Technologie

Kierunki rozwoju systemu FDIR oraz urządzeń z nim współpracujących wynikające z doświadczeń wdrożeniowych na 9 obszarach pilotażowych

W referacie przedstawiono kierunki rozwoju systemu FDIR i urządzeń z nim współpracujących, instalowanych w głębi sieci SN, oparte o doświadczenia zdobyte przy realizacji przez Mikronikę 7 pilotaży FDIR, obejmujących 9 obszarów sieci. Pilotaże obejmowały sieć napowietrzną oraz kablową z różnymi sposobami pracy punktu neutralnego tzn. kompensowanych z AWScz, uziemionych przez rezystor oraz punktem izolowanym. Funkcjonalności zarówno od strony systemów IT jak i urządzeń w głębi sieci były na bieżąco konsultowane z Klientami końcowymi, tak aby spełniały ich oczekiwania.

Opis

Przez ponad 25 lat wdrażania systemów automatyki sieciowej (potocznie nazywanej „sterowaniem radiowym”) powstało wiele koncepcji automatyzacji sieci SN. Były one uwarunkowane w kolejnych latach istnieniem na rynku odpowiedniej aparatury łączeniowej, systemów bezprzewodowej łączności, systemów SCADA w poszczególnych Koncernach Energetycznych (a wcześniej Zakładach Energetycznych) oraz odpowiednich regulacji w energetyce (zwłaszcza po wejściu do Unii Europejskiej).

W kolejności funkcjonalnej, patrząc od strony urządzeń wykonawczych w sieci SN, było to:

  • zwykłe zdalne sterowanie łącznikami,
  • sekcjonalizery – izolacja uszkodzonych odcinków sieci SN w przerwach bez napięciowych SPZ (reklozerów lub wyłączników w GPZ),
  • reklozery – pełna automatyka w głębi sieci SN,
  • wskaźniki przepływu prądów zwarciowych instalowane przy rozłącznikach napowietrznych i stacjach SN pracujące w oparciu o pomiar:
    • pola magnetycznego,
    • prądów fazowych (kryteria prądowe bezkierunkowe),
    • prądów fazowych i napięć fazowych (kryteria prądowe i admitancyjne bezkierunkowe i kierunkowe),
  • niezależna automatyka restytucyjna.

od strony wykorzystania różnych systemów łączności:

  • (1990-1995) – kanał otwarty 44 MHz (wykorzystanie kanału łączności rozmównej energetyki),
  • (1995-2010) – Trunking DIGICOM 7 – (w części lokalizacji działający do dzisiaj),
  • (2004-2018) – GPRS/UMTS/LTE-APN,
  • (2010-2018) – TETRA (w części Koncernów Energetycznych),

a od strony systemów nadzoru:

  • system klasy SCADA,
  • systemy FDIR zintegrowane z systemami SCADA,
  • systemy FDIR niezależne od systemu SCADA.

Wszystkie wdrożenia firmy Mikronika były oparte o wypracowane wspólnie z Klientami (Koncerny Energetyczne – interaktywna współpraca) pomysły. Mikronika miała pewną ideę opartą o śledzenie tendencji europejsko-światowych i wspólnie z naszymi Klientami analizowaliśmy co można zrobić, aby poprawić skuteczność zarządzania siecią energetyczną SN.

Największy postęp został zainicjowany wejściem Polski do UE i wprowadzeniem regulacji, które wyznaczyły m.in. wskaźniki SAIDI, SAIFI.

Na przestrzeni ostatnich 10 lat, patrząc z punktu widzenia Mikroniki, która jest dostawcą systemów automatyki dla ok. 50% rynku w Polsce, oraz uwzględniając sugestie KE pozostał „na placu boju” system automatyki sieciowej FDIR zintegrowany z systemami centralnymi SCADA. Na razie inne koncepcje są na etapie małych pojedynczych instalacji.

Rys. 1  Przedstawia wdrożenia modułu FDIR zintegrowanego z systemem SCADA SYNDIS RV.

Rys. 1. Wdrożenia modułu FDIR zrealizowane przez Mikronikę na terenie Polski

Etapy realizacji pilotaży:

  • Rok 2012 – Energa Operator o/Gdańsk  – 1 obszar pilotażowy – wdrożenie w zakresie funkcjonalności SCADA/FDIR – projekt „proof of concept”.
  • Rok 2014/2015 – PGE Dystrybucja o/Zamość – 1 obszar pilotażowy –  wdrożenie „pod klucz” w zakresie całości systemu SCADA/FDIR oraz urządzeń sterujących w głębi sieci (pełna modernizacja obiektów). Po raz pierwszy w Polsce wykorzystanie rozłączników SN ze zintegrowanymi z nimi sensorami do pomiaru prądów i napięć (tzw. pełny układ pomiarowy), pozwalający zastosować kryteria prądowe i admitancyjne (bezkierunkowe i kierunkowe) we wskaźnikach przepływu prądów zwarciowych.
  • Rok 2015/2016 – ENEA Operator o/Gorzów – 2 obszary pilotażowe – wdrożenie „pod klucz” w zakresie całości systemu SCADA/FDIR oraz dostawy i montażu wszystkich urządzeń sterowniczo-łączeniowych w głębi sieci (pełna modernizacja obiektów). Powszechne wykorzystanie rozłączników SN ze zintegrowanymi z nim sensorami do pomiaru prądów i napięć.
  • Rok 2015/2016 – ENEA Operator o/Szczecin – 2 obszary pilotażowe – wdrożenie „pod klucz” w zakresie całości systemu SCADA/FDIR oraz dostawy i montażu wszystkich urządzeń sterowniczo-łączeniowych w głębi sieci (pełna modernizacja obiektów). Powszechne wykorzystanie rozłączników SN ze zintegrowanymi z nim sensorami do pomiaru prądów i napięć.
  • Rok 2015/2016 – Tauron Dystrybucja o/Legnica – 1 obszar pilotażowy – wdrożenie w zakresie funkcjonalności SCADA/FDIR. Wykorzystanie istniejących urządzeń w głębi sieci bez ich modernizacji.
  • Rok 2017/2018 – ENEA Operator o/Poznań – 1 obszar pilotażowy – wdrożenie „pod klucz” w zakresie całości systemu SCADA/FDIR oraz urządzeń sterujących w głębi sieci (pełna modernizacja obiektów).
  • Rok 2017/2018 – ENEA Operator o/Zielona Góra – 1 obszar pilotażowy – wdrożenie „pod klucz” w zakresie całości systemu SCADA/FDIR oraz urządzeń sterujących w głębi sieci (pełna modernizacja obiektów). Zastąpienie części rozłączników w stacjach wnętrzowych wyłącznikami wnętrzowymi z pełną automatyką sieciową (umożliwienie wyłączenia części sieci bez konieczności wyłączania całego ciągu w GPZ).
  • Rok 2018 – w trakcie realizacji – PGE Dystrybucja o/Zamość  – 1 obszar pilotażowy –  wdrożenie niezależnej automatyki FDIR na sieci kablowej.

Wszystkie w/w zrealizowane pilotaże zakończyły się fizycznymi próbami zwarciowymi w głębi sieci SN. Były to doziemienia niskooporowe i wysokooporowe wykonywane za pomocą dostarczonego przez Mikronikę przewoźnego reklozera lub wykonane w technologii PPN. Próby zwarciowe miały na celu sprawdzenie poprawności wyliczenia nastaw dla reklozerów i wskaźników przepływu prądów zwarciowych, zestopniowania zabezpieczeń na wyłącznikach (GPZ – reklozery) oraz sprawdzenia poprawności działania modułu FDIR (wyliczanie sekwencji sterowniczych izolujących uszkodzone fragmenty sieci oraz sekwencji sterowniczych przywracających zasilanie jak największej ilości odbiorców w czasie poniżej 3 minut). Wszystkie przeprowadzone próby zakończyły się wynikiem pozytywnym, a czas rekonfiguracji sieci zawierał się w przedziale od 1 do 2 minut (dla modułu FDIR pracującego w trybie automat).

Decyzje o integracji automatyki FDIR z systemami Centralnymi SCADA opierają się na doświadczeniach oraz na tym, że tylko system SCADA (zwłaszcza zintegrowany z modułami OMS i Prace Planowe) posiada wszystkie niezbędne informacje do prowadzenia przełączeń w sieci.

Zapewnia to uwzględnienie w sekwencjach łączeniowych, izolujących uszkodzone fragmenty sieci i przywracających zasilanie odbiorcom, takich informacji jak:

  • aktualne i przyszłe prace planowe,
  • prace na liniach (w tym w technologii PPN),
  • uszkodzenia linii, urządzeń,
  • rozmostkowania,
  • zaniki łączności z obiektami,

oraz dodatkowo:

  • w każdej chwili możliwość ingerencji Operatora w system (np. zatrzymanie),
  • pełna syntetyczna kontrola nad tym co wydarzyło się w sieci (raporty, dziennik zdarzeń, itp.).

Kierunek integracji systemów automatyki FDIR z systemem SCADA deklarują:

  • ENEA Operator – system automatyki FDIR ma być zintegrowany z systemem SCADA  – decyzja poparta pilotażami na 6 obszarach.
  • TAURON Dystrybucja – system automatyki FDIR ma być zintegrowany z systemem SCADA (nie przekreśla to innych lokalnych niezależnych instalacji).
  • ENERGA Operator – rozważa budowę/modernizację Centralnego Systemu SCADA w kierunku jednego systemu z zaawansowanymi funkcjami ADMS (w tym automatyki FDIR) – FDIR ma być zintegrowany z systemem SCADA.
  • Innogy STOEN – system automatyki FDIR ma być zintegrowany z systemem SCADA.
  • PGE Dystrybucja – pojedyncze pilotaże FDIR w różnym zakresie funkcjonalności – brak jednoznacznej decyzji co do kierunku rozwoju.

Nasze doświadczenia na 9 obszarach zaowocowały tym, że system FDIR stał się bardziej przyjazny dla użytkownika. Nie jest to już tylko prosty „automat”, ale system ekspercki, który podpowiada i pomaga użytkownikowi w podjęciu właściwych działań, a także w syntetyczny sposób informuje o zmianach zachodzących w sieci. Służą temu m.in. następujące funkcje:

  • wskaźniki statusu systemu (specjalna ikona na niezakrywalnej belce),
  • wizualizacja obszarów wyizolowanych (objętych uszkodzeniem) poprzez „miganie” linii
  • na tym obszarze,
  • system „wyjątków FDIR” umożliwiający bieżące modelowanie sieci. „Wyjątek FDIR” jest tzw. operacją schematową umożliwiającą wyłączenie wskazanego łącznika lub fragmentu linii z algorytmu rekonfiguracji (moduł FDIR nie bierze tych elementów pod uwagę przy obliczeniach),
  • definicja kolejności przełączeń i zasilania kluczowych odbiorców,
  • możliwość skonfigurowania próbnego łączenia (tzw. dodatkowy SPZ), który na liniach napowietrznych usuwa ok. 50-60% zakłóceń,
  • odporność na bieżące zakłócenia, zaniki łączności, uszkodzenia urządzeń (odpowiednia eliminacja nieoperatywnych elementów),
  • „dziennik zwarć” obrazujące wszystkie ostatnie zadziałania FDIR,
  • raporty poglądowe i szczegółowe z zadziałania FDIR łącznie z retrospekcją schematu sieci,
  • praca w trybie automat/półautomat,
  • możliwość dezaktywacji czasowej modułu FDIR na wybranych obszarach sieci,
  • równoległa praca wielu modułów FDIR na zdefiniowanych obszarach.

Rozwój funkcjonalny systemu SCADA/FDIR prowadzony był równolegle ze zmianą technologii urządzeń sterowniczych instalowanych w głębi sieci SN. Urządzenia sterujące z kolei ewoluowały razem z pojawiającymi się na rynku aparatami łączeniowymi.

Współpraca z producentami aparatury łączeniowej zaowocowała opracowaniem i wdrożeniem (na wszystkich powyższych obszarach pilotażowych) pierwszego polskiego wyłącznika napowietrznego (reklozer) typu THO-RC27 prod. ZPUE S.A., do obsługi którego wykorzystywany jest sterownik SO-54SR-111-REK-1.4 prod. Mikronika. Jest to wspólny certyfikowany produkt firm ZPUE i Mikronika.

Rozwój rozłączników napowietrznych SN oraz doposażenie ich w zintegrowane sensory prądowo-napięciowe, umożliwiające zastosowanie kryteriów admitancyjnych w sieci kompensowanej, zaowocował powstaniem urządzeń serii SO-54SR-3xx/4xx/5xx do obsługi tych rozłączników. Są to sterowniki ze zintegrowanymi wskaźnikami przepływu prądów zwarciowych oraz zintegrowanymi modemami LTE. Służą one również do obsługi pól rozłącznikowych rozdzielnic SN w stacjach. Dostosowane są one do różnego rodzaju sensorów napięciowo-prądowych oferowanych aktualnie na polskim rynku.

Dokładny opis urządzeń znajduje się w drugim referacie pt. „Zabezpieczenia firmy Mikronika serii SO-54SR-xxx do zastosowań w liniach SN (reklozery, stacje SN/nN, rozłączniki napowietrzne, itp.)”

Rozwijając funkcjonalności urządzeń automatyki sieciowej firma Mikronika opracowała również rozwiązania do sterowania podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów dla transformatora SN/nN. Sterowanie przełącznikiem zaczepów może odbywać się z wykorzystanie 2 algorytmów: SVR (Smart Voltage Regulation – kryterium napięciowe) oraz FBVR (Frequency Based Voltage Regulation – kryterium częstotliwościowe). Celem takiej regulacji jest utrzymanie wymaganych parametrów energii elektrycznej dostarczanej do odbiorców.

Rys. 2 Przedstawia kompleksową automatykę stacji SN/nN z podobciążeniową regulacją napięcia (wariant SVR)

Rys. 2. Przykład kompleksowej automatyzacji stacji SN/nN

Do regulacji napięcia po stronie nN stosowany jest transformator SN/nN z podobciążeniową regulacją zaczepów. Sterownik automatyki SVR umieszczony w szafce automatyki, realizuje m.in. algorytmy regulacji na podstawie zmierzonych sygnałów pochodzących bezpośrednio z transformatora oraz z tzw. sensorów umieszczonych w głębi sieci nN (np. u odbiorców końcowych). Typowy sensor to sterownik pomiarowy z zabudowanym modułem komunikacyjnym GSM. Obecnie trwają prace testowe nad wykorzystaniem liczników energii elektrycznej jako sensorów napięcia poprzez podłączenie do nich dedykowanych modemów GSM. Oprócz sterowania podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów w stacji zainstalowany jest również sterownik przeznaczony do nadzoru pól SN ze zintegrowanymi wskaźnikami przepływu prądu oraz sterownik do nadzoru obwodów nN (pomiar prądów we wszystkich obwodach i napięcia na szynach).

Ostatnie doświadczenia z pilotaży wskazują na potrzeby rozwiązania kilku kluczowych problemów związanych głównie z wyliczeniem nastaw dla urządzeń w głębi sieci. Wszystkie powyższe urządzenia (reklozery, wskaźniki przepływu prądów zwarciowych) są urządzeniami klasy zabezpieczeniowej i do prawidłowego działania wymagają skonfigurowania w nich odpowiednich banków nastaw oraz ich przełączania w czasie zmiany układu pracy sieci. Z czasem przy modernizacji linii (np. kablowanie linii napowietrznych) banki te wymagają ponownego przeliczenia i uaktualnienia. Zmiana układu pracy sieci związana z prowadzeniem np. prac planowych również wymaga przełączania banków nastaw. Z analiz wynika, że urządzeń tego typu w kolejnych latach będzie przybywać i na poziomie Koncernu Energetycznego może być ich kilka tysięcy. Wyliczenie nastaw i sprawna ich modyfikacja dla tak dużej liczby reklozerów i wskaźników przepływu prądów zwarciowych wymagać będzie ciągłej analizy sieci i przekierowanie do tego znacznych zasobów ludzkich.

Widząc powyższe problemy i rozmawiając o nich z naszymi Klientami podjęliśmy działania, aby te problemy zminimalizować od strony eksploatacyjnej. Wymaga to jednak zmiany klasycznego podejścia do zabezpieczeń, które wykorzystuje kilka banków nastaw.

Prace rozwojowe w tym zakresie prowadzone są przez nas wspólnie z Koncernami Energetycznymi w dwóch kierunkach:

  1. Dynamiczne wyliczanie nastaw z układu rzeczywistego sieci w oparciu o jej model CIM oraz zawarte w nim parametry sieci SN. Wyliczanie odbywać będzie się przez moduł obliczania nastaw zabezpieczeń (MONZ) każdorazowo po zmianie topologii sieci, a nowe wyliczone nastawy przesyłane będą drogą radiową do urządzeń w głębi sieci. Urządzenia te po otrzymaniu nowych parametrów zrekonfigurują się w sposób automatyczny. Koncepcję tą rozpoczęliśmy już realizować wspólnie z Tauron Dystrybucja w ramach projektu finansowanego przez Unię Europejską.
  2. Zastosowanie technologii synchrofazorów wyznaczanych na podstawie mierzonych sygnałów pochodzących z sieci SN. Prace te zostały poprzedzone wielomiesięcznymi analizami i testami na podstawie danych z rzeczywistych obiektów. Analiza synchrofazorów z danego obszaru sieci umożliwia wykrywanie awarii ze skutecznością porównywalną do obecnie funkcjonującego rozwiązania z nastawianymi kryteriami zabezpieczeniowymi w reklozerach i wskaźnikach zwarć. Przewagą opisywanego podejścia, jest wyeliminowanie potrzeby stosowania kryteriów ziemnozwarciowych w większości urządzeń pracujących w głębi sieci. Na wyznaczonym obszarze wszystkie obiekty, posiadające sensory prądowo-napięciowe, zostaną dodatkowo doposażone w odbiorniki GPS do synchronizacji czasu z dokładnością 1 µs. Synchronizacja na tym poziomie niezbędna jest do precyzyjnego wyznaczenia synchrofazorów, których dalsze przetwarzanie pozwoli na poprawne wykrycie awarii występującej w badanym obszarze. Analizę wyznaczonych synchrofazorów przeprowadzać będzie niezależny moduł obliczeniowy (MOF) zintegrowany z systemem FDIR i SCADA. 

Rys. 3 Przedstawia sposób współpracy modułów obliczeniowych w systemie SYNDIS RV uwzględniającym powyższe dwa kierunki rozwoju.

Rys. 3. Współpraca modułów obliczeniowych w systemie SCADA SYNDIS RV

Całość koncepcji opiera się na tym, że już eksploatowany i sprawdzony produkcyjnie (od kilku lat) moduł FDIR jest niezmieniany, a jedynie instalowane są dodatkowe moduły, które będą współpracować z modułem FDIR wymieniając dane poprzez wspólną bazę danych. Pozwala to na wdrożenie i testowanie nowych rozwiązań i technologii, bez potrzeby natychmiastowej modernizacji już działających z FDIR-em urządzeń w głębi sieci.

Dalszy rozwój systemu SYNDIS/FDIR jest ściśle związany z uruchomieniem modułów obliczeniowych związanych z estymacją obciążeń, rozpływami, obliczeniami zwarciowymi, czy też optymalizacją punktów podziału:

  • algorytm FDIR wyznaczający sekwencję może zostać wykorzystany do optymalnego przygotowania miejsca pracy,
  • zastosowanie algorytmów power shedding – czyli strategia częściowego ograniczenia obciążenia podczas rekonfiguracji, jeśli parametry sieci nie pozwalają na przywrócenie zasilania w pełnym zakresie.

Podsumowanie

Ciągle wzrastające wymagania dotyczące niezawodności i ciągłości w dostawie energii elektrycznej powodują nieustanny rozwój urządzeń instalowanych w głębi sieci SN oraz systemów informatycznych zarządzających nimi. Aby sprostać oczekiwaniom Koncernów Energetycznych oraz zmieniającym się regulacjom prawnym, należy na bieżąco śledzić trendy rozwojowe w krajach rozwiniętych technologicznie. Wypracowane na zachodzie Unii Europejskiej kierunki rozwoju, zwykle w ciągu kolejnych 2-3 lat docierają do Polski. Na takie zmiany należy się odpowiednio przygotować. Mikronika uczestnicząc w wielu spotkaniach branżowych (np. targach energetycznych, konferencjach), zarówno w kraju jak i za granicą, prezentuje i oferuje rozwiązania spełniające najnowsze normy dotyczące urządzeń jak i systemów IT. Prowadzi również prace badawczo-rozwojowe i w wielu przypadkach jest pionierem, wdrażając innowacyjne rozwiązania na rynku polskim. Rozwój ten jest możliwy dzięki współpracy z naszymi partnerami z różnych Koncernów Energetycznych. Dzięki nim, mając dostęp do wielu obszarów sieci SN, realizujemy prace rozwojowe oraz przeprowadzamy testy na rzeczywistej sieci elektroenergetycznej, która różni się od wyidealizowanej sieci zasymulowanej w laboratorium. Takie podejście daje pewność, że zastosowane rozwiązania działają poprawnie nie tylko w laboratorium, ale przede wszystkim w rzeczywistych warunkach.

Mikronika

Click to comment

Leave a Reply

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

To Top