Technologie

Automatyka REZIP©  – autonomiczny system identyfikacji zwarć i restytucji zasilania FDIR

REZIP Automated Technology – an Autonomous Fault Detection, Isolation and Restoration System

Wstęp

Dyskusje na temat  układów identyfikacji zwarć i restytucji zasilania [1-4] koncentrują się aktualnie na systemach centralnych realizowanych z poziomu SCADA. Wynika to z faktu , że pierwsze wdrożenia w tym zakresie zostały zrealizowane przez firmy, których systemy sterowania i nadzoru  SCADA są wykorzystywane przez energetykę. Rodzą się  jednak dwa pytania, czy koncepcja zakładająca budowę systemów scentralizowanych obejmujących swym zasięgiem duże obszary sieci, analizujących bardzo duże ilości danych, zależna w dużym stopniu od stabilności systemu łączności jest słuszna oraz, czy sterowanie prostymi operacjami przywracania zasilania dla  awarii lokalnych należy również włączać w ten system?  W  artykule [5] zwrócono uwagę na zależność efektywnego działania automatyki restytucyjnej od ilości punktów podziału sieci. Innymi słowy od ilości linii tworzących kierunki alternatywnego zasilania. Takie spojrzenie na automatyzację sieci pozwala na zdefiniowanie głównych ról dla systemu lokalnego i centralnego.

Lokalny system automatyki w tym ujęciu nie jest definiowany wielkością obszaru działania. Odniesieniem jest skuteczność  i niezawodność  działania w przypadku lokalnych awarii. Aby automatyka restytucyjna była skuteczna, winna zagwarantować  zasilanie obszarów nie objętych awarią z dwóch lub trzech kierunków zasilania rezerwowego. Aby była niezawodna,  musi być autonomiczna, czyli niezależna od dość zawodnej łączności. Natomiast  dla dużych awarii obszarowych pojawia się dodatkowy wymóg, konieczność optymalnego doboru kierunku zasilania. Wówczas muszą być uwzględnione zarówno parametry elektryczne potencjalnych  źródeł zasilania jak również parametry fizyczne samej sieci, a tego system lokalny nie jest w stanie określić. W tym przypadku rola systemu centralnego SCADA jest nie do zastąpienia.

Rys. 1 Automatyka lokalna – układy zasilania rezerwowego

Rys. 2 Przykład montażu reklozerów na podwójnym stanowisku słupowym

W przypadku awarii lokalnej  proces eliminacji zwarcia, wydzielenia i minimalizacji obszaru awarii, przywrócenia zasilania na obszarach nie objętych awarią opiera się na stosunkowo prostym algorytmie. Ten algorytm jest w  stanie zrealizować automatyka urządzeń instalowanych już obecnie w sieciach w ramach projektów mających na celu obniżenie wskaźników SAIDI i SAIFI. Jest nim reklozer KTR27 (Rec25_Al) firmy TAVRIDA ELECTRIC.  Automatyka REZIP© proponowana przez firmę umożliwia stworzenie systemu lokalnego całkowicie autonomicznego. W proces analizy stanu sieci  i jej rekonfiguracji łączność nie jest  zaangażowana. Przykłady tego typu rozwiązań, już wdrożonych  w energetyce, przedstawiono w dalszej części artykułu.

Automatyka REZIP©

Automatyka REZIP© to zbiór funkcji zaimplementowanych w reklozerach KTR27 (Rec25_Al) firmy TAVRIDA ELECTRIC umożliwiających stworzenie systemu odbudowy zasilania dla wybranego  obszaru sieci SN. System realizuje wszystkie funkcje opisujące standardowy system FDIR. Algorytm wykrywa zwarcie, wyizolowuje uszkodzenie oraz automatycznie rekonfiguruje sieć w celu przywrócenia zasilania dla jak największej liczby odbiorców. Odpowiednie rozmieszczenie wyłączników z aktywną funkcją  REZIP (sekcjonizerów REZIP) umożliwia wyłączanie prądów zwarcia maksymalnie blisko miejsca wystąpienia awarii.

System REZIP© zapewnia selektywne działanie dowolnej ilości wyłączników (sekcjonizerów REZIP). W każdym momencie jest możliwe zwiększenie ilości łączników przez zabudowę kolejnych sekcjonizerów REZIP. Funkcję przypisaną wyłącznikowi – reklozer lub  sekcjonizer REZIP – aktywuje się programowo.

Rys. 3 Przykład rozmieszczenia reklozerów w sieci SN

Rys. 4 Schemat działania systemu REZIP©

Autonomia funkcjonowania

Reklozer KTR27 (Rec25_Al), zgodnie z koncepcją działania inteligentnych sieci elektroenergetycznych, jest konstrukcyjnie i funkcjonalnie urządzeniem kompletnym. Jest wyłącznikiem, z czego jednoznacznie wynika, że może wyłączać bezpośrednio prądy zwarcia.  Posiada rozbudowaną automatykę i działa autonomicznie w oparciu o własne, bieżące pomiary parametrów sieci. Najwyższej klasy układ pomiarowy każdego z aparatów mierzy poziom napięcia przed  i za reklozerem, wartości prądów w każdej fazie oraz składową zerową prądu zwarcia. Jest  niezależny, a konfiguracja EAZ jest możliwa zarówno lokalnie jak i zdalnie.

Mając na bieżąco pełny obraz stanu sieci system REZIP©  nie wymaga komunikowania się z otoczeniem, tym samym łączność z systemem SCADA nie determinuje działania systemu. Algorytm funkcjonowania wynika wyłącznie z aktualnego, zidentyfikowanego przez układy pomiarowe  stanu sieci oraz wprowadzonych wcześniej parametrów determinujących działanie systemu. Dla działania automatyki REZIP© nie jest również wymagana łączność między poszczególnymi wyłącznikami. W tym rozwiązaniu rolą telemechaniki jest wyłącznie bieżące informowanie dyspozytora o automatycznym działaniu wyłączników oraz przekazywanie danych o parametrach i stanie sieci. Natomiast dyspozytor i system nadrzędny zachowują w pełni kontrolę nad działaniem automatyki REZIP©. W każdym momencie jest możliwa ingerencja w realizowane  procedury.

Dynamiczna zmiana nastaw

Ważnym narzędziem zastosowanym w reklozerach KTR27 (Rec25_Al) zapewniającym poprawną pracę w układzie z kilkoma źródłami zasilania jest możliwość dynamicznej zmiany nastaw w zależności od kierunku przepływu mocy. Rozwiązanie to umożliwia dopasowanie nastaw do źródeł o różnych mocach zwarciowych. Ponadto pozwala na zdefiniowanie nowego czasu działania zabezpieczeń, co gwarantuje zachowanie selektywności działania zabezpieczeń przy zmianie konfiguracji sieci. Zmiany nastaw odbywają się automatycznie bez udziału dyspozytora.

Bezpieczeństwo działania systemu

System REZIP© zbudowany jest w oparciu o reklozery KTR, co oznacza, że każdy przedstawiony w opisie punkt jest wyłącznikiem. Informacja o zidentyfikowaniu prądu zwarcia jest generowana i przekazywana do systemu SCADA przez automatykę zabezpieczeniową  zarówno reklozerów jak i sekcjonizerów. Tym samym działanie systemu jest pod kontrolą i łatwe do przewidzenia. Decyzję o podaniu napięcia na wyłączony odcinek sieci po usunięciu awarii podejmuje zawsze dyspozytor i osobiście dokonuje odpowiednich przełączeń.

Przy wyłączeniach planowanych fragmenty sieci pod napięciem są chronione według standardowych  zasad. Podobna sytuacja występuje w  każdym fragmencie sieci, któremu w wyniku działania systemu REZIP© po wykryciu awarii zostało przywrócone zasilanie.

Rys. 5 Schemat sieci dla układu pilotażowego

Przykłady układów automatyki lokalnej

Układy samoczynnego załączania rezerwy (SZR) zabudowane w spółce  Tauron Dystrybucja S.A.

Służby techniczne Oddziału Bielsko-Bialskiego spółki Tauron Dystrybucja S.A. stosunkowo wcześnie dostrzegły zalety automatyki lokalnej działającej niezależnie od systemów komunikacji. W efekcie  obecnie w Oddziale działa kilka układów SZR zbudowanych w oparciu o automatykę reklozerów KTR firmy Tavrida Electric. Są to typowe układy automatyki lokalnej których podstawą działania są własne układy pomiarowe.

Specyficzną cechą tych instalacji jest zabudowa dwóch reklozerów tworzących układ SZR na jednym stanowisku słupowym. Nie jest to wymóg konieczny przy budowie stanowiska SZR, natomiast pozwala na utworzenie między reklozerami  dodatkowych wzajemnych blokad elektrycznych.

Na rys. 1 przedstawiono dwa punkty SZR zrealizowane w ubiegłym roku. Wybierając miejsca budowy punktów SZR brano pod uwagę awaryjność linii  oraz optymalny podział linii ze względu na ilość odbiorców. Linia główna o długości 41 km, wychodząca z GPZ A zasila łącznie 2395 odbiorców. Układy SZR 1 i SZR 2 dzielą linię  na grupy liczące  945/870/580 odbiorców. W punktach podziału pracują reklozery R2 i R4 skonfigurowane do pracy w linii pierścieniowej z aktywną funkcją SZR. Pracują jako wyłączniki normalnie otwarte kontrolujące napięcie po obu stronach aparatu.

W sieci przedstawionej na rys. 1 w przypadku zwarcia za reklozerem R5, reklozer ten ogranicza obszar oddziaływania awarii tylko do części odbiorców z grupy C. Taka sama będzie rola reklozera R6 w przypadku odbiorców grupy B. Podobną  rolę w sieci pełnią reklozery R1 i R3 dla zwarć występujących bezpośrednio za reklozerami z tym, że tym razem od zasilania odcięte zostaną całe  grupy odbiorców B i C.

Najbardziej krytyczne, z punktu widzenia wielkości potencjalnego obszaru objętego wyłączeniem,  jest zwarcie między GPZ(A) a reklozerami R1 i R3. Problem został jednak rozwiązany przez  zbudowanie układów automatyki lokalnej reprezentowanych w tym przypadku przez węzły SZR1 i SZR2.

W chwili zwarcia zadziała automatyka zabezpieczeniowa GPZ(A) otwierając wyłącznik W1. Po otwarciu się wyłącznika reklozery R1 i R3  rozpoznają zanik napięcia od strony GPZ(A) i otwierają się. Równocześnie  w reklozerach R2 i R4 pobudza się automatyka SZR. Reklozery R2 i R4  po odliczeniu czasu SZR zamykają  się podając odbiorcom B i C zasilanie z kierunków  rezerwowych. W wyniku zadziałanie automatyki tylko odbiorcy z grupy A odczują skutki awarii. W obu opisanych układach SZR wykorzystano bliskie sąsiedztwo aparatów (rys. 2) i stworzono dodatkową blokadę elektryczną. Reklozer R2 (R4) nie zamknie się, gdy zanik napięcia nastąpił w wyniku zadziałania automatyki reklozera R1 (R3), czyli  miało miejsce zwarcie za reklozerami R1 (R3). Bez dodatkowej blokady reklozery R2 (R4) wykonałyby dodatkowy cykl ZO.

Po usunięciu awarii i przywróceniu  podstawowego układu sieci konieczne jest powtórne aktywowanie automatyki SZR.

Wdrożenie pilotażowe systemu REZIP© na obszarze spółki Tauron Dystrybucja

Konfiguracja reklozerów

Reklozery umieszczone w głębi sieci działające w systemie REZIP© zawsze mają przypisaną jedną z dwóch funkcji, reklozera lub sekcjonizera REZIP. Natomiast w zależności od miejsca usytuowania w sieci, reklozery są skonfigurowane do pracy:

  • w linii pierścieniowej
  • w linii promieniowej,
  • jako sekcjonizery REZIP,
  • jako reklozery w punkcie podziału sieci.

Na rys. 3 przedstawiono przykład usytuowania w sieci reklozerów skonfigurowanych do pracy zgodnie z powyżej podaną specyfikacją.

Konfiguracja reklozerów pracujących w sieci pierścieniowej

Podstawowym elementem pracy reklozerów skonfigurowanych do pracy w pierścieniu w całym systemie REZIP© jest nastawa zabezpieczenia od zaniku zasilania LS oraz automatyki SPZ po LS. Reklozery kontrolują na bieżąco napięcie linii SN. W przypadku utraty zasilania (planowe lub awaryjne) reklozer otworzy się od zabezpieczenia LS po upływie nastawionego czasu, np. 2s i jednocześnie uruchomi automatykę SPZ po LS. Po powrocie  napięcia na linię, stosownie do nastawionego czasu, np. po 1s,  nastąpi automatyczne zamknięcie wyłącznika. Czas oczekiwania na powrót napięcia jest ograniczony nastawianym parametrem ART, np. 3 min. Po upływie tego czasu automatyka jest kasowana i wyłącznik pozostaje otwarty.

Nastawa zabezpieczenia od zaniku zasilania LS determinuje także poprawną współpracę reklozerów z sekcjonizerami REZIP podczas odbudowy zasilania ze źródła rezerwowego.

Reklozery pracujące w sieci pierścieniowej mogą być zasilane ze źródeł z różnych kierunków. W efekcie, w sytuacji zmiany konfiguracji sieci w przypadku  tych reklozerów, może zmienić się kierunek przepływu mocy. A zatem wymagany zestaw nastaw zabezpieczeń musi uwzględniać zasilanie ze źródła podstawowego i ze źródła rezerwowego. Generalnie reklozer KTR posiada 4 grupy nastaw, które mogą być zmieniane lokalnie lub zdalnie. W sytuacji gdy reklozer skonfigurowany jest do pracy w pierścieniu, to w każdej z czterech grup są do dyspozycji dwa zestawy nastaw. Wybór nastaw dla aktywnej strony zasilania odbywa się automatycznie bez udziału dyspozytora.

Konfiguracja reklozerów pracujących w linii promieniowej

Reklozery pracujące w linii promieniowej nie wymagają aktywowania zabezpieczeń LS i automatyki SPZ po LS. Parametr ART może być ustawiony na minimalną wartość 1min. Konfiguracja reklozerów pracujących jako sekcjonizery z automatyką REZIP©

Reklozer pracujący jako sekcjonizer w systemie REZIP© w czasie normalnej pracy ma nieaktywne zabezpieczenia nadprądowe OC1, OC2, OC3 oraz ziemnozwarciowe EF1, EF2, EF3 i nie otworzy się on przy przepływie prądu zwarciowego. Natomiast w chwili zamykania wyłącznika, zabezpieczenia te są odblokowane na 100ms i przy załączeniu na zwarcie sekcjonizer otworzy się. Aktywne jest zabezpieczenie od utraty zasilania LS oraz związany z tym zabezpieczeniem automat SPZ po LS .

Konfiguracja reklozerów pracujących w punktach podziału

W punktach podziału pracują reklozery skonfigurowane do pracy w linii pierścieniowej z aktywną funkcją SZR. Pracują jako normalnie otwarte wyłączniki kontrolujące napięcie po obu stronach aparatu. W przypadku zaniku napięcia z dowolnej strony wyłącznika odliczany jest czas do odbudowy zasilania. W przypadku, kiedy napięcie nie odbuduje się w czasie wynikającym z automatyki SPZ i automatyki SPZ po LS, zainstalowanych w linii sekcjonizerów, to reklozer zamyka się, zasilając odbiorców, którzy nie są w obszarze objętym zakłóceniem.
Automatyka SZR może być aktywowana tylko na otwartym wyłączniku. Po załączeniu reklozera fragment sieci pracuje z zasilaniem rezerwowym. Po usunięciu awarii i przywróceniu  podstawowego układu sieci konieczne jest powtórne aktywowanie automatyki SZR.

Zasada działania systemu REZIP©

W momencie  wystąpienia zwarcia na linii w miejscu zaznaczonym na rys. 4 automatyki zabezpieczeniowe reklozerów  R1.1  i R1.2 oraz wyłącznika W1 w GPZ, czyli aparatów znajdujących się „powyżej” miejsca zwarcia, rozpoznają   awarię. Otwiera się jednak tylko reklozer R1.2. Wynika to z selektywnego działania zabezpieczeń w linii. Reklozer R1.2 ma najkrótszy czas zadziałania. Otwierając się wykonuje równocześnie pierwsze wyłączenie w cyklu SPZ. Sieć „poniżej” reklozera zostaje pozbawiona zasilania. Odbiorcy energii na odcinku sieci pomiędzy GPZ a reklozerem R1.2 nie doświadczają awarii. Jeśli zwarcie ma charakter nieprzemijający reklozer R1.2 wykonuje drugie wyłączenie w cyklu SPZ. Sekcjonizery REZIP S1.3 i S1.4 rozpoznają zanik napięcia, który ma miejsce na tym odcinku sieci w pierwszym i drugim cyklu SPZ. Odmierzają czas zaniku napięcia . Przedłużający się ponad 2s stan beznapięciowy (druga przerwa beznapięciowa) powoduje, że wszystkie sekcjonizery REZIP  „poniżej” reklozera otwierają się.  Równocześnie aktywowana jest funkcja bezzwłocznego otwarcia się sekcjonizera w sytuacji jego załączenia na zwarcie.

Po wykonaniu drugiego załączenia w cyklu SPZ (w przedstawionym przykładzie 10s) reklozer R1.2 pozostaje w stanie zamkniętym. Jest odseparowany od miejsca zwarcia przez sekcjonizery. Sekcjonizer S1.3 wykrywa  obecność napięcia od strony zasilania i po czasie 1s zamyka się. Wszystkie kolejne sekcjonizery działają identycznie.

Sekcjonizer S1.4 po zamknięciu na zwarcie bezzwłocznie otwiera się. Jest to otwarcie definitywne,  odseparowujące  miejsce zwarcia od zasilania z kierunku GPZ 1.

Zamknięcie reklozera R1.6 w punkcie podziału sieci, po okresie  wynikającym z zaprogramowanego z góry czasu, powoduje podanie napięcia na linię z drugiego kierunku. Sekcjonizer S1.5 wykrywa podane napięcie i zamyka się. Po zamknięciu na zwarcie, w identyczny sposób jak S1.4, bezzwłocznie otwiera się odseparowując miejsce zwarcia od drugiej strony. Fragmentem sieci pozbawionym napięcia w wyniku zwarcia pozostaje wyłącznie odcinek między sekcjonizerami REZIP S1.4 i S1.5. W opisanym przykładzie, równocześnie z zamknięciem punktu podziału następuje dynamiczna zmiana nastaw tego reklozera wynikająca ze zmiany kierunku przepływu mocy. Nastawy odpowiadają mocy zwarciowej aktualnego źródła. Przy zmianie konfiguracji sieci następuje także zmiana parametru określającego czas działania zabezpieczeń tak, aby zachowana została selektywność ich działania w nowych warunkach. Zmiany nastaw odbywają się automatycznie bez udziału dyspozytora

Topografia sieci dla instalacji pilotażowej

Schemat sieci dla instalacji pilotażowej został przedstawiony na rys. 5.

System automatyzacji obejmuje trzy linie SN:

  • Linia SN-15kV – GPZ (A) pole nr 10,
  • Linia SN-15kV – GPZ (B) pole nr 21,
  • Linia SN-15kV – GPZ (B) pole nr 22.

Wyżej wymienione linie powiązane są w dwóch miejscach, w których zabudowano reklozery pracujące jako normalnie otwarte wyłączniki z aktywną funkcja SZR.

W ramach systemu współdziała 29 reklozerów, w tym:

  • 15 reklozerów KTR27 pełni funkcję reklozerów (wyłączników z pełną automatyką zabezpieczeniową),
  • 12 reklozerów  KTR27 pełni funkcję sekcjonizerów REZIP (wyłączników z aktywną funkcją  REZIP),
  • 2 reklozery KTR27 umieszczone są w punktach podziału sieci (reklozery z aktywną funkcją SZR).

Przykład działania przedstawionego systemu REZIP©

W celu przedstawienia zasady działania systemu omówione zostanie zachowanie się łączników w przypadku zwarcia na linii GPZ(A) pole 10 w torze głównym między reklozerem R1 i sekcjonizerem S3.

Gdy  zakłócenie wystąpi między reklozerem R1 i sekcjonizerem REZIP S3 w torze głównym, to zostaje ono wykryte i wyłączone przez automatykę zabezpieczeniową reklozera R1. W drugiej przerwie beznapięciowej sekcjonizery REZIP S3, S8 oraz S5 i S7 otwierają się zgodnie z nastawami zabezpieczenia od utraty zasilania LS. Po zakończeniu przez reklozer R1 nieudanego cyklu SPZ, zanika zasilanie dla odbiorców za reklozerem R1. W tym czasie pobudza się automatyka SZR w reklozerach R9 i R10. Czasy odbudowy zasilania w automatyce SZR reklozerów R9 i R10 są różne. Rozpatrujemy przypadek, gdy nastawiony czas odbudowy zasilania reklozera R9 jest krótszy od czasu nastawionego w reklozerze R10. Reklozer R9 po odliczeniu czasu SZR zamyka się i podaje napięcie na sekcjonizery REZIP S3 i S8, odgałęzienie z reklozerem R6 i sekcjonizerem REZIP S7 i odgałęzienie z reklozerem R4 i sekcjonizerem REZIP S5. Sekcjonizer REZIP S3 po powrocie napięcia zamyka się zgodnie z zaprogramowaną automatyką SPZ po LS. Ponieważ następuje załączenie na zwarcie, to zgodnie z logiką REZIP sekcjonizer REZIP S3 otwiera się bezzwłocznie. Następuje trwałe odseparowanie miejsca zwarcia na odcinku sieci  reklozer R1 – sekcjonizer REZIP S3. W tym samym czasie podane jest napięcie na sekcjonizery REZIP S5, S7 i S8. Sekcjonizery REZIP S5 i S7 zamykają się podając zasilanie dla odbiorców na końcu odgałęzień. Zamknięcie sekcjonizera REZIP S8 powoduje podanie napięcia na reklozer R10. W efekcie pojawienia  się napięcia automatyka SZR w tym reklozerze powraca do stanu początkowego.

Po wykonaniu opisanego  cyklu przywrócone zostaje zasilanie dla odbiorców na odcinkach sieci:

  • od GPZ do reklozera R1,
  • od sekcjonizera S3 do reklozera R10.

Podsumowanie

Niezaprzeczalną zaletą układów automatyki lokalnej tworzonych w systemie REZIP© jest ich autonomia i niezależność od stabilności systemów łączności.

Układy automatyki lokalnej zrealizowane w systemie REZIP© pozwalają na wykrycie i wyizolowanie zwarcia oraz automatyczną rekonfigurację  sieci w celu przywrócenia zasilania. Realizowane są  wszystkie funkcje opisujące standardowy system odbudowy zasilania działający z poziomu SCADA.

Analiza szczegółowa czasów działania poszczególnych łączników i realizowanych funkcji dla instalacji pilotażowej potwierdza, że maksymalny czas przywrócenia zasilania w opisanym układzie nie przekroczy 1 minuty.

Budowa układów automatyki lokalnej już na etapie opracowywania koncepcji pozwala na zminimalizowanie potencjalnych obszarów wyłączeń.

Układy automatyki lokalnej stanowią naturalną podstawę budowy większych systemów. W żadnym przypadku nie ograniczają możliwości budowy systemów obejmujących duże obszary sieci, realizowanych z poziomu systemów centralnych.

Lech Wierzbowski

TAVRIDA ELECTRIC POLSKA sp. z o.o.

 

Literatura
[1] APATOR ELKOMTECH S.A., System odbudowy zasilania SN FDIR, Konferencja Naukowo-Techniczna Technologie w Energetyce, 27-29.04.2016.
[2] Grzeszczuk Z., Wiśniewski S., Moduł programowy FDIR na przykładzie praktycznych aplikacji, Seminarium KAE SEP Automatyka elektroenergetyczna inteligentnych sieci rozdzielczych, Łódź 1-3.06.2016.
[3] Kalusiński K. Automatyka FDIR w systemie dyspozytorskim WindEx – przykład wdrożenia dla Krajowego Operatora Sieci Dystrybucyjnej, Wiadomości Elektrotechniczne, 2016, nr 3 (str. 39-40).
[4] Mikronika S.A., Wdrożenia Systemu FDIR, Polski Przemysł – portal przemysłowy, 09.01.2017.
[5] Kalusiński K. FDIR – system odbudowy zasilania w sieciach dystrybucyjnych SN, Konferencja Naukowo-Techniczna i-Mitel, 18-04-2018 r.

Click to comment

Leave a Reply

Twój adres email nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *

To Top