Technologie

Monitorowanie i kontrola w stacjach SN/nn – doświadczenia projektu Upgrid

  1. Wstęp

Zrównoważony rozwój, jakość dostaw energii do odbiorców, efektywność wykorzystywania energii oraz zwiększenie udziału źródeł odnawialnych, to hasła klucze do rozwoju sektora elektroenergetyki w Unii Europejskiej w najbliższych latach. Operatorzy Sieci Dystrybucyjnej (OSD) każdego stają również przed nowymi wyzwaniami: wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną, konieczność dostosowania infrastruktury sieciowej pod nowe inwestycyjne – w tym systemy ładowania pojazdów elektrycznych oraz ciągły wzrost ilości przyłączanych mikroźródeł do sieci SN i nn. Sieć przyszłości będzie musiała w inteligentny sposób zintegrować działania i zachowania wszystkich uczestników rynku energii zapewniając wysoką niezawodności i efektywność pracy. Oprócz rozwoju tradycyjnych technologii istotnym elementem wspierającym rozwój sieci stają się rozwiązania z obszaru sieci inteligentnych. W stosunku do tradycyjnej definicji sieci dystrybucyjnej pojęcie sieci inteligentnej obejmuje nowe funkcje związane z monitorowaniem, sterowaniem i gromadzeniem danych, które dotychczas były i są wykonywane w sieci dystrybucyjnej w niewielkim zakresie.  W celu sprostaniu przyszłym oczekiwaniom stawianym OSD konieczne jest wyszukiwanie rozwiązań w ramach projektów demonstracyjnych. Jednym z takich projektów pilotażowych rozwiązań był projekt Upgrid.

  1. Projekt Upgird

Międzynarodowy projekt Upgrid realizowany był z dofinansowaniem z Unii Europejskiej w ramach programu Horizon 2020. Głównym celem projektu był rozwój funkcjonalności, które służą integracji sieci nn i SN z systemami zarządzania stroną popytową i generacją rozproszoną. Wyżej opisany celu realizowana był poprzez zwiększenie poziomu obserwowalności sieci oraz możliwości oddziaływania na nią. Prace projektowe prowadzone były w 4 obszarach demonstracyjnych, w ramach których wybudowane i przetestowane zostały nowe funkcjonalności wykorzystujące zaawansowane monitorowanie w sieci SN i nn. Polski obszar demonstracyjny skupiał się na zbudowaniu i weryfikacji rozwiązań „miejskiej sieci przyszłości”, która stanowi kompletne rozwiązanie w zakresie monitorowania, sterowania i zarządzania siecią SN i nn wykorzystujące zintegrowane dane z wielu źródeł – w tym z systemu inteligentnego opomiarowania AMI – z możliwością zarządzania mikrogeneracją w celu podniesienia efektywności i niezawodności sieci SN i nn. W projekt zaangażowanych było 19 partnerów (operatorów systemów dystrybucyjnych OSD, instytutów badawczych, firm komercyjnych, wyższych szkół technicznych) z 7 krajów Unii Europejskiej. W skład polskiego konsorcjum realizującego obszar demonstracyjny, poza ENERGA-OPERATOR, wchodzą: Politechnika Gdańska, Instytut Energetyki Oddział Gdańsk oraz firma Atende Software. Ważnym partnerem współpracującym z konsorcjum i realizującym nowe funkcjonalności w systemie SCADA jest firma Mikronika.

  1. Obszar DEMO

Polski obszar demonstracyjny zlokalizowany był w Gdyni na obszarze 3 dzielnic: Witomino, Działki Leśne oraz Chwarzno. Obejmował on 55 stacji SN/nn, z których zasilanych jest blisko 15000 odbiorców. Sieć średniego napięcia składa się wyłącznie z linii kablowych o łącznej długość 33,71 km. Sieć niskiego napięcia jest obejmuje zarówno linie kablowe jak i  napowietrzne o łącznej długości 102 km. Obszar demonstracyjny został przedstawiony na rysunku 1.

Rys. 1. Fragment sieci dystrybucyjnej, na którym realizowany był projekt UPGRID w Polsce

Na obszarze projektu pilotażowego została zainstalowana infrastruktura inteligentnego opomiarowania AMI umożliwiająca prowadzenie zdalnego odczytu liczników energii elektrycznej.

Zwiększenie poziomu obserwowalności sieci SN i nn zostało zagwarantowane w projekcie poprzez zaprojektowanie i wdrożenie nowych rozwiązań do monitoringu i kontroli w stacjach SN/nn. Doświadczenia i wiedza zdobyta z poprzednich pilotażowych projektów wdrożenia sieci inteligentnych w ENERGA-OPERATOR tj. projekt pilotażowy wdrożenia sieci inteligentnej na Półwyspie Helskim [1], [2] wykazały zasadność opracowania koncepcji scalającej rozwiązania stosowane w ramach projektu AMI oraz programu automatyzacji sieci SN. Szczególnie przy masowej skali wdrożenia liczników AMI i zakrojonej na szeroką skalę automatyzacji sieci SN. Nowe rozwiązania dla stacji SN/nn integrują obecną infrastrukturę AMI z zaawansowaną automatyzacją sieci SN oraz rozbudowują ją o nowe elementy monitorowania sieci. Integracja rozwiązań odbywa się zarówno na poziomie sprzętowym tj.: wspólny modem komunikacyjny na potrzeby prowadzenia ruchu sieci i AMI oraz informacyjnym tj.: pomiary i sygnały alarmowe także z liczników AMI, w tym liczniki bilansujące w stacjach SN/nN wykorzystywane bezpośrednio do monitorowania pracy sieci nn i stopnia obciążenia transformatorów SN/nn. Zintegrowane podejście pozwala na ograniczenie kosztów, zwiększa obserwowalność sieci, umożliwia wdrażanie nowych funkcjonalności przy jednoczesnym zapewnienia najwyższego poziomu bezpieczeństwa.  Efektem tych działań było wdrożenie na terenie projektu dwóch wariantów szaf sterowniczych: 1 W – dla stacji wnętrzowych oraz 2 W – dla stacji wnętrzowych, wyposażonych w układy telemechaniki. Na rysunku 2 przedstawiono przykładowe szafki zainstalowane w ramach projektu.

Rys. 2. Prototypowe zintegrowane szafki AMI + Smart Grid w wariancie 1W i 2W.

Każda z szafek była wyposażona w poniższe elementy:

  1. zestaw licznik bilansujący-koncentrator – umożliwiający zdalne odczyty liczników AMI oraz zapewniający monitorowanie napięcia po stronie nn transformatora oraz stopień obciążenia stacji;
  2. wspólny modem komunikacyjny dla AMI i na potrzeby prowadzenia ruchu sieci;
  3. zasilacz;
  4. zasilanie gwarantowane 24V;
  5. sterownik z zintegrowanym modułem wykrywania zwarć, rozbudowany o możliwość sterowania łącznikami rozdzielnicy SN w wariancie 2W.

We wszystkich stacjach transformatorowych SN/nn zlokalizowanych na obszarze projektu zostały zainstalowane nowe zintegrowane szafki AMI+SG, zapewniając 100% pokrycie układami do wykrywania zwarć. Blisko 30% stacji zostało wyposażonych w możliwość zdalnego manewrowania łącznikami zainstalowanymi po stronie SN. Dzięki zastosowaniu wyżej wymienionych rozwiązań możliwe jest dokładne zidentyfikowanie miejsca uszkodzenia sieci oraz szybkie wyizolowanie uszkodzonego fragmentu. W celu zwiększenia obserwowalności sieci nn w wybranych stacjach SN/nn zostały zastosowane rozdzielnice nn umożliwiające pełne monitorowanie parametrów elektrycznych pól liniowych wraz z informacją o przepaleniu wkładki bezpiecznikowej. Rozwiązanie to zostało zaprezentowane na rysunku 3.

Na obszarze 7 obwodów nn zasilanych z dwóch stacji SN/nn zostało zainstalowanych 9 nowych złącz kablowych wyposażonych w sygnalizację przepłynięcia prądu zwarciowego oraz pomiar wielkości elektrycznych. Rozwiązanie zostało przedstawione na rysunku 3.

Rys. 3. Nowe układy monitorowania sieci nn zainstalowane w ramach projektu na obszarze DEMO.

  1. Rozwiązania ITC

W celu efektywnego wykorzystania wszystkich dostępnych danych i informacji nt. stanu pracy sieci, pochodzących z układów telemechaniki SN, pomiarów z rozdzielnic nn, opomiarowanych złącz kablowych oraz liczników AMI konieczne jest zastosowanie systemu informatycznego wspierającego proces zarządzania siecią dystrybucyjną. W ENERGA-OPERATOR na co dzień wykorzystywane są głównie narzędzia do wspomagania prowadzenia ruchu sieci SN i WN w postaci systemu SCADA i Distribution Management Systems (DMS). Ważnym elementem wdrożonym w projekcie Upgrid był opracowywany system informatyczny do zarządzania siecią nn – DMS nn. Funkcjonalności systemu DMS nn bazowały głównie na danych i informacjach z zainstalowanych w sieci urządzeń monitorujących stan pracy sieci nn – w tym z prototypowych szafek AMI+SG – oraz informacji pozyskiwanych z liczników inteligentnych zainstalowanych u odbiorców końcowych i systemu AMI.  System składał się z kilku głównych modułów oraz wykorzystywał dane z innych systemów IT tj. system GIS (dane o majątku sieciowym), Centralna Baza Pomiarowa (dane z AMI), SCADA SN wykorzystując do tego standard CIM.

Rys. 4. Zakres kontroli i monitorowania sieci na obszarze projektu demonstracyjnego.

 

Rys. 5. Nowy system informatyczny do zarządzania siecią nn, bazujący na danych i sygnałach z układów monitorowania.

Głównym modułem systemu DMS nn jest SCADA nn będąca interfejsem dla dyspozytorów, który odpowiedzialny jest za akwizycję danych z urządzeń przyłączonych do sieci nn, wizualizację sieci na podkładzie mapowym i w postaci schematu oraz wizualizację informacji przesyłanych przez inne moduły wchodzące w skład systemu DMS. Moduł analityczny systemu DMS jest podstawowym narzędziem umożliwiającym wykonywanie obliczeń rozpływowych w czasie quasi-rzeczywistym  w oparciu o opracowany w ramach projektu model sieci nn. Model zasilany jest danymi z liczników AMI (ze stacji SN/nn i od odbiorców końcowych) oraz urządzeń monitorujących stan pracy sieci, w tym układów zainstalowanych w głębi sieci nn. Do budowy modelu wykorzystano system GIS i zawarte w nim dane o majątku sieciowym tj. typy, przekroje i długości przewodów, dane transformatorów, układ połączeń sieci nn wraz z miejscami podziału sieci. Moduł analityczny, bazujący na modelu sieci nn umożliwia między innymi: wykonywanie analiz strat technicznych, optymalizację układu pracy sieci (punkty podziału sieci), optymalizację parametrów pracy transformatorów, analizę jakości zasilania w trybie offline, analizy strat nietechnicznych. Dodatkowo system DMS nn zapewnia możliwość zarządzania mikrogeneracją przyłączoną do sieci nn oraz wspiera proces zarządzania wyłączeniami planowanymi i awariami.  W systemie DMS nn zostały zaimplementowane narzędzia ostrzegające służby ruchowe o zagrożeniach pojawiających się w sieci. Operator posiada możliwość dowolnego ustawianie parametrów dla progów alarmowych obserwowanych parametrów: obciążenia i temperatury transformatora, prądów i napięć, mocy chwilowych oraz wartości THD. Wszelkie wyniki obliczeń z modułu analitycznego DMS oraz alarmy widoczne są w SCADA, dzięki czemu dyspozytor nie ma potrzeby pracować równocześnie na dwóch systemach. 

Rys. 6. Przykładowy wykres napięcia i obciążenia stacji transformatorowej – widok w systemie DMS nn.

  1. Podsumowanie

Wdrażanie innowacyjnych rozwiązań z obszaru Inteligentnej Sieci Energetycznej jest jednym ze sposobów realizacji strategii, która ma pozwolić sprostać obecnym i przyszłym wyzwaniom stawianym OSD. Coraz większy nacisk w przyszłości będzie kładziony na zagadnienia związane z jakością zasilania i ciągłością dostaw. Podstawą jest rozwój i budowanie  systemów monitorowania i nadzoru pracy sieci w tym również sieci nN. Projekt Upgrid w sposób szczególny skupia się na sieci nN i budowie rozwiązań z wykorzystaniem posiadanych obecnie danych, w tym danych z systemu AMI. To właśnie AMI stanowić może główne źródło danych niezbędnych do efektywnego zarzadzania siecią nN. Dzięki integracji rozwiązań monitorowania i kontroli sieci dystrybucyjnej z system AMI możliwe jest pozyskanie znacznej ilości danych do budowy zaawansowanych systemów informatycznych, zwiększających efektywność i niezawodność pracy sieci. Dodatkowo integracja obu rozwiązań w ramach jednej zintegrowanej szafki AMI+SG zapewnia szereg korzyści:

  • obniżenie kosztów implementacji – uproszczenie konstrukcji, brak dublowania elementów, standardowe rozwiązania
  • wzrost obserwowalności sieci, w tym sieci nn dzięki wprowadzeniu rozwiązań 1W jako standardowe rozwiązanie dla stacji wnętrzowych 
  • możliwość szybszej reakcji w przypadku nieautoryzowanego wtargnięcia na stację bądź niedozwolonych działań tj. kradzież transformatora
  • wzrost bezpieczeństwa przesyłania danych dzięki zastosowaniu nowego rozwiązania telekomunikacyjnego
  • skrócenie czasu trwania awarii – szybsza identyfikacja miejsca uszkodzenia dzięki zastosowaniu w szafkach 1W sygnalizatorów przepłynięcia prądów zwarciowych

Rys. 7. Przykładowy podgląd zdarzeń i alarmów dla wybranej stacji transformatorowej – widok w systemie DMS nn.

Rys. 8. Alarmy o przekroczeniu wartości dopuszczalnej widoczne w dzienniku zdarzeń systemu SCADA nn.

Zebrane w ramach projektu Upgrid doświadczenia i wiedza pozwolą na powzięcie przez ENRGA-OPERATOR decyzji o dalszych kierunkach rozwoju i wdrażania rozwiązań z obszaru sieci inteligentnych w celu zapewnienia najwyższej jakości świadczonych usług w zakresie jakość i ciągłość zasilania.

Sławomir Noske – ENERGA OPERATOR SA
Dominik Falkowski – ENERGA OPERATOR SA

BIBLIOGRAFIA

Noske S., Falkowski D., Helt P.: Monitorowanie, pomiary w sieciach inteligentnych- projekt pilotażowy Smart Grid na Półwyspie Helskim, VI konferencja naukowo – techniczna straty energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych, Ossa, 7-8 maja 2014 r.
Noske S., Falkowski D. Helt P., Kołodziejczyk K.: Increase in power network observability as a data source to improve the efficiency of the power network – results of the pilot Smart Grid project, 23rd International Conference on Electricity Distribution, Lyon, 15-18 June 2015.

Click to comment

Leave a Reply

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

To Top