Spis treści. Istota prezentowanej technologii wykrywania i lokalizacji awarii - ILMS. ILMS opis rozwiązania. Możliwości i funkcjonalności systemu ILMS

Transkrypt

1 ILMS - System monitorowania sieci dystrybucyjnej Synchrofazorowy system wykrywania i lokalizacji miejsca zwarcia w napowietrznych ciągach liniowych sieci SN o małej wartości prądu zwarcia doziemnego Imagination at work. POMIARY I DIAGNOSTYKA W SIECIACH ELEKTROENERGETYCZNYCH Toruń, grudnia 2016 jan.zurowski@ge.com

2 Spis treści Istota prezentowanej technologii wykrywania i lokalizacji awarii - ILMS ILMS opis rozwiązania Możliwości i funkcjonalności systemu ILMS Podsumowanie Imagination at work.

3 Istota prezentowanej technologii wykrywania i lokalizacji awarii (ILMS) To nie jest zestaw wskaźników przepływu prądu zwarcia w potocznym tego słowa znaczeniu. Rozproszone w sieci dane zsynchronizowane w czasie z dokładnością pomiaru fazy: +/- 0,6 (synchrofazory U 0 i I 0 ) są zbierane, koordynowane i analizowane w celu niezawodnego określenia rodzaju i miejsca awarii szczególnie w systemie z nieuziemionym bezpośrednio punktem neutralnym z możliwością praktycznego wykrywania prądów doziemienia o wartościach od kilku A 3 /

4 Technologia wykrywania, lokalizacji i analizy awarii Opisywana technologia wykorzystuje zaawansowane programowe narzędzia analityczne, wchodzące w skład inteligentnego rozproszonego systemu monitorowania sieci dystrybucyjnych, tworząc platformę umożliwiającą m. in. wykrywanie i lokalizację miejsca awarii o małej wartości prądu zwarcia doziemnego w napowietrznych ciągach liniowych oraz prowadzenie ich analiz. Wykorzystuje ona rozproszone w sieci czujniki do rejestracji przebiegów prądów (z węzłów w ciągach liniowych) i napięcia otwartego trójkąta (np. z pola pomiarowego rozdzielni SN), oraz aplikację typu WEB do wizualizacji zdarzeń, również tych, które nie są zdefiniowane jako awarie. Należy tutaj zaznaczyć, że do wykrywania i lokalizacji awarii oprogramowanie ma do dyspozycji synchrofazory, tzn. wielkości analogowe w postaci cyfrowej dokładnie zsynchronizowane czasowo, pozyskiwane z poszczególnych elementów sieci. Umożliwia to, w centralnym systemie zbierającym dane, automatyczne wyliczanie między innymi: składowej czynnej i biernej prądu doziemnego, a więc uzyskanie np. kryteriów ziemnozwarciowych kierunkowych. Jest to szczególnie istotne dla sieci kompensowanych lub izolowanych. Należy zauważyć, że wskaźniki przepływu prądu zwarcia doziemnego bazujące jedynie na kształcie przebiegu prądów lub amplitudzie prądu 3I 0 nie umożliwiają uzyskania dostatecznej czułości i selektywności działania, zwłaszcza w przypadku zwarć oporowych. Tego typu zwarcia doziemne zdarzają się dość często w liniach napowietrznych, które właśnie wyposaża się w tego typu czujniki. 4 /

5 System monitorowania sieci dystrybucyjnej - opis rozwiązania Trzy istotne komponenty: 1. Źródła danych wejściowych o obciążeniu linii, czujniki liniowe: mierzą natężenie prądu (amplitudę i fazę - synchrofazor), z częstotliwością próbkowania 1,6 khz przekładnik pomiarowy, zasilane z wewnętrznego przekładnika 48 godzin podtrzymania bateryjnego posiadają 80-minutową pamięć buforową, rejestrującą dane 2. Sensor Network Gateway (SNG), brama komunikacyjna urządzenie zbierające dane z czujników liniowych (radio 2,4 GHz) i przekazujące je dalej do konsoli systemu. SNG jest również wykorzystywana do przekazywania do systemu synchrofazora napięcia monitorowanego ciągu liniowego 5 /

6 System monitorowania sieci dystrybucyjnej - opis rozwiązania 3. Konsola systemowa (zainstalowana na serwerze): udostępnia interfejs operatora i set-up systemu aplikacja webowa zawiera moduł oprogramowania wykrywania i lokalizacji awarii analizujący synchrofazory 3U 0 i 3I 0 z wizualizacją, wyświetla i zapamiętuje obciążenia, pokazuje historię awarii dla danego ciągu liniowego. Aktualnie system ma kilka podstawowych zastosowań obsługiwanych przez odpowiednie oprogramowania aplikacyjne instalowane na platformie pokazanej na diagramie 1, wykorzystujące dane rozproszone w sieci dystrybucyjnej. Przedstawione w artykule rozwiązanie obsługiwane jest przez moduł analizy awarii sieci. 6 /

7 System monitorowania sieci - architektura Serwer ILMS w sieci korporacyjnej OSD (cyberbezpieczeństwo!) Prywatny APN ILMS 2 Database - baza danych systemu. ILMS 2 Event Listener - aplikacja do komunikacji z urządzeniami w standardzie GPRS / 3G. ILMS 2 DNP3 Gateway Protocol - brama do przekazywania danych ILMS do SCADA w protokole DNP3. ILMS 2 Web Console web owy interfejs użytkownika HTTP/HTPS - w tym scenariuszu aplikacja internetowa może być dostępna tylko z sieci korporacyjnej OSD. 7 /

8 Oprogramowanie wykrywania, lokalizacji i analizy awarii Rozwiązanie zostało tak zaprojektowane i jest dostarczane, aby móc pełnić rolę usługodawcy i/lub usługobiorcy dla inteligentnej sieci, mówiąc wprost, być fragmentem inteligentnej sieci, zintegrowanym z istniejącą jej strukturą, jeśli takowa już istnieje lub być platformą do jej tworzenia. Architektura systemu pozwala wykorzystywać wiele aplikacji na tej samej platformie i korzystając z tych samych czujników i infrastruktury komunikacyjnej. Wszystkie zasadnicze urządzenia systemu są zdalnie reprogramowalne, system może być modyfikowany w miarę rozwoju istniejących zastosowań jak i pojawiania się nowych. Również różne aplikacje programowe mogą wykorzystywać dane z czujników rozmieszczonych w sieci dystrybucyjnej. System posiada wbudowane funkcje samo diagnostyki, jak również właściwości adaptacyjne i dostarcza informacje z sieci również w przypadku, gdy nie wszystkie węzły pracują lub nie ma z nimi komunikacji. 8 /

9 System wykrywania i lokalizacji awarii - struktura ADMS - ZPZ SCADA - FDIR SCADA Sterownik lokalny brama komunikacyjna - zbiera dane o synchrofazorze U 0 GPR GPS S Czujniki montowane na przewodzie, zasilane prądem linii mierzą krytyczne DNP 3 lub parametry linii: prąd IEC (synchrofazor I 0 ) i temperaturę przewodu; przechowują je we własnej pamięci buforowej Węzeł monitorujący w stacji Czujniki liniowe RADIO Serwis Web Powiadamiani e w terenie Serwer operatora - aplikacja webowa, aplikacje analityczne i kalkulacyjne Lokalizacja i rodzaj awarii Historia awarii Profile obciążenia GPR S Synchronizacja czasowa GPS! 2.4 GHz radio 2G/3G (GPRS/UMTS) TCP/IP Port komunikacyjny Ethernet Port komunikacji seryjnej Bateria słoneczna GPS Sterownik lokalny Węzeł monitorujący w głębi sieci (jeden z wielu) Sterownik lokalny brama komunikacyjna - zbiera dane z czujników o synchrofazorze I 0 i przekazuje je do serwera komunikacja dwukierunkowa 9 /

10 Struktura sprzętowa systemu X-NET wykrywania i lokalizacji awarii i ich analiz Najistotniejszymi elementami tej struktury są inteligentne czujniki. Składają się one z kilku podstawowych modułów, a mianowicie: przetwornika generującego sygnał elektryczny odpowiadający wielkości mierzonej, mikrokomputera obrabiającego i przechowującego sygnał z przetwornika, nadawczo-odbiorczego, przesyłającego dane do centrum i odbierającego polecenia, zasilania własnego z przekładnika prądowego z podtrzymaniem bateryjnym. Z punktu widzenia właściwości technicznych, to inteligentne czujniki umieszczone są w szczelnej i mocnej obudowie (IP55), montowane na przewodach i zasilane prądem linii i przekazujące dane o prądzie, jego fazie i temperaturze przewodu dalej do części infrastruktury komunikacji dwukierunkowej opisywanego systemu dzięki wbudowanemu radiu o małym zasięgu, np. do 30 m. Inteligentny czujnik liniowy posiada baterię podtrzymującą jego pracę do kilkudziesięciu godzin w przypadku zaniku prądu w sieci jak i kilkudziesięciominutową pamięć danych typu flash. 10 /

11 Wykrywanie i lokalizacja awarii - sekwencja Doziemienie w sieci z nieuziemionym bezpośrednio punktem neutralnym 1 Monitorowanie: W sposób ciągły rejestruje prąd i napięcie i zapamiętuje te dane cykl po cyklu 2 Wykrywanie awarii: Pozion napięcia otwartego trójkąta osiąga nastawiony próg 3 Przechwycenie awarii: Każdy czujnik prądu linii dostarcza zbiór 20 cykli do aplikacji 4 Lokalizacja awarii: Aplikacja analizuje i pokazuje ścieżkę awarii 11 /

12 Wykrywanie i lokalizacja awarii - algorytm Algorytm działania systemu, od momentu pojawienia się zakłócenia do wyliczenia wartości kryterialnych oraz prezentacji ścieżki awarii przez aplikację zbierającą rozproszone dane z systemu elektroenergetycznego (synchrofazory i inne informacje) został przedstawiony powyżej w postaci sekwencji działań. Aplikacja programowa stale sprawdza występowanie zdarzeń, które wskazują na awarię. Każde zdarzenie, aktywowane poprzez przekroczenie nastawialnego progu przez czas co najmniej 2 cykli, jest przetwarzane przez oprogramowanie (X-NET) i zapisywane w bazie danych jako "zdarzenie sieciowe". System może różnicować zdarzenia sieciowe i wyodrębniać zdarzenia awaryjne jako te, które spowodowały wyłączenia ciągu liniowego na czas dłuższy niż uprzednio zdefiniowany przedział czasu (domyślnie jest to 1 minuta). Tylko w takich przypadkach oprogramowanie wysyła wiadomość o awarii za pośrednictwem wiadomości SMS lub e- mail. Każde inne zdarzenie, które ma krótszy czas trwania jest przechowywane w bazie danych i jest dostępne w razie potrzeby przeprowadzenia bardziej szczegółowej analizy. 12 /

13 Funkcjonalność wykrywania i lokalizacji awarii w działaniu WĘZEŁ MON. BLESSINGT ON WĘZEŁ MON. CROOKLING WĘZEŁ MON. RAHEEN WĘZEŁ MON. CORBALLY System pokazuje miejsce wystąpienia awarii przez wskazanie odcinka sieci między ostatnim węzłem, który wykrył awarię, a pierwszym węzłem na tej linii, który nie wykrył awarii. System wykrywa i rejestruje: doziemienia (wysoko i nisko omowe uziemienia punktu neutralnego) zwarcia zaniki napięcia awarie kaskadowe - cross country faults (wysoko omowe uziemienie punktu neutralnego) 13 /

14 Wykrywanie i lokalizacja awarii jako zasadnicze źródło informacji o stanie sieci z miejsc rozproszonych Zarówno funkcjonalność FDIR - wykrywania awarii, wyizolowania i przywrócenia zasilania jak i APRS - automatycznego przywracania zasilania wykorzystują telemetryczne urządzenia wykrywania i lokalizacji awarii do określenia sekcji sieci, w którym wystąpiła awaria. Jest to niezwykle istotna informacja, gdyż od jej jakości, tzn. dokładności i niezawodności zależy prawidłowość przełączeń mających na celu przywracanie zasilania. Opisywany system pokazuje miejsce wystąpienia awarii przez wskazanie odcinka sieci między ostatnim węzłem, który wykrył awarię, a pierwszym węzłem na tym ciągu liniowym, który nie wykrył awarii. System wykrywa i rejestruje: doziemienia (wysoko i nisko omowe uziemienia punktu neutralnego), zwarcia, zaniki napięcia, awarie kaskadowe - cross country faults (wysoko omowe uziemienie punktu neutralnego). 14 /

15 Funkcjonalność wykrywania i lokalizacji awarii w działaniu Integracja SCADA/DM S Serwis WEB WĘZEŁ MON. BLESSINGT ON WĘZEŁ MON. CROOKLING WĘZEŁ MON. CORBALLY WĘZEŁ MON. RAHEEN Aplikacja webowa Serwis GSM 15 /

16 Funkcjonalność wykrywania i lokalizacji awarii w działaniu Powyższy rysunek pokazuje w jaki sposób operator otrzymuje informacje o miejscu i rodzaju wystąpienia awarii. Zasadniczym elementem wizualizacji jast aplikacja webowa, będąca częścią oprogramowania platformy tej funkcjonalności, umożliwiająca wizualizację i komunikowanie się operatora z systemem, który w tym przypadku pokazuje awarię, która wydarzyła się w sieci ESB - irlandzkiego OSD w Baltinglass. Ten monitorowany fragment sieci napowietrznej SN został podzielony węzłami monitorującymi na 4 odcinki. Sprawą kluczową w tym rozwiązaniu jest szybkie zlokalizowanie miejsca awarii umożliwiające ewentualne jego wyizolowanie. System, dzięki zaawansowanemu technologicznie podejściu, niezawodnie wykrywa odcinek linii, na którym wystąpiła awaria i tę informację natychmiast wizualizuje dla potrzeb operatora. System umożliwia określenie rodzaju awarii bazując na zarejestrowanych przebiegach parametrów. Do dyspozycji osób uprawnionych jest dostępna zarówno aplikacja webowa jak i serwis GSM wykorzystywany do wysyłania wiadomości tekstowych o awariach. Synchronizacja ze SCADA jest w tym przypadku naturalną możliwością tego rozwiązania. 16 /

17 Funkcjonalność wykrywania i lokalizacji awarii w działaniu Uproszczony schemat sieci w aplikacji webowej Przebieg napięcia otwartego trójkąta 17

18 Funkcjonalność wykrywania i lokalizacji awarii w działaniu Przebiegi prądów po obu stronach uszkodzonej sekcji 18

19 Historia awarii Historia awarii występujących w poszczególnych segmentach sieci jest podstawową informacją wykorzystywaną w profilaktyce utrzymania sieci, wskazując jej fragmenty poddawane częstym awariom 19

20 Działanie funkcji historycznego rejestru zdarzeń i awarii Funkcjonalność ta w swoim podstawowym działaniu udostępnia (na podstawie informacji zawartych w bazie danych historycznych) graficzny obraz odcinków sieci, w których w przeszłości występowały zdarzenia nie powodujące wyłączenia jak i awarie skutkujące przerwami w dostawach prądu, co przedstawia zrzut z ekranu aplikacji webowej powyżej. Nie wymaga komentarza, na ile to tworzenie zestawień rodzajowych zdarzeń i awarii jest przydatne w planowaniu działań profilaktycznych, które zapobiegają przekształceniu się szeregu zakłóceń/zdarzeń w poważną awarię. Umożliwia to optymalizację utrzymania stanu sieci i przeprowadzanie konserwacji tylko na wymagających tego fragmentach linii energetycznych. 20 /

21 Minimalny prąd doziemny uwagi praktyczne Podczas testów przeprowadzanych w sieci Vatenfall a, faktycznie wygenerowano w linii prąd doziemienia 1A i ILMS był w stanie go zmierzyć. ESB (Irlandzki OSD) testowało ILMS na linii przy prądzie doziemienia około 4A i bez problemu było to prawidłowo wykrywane, podczas gdy inne porównywane urządzenia gubiły się. Zarejestrowane przez ILMS doziemienie o prądzie doziemienia ok. 1 A Fault Current zrzut z ekranu obok. 21 /

22 Zdalne programowanie ustawień Wszystkie ustawienia (m. in. progi) są przesyłane do odpowiednich urządzeń przez serwer: obok zrzut ekranu ustawień, które dotyczą zdarzeń typu I F i U 0. Nie ma więc żadnej konieczności wykonywania ustawień czegokolwiek lokalnie w węzłach monitorujących. 22 /

23 Podsumowanie możliwości systemu System jako taki - łatwy w montażu (nie inwazyjny montaż pod napięciem) i nieuciążliwy w eksploatacji (wszelkie nastawy zdalnie z aplikacji webowej OSD) Minimalny prąd doziemienia praktycznie 1 A Obsługa rekonfiguracji sieci zmiana punktów rozcięć sieci SN wymiana informacji SCADA <-> ILMS Ogólnie dostępna infrastruktura komunikacyjna - GSM, TETRA Niewrażliwość na układ przewodów poziomy / pionowy Prosta integracja ze SCADA 23 /

24 Podsumowanie zalety technologii Technologia wykorzystywania synchrofazorów pozyskiwanych z miejsc rozproszonych w sieci dystrybucyjnej do wykrywania i lokalizacji awarii wydaje się rozwojową Wiarygodne określenie miejsca awarii - system ILMS to istotny warunek bezpiecznej automatyzacji przywracania zasilania - FDIR / APRS Zwiększenie efektywności i niezawodności sieci poprawa jakości dostaw usług dystrybucyjnych - SAIDI i SAIFI 24 /

25 Dziękuję za uwagę Imagination at work.