzi stan sieci trybie czasu rzeczywistego i w razie zaistnienia zakłóceń podejmuje decyzje (min. Układy takie realizowane są z wykorzystaniem techniki synchrofazorowej). W wyniku różnych propozycji, można stwierdzić, że główne problemy w odniesieniu do możliwości wdrożenia adaptacyjnego systemu zabezpiecze ń to:

potrzeba wcześniejszej wiedzy o wszystkich możliwych konfiguracjach MS (co jest sprzeczne chociażby z zasadą prostej rozbudowalności „plug in”),

po każdorazowym wykryciu zmiany topologii wymóg prowadzenia rozległych analiz rozpływowych i zwarciowych,

potrzebę budowy złożonej i kosztownej infrastruktury komunikacyjnej; konieczność aktualizacji lub uaktualnienia wielu zabezpieczeń (bezpieczniki itd.), które są

obecnie stosowane w istniejących systemach zasilania.

182

4.5.1.2. Metodologia oparta na pomiarach napięć

W rozwiązaniach tych głównie wykorzystuje się pomiary napięcia w celu zapewnienia odpowiedniego zabezpieczenia MS. Główne praca w tej dziedzinie była prowadzona przez grupę badawczą na Uniwersytecie Bath. W metodzie tej proponuje się monitorowanie napięć na wyjściach z mikroźródeł, przetwarzanie sygnałów i wielkości mierzonych z formatu trójfazowego na format DC we współrzędnych d-q (transformacja Parka), w dwóch etapach. W celu dokonania rozróżnienia między zwarciami w strefie i poza strefą, używane jest łącze komunikacyjne między przekaźnikami. Poza tym ta technika jest uzupełniona poprzez procedurę podejmowania decyzji przy porównywaniu wartości średniej napięcia w każdym przekaźniku. Jednocześnie aby poprawić system zabezpieczeń w MS z falownikami na wyjściach MZ, w przypadku wystąpienia zwarć doziemnych autorzy proponują również wykorzystanie THD (całkowite zniekształcenia harmoniczne). Po identyfikacji rodzaju zwarcia poprzez monitorowanie zmian podstawowej częstotliwości (50 Hz), w celu określenia strefy dotkniętej zwarciem badany jest poziom THD w różnych fazach. W celu uniknięcia trudności występującej w powyższej metodzie odnośnie wykrywanie drgań przebiegu zmienności napięcia, a nie za pomocą wielkości napięcia w innej metodzie zaproponowano wykorzystanie składowej zgodnej napięcia. Kolejną modyfikacją metody jest rozróżnianie zwarć przy wykorzystaniu składowych symetrycznych napięć. W sumie, główne problemy, które mogą wynikać z analizy metod opartych na pomiarach napięcia są:

niewielkie różnice w spadkach napięć między przekaźnikami znajdującymi się na obu końcach krótkich linii prowadzą do błędów w działaniu zabezpieczeń, ze względu na zmniejszenie gradientu napięcia,

stosunkowo duża złożoność obliczeń w związku z zastosowaniem transformacji Parka; problemy z wykrywaniem zwarć wysoko-impedancjnych, problemy z praktycznym stosowaniem niektórych z tych metod, a także infrastruktury

komunikacyjnej, szczególnie przy dużej liczba jednostek GR w MS, metody mogą być mocno zależne od architektury sieci i od określenia "strefy

zabezpieczenia" szczególnie dla przekaźników związanych z każdym źródłem.

4.5.1.3. Zabezpieczenia różnicowe

Metoda ta bazuje na porównywaniu pomiarów dokonywanych w różnych miejscach tej samej MS. Jedna z popularniejszych metod stosuje porównanie wielkości elektrycznych i równocześnie wykonuje analizę składowych symetrycznych. Zgodnie z podejściem podziału sieci na strefy, każda ze stref zabezpieczana jest przez zabezpieczenie różnicowo-prądowe do wykrywania jednofazowych zwarć doziemnych. W niektórych metodach zabezpieczenia różnicowe współpracują z algorytmem wykrywania pracy wyspowej.

W kolejnej metodzie proponowana jest detekcja zwarć wielofazowych przy zastosowaniu zabezpieczeń identyfikujących zarówno kierunek zwarcia jak i amplitudę prądu zwarciowego.

183

Metodą adoptowaną z sieci przesyłowych, zapewniającą również zabezpieczenie przy zwarciach wysoko-impedancyjnych, którą można zastosować zarówno do linii promieniowych jak i do fragmentów oczkowych, jest zastosowanie zabezpieczeń odcinkowych z łączami telekomunikacyjnymi.

Jedną z bardzo obiecujących propozycji jest realizacja zabezpieczeń różnicowych bazujących na kryterium mocowym. Rozwiązane to ma zaletę w stosunku do rozwiązania różnicowo-prądowego w postaci mniejszej wrażliwości na błędy synchronizacji. Te metody mają również pewne wady, z pośród których do najważniejszych można zaliczyć:

potrzebę budowy infrastruktury komunikacyjnej, która w pewnym momencie może zakończyć się niepowodzeniem, pozostawiając MS niezabezpieczone. Z tego powodu niektórzy autorzy zapewniają różne poziomy ochrony kopii zapasowej,

potrzebę zsynchronizowane pomiarów, problemy ze względu na stany przejściowe podczas przyłączania i odłączania źródeł GR; problemy związane z niesymetrią systemu lub odbiorów, stosunkowo wysokie koszty.

4.5.1.4. Zabezpieczenia odległościowe

Przy realizacji zabezpieczeń odległościowych w MS dla identyfikacji zwarć wykorzystuje się pomiar impedancji lub admitancji. Jednym z bardziej dojrzałych rozwiązań jest przekaźnik admitancyjny z charakterystyką czasowo-zależną zdolny do wykrywania zwarć zarówno w trybie współpracy z siecią nadrzędną jak i w trybie pracy wyspowej. Oprócz dodawania cechy działania czasowo-zależnego, zabezpieczenie ma też możliwość działania wstecznego. Nie mniej nastawienie zasięgu powinno być różne dla zwarć „do przodu” i „wstecznych”. Idea zabezpieczeń odległościowych oparta jest na doświadczeniach z sieci przesyłowych ma jednak szereg ograniczeń:

ograniczona wartość rezystancji zwarcia, która może być wykrywana, błędy w pomiarze admitancji powodowane rezystancją zwarcia, zwiększenie czasu działania powodowane „podparciem” od kolejnych źródeł, utraty dokładności z powodu problemów spowodowanych przez harmoniczne stany

przejściowe w prądzie zwarciowym itp. trudności z zapewnieniem selektywności ze względu na rezystancyjny charakter

impedancji zwarcia i niebezpieczeństwem pobudzenia przy przeciążeniach linii

4.5.1.5. Zabezpieczenia nadprądowe i składowe symetryczne

Te rozwiązania są próbą zwiększenia możliwości tradycyjnego zabezpieczenia nadprądowego, wspierając jego działanie pomiarami i obliczeniami z wykorzystaniem składowych symetrycznych.

Jedną z propozycji jest wykorzystanie składowej zerowej w przypadku zwarć doziemnych z przodu (skoordynowane z asymetrycznym obciążeniem) i składowej przeciwnej przy zwarciach

184

międzyprzewodowych. Innym ciekawym rozwiązaniem jest zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne o zasadzie działania opartej na dwóch procedurach, w których zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne wykorzystywane jest do zabezpieczenia lokalnej linii i odległej szyny, bez względu na lokalizację jednostki GR. Kolejnym stosowanym rozwiązaniem jest zabezpieczenie nadprądowe kierunkowe stabilizowane napięciem.

Należy zauważyć, że głównym problemem w z tym rodzajem układów zabezpieczeń jest zazwyczaj konieczność wdrożenie rozległego systemu komunikacji. W takich przypadkach, w przypadku awarii systemu komunikacji, działanie całego układu nadpradowego i koordynacja zabezpieczeń mogą być utrudnione lub wręcz zawodne.

4.5.1.6. Zastosowanie zewnętrznych urządzeń celem poprawy działania zabezpieczeń

W sytuacji, gdy poziomy prądów zwarciowych między reżimem współpracy z SEE i pracy wyspowej różnią się drastycznie (zazwyczaj GR przyłączona jest przez falownik) realizacja poprawnego układu zabezpieczeniowego może nastręczać znaczne problemy. W związku z tym istnieje możliwość zastosowania innego podejścia, które aktywnie modyfikuje poziom prądu zwarciowego w w/w sytuacjach, za pomocą pewnych zewnętrznie zainstalowanych urządzeń. Urządzenia te mogą zarówno zwiększyć jak i zmniejszyć poziom prądu zwarcia. Główne opcje są następujące:

Aby zmniejszyć sumaryczne prąd zwarcia z wielu źródeł DG, jak również do zapewnienia odpowiedniej koordynacji można zastosować ogranicznik prądu zwarcia (FCL). Wpływ takiego ogranicznika jest szczególnie zauważalny w przypadku zainstalowanej GR na bazie maszyn synchronicznych.

Aby wyrównać poziomy prądu zwarciowego MS zarówno w reżimie przyłączenia do SEE, jak i w trybie pracy wyspowej (ze względu na obniżony prąd zwarcia powodowany źródłami sprzężonymi z MS przez falowniki). Można to osiągnąć na dwa sposoby: 1. przez włączenie urządzenia do magazynowania energii (koła zamachowe, baterie, itp.)

MS, co spowoduje wzrost poziomu prądu zwarcia do pożądanego poziomu, dzięki czemu zabezpieczenia nad-prądowe będą mogły działać w tradycyjny sposób,

2. po zainstalowaniu niektórych urządzeń ograniczających prąd zwarcia między główną siecią i MS, aby zmniejszyć udział prądu z sieci nadrzędnej.

Główne problemy związane z wykorzystaniem tych rodzajów urządzeń wbudowanych w MS są następujące:

zasobniki energii wymagają dużych inwestycji i trzeba dopasować poziom mocy zwarciowej głównej sieci tak, aby zapewnić, że zwarcia są eliminowane z odpowiednim czasem,

stosowania układów opartych na technologii FCL jest tylko możliwe do pewnego określonego poziomu przyłączonych źródeł GR. Bardzo wysoki udział GR może utrudnić określenie wartości impedancji FCL, w związku z wzajemnego wpływem jednostek GR.

185

źródła z dużym poziomem prądu zwarcia (koła zamachowe, itp.) wymagają znacznych inwestycji i ich bezpieczną eksploatację zależy od prawidłowego utrzymania jednostki.

metody oparte na dodatkowe źródło prądu są bardzo zależne od technologii wykrywania pracy wyspowej i prawidłowej pracy źródeł prądu.

4.5.2. Proponowana strategia zabezpieczania MS

Strategia zabezpieczania MS powinna zapewnić selektywne i niezawodne eliminowanie zwarć, nie opierając się na komunikacji dla jego prawidłowego funkcjonowania. W celu zapewnienia selektywnego zabezpieczania moduły wykrywania zwarć dla każdej strefy MS muszą mieć możliwość określenia kierunku, w którym leży zwarcie.

I. Określanie kierunku zwarcia : Jeśli wszystkie moduły są w stanie prawidłowo określić kierunek w którym wystąpiło zwarcie, w odniesieniu własnej pozycji, to jest możliwe wyeliminowanie zwarcia w sposób selektywny, minimalizując część MS, która podlega wyłączeniu. W przypadku zwarcia trójfazowe, pomiary napięcia i prądów modułów wykrywania zwarć mogą służyć do określenia zwarcia. Wielkość (ux • ix), obliczona dla każdej fazy, składa się z członu o częstotliwości podstawowej, który jest albo dodatni albo ujemny i członu o podwojonej częstotliwości w stosunku do podstawowej o średniej wartości równej zero. Obliczając średnią wartość (ux • ix) dla każdej fazy, można określić kierunek, w którym płynie moc, a tym samym określić kierunek zwarcia. Dla zwarć bardzo bliskich od modułu wykrywającego, wykrywania składowej zerowej napięcia może powodować nieprawidłową detekcję z powodu przesunięcia średniej wartości dla jednej lub więcej faz z dodatnich do ujemnych lub odwrotnie. Tak więc, aby zapewnić prawidłowe wykrywanie kierunku zwarcia w każdych okolicznościach, przy zwarciach trójfazowych, składowa zerowa napięcia powinna być filtrowana i nie powinna być uwzględniona w pomiarach wykonywanych przez moduły wykrywania. W przypadku niektórych stref MS nie zawierających źródeł energii, ale tylko odbiory, może zachodzić nieprawidłowe wykrywanie kierunku zwarcia: jako że odbiory powodują pewne przepływy mocy to moduły wykrywające dla tych stref mogą spowodować wyłączenie linii i nieprawidłowe odłączenie wszystkich odbiorów. Kryterium decyzyjne należy rozszerzyć o porównanie wielkości prądów, aby móc dokonać rozróżnienia między prądami obciążenia i zwarcia.

Przy zwarciu dwufazowym można zastosować tę samą strategię. Po pierwsze wykrywane jest zwarcie dwufazowe (w oparciu o duży wzrost składowej przeciwnej napięcia i umiarkowany spadek składowej zgodnej napięcia), a następnie na podstawie wielkości trzech napięć fazowych można określić, które dwie fazy są zwarte. Wreszcie, poprzez obliczenie średniej wartości (ux − uy) • ix lub (uy − ux) • iy (x i y dwie fazy uczestniczące w zwarciu), może być określony kierunek zwarcia w odniesieniu do modułu wykrywania. Ponownie jak poprzednio musi zostać rozszerzone kryterium decyzyjne, w celu uniknięcia wyłączenia strefy zawierającej tylko odbiory a nie źródła energii. Istnieją dwa sposoby, w których można uniknąć tych nieprawidłowych decyzji:

186

1) Pierwsze rozwiązanie jest opiera się na fakcie, że istnieją dwa równania do obliczania przepływu energii: Jedno zawierające prąd ix a drugie obejmujące udziałem iy. W przypadku dwufazowego zwarcia występującego w MS, ale poza strefą zawierającą tylko odbiory, te dwa równania przyniosą niespójne określenie kierunku zwarcia. Wynik ten może być wykorzystywany do określenia, że zwarcie nie wystąpiło w tej strefie.

2) Drugie rozwiązanie uwzględnia amplitudy prądów fazowych: w przypadku zwarcia faza-faza poza strefą zawierającą tylko obciążenie, wartość skuteczna prądu faz uczestniczących w zwarciu będzie mniejsza niż wartość skuteczna prądu fazy nieuczestniczącej w zwarciu.

Zastosowanie jednego lub obu tych rozwiązań w realizacji kryteriów decyzyjnych umożliwia prawidłowe wykrycie kierunku zwarcia w przypadku dwufazowego zwarcia w każdych okolicznościach.

Określenia kierunku zwarcia jednofazowego z ziemią może być zrealizowane poprzez obliczenie średniej mocy przepływającej przez moduł wykrywający, średnia (ux • ix), w fazie uczestniczącej w zwarciu. W przypadku jednofazowego zwarcia z ziemią w MS, ale poza strefę nie zawierającą żadnych źródeł mocy, zastosowanie tego kryterium ponownie może prowadzić do nieprawidłowego odłączenia tej strefy. W takim przypadku amplituda prądu w fazie dotkniętej zwarciem (mierzona przez moduł wykrywania strefy zawierającą tylko odbiory) będzie mniejsza niż amplituda prądów w fazach nie uczestniczących w zwarciu. To sprawdzenie powinno być dodane do kryteriów decyzyjnych zapewniając poprawne wykrywanie kierunku zwarcia w przypadku zwarcia fazy z ziemią w każdych warunkach. Należy zauważyć, że w tym przypadku, a nie zwarć 3 fazowych, składowa zerowa napięcia musi być włączona. Filtrowanie tego składnika prawdopodobnie prowadzi do nieprawidłowego wykrywania kierunku zwarcia.

II. Zastosowanie zwłoki czasowej : Moduły wykrywania zwarć są w stanie określić typ i względny kierunku zwarcia, umożliwiając selektywne zabezpieczanie MS. Jednak mimo tego w przypadku linii promieniowej zawierającej kilka stref z modułami detekcyjnymi, należy zastosować czas opóźnienia. Rysunek poniższy ilustruje ten problem. Zwarcie w strefie oznacza, że moduły wykryły zwarcie, które wystąpiło na prawo, zwarcie poza strefą odpowiada zwarciu wykrytemu po lewej stronie modułów detekcyjnych.

187

Rys. 26 MS z promieniowymi liniami zasilającymi zawierającymi szereg stref

Promienie A, B i C zawierają trzy strefy zabezpieczeniowe. Każdy moduł wykrywania zainstalowany w gałęzi w danej strefie może reagować na zwarcie w strefie po 1 czasie opóźnienia. Moduł wykrywania strefy B3 może reagować na zwarcie w strefie po 2 czasie opóźnienia, pozwalając gałęzi na prawo, na zlikwidowanie zwarcia w przypadku jeśli znajduje się ono w głębi i na uniknięcie zbędnych wyłączenie innych odbiorów i źródeł w strefie B3. Moduł wykrywania po lewej stronie strefy B2 reaguje na zwarcie w strefie po 3 czasie opóźnienia, po lewej stronie strefy B1: należy opóźnić jego działanie o 4 czasy opóźnienia. W ten sposób zapewnione jest selektywne wyłączenie zwarć w strefach.

W celu zapewnienia selektywnego zabezpieczania na odpływach wielostrefowych, w przypadku wystąpienia zwarć poza strefą, musi być także zastosowany system różnych opóźnień dla różnych modułów wykrywających. W ten sposób, jak największa część MS zostaje utrzymana w ruchu, będąc w stanie oferować jak najlepsze zasilanie miejscowych odbiorów. Jak pokazano na powyższym rysunku, jeśli zwarcie miało miejsce w jednym z innych odpływów, to moduł wykrywania po lewej stronie strefy B1 może reagować na zwarcie na zewnątrz od strefy po 5 czasach opóźnienia, ponieważ zwarcie może być wyłączone po maksymalnie 4 czasach opóźnienia.

Jeśli zwarcie nie zostało wyłączone po 4 czasach opóźnienia, to znaczy, że musi się ono znajdować między stroną dolną transformatora i punktem przyłączenia różnych odpływów, które powinny spowodować rozłączenie drzewa odpływów, a które nadal mogą pracować w trybie wyspowym (pod warunkiem, że każdy odpływ posiada wystarczającą moc źródeł energii, aby pokrywać lokalne obciążenia). Moduł wykrywania po lewej stronie strefy B2 może reagować na zwarcie na zewnątrz od strefa po 6 czasach opóźnienia, moduł po lewej stronie strefy B3 po 7 czasach opóźnienia. W przypadku zawiedzenia jednego z zabezpieczeń, inne urządzenia będą reagować w sposób właściwy po 1 dodatkowym czasie opóźnienia. Wychodząc z założenia, że wykrywanie zwarcia (przez Moduł Wykrywania) zajmuje około 150 ms i że czas potrzebny do likwidacji zwarcia przez wyłącznik wynosi zazwyczaj około 70 ms, to realistyczne jest oszacowanie czasu trwania każdego czasu opóźnienia na ok.250 ms. Oznacza to, że np. w strefie A3, trwa to około 2 sekund zanim moduł wykrywania zareaguje na zwarcie poza strefą.

188

Możliwe jest, aby zmniejszyć czas działania modułów w przypadku zwarć poza strefą, kosztem podziału MS na mniejsze części i pracę wyspową.

5. Wirtualne elektrownie (VPP)

Koncepcja VPP nie jest nową technologią, lecz planem połączenia zdecentralizowanej generacji oraz magazynów energii i wykorzystywać technologiczne i gospodarcze synergie pomiędzy elementami systemu. Agregacja nie jest realizowana przez fizyczne połączenie obiektów, lecz poprzez teleinformatyczne powiązanie ich. Dlatego wynik jest elektrownią, która w efekcie może być elektrownią wielo-paliwową, rozproszoną i mieć wielu właścicieli.

Wirtualna elektrownia bilansuje wymaganą i dostępną moc w zidentyfikowanych obszarach, na podstawie off-linowych harmonogramów uwzględniających rozproszone źródła energii, magazyny energii, możliwości zarządzania stroną popytową i umowne wymiany mocy. Dla operatora sieci, lub handlarza energią kupowanie energii lub usług systemowych od Wirtualnej Elektrowni jest takie same jak od konwencjonalnej elektrowni.

Wirtualna elektrownia, aby spełniały swoją rolę w systemie elektroenergetycznym, powinna wypełniać zadania związane z regulację mocy i napięć. Podobnie jak elektrownie systemowe powinna brać udział w planowaniu zapotrzebowania energii. Stąd system informatyczny, łączący ze sobą wszystkie Rozproszone Źródła Wytwórcze (DER) w ramach elektrowni wirtualnej, powinien zapewniać funkcje SCADA, ale również funkcje EMS. Niewątpliwie bardzo ważna rolę w ramach mini-sieci odgrywają zasobniki energii (będące elementem składowym DER). Ich znaczenie jest istotne nie tylko w sensie działania statycznego, ale również jako element dynamiczny stabilizujący w stanach przejściowych. Zwykle zasobniki takie to baterie akumulatorów lub superkondensatory; koła zamachowe itd. Istotnymi szczególnie w skali SEE zasobnikami energii są elektrownie szczytowo-pompowe.

189

Źródło: JRC

Rys. 27 Konfiguracja Wirtualnej Elektrowni

6. Przekładniki pomiarowe i przetworniki w sieci rozdzielczej

Tradycyjnie zabezpieczenia pozyskiwały wielkości pomiarowe przy zastosowaniu przekładników pomiarowych napięciowych i prądowych. W większości przypadków były to przekładniki konwencjonalne, natomiast rzadziej stosowano przekładniki elektroniczne. Wraz z rozwojem automatyki i obserwowalności sieci SN zaistniała konieczność instalowania zabezpieczeń i pomiarów w głębi sieci. Spowodowało to rozwój przetworników prądu i napięcia, które dzięki niewielkiemu poborowi mocy i lekkiej konstrukcji stosowane są w warunkach, w których praktycznie niemożliwe i ekonomicznie nieuzasadnione jest zastosowanie przekładników konwencjonalnych.

Jak już wspomniano rozpowszechnienie instalowania w głębi sieci SN łączników z napędami pociągnęło za sobą konieczność wyposażania ich w układy sterowania zabezpieczeń. Zdalne sterowanie tymi łącznikami realizowane jest przez zastosowanie odpowiednich RTU, które realizują również automatykę sieci SN (wybór uszkodzonych gałęzi i odbudowę zasilania w zdrowych gałęziach) sterującą łącznikami na podstawie sygnałów uzyskiwanych z detektorów zwarć zwanych RGDAT (directional fault detection and measurement – bezpośrednie wykrywanie

190

i pomiar prądów zwarcia). Rolę przekładników pomiarowych i w tych systemach pełnią przetworniki wielkości pierwotnych. Spełniają one wymagania nowo przyjętych norm:

IEC 62689-1: Current and Voltage sensors or detectors, to be used for fault passage indication purposes - Part 1: System aspects (Czujniki lub detektory prądu i napięcia do zastosowania przy realizacji wskaźników przepływu prądu zwarciowego – Część 1: Aspekty systemowe).

IEC 62689-2: Current and Voltage sensors or detectors, to be used for fault passage indication purposes - Part 2: General principles and requirements. (Czujniki lub detektory prądu i napięcia do zastosowania przy realizacji wskaźników przepływu prądu zwarciowego – Część 2: Ogólne zasady i wymagania).

Różnica między przetwornikami a przekładnikami pomiarowymi polega na fakcie, że przekładniki zmniejszają wartość mierzoną, zachowując ten sam rodzaj sygnału, a przetworniki dokonują przekształcenia mierzonej wielkości na inną wielkość, a za tym nie spełniają wszystkich wymagań normatywnych, stawianych przekładnikom elektromagnetycznym czy elektronicznym.

Poza przetwornikami opartymi na cewce Rogowskiego coraz częściej szczególnie w USA, i w Europie rozpowszechniane są przetworniki optyczne . Przetworniki prądu oparte są na zjawisku Faraday’a lub Hall’a, natomiast napięcia na zjawisku Pockells’a.

Optoelektryczne przetworniki prądu zapewniają efektywne kosztowo rozwiązanie innowacyjne służące do monitorowania sieci elektrycznej, szczególnie w stacjach transformatorowych SN/nN, ale również w głębi sieci SN. Tradycyjne przekładniki prądowe miały ograniczenie wynikające z nasycania się ich przy przepływie dużych prądów zwarciowych. W odróżnieniu czujnik optyczny ma 0,2-1% dokładności w całym zakresie prądowym od 1A-20 kA. Dodatkowymi zaletami jest lekkość konstrukcji, łatwość montowania bez konieczności rozpinania obwodów prądowych, niezależność od zewnętrznych źródeł zasilania i relatywnie mały koszt.

191

Rys.28 Liniowość przetworników pomiarowych prądu w zależności od amplitudy prądu pierwotnego

Literatura

[21]. Zbiorowa, “An Intelligent Adaptive Load Shedding Scheme”, 14th PSCC, Sevilla, 24-28 June 2002, [22]. A.Klimpel, „Niektóre problemy wpływu generacji rozproszonej i odnawialnej na pracę sieci”, Seminarium

Komitetu Automatyki Elektroenergetycznej SEP „Wpływ źródeł odnawialnych na pracę Krajowego Systemu Elektroenergetycznego”, Krokowa, 27-29 maja 2009,

[23]. A. Klimpel, W.Lubicki, “Infrastruktury krytyczne w elektroenergetyce”, Śląskie Wiadomości Elektrotechniczne, nr5/2009.

[24]. General Electric Company, “Load Shedding, Load Restoration and Generator Protection Using Solid-state and Electromechanical Underfrequency Relays”, Philadelphia

[25]. Praca zbiorowa. „Generacja rozproszona w nowoczesnej polityce energetycznej (wybrane problemy i wyzwania)”, NFOŚiGW, Warszawa, 2013 r

[26]. Krzysztof Lipko, Zygmunt Parczewski, Igor Tatarewicz, Adam Klimpel, „Długoterminowe prognozy popytu na energię i moc elektryczną w kraju dla potrzeb rozwojowych PSE Operator S.A.”, Elektroenergetyka – Współczesność i Rozwój, nr 1 (3)/ 2010

[27]. A.Klimpel. M.Kołodziejczyk. „Niektóre aspekty wpływu rozwoju generacji prosumenckiej i rozproszonej i OZE na niezawodność pracy KSE”, „Wiadomości Elektrotechniczne”, tom: R. 82, nr 9 (2014).

[28]. Chakrabarti S, Kyriakides E, Bi T, Cai D, Terzija V (2009) Measurements get together. IEEEPower Energy Mag 7(1):41–49

[29]. Council of European Energy Regulators (CEER) (2011) CEER status review of regulatoryapproaches to smart electricity grids. Technical Report C11-EQS-45-04, ERGEG

[30]. Danielson C, Vanfretti L, Almas M, Choompoobutrgool Y, Gjerde J (2013) Analysis ofcommunication network challenges for synchrophasor-based wide-area applications. In: 2013 IREP symposium bulk power system dynamics and control IX Department of Energy (DOE) (2009) The smart grid: an introduction. Technical report, DoE.http://energy.gov/oe/technology-development/smart-grid

192

[31]. European Commission (2007) Explanatory memorandum for the 3rd energy package.Technical report, European Commission (Last checked on 07 Nov 2008)

[32]. European Commission (2010) Energy infrastructure priorities for 2020 and beyond—ablueprint for an integrated European energy network. Technical report COM(2010) 677 final, EC, Brussels

[33]. European Electricity Grid Initiative (EEGI) (2010) Roadmap 2010–18 and detailedimplementation plan 2010–12. Technical report, EEGI

[34]. European Network of Transmission Operators for Electricity (ENTSO-E) (2013a) ENTSO-ER&D implementation plan.: https://www.entsoe.eu/

[35]. European Network of Transmission Operators for Electricity (ENTSO-E) (2013b) Research& Development Roadmap 2013–2022.: https://www.entsoe.eu/

[36]. Guha Thakurtha P, Nguyen H-M, Antoine O, Maeght J, Dejong A, D’Hoker J, Godemann M,Van Hertem D, Schell P, Skivee F, Godard B, Doutreloup S, Warichet J, Lambin J-J, Maun JC, Belmans R, Lilien J-L (2013) D7.3: final report on NETFLEX demo. Technical report, Twenties project

[37]. Hellstrom B, Danielson M, Olsson B, Lindgren P (2012) Eliminating GPS dependency forreal-time wide-area synchrophasor applications. Net Insight AB, Stockholm, Sweden

[38]. IEEE PC37.242/D12 (2013) IEEE guide for synchronization, calibration, testing, andinstallation of phasor measurement units (PMUs) for power system protection and control

[39]. IEEE PC37.244 (2013) IEEE draft guide for phasor data concentrator requirements for powersystem protection, control, and monitoring

[40]. IEEE Standard C37.118-2005 (Revision of IEEE Std 1344-1995) (2005) IEEE Standard forsynchrophasors for power systems

[41]. IEEE Std C37.118.1-2011 (Revision of IEEE Std C37.118-2005) (2011) IEEE Standard forsynchrophasors for power systems

[42]. IEEE Std C37.118.2-2011 (Revision of IEEE Std C37.118-2005) (2011) IEEE standard forsynchrophasor data transfer for power systems

[43]. Leelaruji R, Vanfretti L (2012) State-of-the-art in the industrial implementation of protective relay functions, communication mechanism and synchronized phasor capabilities for electric power systems protection. Renew Sustain Energy Rev 16(7):4385–4395

[44]. Moraes R, Hu Y, Stenbakken G, Martin K, Alves J, Phadke A, Volskis H, Centeno V (2012) PMU interoperability, steady-state and dynamic performance tests. IEEE Trans Smart Grid 3(4):1660–1669

[45]. North American Synchrophasor Initiative (NASPI) (2010) NASPI phasor data NDAs42. Otter M, Thiele B, Elmqvist H (2012) A library for synchronous control systems in Modelica. In: Proceedings of the 9th international Modelica conference

[46]. Panciatici P, Bareux G, Wehenkel L (2012) Operating in the fog: security management underuncertainty. IEEE Power Energy Mag 10(5):40–49

[47]. Patterson J (2010) Hadoop as the platform for the Smartgrid at TVA. : http:// tinyurl.com/tva-hadoop [48]. SmartGrids European Technology Platform (2010) Strategic deployment document forEurope’s electricity

networks of the future. Technical report, SmartGrids ETP, [49]. Zbiorowa. „Can microgrids make a major contribution to UK energy supply?”, Renewable and Sustainable

Energy Reviews, Manchester 2004, [50]. Zbiorowa,” Integration of Distributed Energy ResourcesThe MicroGrid Concept”, CERTS MicroGrid White

Paper, Washington, December 2001, [51]. Zbiorowa, “Control of hybrid AC/DC microgrid under islanding operational”, State Grid Power Research

Institute, 2014 [52]. Zbiorowa, “A Voltage and Frequency Droop Control Method for Parallel Inverters”, 35th Annual IEEE Power

Electronics Specialists Conference, Aachen, Germany, 2004, [53]. Loh PC, Li D, Chai YK et al “Autonomous control of interlinking converter with energy storage in hybrid ac–

dc microgrid”. IEEE Trans Ind Appl 49(3):1374–1382, (2013) [54]. SmartGrids European Technology Platform (2012) SmartGrids SRA 2035 strategic researchagenda: Update

of the SmartGrids SRA 2007 for the needs by the year 2035. Technical report, SmartGrids ETP, 2012 [55]. Vanfretti L, Baudette M, Al-Khatib I, Almas M, Gjerde J (2013) Testing and validation of a fast real-time

oscillation detection PMU-based application for wind-farm monitoring. In: Proceedings of the first international Black Sea conference on communications and networking 2013 (BlackSeaCon 2013)