Technologie

Obszarowy system detekcji zwarć w sieci SN wykorzystujący scentralizowany pomiar synchrofazorów napięcia

Streszczenie

W referacie zaprezentowano koncepcję systemu detekcji zwarć doziemnych w sieciach SN jako przykład obszarowej automatyki zabezpieczeniowej. Przytoczono najważniejsze cechy wykorzystanej w tym celu techniki pomiarów synchronicznych, dzięki której do realizacji kryteriów detekcji kierunku zwarcia nie jest konieczny pomiar napięcia w głębi sieci. Zaprezentowano zakres prac pracy badawczej i wdrożenia związanego z realizacją systemu w rzeczywistej sieci. Poruszono problem wykorzystania cewek Rogowskiego jako czujników pomiaru prądu wykorzystywanych w filtrach składowej zerowej, oraz występujący w tym przypadku problem nastawiania zabezpieczeń admitancyjnych.

1. Wstęp

Zmiany zachodzące we współczesnym świecie jak np. globalizacja, dekarbonizacja, rozwój techniczny w tym szczególnie telekomunikacja, stawiają ciągle nowe wyzwania przed ogólnie pojętą elektroenergetyką. Jej rozwój winien nadążać za zachodzącymi zmianami, oraz zaspokajać potrzeby ludzkości coraz bardziej uzależnionej od dostępu do energii elektrycznej. Dotyczy to w oczywisty sposób również dziedziny elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ), która jest odpowiedzialna za dostarczanie odpowiedniej jakości energii elektrycznej, oraz selektywną eliminację zakłóceń w pracy systemu elektroenergetycznego (SEE). Nowe wyzwania w tym zakresie dotyczą zmiany historycznie ugruntowanego podziału użytkowników SEE na producentów i użytkowników energii. Wyraźny trend rozwoju odnawialnych źródeł energii (OZE), czy małej lokalnej generacji zmusza do poszukiwania nowych kryteriów działania EAZ. Powyższe wynika ze zmieniających się warunków pracy tej automatyki związanych szczególnie z instalacją źródeł energii w głębi sieci, ich cykliczną pracą i w konsekwencji okresową zmianą kierunku przepływu mocy, zmienności poziomów prądów zwarciowych sieciach, możliwości przejścia i utrzymania w pracy wyspowej bliżej nieokreślonego obszaru, czy problemu nieintencjonalnej generacji w celowo wyłączonym fragmencie sieci.

Wydaje się, że rozwiązanie tych problemów nie jest możliwe w oparciu o klasyczną EAZ. Stąd potrzeba poszukiwania nowych rozwiązań. Tradycyjna EAZ jest najczęściej oparta na sygnałach pomiarowych lokalnych, ewentualnie przesyłanych sygnałach binarnych, lub w przypadku zabezpieczeń różnicowych, również na sygnałach analogowych (przesyłanych obecnie w postaci cyfrowej). Ograniczona jest jednak najczęściej do jednego obiektu elektroenergetycznego.

Wzbogacenie zakresu funkcjonalności nowoczesnych systemów EAZ możliwe będzie poprzez tworzenie systemów automatyki o złożonych i rozproszonych algorytmach decyzyjnych (np. sieci neuronowe), wykorzystanie techniki pomiarów synchronicznych, rozbudowę infrastruktury komunikacyjnej, tworzenie obszarowych systemów EAZ opartych np. na technice agentów [1].

2. Detekcja zwarć w sieci SN w oparciu o centralny pomiar synchrofazorów napięcia

Jednym z czynników wpływających na możliwości i jakość automatyzacji sieci SN jest selektywna detekcja zwarć szczególnie doziemnych. W głębi sieci punkty są wyposażane zwykle tylko w pomiar prądów fazowych, co pozwala na stosunkowo proste wykrywanie zwarć wielkoprądowych.

Rys. 1. Struktura systemu pomiaru synchrofazorów
Rys. 2. Poglądowa struktura systemu detekcji zwarć

Wydaje się, że praktycznie niedostępna jest metoda selektywnej detekcji zwarć doziemnych w przypadku braku sygnału pomiarowego napięcia. Poza nielicznymi przypadkami gdzie może być zastosowane kryterium nadprądowe składowej zerowej, konieczne jest zastosowanie kryteriów zabezpieczeniowych, które posiadają cechy kierunkowości. W klasycznych rozwiązaniach sygnał składowej zerowej napięcia pozyskiwany jest lokalnie, co w przypadku lokalizacji w głębi sieci znacząco podnosi koszty inwestycyjne. W praktycznych rozwiązaniach pomiary napięć sieci są konieczne dla realizacji selektywnie działającej EAZ. W rozległych sieciach dystrybucyjnych w zabezpieczeniach od zwarć doziemnych powszechnie wykorzystywane są kryteria zabezpieczeniowe z rodziny admitancyjnych, przeznaczone dla wszystkich rodzajów sieci z izolowanym punktem neutralnym [2]. Są to kryteria bazujące zwykle na podstawowej harmonicznej sygnałów składowej zerowej prądu i napięcia, w swej klasie uznawane za jedne z najczulszych dla tego rodzaju sieci. Pozytywne są również doświadczenia eksploatacyjne.

Do realizacji przytoczonych funkcji zabezpieczeniowych wykorzystywane są fazory składowych zerowych napięć i prądów. Wykorzystując fakt, że napięcia w każdym punkcie sieci są prawie równe (pomijając spadki napięć na liniach) zaproponowano rozwiązanie polegające na centralnym pomiarze napięć z rozdzielni głównej (GPZ) oraz pomiarze prądów w wybranych miejscach w głębi sieci. Rozwiązanie takie jest możliwe do realizacji, pod warunkiem zachowania spójności w czasie dokonanych pomiarów fazorów, oraz zapewnieniu odpowiedniej infrastruktury telekomunikacyjnej. Automatyka działająca w oparciu o tak pozyskane sygnały ma pewne cechy automatyki obszarowej, do której realizacji w naturalny sposób wykorzystywana jest technika pomiarów synchronicznych.

3. Technika pomiarów synchronicznych

Od wielu lat technika pomiarów synchronicznych budzi zainteresowanie w środowisku osób zajmujących się różnymi aspektami dotyczącymi systemu elektroenergetycznego (SEE). Z techniką tą wiąże się duże nadzieje na rozwiązanie niektórych problemów, trudnych do zrealizowania innymi metodami [3]. Istotą pomiarów synchronicznych jest dokonywanie akwizycji danych w określonych momentach czasu uniwersalnego UTC wyznaczonych z dokładnością do kilku mikrosekund. Na ich podstawie wyznaczane są fazory reprezentujące sygnały sinusoidalne 1-szej harmonicznej precyzyjnie określone etykietą czasu – zsynchronizowane fazory (synchrofazory). Umożliwia to porównywanie różnych wielkości (szczególnie kątów) pozyskanych nawet z bardzo odległych miejsc w SEE.

Pomiary fazorów dokonywane są przez urządzenia zwane Phasor Measurement Unit (PMU) zsynchronizowane z czasem uniwersalnym zazwyczaj przez odbiorniki satelitarne systemu GPS. Dane z urządzeń PMU przesyłane są do serwerów Phasor Data Concentrator (PDC), a następnie są wykorzystywane przez różnego rodzaju aplikacje.

Istotą pomiarów synchronicznych jest to, aby jednostki PMU niezależnie od producenta posiadały te same właściwości metrologiczne. Stąd szczegółowe wymagania zostały znormalizowane dla tych urządzeń w [4], [5]. W 2011 roku oprócz właściwości metrologicznych związanych z dokładnością i spójnością w czasie określono również wymagania związane z dynamiką odpowiedzi. Mimo pewnych problemów w realizacji tego typu jednostek oraz nieścisłości, czy niejasności zapisów w wymienionych normach, zastosowanie techniki pomiarów synchronicznych stanowi istotny postęp w rozwijaniu narzędzi klasy WAMS/WACS (WideArea Measurement Stystem / WideArea Control System). Po obiecujących doświadczeniach związanych z wdrażaniem tej techniki [6], podjęto wyzwanie opracowania decyzyjnych algorytmów obszarowych EAZ opartych o pomiary dokonane w jednostkach PMU.

4. Koncepcja systemu detekcji zwarć doziemnych

Obszarowy system detekcji zwarć doziemnych bazuje na pomiarach synchronicznych fazorów napięcia w GPZ i ewentualnie w innych miejscach sieci wyposażonych w pomiar napięcia oraz prądów fazowych w głębi sieci. Pomiaru dokonują jednostki PMU zsynchronizowane za pomocą odbiorników GPS, wyznaczone synchrofazory dla poszczególnych faz i/lub ich składowe zerowe przesyłane są do jednostki centralnej (serwera). Przesyłanie danych może odbywać w sposób permanentny lub tylko po spełnieniu określonych warunków np. pobudzenia kryteriów zabezpieczeniowych. Zadaniem serwera jest wyznaczenie składowych zerowych (jeśli nie były obliczone), oraz realizacja określonych kryteriów zabezpieczeniowych. Dla każdego z punktów pomiarowych może być np. zrealizowane kryterium admitancyjne. Jeśli w punktach pomiarowych zainstalowane są wyłączniki, system po dokonaniu detekcji zwarcia wyśle rozkazy wyłączające do odpowiedniej jednostki PMU, która to po sprawdzeniu dodatkowych kryteriów (np. Io>) i odliczeniu nastawionego czasu dokona wyłączenia eliminującego zwarcie. Takie działanie jest praktycznie równoważne tradycyjnemu lokalnemu kryterium zabezpieczeniowemu, bez konieczności pozyskiwania lokalnych pomiarów napięć. Jednak technika pomiarów synchronicznych pozwala na znacznie więcej. Mając do dyspozycji pomiary z wielu punktów w sieci dokonane prawie w tym samym momencie można pokusić się o realizację niestandardowych zaawansowanych kryteriów ziemnozwarciowych „obszarowych” bazujących na pomiarach rozproszonych. Pożyteczną funkcjonalnością jest możliwość porównania działania zabezpieczeń z różnych miejsc systemu w celu uwiarygodnienia i potwierdzenia decyzji, bazując na ocenie selektywności pobudzeń. Można sobie wyobrazić algorytm eliminujący błędne pobudzenie przy jednoznacznych wykluczających to pobudzenie sygnałach z pozostałych miejsc systemu.

Rys. 3. Obszary detekcji zwarć w projekcie badawczym

W zaproponowanym systemie kryteria zabezpieczeniowe realizowane są w jednostce centralnej istnieje zatem możliwość zastosowania algorytmów wielokryterialnych czy dynamicznej adaptacyjnej zmiany nastaw. Funkcjonalność ta wydaje się szczególnie przydatna w systemie dokonującym jedynie detekcji miejsca zwarcia bez wypracowywania sygnałów wyłączjących. Pozwala to na ocenę jakości działania jednocześnie rożnego rodzaju kryteriów, lub wyboru odpowiedniego kryterium po identyfikacji rodzaju zwarcia (metaliczne, wysokooporowe, łukowe).

Ponadto, z uwagi na dokładną synchronizację pomiarów możliwe jest obliczanie innych wielkości elektrycznych np. poziomów mocy czynnej, biernej, współczynników mocy, rozpływów mocy, bilansowanie mocy. System może również służyć do monitorowania poziomu napięć po stronie niskiego napięcia w przypadku instalacji w stacji transformatorowej.

5. Praca wdrożeniowa – automatyka detekcji zwarć w sieci SN

Zgodnie z przedstawioną koncepcją realizowana jest praca wdrożeniowo badawcza na zlecenie innogy STOEN Operator na terenie Starego Rembertowa. Jest to sieć o napięciu znamionowym 15 kV, pracująca w układzie z kompensacją prądów ziemnozwarciowych i automatyką wymuszania składowej czynnej (AWSCz). Jako urządzenia pomiarowe zastosowano zabezpieczenie EPROTECT z funkcjonalnością PMU. Zakresem objęto sześć stacji SN dzięki czemu jedną pętlę zasilaną z GPZ podzielono na 6 obszarów identyfikacji zakłóceń.

Urządzenia EPROTECT oprócz funkcji PMU realizują standardowe funkcje zabezpieczeniowe w tym przypadku pełniące rolę wskaźników przepływu prądu zwarciowego. Ponadto w dwóch lokalizacjach dostępny będzie pomiar napięcia, w związku z czym dostępna będzie funkcja zabezpieczenia admitancyjnego.

Zabezpieczenia EPROTECT wyposażone są w rejestratory zakłóceń, zarejestrowane przebiegi w czasie zwarć posłużą ocenie standardowych kryteriów zabezpieczeniowych, oraz dodatkowych niestandardowych algorytmów zabezpieczeniowych. Szczególne zainteresowanie ze względu na nowe funkcjonalności wzbudzają kryteria pozwalające na detekcję miejsca zwarcia przed zadziałaniem AWSCz. Technika synchrofazorów pozwala na precyzyjny pomiar kąta, można zatem pokusić się o detekcję prądu czynnego pochodzącego od rezystancji dławika gaszącego. Warunkiem jest tu zastosowanie odpowiednio dokładnych filtrów składowej zerowej.

Jako przetworniki prądowe w większości zastosowano cewki Rogowskiego. Schemat poglądowy pojedynczego punktu przedstawiono na rys. 4. Prąd składowej zerowej 3I0 będzie wyliczany jako suma prądów fazowych.

Rys. 4. Schemat poglądowy punktu pomiarowego.

Dane z punktów pomiarowych będą przesyłane siecią GSM do serwera PDC, z których następnie będzie czerpać dane aplikacja detekcji zwarć. Aplikacja będzie realizować funkcje agregacji danych pomiarowych, realizować kryteria zabezpieczeniowe, identyfikować obszar na którym nastąpiło zwarcie doziemne, ponadto będzie realizować funkcje rejestracji zdarzeń i zakłóceń, nadzorowania jednostek pomiarowych, wymiany danych z systemem SCADA, wizualizacji on-line danych pomiarowych oraz umożliwiać konfigurację systemu. Przykładowy ekran synoptyczny pokazano na rys. 5.

Rys. 5. Przykładowy ekran synoptyczny

6. Zastosowanie cewek Rogowskiego jako filtru składowej zerowej prądu

W sieciach dystrybucyjnych SN w głębi sieci coraz częściej jako przetworniki prądowe stosowane są cewki Rogowskiego. Niska cena, łatwość instalacji, możliwość rozwierania obwodu pomiarowego oraz dobre parametry jak liniowość czy dynamika powodują, ze jest to atrakcyjne rozwiązanie w porównaniu z tradycyjnymi rdzeniowymi przekładnikami prądowymi. Pewnymi utrudnieniami w aplikacji cewek Rogowskiego jest niski poziom mocy sygnałów wejściowych oraz konieczność stosowania integratora z uwagi na to, że sygnał wyjściowy jest proporcjonalny do pochodnej mierzonego prądu di/dt. Wykorzystanie dobrych właściwości przetwornika pomiarowego zależy od jakości urządzenia pomiarowego. Znaczące źródło błędów przesuwa się w przypadku wykorzystania cewek Rogowskiego z samego przetwornika na układy wejściowe urządzeń. Niski poziom pochodnej sygnału użytecznego (di/dt) pomiarowego sprawia, że na dokładność przetwarzania mają wpływ takie czynniki jak temperatura, rezystancja obwodu wejściowego, zakresy pomiarowe (dynamika), sposób realizacji integratora (analogowy, cyfrowy), niezmienność parametrów w czasie, rozbieżność parametrów pomiędzy fazami.

W przypadku zastosowania integratora analogowego, błędy pomiarowe zostają powiększone z powodu występowania składowej stałej (offset error), oraz zmienności parametrów (właściwości termiczne i długoterminowe) elementów analogowych, szczególnie kondensatora integrującego, ale również wzmacniacza operacyjnego. Oprócz błędu amplitudowego analogowy układ całkujący wprowadza przesuniecie fazowe. Zatem w przypadku stosowania integratora analogowego istnieje potrzeba kalibracji torów pomiarowych. Aby wyeliminować część wymienionych źródeł błędu zdecydowano się w urządzeniu EPROTECT na zastosowanie integracji cyfrowej w procesorze DSP. Integracja cyfrowa charakteryzuje się brakiem wrażliwości układu na zmiany parametrów komponentów, co skutkuje brakiem konieczności kalibracji amplitudy i przesunięcia fazowego.

Rys. 6. Przykład zastosowania integratora analogowego a) i cyfrowego b)

Wydaje się, że konstrukcje oparte na prostym sumowaniu prądów fazowych mogą wprowadzać dość istotne błędy pomiaru (estymacji) składowej zerowej prądu. Zauważa się niewielki dorobek doświadczeń eksploatacyjnych z tego zakresu, i potrzebę prowadzenia badań, czemu ma również służyć wspomniana praca badawcza. Próby laboratoryjne są obiecujące, wykazały, że zastosowanie techniki pomiarów synchronicznych oraz cyfrowego integratora znacząco poprawia dokładność przetwarzania toru pomiarowego.

7. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe w układach z cewkami Rogowskiego

Zastosowanie jako filtrów składowej zerowej prądu operacji sumowania prądów fazowych z obwodów cewek Rogowskiego składnia do odmiennego spojrzenia na EAZ służącą do eliminacji zwarć doziemnych. W obwodzie wejściowym zastosowany jest układ integrujący odtwarzający kształt prądu pierwotnego z sygnału pomiarowego proporcjonalnego do di/dt.

Układ integrujący wprowadza do sygnału składową aperiodyczną, która nie występuje w prądzie pierwotnym, składowa ta jest związana ze stałą czasową RC układu integrującego. Zwykle stała ta mieści się w granicach od 15ms dla funkcji zabezpieczeniowych do 100ms dla funkcji pomiarowych. Krótsza stała integracji wprowadza większe błędy pomiarowe. Dodatkowym problemem może być nierówność stałych czasowych dla poszczególnych faz.

Stąd można się spodziewać, że dla realizacji funkcji zabezpieczeniowych wymagających większej dokładności należy stosować dłuższe stałe czasowe w układzie integrującym. Takie podejście może skutkować z kolei znacznymi błędami pomiarowymi w przypadku zwarć przerywanych, gdy permanentnie mamy do czynienia ze stanem nieustalonym.

Istotnym zagadnieniem na który należy zwrócić uwagę, to nastawy dla zabezpieczeń ziemnozwarciowych. Cewki Rogowskiego ze względu na swoje dobre właściwości dynamiczne mogą pracować w bardzo szerokim zakresie spodziewanych prądów pomiarowych zarówno roboczych jak i zwarciowych. W związku z czym w danych technicznych nie ma parametru prądu znamionowego, jest podawany zakres pomiarowy, a znana z tradycyjnych przekładników przekładnia wyrażona w jednostce niemianowanej lub [A/A] w przypadku cewek Rogowskiego zostaje zastąpiona współczynnikiem przetwarzania dla konkretnej częstotliwości wyrażonym w mV/A.

Najbardziej problematycznymi są w takim układzie nastawy zabezpieczeń z rodziny admitancyjnych. Obliczone nastawy strony pierwotnej są przeliczane na stronę wtórną i w takiej formie wprowadzane do terminali zabezpieczeniowych. W przypadku cewek Rogowskiego nie występuje admitancja sprowadzona na stronę wtórną. Producenci mogą rozwiązywać sprawę tego rodzaju nastaw w różny sposób, najbardziej właściwym wydaje się wyrażanie nastaw w wartościach strony pierwotnej.

8. Podsumowanie

Postępująca automatyzacja sieci dystrybucyjnych jest możliwa dzięki rozwojowi telekomunikacji, której burzliwy rozwój pozwala na realizację coraz bardziej złożonych funkcji opartych na wymianie danych. Do takich rozwiązań należy obszarowa automatyka zabezpieczeniowa wykorzystująca pomiary synchroniczne. Pozytywne dotychczasowe doświadczenia z techniką synchrofazorów, pozwalają na przeniesienie i realizację klasycznych kryteriów zabezpieczeniowych do centralnego serwera. To rozwiązanie pozwala również na poprawę działania zabezpieczeń poprzez realizację dodatkowych kryteriów opartych o pomiary dokonane w wielu miejscach sieci. Dzięki temu rozwiązaniu można obniżyć koszty automatyzacji sieci ograniczając liczbę punktów pomiaru napięcia i uzyskując dodatkową funkcjonalność.

Coraz częściej stosowane do pomiaru prądu przetworniki w postaci cewek Rogowskiego przenoszą istotne źródła błędów z samego przetwornika do urządzenia pomiarowego. W odróżnieniu od klasycznych przekładników rdzeniowych, gdzie o jakości pomiaru raczej decydowały parametry przekładnika, w przypadku cewek Rogowskiego, wykorzystywanych w aplikacjach wymagających stosunkowo wysokiej dokładności bądź dynamiki pomiarów, należy zwracać większą uwagę na parametry urządzenia pomiarowego.

Mariusz Talaga – Energotest

Literatura

[1] Halinka A.: Techniki zabezpieczeń elektroenergetycznych. Monografia. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej. 2013

[2] Lorenc J.: Admitancyjne zabezpieczenia ziemnozwarciowe. Wydawnictwo Politechniki Poznańskiej. 2007

[3] NASPI. Actual and potential phasor data applications. 12/1/2009

[4] C37.118.1-2011 – IEEE Standard for Synchrophasor Measurements for Power Systems

[5] C37.118.2-2011 – IEEE Standard for Synchrophasor Data Transfer for Power Systems

[6] Talaga M.: Doświadczenia eksploatacyjne związane z wdrażaniem aplikacji wykorzystujących pomiary synchroniczne. Konferencja KAE. Zabezpieczenia przekaźnikowe w energetyce. Kazimierz Dolny. 11-13.10.2017

Click to comment

Leave a Reply

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

To Top