Doświadczenia z automatyczną izolacją zwarć w sieciach SN przy zastosowaniu systemu restytucyjnego Self Healing Grid

Słowa kluczowe:  obniżanie współczynników SAIDI/SAIFI, system restytucyjny SN

Streszczenie

W artykule opisano doświadczenia z realizacji i eksploatacji innowacyjnego systemu restytucyjnego Self Healing Grid wdrożonego w kilku miejscach w Polsce, który umożliwia obniżenie wskaźników SAIDI/SAIFI.

1. Wstęp

Schneider Electric Polska aktywnie włączył się w problematykę obniżania współczynników SAIDI/SAIFI przez Zakłady Elektroenergetyczne w Polsce. Od kilku lat współczynniki te są wliczane do wskaźników jakościowych dostarczanej przez Zakłady energii elektrycznej do klientów. W swojej ofercie Schneider Electric posiada wiele urządzeń umożliwiających obniżanie tych wskaźników, takie jak wskaźniki przepływu prądów zwarciowych, sterowniki telemechaniki z automatyką sekcjonującą oraz innowacyjny system przywracania zasilania po awarii (restytucji) – Self Healing Grid. System ten jest systemem rozproszonym i pracuje bez udziału systemu nadrzędnego SCADA, dzięki czemu czasy restytucji zasilania po zwarciu są bardzo krótkie w porównaniu do wymaganych przez URE 180 sekund (po tym czasie naliczane są wskaźniki SAIDI/SAIFI).

2. Realizacje SHG w Polsce

W ciągu poprzednich kilku lat firma Schneider Electric zrealizowała kilka projektów automatyzacji sieci dystrybucyjnej średniego napięcia w oparciu o swoją technologię Self Healing Grid. Chronologicznie wyglądało to następująco:

2015 rok

TAURON Dystrybucja O/Wrocław

1 pętla SHG obejmująca 15 stacji SN/nN

1 pętla SHG obejmująca 7 stacji SN/nN

2016 rok

PGE Dystrybucja O/Białystok

1 pętla w RE Ełk obejmująca 21 stacji SN/nN

1 pętla w RE Łomża obejmująca 27 stacji SN/nN

TAURON Dystrybucja O/Wrocław

1 pętla SHG Pilczyce obejmująca 57 stacji SN/nN

2017 rok

TAURON Dystrybucja O/Wrocław

1 pętla SHG Walecznych obejmująca 33 stacje SN/nN

1 pętla SHG Wieczystych obejmująca 25 stacji SN/nN

Wszystkie pętle SHG wdrożone do pracy na terenie Wrocławia objęły swoim zasięgiem ok. 32 tysiące odbiorców, co stanowi ok. 10% wszystkich odbiorców we Wrocławiu.We Wrocławiu mieliśmy do czynienia z siecią SN uziemioną przez rezystor, natomiast w RE Ełk i RE Łomża występuje sieć kompensowana, gdzie identyfikacja prądów zwarciowych jest trudniejsza. Dla tej sieci zastosowaliśmy nasze zewnętrzne kierunkowe wskaźniki zwarć typu FLAIR 200C, które sprawdziły się podczas testów, jak również przy rzeczywistych zwarciach.

Na poniższych rysunkach przedstawiono schematy zrealizowanych systemów automatyk restytucyjnych.

 

 

 

 

 

 

 

3. Doświadczenia z realizacji projektów

W trakcie realizacji powyższych tematów spotkaliśmy się z wieloma sytuacjami, które nie zostały uwzględnione w trakcie projektowania. Poniżej przedstawiono kilka z nich.

3.1. Prawidłowy montaż czujników prądowych

Niby jest to sprawa prosta dla każdego elektromontera, założenie na kabel czujnika prądowego z rozpinanym rdzeniem. Ze względu na poprawność działania systemu automatyzacji ma to kluczowe znaczenie – poprawna identyfikacja prądu zwarciowego. Aby wskaźnik zwarcia mógł to wykonać prawidłowo, jego czujniki prądowe muszą być podłączone poprawnie. Podczas realizacji tych kilku tematów mieliśmy z tym różne doświadczenia, zwłaszcza jeżeli prace te wykonywały firmy zewnętrzne, które „wiedziały lepiej” jak to się montuje. Najczęstszy problem jaki występował, to co zrobić z żyłami powrotnymi, zwanymi „warkoczami”. Zgodnie z instrukcją do wskaźników zwarć, żyły powrotne powinny być przeplecione przez czujniki prądowe, a następnie uziemione. Na zdjęciach zostały pokazane sytuacje, gdzie to nie zostało dopilnowane, a wynikiem takiego połączenia był widoczny w systemie prąd Io równy prądowi fazowemu.

Oczywiście wskaźnik zwarcia przy takim połączeniu nie może pracować poprawnie. Po zaistnieniu takiej sytuacji, przeszkoliliśmy w tym zakresie podwykonawców i ich monterów, dzięki czemu nie mieliśmy więcej problemów tego typu.

3.2. Komunikacja

Podstawą działania systemu SHG (jak i innych systemów typu FDIR) jest komunikacja. W naszym wypadku komunikacja ta odbywa się poprzez modemy GPRS/2G/3G. Ponieważ większość stacji SN/Nn, które były modernizowane pod wymogi automatyzacji sieci, umieszczona była w obszarach miejskich, montowaliśmy standardowe anteny GPRS wewnątrz stacji. Miało to ten plus, że antena nie była narażona na działania osób trzecich. Jednak podczas testów i prób funkcjonalnych zauważyliśmy, że umieszczenie anten wewnątrz stacji osłabia sygnał i powoduje chwilowe zaniki komunikacji. Po tych doświadczeniach zaczęliśmy umieszczać anteny o większej dobroci i mocy sygnały na zewnątrz budynku, jednak w takim miejscu, żeby „pasjonaci cudzej własności” nie mogli ich zniszczyć.

3.3. Zabudowa sterowników na GPZ/RPZ

Kolejnym miejscem do wykazania się inwencją twórczą były pola SN w GPZ/RPZ, gdzie musieliśmy zamontować nasze sterowniki, które inicjują działanie całego systemu. W zależności od stacji spotykaliśmy się z różnymi sytuacjami – pola były wyposażone w zabezpieczenia analogowe, które nie mogły współpracować z systemem cyfrowym (wymiana zabezpieczeń), w polach nie było możliwości zamontowania sterownika, zabudowane sterowniki nie powinny odbiegać wyglądem od istniejących szaf zabezpieczeniowych. Każdy GPZ/RPZ miał swoje własne wymagania, które musieliśmy spełnić. W RE Ełk i RE Łomża musieliśmy wymienić zabezpieczenia i zmodernizować pole SN (jak na zdjęciu).

W GPZ Walecznych sterowniki montowaliśmy w pomieszczeniu po byłej nastawni, na istniejących panelach. Natomiast w GPZ Pilczyce dostosowaliśmy montaż sterowników do istniejących na stacji szaf zabezpieczeń, tak by całość wyglądała estetycznie i była funkcjonalna.

4. Doświadczenia z eksploatacji

Projekty wykonane dla PGE Dystrybucja Oddział Białystok (SHG Ełk i SHG Łomża) zakończyły się testami funkcjonalnymi całego systemu. Testy te nie polegały tylko na symulacji zwarcia na zabezpieczeniach zamontowanych w polach RPZ, ale również na rzeczywistym doziemieniu. Wyniki tych testów zostały przedstawione w poniższej tabeli.

Oprócz tych testów w ciągu ponad rocznej eksploatacji nastąpiły dwa zwarcia mające czynnik naturalny:

• 27 grudnia 2016 roku w Łomży nastąpiło zwarcie w sieci objętej automatyką SHG. Dzięki działaniu automatyki restytucyjnej przywrócono zasilanie dla 1373 odbiorców w ciągu 22 sekund.
• 13 sierpnia 2017 roku w Ełku nastąpiło zwarcie w sieci objętej automatyką SHG. Czas restytucji wyniósł 10 sekund, a po tym czasie przywrócono zasilanie do 2396 odbiorców.

Natomiast przy realizacji automatyzacji sieci dla miasta Wrocław (Tauron Dystrybucja) nie było możliwości przeprowadzenia testów funkcjonalnych, musieliśmy czekać na naturalne zdarzenia, dzięki którym działanie automatyki sieci dystrybucyjnej zostanie potwierdzone.

Poniżej przedstawiono listę zdarzeń, które były w obszarze działania pętli SHG we Wrocławiu.

• 12 stycznia 2017 roku. Doszło do zwarcia jednofazowego w obszarze pętli SHG Pilczyce. Jednak ze względu na charakter zakłócenia (pojawiła się składowa stała po stronie wtórnej przekładników prądowych, co zakłóciło pracę zabezpieczeń) automatyka SHG nie została pobudzona do działania.
• 23 lipca 2017 roku nastąpiło zwarcie dwufazowe w obrębie SHG Pilczyce, zabezpieczenia zadziałały prawidłowo, automatyka SHG, ze względu na zjawisko hazardu czasowego, zadziałała częściowo poprawnie (błędne otwarcie jednego łącznika na stacji SN/nN w głębi sieci). Mimo tego automatyka przywróciła zasilanie do 15 z 22 stacji SN/nN (czyli 2515 odbiorcom) w ciągu 15 sekund. Pozostali odbiorcy uzyskali zasilanie po 35 minutach
• 21 sierpnia 2017 (godz. 6:54) nastąpiło zwarcie dwufazowe w obrębie działania pętli SHG Pilczyce. Zabezpieczenie zadziałało poprawnie, automatyka SHG również zadziałała poprawnie. W ciągu 9 sekund przywrócono zasilanie do 1520 odbiorców (czyli 10 z 13 stacji SN/nN). 44 minuty zajęło przywrócenie zasilania pozostałym odbiorcom.
• 21 sierpnia 2017 (godz. 23:52) ponownie w pętli SHG Pilczyce nastąpiło zwarcie, tym razem jednofazowe. Układy EAZ zadziałały poprawnie, automatyka SHG w ciągu 10 sekund przywróciła zasilanie do 2485 odbiorców (czyli 13 z 14 stacji SN/nN). Czas przywrócenia zasilania pozostałym odbiorcom wyniósł 37 minut.

 

 

 

 

5. Podsumowanie

Firma Schneider Electric od kilku lat zajmuje się problematyką obniżania wskaźników SAIDI/SAIFI, jak również rozwiązaniami automatyzacji sieci dystrybucyjnej SN. Swoje rozwiązanie firma oparła o architekturę rozproszoną, dzięki czemu nie ma potrzeby angażowania systemów nadrzędnych. Struktura rozproszona ma też tą zaletę, że czasy izolacji zwarcia są stosunkowo krótkie, znacznie poniżej wymaganych 3 minut, co pokazują przykłady rzeczywistych zwarć opisane w artykule. Ponadto rozbudowa takiego systemu nie wymaga zmiany globalnej topologii, a włączany nowy sterownik prosto adoptuje się do układu SHG. Doświadczenia obiektowe wykazały, że zastosowanie zintegrowanych sterowników oraz gotowych elementów prefabrykowanych (kable i złącza) znacznie usprawniły i skróciły czasy realizacji projektów, co w obecnych czasach staje się bardzo kluczowe w odniesieniu do planowanych i nieplanowanych prac w infrastrukturze sieci zasilania. Zastosowane sterowniki posiadają pełną synoptykę pola oraz kontrolują na bieżąco moduły zasilania oraz inne urządzenia pomiarowo – komunikacyjne, co ułatwia prace ruchowe,  diagnostykę oraz szybką identyfikację stanów awaryjnych na stacji. Zapraszamy wszystkich Operatorów sieci dystrybucyjnych do współpracy z naszą firmą i do wykorzystania naszych doświadczeń w dziedzinie automatyzacji sieci i izolacji zwarć.

Tab. 1. Wyniki testów pętli SHG w Ełku i w Łomży
Test	Czas restytucji SHG	Wymagany czas przez URE
Symulacja zwarcia w polu nr 14 w RPZ Ełk 2	9 s	3 min
Symulacja zwarcia w polu nr 23 w RPZ Ełk 2	13 s	3 min
Symulacja zwarcia w polu nr 2 RPZ Łomża 2	11 s	3 min
Symulacja zwarcia w polu nr 28 RPZ Łomża 2	13 s	3 min
Symulacja zwarcia w polu nr 12 RPZ Jantar	9 s	3 min
Rzeczywiste doziemienie jednej fazy w linii zasilanej z pola nr 28 RPZ Łomża 2	22 s	3 min

6. Bibliografia

1. Jacek Floryn, Marek Zenger „Funkcjonowanie układu restytucyjnego Self Healing Grid wrocławskiej sieci dystrybucyjnej średniego napięcia”, XX Ogólnopolska Konferencja 2017 Komitetu Automatyki Elektroenergetycznej SEP, s. 163

2. Materiały własne Schneider Electric Polska Sp. z o.o.

Bogdan GRABARCZYK, Schneider Electric Polska Sp. z o.o.