Technologie

Wdrożenie rozproszonego systemu automatyk restytucyjnych typu SELF-HEALING GRID produkcji Schneider Electric na terenie TAURON Dystrybucja SA oddział we Wrocławiu

W artykule przedstawiono realizację rozproszonego systemu restytucyjnego typu Sealf Healing Grid do automatycznej rekonfiguracji sieci kablowej SN po wystąpieniu zwarcia u Operatora Tauron Dystrybucja SA oddział Wrocław. Przedstawiono założenia i korzyści realizacji takiego projektu. Opisano działanie algorytmu SHG oraz zasady lokalizacji miejsca zwarcia. Wyszczególniono istotne urządzenia, które należało uwzględnić przy modernizacji stacji transformatorowych w głębi sieci wraz w głównych stacjach zasilających. Zwrócono uwagę na ważne elementy wdrożenia nowej automatyki sieciowej w odniesieniu do aktualnych procedur zarządzania siecią przez Operatora oraz łatwość rozbudowy układów o nowe sterowalne punkty w przyszłości. Na koniec podano wnioski, które skłaniają do tezy, że wprowadzanie rozproszonych automatyk SHG wpłynie znacząco na zwiększenie efektywności pracy systemów dystrybucyjnych SN oraz zmniejszenie wskaźników SAIDI u Operatorów.

Wprowadzenie

Sieci dystrybucyjne SN stają się coraz bardziej złożone w wyniku dynamicznej rozbudowy infrastruktury, mocy podłączanych odbiorców, zmian charakteru źródeł generacji rozproszonej lub innych elementów mających wpływ na zmiany parametrów sieci. Jednocześnie stale wzrastają wymagania odbiorców w zakresie ciągłości i jakości dostarczanej energii. W związku z tym detekcja zwarć i szybka rekonfiguracja sieci rozdzielczych stanowi istotny element zachowania efektywności pracy systemu elektroenergetycznego na różnych poziomach napięcia. Istotnym dla stabilności takiego globalnego systemu są zjawiska zwarciowe na poziomie średniego i niskiego napięcia, gdzie zlokalizowani są odbiorcy końcowi. Wszelkie rozważania o tworzeniu lokalnych czy globalnych struktur automatyzacji i monitoringu parametrów sieci typu „SmartGrid” czy „Smart Metering” dla określonych systemów powinna rozpoczynać się od sieci dystrybucyjnej, gdzie obecnie następuje znaczący rozwój. Szczególnie związane jest to z aglomeracjami miejskimi, gdzie wymusza się rozbudowę i zarazem modernizację sieci średniego napięcia by dostosować się do charakteru i mocy pobieranej przez odbiorców energii elektrycznej. Staje się bardzo istotnym element efektywności zarządzania pracą takiego systemu co w konsekwencji wpływa na skrócenie czasu w dostawie energii do odbiorców w przypadku awarii w systemie. Kluczowy staje się tutaj czas poniżej 3 minut, którego przekroczenie wpływa na naliczanie wskaźników odnoszących się do długich i krótkich przerw w zasilaniu typu SAIDI i SAIFI. Realne straty, które ponoszą zakłady energetyczne jak i przemysłowe w wyniku uszkodzeń sieci dają podstawy by modernizować rozdzielnie lokalne oraz w głębi sieci poprzez instalowanie napędów oraz sterowników obiektowych, które integruje się z rozdzielnicami. Takie wielofunkcyjne sterowniki często wyposażane są już w układy pomiarowe do detekcji przepływu prądów zwarciowych (FPI – Fault Passage Indicator) lub też współpracują z zewnętrznymi wskaźnikami, które dobiera się pod określony typ uziemienia sieci. Mówimy tutaj o układach dedykowanych na linie kablowe i napowietrzne. Sterowniki umożliwiają z jednej strony przesyłanie zdalnie informacji z danego punktu sieci przykładowo o obciążeniu, jakości energii, pracy urządzeń czy wystąpieniu zwarcia, ale co najważniejsze operator może w sposób manualny lub automatyczny przeprowadzić rekonfigurację sieci tak, by w jak najkrótszym czasie możliwie jak największa część struktury zasilania mogła być załączona a uszkodzony odcinek wyizolowany. Taką rekonfigurację realizują innowacyjne sterowniki obiektowe, które za pomocą wewnętrznej komunikacji „peer-to-peer” (P2P) pomiędzy jednostkami w sieci informują się o sytuacji na stacji lub pomiędzy nimi i podejmują decyzję o przełączeniach bez udziału Operatora. Szybkość przełączeń z zachowaniem bezpieczeństwa struktury sieci zasilającej z wyizolowaniem uszkodzonego odcinka jest tutaj bardzo istotna. Staje się to realne do wykonania w odniesieniu do obecnie stosowanej i sprawdzonej technologii sprzętowej i komunikacyjnej. Przedstawiona technologia do realizacji układu restytucyjnego Self Healing Grid opiera się na inteligentnych sterownikach obiektowych typu T200I z rodziny urządzeń EASERGY produkcji Schneider Electric.

Założenia

Celem wdrożenia projektu SHG była identyfikacja zwarcia, odłączenie i wyizolowanie uszkodzonego odcinka sieci SN, oraz przywrócenie zasilania odbiorcom w nieuszkodzonej części sieci w sposób automatyczny w horyzoncie kilkudziesięciu sekund od powstania zwarcia. Identyfikacja miejsca zwarcia, odłączenie uszkodzonego fragmentu sieci i przywrócenia zasilania w ciągach niezautomtyzowanych wynosi od kilku minut do około dwóch godzin. Dostawca systemu gwarantuje czasy realizacji samoczynnej restytucji zasilania dla ciągu K -I 10kV poniżej 30s oraz dla ciągu K-II 10kV poniżej 50s zgodnie z wymogiem Tauron Wrocław przy zastosowaniu łączności GPRS jako medium komunikacji. System SHG opiera się na układzie rozproszonym urządzeń przy zastosowaniu sterowników stacyjnych typu EASERGY T200I, gdzie realizowanie algorytmu SHG dokonywane jest bez udziału systemu SCADA. Automatyka SHG ze względu na potwierdzanie na bieżąco niezbędnych kryteriów takich jak: stany łączników, obecność napięcia na szynach, jakość łącza oraz potwierdzonego układu topologii SHG gwarantuje prawidłowość bezpiecznych przełączeń. Utrata choćby jednego z tych informacji blokuje automatykę SHG. Sterowniki komunikują się niezależnie z systemem SCADA po protokole DNP3.0 oraz pomiędzy sterownikami za pomocą łącza „peer to peer” poprzez Modbus TCP/IP. Na stacjach w danym ciągu kablowym nie objętych sterowaniem są zainstalowane wskaźniki zwarcia typu Flair200C produkcji Schneider Electric z modułem komunikacji GPRS, z których informacje o przepływie prądu zwarciowego są przesyłane do koncentratora Clear Scada. Dalej po protokole DNP3.0 informacje są przekazywane do systemu SCADA (Ex – Apator Elkomtech SA). Służby serwisowe mogą uzyskać zdalne połączenie zarówno ze sterownikami T200I oraz wskaźnikami Flair 200C poprzez wbudowany WebSerwer i standardową przeglądarkę internetową jako łącze inżynierskie. Wszystkie trzy kanały komunikacje realizowane są na jednej karcie SIM/APN zainstalowanej w sterowniku EASERGY T200I.

Podstawowymi cechami wymaganiami od układu restytucyjnego są: pewność działania, bezpieczeństwo i elastyczność. Zakłada się minimalizację ryzyka nieprawidłowych łączeń a tym samym ryzyka załączenia na zwarcie. Sprzyja temu daleko posunięta samokontrola układu. Utrata łączności pomiędzy sterownikami, czy uszkodzenie któregoś ze sterowników, w tym modułu identyfikującego przepływ prądu zwarciowego musi powodować natychmiastową blokadę działania SHG. Układ SHG musi jednocześnie samoczynnie dostosowywać algorytm swego działania do zmian w układzie sieci (zmiany punktu rozcięcia). Możliwa musi być również łatwa rozbudowa układu SHG – obejmująca kolejne czy nowopowstałe stacje. Ewentualna niesprawnośc całego układu restytucyjnego nie może powodować utraty telesterowania i telesygnalizacji.

Do innowacyjnego wdrożenia systemu restytucyjnego wybrano ciągi kablowe kierując się awaryjnością, ilością zasilanych odbiorców oraz topologią sieci. Wytypowano ciągi o stosunkowo prostej topologii, maksymalnie z możliwymi trzema źródłami zasilania. Miano na uwadze również osiągnięcie innych dodatkowych korzyści związanych z realizacja inwestycji np. wyeliminowanie z ruchu wyeksploatowanych urządzeń.

Ciąg kablowy K- II (dwie linie)

Sekwencja działania automatyki SHG rozpoczyna się kiedy sterownik EASERGY T200I zainstalowany na rozdzielni głównej GPZ (GPZ A lub GPZ II) otrzyma od zabezpieczenia głównego w polu zasilającym sygnał stykowo (sygnał beznapięciowy) o definitywnym wyłączeniu po detekcji zwarcia w danym ciągu liniowym. Algorytm działa w dwóch fazach. Podczas pierwszej fazy, każdy Węzeł Wyłączający ( Breaking Node) otrzymuje informację o zakłóceniu i potwierdzenie definitywnego otwarcia wyłącznika w rozdzielni głównej. Następnie sprawdza własne wskaźniki zwarcia czy są pobudzone. Jeżeli znajdzie niepobudzony wskaźnik u siebie będzie próbował otworzyć jeden z rozłączników aby odizolować się od strony zwarcia. Jeżeli uda mu się odizolować wtedy wyśle informację do sterownika/węzła obsługującego punkt otwarty sieci (Making Node) by zasterował na zamkniecie rozłącznika i połączył pod zasilanie drugi ciąg. Po potwierdzeniu statusu telegramu „Fault Upstream and Isolated” sterownik w zainstalowany w punkcie otwartym zamknie rozłącznik podając zasilanie z sąsiedniego systemu do miejsca otwartego rozłącznika. W drugiej fazie każdy Węzeł Wyłączający otrzymuje informacje o zamknięciu rozłącznika w węźle „Making Node” i po potwierdzeniu sprawdza własne wskaźniki czy są pobudzone. Jeżeli znajdzie pobudzony wskaźnik wtedy będzie próbował otworzyć jeden z rozłączników od strony zwarcia. Pełny cykl przełączenia trwa typowo poniżej 30 sekund dla układu integrującego 6 sterowników EASERGY T200I. Podane czasy określone są przy założeniu komunikacji po GPRS.

Poniżej przedstawiono schemat aplikacji dla ciągu o zasilaniu z dwóch źródeł. Linie zakończonymi strzałkami pokazano komunikację „peer to peer” pomiędzy sterownikami.

Visio-Architektura - SHG v1.vsd

Rys. 1. Linia kablowa 10kV K-II – wszystkie stacje w ciągu z naniesionymi urządzeniami

Microsoft PowerPoint - EWA2

Rys. 2. Linia kablowa 10kV K-II– schemat komunikacji wewnętrznej SHG

Schneider_Electric_tab_1

W logice topologii sterownik zainstalowany w punkcie rozcięcia sieci (punkt otwarty) jest Masterem (Master NODE – stacja Powstańców Śląskich 20 ) i od niego zaczyna się aktywacja systemu SHG z poziomu Operatora. Decyzje o odblokowaniu automatyki SHG podejmuje Operator znając układ sieci przesyłając komendę przygotowującą oraz aktywującą do jednostki Master Node z poziomu systemu SCADA. Poprzez niezależną komunikację P2P potwierdzane są w topologii jeden po drugim sterowniki na stacjach objętych sterowaniem w kierunku głównych stacjach zasilania GPZ I i GPZ II. Sterowniki zainstalowane w stacjach GPZ inicjują proces przełączeń po definitywnym wyłączeniu ciągu przez zabezpieczenie w wyniku zwarcia wewnątrz sieci. Informacja o wyłączeniu podawana jest stykowo na wejście binarne bezpotencjałowo w sterowniku T200I. Wtedy następuje proces odpytywania wszystkich sterowników jeden po drugim w kierunku punktu otwartego w odniesieniu do pobudzenia wskaźników przepływu prądu zwarciowego oraz informacji o braku napięcia na stacji ( stykowo z VD23 ). Po znalezieniu stacji, gdzie nie było pobudzenia wskaźnika następuje proces na otwarcie odłącznika za punktem miejsca zwarcia. Po otwarciu odłącznika następuje przekaz informacji poprzez komunikację wewnętrzną P2P do sterownika w punkcie podziału sieci. Następnie po potwierdzeniu otwarcia odłącznika na stacji poprzedzającej następuje proces załączenia linii z drugiego źródła poprzez zamknięcie odłącznika w punkcie otwartym. Po przyjęciu zasilania następuje powrotne odpytywanie poszczególnych sterowników na linii w kierunku GPZ. Po znalezieniu pierwszego pobudzonego wskaźnika przepływu prądu zwarciowego następuje proces otwarcia odłącznika izolując odcinek linii kablowej z drugiej strony. Po potwierdzeniu otwarcia odłącznika bazującym na stanach binarnych położenia informacja trafia do sterownika zainstalowanego w GPZ, który stykowo podaje komendę na zamknięcie wyłącznika na wejście binarne zabezpieczenia w polu stacji GPZ. Zabezpieczenie zamyka wyłącznik zasilając ponownie odbiorców od strony zasilania. Informacja o zamknięciu wyłącznika stykowo podawana jest na sterownik T200I, który po potwierdzeniu zamknięcia kończy proces automatyki SHG. Po nastawionym czasie 10s następuje blokada automatyki SHG. Czas ten wynika z przesyłu po GPRS wskazań położenia łączników oraz przyjęcia napięcia pomiędzy sterownikami aż do punktu otwartego (Mastera) W układzie linii pierścieniowej zasilanej z dwóch końców może być zastosowany tylko jeden punkt podziału sieci (punkt otwarty).

Visio-Architektura - SHG v1.vsd

Rys.3 Schemat układu SHG dla linii kablowej 10kV K-I o trzech końcach zasilania i dwoma punktami rozcięcia

W przypadku o trzech źródłach zasilania algorytm działania oraz topologia opiera się na dwóch punktach rozcięcia sieci. Pierwszy zlokalizowany na stacji Hubska 2 (TIE NODE) w punkcie integrującym trzy ciągi liniowe oraz drugi na stacji Paczkowska 24.

Schneider_Electric_tab_2

Proces przełączeń

Proces przełączeń będzie następował zgodnie z opisem przedstawionym dla linii o dwóch ciągach liniowych. Decyzja, która linia zasili układ z drugiej strony poprzez punkt otwarty (podziału sieci) będzie zależała od decyzji Operatora. W przypadku linii o trzech źródłach zasilania będzie można zastosować maksymalnie 2 punkty podziału sieci.

Lokalizacja miejsca zwarcia

W schemacie SHG zastosowano dwie główne zasady lokalizacji zwarcia w sieci:

a) jeżeli wskaźniki zwarcia wskażą problem pomiędzy stacjami co oznacza zwarcie na kablu to wtedy otwierane są rozłączniki w obu przeciwległych węzłach zlokalizowane od strony zwarcia

b) jeżeli wskaźniki zwarcia wskażą problem na stacji (w węźle) co może oznaczać zwarcie na wyprowadzeniu z rozdzielni lub szynach to wtedy otwarcie rozłączników w tym węźle / stacji nie będzie gwarantowane. W takim przypadku system otworzy rozłączniki (lub pozostawi otwarte) w sąsiednich węzłach/stacjach zlokalizowane od strony stacji. Wskaźniki zwarcia pobudzone są wtedy tylko od strony zwarcia.

Inteligentne sterowniki obiektowe EASERGY T200I z funkcjami RTU dla linii kablowych

Innowacyjnym rozwiązaniem dla stacji transformatorowych SN/SN jak i SN/nN w sieciach kablowych jest sterownik obiektowy typu T200I, który oprócz funkcji sterowniczych posiada dodatkowo funkcje automatyki oraz wskaźnika zwarcia do nadzoru maksymalnie szesnastu odpływów (16). Istnieje możliwość implementacji automatyki sekcjonowania, SZR oraz załączenia zewnętrznego generatora/agregatu prądotwórczego, którą będzie można aktywować lokalnie lub zdalnie ze względu na potrzeby aplikacji. Pod kątem realizacji układu SHG sterownik doposażony jest w moduł PLC do stworzenia odpowiedniej logiki blokowania od sygnałów wewnętrznych i zewnętrznych. Sterownik posiada rozbudowaną opcjonalną bazę protokołów komunikacyjnych oraz mediów transmisji danych do zewnętrznych systemów telemechaniki. Dostępne są protokoły: szeregowy Modbus lub TCP/IP, IEC870-5-101 lub 104, szeregowy DNP3.0 poziom 3 lub TCP/IP. Dostęp do odczytu danych zarówno konfiguracyjnych jak i pomiarowych można realizować poprzez wbudowany Web serwer. W typowych aplikacjach urządzenie typu T200I montowane jest standardowo przy rozdzielnicy typu RM6 lub FBX produkcji Schneider-Electric.

Sterownik może być z powodzeniem adoptowany do rozdzielnic także innych producentów. Szczególnie będzie to istotne w przypadku stacji modernizowanych, gdzie planowane będzie dołożenie napędów oraz modułu komunikacyjnego. Sterownik jest w pełni zintegrowany co ułatwia montaż i później eksploatację. We wnętrzu metalowej obudowy posiada moduły: synoptyki, komunikacyjny, procesora i zasilania. Zastosowano tutaj wysokiej klasy akumulator 12V/24Ah lub opcjonalnie 12V/32Ah o czasie życia do 10 lat, który umożliwia z jednej strony podtrzymanie działania wszystkich modułów oraz wykonie minimum 10 sterowań przez operatora załącz/wyłącz przez okres 16 godzin po zaniku napięcia na stacji. Wszystkie informacje o stanie aparatury łącznie z akumulatorem są przez ten czas przekazywane do systemu telemechaniki po łączu komunikacyjnym. Komunikacja z systemami nadrzędnymi może być realizowana poprzez różne łącza: od szeregowych RS232/RS485, światłowód, poprzez interfejsy GSM/GPRS/3G i Ethernet aż po cyfrowe modemy radiowe do których dedykowany jest osobny RS232. Wszystkie zewnętrzne urządzenia zasilane mogą być z wewnętrznego źródła 12V/24V/48Vdc. Sterowania można realizować na napięciu 24Vdc lub 48Vdc, w zależności od opcji zasilania napędów w rozdzielnicy. Opcjonalnie można dostawić także lokalny port RS485 z protokołem Modbus do podłącze-nia zewnętrznych urządzeń typu „slave”, takie jak: liczniki energii i analizatory sieci Power Logic np. seria PM800 o klasie 0,5S oraz PM3255 po stronie nN, zabezpieczenia np.: MiCOM P111Enh, autonomiczne P115 / VIP410 do pól transformatora oraz dodatkowe moduły I/O rozszerzające ilość wejść/wyjść binarnych. Wszystkie informacje z podłączonych urządzeń mogą być przesyłane po protokole do systemu telemechaniki poprzez różne media komunikacyjne.

Rys. 4. Wnętrze sterownika obiektowego Easergy T200I

Użytkownik ma do dyspozycji rozbudowany lokalny panel sterowania z sygnalizacją diodową łącznie z topologią położenia łączników na stacji oraz stanu pracy poszczególnych modułów. W odniesieniu do układu SHG aktywowany jest drugi kanał komunikacyjny, gdzie realizowana jest zdalna komunikacja „peer to peer” (P2P) pomiędzy sterownikami. Możliwa jest także komunikacja Ethernetowa pomiędzy jednostkami. Wszystkie operacje łączeniowe są sygnalizowane w systemie nadrzędnym oraz istnieje możliwość informowania operatorów sieci za pomocą wiadomości SMS do kilku numerów o wystąpieniu zwarcia, awarii na stacji, czy też wejściu na stację osób bez potwierdzenia.

Wskaźniki zwarcia z funkcjami detekcji obecności napięcia

Bardzo istotnymi elementami w układach SHG jest wskaźnik przepływu prądu zwarciowego oraz wskaźnik obecności napięcia. Na bazie ich pobudzenia podejmowane są określone działania wykonywane przez sterownik obiektowy na stacji. W zależności od typu sieci SN (kompensowana, uziemiona przez rezystor czy tez izolowana) dobierany jest odpowiedni wskaźnik FPI. Przykładowo dla sieci uziemionej przez rezystor, gdzie prądy doziemne są stosunkowo duże można zastosować kryterium progowe detekcji prądu. Takie rozwiązanie jest realizowane bezpośrednio poprzez sterownik obiektowy T200I. W przypadku sieci kompensowanej czy tez izolowanej stosowany jest powszechnie wskaźnik Flair23DM, który pełni jednocześnie funkcję detekcji napięcia lub Flair200C z modułem kierunkowym ICC. Pomiar napięcia realizowany jest poprzez autonomiczny wskaźnik obecności napięcia typu VPIS-VO, który zintegrowany jest odpowiednim kablem ze wskaźnikiem FPI. Urządzenie jest podłączone do sterownika T200I poprzez lokalne łącze szeregowe RS485 (Modbus). W przypadku pomiaru prądów poprzez sterownik stosuje się tylko przekaźnik detekcji napięcia FlairVD23.

Rys. 5. Autonomiczny wskaźnik zwarcia Flair23DM z funkcją detekcji napięcia oraz komunikacją po RS485

System sterowania i wizualizacji

Operator na bieżąco ma zdalny dostęp do informacji na wybranych stacjach i może ręcznie załączyć dany sterownik w tryb pracy SHG zależnie od układu pracy sieci. W przypadku wystąpienia zakłócenia cały proces przełączeń jest monitorowany w dostarczając informacji o pobudzeniu wskaźników zwarcia, stanów położenia łączników oraz innych urządzeń, które są kluczowe dla uzyskania bezpieczeństwa i stabilności systemu zasilania podczas operacji łączeniowych. Po usunięciu uszkodzenia w wyizolowanym automatycznie odcinku sieci przez służby serwisowe operator zdalnie przywraca pozostałą część odbiorców pod zasilanie w standardowym trybie przełączeń.

Rys. 6. Przykładowy widok układu SHG u Operatora TAURON Dystrybucja SA Oddział we Wrocławiu

Bezpieczeństwo przełączeń

Algorytm SHG uwzględnia elementy bezpieczeństwa podczas przełączeń. Jeżeli dany węzeł/sterownik w stacji ustawiony jest na pracę w trybie lokalnym to cały system jest automatycznie blokowany we wszystkich węzłach. Jeżeli ulegnie uszkodzeniu przykładowo rozłącznik w trakcie przełączeń to system będzie próbował działać na kolejny rozłącznik. System SHG umożliwia także załączenie kontroli obciążeń podczas przełączeń. Blokowanie systemu będzie następowało w sposób automatyczny jeżeli założona topologia ulegnie zmianie podczas niepotwierdzonych pracach serwisowych oraz jeżeli system nie otrzyma odpowiednich potwierdzeń z poszczególnych sterowników (sąsiadów). Zastosowany sposób diagnozowania topologii SHG w trybie on-line gwarantuje bezpieczeństwo aktywizacji procesu przełączeń po wystąpieniu zwarcia w sieci.

Testowanie systemu SHG i szkolenie personelu

Przy realizacji projektu SHG dostawca założył wielotorową współpracę z Operatorem Tauron. Wprowadzenie nowej technologii i specyficznych algorytmów poprzedzone było spotkaniami z Operatorem w celu uzgodnienia scenariuszy zadziałania dla obu ciągów. Cały układ SHG jest przygotowano na platformie testowej tak, by symulować realne sytuacje awaryjne w sieci. Dostawca przewidział demonstrację pracy systemu SHG z symulacją zakłóceń w obecności przedstawicieli Operatora podczas wymaganych testów FAT. Zasymulowano i przetestowano działanie układu w konfiguracji w pełni odzwierciadlającej układ rzeczywisty. Potwierdzono prawidłowość działania układu przy różnych rodzajach zwarć we wszystkich odcinkach sieci, przy zwarciach na szynach w stacjach, przy zwarciach podwójnych podczas zwarć w warunkach niesprawności funkcjonowania elementów systemu SHG itd.

Podsumowanie

Istotnym elementem wdrażania do sieci dystrybucyjnej średniego napięcia rozproszonych układów restytucyjnych (samoleczących) Self Healing Grid jest umożliwienie szybkiej rekonfiguracji sieci bez udziału Operatora. Na przykładzie instalacji u Operatora Tauron Dystrybucja Oddział we Wrocławiu i zrealizowanego projektu SHG można potwierdzić zasadność obranego kierunku i korzyści wynikające ze stosowania nowej technologii w tym automatyki SHG w rozbudowanych sieciach miejskich. Nowe rozwiązania bazujące na urządzeniach serii EASERGY dedykowane między innymi do automatyzacji sieci SN oferowane przez Schneider-Electric są układami sprawdzonymi pod względem eksploatacji i komunikacji z systemami telemechaniki. W dobie tworzenia inteligentnych sieci typu SmartGrid bardzo ważnym aspektem w pierwszym kroku powinna być modernizacja rozdzielni średniego i niskiego napięcia oraz sieć komunikacyjna. Operatorzy muszą się liczyć z kosztami dołożenia napędów do starszych rozdzielnic oraz sterownika umożliwiającego zdalne sterowania, który realizuje dodatkowo algorytmy Self Healing wykorzystując komunikację „peer to peer” (P2P) w przypadku układów rozproszonych. Obecnie wdrażanie układów SHG nabiera realnego znaczenia zarówno w układach rozproszonych jak i kosztownych systemach scentralizowanych (ADMS/FDIR) bazujących na modelach matematycznych. Układy scentralizowane wymagają jednak bardzo dobrej infrastruktury łączności do zbierania danych z urządzeń zainstalowanych w głębi sieci i podejmowania właściwych decyzji w trybie on-line co w obecnych warunkach wydaje się trudne do zrealizowania przy bardziej rozbudowanych układach. Doposażenie sieci dystrybucyjnej zarówno kablowej jak i napowietrznej w nowoczesne wskaźniki zakłóceń z komunikacją, rozłączniki i wyłączniki/reklozery sterowane zdalnie znacząco wpływają na unowocześnienie i bardziej efektywną pracę sieci elektroenergetycznej. W przypadku realizacji rozproszonych układów restytucyjnych SHG, które w sposób automatyczny umożliwiają rekonfigurację sieci stosowane są typowe media komunikacyjne takie jak: GPS/GPRS/3G lub bezpośrednie łącza światłowodowe. Coraz pewniejsze media komunikacyjne wpłyną korzystnie na realizację bardziej rozbudowanych systemów automatyzacji i monitoringu parametrów w sieciach średniego i niskiego napięcia. To jednak będzie wymagało od nich większej przepustowości danych w czasie rzeczywistym. Nawiązując do doświadczeń innych krajów przy realizacji rozwiązań automatyk SHG (operator STEDIN w Holandii) w dużych aglomeracjach miejskich oraz obszarach mocno zurbanizowanych wydaje się zasadnym prowadzenie kierunku działań modernizacyjnych w różnych obszarach w głębi sieci dystrybucyjnej. Nowa technologia to nowe wyzwania zarówno dla producentów systemów SHG jak i operatorów sieci u których takowe systemy pracują lub będą pracować. Ważnym elementem jest tutaj zarówno pogłębianie wiedzy oraz przekaz informacji pomiędzy dostawcą i Operatorem tak, by zaimplementowane algorytmy odpowiadały procedurom realizowanym podczas stanów awaryjnych jak i przy bieżącej obsłudze serwisowej sieci z zachowaniem maksymalnego bezpieczeństwa podczas procesów automatycznego przełączania. Rozproszona automatyka SHG staje się dla Operatorów ważnym i zarazem najbardziej ekonomicznym rozwiązaniem, która wpływa na zwiększenie niezawodności i efektywności pracy systemów rozdzielczych średniego napięcia oraz zmniejszenie wskaźników SAIDI / SAIFI. Tutaj firma Schneider Electric dysponuje sprawdzoną technologią do budowania układów restytucyjnych SHG, które na dzień dzisiejszy są już realnym urzeczywistnieniem elementów inteligentnych sieci typu Smart Grid.

mgr inż. Jacek Floryn

Tauron Dystrybucja S.A.
Oddział we Wrocławiu

Click to comment

Leave a Reply

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

To Top