Automatyzacja sieci i innowacyjne systemy dyspozytorskie a niezawodność dostaw energii elektrycznej

Transkrypt

1 Automatyzacja sieci i innowacyjne systemy dyspozytorskie a niezawodność dostaw energii elektrycznej Autorzy: Marek Mazierski, Andrzej Czarnobaj - ENERGA-OPERATOR SA ("Energia Elektryczna" - 11/2014) W obecnych czasach, kiedy obserwujemy ogromny wzrost liczby urządzeń wymagających zasilania energią elektryczną, istotne znaczenie zyskała niezawodność zasilania. Jeszcze w połowie XX wieku, kiedy powszechnie realizowano program elektryfikacji, głównym oczekiwaniem społeczeństwa był dostęp do energii elektrycznej. Dzisiaj to oczekiwanie jest radykalnie inne. Dostęp do energii elektrycznej uważany jest za coś naturalnego, oczywistego, a wymagania społeczeństwa dotyczą przede wszystkim niezawodności zasilania. Dzisiaj nikt już nie wyobraża sobie życia bez pewnych dostaw energii elektrycznej. Praktycznie każda przerwa w zasilaniu powodować może bowiem występowanie znacznych szkód gospodarczych, być przyczyną uszkodzeń maszyn i urządzeń, a także stanowić niebezpieczeństwo dla zdrowia i życia ludzi. Niezawodność zasilania, determinująca satysfakcję klienta, stała się podstawowym wyzwaniem wszystkich operatorów sieci dystrybucyjnej. Od niezawodności zasilania zależeć będzie w przyszłości przychód taryfowy wszystkich spółek dystrybucyjnych. Przedmiotową regulację jakościową Urząd Regulacji Energetyki zamierza wprowadzić z początkiem 2016 r. Przyjęta przez zarząd Energa-Operator (EOP) strategia lidera w zakresie zapewnienia ciągłości zasilania będącej jednym z podstawowych parametrów oceny jakości usług dystrybucyjnych spowodowała, że w 2010 r. w EOP opracowano i wdrożono Program poprawy bezpieczeństwa i niezawodności dostaw energii elektrycznej. Rys. 1. Nakłady na inwestycje sieciowe

2 Inwestycje w niezawodność Realizacja programu poprawy ciągłości działania Energa- Operator związana była ze znaczącym wzrostem nakładów inwestycyjnych zarówno na modernizację sieci, jak i wdrażanie nowych technologii. W 2013 r., w stosunku do 2010 r., nakłady na modernizację sieci EOP wzrosły niemal dwukrotnie. Decyzje inwestycyjne dotyczące realizacji zadań modernizacyjnych podejmowane są przy uwzględnieniu ich wpływu na poprawę niezawodności pracy sieci dystrybucyjnej, a tym samym ciągłości zasilania odbiorców. Decyzje podejmowane są w skali całego EOP nie zaś w skali poszczególnych oddziałów. Realizowane zadania charakteryzują się najbardziej korzystną relacją ceny do uzyskiwanego efektu redukcji wskaźników niezawodnościowych SAIDI. Wskaźnik SAIDI określa średni czas trwania przerwy długiej (definiowanej jako przerwy powyżej 3 min) w dostawach energii elektrycznej na odbiorcę. Wśród istotnych dźwigni poprawy niezawodności sieci dystrybucyjnej wymienić należy: - instalację łączników średniego napięcia (SN) sterowanych zdalnie (co pozwala skrócić czas lokalizacji uszkodzenia oraz czas trwania wyłączenia dla części odbiorców zasilanych z fragmentów sieci nie obejmujących elementu uszkodzonego), - rozwój systemów dyspozytorskich (zwiększenie obserwowalności sieci, poprawa skuteczności i szybkości przełączeń w sieci), - wdrożenie łączności trankingowej (stabilizacja i zwiększenie niezawodności kanałów łączności). Konsekwentne stosowanie przyjętych kryteriów wyboru portfela projektów inwestycyjnych w zakresie modernizacji sieci skutkuje istotnym wzrostem trafności realizowanych inwestycji, a w połączeniu z obniżaniem kosztów jednostkowych inwestycji zapewnia najwyższą efektywność wykorzystania środków przenoszonych w taryfie OSD. Automatyzacja zarządzania siecią Jednym z najbardziej efektywnych projektów, wpływających znacząco na skrócenie czasu trwania wyłączeń spowodowanych awariami elementów infrastruktury sieciowej, jest instalacja w sieci SN rozłączników zdalnie sterowanych. Montaż łączników zdalnie sterowanych odbywa się zarówno w sieci napowietrznej, jak i w stacjach wnętrzowych (rozdzielnice SN wyposażone w telestrerowanie). Instalacja w sieci dystrybucyjnej SN łączników zdalnie sterowanych pozwoliła skrócić czas lokalizacji awarii do kilkunastu minut. Wstępna lokalizacja awarii i konieczne przełączenia w sieci odbywają się bez udziału zespołów pogotowia. Korzyści z instalacji łączników zdalnie sterowanych szczególnie uwidoczniły się podczas awarii masowych spowodowanych orkanem Ksawery. Czas przywracania napięcia dla wyłączonych, lecz nieuszkodzonych, odcinków liniowych SN niewyposażonych w łączniki zdalnie sterowane wynosił nawet kilka godzin. Nieuszkodzone

3 fragmenty sieci wyposażone w aparaturę łączeniową zdalnie sterowaną załączano w ciągu godziny. W tabeli przedstawiono dane obrazujące wzrastającą liczbę zainstalowanych oraz planowanych do zainstalowania do 2020 r. łączników zdalnie sterowanych. Instalacja łączników sterowanych zdalnie prowadzona jest w oparciu o plan automatyzacji sieci SN. Przystosowanie łączników do wykonywania zdalnych przełączeń w sieci SN pozwoliło w dalszej kolejności wdrożyć pilotażowo system realizujący te czynności w sposób automatyczny. Instalując w sieci SN dodatkowe urządzenia, jakimi są wskaźniki przepływu prądu zwarciowego, komunikujące się z zainstalowanymi w centrach dyspozytorskich systemami SCADA, rozbudowanymi o dodatkowy moduł FDIR (moduł detekcji zwarć, izolacji i odbudowy sieci), otrzymano narzędzie, dzięki któremu proces przywracania napięcia dla części odbiorców objętych wyłączeniami awaryjnymi odbywa się w czasie do 3 minut. Jest to czas potrzebny na wyizolowanie przez automatykę fragmentu sieci, na którym wystąpiło uszkodzenie. System SCADA, po uprzednim wyznaczeniu przez moduł FDIR uszkodzonego fragmentu sieci, może wysyłać automatycznie, tj. bez udziału dyspozytorów, polecenia sterownicze do poszczególnych łączników w sieci, dokonując jej rekonfiguracji i przywracając napięcie odbiorcom. Pozytywne testy wdrożonego pilotażowo na Półwyspie Helskim systemu oraz istotny wpływ na redukcję wskaźnika SAIDI stanowią podstawę do jego implementacji na całym terenie EOP. Wdrażanie nowych technologii w obszarze systemów dyspozytorskich Program poprawy niezawodności działania w EOP obejmuje również działania polegające na wdrażaniu nowych technologii w zakresie monitoringu i zarządzania pracą sieci dystrybucyjnej. W ramach rozwoju systemów dyspozytorskich wdrożono zaawansowane moduły, które minimalizują ryzyko możliwych do popełnienia przez dyspozytorów błędów na skutek ograniczonej jeszcze do niedawna obserwowalności sieci energetycznej. Tabela. Liczba zainstalowanych i planowanych do zainstalowania łączników zdalnie sterowanych w poszczególnych latach Wśród wdrożonych w ostatnich 4 latach modułów (w tym pilotażowo), realizujących niektóre z funkcji zaawansowanych systemów DMS (Distribution Management System) wymienić należy:

4 - System Dynamicznej Obciążalności Linii system wdrożony na terenie całego EOP. Monitoruje aktualną w danych warunkach pogodowych dopuszczalną obciążalność linii 110 kv, wynikającą z dopuszczalnej odległości przewodów od ziemi. W przypadkach, gdy odległość przewodu od ziemi stwarza zagrożenie dla otoczenia (sytuacja może mieć miejsce przy dużym obciążeniu linii i wysokich temperaturach otoczenia) system generuje komunikaty alarmowe, zmuszając dyspozytora do podjęcia działań, mających na celu ograniczenie przesyłanej linią mocy. Zastosowanie systemu DOL w wielu przypadkach pozwala również na lepsze wykorzystanie zdolności przesyłowych linii, które przy odpowiednich warunkach pogodowych (lepszym chłodzeniu) są większe od wynikających z danych projektowych. Dzięki temu unika się konieczności przeprowadzania dodatkowych inwestycji w sieci 110 kv, a zaoszczędzone środki przeznacza się na modernizację sieci SN i nn; - FDIR (Fault Detection and Restoration) moduł wdrożony pilotażowo na Półwyspie Helskim. Moduł realizuje funkcję automatycznej lokalizacji awarii i rekonfiguracji sieci SN. Dzięki wdrożeniu modułu czas trwania wyłączenia awaryjnego na obiektach liniowych objętych wdrożeniem pilotażowym został skrócony z 2-3 godzin do pojedynczych minut; - IVVC (Integrated Volt Var Control) moduł wdrożony pilotażowo na Półwyspie Helskim. Odpowiada za regulację napięcia w sieci SN. Działa w oparciu o dane pomiarowe pozyskiwane z liczników bilansujących zainstalowanych w stacjach SN/nn; - SCADAWind system wdrażany obecnie na terenie działalności całego EOP, służący do prognozowania generacji wiatrowej, dopuszczalnej obciążalności linii 110 kv, rozpływów mocy w sieci 110 kv, ostrzeganiu przed prognozowanymi przeciążeniami. Prognozowanie obciążalności linii w oparciu o dane pogodowe umożliwia skuteczniejsze planowanie prac prowadzonych na sieci WN oraz zwiększenie bezpieczeństwa pracy systemu dystrybucyjnego; - Estymator stanów moduł analityczny służący do modelowania stanów sieci wysokiego napięcia (WN) i identyfikacji zagrożeń w niej występujących. Moduł ten działa w czasie rzeczywistym. Sprawdza się nie tylko przy planowaniu prac na sieci WN, ale też w sytuacjach awaryjnych. Dyspozytorzy mają możliwość przewidzenia skutków dokonywanych operacji łączeniowych na modelu analitycznym, co znacznie zwiększa bezpieczeństwo pracy sieci. Rys. 2. Redukcja wskaźników SAIDI oraz SAIFI

5 Równolegle z wdrożeniami pilotażowymi najbardziej obiecujących rozwiązań wspierających poprawę niezawodności dostaw zbudowano modele finansowe i ramowe harmonogramy dla wdrożeń tych technologii na całym obszarze sieci Energa-Operator. Analizy te, prowadzone w ramach projektu Mapa drogowa wdrożenia inteligentnych sieci energetycznych, łączą stronę finansową wdrożeń ze zwymiarowanymi rezultatami dla poprawy niezawodności dostaw. Wnioski płynące z modeli Mapy drogowej... pomagają w wyborze najefektywniejszych kierunków inwestowania w przyszłości. Łączność rankingowa Jednym z podstawowych warunków zapewnienia ciągłości działania sieci elektroenergetycznej jest niezawodny system łączności trankingowej, realizujący usługi w zakresie transmisji głosu i danych w krytycznych obszarach działalności operatora systemu dystrybucyjnego. Obecnie poza wyeksploatowanym systemem rankingowym Digicom-7, który realizuje łączność z niespełna 2 tys. rozłączników SN powszechnie wykorzystywana jest komercyjna usługa GSM zarówno w zakresie usług głosowych, jak i transmisji danych GPRS na potrzeby SCADA. Doświadczenia ostatnich lat związane z awariami masowymi pokazują, że usługa GSM nie spełnia podstawowych wymagań w zakresie jakości i dostępności świadczonych usług. Szczególnie istotnym parametrem jest ciągłość łączności w warunkach braku zasilania; tu najbardziej dotkliwe są wyłączenia stacji bazowych GSM po 3-4 godzinach braku zasilania podstawowego, co w przypadku awarii masowych oznacza paraliż w koordynacji prac przy przywracaniu sprawności działania sieci elektroenergetycznej. Analizując wpływ braku łączności w warunkach awarii masowych oraz braki funkcjonalne komercyjnych systemów łączności na niezawodność dostaw energii elektrycznej, podjęto decyzję o budowie własnej, nowoczesnej sieci rankingowej w standardzie TETRA. Sieć ta ma w założeniu zapewnić niezawodną łączność głosową dla dyspozytorów i brygad pogotowia energetycznego oraz transmisję danych na potrzeby systemu SCADA. Wdrożenie i utrzymanie własnej, profesjonalnej i precyzyjnie wyskalowanej do własnych potrzeb, sieci łączności radiowej pozwoli na znaczące podniesienie niezawodności i ciągłości usług telekomunikacyjnych, a w efekcie znacząco wpłynie na wskaźniki ciągłości dostaw energii elektrycznej. System łączności trankingowej TETRA oferuje również znacznie większą funkcjonalność i efektywność w stosunku do usług komercyjnych. Pozwala m.in. na sprawniejsze zarządzanie pracami na sieci (dyspozytor ma pełną kontrolę nad połączeniami) oraz zwiększenie wydajności sterowania SCADA, dzięki znaczącemu zwiększeniu szybkości i skuteczności przekazywania komunikatów sterujących. Sieć TETRA na terenie działania Energa-Operator zbudowana zostanie w oparciu o 130 stacji bazowych, które zapewnią pokrycie sygnałem na poziomie ok. 93%. Sieć będzie zintegrowana z użytkowanym w dyspozycjach mocy systemem łączności dyspozytorskiej

6 oraz systemem SCADA. System zasilania gwarantowanego zapewni bezprzerwowe działanie sieci TETRA przez co najmniej 36 godzin po zaniku zasilania podstawowego, co pozwoli na skuteczną łączność w przypadku awarii masowych. Redukcja wskaźników SAIDI/SAIFI Celem realizacji Programu poprawy niezawodności działania w EOP jest znacząca poprawa wskaźników ciągłości zasilania SAIDI/SAIFI. W 2013 r. odnotowano redukcję wskaźnika SAIDI dla wyłączeń nieplanowanych (awaryjnych) o 40% w stosunku do wartości uzyskanej w 2011 r. (473 min/odb. w 2011 r. i 284 min/odb. w 2013 r.). Wzrost wskaźnika w 2013 r. w stosunku do 2012 r. wynikał ze zwiększonej liczby awarii spowodowanych anomaliami pogodowymi (orkan Ksawery). Wskaźnik, jak już wspomniano, jest jednak dużo niższy niż ten z 2011, w którym podobnie jak w 2013 r. występowały wiatry huraganowe. Wartość wskaźnika SAIFI tylko dla wyłączeń nieplanowanych uległa redukcji z poziomu 4,9 do 2,9. Zmiany wartości wskaźników w podziale na wyłączenia nieplanowane i planowane przed uruchomieniem programu i w kolejnych latach jego realizacji przedstawia rysunek 2. Działania realizowane w ramach Programu poprawy niezawodności działania w EOP zdecydowanie podniosły jakość świadczonej przez EOP usługi dystrybucyjnej, poprzez ograniczenie liczby awarii, skrócenie czasu ich lokalizacji i przywracania zasilania, zmniejszenie częstotliwości występowania wyłączeń.