Technologie

Infrastruktura Smart Grid w dobie digitalizacji

Współczesne sieci dystrybucyjne muszą sprostać odmiennym wyzwaniom tj. gwałtowne anomalie klimatyczne, wysoka zmienność charakterystyki obciążeń w sieci, jak i restrykcyjne wymogi Urzędu Regulacji Energetyki dotyczące m.in. jakości i niezawodności dostaw energii. Nieustanny wzrost zapotrzebowania i zużycia energii elektrycznej, rozwój i globalna popularność elektromobilności, a także ciągła integracja rozproszonych źródeł energii opartych na zasobach odnawialnych (OZE) np. systemy fotowoltaiczne, generatory wiatrowe, biomasa – zwiększa presję na operatorów sieci dystrybucyjnych (OSD), aby modernizować i zabezpieczać sieci poprzez inteligentne systemy i urządzenia.

Wprowadzenie

Tak duży i złożony, system nieliniowy – jakim jest sieć dystrybucyjna – powoduje trudności w optymalnym sterowaniu, zarządzaniu i eksploatacji. Wraz ze wzrostem złożoności rośnie również podatność i prawdopodobieństwo awarii kaskadowych spowodowanych pojedynczym uszkodzeniem w liniach przesyłowych lub dystrybucyjnych. Przeciążenia i niekontrolowane przepływy mocy grożą destabilizacją znacznej części systemu elektroenergetycznego. W odpowiedzi na podobne zagrożenia, Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych w roku 2017 przeznaczyli łącznie ponad 420 mln zł (PTPiREE, 2018) na inwestycje dotyczące wdrażania innowacyjnych rozwiązań zwiększających odporności na awarie i zapewniających ciągłą dostępność nowych usług dla coraz bardziej świadomych i wymagających odbiorców.

Należy zdać sobie sprawę, że nie można całkowicie wyeliminować możliwości wystąpienia awarii, dlatego też należy efektywnie wykorzystywać dostępne narzędzia w celu predykcji, minimalizacji obszarów uszkodzeń oraz czasu trwania przerw w dostawie energii.

Koncepcja inteligentnej sieci – współczesne cele i wymagania

Jedna z ogólnie przyjętych definicji sieci Smart Grid określa: „Inteligentne Sieci Energetyczne (ISE), jako kompleksowe rozwiązania energetyczne, pozwalające na łączenie, wzajemną komunikację i optymalne sterowanie rozproszonymi dotychczas elementami sieci energetycznych – zarówno po stronie producentów, jak i odbiorców energii 1”.

Realizacje ISE w Polskiej energetyce rozpoczęto od próby zdefiniowania i stworzenia infrastruktury pomiarowej bliskiej odbiorcy końcowemu poprzez instalację inteligentnych liczników AMI. Dopiero po upływie kilku lat postrzeganie sieci typu Smart zostało rozszerzone o nowoczesną automatyzację przesyłu i dystrybucji, aby finalnie przygotować system gotowy do kompleksowego nadzorowania procesem dostaw energii.

Wdrożenie idei Smart Grid w nowoczesnych systemach elektroenergetyczne koncentruje się na realizacji następujących celów na wszystkich poziomach sieci przesyłowych i dystrybucyjnych:

  • Niezawodności: energia dostarczana jest zawsze wtedy, gdy jej użytkownicy tego potrzebują i w wymaganej jakości – niezależnie od warunków środowiskowych
  • Bezpieczeństwa: bezpieczna sieć może poradzić sobie z atakami fizycznymi i cybernetycznymi bez poważnych przerw lub nadmiernych kosztów odbudowy: inwestycje w kontrolę kosztów, zmniejszone straty w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej prowadzą do zwiększenia wydajności produkcji energii i lepszego wykorzystania aktywów. Ponadto stosuje się m.in. metody kontrolowania przepływu mocy w celu zmniejszenia zatorów przesyłowych, umożliwiając dostęp do zasobów o niskiej mocy, w tym odnawialnych źródeł energii
  • Obserwowalności i selektywność: infrastruktura inteligentnych sieci musi odzwierciedlać aktualny układ dystrybucji energii w dowolnej chwili czasu i dostarczać wszystkie wiarygodne informacje z głębi sieci w celu określenia jej ogólnego stanu
  • Sterowalności: system zarządzający pracą sieci musi zapewnić możliwość wykonania sekwencji przełączeń w trybie on-line w sposób wiarygodny oraz z pełną obserwowalnością skutków zmian w topologii w obrębie wskazanego obszaru
  • Skalowalności: system dystrybucji energii musi być przygotowany do efektywnego dołączania kolejnych odbiorców i źródeł wytwórczych o różnej charakterystyce oraz łatwej adaptacji systemów sterowania i nadzoru do nowej struktury sieci.

Technologie stosowane w inteligentnych sieciach

Obecne sieci dystrybucyjne są w dużej mierze zautomatyzowane oraz monitorowane. Pomimo tego, zastosowane standardy i technologie nie umożliwiają inteligentnego i autonomicznego sterowania siecią, które wymaga koordynacji pomiędzy systemami wielkoobszarowym i lokalnymi.

Wcześniej wspominane cele można osiągnąć poprzez fizyczną realizację fundamentów sieci Smart Grid takich jak:

  • Budowa inteligentnych stacji WN/SN i SN/nn, gdzie wykorzystano nowoczesną infrastrukturę zarządzająca pracą stacji w tym cyfrowe urządzenie IED do optymalnego monitorowania i kontroli urządzeń stacyjnych.
  • Cyfrowa transmisja – dedykowana do realizacji efektywnej i odpornej na zakłócenia komunikacji z systemem nadzorczym lub sąsiednimi sterownikami w głębi sieci w celu przesyłania bardzo dużej ilości danych wytwarzanych przez wyspecjalizowane urządzenia kontrolno-pomiarowe.
  • Rozproszony system restytucji, który obejmuje zaawansowane mechanizmy wykrywania, izolacji i odbudowy sieci energetycznej po wystąpieniu anomalii z wykorzystaniem obszarowego lub centralnego nadzoru.
  • Inteligentne opomiarowanie, obejmujące zaawansowaną infrastrukturę pomiarową (tj. liczniki bilansujące w stacjach SN/nn, sensory, przekładniki i inne urządzenia stacyjne mierzące wartości elektryczne), która dostarcza klientom i operatorom sieci wiarygodne informacje o zużyciu energii i procesach przebiegających wewnątrz sieci.

Obszar inteligentnych sieci elektroenergetycznych wymaga zastosowania zarazem wyspecjalizowanych jak i uniwersalnych rozwiązań pod względem długofalowego użytkowania. Odpowiedzią na tak postawione wymagania stają się uniwersalne sterowniki stacyjne z rodziny Netcon, które zawierają urządzenia dedykowane do nadzoru stacji WN/SN – Netcon 500, stacji SN/nn – Netcon 100, obszarowe koncentratory danych z serii GW502-iM oraz cyfrowe modemy radiowe PDR300.

Inteligentne podstacje WN/SN i RS

Urządzenie Netcon 500 (Rys. 1) jest uniwersalnym koncentratorem stacyjnym dedykowanym do stacji WN/SN bądź stacji rozdzielczych SN. Modułowa konstrukcja zapewnia możliwość szybkiej adaptacji do zastanych potrzeb, jak i również szybkiego i łatwego dostosowywania się do rosnących wymagań sieci Smart Grid. Ważną cechą koncentratora Netcon 500 jest możliwość tworzenia matrycy urządzeń składającej się z 16 kaset, które łącznie obsługują do 8000 sygnałów fizycznych wraz z dodatkowymi danymi udostępnianymi przez protokoły komunikacyjne takie jak IEC 61850 lub DNP3.

Rys. 1 Urządzenie Netcon 500 dedykowane do stacji WN/SN (źródło: materiały Netcontrol Oy)

Sterowniki stacyjne odgrywają najważniejszą rolę w procesie nadzoru i sterowania stacją WN i SN. Urządzenia te muszą spełniać wymogi nieprzerwanej pracy, stabilności i odporność na uszkodzenia. W konstrukcji Netcona 500 uwzględniono ww. oczekiwania już na etapie projektowania architektury urządzenia. Zastosowanie możliwości duplikowania (redundancji) kluczowych podzespołów np. modułu komunikacyjnego i nadzorczego, działających w trybie uśpienia i gotowych do przejęcia zadań modułów podstawowych bez utraty obserwowalności i sterowalności obiektu.

Pomimo faktu, iż standard IEC 61850 obecny jest w europejskiej energetyce od przeszło 15 lat, na rynku polskim wykorzystywany jest głównie w stacjach wysokich napięć. Stopniowo z biegiem czasu, implementacja i stosowanie standardu IEC 61850 będzie się rozprzestrzeniać również na niższych stopniach sieci dystrybucyjnej. W związku z tym podczas planowania modernizacji istniejących lub budowy nowych stacji WN/SN, stacji rozdzielczych SN istotnym czynnikiem staje się gotowość do późniejszej integracji w systemach w pełni cyfrowych – bazujących na standardzie IEC 61850.

Zastosowanie urządzenia Netcon 500 daje możliwość prostej adaptacji klasycznego (drutowego) rozwiązania do wykorzystania szyn procesowych, stacyjnych i komunikacji horyzontalnej wewnątrz stacji – bazującej na przepływie w pełni cyfrowych danych i sygnałów pomiarowych z wykorzystaniem redundantnych sieci światłowodowych.

Inteligentne podstacje SN/nn

Bardzo istotnym elementem koncepcji inteligentnych sieci w obszarze dystrybucji energii jest zapewnienie sterowalności oraz obserwowalności sieci średniego napięcia. Z punktu widzenia niezawodności systemu energetycznego i redukcji wskaźników SAIDI i SAIFI kluczowym aspektem jest automatyzacja przełączeń w głębi sieci SN oraz szybkie i wiarygodne wykrywanie miejsca zwarcia. Analizując współczynnik automatyzacji w głębi sieci oraz wskaźnik procentowej ilości łączników z telesterowaniem na 100 km linii napowietrznej, który wg. raportu2 w roku 2017 wynosił blisko 10%, wyraźnie zauważalne jest wysokie nasycenie ilości łączników w głębi sieci napowietrznych. Jednak z drugiej strony ten sam raport pokazuje znaczący wzrost inwestycji na automatyzację stacji SN/nn, ponieważ w chwili obecnej spółki OSD zarządzają liczbą ponad 250 000 stacji z których tylko 2% posiada zainstalowaną automatykę stacyjną niezbędną do realizacji efektywnego kierowania ruchem.

W tym zakresie znajduje swoje zastosowanie drugie urządzenie z rodziny Netcon dedykowane do realizacji inteligentnego nadzoru i obsługi stacji SN/nn – sterownik stacyjny Netcon 100 (Rys. 2).
Urządzenie spełnia wszelkie wymogi i oczekiwania stawiane stacjom SN/nn integrowanym w sieciach Smart Grid, a dzięki wykorzystaniu sprawdzonych rozwiązań i nowoczesnych technologii cyfrowych znacząco zwiększa obserwowalność i selektywność aparatury stacyjnej.

Rys. 2 Urządzenie Netcon 100 dedykowane do stacji SN/nn (źródło: materiały Netcontrol Oy)

W odpowiedzi na gwałtowny rozwój rozproszonej energetyki prosumenckiej z wykorzystaniem mikroinstalacji OZE i pojawiającą się potrzebę poprawy efektywności zarządzania obciążeniami sieci w stacjach SN/nn, urządzenie Netcon 100 wyposażono w szereg funkcjonalności takich jak:

  • Sterowanie i monitoring stacji i sieci SN/nn w czasie rzeczywistym,
  • Monitoring, agregacja i analiza obciążenia i współczynników jakości energii po stronie SN i nn,
  • Ochrona i zarządzanie generacją rozproszoną wewnątrz sieci z wykorzystaniem możliwości pracy wyspowej opartej o obszarowe zasobniki energii,
  • Selektywna detekcja zwarć i uszkodzeń w sieciach SN z uwzględnieniem specyfiki linii kablowych oraz napowietrznych,
  • Funkcja zabezpieczeniowa z wykorzystaniem programowalnych cykli SPZ oraz automatyki SZR
  • Rejestracja nagrań zwarciowych i zaburzeń w sieci SN i nn,
  • Zapewnienie mechanizmów zabezpieczenia oraz izolowania miejsc zwarcia – bazujących na obszarowym, rozproszonym systemie restytucyjnym w głębi sieci SN.

W zależności od wykorzystywanych technik pomiarowych tj. pasywne sensory rezystancyjne, czy aktywne sensory pojemnościowe – urządzenie Netcon 100 może być wykorzystywane przy pomiarach i detekcji prądów zwarciowych w klasie 3P lub 0,5P dla pomiarów jakości energii.

W przypadku zastosowania sterownika jako sygnalizatora zwarć lub zabezpieczenia w głębi sieci – mamy możliwość wykorzystania powszechnie stosowanych kierunkowych i bezkierunkowych kryteriów nadprądowych, ziemnozwarciowych w tym również kryteriów z grupy admitancyjnych.

W odpowiedzi na liczne projekty spółek OSD związane z wymianą napowietrznych linii SN w obszarach leśnych na linie kablowe – udział linii kablowych z końcem roku 2017 wyniósł 25,9% a planowane jest zwiększenie do 75%– funkcjonalność urządzenia Netcon 100 rozszerzono o możliwość detekcji zwarć doziemnych przemijających (Rys. 4). Dzięki wykorzystaniu ww. kryterium operatorzy sieci dystrybucyjnych zyskają możliwość zwiększonej diagnostyki i wykrycia długotrwałych uszkodzeń izolacji linii kablowych, które nie zostaną wykryte z wykorzystaniem powszechnie stosowanych kryteriów ziemnozwarciowych.

Rys. 3 Przykład przebiegu napięć i prądów w przypadku uszkodzenia izolacji kabla (źródło: materiały Netcontrol Oy)

Rys. 4 Koncentrator obszarowy GW502-iM (źródło: materiały Netcontrol Oy)

Konfiguracja i zarządzanie grupą urządzeń w głębi sieci SN przysparza dużych problemów wraz ze wzrostem ich ilości oraz potrzebami dynamicznych zmian nastaw. W przypadku rodziny sterowników Netcontrol cały proces nadzoru może zostać zrealizowany się za pomocą centralne, dedykowanej usługi Netcon Application Manager (NAM) instalowanej w infrastrukturze informatycznej klienta (Rys. 3). Dzięki zastosowaniu architektury scentralizowanej, służby zarządzające siecią zyskują możliwość porównywania, nanoszenia zmian, archiwizacji parametrów konfiguracyjnych w dowolnej liczbie urządzeń. Dodatkowo wszystkie urządzenia z rodziny Netcon posiadają zunifikowany interfejs konfiguracyjny oparty o technologię www – dzięki czemu podstawowy proces konfiguracji nie wymaga wykorzystania dedykowanych programów konfiguracyjnych i jest dostępny poprzez dowolne media oraz kanały inżynierskie.

Rozproszony system restytucji

Celem efektywnego wdrożenia inteligentnego systemu decyzyjnego w sieci energetycznej jest osiąganie wyznaczonych celów bez ingerencji operatora w największym stopniu i skończonym czasie. Stabilna praca autonomicznego systemu znacząco zwiększy efektywność w długofalowym zarządzaniu siecią jak i niwelowaniu zdarzeń losowych. Przykładowo w procesie izolacji zwarcia kluczowe znaczenie ma ciągłe kontrolowanie wyizolowanego obszaru w celu zapewnienia bezpieczeństwa użytkowników. Z drugiej strony proces przywracania zasilania po awarii jest zwykle odmiennym problemem kombinatorycznym, będącym skutkiem wielu kombinacji operacji przełączania, które przyrastają wykładniczo wraz z rozmiarem systemu.

Najczęściej spotykane rozwiązania systemów FDIR wdrażane w polskich sieciach dystrybucyjnych opierają się na architekturze centralnej, a zatem zależą od potężnego, centralnego narzędzia komputerowego odpowiedzialnego za obsługę i analizę masowych ilości danych. W rzeczywistości takie podejście tworzy potencjalny pojedynczy punkt awarii. Operatorzy sieci dystrybucyjnych przy wsparciu wielu europejskich grup roboczych, takich jak Inicjatywa IntelliGrid oraz Europejska Platforma Technologiczna Smart Grids, zdefiniowali najważniejsze cele w nadchodzących latach, jako tworzenie struktury zdolnej do dynamicznej optymalizacji wydajności sieci, szybkiej reakcji na zakłócenia i minimalizacji ich skutków, jak również szybkiego powrotu do stabilnej dystrybucji wewnątrz energii.

Odmienne podejście w realizacji systemów FDIR skupia się na tworzeniu lokalnych, obszarowych systemów restytucyjnych w głębi sieci. Zarządzanie procesem izolacji uszkodzeń przy użyciu zdecentralizowanej strategii sterowania może zostać zrealizowane poprzez wykorzystanie obszarowego koncentratora GW502-iM (Rys. 5). Urządzenie zlokalizowane w głębi sieci tworzy system restytucyjny typu Self-Healing Network (SHN) bazując na lokalnej komunikacji ze sterownikami zainstalowanymi na poziomie podstacji SN/nn, gdzie łączniki (lub reklozery) mogą być lokalnie kontrolowane przez sterowniki stacyjne i zostały wyposażone w kierunkowe detektory zwarć. Dodatkowo lokalny koncentrator umożliwia automatyczne pobieranie i przechowywanie danych, nagrań zwarciowych oraz pomiarów uśrednionych do analizy masowej.

Rys. 5 Struktura zarządzania grupą urządzeń Netcon 100 w aplikacji Netcon Application Manager (źródło: materiały Netcontrol Oy)

W celu zapewnienia koordynacji w wydzielonym pierścieniu (Rys. 6), każdy węzeł w systemie SHN komunikuje się niezależnym kanałem – 3G, 4G, cyfrowa łączność radiowa PDR300 (Rys. 7) – z pozostałymi stacjami i koncentratorem obszarowym. Mimo że obszar działania ogranicza się do kilku lub kilkudziesięciu sąsiednich stacji w układzie pierścienia, rozwiązanie to ma zdolność do dynamicznego wyznaczania kompleksowych rozwiązań odtwarzania w czasach dziesiątek sekund (zwykle poniżej 30s) i oferuje elastyczność penetracji danego obszaru. Po zakończeniu rekonfiguracji sieci koncentrator GW502-iM odpytuje wszystkie węzły w sposób podobny, jak w systemie centralnie sterowanym, zbierając dane o bieżącym statusie każdego łącznika przed wydaniem polecenia przywrócenia zasilania w GPZ. Zastosowanie w pełni zdecentralizowanej architektury systemu restytucji powoduje, że cała logika i inteligencja rozdzielona jest na poszczególne węzły w głębi sieci a obszary pozbawione zasilania ograniczane są do minimum w czasie znacząco krótszym niż 3 minuty, co znacząco wpływa na redukcję współczynników SAIDI/SAIFI.    

Rys. 6 System restytucyjny typu Self-Healing Network (źródło: materiały Netcontrol Oy)

Rys. 7 Cyfrowy modem łączności dalekiego zasięgu

Podsumowanie

W efekcie licznych inwestycji związanych z automatyzacją sieci dystrybucyjnej dystans dzielący operatorów spółek dystrybucyjnych w Polsce i krajach UE jest sukcesywnie zmniejszany. Niemniej w roku 2017 zatrzymany został trend sukcesywnego obniżania współczynników SAIDI i SAIFI dla przerw nieplanowanych, który wynikał z stosowania planu regulacji jakościowej na latach 2016-2020. Odwrócenie pozytywnej tendencji spowodowane zostało niestabilnością warunków atmosferycznych i gwałtownymi anomaliami pogodowymi, co dodatkowo potwierdziło rosnące potrzeby w modernizacji i wdrażaniu inteligentnych rozwiązań zarówno w ujęciu systemowym, jak i lokalnym w głębi sieci.

ENSTO

Źródła:

  • Billewicz, K. (2012). Smart metering Inteligentny system pomiarowy. Warszawa: PWN.
  • Netcontrol (14, 05 2018). Products: Netcontrol Oy. Pobrano z lokalizacji Netcontrol Oy: https://www.netcontrol.com/eng/products/
  • PTPiREE. (2018). Energetyka Dystrybucja i Przesył. Poznań: PTPiREE.
Click to comment

Leave a Reply

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

To Top