PROGRAM REFERATÓW. 2. mgr inż. Wojciech Bim Schneider Electric jako kompleksowy dostawca rozwiązań stacyjnych ;... 11

Transkrypt

1 - 1 -

2 PROGRAM REFERATÓW 1. Gość Specjalny z Politechniki Wrocławskiej prof. dr hab. inż. Jan Iżykowski Lokalizacja zwarć w napowietrznych liniach elektroenergetycznych ; mgr inż. Wojciech Bim Schneider Electric jako kompleksowy dostawca rozwiązań stacyjnych ; dr inż. Andrzej Juszczyk Automatyka SCO w systemie elektroenergetycznym ; mgr inż. Krzysztof Burek Automatyka self healing w projekcie Stedin ; mgr inż. Daniel Banica, mgr inż. Roman Węgrzyn Rozproszony układ automatyk stacyjnych w projekcie Stalowa Wola ; mgr inż. Marcin Mucha Automatyki realizowane za pomocą sygnałów GOOSE po protokole IEC ; mgr inż. Krzysztof Burek Automatyki ZS i LRW w oparciu o zabezpieczenia łukowe VAMP P321 ; mgr inż. Daniel Banica Układy odciążenia mocy w systemie telesterowania ;

3 Jan Iżykowski Instytut Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej Lokalizacja zwarć w napowietrznych liniach elektroenergetycznych Streszczenie W referacie przedstawiono przegląd metod lokalizacji zwarć w liniach napowietrznych do celów inspekcyjno-remontowych. Skoncentrowano się na metodzie impedancyjnej z zastosowaniem pomiarów lokalnych oraz rozproszonych. Rozważania dla przypadku ograniczenia się tylko do pomiarów lokalnych odniesiono do lokalizatora zwarć wbudowanego w zespół cyfrowego zabezpieczenia odległościowego MiCOM. Wskazano na sposób estymacji prądu w miejscu zwarcia takiego lokalizatora oraz przedstawiono przykład lokalizacji zwarcia z użyciem sygnałów uzyskanych z symulacji komputerowej. Następnie scharakteryzowano zastosowanie cyfrowych pomiarów rozproszonych do lokalizacji zwarć. Rozpatrzono synchronizację cyfrowych pomiarów za pomocą satelitarnego systemu GPS oraz przypadek braku takiej synchronizacji. Wskazano na zalety stosowania cyfrowych pomiarów rozproszonych. 1. Wstęp Napowietrzne linie elektroenergetyczne, ze względu na swą rozległość, są narażone na występowanie stosunkowo dużej liczby zwarć [6, 8], prowadzących do wyłączeń awaryjnych przez zabezpieczenia [9]. Z wystąpieniem zwarcia w linii elektroenergetycznej jest związany ciąg przyczynowo-skutkowy przedstawiony na rys. 1. ZWARCIE ELIMINACJA ZWARCIA LOKALIZACJA ZWARCIA ELIMINACJA USZKODZENIA LINII AUTOMATYKA ZABEZPIECZENIOWA LOKALIZATOR ZWARCIA EKIPA REMONTOWA OPERATOR SIECI Rys. 1. Ciąg zdarzeń od wystąpienia zwarcia w linii do przywrócenia linii do pracy Powtarzające się zwarcia w tym samym miejscu lub zwarcia trwałe, wskazują na uszkodzenie linii, które wymaga interwencji obsługi. W takim przypadku należy dokonać oględzin wokół miejsca wystąpienia zwarcia i usunąć powstałe uszkodzenie. Wymaga to wskazania miejsca w linii, w które należy wysłać ekipę remontową. Służą do tego lokalizatory zwarć, które mogą być wykonane jako odrębne urządzenia lub mogą być wbudowane w przekaźniki zabezpieczeniowe, czy też w cyfrowe rejestratory zakłóceń [8]. Lokalizacja zwarć w liniach do celów inspekcyjno-remontowych (dokonywana przez lokalizatory), zasadniczo różni się od lokalizacji przeprowadzanej przez zabezpieczenia elektroenergetyczne. Przekaźnik zabezpieczeniowy dokonuje oceny, czy zwarcie wystąpiło w chronionej strefie, czy poza nią [9]. W przypadku lokalizacji do celów inspekcyjno-remontowych należy możliwie najprecyzyjniej określić miejsca wystąpienia zwarcia, najlepiej z dokładnością do jednego przęsła linii. Powszechnie przyjmuje się, że dokładność takiej lokalizacji winna być nie gorsza niż 1%, w odniesieniu do całej długości linii [8]. Spełnienie tych założeń zapewnia minimalizację kosztów, które należy ponieść na inspekcję linii i naprawę uszkodzenia spowodowanego zwarciem, a jednocześnie umożliwia skracanie przerw w przesyle energii. Nabiera to szczególnego znaczenia w warunkach obowiązywania gospodarki rynkowej w sektorze energetyki oraz w przemyśle. W przeciwieństwie do wymagań stawianych zabezpieczeniom, czas dokonania lokalizacji przez lokalizator zwarcia nie jest tak krytyczny, wobec czego, możliwe jest przeprowadzenie bardziej złożonych obliczeń, również z uwzględnieniem dodatkowych pomiarów

4 2. Metody lokalizacji zwarć w liniach elektroenergetycznych Można wyróżnić następujące główne metody lokalizacji zwarć w liniach [8]: 1. metody impedancyjne uwzględniające to, że parametry impedancyjne linii są miarą odległości do zwarcia, 2. metody falowe analizujące rozchodzenie się fal wędrownych w linii ze zwarciem, 3. metody impulsowe stosujące sygnały testowe wprowadzane do linii już po jej wyłączeniu, 4. metody oparte na technikach sztucznej inteligencji. W dalszej części niniejszego referatu uwagę skoncentruje się na metodzie impedancyjnej, która jest podstawą lokalizatorów zwarć najczęściej stosowanych w praktyce. Istnieje duża różnorodność realizacji impedancyjnej metody lokalizacji, przy czym podstawowym czynnikiem ich klasyfikacji jest to, jakie są stosowane sygnały wejściowe lokalizatora zwarć, a w szczególności do lokalizatora mogą być doprowadzone: sygnały mierzone lokalnie, tj. na jednym końcu linii [2, 7], sygnały mierzone na różnych końcach linii, a w przypadku linii nierozgałęzionej mierzone na jej dwóch końcach [3, 4, 5]. Dalszy podział metod lokalizacji dotyczy tego czy stosowane są wyłącznie sygnały prądowe lub napięciowe, czy też prądy i napięcia łącznie [8]. 3. Metoda impedancyjna zastosowanie pomiarów lokalnych Do przeprowadzenia lokalizacji zwarć początkowo zaczęto stosować pomiary napięć i prądów z jednego końca linii elektroenergetycznej. Na rys. 2 przedstawiono schematycznie lokalizację zwarcia w napowietrznej linii elektroenergetycznej A B, na której wystąpiło zwarcie w odległości d [p.u.] (wyrażonej w jednostkach względnych) od stacji A. Otoczenie linii A B jest reprezentowane tu przez dwa podsystemy ekwiwalentne umieszczone na obu końcach linii, określone przez ekwiwalentne napięcia źródłowe (E A, E B ) i impedancje (Z A, Z B ). A d =? B {i A } LZ {v A } d {i F }=? R F Rys. 2. Schemat ideowy lokalizacji zwarć z użyciem pomiarów lokalnych Należy zwrócić uwagę na to, że w miejscu zwarcia występuje nieznana rezystancja przejścia: R F. W przypadku zwarcia jednofazowego występuje rezystancja przejścia miedzy przewodem fazowym a ziemią, a dla zwarć międzyfazowych rezystancja między fazami biorącymi udział w zwarciu. Lokalizator zwarcia (LZ) jest zasilany trójfazowymi napięciami {v A }={v A_L1, v A_L2, v A_L3 } i prądami {i A }={i A_L1, i A_L2, i A_L3 }, które po dokonaniu filtracji cyfrowej przybierają formę fazorów: {V A }={V A_L1, V A_L2, V A_L3 } oraz {I A }={I A_L1, I A_L2, I A_L3 }. W wyniku przetwarzania tych sygnałów wyznacza się poszukiwaną odległość do zwarcia: d [p.u.]. W tym przetwarzaniu bierze się pod uwagę sygnały z interwału zwarcia oraz sygnały z okresu bezpośrednio sprzed zwarcia. Wykorzystuje się również informację o rodzaju zwarcia, a więc klasyfikacja zwarcia winna być wcześniej przeprowadzona. Podstawową trudnością w analizowanej lokalizacji jest to, że lokalizator zwarcia jest zasilany sygnałami mierzonymi tylko po jednej stronie linii (rys. 2: pomiary na końcu A), przez co prąd w miejscu zwarcia {i F } nie jest znany i może być tylko oszacowany [2, 7]. Przedstawi się to dalej, po rozważeniu równania pętli zwarciowej, widzianej z końca linii A [8]: V Ap dz1l I Ap RF I F = 0 (1) - 4 -

5 gdzie: V Ap, I Ap napięcie i prąd pętli zwarciowej, uformowane stosownie do rodzaju zwarcia, identycznie jak w tradycyjnych zabezpieczeniach odległościowych [9], Z 1L impedancja całej linii dla składowej zgodnej, R FI F spadek napięcia na rezystancji przejścia w miejscu zwarcia. Istnieją różnorodne sposoby przybliżonego określenia prądu w miejscu zwarcia (I F ), co doprowadziło do różnych firmowych [2, 7] rozwiązań lokalizatorów zwarć. Wśród nich można wyróżnić rozwiązanie zastosowane w lokalizatorze zwarć z zespołu zabezpieczeniowego MiCOM [7]. Przybliżone zależności na prąd w miejscu zwarcia dla różnych zwarć zestawiono w Tabeli 1. Wielkości oznaczone górnym indeksem: pre są brane z sprzed zwarcia, natomiast pozostałe wielkości (bez indeksu górnego) z interwału zwarcia. Tabela 1. Określenie prądu w miejscu zwarcia zgodnie z metodą zastosowaną w zespole zabezpieczeniowym MiCOM przedstawioną na str. 199 w [7] Rodzaj zwarcia: Prąd w miejscu zwarcia ( I F ): L1 E pre A_L1 I A_0) = ( I A_L1 I A_L1) ( I I A_0 L2 E pre A_L2 I A_0) = ( I A_L2 I A_L2) ( I I A_0 L3 E L1 L2, L1 L2 E, L1 L2 L3 *, L1 L2 L3 E * pre A_L3 I A_0) = ( I A_L3 I A_L3) ( I I A_0 ( ) ( pre ) ( pre I I = I I I I A_L1 A_L2 A_L1 A_L1 A_L2 A_L2 ) L2 L3, L2 L3 E ( I A_L2 I A_L3 ) = ( I A_L2 I pre A_L2 ) ( I A_L3 I pre A_L3 ) L3 L1, L3 L1 E ( I A_L3 I A_L1 ) = ( I A_L3 I pre A_L3 ) ( I A_L1 I pre A_L1 ) W wyniku zastosowania oszacowania prądu w miejscu zwarcia, zgodnie z Tabelą 1, staje się możliwe rozwiązanie równania (1) ze względu na dwie niewiadome: d odległość do zwarcia, R F rezystancja przejścia w miejscu zwarcia. Na rys. 3 przedstawiono przykład lokalizacji zwarcia w linii o długości 150 km, z zastosowaniem metody stosowanej w lokalizatorze z zespołu MiCOM (równanie (1) i Tabela 1). Użyto sygnały pochodzące z komputerowej symulacji [1] zwarcia jednofazowego L1 E, z rezystancją przejścia R F =10 W, w połowie linii: d=0,5 p.u. (d=75 km)

6 V] Czas [s] Czas [s] do zwarcia [p.u.] [p.u.] Czas [s] Rys. 3. Przykład lokalizacji zwarcia L1 E w linii 400 kv o długości l=150 km, odległość do zwarcia: d=0,5 p.u., rezystancja przejścia: R F =10 W Uśredniając uzyskaną odległość do zwarcia (rys. 3) w przedziale czasu od 0,09 s do 0,11 s, gdy następuje już wyraźna stabilizacja wyniku, uzyskuje się rezultat: d =0,4976 p.u. Po przeliczeniu na kilometry daje to - 6 -

7 wskazanie zwarcia w odległości: d= 74,64 km. Błąd lokalizacji w tym przypadku wynosi więc 360 m, co jest akceptowalne z praktycznego punktu widzenia. Ekipa remontowa winna więc dość szybko zlokalizować rzeczywiste zwarcie i bez zbędnej zwłoki czasowej dokonać niezbędnej naprawy, by następnie przekazać informację o tym, że linia może zostać załączona do pracy. W rzeczywistych przypadkach zwarciowych, uwzględniając szeroki zakres parametrów układu przesyłowego oraz różnorodność zwarć, dokładność lokalizacji zwarcia może być gorsza niż w analizowanym przykładzie. Wśród czynników negatywnie wpływających negatywnie na dokładność lokalizacji stosującej pomiary lokalne należy wymienić: 1. błąd oszacowania prądu płynącego w miejscu zwarcia, ze względu na zastosowane założenia upraszczające, 2. błędy przejściowe i ustalone transformacji sygnałów z systemu elektroenergetycznego przez przekładniki prądowe i napięciowe, w tym szczególnie przy wystąpieniu błędów grubych transformacji, co ma miejsce przy nasyceniu rdzeni magnetycznych przekładników prądowych, 3. niepewność danych odnośnie do parametrów linii elektroenergetycznej, które ulegają zmianie wskutek zachodzących procesów starzeniowych oraz wpływu zmiennych warunków atmosferycznych. Kompensacja błędów lokalizacji pochodzących od wymienionych powyżej czynników jest bardzo trudna i jak dotychczas nie ma w tym zakresie całkowicie skutecznych rozwiązań. Dopiero możliwość zastosowania pomiarów rozproszonych realizowanych w różnych punktach systemu elektroenergetycznego, stworzyło możliwości pokonania ograniczeń przynależnych lokalizacji zwarć z użyciem wyłącznie pomiarów lokalnych. Wynika to z tego, że pomiary rozproszone dostarczają większą ilość informacji o zwarciu i samej linii. 4. Metoda impedancyjna zastosowanie pomiarów rozproszonych 4.1. Pomiary synchroniczne W ostatnich latach nastąpił intensywny rozwój technik pomiarowych stosowanych w systemach elektroenergetycznych. Opracowanie efektywnych środków przesyłu sygnałów pomiarowych na odległość oraz metod synchronizacji cyfrowych pomiarów rozproszonych z zastosowaniem satelitarnego systemu GPS (Global Positioning System) [4, 5] zaowocowało wprowadzeniem rozległych systemów pomiarowych (WAMS Wide Area Measurement Systems) w systemach elektroenergetycznych [4]. Jednostka pomiarowa PMU (Phasor Measurement Unit) jest podstawowym elementem takich układów pomiarowych. W wyniku rozwoju pomiarów rozproszonych, stał się możliwy dalszy rozwój metod lokalizacji zwarć w liniach elektroenergetycznych. Użycie napięć i prądów mierzonych na obu końcach linii mierzonych synchronicznie, ale również niesynchronicznie, do zasilania lokalizatorów zwarć, pozwoliło na wyeliminowanie wad i ograniczeń lokalizacji zwarć dokonywanej wyłącznie z zastosowaniem pomiarów lokalnych. Na rys. 4 przedstawiono schematycznie zasadę lokalizacji zwarć z użyciem pomiarów z obu końców linii. Trójfazowe sygnały z faz L1, L2, L3, z obu końców linii (A, B), a mianowicie napięcia i prądy: {v A }={v A_L1, v A_L2, v A_L3 }, {v B }={v B_L1, v B_L2, v B_L3 }, {i A }={i A_L1, i A_L2, i A_L3 }, {i B }={i B_L1, i B_L2, i B_L3 }, są mierzone przez jednostki PMU A, PMU B, uzyskując synchrofazory tych sygnałów. W celu zapewnienia wspólnej bazy czasowej dla tych pomiarów cyfrowych są one synchronizowane za pomocą systemu satelitarnego GPS. Fazory mierzonych napięć i prądów są sygnałami wejściowymi lokalizatora zwarcia (LZ), który został przedstawiony na rys. 4 jako odrębne urządzenie poza stacjami A, B, ale również może on być zainstalowany w stacji A lub B. Z użyciem synchronicznie zmierzonych fazorów można łatwo określić w jakiej odległości d [p.u.] od końca linii A wystąpiło zwarcie. Istotnym elementem jest to, że nie ma potrzeby analizowania naturalnych pętli zwarciowych (równanie (1)), co jest wymagane przy stosowaniu pomiarów lokalnych. W to miejsce analizuje się równania wiążące określone składowe symetryczne prądów i napięć z obu końców linii [3, 4, 5]. Przy czym, możliwe jest określenie większej liczby równań niż jest to niezbędne do wyznaczenia odległo

8 ści do zwarcia. Ta redundancja równań pozwala np. na: wyeliminowanie konieczności zadawania impedancji linii, zapewnienie odporności na błędy grube transformacji przekładników prądowych występujące podczas ich nasycenia, jeśli to nasycenie przekładników wystąpiło na jednym z końców linii. GPS A d =? B {v A } {i A } {v B } {i B } PMU A PMU B LOKALIZATOR ZWARCIA (LZ) d Rys. 4. Lokalizacja zwarć z użyciem pomiarów cyfrowych napięć i prądów z obu końców linii A B z synchronizacją za pomocą GPS 4.2. Pomiary niesynchroniczne Jeśli nie stosuje się systemu GPS do synchronizacji pomiarów lub gdy GPS jest stosowane, lecz nastąpiła utrata połączenia z tym systemem, to cyfrowe pomiary rozproszone są niesynchroniczne (niezsynchronizowane) rys. 5 oraz 6. Pomiary niesynchroniczne, jako odniesione do różnych baz czasowych, nie mogą być bezpośrednio użyte w obliczeniach mających na celu określenie odległości do zwarcia. By były spełnione prawa elektrotechniki z użyciem takich pomiarów winne one być wcześniej zsynchronizowane analitycznie. Synchronizacja analityczna może być przeprowadzona w dziedzinie czasu, dokonując odpowiedniej korekcji próbek sygnałów z jednego końca linii. Wygodniejsze jest jednak przeprowadzenie synchronizacji analitycznej w odniesieniu do fazorów. Wtedy fazory z jednego końca linii, np. z końca B: V B1, I B1 (składowe zgodne napięcia i prądu) przyjmuje się jako bazę odniesienia, natomiast pomiary z drugiego końca (A) synchronizuje się do nich analitycznie. Do tego celu stosuje się operator synchronizujący: j e, gdzie: d nieznany kąt synchronizacji. Po wprowadzeniu operatora synchronizującego mamy dla pomiarów j z końca linii A: V A1 e, I j A1 e

9 A d =? B {v A } {i A } {v B } {i B } UP A UP B LOKALIZATOR ZWARCIA (LZ) Rys. 5. Lokalizacja zwarć z użyciem pomiarów cyfrowych napięć i prądów z obu końców linii A B w przypadku gdy układy pomiarowe (UP A, UP B ) pracują bez synchronizacji d Stacja A detekcja zwarcia t A =0 Stacja B detekcja zwarcia t B =0 t A t B Zwarcie t=0 t (ω 1 t) t d (d) Rys. 6. Ilustracja konieczności synchronizacji analitycznej w przypadku braku synchronizacji sprzętowej Lokalizacja zwarcia w linii z użyciem sygnałów sprowadzonych do wspólnej bazy czasowej poprzez synchronizację analityczną jest identyczna, jak w przypadku synchronizacji za pomocą GPS. Obliczenia są jednak nieco bardziej skomplikowane bowiem występuje dodatkowa niewiadoma: kąt synchronizacji (d) [3]. Podsumowanie Lokalizacja zwarć w napowietrznych liniach elektroenergetycznych do celów inspekcyjno-remontowych jest dokonywana w trybie offline, z użyciem sygnałów zarejestrowanych podczas wystąpienia zwarcia w linii i również sprzed zwarcia. Taka lokalizacja różni się w wielu aspektach od lokalizacji dokonywanej przez zabezpieczenie linii, pracujące w trybie online. Metoda impedancyjna jest podstawową i jednocześnie najczęściej stosowaną w praktyce metodą lokalizacji zwarć w liniach elektroenergetycznych. W przypadku stosowania wyłącznie pomiarów lokalnych lokalizator zwarć może być łatwo zrealizowany jako dodatkowa funkcja, co zostało zaprezentowane na przykładzie lokalizatora wbudowanego w zespół zabezpieczenia odległościowego MiCOM. Ograniczona dokładność lokalizacji zwarć z użyciem pomiarów lokalnych wynika z tego, że można sformułować mniejszą liczbę równań niż liczba niewiadomych. W związku z tym zachodzi konieczność stosowania założeń upraszczających przy wyznaczaniu prądu w miejscu zwarcia. Ponadto istnieją inne czynniki negatywnie wpływające na dokładność lokalizacji, których kompensacja jest bardzo trudna lub wręcz niemożliwa. Wraz z pojawieniem się efektywnych środków przesyłu sygnałów pomiarowych na odległość oraz metod - 9 -

10 synchronizacji cyfrowych pomiarów rozproszonych stał się możliwy dalszy rozwój metod lokalizacji zwarć w liniach elektroenergetycznych. Pomiary rozproszone zapewniają dostarczenie dużej ilości informacji o zwarciu i samej linii. W związku z tym stało się możliwe nie tylko określenie miejsca zwarcia w linii ale również wyznaczenie parametry linii. W przypadku stosowania pomiarów rozproszonych niesynchronicznych należy dokonać ich synchronizacji analitycznej, co najwygodniej zrealizować w odniesieniu do fazorów. Należy sądzić, że w przyszłości lokalizatory stosujące pomiary lokalne zostaną zastąpione przez lokalizatory z pomiarami rozproszonymi, ze względu na ich wysoką dokładność i możliwość dodatkowego wyznaczenia parametrów linii. Literatura [1] Dommel H., ElectroMagnetic Transients Program (EMTP), Bonneville Power Administration, Portland, Oregon, [2] Ericksson L., Rockefeller G. D., Saha M. M., An accurate fault locator with compensation for apparent reactance in the fault resistance resulting from remote-end infeed, IEEE Transactionson Power Apparatus, Syst. Volume: PAS-104: 2, [3] Iżykowski J., Moląg R., Rosołowski E., Saha M. M., Accurate location of faults on power transmission lines with use of two-end unsynchronized measurements. IEEE Transactions on Power Delivery, VOL. 21, NO. 2, April 2006, pp [4] Iżykowski J., Rosołowski E., Lokalizacja zwarć w linii napowietrznej z estymacją jej parametrów, Elektroenergetyka, nr 3-4 (13-14), 2012, pp ( [5] Iżykowski J., Rosołowski E., Synchroniczne pomiary rozproszone w zastosowaniu do lokalizacji zwarć w liniach napowietrznych, Przegląd Elektrotechniczny, Nr 11/2009, pp [6] Kacejko P., Machowski J., Zwarcia w systemach elektroenergetycznych, Wydawnictwo Naukowo Techniczne. Warszawa, [7] MiCOM P441/P442 & P444 Numerical Distance Protection P44x/EN T/I95, Software Version: C7.x, D4.x, D5.x & D6.x, Hardware Version: J, K, Technical Guide, Schneider Electric, 666 p. ( [8] Saha M. M., Iżykowski J. Rosołowski E., Fault Location on Power Networks, Springer, London, 2010, 425 p. [9] Winkler W., Wiszniewski A., Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych, WNT Warszawa,

11 mgr inż. Wojciech Bim Schneider Electric Energy Poland Sp. z o.o. wojciech.bim@schneider-electric.com Schneider Electric jako kompleksowy dostawca rozwiązań stacyjnych W świecie EAZ utarło się przeświadczenie, że Schneider Electric zajmuje się przede wszystkich dostawą wysokiej jakości aparatury zabezpieczeniowej. Tymczasem tylko niektórzy klienci postrzegają naszą firmę jako pełnowartościowego oferenta rozwiązań pod klucz. Dzieje się tak dlatego, że w dobie współczesnej SE kojarzony jest przede wszystkim z byłymi strukturami REFY, a później AREVY, która od wielu lat zajmowała czołową pozycję na rynku zabezpieczeniowym. SE to rzeczywiście grupa specjalistów ulokowana w Świebodzicach zajmująca się rozwojem i ofertą aparatury zabezpieczeniowej, ale SE to jednocześnie kilkanaście jednostek produkcyjnych i handlowych pracujących na terenie naszego kraju ponieważ ten wątek poruszać będzie niniejszy artykuł. Mówiąc kompleksowe rozwiązania stacyjne - myślimy wszystko, co jest nam potrzebne na stacji do ochrony urządzeń i prowadzenia na niej ruchu. Tak więc nie możemy się skupiać wyłącznie na wszędobylskich Micomach, gdyż stanowią one wyłącznie jedną z części tego złożonego organizmu. Kompleksowe rozwiązania stacyjne to zatem rodzina silnie uzależnionych od siebie inteligentnych składników zabudowanych na ograniczonym terenie stacji i czasami poza jego obrębem, mających na celu wykrycie zagrożenia, jego identyfikację i wyeliminowanie. Informacje o tym fakcie powinny dotrzeć do dyspozytora ruchu w celu podjęcia szybkiej decyzji mającej na celu przywrócenie układu do normalnego, bezawaryjnego działania. Same przekaźniki Micom, znane od momentu połączenia się polskiej grupy REFA z angielsko-francuskim koncernem GEC ALSTHOM stanowią dziś silny element tej logicznej konstrukcji. O Micomach pisano wiele w prasie branżowej i na corocznych konferencjach SE. Niezaprzeczalnym faktem jest, że jesteśmy w stanie zaoferować nawet najbardziej wymagającemu klientowi komplet rozwiązań automatyki zabezpieczeniowej oparty o wspomnianą serię na całą rozdzielnie sn oraz wn. Bogata gama wyrobów w zakresie rozwiązań funkcjonalnych oraz podwersji sprzętowych pozwala na dopasowanie się do potrzeb klienta. Seria 20 to kompleksowe rozwiązania dla energetyki przemysłowej. Seria 30 i 40 dedykowana jest dla bardziej wymagających klientów i oferuje rozwiązania przede wszystkim dla linii transmisyjnych oraz aplikacji wn, jednak duża elastyczność w doborze skutecznie lokuje elementy tego asortymentu również w rozdzielniach sn. Przekaźniki serii 10 wnoszą do oferty SE nowe produkty głównie na potrzeby aplikacji nn. Sztandarowym produktem tej serii jest choćby P116 jedyny przekaźnik autonomiczny, zasilający się z własnych obwodów pomiarowych prądów fazowych. Efektywnie wykorzystywany jako ODR w polach transformatorów mocy oraz wszędzie tam, gdzie zachodzi ryzyko pracy bez napięcia pomocniczego. Aparatura zabezpieczeniowa to nie tylko Micom. Od dłuższego czasu ofertę wspomaga gama produktowa Sepam. Sa to urządzenia dedykowane dla rozwiązań zarówno przemysłowych od prostych przekaźników serii 20 i 40 do rozbudowanych wersji porównywanych z Micom serii 30 i 40. Te ostatnie oferowane jako Sepam 80 mogą znaleźć swoje miejsce w energetyce profesjonalnej. Tutaj również oferujemy zaawansowane sterowniki polowe z wyświetlaczem, na który można wprowadzić dowolny schemat mimiczny urządzeń w polu. Najpopularniejszymi z tej oferty są sterowniki serii T dla linii obciążonych transformatorem oraz samych transformatorów mocy z różnicowym zabezpieczeniem w wersji T87 oraz konkurencyjne dla Micoma rozwiązania dla małych i dużych generatorów w wersji G87 i G88. Ciekawym rozwiązaniem z tej platformy jest jedyny w ofercie SE automat SZR. Wykonany w oparciu o wersję B83 stanowi kompletne rozwiązanie dla standardowych układów przełączania zasilań dla 2 źródeł zasilań. Możliwość bezpośredniego pomiaru 8 napięć, automatyczne dostosowywanie się do układu pracy (rezerwa jawna i ukryta), szereg blokad, możliwość realizacji samoczynnego (SZR), jak i planowanego (PPZ) przełączania zasilania w tym PPZ synchroniczny bezprzerwowy czyni z tego urządzenia pełnowartościowy element automatyki stacyjnej. Wewnętrzne struktury logiki PLC pozwalają na dynamiczne dostosowanie algorytmu pracy urządzenia do każdych warunków pracy w tym również tych nietypowych. Warto przyjrzeć się tego typu rozwiązaniom

12 Klienci spoza Polski znają jeszcze jedną serię produktową. Są to przekaźniki VAMP. Na polskim rynku najpopularniejszym produktem z tej serii i najczęściej spotykanym na stacji sn jest zabezpieczenie łukochronne VAMP 12x lub zaawansowane VAMP 321. Przekaźnikami tymi zainteresowani są głównie Skandynawowie. Seria VAMP stanowi kolejną gamę produktową od urządzeń najprostszych zabezpieczenia napięciowe w VAMP 55, poprzez zaawansowane VAMP 40 i 50 oferujące pomiar 3 prądów fazowych i napięć z kryterium kierunkowego zabezpieczenia ziemnozwarciowego. Najbardziej wyrafinowanymi z tej rodziny są VAMP seri 200 z dodatkowymi funkcjami kierunkowymi fazowymi, mocowymi oraz całą gamą zabezpieczeń pomocniczych pozwalającą na skuteczna ochronę transformatorów mocy, baterii kondensatorów, silników czy nawet linii transmisyjnych z zabezpieczeniem odległościowym. Dopełnieniem produktów zabezpieczeniowych jest gałąź zwana Easergy. Należą do nich wskaźniki przepływu prądu zwarciowego w sieciach sn znane jako Flite i Flair. Te pierwsze dedykowane są dla linii napowietrznych, drugie dla kablowych. Urządzenia te nie są wprawdzie identyfikowane jako składnik kompleksowego wyposażenia stacji, gdyż montowane są na liniach kablowych i napowietrznych poza obrębem stacji. Stanowią one jednak ważny element identyfikacji i eliminacji zakłóceń i mogą być elementem rozproszonej sygnalizacji awarii w systemach przekazywania danych. Informacje z nich, dotyczące miejsca wystąpienia zakłócenia mogą zatem współgrać ze standardowymi rejestratorami zakłóceń, instalowanymi standardowo w aparaturze typu Micom, Sepam czy VAMP. Dzięki elementom Easergy użytkownik może otrzymać kompletną informację zawierającą takie dane jak działająca funkcja, data i czas ale także fizyczne określenia miejsca tego zakłócenia (numer słupa). Informacja ta jest o tyle ważna, że w przypadku aplikacji sn w sieciach rozgałęzionych lub pracujących w pierścieniu, zabudowane w urządzeniach EAZ elementy lokalizatora miejsca zwarcia mogą lokalizować takie zwarcia z dużą niedokładnością. Wskaźniki Flite i Flair uproszczą procedury likwidacji przyczyn zwarć wskazując jednoznacznie miejsce zakłócenia. Ostatnim inteligentnym urządzeniem zainstalowanym w rozdzielnicy na stacji może być aparatura pomiarowa. W SE urządzenia te wchodzą w skład wielkiej podrodziny o nazwie Powerlogic. Znajdą się tutaj mierniki podstawowych wielkości elektrycznych czyli prądu i napięcia, ale także w rozbudowanych wersjach mierniki mocy i energii z wbudowanymi analizatorami jakości energii. Najbardziej popularnymi w tej kategorii są: PM750 prosty miernik i licznik energii realizujący pomiary w klasie 0,5 z możliwością wyprowadzenia wyników do systemu w standardzie RS485. Drugim urządzeniem najchętniej kupowanym jest PM870, który dodatkowo oferuje większą liczbę programowalnych wejść i wyjść, możliwość zapisu w formie graficznej przebiegów analogowych oraz port komunikacji ethernetowej. Ekspertem w tej kategorii wydaje się być ION7650, w którym dodatkowo zaimplementowane zaawansowane funkcje analizy jakości energii i różnorodne porty komunikacyjne. Tutaj pomiary energii dokonywane są już w klasie 0,2. Informacje ruchowe ze wszystkich tych organizmów systemu energetycznego mogą być transmitowane do systemów nadzoru i monitoringu za pomocą interfejsów komunikacyjnych. Również w tej dziedzinie SE zapewnia wsparcie produktowe oferując narzędzia programistyczne o wysokim stopniu zaawansowania. Są nimi produkty PACiS oraz PACiS SUI. O ile ten pierwszy znany jest już tak długo jak długo SA na rynku produkty Micom, o tyle ten drugi stanowi pewnego rodzaju nową pozycję w ofercie naszej firmy. Oba systemy zapewniają zdalny dostęp do IED poprzez koncentratory C264 lub gateway. Oba oferują rejestrację i archiwizację danych, konfigurowalne alarmowanie oraz zaawansowane procedury sterowania łącznikami uwzględniające blokady międzypolowe, sekwencje sterowań, wbudowane wewnętrzne funkcje (np. kontrola synchronizmu) czy logiki nietypowych automatyk. PACiS SUI wprowadza nową jakość i funkcjonalność w tej dziedzinie automatyzacji. Pozwala zarządzać wielkimi architekturami (do danych), których rząd wielkości dzisiaj może jeszcze brzmi dość futurystycznie, ale życie już pokazało jak czas szybko weryfikuje tego typu nowinki. Opcja Cyber-bezpieczeństwa zaimplementowana w SUI już jest wykorzystywana w praktycznych rozwiązaniach na stacjach. Już w niedalekiej przyszłości należy się spodziewać rozwinięcia tej myśli w pojedynczych sztukach zabezpieczeń. Najpierw na poziomie wn, a zaraz potem na sn. SUI to także wysublimowany interfejs graficzny z automatyczną koloryzacją linii, opcją powiększania i wielojęzykowością. Wszystko to składa się na potężne narzędzie wspomagające pracę personelu stacyjnego, a w połączeniu z aparaturą pomiarową i zabezpieczeniową służy zapewnieniu jeszcze większego bezpieczeństwa i pewności zasilania

13 SE nie byłby kompleksowym dostawcą rozwiązań stacyjnych, gdyby nie zapewniał całej gamy aparatury pomocniczej, bez której trudno sobie wyobrazić funkcjonowanie nawet najbardziej inteligentnych podzespołów na stacji energetycznej. Z pewnością mowa tutaj o przekaźnikach czasowych czy sygnalizacyjnych. Te również od kilkudziesięciu lat stanowią jeden z filarów, na których wspiera się produkcja SE. Wszystkie te elementy montowane są albo bezpośrednio w rozdzielnicach, albo w produkowanych także przez SE zestawach szafowych. Wszystkie opisywane dotychczas produkty dostępne są w ofercie handlowej świebodzickiej SE. Jednak Schneider nie kojarzy się przecież tylko ze Świebodzicami! Oferta SE jest znacznie bogatsza! Oprócz systemów programistycznych i zabezpieczeń będących elementami szeroko pojętej aparatury obwodów wtórnych, Schneider dostarcza także elementy aparatury pierwotnej. Wyłączniki średniego napięcia to znane już w Polsce próżniowe HVX oraz mniej znane Evolis. Produkowane są w typoszeregach na 12, 17,5 oraz 24 kv. Są to nowoczesne rozwiązania pozwalające na eliminacje zwarć z czasami odpowiednio 20 i 50 ms. Rodzinę uzupełniają modele gaszące łuk w środowisku SF6. Są to wyłączniki serii LF, FP czy FPX. Kolejnym elementem tej układanki są przekładniki na średnie napięcie: prądowe i napięciowe produkowane zarówno jako wnętrzowe, jak i do montażu na powietrzu, odłączniki i styczniki a także szereg transformatorów mocy olejowych lub suchych o mocach od 25 kva (MINERA ODT) do 80 MVA (MINERA MP czy SPT). Elementy wnętrzowe tylko czekają na montaż w jednej z oferowanych przez SE rozdzielnic. Chyba najbardziej popularna jest obecnie rozdzielnica SM6. Jednak należy wspomnieć, że oprócz niej użytkownik może wybierać spośród ponad 20 innych rozwiązań. Schneider Electric od dawna uznawany był za kompleksowego dostawcę aparatury na rozdzielnie energetyczne. Jest liderem w tej dziedzinie we Francji i stanowi ścisłą czołówkę w krajach Europy Zachodniej. Teraz dzięki nieprzeliczalnej na parametry jakościowe i ilościowe części koncernu stanowiącej potencjał ludzki czyli pracownikom byłej REFY skutecznie walczy o prymat również na polskim rynku. Na rynkach wschodnich także jest liczącym się graczem i dąży do utrwalenia swej pozycji. Nie byłoby jednak tak silnej marki bez ludzi wspomagających klienta, dążących do realizacji jego najbardziej wymagających potrzeb. To już w świecie dzisiejszych realiów handlowych normatyw. Oprócz uniwersalnych rozwiązań, niezawodnego sprzętu i elastycznego podejścia do każdej aplikacji stacji sn Schneider oferuje także ostatnie, jakże silne ogniwo w całym łańcuchu ludzi. Kompetentny personel zapewniający zarówno bezbłędny montaż, kontakt z klientem na etapie wyboru rozwiązań po obsługę gwarancyjną i pogwarancyjną. Wszystko to składa się na profesjonalny wizerunek SE i powoduje, że potencjalny klient myśląc o modernizacji swojej stacji zaczyna myśleć o nas

14 Dr inż. Andrzej JUSZCZYK Schneider Electric Energy Poland Sp. z o.o. andrzej.juszczyk@schneider-electric.com Automatyka SCO w systemie elektroenegetycznym Publikacja związana jest z problematyką automatycznego odciążania sieci elektroenergetycznej. Przedstawiono w niej podstawowe zagadnienia dotyczące stabilności systemu elektroenergetycznego. W treści zawarto rozwiązania wynikające z doświadczeń amerykańskich Spółek Dystrybucyjnych w tym zakresie. Zaprezentowano kryteria związane z automatyką odciążania systemu dostępne w obecnie oferowanych przekaźnikach zabezpieczeniowych. Dokonano przeglądu najnowszych, wybranych rozwiązań, nad którymi pracują ośrodki naukowe. System Elektroenergetyczny w Polsce coraz bardziej jest zagrożony utratą stabilności związaną z deficytem mocy oraz załamaniem się napięć w punktach węzłowych. W Polsce, w ciągu najbliższych kilku lat, trzeba będzie wyłączyć z użytkowania stare bloki elektrowni węglowych o łącznej mocy 7 tys. MW. Wynika to z realizacji narzuconej przez UE polityki klimatycznej, zakładającej coraz mniejsze emisje CO2 do atmosfery. Niestety na ich miejsce w ślamazarnym tempie powstają nowe elektrownie, co może skutkować blackoutami związanymi z deficytem mocy w sieciach przesyłowych [1]. Problem utarty stabilności systemu elektroenergetycznego nie dotyczy tylko Polski. Co jakiś czas dowiadujemy się o blackoutach w kolejnych krajach świata. W publikacji [2] podano TOP 6 największych blackoutów w historii, wśród których między innymi przywołano następujące awarie: Jawa i Bali; rok: 2005; bez zasilania 100 milionów osób; czas rozwoju awarii: kilkadziesiąt minut; przywrócenie sytemu: po kilku godzinach; firma energetyczna wypłaciła odszkodowania ok 300 tysięcy klientom, Brazylia i Paragwaj; rok 2009; bez zasilania: 60 milionów użytkowników; przywrócenia zasilania: po 6 godzinach; przyczyna: wyładowanie atmosferyczne spowodowało wyłączenie linii, co w efekcie doprowadziło do odłączenia od systemu największej hydroelektrowni w regionie, Włochy; rok: 2003; bez zasilania: 56 milionów użytkowników; przywrócenie systemu: po 12 godzinach (całkowicie po kilku dniach); przyczyna: wyłączenie podczas burzy linii łączącej Włochy i Szwajcarię, Północna Ameryka; rok: 2003; bez zasilania: 55 milionów użytkowników, deficyt mocy w systemie (przeciążenie linii), Północna Ameryka; rok: 1965; przyczyna: błąd ludzki - przeciążenie linii; przywrócenie systemu: po 12 godzinach. Biorąc pod uwagę realne zagrożenie i skutki utraty stabilności systemu elektroenergetycznego, we wszystkich krajach coraz większą uwagę zwraca się na automatykę samoczynnego odciążania. W przypadku utraty stabilności istnieje konieczność szybkiego wyłączenia grupy odbiorców dla zbilansowania mocy w systemie i powstrzymania w ten sposób rozwoju niestabilności. Najbardziej rozpowszechnionym kryterium, wykrywającym deficyt mocy w systemie, jest kryterium oparte na pomiarze częstotliwości. Do niedawna znaczna część aparatury zabezpieczeniowej średniego napięcia w polskich Spółkach Dystrybucyjnych w Polsce była wykonana w technice elektronicznej nie-cyfrowej, rzadziej elektromechanicznej. Po wprowadzenia przez PSE wymogu szybkiego działania automatyki (100ms), Spółki Dystrybucyjne zostały zmuszone do wymiany przekaźników starszej tech

15 nologii na przekaźniki cyfrowe. Po modernizacji zabezpieczeń na cyfrowe, kryteria i strategia działania, w przypadku deficytu mocy w systemie elektroenergetycznym, nie uległa znaczącej zmianie. Podstawowym sposobem zbilansowania mocy w systemie pozostaje zastosowanie kryterium podczęstotliwościowego (81U). Restytucja opiera się na kryterium nadczęstotliwościowym (81O). Sukces, w takiej strategii obrony przed blackoutem, zależy od szybkiego (<100ms) wykrycia deficytu w systemie poprzez monitoring wartości częstotliwości i porównaniu jej z nastawą. Wymagane krótkie czasy opóźnienia powodują zwiększenia ryzyka nieselektywnego działania, w czasie występowania stanów przejściowych (procesy łączeniowe, zwarcia, rezonanse, itp.). Przy projektowaniu zabezpieczeń częstotliwościowych należy uwzględniać fakt, że czas opóźnienia zadziałania (chroniący przed nieselektywnością) praktycznie nie istnieje (pomiary są realizowane co 10 lub 20 ms, zestyk wykonawczy potrzebuje ok 10ms, czas na decyzję ok 10ms, co daje w sumie 30-40ms na określenie wartości częstotliwości oraz zamknięcie zestyku). W momencie przekroczenia progu do dyspozycji algorytmu decyzyjnego pozostają cztery (pomiar co 20ms) lub osiem (pomiar co 10ms) wartości zmierzonych. W dalszym ciągu najdokładniejszym pomiarem częstotliwości pozostaje obserwacja przejścia sygnału przez zero. Metody numeryczne są mniej dokładne - a niestety duża dokładność jest wymagana w specyfikacjach klientów.. Przy analizie automatyki samoczynnego odciążania w systemie rodzą się miedzy innymi następujące pytania: Czy nawet najlepiej wykonane zabezpieczenie częstotliwościowe (81U) chroni nas przed blackoutem? Jaki wpływ na stabilność systemu mają coraz częściej dołączane małe elektrownie odnawialne? Gdzie instalować i jak nastawiać przekaźniki służące do samoczynnego odciążania systemu, aby ich instalacji przyniosła właściwy efekt? Potencjalne przyczyny powstawania niestabilności systemu Ameryka przeżyła największe blackouty i to w znacznej ilości. Po takich wydarzeniach, władze centralne Kanady i USA je analizują, wprowadzając wytyczne w celu uniknięcia podobnych zdarzeń w przyszłości. Przykładem takich zaleceń może być dokument [3], który został opracowany po awarii w 2003 roku przez U.S.-Canada Power System Outage Task Force: Final Report on the August 14, 2003 Blackout in the United States and Canada: Causes and Recommendation. W dokumencie tym przedstawiono przyczyny i rozwój awarii oraz zaproponowano wytyczne do wdrożenia (zebrano je w 31 punktach; raport liczy 238 stron). W tym raporcie, Amerykanie zauważają, że dość często przyczyną powstania problemu jest deficyt mocy biernej w systemie przy nadmiernym obciążeniu linii. Powoduje on obniżenie się napięcia, a zatem pogłębienie awarii, gdyż moc bierna produkowana przez kondensatory zależy w kwadracie od napięcia, a niższa wartość napięcia powoduje zakłócenia w pracy silników (np. utyk, reakceleracja, wydłużony rozruch itp.) zwiększając w ten sposób deficyt mocy zwłaszcza biernej. Potwierdza to opracowanie konsultanta Beckwinth Electric Co. Inc [4], dotyczące tego zagadnienia. Możemy tam znaleźć zdanie, że przyczyną ostatnich (publikacja ok. 2005r) blackoutów w USA i Kanadzie jest obniżenie się napięcia w poszczególnych punktach systemu, które doprowadzało do lawinowych wyłączeń. Coraz częściej (między innymi ze względów ekonomicznych) źródła wytwarzania są odległe od centrum obciążenia, a należy zauważyć, że moc bierna nie może być przesyłana na duże odległości, zwłaszcza w sytuacji gdy linie przesyłowe są mocno obciążone. W związku z powyższym należy moc bierną generować przy odbiorze - a jak wspomniano powyżej, obniżenie napięcia powoduje zmniejszenie generowania mocy biernej a dodatkowo silniki zwiększają deficyt mocy. Wartość mocy biernej jest regulowana przez generatory poprzez Automatyczne Regulatory Napięcia (AVR). Nowoczesne regulatory napięcia generatora mają dostępne opcje pracy. Nie zawsze optymalna opcja, ze względu na deficyt mocy w systemie, jest wybierana. Przy rozpatrywaniu zagadnień stabilności często przedstawia się charakterystykę napięcia w węźle funkcji przesyłanej mocy (Nose Curve; Rys.1). Prezentuje ona możliwości przesyłu mocy przez linię, ograniczone spadkiem napięcia na jej końcu. Kształt krzywej zależy od między innymi od charakteru ob

16 ciążenia linii. Duża ilość silników, których moc bierna jest kompensowana poprzez lokalne pojemności, powoduje dość szybkie pogłębienie się spadku napięcia na jej końcu. Na Rys.1 przedstawiono scenariusz dla przepływu mocy przez sześć linii transmisyjnych biegnących od źródła do odbioru. Krzywa A jest krzywą wyznaczoną dla wszystkich sześciu linii załączonych w systemie. Praca w punkcie A3 jest stabilna. Jednak po wyłączeniu jednej linii następuje przejście do krzywej B, stąd jeśli obciążenie jest w punkcie B1- napięcie niższe - ale stabilne. Jeśli nastąpi wyłączenie następnej z sześciu linii, obowiązuje wówczas charakterystyka C. Wyłączenie pierwszej linii może być powodowane przez zbyt duże obciążenie lub zwarcie. Jeśli jej wyłączenie spowoduje, że punkt pracy będzie poza nosem charakterystyki, doprowadzi to do rozwoju awarii systemowej (lawinowe wyłączenia). Rys. 1 Możliwości przesyłu mocy poprzez równolegle połączone linie, ograniczoną poprzez napięcie na jej końcu Inną przyczyną braku stabilności jest zbyt duży rozchył kąta pomiędzy końcami linii. Powoduje to ograniczenie możliwości przesyłu przez nią mocy czynnej. Maksymalne możliwości przesyłu mocy czynnej są przy wartości kąta 90 stopni. (wtedy cosinus kąta wynosi 1). Kolejną przyczyną braku stabilności jest wpływ stanów zwarciowych blisko generatora likwidowanych w dłuższym czasie. Powoduje to wypadnięcie z synchronizmu generatorów. Ze względu na dość szybkie i pewne wyłączanie zwarć systemie poprzez stosowane na wysokim napięciu wysokiej klasy przekaźniki zabezpieczeniowe z ich pełną redundancją, takie przypadki rzadko się spotyka, choć nie można ich wykluczyć. Mechanizm działania jest następujący: podczas zwarcia, moc mechaniczna turbiny (P M ) generatora pozostaje niezmienna. W wyniku niezbilansowania mocy mechanicznej (P M ) i elektrycznej (P e ) następuje przyśpieszenie generatora, wzrost kąta napięcia jak ilustruje Rys.2. Szybkość z jaką generator przyśpiesza zależy od jego bezwładności. Jeśli zwarcie w systemie transmisyjnym nie zostanie wystarczająco wyłączone, kąt napięcia generatora może być taki, że generator wypadnie z synchronizmu. Kiedy obszar A1 jest równy A2, generator znajduje się w punkcie utraty synchronizmu. Po wyłączeniu jednej z linii (na rysunku wyłączenie wyłącznika 1 i 2 - niższa krzywa), następuje wzrost reaktancji pomiędzy systemem a generatorem. Jeśli zwarcie nie jest wyłączone przez dłuższy czas, dochodzi do poślizgu biegunów w generatorze. W takiej sytuacji generator musi zostać wyłączony, aby nie uległ uszkodzeniu

17 Rys.2 Analiza kąta mocy - niestabilność systemu od stanów przejściowych Następną przyczyną niestabilności jest niestabilność dynamiczna. Niestabilność ta zachodzi w przypadku, kiedy regulatory napięcia generatora (AVR) są zbyt szybkie. Małe oscylacje częstotliwości mogą pojawić się w systemie. Często jest to związane z dużymi odległościami pomiędzy generacją a odbiorami. Po wystąpieniu zwarcia może dojść do kołysań mocy. Doświadczenia amerykańskie i kanadyjskie Jaką strategię przyjmują amerykanie aby chronić się przed blackoutem? Stosują następujące kryteria: - podnapięciowe UVLS (Under Voltage Load Shedding). Obniżenie się napięcia w punktach sieci WN, które jest groźne dla stabilności systemu, eliminuje się poprzez zabezpieczenie podnapięciowe. Wykrywa ono niestabilności systemu objawiające się obniżeniem napięcia w węzłach systemu i wyłącza obciążenie, które negatywnie oddziaływuje na stabilność systemu. - podczęstotliwościowe (81U) nazywane UFLS (Under Frequency Load Shedding). Jego zadaniem jest stabilizacja sytuacji po przejściu na pracę wyspową. Zabezpieczenie częstotliwościowe nie jest w stanie rozróżnić, gdzie jest źródło problemu (np. efekt przeciążenia objawiający się obniżeniem napięcia w danym węźle). Częstotliwość w systemie jest taka sama, dlatego podstawowym kryterium, które powoduje odcięcie nadmiernego obciążenia, obniżającego napięcie w węźle (końcu linii) jest zabezpieczenie podnapięciowe Powyższe rozwiązania nie są idealne z następujących powodów: - zabezpieczenia podnapięciowe muszą mieć czas opóźnienia - spadki napięcia poniżej 1s nie są wykrywane przez te kryterium,

18 - zabezpieczenia częstotliwościowe nie są w stanie ocenić, które z odbiorów i w jakim miejscu sieci powinny być wyłączone tak, aby było to optymalne z punktu widzenia stabilności systemu. Kryteria częstotliwościowe potrafią tylko widzieć efekt zbilansowania lub niezbilansowania energii dostarczanej z energią odbieraną. Nastawy kryterium nie są zmieniane dynamicznie i nie uwzględniają rzeczywistych obciążeń. Istnieje ryzyko, że próba zbilansowania energii poprzez wyłączenia odbiorów, nie będzie tak skuteczna, jak to zostało przewidziane w fazie projektowania. W USA i Kanadzie zwykle nie przeprowadza się koordynacji obu kryteriów, stąd nie uzyskuje się efektu ich synergii. Niektóre ośrodki naukowe proponują zastosowanie algorytmów, które uwzględniają oba kryteria [5]. Przykład zachowania się napięcia i częstotliwości przy wyłączeniu jednej linii z jednoczesnym odciążaniem, w oparciu o kryterium napięcia (a) oraz częstotliwości (b) pokazano na Rys.3. Rys.3 a. Przebieg zmian częstotliwości przy odciążaniu w oparciu o kryteria częstotliwości Rys.3 b. Przebieg zmian napięcia przy odciążaniu w oparciu o kryteria napięciowe Biorąc pod uwagę ograniczoną skuteczność stosowanych rozwiązań, Amerykanie i Kanadyjczycy opracowują obecnie złożone inteligentne systemy: DSA Using Intelligent Systems [8], które mają bilansować i porównywać kluczowe parametry w systemu. W oparciu o estymacje automatycznie podejmować decyzje, w celu ochrony stabilności systemu elektroenergetycznego

19 Rys.4. DSA Using Intelligent Systems [8] Jak działa UVLS (Under Voltage Load Shedding) Przykład typowego rozwiązania stosowanego w USA i Kanadzie przedstawiono na Rys. 5 Po górnej stronie transformatora WN/SN znajduje się przekaźnik podnapięciowy realizujący funkcję UVLS. Po dolnej stronie transformatora, w polach odpływowych zainstalowane są przekaźniki podczęstotliwościowe (81U). Celem zabezpieczenia UVLS jest wyłączenie odbiorów, w przypadku dłuższego utrzymywania się napięcia (nastawa tuvls) poniżej zadanego przedziału. Powoduje to precyzyjne wyłączenie odbiorów, które maja duże zapotrzebowanie na moc bierną (moc bierna jest szczególnie odpowiedzialna za spadki napięć na liniach). Zabezpieczenie UVLS działa jako trójfazowe (Rys.6), aby nie być wrażliwe na niesymetryczne zaniki napięć podczas zakłóceń w sieci i stanów przejściowych. Najbardziej pożądanym kryterium podnapięciowym jest składowa zgodna. Działanie kryterium UVLS jest ograniczone od dołu progiem blokady podnapięciowej (drugi stopień zabezpieczenia podnapięciowego pracującego w logice OR) oraz zabezpieczeniem nadnapięciowym opartym o składową przeciwną. Zadaniem blokady od składowej przeciwnej jest powstrzymanie od działania w przypadku zwarć niesymetrycznych w sieci. Nastawy zabezpieczenia UVLS wynikają z charakterystyki napięciowo-mocowej (Nose Curve) w punktach węzłowych systemu (Rys.7). Typowe czasy opóźnienia wynoszą od 2 do 6 sekund. Wadą rozwiązania jest konieczność analizy systemu (opracowanie krzywej obciążenia U=f(P) dla poszczególnych punktów węzłowych przy założeniu możliwego kąta mocy. Z punktu widzenia technologii, niezbędne jest posiadanie przekaźników, które dysponują składową przeciwną zgodną napięć oraz logikę, która umożliwia realizację funkcji jak na Rys.6. Drugim wymaganiem od aparatury zabezpieczeniowej jest bardzo duża dokładność pomiaru napięcia oraz nastawialny współczynnik odpadu (Rys.8)

20 Rys.5 Typowe rozwiązanie automatycznego odciążania realizowane w Ameryce Północnej Rys.6 Realizacja zabezpieczenia UVLS w Ameryce Północnej

21 Rys.7 Sposób nastawienia zabezpieczenia UVLS. Na charakterystyce nastawę oznaczono jako "V setting" Rys.8a Wpływ dokładności nastawy na działania OVLS. Zbyt mały zapas (Insufficient) - zagrożenie nieselektywności Rys.8b Wpływ dokładności nastawy na działania OVLS. Zbyt mały zapas (Insufficient) - ryzyko braku działania przy utracie stabilności Kryteria częstotliwościowe UFLS (Under Frequency Load Shedding) Kryteria UFLS są takie same jak w Europie. Bazują na wielkości częstotliwości porównywalnej z nastawą (f<). Wymagania rynku amerykańskiego są jednak inne niż w Europie. Tam zadaniem zabezpieczenia podczęstotliwościowego jest utrzymanie (jeśli to możliwe) wyspy utworzonej na wskutek podziału wytworzonego np. przez UVLS. Zadaniem kryterium nie jest więc ratowanie systemu. W związku z powyższym czasy opóźnień nie są tak krytyczne. Zmniejsza to wymagania dotyczące stabilności działania w sytuacjach stanów nieustalonych w sieci. Wymogi PSE dotyczące szybkości działania zabezpieczenia częstotliwościowego są dla kryterium krytyczne, ponieważ działają one na granicy swojej selektywności. Na szczęście w technice cyfrowej istnieją możliwość łatwiejszej realizacji kryterium podstawowego doposażonego w kryteria pomocnicze. Mogą poprawić one jego selektywność. To na ile są skuteczne, zależy od doświadczenia i kreatywności konstruktorów zabezpieczenia częstotliwościowego

22 Odciążanie systemu w Polsce W Polsce, ważnym kryterium obrony przed blackoutem, spowodowanym deficytem mocy w systemie, jest kryterium podczęstotliwościowe. Stanowi ono element automatyki odciążania (SCO). Przekaźniki wykonywane w starszej technologii, nie pozwalały na skrócenie opóźnienia działania zabezpieczeń częstotliwościowych, gdyż były one zaprojektowane, często kilkadziesiąt lat temu, do pracy w systemie, mniej czułym na zjawiska związane z deficytem mocy. Akceptowalną nastawą czasu opóźnienia było 500ms. W latach dziewięćdziesiątych gospodarka polska zwolniła. W systemie energetycznym pojawiła się nadwyżka mocy. Waga zabezpieczeń podczęstotliwościowych znacznie zmalała. Wiele ówczesnych Zakładów Energetycznych odstawiło automatykę SCO na swoich stacjach elektroenergetycznych. Problematyka SCO przestała być zgłębiana, nabrała drugorzędnego, a może nawet trzeciorzędnego znaczenia. Po 2000 roku sytuacja zaczęła się zmieniać. Wzrosło zapotrzebowanie na energię. Przestarzałe jednostki wytwórcze coraz częściej wymagają remontów. Po 2000 roku PSE Operator SA coraz częściej ostrzegał o zagrożeniu blackout em. Poważne zagrożenie występowało latem w W zaistniałej sytuacji PSE Operator S.A. zmienił regulację związane z wymogami stawianymi przekaźnikom częstotliwościowym. Spółki Dystrybucyjne, w celu spełnienia wymagań PSE, zdecydowały się na wymianę istniejących zabezpieczeń częstotliwościowych na cyfrowe, które jako jedyne były w stanie spełnić ostre wymagania. Przekaźniki cyfrowe są bogato wyposażone w kryteria związane z wykrywaniem deficytu mocy w systemie. Kryteria oparte są na monitoringu częstotliwości lub/i napięcia. Kryteria częstotliwościowe są dostępne w zespołach zabezpieczeń dedykowanych dla linii lub transformatorów SN (np. MiCOM P139, P127) oraz przekaźnikach napięciowo - częstotliwościowych instalowanych w polach pomiarowych (np. MiCOM P923 lub P942). W przekaźnikach MiCOM dostępne są następujące kryteria związane z pomiarem częstotliwości (np. MiCOM P139): kontrola nad i podczęstotliwościowa kontrola nad i podczęstotliwościowa połączona z nadzorem szybkości zmian częstotliwości (df/dt) kontrola nad i podczęstotliwościowa połączona z nadzorem uśrednionej szybkości zmian częstotliwości f/ t W przekaźnikach napięciowo-częstotliwościowych dostępne jest dodatkowo kryterium: zmiana napięcia w czasie ( U/ t) (np. MiCOM P923). Użytkownicy korzystający z dotychczas z rozwiązań nie-cyfrowych mogą się czuć trochę zagubieni mnogością dostępnych w przekaźnikach cyfrowych kryteriów częstotliwościowych. Jeśli weźmie się pod uwagę zaniedbania związane z kultywowaniem w Polsce wiedzy dotyczącej SCO, dobór nastaw zabezpieczeń częstotliwościowych staje się nie lada wyzwaniem. W większości aplikacji kończy się to ustawieniem jedynie dotychczas stosowanych kryteriów nad- i pod-częstotliwościowych. Takie kryteria są zresztą wymagane przez PSE Operator. Pozostałe kryteria są zabezpieczeniem się na przyszłość. Jak wspomniano powyżej od kryteriów częstotliwościowych wymaga się bardzo krótkich czasów zadziałania (ok 100ms). Kryteria częstotliwościowe muszą więc podejmować decyzje często w trakcie trwania stanów przejściowych w systemie elektroenergetycznym. Zagraża to selektywności ich zadziałaniem. Jeśli nie stworzy się przekaźnikowi jak najlepszych warunków do pomiaru częstotliwości, to przy tak krótkich czasach zadziałania mogą wystąpić problemy związane z automatyką SCO. Producenci przekaźników częstotliwości wprowadzają więc pomocnicze kryteria (które można zauważyć poprzez dodatkowe nastawy) zwiększające selektywność działania: - liczba potwierdzeń algorytmu decyzyjnego (np. dla f/ t lub U/ t), - próg blokady napięciowej zabezpieczenia częstotliwościowego,

23 - wybór rodzaju oraz fazy napięcia do pomiaru częstotliwości. Pomimo powyższych zabiegów, przy tak krótkim czasie działania, czasami pojawia się problem ze zjawiskami rezonansowymi oraz stanami związanymi z procesami łączeniowymi. MiCOM P911 - zabezpieczenie napięciowo-częstotliwościowe MiCOM P911 zabezpieczenie napięciowo-częstotliwościowe W najnowszej konstrukcji: MiCOM P911, należącego do platformy P10, aby uchronić się sprzed wpływem stanów nieustalonych na selektywność działania kryteriów podczęstotliwościowych, konstruktorzy ze Świebodzic rozbudowali algorytm pomiarowo-decyzyjny. Celem tych zabiegów jest pewne odróżnienia stanów przejściowych od spadku częstotliwości w sieci. Stąd oprócz kryteriów pomocniczych stosowanych w rodzinie MiCOM, tj.: - algorytmem potwierdzeń kolejnych pomiarów (z nastawialną liczbą potwierdzeń), - nastawialnym progiem blokady napięciowej kryterium częstotliwościowego, wprowadzono : - pomiar częstotliwości w układzie trójfazowym (pomiar częstotliwości jest realizowany z trzech napięć międzyfazowych). Jeśli zaniknie jedno z napięć międzyfazowych (napięcie poniżej progu detekcji napięcia), pomiar jest realizowany na podstawie dwóch lub jednego napięcia międzyfazowego, - analizę odchylenia standardowego częstotliwości zmierzonych z poszczególnych napięć miedzyfazowych, - blokadę zabezpieczenia częstotliwościowego od kryterium zmian częstotliwości f/ t, z nastawialnym progiem blokady, - weryfikację realnego zakresu częstotliwości. Jeśli częstotliwość jest nierealna w rzeczywistej sieci, nie powoduje zadziałania kryterium częstotliwościowego (out of range) Pomiar częstotliwości z trzech napięć trójfazowych i porównywanie trzech wartości częstotliwości przez zaawansowany algorytm odchylenia standardowego, zwiększa znacznie selektywność, nawet przy bardzo krótkim czasie jego działania. Blokada od zmian częstotliwości jest stosowana w rodzinie MiCOM, ale tylko do kryteriów zmian częstotliwości. W MiCOM P911 zaimplementowano ją do kryterium wartości częstotliwości (f<). Stany nieustalone charakteryzują się dość dużymi zmianami wartości w czasie, w związku z tym, w ten sposób, można ocenić czy zmiana częstotliwości f/ t jest realna czy nie - bo jest to stan przejściowy. Zakres nastaw wynosi od 10-30Hz/s. Jeżeli częstotliwość spada 1Hz w ciągu 100ms (10Hz/s) to z całą pewnością nie ma potrzeby odciążać sieć - bo to i tak nic nie da. Zakłócenia (stany przejściowe) mogą mieć taką dynamikę, więc racjonalne jest nie pozwolić na zadziałanie zabezpieczenia podczęstotliwościowego

24 Najnowsze trendy w obszarze samoczynnego odciążania Obecnie w literaturze badawczej zauważa się zainteresowanie powiązaniem dwóch wielkości mierzonych w przekaźnikach napięciowo-częstotliwościowych tzn.: napięcia i częstotliwości (np. [5]). Jak wspomniano powyżej, niezależne stosowanie kryteriów podnapięciowych i podczęstotliwościowych nie daje tak dużej skuteczności działania, jak by się tego oczekiwało. Połączenie kryteriów napięciowego i częstotliwościowego (f< a być może f/ t oraz df/dt, itp). w złożonych algorytmach pomiarowo-decyzyjnych jest bardzo interesujące, gdyż spadek napięcia dość szybko obnaża problem braku stabilności w systemie elektroenergetycznym. Częstotliwość natomiast dość dobrze potrafi ocenić stan deficytu mocy w systemie. Wprawdzie strona SN jest zasilana poprzez transformatory z regulacją napięcia (więc zmiany napięcia niekoniecznie mogą wynikać z utraty stabilności), jednak zanim regulator napięcia podejmie akcję, informacja o dynamice zmian napięcia będzie zarejestrowana. Co więcej wykrycie zmian wynikających z regulacji można zrealizować łatwo w technice cyfrowej. Innym podejściem jest analiza bezpośredniej przyczyny niestabilności - rozchyłu kąta na linii zasilającej. Pomiar kąta może być realizowany pośrednio (szacowany) poprzez pomiar różnicy pomiędzy wartością częstotliwości zmierzoną na początku linii WN oraz zmierzoną lokalnie przy współudziale nadajników GPS (algorytm LOM). Znacznik czasu GPS pozwala na porównanie obu wielkości. Rozwiązanie proponowane jest przez University of Strathclyde Engineering w Wielkiej Brytanii [6]. Algorytm LON jest zaprezentowany na Rys.8 Gdzie: α n - wartość estymowanego kąta, f n - częstotliwość zmierzona lokalnie ref f n - częstotliwość zmierzona zdalnie ze znacznikiem czasu GPS t -czasowy krok obliczeń Rys.9a Algorytm LON - komunikacja Rys.9b Algorytm LON - obliczenia Powyższe rozwiązanie nie musi bazować na GPS - może działać na systemie WAM, gdzie komunikacja odbywa się poprzez łącze internetowe. Dużo ciekawszą realizację algorytmu LON daje zastosowanie zabezpieczeń z protokołem IEC (autor przedstawia takie rozwiązanie jako najnowsze rozwinięcie swojej idei przedstawionej na Rys.9a). Rzeczywiście wdrożenie protokołu IEC może dać nowe możliwości zwiększenia stabilności systemu elektroenergetycznego, gdyż nowe kryteria działania mogą uzyskiwać dodatkowe parametry w ich części pomiarowo-decyzyjnej. Przez to mogą być bardziej selektywne i skuteczne (np. mierzyć kąty rozchyłu na liniach, sprawdzać warunki stabilności przedstawione w początkowej części tej publikacji). Bardzo ciekawe rozwiązanie zaproponowali naukowcy z Politechniki Wrocławskiej [8]. Jest to algorytm określania marginesu stabilności napięciowej węzła w oparciu o lokalne pomiary w rozdzielni WN

25 Podsumowanie Stabilność systemu elektroenergetycznego jest tematem bardzo złożonym. W różnych krajach spotyka się różne rozwiązania oraz strategie działania w oparciu o te rozwiązania. Wynika to często z wieloletnich doświadczeń oraz specyfiki danego regionu. Istniejące dotychczas kryteria automatyki odciążania, dzięki kryteriom pomocniczym mogą być bardziej skuteczne i selektywne nawet jeśli są szybkie. Jednak ich skuteczności i selektywność nie jest łatwa do ocenienia, jeśli analizuje się tylko ich dokumentację. Przy wyborze przekaźnika warto się kierować doświadczeniem firmy w tym zakresie. Część rozwiązań dostępnych w przekaźnikach np. df/dt, f/ t, skok fazy (vector shift) oraz U/ t nie znalazły szerszych wdrożeń w energetyce przesyłowej i dystrybucyjnej. Dzieje się tak pomimo ich dużej czułości działania. Wynika to zapewne z ryzyka braku dostatecznej selektywności ich działania. Badania literaturowe pokazują, że użytkownicy, dostępnych dzisiaj rozwiązań, nie są z nich do końca zadowoleni. Stąd liczne ośrodki naukowe opracowują nowe propozycje - rozwiązania, które, dzięki szybkiemu rozwojowi techniki, niebawem będą możliwe do wdrożenia. Pomocny tu będzie szczególnie rozwój w obszarze komunikacji. [1] [2] Miliony.html [3] U.S.-Canada Power System Outage Task Force: Final Report on the August 14, 2003 Blackout in the United States and Canada: Causes and Recommendation ; April 2004 [4] Under-voltage Load Shedding Charles Mozina Consultant Beckwith Electric Co. Inc. [5] An Intelligent Based Power System Load Shedding Design Using Voltage and Frequency Information H. Bevrani, A.G. Tikdari, T. Hiyama. Proceeding of the 2010 International Conference on Modeling, Identification and Control, Okayama, Japan, July 17-19, 2010 [6] Loss of Mains Protection dr. Adam Dyśko, University of Strathclyde, Glasgow, UK, 2013 [7] Distributed Stability Control Using Intelligent Voltage-Margin Relay, Wiszniewski A., Rebizant W., Klimek A, Proceedings of the CIGRE Canada Conference on Power Systems, Vancouver, Canada, October 17-19, 2010, paper 131 [8] Power System Security in the New Industry Environment: Challenges and Solutions, Prabha Kundur Powertech Labs Inc. Surrey, B.C. Canada, IEEE Toronto Centennial Forum on Reliable Power Grids in Canada October 3,

26 Krzysztof Burek Schneider Electric Energy Poland Sp. z o.o. krzysztof.burek@schneider-electric.com Sieci typu self healing w projekcie Stedin Streszczenie: W referacie przedstawiono pilotażowy projekt układu SHG (ang. Self Healing Grid) na terenie operatora sieci dystrybucyjnej średniego napięcia STEDIN w Roterdamie zrealizowany przez firmę Schneider Electric. Opisano ideę takiego rozwiązania w sieciach kablowych, uwypuklając znaczenie i korzyści dla klienta oraz wyspecyfikowano główne elementy, które weszły w skład takiego rozwiązania zarówno od strony sprzętowej jak i warstwy komunikacyjnej. W końcowej części referatu dodano krótkie informacje na temat budowy sterownika T200, wskaźników zwarć Flair 2xD, detektorów obecności napięcia typu VPIS oraz systemu wizualizacji i sterowania L500, które składają się na budowanie inteligentnych rozwiązań automatyzacji sieci rozdzielczych SN. Wstęp: Sieci dystrybucyjne SN stają się coraz bardziej złożone w wyniku dynamicznej rozbudowy infrastruktury, mocy podłączanych odbiorców, różnych źródeł generacji rozproszonej i odnawialnej oraz innych elementów mających wpływ na charakter odbiorów, generacji czy magazynowania energii ( np. stacje ładowania samochodów ). 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. Szybki rozwój ekonomiczny związany szczególnie z aglomeracjami miejskimi wymusza rozbudowę sieci średniego napięcia co mocniej uzależnia od siebie zarówno dostawców jak i odbiorców energii elektrycznej. Staje się bardzo istotnym element efektywności zarządzania pracą takiego systemu co w konsekwencji wpływa na skrócenie czasu przerw w dostawie energii do odbiorców. W przypadku Polski ale i nie tylko jest to proces, który zdaje się wchodzić bardzo mocno w zainteresowanie określonych grup decydentów (operatorów sieci). Realne straty, które ponoszą zakłady energetyczne jak i przemysłowe w wyniku uszkodzeń w sieci dają podstawy by instalować urządzenia do detekcji zakłóceń z elementami automatyki w określonych punktach sieci rozdzielczej zarówno na liniach kablowych i napowietrznych. Umożliwiają one z jednej strony otrzymywanie zdalnie informacji z danego punktu sieci przykładowo o obciążeniu, jakości energii, pracy urządzeń czy wystąpieniu zwarcia, ale co najważniejsze mogą w sposób zdalny lub automatyczny przeprowadzić rekonfigurację tak, by w jak najkrótszym czasie struktura sieci mogła być załączona pod zasilanie a uszkodzony odcinek wyizolowany. Taką rekonfigurację realizują sterowniki obiektowe, które za pomocą wewnętrznej komunikacji pear to pear pomiędzy jednostkami informują się o sytuacji na stacji lub pomiędzy nimi i podejmują decyzję o przełączeniach bez udziału Operatora. Szybkość przełączeń struktury sieci po detekcji zwarcia poniżej 1 minuty staje się bardzo istotna i realna do wykonania w odniesieniu do obecnie stosowanej technologii sprzętowej i komunikacyjnej. Przedstawiona technologia do realizacji układu Self Healing w projekcie STEDIN opiera się o sterownikach obiektowych typu T200I z rodziny urządzeń Easergy produkcji Schneider Electric

27 Projekt Self Healing dla STEDIN Schneider-Electric zaproponował pilotażowy projekt SHG (Self Healing Grid) na obszarze aglomeracji miasta Rotterdam zasilanego przez operatora sieci STEDIN-NET. Klient dostarcza energię elektryczną do dwóch milionów odbiorców w obszarze trzech największych miast w Holandii (The Hague, Utrecht i Rotterdam), w tym obszary wiejskie, miejskie, przemysłowe oraz największy port/strefa przemysłowa w Europie Zachodniej. Sieć dystrybucyjna głównie oparta jest na połączeniach kablowych, gdzie występują duże problemy przy eliminacji stałych zwarć doziemnych w systemie. W projekcie postanowiono wdrożyć odpowiednie algorytmy restytucyjne typu FLIR (Fault Location, Isolation and Restoration) do sterowników obiektowych funkcyjnie dedykowanych do sieci kablowych. Klient określił wymaganie odnośnie czasu przerwy poniżej 1 minuty na przywrócenie zasilania do co najmniej 80% odbiorców w przypadku wystąpienia awarii w sieci. Projekt SHG oparto na sterownikach obiektowych typu T200I produkcji Schneider Electric, które realizowały sterowania napędami, pomiar i detekcje prądów zwarciowych oraz współpracowały z detektorami obecności napięcia typu VPIS. Zaproponowano bezpośrednią komunikację pomiędzy sterownikami typu pear to pear poprzez sieć GPRS i realizację algorytmów FLIR w sposób automatyczny. Do realizacji projektu pilotażowego wybrano sieć 24kV w centrum Rotterdamu składającej się z 33 stacji transformatorowych wewnątrz sieci. Układ normalnie pracuje w dwóch liniach zasilanych promieniowych z tego samego systemu z punktem otwartym. Wybór linii SN w centrum miasta Rotterdam Dodano na stacjach napędy silników + telemetrię + wskaźniki FPI Punkt otwarty sieci Wyłączniki w polach zasilających Rys.1 Sieć SN przeznaczona do realizacji pilotażowego projektu SHG. Ze względu na koszty projektu wybrano pięć stacji, aby pierścień był podzielony na dwie linie promieniowe z trzema sekcjami każda, obejmujące taką samą długość kabli oraz liczbę odbiorców. W stacjach znajdowały się rozdzielnice dedykowane do sieci pierścieniowych typu RM6, FBX, SM6 produkcji Schneider Electric oraz 3 typy rozdzielnic innych producentów. Wszystkie przystosowane do ręcznych operacji łączeniowych. Wybrane stacje doposażono w napędy do rozłączników, sterowniki obiektowe SH RTU z programowalną logiką, wskaźniki zwarcia (FPI), wskaźniki obecności napięcia (VPIS) oraz zabezpieczenia napięciowe (VD23). Pola wyłącznikowe w rozdzielni zasilającej V502 i V503 współpracują z następującymi urządzeniami: przekaźnik zabezpieczeniowy, koncentrator SCADA RTU dla monitoringu i starowania, sterownik SH RTU do inicjalizacji sekwencji FLIR z funkcją SPZ

28 Na rysunku 2 pokazano schemat aplikacyjny układu SHG na stacji. Sterownik obiektowy SH box zasilany jest z niskiego napięcia 230Vac z równoległym układem rezerwowego akumulatora oraz modułem komunikacyjnym GPRS. Wskaźnik zwarcia FPI podłączony jest do sterownika RTU realizując pomiary prądów za pomocą przetworników (cewki Rogowskiego) instalowanych na linii kablowej zasilającej oraz wychodzącej. Na każdej linii zainstalowano wskaźnik obecności napięcia VPI. Sterownik podłączony jest przewodami do sterowania napędami. Moduł komunikacyjny łączy się do sieci GPRS/UMTS (Vadofone) poprzez prywatny numer APN. Dalej informacje z poszczególnych stacji (węzłów) poprzez bramy dostępowe Firewall kierowane są do sieci STN (Stedin Technisch Network) zakładu STEDIN by Rys.2 Szczegółowy schemat trafić na routery poszczególnych oddziałów. Schemat SHD wymaga stosowania trzech typów rozdzielni (węzłów). Feeder Circut Breaker/Linia z rozproszonej automatyki Wyłącznikiem jako punkt zasilający, gdzie wyłącznik jest otwierany sygnałem z zabezpieczenia po detekcji zakłócenia w głębi sieci. Breaking Node/Węzeł Wyłączający jako węzeł/punkt, w którym jeden lub wiele rozłączników musi być otwierane dla wyizolowania zwarcia. Making Node/Węzeł Załączający jako normalnie otwarty punkt w sieci. Rys.3 Umiejscowienie określonych węzłów w schemacie SHG Ogólna zasada działania układu SHG Ideą SHG jest wprowadzenie samoczynnej automatyzacji przełączeń po wystąpieniu zwarcia w sieci. System szybko odbuduje 2 z 3 obszarów systemowych i podłączy pod zasilanie maksymalnie dużo odbiorców pozostawiając jedną linię/sekcję wyizolowaną. Po naprawie uszkodzonego odcinka ta część zostanie załączona pod zasilanie w tradycyjny sposób przez służby serwisowe. 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 b) jeżeli wskaźniki zwarcia wskażą problem na stacji (w węźle) co może oznaczać zwarcie na wyprowa

29 dzeniu z rozdzielni to wtedy otwarcie rozłączników w tym węźle nie będzie gwarantowane. W takim przypadku system otworzy rozłączniki (lub pozostawi otwarte) w sąsiednich węzłach. Układ SHG jest zdolny w tym samym czasie odpowiedzieć prawidłowo na zwarcia podwójne zlokalizowane zarówno na kablach jak i na szynach rozdzielnicy przywracając zasilanie tak szybko jak to możliwe największej liczbie odbiorców. Algorytm SHG uwzględnia także elementy bezpieczeństwa. Jeżeli dany węzeł jest ustawiony na pracę w trybie lokalnym to cały system jest automatycznie odstawiany we wszystkich węzłach. Jeżeli ulegnie uszkodzeniu przykładowo rozłącznik w trakcie przełączeń to system będzie próbował działać na kolejny rozłącznik. Lokalizacja zwarcia i algorytm przełączeń Sekwencja rozpoczyna się kiedy sterownik zainstalowany na rozdzielni głównej rozpozna, że zabezpieczenie zadziałało i dało sygnał na wyłączenie. Algorytm działa w dwóch fazach. W pierwszej fazie każdy sterownik w węźle analizuje, czy zwarcie znajduje się powyżej (upstream) miejsca jego zainstalowania i czy jest potrzeba wyizolowania uszkodzonego odcinka. W drugiej fazie każdy sterownik analizuje czy zwarcie znajduje się poniżej (downstream) miejsca jego zainstalowania i czy jest potrzeba wyizolowania uszkodzonego odcinka. Podczas pierwszej fazy, każdy Węzeł Wyłączający ( Breaking Node) otrzymuje informację o zakłóceniu i potwierdzenie 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. 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 trwał mniej niż 1 minutę niemniej zależny był od wymaganej liczby operacji łączeniowych. Jest to wynik bardzo korzystny w stosunku typowych przełączeń, które w zależności od przyjętej metody wahały się od kilku do kilkunastu minut a nawet nierzadko kilku godzin. Testowanie SHG, informowanie i szkolenie personelu W przypadku STEDIN projekt rozwijał się wielotorowo. Wprowadzenie nowej technologii poprzedzało na pierwszym etapie wiele rozmów i uzgodnień z operatorem. Wieloletnie przyzwyczajenia i procedury działań wymagały wprowadzenia korekt. Informowanie ludzi na różnych etapach projektu przejął na siebie STEDIN przy mocnym wsparciu Schneider Electric. Miało to na celu aktywne włączenie ludzi w sam proces i nabranie zaufania do wprowadzanych zmian. Początkowy etap był bardzo ważny dla projektu ponieważ wprowadzono szereg uwag wynikających z doświadczeń Operatora. Cały układ SHG zbudowano na platformie testowej tak, by symulować realne sytuacje awaryjne w sieci. Inżynierowie i operatorzy zostali zaproszeni na demonstrację pracy systemu i testowali różne scenariusze zakłóceń w sieci. Rys. 4 Testowanie platformy sprzętowej SHG Rys. 5 T200I zamontowany przy RM6 Inteligentne sterowniki obiektowe RTU typu T200I 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. 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 stworze

30 nia 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, IEC 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 (patrz rysunek obok) stanowiąc jej integralną część od strony montażowej jak i prawidłowej współpracy z wszystkimi elementami łączeniowymi. Jest to rozwiązanie, które gwarantuje dla użytkownika prawidłową pracę całej rozdzielni. Cały układ może być wcześniej przetestowany u producenta jeszcze przed montażem na obiekcie. Jest to typowe rozwiązanie, które daje pewność poprawnej pracy i eksploatacji tego typu rozdzielnic wnętrzowych. 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. Serownik jest w pełni zintegrowany. 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 będą 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 (zewnętrzny konwerter) poprzez interfejsy GSM/GPRS/3G i Ethernet aż po 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 podłączenia zewnętrznych urządzeń (jako slave ) takie jak: liczniki energii i analizatory sieci Power Logic np. seria PM700/PM800 o klasie 0,5S (lub nowość seria PM5000), zabezpieczenia np.: MiCOM P111Enh / P115 / VIP410 oraz dodatkowe moduły I/O rozszerzające ilość wejść/wyjść binarnych. Wszystkie informacje z podłączonych urządzeń mogą być przesyłane po protokole do systemu nadzoru poprzez Rys. 6 Wnętrze sterownika T200I różne media komunikacyjne. Użytkownik ma dostępny rozbudowany lokalny panel sterowania z sygnalizacją diodową ważnych informacji łącznie z topologią położenia łączników na stacji. W odniesieniu do układu SHG aktywowany jest drugi kanał komunikacyjny, gdzie realizowana jest zdalna komunikacja pear to pear 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 (max do 3 różnych) o wystąpieniu zwarcia, awarii na stacji, czy też wejściu na stację osób bez potwierdzenia. Wskaźniki zwarcia z funkcjami obecności napięcia w układach SHG 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 obiek- Rys. 7 Wskaźnik Flair23DM z komunikacją

31 towy T200I. W przypadku sieci kompensowanej czy tez izolowanej stosowany jest powszechnie wskaźnik Flair23DM, który pełni jednocześnie funkcję wskaźnika obecności napięcia. Pomiar napięcia realizowany jest poprzez autonomiczny wskaźnik typu VPIS-VO, który zintegrowany jest odpowiednim kablem ze wskaźnikiem FPI. Urządzenie jest podłączone do sterownika poprzez lokalne łącze szeregowe RS485. W przypadku pomiaru prądów poprzez sterownik stosuje się tylko wskaźnik obecności napięcia typu VD23 razem z VPIS-VO. L500 - System wizualizacji i monitoringu układu SHG Rys. 7 Wskaźnik Flair23DM z komunikacją Do wizualizacji i monitoringu urządzeń Easergy w sieci SN dedykowany jest system typu L500. Komunikacja z poszczególnymi urządzeniami odbywa się za pomocą protokołu Modbus TCP/IP lub IEC-104. Poniżej pokazany jest ekran pobrany z przykładowego projektu SHG. Główną zaletą tego systemu jest prostota konfiguracji oraz łatwa adaptacja poszczególnych typów urządzeń Easergy do systemu. Operator na ekranie monitora ma możliwość aktywowania odpowiedniej funkcjonalności w poszczególnym sterowniku. W momencie pojawienia się zakłócenia dany punkt sygnalizuje pobudzenie wskaźników zwarcia. W przypadku wystąpienia problemów podczas przełączania odcinków sieci operator ma możliwość pełnej diagnostyki punktu w trybie on-line co w sposób jednoznaczny umożliwi mu podjęcie decyzji w standardowym trybie działania. Podczas normalnej pracy system L500 może stanowić uzupełnienie informacji dla operatora w odniesieniu do istniejącego systemu telemechaniki. Wyświetlanie zdarzeń, statusów pracy dodatkowych urządzeń aż po wykonywanie zdalnie sterowań łącznikami oraz przeprowadzanie analizy trendów pomiarowych w zadanym punkcie sieci takich jak: prądów, napięć, mocy itp. Niewątpliwie może być pomocny do przeprowadzania testów funkcjonalnych w systemie SHG

32 Podsumowanie Istotnym elementem wdrażania do sieci dystrybucyjnej układów SHG jest umożliwienie szybkiej rekonfiguracji sieci bez udziału operatora. Nowe rozwiązania bazujące na urządzeniach serii Easergy oferowane przez Schneider-Electric realizują taką funkcjonalność oraz w znaczący sposób wpływają na automatyzację procesu przełączeń. Wpływają na skrócenie czasu na wyizolowanie obszaru objętego zakłóceniem, umożliwiają otrzymywanie istotnych informacji pomiarowych z większej części systemu dystrybucyjnego oraz wpływają znacząco na poprawę wskaźników SAIDI. W dobie tworzenia inteligentnych sieci typu SmartGrid bardzo ważnym aspektem w pierwszym kroku powinna być modernizacja rozdzielni średniego i niskiego napięcia ponieważ w tym obszarze następuje w ostatnim czasie bardzo szybki rozwój i zwiększenie obciążalności. Obecnie wdrażanie układów SHG nabiera realnego znaczenia. Bardziej efektywna sieć dystrybucyjna będzie w mniejszym stopniu oddziaływać negatywnie na sieci systemowe. Doposażenie sieci dystrybucyjnej zarówno kablowej jak i napowietrznej w nowoczesne wskaźniki zakłóceń, sterowniki obiektowe posiadające możliwości przekazywania swoich danych pomiędzy stacjami za pomocą sieci komunikacyjnych typu GPRS, WiMAX, Tetra, Ethernet itp. powinny w najbliższych latach stać się głównym elementem przeprowadzania modernizacji w obszarach stacji SN/SN i SN/nN. W przypadku realizacji układów SHG, które w sposób automatyczny umożliwiają rekonfigurację sieci istotne stają się media komunikacyjne. Nawiązując do doświadczeń innych krajów przy realizacji podobnych rozwiązań w dużych aglomeracjach miejskich oraz obszarach mocno zurbanizowanych wydaje się zasadnym prowadzenie takiego kierunku działań by uzyskiwać z roku na rok bardziej efektywną sieć dystrybucyjną. Nowa technologia to nowe wyzwania zarówno dla producentów systemów SHG jak i operatorów sieci, w których takowe systemy będą pracować. Schneider Electric jako światowy lider w branży elektro-energetycznej stawia mocno na technologię, pogłębianie wiedzy oraz pomoc techniczną dla użytkowników by lepiej zrozumieć potrzeby rynku w tak szerokim zagadnieniu jakim jest budowanie inteligentnych sieci typu Smart Grid. Układy rozproszone SHG stają się ważnym elementem wzmocnienia efektywności pracy systemów elektroenergetycznych. Literatura: [1] Wiadomości Elektrotechniczne: Poprawa jakości i niezawodności systemów zasilania w energię elektryczną kluczem do wzrostu przychodów cz.1, Wydawnictwo Sigma, [2] Wiadomości Elektrotechniczne: Poprawa jakości i niezawodności systemów zasilania w energię elektryczną kluczem do wzrostu przychodów cz.2, Wydawnictwo Sigma, [3] User Manual T200I typ SHG, Schneider-Electric 05/2012. [4] User Manual Flair 2xD, Schneider-Electric, 2013 [5] J.Ahola: A self healing Power system for the accurate fault localization and zone concept, proc. Of T&D conference 2012, Amsterdam [6] E.Coster, W.Kerstens, T.Berry: Self healing distribution networks using smart controllers, CIRED, 22nd International Conference on Electricity Distribution, Paper 0196, Stockholm, June 2013 [7] Y.Chollot, J.Wild, T.Berry, A.Jourdan, J.Houssin, R. Joubert, B. Raison, R.Marguet: Decentralized self healing solution tested in the framework of GreenLys smart grid project, 2009 [8] A.Babś, K.Madajewski, T.Ogryczak, S.Noske, G.Widelski: Pilotażowy projekt wdrożenia w Energa-Operator SA sieci inteligentnej Inteligentny Półwysep, Wydanie tematyczne-smart Grid, ActaEnergetica

33 mgr inż. Roman Węgrzyn Schneider Electric Energy Poland Sp. z o.o. roman.wegrzyn@schneider-electric.com Rozproszony układ automatyk stacyjnych w projekcie Stalowa Wola Przedmiotem niniejszej prezentacji jest zrealizowany w 2005 roku nowoczesny system automatyk rezerwowania zasilania na terenie byłej Huty Stalowa Wola. Na obszarze aktualnej strefy przemysłowej węzły sieci wysokiego napięcia stanowią 4 stacje transformatorowo-rozdzielcze w układzie H5 i zbliżonym, z których dwie mają doprowadzenia zasilania z zewnątrz, z lokalnej elektrociepłowni. Automatyka oparta jest na 5 sterownikach C264 komunikujących się ze sobą przez szynę systemową IEC W trybie raportowania przesyłane są poprzez komunikaty dla Systemu Sterowania i Nadzoru natomiast automatyki międzystacyjne wykorzystują pakiety GOOSE. Sieć wykonana jest w technice światłowodowej, a niezawodość transmisji zapewniona przez pierścieniowe połączenia redundowane w natywnym dla Schneider Electric standardzie Self Healing Ring (SHR). Standard ten zapewnia bezstratną (nie wymagającą czasu) rekonfigurację ścieżek połączeń. RPZ-1 Komenda RPZ-0 GOOSE RPZ-2 RPZ-3 Podstawową automatyką rezerwy zasilania jest klasyczny SZR lokalny. Pomiar kryterium podnapięciowego realizują sterowniki polowe z funkcją odległościową MiCOM P439. Sterownik w momencie odblokowania rozpoznaje układ zasilania (linia rezerwowana / rezerwa ukryta) i rozpoczyna czuwanie. Kryterium pobudzenia jest spadek napięcia poniżej nastawy progowej w co najmniej jednej fazie. SZR po wykonaniu przełączenia zasilania kończy pracę i kolejny cykl może być wykonany po odpowiednim przygotowaniu (brak cyklu powrotnego). Z uwagi na liczne odbiory silnikowe w strefie przyjęto nastawę czasu przerwy dla SZR powolnego 0,7 s i wartość kryterium napięciowego 0,7 Un Czas realizacji przełączenia zależny jest głównie od czasu pracy napędów wyłączników, czyli kilkadziesiąt ms

34 P439 P439 C264 Praca automatyki jest uwarunkowana wieloma kryteriami, których kontrola zapobiega działaniu w niesprzyjających okolicznościach. Są to m.in: - brak napięcia na linii rezerwowej - otwarte odłączniki w polu rezerwowanym lub rezerwowym - zadziałanie zabezpieczenia - zmiana konfiguracji łączników pól biorących udział w realizacji automatyki (tylko SZR pełny) - brak napięcia sterowniczego lub sygnalizacji - obniżenie ciśnienia sprężonego powietrza dla wyłączników - blokada lub odstawienie lokalnie lub z SSiN - zakończenie cyklu działania Większość kryteriów blokady brana jest pod uwagę jedynie przed rozpoczęciem biegu natomiast zadziałanie zabezpieczeń linii lub brak potwierdzenia wyłączenia wyłącznika linii rezerwowanej przerywa bieg automatyki już w trakcie działania. Lokalnie realizowana jest również automatyka PPZ, której warunki realizacji są bardzo podobne, jedynie działanie wywoływane jest przez operatora. Z uwagi na to iż oba źródła zasilania sieci HSW prowadzą z jednej rozdzielni różnych sekcji połączonych sprzęgłem, nie jest konieczna kontrola synchronizmu dla załączanych wyłączników

35 Najbardziej złożoną i jednocześnie najbardziej użyteczną jest międzystacyjna automatyka SZR. W części odnoszącej się do linii zasilających jest ona identyczna funkcjonalnie do SZR lokalnego natomiast w część sprzęgłowa odnosi się do całej topologii sieci wraz z różnymi wariantami jej nominalnej konfiguracji. Przełączenie zasilania może się odbyć wg określonego algorytmu a więc określonego stanu początkowego i końcowego. W stanie nie przystającym do żadneg układu pracy automatyki nie daje się załączyć do pracy. Nadzór nad realizacją automatyki pełni sterownik centralny. Sterowniki w poszczególnych RPZ przesyłają dane do sterownika centralnego oraz realizują wysyłane przez niego polecenia wykonania sterowania. Czas pobudzenia i działania jest podobny jak dla SZR lokalnego dzięki transmisji szybkich komunikatów GOOSE. Dodatkowym czynnikiem blokującym automatykę są więc również ewentualne zaburzenia przesyłu informacji w sieci komunikacyjnej. Podobna w realizacji jest automatyka przywrócenia zasilania przy wyłączeniu wyłącznika linii zasilającej przez zabezpieczenie różnicowe. SZR działa w ten sposób w trybie skróconym a czas przerwy jest jest nieco większy niż czas na wykonanie SPZ. Uzupełnieniem dla automatyki zabezpieczeniowej jest algorytm wyłączenia wyłączników linii na obu końcach w przypadku kiedy działa zabezpieczenie odległościowe a zabezpieczenie różnicowe jest w tym czasie niesprawne. Rozgałęziona linia łącząca RPZ-0,1 i 2 wyłączana jest na każdym z 3 końców

36 mgr inż. Marcin Mucha Schneider Electric Energy Poland Sp. z o.o. marcin.mucha@schneider-electric.com Automatyki realizowane za pomocą sygnałów GOOSE po protokole IEC Stale rozwijająca się gałąź generacji, wymiany oraz otrzymywania informacji z Inteligentnych Cyfrowych Urządzeń (IED) do Systemu Sterowania i Nadzoru (SSiN) poprzez nowe unormowane protokoły komunikacyjne otworzyły szeroki wachlarz możliwości realizacji automatyk stacyjnych. Przewagą przeniesienia tych istniejących automatyk z warstwy fizycznej zabezpieczeń (wejścia binarne stan obecności lub braku napięcia oraz wyjścia zestykowe styk zwarty lub rozwarty oraz połączenia kablowe między polami) do warstwy ethernetowej (postać cyfrowej ramki) daje możliwość kontroli drożności połączenia pomiędzy urządzeniami zwłaszcza podczas ciszy w eterze. Ciszę najłatwiej będzie nam zobrazować poprzez namacalny przykład zastosowania blokady Zabezpieczenia Szyn (ZS). Podczas normalnej pracy rozdzielni fizyczna szyna pozostaje bez potencjału obwód połączonych równolegle otwartych styków wyjściowych pól odpływowych oraz wejścia potencjałowe blokowania członu szybkiego ZS w polu zasilacza i łącznika szyn nie są zasilone. Stan taki utrzymuje się przez większość czasu pracy rozdzielni. Wszystko dobrze jest aż do momentu gdy nie dochodzi do zwarcia poza strefą chronioną (zwarcie zewnętrzne np. na linii odpływowej). Jeżeli ścieżka połączenia nie jest drożna (z przyczyn różnych np. błąd ludzki brak przywrócenia układu po badaniach okresowych badanego obwodu, bądź uszkodzenie styku wykonawczego lub uszkodzenie wejścia odpowiadającego za blokadę ZS) sygnał blokady nie dotrze do pola zasilacza i pola łącznika szyn (w przypadku pracy przez łącznik szyn) i nastąpi zbędne wyłączenie całej stacji bądź jednej sekcji średniego napięcia (SN). Zastosowanie nowej technologii i przeniesienie automatyki do warstwy ethernetowej ustrzeże nas od takiego przypadku, ponieważ podczas normalnej pracy rozdzielni każdy z kanałów informacji w tym przypadku informacji blokady ZS jest okresowo wysyłany od nadawcy (w tym przypadku pola odpływowego) do odbiorcy (pola łącznika szyn i zasilacza). Norma IEC wytyczyła ramy jakich producenci IED winni tworzyć warstwę programową zaimplementowaną w tych urządzeniach. Standard ten został dosyć skrupulatnie określony pod względem kompatybilności tych urządzeń współpracujących w obszarze nie tylko jednej firmy lecz również ponad wewnętrznym standardem globalnym. Należy jednak dodać pozostając w zgodzie z faktami, iż norma definiuje pewne standardy nazewnictwa Węzłów Logicznych (LN), niemniej jednak funkcjonują u producentów pewne nazwy własne niektórych sygnałów wewnętrznych. Protokół zgodny z normą IEC61850 dzięki zastosowaniu nowego jak w ówczesnym czasie podejścia zrewolucjonizował protokoły szeregowe takie jak np. IEC , DNP3 czy MODBUS poprzez transformację modelu Master Slave na formę klient serwer (opierającej się na zasadach bliżej nam już znanych poprzez zastosowanie w dzisiejszym codziennym życiu tak powszechnej sieci internetowej). Firma Schneider wspiera już od dawna protokół opisany przez normę IEC61850, jeszcze za czasów poprzednika czyli firmy AREVA T&D, która to stała się częścią Schneider Electric. Pierwsza faza tego protokołu ukazała się na naszym rynku już w roku Rzecz jasna było to rozwiązanie bazujące na topologii gwiaździstej (każde z IED połączone było szeregowo do switcha). Medium fizyczne realizujące te połączenia to skrętka miedziana konektor RJ-45 lub łącza światłowodowe 1300 nm multimodowe z konektorem ST bądź SC. Po kilku latach powstała faza druga tego wykonania. Zasadniczymi różnicami które wprowadzono była możliwość aktywowania wysyłania z IED tylko tych sygnałów, które są dla nas interesujące z punktu widzenia informowania operatora systemu dyspozytorskiego. Uszczupliło to znacząco ilość informacji fruwających w sieci

37 Informacyjnie obciążalność sieci w badaniach przeprowadzonych w 2010 jeszcze przez firmę AREVA maksymalnie wynosiła 7% możliwości transmisyjnej sieci na stacjach SN Dodatkową przewagą nowego protokółu jest to, iż przesył informacji następuje po zadziałaniu IED np. zmianie jednego z sygnałów raportowanych do klienta, lub poprzez zapytanie klienta skierowane dla naszego serwera IED. Poprzednie protokoły cyklicznie odpytywały swoich niewolników slave ów. Co powodowało znaczące natężenie ruchu na magistrali szeregowej, która miała znaczne ograniczenia co do ilości możliwych podłączeń IED. Urządzenia kompatybilne z nową normą pozwalają rozbudować sieć (w przypadku gwiazdy) w zależności od potrzeby a limit jedyny jaki nas ogranicza to liczba portów w switchu. Celem rozszerzenia takiej topologii powinniśmy jedynie ostatnie gniazdo w naszym switchu dedykować do podłączenia następnego switcha. Schneider Electric wspiera od ponad roku dla rodziny MiCOM Px30 również redundancje na poziomie IED już w warstwie zabezpieczeń! Dla rodziny MiCOM Px40 rozwiązanie to było już dostępne za czasów AREVy. Dlatego firma ma dosyć duży bagaż doświadczeń dotyczący następujących rodzajów redundantnych modułów kart komunikacyjnych zgodnych z normą IEC Rys. Redundantna karta dla MiCOM Px30 Wyróżniamy trzy rodzaje redundantnych kart komunikacyjnych zgodnych z normą IEC61850: Self Healing Protocol (SHP). Ta karta oferuje kompatybilność z urządzeniami Schneider Electric np. C264-SWR202 i MiCOM H35x wielomodowy switches. Self healing Protocol jest wewnętrznym standardem Schneider Electric i gwarantuje czasy regeneracji sieci poniżej 1 ms. Rapid Spanning Tree Protocol (RSTP IEEE 802.1D 2004). Ta karta oferuje kompatybilność z każdym urządzeniem posiadającym standard RSTP. Dual Homing Protocol (DHP)Ta karta oferuje kompatybilność z urządzeniami Schneider Electric np C264-SWD202 and MiCOM H36x wielomodowy switches. Dual Homing Protocol jest standardem gwarantującym pewność uzyskania informacji on-line w razie uszkodzenia jednej z dróg transmisji danych. Pewność wymiany informacji z jednoczesną optymalizacją kosztów budowy sieci w celu realizacji automatyk stacyjnych poprzez IED skłania nas do zaproponowania wariantu SHP. Dlatego zajmiemy się omawianiem tego wariantu. Wariant ten pracuje w topologii pierścieniowej co wpływa znacząco na redukcję kosztów poprzez długość zastosowanych światłowodów oraz liczbę zastosowanych switchów (nawet bez ich potrzeby instalacji!). Dla topologii ringu można tych urządzeń włączyć 96 IED lub 126 switche. W razie potrzeby rozbudowy sieci o większą ilość urządzeń możemy stworzyć węzeł fizyczny jako serwer IEC/IEC który zepnie nam kolejny pierścień (zabierając nam miejsce jednego z tych urządzeń w ringu). W przypadku pewności wymiany informacji pomiędzy pierścieniami można zastosować redundancję serwera IEC/IEC. Zasada funkcjonowania redundancji wariantu SHP jest następująca. Podczas normalnej pracy słwitche w pierścieniu wewnętrznym wysyłają ramki z informacją o aktywności łącza z czasem rzędu 200µs. Pierścieniem zewnętrznym odbywa się cały ruch sieciowy, a jego intensywność jest realizowana w zależności od potrzeb. W momencie uszkodzenia łącza światłowodowego bądź uszkodzenia jednego urządzenia IED jego skrajni sąsiedzi dokonują operacji leczenia poprzez spięcie pierścienia zewnętrznego z wewnętrznym. Od tego momentu przepływ informacji odbywa się na obu portach karty. Celem zapewnienia poprawności funkcjonowania takiego samo leczenia sieci podczas normalnego eksploatowania rozdzielni potrzebne jest nowe podejście załóg dokonujących serwisów. Należy pamiętać, iż przed wyłączeniem danego pola z ruchu (zdjęcie napięcia zasilania z IED) celem dalszego zapewnienia samo-leczenia się sieci, należy IED które wyłączamy wcześniej pominąć w światłowodowym ringu po

38 przez zastosowanie przelotek światłowodowych koszt rzędu kilku złotych. MiCOM H35 MiCOM H35 C264 Sie PACiS IEDC 264 Sie PACiS IED Stan normalny Protok SHP IED IED Rys. Topologia pierścienia zastosowana dla SHP oraz przykład samo leczenia w przypadku uszkodzenia łącza światłowodowego Realizacja automatyk stacyjnych odbywa się w oparciu o sygnały GOOSE. Sygnały te rozpowszechniane są w obrębie sieci na stacji gdyż ich adresacja opiera się na warstwie MAC adresowej która to nie jest przepuszczana poprzez gateway e. Zgodnie z normą określana jest struktura oraz częstotliwość sygnałów GOOSE nadawanych przez IED. Dodatkowo w oprogramowaniu inżynier tworzący dane połączenia może dodatkowo nastawić częstotliwość nadawania takiego GOOSE a oraz jego priorytet. Programem wspierającym i umożliwiającym konfigurację jest nieodpłatny MiCOM S1 STUDIO, a konkretnie jego podprogram noszący nazwę IEC61850 IED Configurator. Poprzez zwykłe przełożenie sygnałów automatyk obecnie realizowanych poprzez wejścia i wyjścia przekaźnikowe do wejść i wyjść GOOSE-wych możemy zrealizować dla średniego napięcia: automatykę rozproszonego zabezpieczenia szyn (ZS) umożliwiający w sposób ekonomiczny zabezpieczyć szyny w oparciu o IED już zamontowane w polach automatykę lokalnej rezerwy wyłącznikowej (LRW) jw. automatykę samoczynnego częstotliwościowego odciążania (SCO) automatykę samoczynnego ponownego załączenia (SPZ) po SCO automatykę samoczynnego załączenia rezerwy z dodatkowymi informacjami o obecności napięcia po stronie WN jeśli zastosowane IED na stronie wysokiej również podłączone są poprzez protokół IEC61850 automatykę planowego przełączania zasilań (PPZ) wymianę blokad łączeniowych pomiędzy polami SN jak również blokad łączeniowych pomiędzy WN i SN np. pole transformatora mocy i jego wzajemne blokowanie odłącznika względem uziemnika pomiędzy dwoma stronami transformatora Automatyka ZS Zgodnie z wymienionym już w początkowej części artykułu jest to automatyka rozproszona i zaimplementowana w polach odpływowych bazując na pobudzeniu zabezpieczeń zwarciowych w tych że odpływach przesyłana GOOSE w celu zapewnienia blokady stopni wysokich nadprądowych z czasami krótkimi w polach zasilaczy oraz łączniku szyn. Automatyka LRW Bazuje na przesyłaniu sygnałów wyłączających bądź sygnału wewnętrznego pochodzącego z wewnętrznej automatyki LRW w IED poprzez GOOSE do pól rezerwujących dany wyłącznik w zależności od rodzaju pracy na wyłącznik sprzęgła bądź na wyłącznik sprzęgła i zasilacza własnego sekcji

39 Automatyka SCO i SPZ po SCO Jest to wymiana informacji również GOOSE pomiędzy polami pomiarowymi danej sekcji oraz palami odpływowymi nadającymi rozkaz wyłączenia dla pól przyporządkowanym danym stopniom SCO oraz jeśli częstotliwość została zrekonstruowana ponowne ich załączenie. Automatyka SZR Dająca szersze możliwości wymiany informacji pomiędzy polami biorącymi bezpośrednio udział pola pomiaru napięcia sekcji, pola zasilaczy, pola łącznika szyn oraz teraz częściej przyłączanych pól generacyjnych na SN jaki i pośrednio takimi jak pola liniowe i łącznik szyn na WN. Wymiana informacji poprzez GOOSE pomiędzy tymi wszystkimi polami opierać się będzie nie tylko na przekazaniu sygnałów położeń aparatów łączeniowych w tych polach lecz również przesyle sygnałów kontroli obecności napięcia, zaników napięć, zaników napięć resztkowych oraz sygnałów blokujących automatykę trwale bądź przejściowo. Automatyka PPZ Umożliwiająca pewniejsze potwierdzanie i dalszą realizację przełączeń, bądź blokowanie w razie nie przełączenia któregoś z aparatów WN poprzez wymianę informacji o pozycjach wszystkich wymaganych aparatów poprzez GOOSE w czasie on-line. Blokady między polowe Jak już wyżej wspomniane odpowiednie połączenie poprzez GOOSE pozycji aparatów WN strony przykładowo uziemnika od strony transformatora 110 kv z blokadą na odłącznik szynowy transformatora 20 kv. Podobnie w przypadku innych potrzebnych sygnałów. Możliwe jest przykładowo dostarczenie informacji drogą GOOSE do pola liniowego wyposażonego w zabezpieczenie odległościowe serii MiCOM P43x a niego np. poprzez wewnętrzny protokół InterMiCOM na odległy koniec linii. Ponadto do wszystkich tych automatyk możliwość zaimplementowania blokady realizacji każdej funkcji w przypadku problemów z otrzymywaniem lub otrzymywaniem ze złą jakością sygnałów GOOSE. Ponieważ tego typu sygnały w tej warstwie rozprzestrzeniają się w całym naszym ringu niosąc informację o stanie sygnału (przykładowo wysoki-1, niski-0) jaki i czy dany GOOSE jest w dobrej jakości (quality w naszym ludzkim rozumieniu mówiący czy może być brany pod uwagę). Podsumowanie Zgodnie z opisanym powyżej zastosowaniem i wykorzystywaniem automatyk widać szerokie możliwości przeniesienia tych obecnych automatyk do warstwy ethernetowej jak i nowych, które dzięki właśnie zastosowaniu tej techniki umożliwią rozszerzenie gałęzi automatyki w IED. Daje to nam z jednej strony pewność poprawnej realizacji jak i permanentną samokontrole połączeń wynikającą ze standardu przesyłania informacji między IED nawet w czasie ciszy, po oszczędności w połączeniach fizycznych miedzianych jak i oszczędność w montażu przez skrócenie jego czasu

40 Krzysztof Burek Schneider Electric Energy Poland Sp. z o.o. krzysztof.burek@schneider-electric.com Automatyki ZS i LRW w oparciu o zabezpieczenie łukowe typu VAMP321 Streszczenie: W referacie przedstawiono modułowy system zabezpieczenia łukoochronnego na bazie urządzenia VAMP321 produkcji Schneider-Electric, który pełniąc funkcję jednostki centralnej umożliwia konfigurację rozbudowanej topologii wyłączeń bazującej na informacji z detektorów błysku światła instalowanych w poszczególnych przedziałach rozdzielnicy SN oraz pomiarze prądu. Pokazano elementy składowe takiego systemu oraz możliwe zastosowania. Jednym z takich zastosowań jest selektywne zabezpieczenie szyn zbiorczych dla rozdzielni SN. Wstęp: Zwarcia łukowe stanowią grupę najbardziej niebezpiecznych awarii w instalacjach elektroenergetycznych. Nierzadko mają one miejsce w rozdzielnicach średniego i niskiego napięcia zarówno energetyki zawodowej jak i przemysłowej, gdzie stwarzają duże niebezpieczeństwo dla życia ludzi oraz zainstalowanych urządzeń. Przyczynami ich powstawania są najczęściej: zły stan izolacji ze względu na starzenie się materiałów, uszkodzenia na izolatorach wsporczych, przepustowych, podejściach kablowych, czy elementach skręcanych. Ale także można tutaj wskazać na błędy konstrukcyjne wynikające ze złego doboru kabli i aparatury pod prądy zwarciowe, błędy łączeniowe, błędy ludzkie, które stanowią spory udział oraz ingerencja zwierząt. Analizując różne opracowania oszacowano, że w ciągu roku może dochodzić w Polsce nawet do kilkuset zwarć łukowych w rozdzielniach na poziomie napięć SN i nn co powoduje niepożądane przerwy w zasilaniu odbiorców, procesów technologicznych, urazy ludzkie oraz uszkodzenia sprzętu po stronie wtórnej jak i pierwotnej układów zasilania. Istotnym staje się tutaj czas eliminacji zwarcia i pierwsze 100ms. Temperatura łuku przy pełnym jego rozwoju sięga nierzadko o C co odpowiada 4 krotnej wartości temperatury na powierzchni słońca. Wpływ na urządzenia w rozdzielnicach tak wysokiej temperatury oraz rozprężających się gazów tworzących falę uderzeniową nie podlega dyskusji. Pomimo, że nowe konstrukcje rozdzielnic przystosowuje się obecnie do eliminowania zwarć łukowych (np. podział na przedziały, stosowanie mechanicznych klap eksplozyjnych, wypełnianie gazem SF6) nie gwarantuje to w pełni bezpieczeństwa i zatrzymanie efektów podczas rozwoju zjawiska łuku trwałego. Zainstalowanie niezależnego systemu łukoochronnego znacząco zminimalizuje skutki pojawienia się zwarcia łukowego na rozdzielni, chroniąc urządzenia przed zniszczeniem natomiast obsługę przed ryzykiem porażenia i uszkodzeniem mechanicznym. Ze względu na duże wartości prądów zwarciowych, które mogą mieć miejsce na szynach rozdzielni SN często wymaga się zastosowania niezależnego zabezpieczenia ZS w odniesieniu do standardowych rozwiązań w oparciu o logikę blokad. Czasy wyłączeń w takich typowych rozwiązaniach sięgają jednak rzędu kilkuset milisekund (ok. 300ms). Modułowy system łukoochronny na bazie jednostki centralnej VAMP321 produkcji Schneider Electric ze względu na duże możliwości konfiguracji będzie realizował zarówno zabezpieczenie łukowe dla poszczególnych przedziałów rozdzielnicy ale i też umożliwi zrealizowanie selektywnego zabezpieczenia ZS z funkcją LRW dla wyłączników. W porównaniu z tradycyjną metodą ZS realizowaną na średnim napięciu zastosowanie niezależnego systemu łukoochronnego staje się ciekawym rozwiązaniem i alternatywą dla rozdzielni o dużym znaczeniu zasilania ważnych odbiorców związanych z drogą technologią produkcji (np. zakłady petrochemiczne) ale i także w przypadku standardowych rozdzielni charakteryzujących się dużymi prądami zwarciowymi. VAMP321 jest następcą dobrze znanego modelu VAMP221 fińskiego producenta VAMP, który od wielu lat jest liderem w zakresie zabezpieczeń łukowych (ang. arc protection). Firma VAMP od ponad dwóch lat jest w szeregach Schneider Electric

41 Rys. 1 Widok uszkodzenia rozdzielnicy w wyniku zwarcia łukowego Wpływ czasu działania łuku na zniszczenia urządzeń W rozdzielniach średniego napięcia prądy zwarciowe sięgają wartości rzędu od kilku do kilkudziesięciu ka. Rozwój zwarcia łukowego generuje ogromną energię zależną od czasu trwania zakłócenia i charakteryzuje się zewnętrznymi zjawiskami. Czynnikiem ograniczającym wartość tej energii jest czas palenia się otwartego łuku. Gwałtowny wzrost ciśnienia w komorach zamkniętych może powodować nagłe otwarcie drzwi lub nawet rozerwanie części metalowych w wyniku rozprężających się gorących gazów. Pojawiająca się wysoka temperatura przy tak gwałtownym zjawisku stwarza poważne zagrożenie dla obsługi i może doprowadzić do wystąpienia pożaru. Wraz ze wzrostem czasu trwania łuku wzrasta zagrożenie dla personelu oraz ulegają uszkodzeniu materiały i urządzenia zainstalowane wewnątrz przedziału. Na rysunku 2 pokazano wpływ czasu na wydzielaną się destrukcyjną energię. Możemy wydzielić trzy zakresy: - do ok.70ms zniszczenia są małe lub jest ich brak umożliwiając przeważnie ponowne załączenie pola - powyżej 100ms zniszczenia są już nieodwracalne, zaczynają się topić szyny miedziane i palić kable - powyżej 500ms zjawiska następują bardzo gwałtownie, topi się stal przez co rozdzielnica ulega pełnej dewastacji i istnieje bardzo poważne zagrożenie obrażeń personelu Rys. 2 Wpływ czasu na wzrost uwalnianej energii łuku Modułowy system łukoochronny VAMP321 Jedną z metod szybkiego ograniczenia zwarć łukowych jest zastosowanie detektorów błysku światła ze względu na szybki czas reakcji. Modułowy system łukoochronny typu VAMP321 produkcji Schneider Electric umożliwia eliminację zwarcia łukowego w rozdzielnicy na poziomie maksymalnie 60ms uwzględniając czasy własne wyłączników. Sam czas działania takiego systemu wynosi typowo 7ms lub 2ms przy zastosowaniu szybkich styków wyłączających typu HSO. Kryterium działania opiera się pomiarze prądu w polach zasilających oraz detekcji błysku światła w określonym przedziale rozdzielnicy. VAMP321 jest jednostką centralną, która współpracuje z różnymi jednostkami polowymi typu VAM do których podłączone są różnego typu Rys.3 Widok jednostki centralnej VAMP321 detektory łuku wynikające ze sposobu montażu, umiejscowienia oraz znaczenia ich w schemacie zabezpieczenia. Jednostka centralna posiada pomiar trzech prądów fazowych oraz prądu Io. Dodatkowo wyposażona jest w jeden kanał pomiaru napięcia do realizacji dodatkowych funkcji zabezpieczeniowych: nad/pod napięciowe lub kierunkowe ziemnozwarciowe (pomiar Uo lub UL1N, lub UL1L2). VAMP 321 może być zastosowany w każdej rozdzielnicy niskiego i średniego napięcia, w rozdzielnicach nowych jak również już pracujących na obiektach. Jednostka centralna posiada następującą funkcjonalność: 1. Możliwość programowania 4 stref/systemów i 8 progów łukoochronnych 2. Standardowo współpracuje z 4 wyłącznikami (możliwość rozbudowy do 8) 3. Możliwość dostawienia karty ze stykami szybkimi 2xIGBT i karty 6wejść/4wyjść binarnych 4. Możliwość rozszerzenia o systemowy moduł wyjść przekaźnikowych (VAM 4R) 5. Posiada wewnętrzny system samokontroli całego systemu związanego z okablowaniem i podłączonymi jednostkami

42 6. Posiada rozbudowany rejestrator zdarzeń, przebiegów zakłóceń oraz zegar czasu rzeczywistego 7. Możliwość wyposażenia jednostki do 12 wyjść przekaźnikowych (styki normalnie otwarte) 8. Posiada 2 styki sygnałowe A1/IF(przełączalne) 9. Możliwość doposażenia jednostki w 4 detektory błysku 10. Posiada możliwość symulowania zakłócenia od prądu i błysku światła 11. Realizuje funkcję LRW w przypadku uszkodzenia wyłącznika w linii zasilającej 12. Współpracuje z zewnętrznymi jednostkami polowymi typu VAM poprzez modułowe kable komunikacyjne (także przesył napięcia zasilania) do których podłączone są czujniki błysku (max.10 detektorów do jednej jednostki polowej) 13. Umożliwia współpracę z detektorami temperatury lub gazu 14. Posiada innowacyjny wyświetlacz graficzny z możliwością pokazania synoptyki rozdzielni i pomiarów 15. Posiada intuicyjny matrycowy system konfiguracji działania całego systemu 16. Konfiguracja za pomocą panelu HMI lub oprogramowanie inżynierskie VAMPSET poprzez lokalny port USB (kabel VX052) 17. Posiada 2 programowalne klawisze funkcyjne F1/F2 oraz klawisze do nawigacji, informacji i kasowania 18. Posiada 2 stałe (ON i Service) oraz 14 programowalnych diod LED na panelu HMI 19. Posiada rozbudowane interfejsy komunikacyjne (opcjonalnie 2 kanały) i protokoły komunikacyjne do systemów SCADA np. ProfibusDP, SPA-bus, Modbus-slave/TCP, IEC101/103-slave, DNP3.0/.TCP oraz IEC61850 dla sieci Ethernet Poniżej pokazano podstawowy schemat komunikacyjny z zastosowaniem poszczególnych elementów systemu łukoochronnego. Jednostka centralna VAMP321 Modułowe kable komunikacyjne Opcjonalne detektory typu: - VA 1 DA standard - VA 1 DT temperatr - VA 1 DP przenośny - VA 1 EH rurowy - ARC SLm-x - światlowód o długości x Jednostka polowa Opcjonalne jednostki polowe typu: - VAM 10L 10xD/1xTrip - VAM 12L 10xD/3xTrip - VAM 3L 3xFO/1x Trip - VAM 4C 3xCT/1xTrip Rys.4 Schemat podłączeń VAMP321 z zewnętrznymi elementami Moduł główny VAMP321 zasilany jest napięciem pomocniczym w zakresie V AC/ DC lub opcjonalnie napięciem 18-48V DC. Jeśli zasilono moduł główny, pozostałe elementy systemu tj. jednostki polowe i czujniki zasilane są z modułu głównego napięciem 24V DC za pośrednictwem modułowych przewodów komunikacyjnych typu VX001-xx. Zastosowanie układu VAMP321 do jako ZS i LRW W przypadku rozdzielnic wielosystemowych z kilkoma źródłami zasilania system łukoochronny na bazie jednostki centralnej VAMP321 można skonfigurować do selektywnego wyłączenia poszczególnych sekcji w przypadku zwarcia w określonym miejscu na szynach zbiorczych. Mamy tutaj do dyspozycji różne możliwości konfiguracji takiego układu przy zastosowaniu różnych typów detektorów: punktowe lub pętle światłowodowe. Oba systemy można mieszać ze sobą. Zabezpieczenie ZS będzie wtedy integralnym elementem całego systemu łukowego wraz z opomiarowaniem we wszystkich komorach pól rozdzielni. W przypadku uszkodzenia wyłącznika w zasilaczu czy sprzęgle podczas wyłączenia, jednostki centralne realizują funkcję LRW (CBFP) bazującą na kryterium prądowym umożliwiając wysłanie sygnałów wyłącza

43 jących do wyłączników po górnej stronie transformatora zasilającego. Poniżej pokazano ogólny sposób połączeń różnych typów urządzeń pomocniczych do jednostki centralnej za pomocą modułowych kabli komunikacyjnych (kolor zielony) z pokazanymi strefami działania. W przypadku zastosowania w polach zasilających jednostek VAMP321 wszystkie informacje z detektorów błysku jednostek polowych przekazywane są miedzy sobą uzyskując najbardziej optymalne zadziałanie podczas zwarcia na rozdzielni. Rys.4 Konfiguracja stref działania za pomocą jednostki centralnej VAMP321 Sposób konfiguracji stref działania odbywa się za pomocą matryc funkcyjnych zawartych w oprogramowaniu inżynierskim VAMPSET. Możliwość przypisania odpowiedniej sygnalizacji do diod LED na panelu daje jednoznaczną informację dla personelu o lokalizacji zakłócenia podczas wyłączenia. Oprogramowanie umożliwia także przeprowadzenie testów zadziałania podczas uruchomienia całego układu w trybie off-line umożliwiając pobudzenie styków wyłączających i sprawdzenie skonfigurowanych stref pobudzając programowo kryteria prądowe i błysku światła. Konfiguracja topologii zabezpieczenia łukowego Innowacyjnym podejściem przy konfiguracji VAMP321 jest możliwość zastosowania oprogramowania VAMPSET. To intuicyjne i darmowe oprogramowanie umożliwia skonfigurowanie całego układu topologii pracy zabezpieczenia łukowego przy zastosowaniu matryc funkcyjnych w bardzo krótkim czasie. Szereg dodatkowych udogodnień związanych z pomiarami, rejestracją, monitoringiem oraz testowaniem funkcji znajduje się w pakiecie oprogramowania. Użytkownik ma także możliwość konfiguracji sygnałów wirtualnych GOOSE w przypadku podłączenia zabezpieczenia do sieci Ethernet w standardzie IEC61850 i współpracy z innymi zabezpieczeniami. Rys.5 Oprogramowanie inżynierskie VAMPSET do konfiguracji zabezpieczenia VAMP

44 Podsumowanie i wnioski Skuteczna eliminacja zwarć łukowych w rozdzielniach SN i nn jest nadal ważnym tematem ze względu na ochronę ludzi oraz stabilności zasilania urządzeń oraz procesów technologicznych. Obok prac związanych z modernizacjami samych konstrukcji rozdzielnic ze względu na oddziaływanie łuku to najbardziej skuteczną metodą szybkiego ograniczenia zwarć łukowych jest zastosowanie detektorów błysku światła ze względu na szybki czas reakcji. Przy dedykowanych systemach łukowych istnieje możliwość eliminacji czasu trwania łuku do poziomu 60ms a nawet poniżej. Stosowanie zabezpieczeń łukoochronnych powinno stać się standardem przy nowych projektach ale i także powinny być dodawane do starszych układów zasilania. Straty wynikające z przerw w zasilaniu, uszkodzenia sprzętu, przekładają się na straty pieniężne nierzadko rzędu setek tysięcy złotych a nawet milionów w przypadku zatrzymania procesów technologicznych. Bardzo ważnym aspektem jest także bezpieczeństwo ludzi na rozdzielniach ze względu na możliwość pojawienia się zwarć łukowych, które mogą powodować gwałtowne reakcje wybuchowe. Modułowy system łukoochronny VAMP321 produkcji Schneider Electric może być zastosowany jako typowe zabezpieczenie łukowe z selektywnym układem ZS w rozdzielniach SN. Rozbudowane funkcje rejestracji, testowania oraz protokołów komunikacyjnych (w tym IEC61850) do systemów telemechaniki mogą stanowić uzupełnienie funkcji oraz danych otrzymywanych z typowych zabezpieczeń elektroenergetycznych zainstalowanych w poszczególnych polach rozdzielni. Mocną stroną zabezpieczenia jest szybkość działania rzędu kilku milisekund co jest bardzo istotne przy eliminacji zwarć łukowych w systemach zasilania. Nowa jednostka centralna VAMP321 współpracuje z wszystkimi elementami systemu łukowego stosowanymi przy wcześniejszej wersji VAMP221. Modułowy system łukoochronny serii VAMP321 można stosować w nowych rozdzielnicach SN i nn oferowanych przez Schneider Electric ale i przez innych producentów. Sugeruje się instalowanie takiego systemu także w rozdzielniach starszego typu, które podlegają modernizacji ze względu na bezpieczeństwo i wzrost prawdopodobieństwa wystąpienia zwarcia łukowego. Literatura: [1] Zwarcia łukowe doświadczenia eksploatacyjne w polskiej energetyce zawodowej i przemysłowej, Michał Kazimierczak, Elektroenergetyka 2011/nr2 [2] Nowa metoda eliminacji łuku zakłóceniowego w urządzeniach elektrycznych, Antoni Klain, Henryk Markiewicz, Ireneusz Surówka, Instytut Energoelektryki Politechnika Wrocławska, V Konferencja Naukowo-Techniczna SIECI2004. [3] VAMP221 Arc Flash Protection System, User Manual Version V221/EN M/B019, Schneider-Eletric 08/2013. [4] VAMP321, Arc Flash Protection System, User Manual Version V321/EN M/B005, Schneider-Eletric 09/2013. [5] Skuteczne metody eliminacji zwarć i ograniczania ich skutków, Zbigniew Kochel, Franciszek Rodoń, Mariusz Talaga, Energotest-Energopo miar sp. z o.o., Wiadomości Elektrotechniczne, 2004 nr3 [6] Arc Flash Hazard Analisis and Migration, Christopher Inshaw - Emerson Process Management, Electrical Reliability Services Inc., Robert A. Wilson ABB Inc., Western Protective Relay Conference, October 20th,

45 mgr inż. Daniel Banica Schneider Electric Energy Poland Sp. z o.o. daniel.banica@schneider-electric.com Układy Odciążenia Mocy W Systemie Telesterowania Zrzut obciążenia (lub z angielskiego Load Shedding ) jest terminem używanym do opisania celowego wyłączenia zasilania elektrycznego części sieci elektrycznej (a tym samym Klientów) w danych obszarach. Ta praktyka jest rzadko stosowana, ale jest podstawowym elementem awaryjnego zarządzania całą energią sieci elektrycznej. Zrzut obciążenia może być wymagany, gdy występuje brak równowagi pomiędzy popytem na energię elektryczną (zużycie przez Klientów) i podażą energii elektrycznej (zdolność sieci elektrycznej do generowania i transportu wymaganej ilość energii elektrycznej, aby sprostać tym wymaganiom). Gdy istnieje niedobór w dostawach energii elektrycznej, może zaistnieć konieczność bardzo szybkiego zmniejszenia zapotrzebowania, lub ryzykowanie by cała sieć elektryczna stała się niestabilna, co powodowałoby całkowite jej zamknięcie. Zjawisko to znane jest jako zdarzenie kaskadowe i może kończyć się całkowitym wyłączaniem sieci, które miałoby oddziaływanie na bardzo dużych obszarach kraju. Jako kilka z ostatnich przykładów można by wspomnieć tak zwane blackout -y w północno-wschodniej Ameryce, Kanadzie oraz we Włoszech w 2003 r. W celu chronienia ogólnego bezpieczeństwa sieci krajowej, konieczne jest czasami kierowanie właściwych uczestników rynku (spółki dystrybucji oraz transmisji), aby rozpoczęły lokalizację zdarzeń dotyczących zrzutu obciążenia, skutecznie redukując zapotrzebowanie na energię elektryczną poprzez szybkie odłączenie od sieci konsumentów. Zrzut obciążenia normalnie realizowany jest na dwa sposoby: Automatyczny zrzut obciążenia Jest to efekt jednoczesnych awarii głównego elementu(-ów) w sieci krajowej (np. przypadkowe awarie generatora lub kluczowych linii przesyłowych), z którego wynikają schematy ochronne doprowadzające do automatycznej izolacji pozostałych części sieci krajowej, aby chronić całą sieci od kaskadowego zaniku zasilania (blackout). Automatyczny zrzut obciążenia zawsze występuje na poziomie sieci przesyłowej, w wyniku którego duże ilości energii elektrycznej i duże obszary odbiorców zostają pozbawione zasilania w bardzo krótkim czasie. Zakres zmniejszenia obciążenia mocy może być rzędu od 1000 MW do 2000 MW i może mieć wpływ na setki tysięcy Klientów. Ręczny (selektywny) zrzut obciążenia Dzieje się tak tam gdzie mamy dostęp do czasu (zazwyczaj do 30 minut), w którym możemy wybierać selektywnie Klientów, których mamy odłączyć. Selektywne zrzucenie, często występuje na poziomie systemu dystrybucji i wymaga zwykle od średnich do małych ilości energii do zrzucenia w krótkim czasie. Typowe ilości zmniejszenia obciążenia mogą być rzędu 50 MW 100MW i mają wpływ jednocześnie na dziesiątki tysięcy odbiorców. Jeśli jest to konieczne, ręczne zrzucanie obciążenia może również występować na poziomie przesyłowym, w wyniku którego duże obszary odbiorców są zrzucane z mniejszym lub większym stopniem dyskryminacji pomiędzy rodzajami Klientów. Sytuacja ta jest wywoływana gdy duża ilość energii elektrycznej (500MW MW) jest wymagana, aby była zrzucana w terminie zwykle od 1 minuty do 15 minut, często w warunkach awaryjnych. Aby przygotować się do selektywnego zrzucania obciążenia, dystrybutorzy energii elektrycznej powinni przeglądnąć wszystkie ich pola pod względem dystrybucji w skali rocznej. W takim przypadku do każdego pola jest przepisane pierwszeństwo na podstawie jego ogólnej struktury Klientów. Te pola są następnie do siebie porównane i pola z najniższym priorytetem są jako pierwsze ukierunkowane na zrzucanie obciążenia, a pola z najwyższym priorytetem pozostają, jako ostatnie do zrzucania obciążenia i

46 zazwyczaj to one są pierwsze, którym zasilanie jest przywracane. Jest zasadą, że pola, które zasilają główne szpitale, areszty, stacje kanalizacyjne i przepompownie wody, branże wymagające ciągłego zasilania, główni dostawcy transportu publicznego, sygnalizacje świetlne na głównych skrzyżowaniach, lotniska i wieżowce mają wyższy priorytet w porównaniu do pól, które mają rolę zasilania przeważnie budynków mieszkalnych, handlowych lub innych struktur przemysłowych. W celu zminimalizowania wpływu na Klientów indywidualnych i współdzielenia obciążenia, obrotowy zrzut obciążenia będzie występował na polach o niskim priorytecie, jeżeli czas trwania zrzutu obciążenia przedłuży się do kilku godzin. Zwykle zasilanie pierwszej grupie odbiorców, której zostało zrzucone obciążenie zostanie przywrócone po jednej lub dwóch godzinach, kosztem kolejnej grupy Klientów, której dopiero nastąpi zdjęcie zasilania. To może potrwać aż do momentu, gdy równanie zasilania/zapotrzebowania zostanie ponownie zrównoważone a zrzut obciążenia nie będzie więcej wymagany. Rozwiązanie Schneider Electric Schneider Electric, jako dostawca kompleksowych rozwiązań w dziedzinie aparatury zabezpieczeniowej oraz systemów sterowania i nadzoru na podstawie zapotrzebowania rynku na systemu zrzucania obciążenia w sieciach elektroenergetycznych wypracował system bazujący na rozwiązaniu PACiS, który nazywa się inteligentne i szybkie zrzucanie obciążenia (ifls inteligent Fast Load Shedding). W pozostałej części artykułu będziemy się posługiwać skrótem ifls, który określa w/w rozwiązanie Schneider Electric. Gdzie i dlaczego potrzebujemy ifls? W przypadku jakiegokolwiek wytwarzania energii są przypadki, gdy generatory są przeciążone i generowana częstotliwość zmniejsza się a to prowadzi do kaskadowego samoczynnego wyłączania się generatorów. Takie zjawisko prowadzi do załamania całego systemu. Jeżeli czas do zrzucania obciążenia jest za długi to taka sytuacja będzie się jeszcze bardziej pogarszać a tym samym będzie to wymagało jeszcze więcej obciążenia do zrzucenia. W celu uniknięcia takiej sytuacji ilekroć istnieje strata w generacji to równoważna ilość obciążenia powinna być natychmiast zrzucona, aby utrzymać równowagę mocy i częstotliwość systemu. Sieci elektroenergetyczne, które wymagają takiego zrzutu obciążenia to sieci z wysokim ryzykiem krytycznych obciążeń, z ograniczoną ilością wytwarzanej mocy (generatory, turbiny gazowe, etc.) i takie, które cierpią na niedobór niezawodności sieci publicznej. W tym celu główne wymagania dla ifls to zagwarantowanie energii elektrycznej do miejsc z krytycznym obciążeniem, zmniejszenie zakłóceń w pracy urządzeń generujących energie elektryczną oraz bezawaryjne działanie. Celem ifls to zapewnienie równowagi pomiędzy wytwarzaniem oraz zużyciem energii elektrycznej. Aby zapewnić taką równowagę ważnym czynnikiem jest uwzględnienie ograniczeń lub zmian związanych z topologią elektryczną oraz przewidzenie obciążeń do zrzutu w przypadku częściowych strat w wytwarzaniu energii. Do prawidłowego działania ifls nasi inżynierowie potrzebują zrealizować 3 etapy: 1. Specyfikacja identyfikuje wszystkie możliwe podsieci elektryczne 2. Konfiguracja dla każdej podsieci elektrycznej, rozważając każdy przypadek awarii. Za pomocą narzędzia Isagraf dołączonego do systemu PACiS tworzony jest konkretny algorytm pod indywidualny przypadek (rys. 1) 3. Walidacja testowany jest indywidualnie każdy algorytm Isagraf

47 Rys.1 Typowe podsieci elektryczne ifls jest typowym rozwiązaniem zaprojektowanym z podejściem Produktowym, który stale identyfikuje aktualne wyspy oraz oblicza przepływ obciążenia we wszystkich istotnych częściach sieci i porównuje je z dostępnością energii elektrycznej pomiędzy poszczególnymi wyspami. Jak tylko zostanie wykryty brak w energii elektrycznej to system ifls zaczyna działać i zrzuca nadmiar obciążenia zdefiniowany dla zrzutu obciążenia. ifls jest oparty o trzy oddzielne moduły: preselekcja, decyzja i wykonanie. Moduł preselekcji ifls jest przeznaczony do: - monitorowanie krytycznych wyłączników, - wykrywanie zmian w sieci, - obliczania bilansu mocy czynnej w każdym przypadku awarii, - określenia konfiguracji sieci, - przygotowanie informacji na temat zrzutu obciążeń dla wszystkich szyn obciążeń. Moduły decyzji i wykonania są przeznaczone do: - wykonywania poleceń zrzucania, które są wydawane po 50 ms od momentu, gdy awaria wyzwala system ifls. Rys.2 Architektura ifls oparta o moduły preselekcji, decyzji i wykonania

48 Architektura ifls Projektując architektury systemowe oparte o system sterowania i nadzoru PACiS to jedną z głównych topologii, która jest brana pod uwagę to topologia typu pierścień. Opierając się o takie rozwiązanie w stacjach elektroenergetycznym, w których nacisk jest kładziony na zarządzanie zrzutem obciążenia topologia urządzeń proponowanych przez Schneider Electric wchodzących w skład proponowanego systemu ifls to również typ pierścienia. Główne urządzenia systemu ifls to jednostki polowe MiCOM C264, w których stosuje się karty Ethernetowe do redundantnych połączeń dla topologii pierścień bazujące o własny algorytm SHP (Self Healing Protocol). Standard, w którym w/w urządzenia się komunikują to IEC61850, a komunikacja ze systemem sterowania i nadzoru PACiS odbywa się za pośrednictwem bram IEC-IEC. W architekturze ifls odróżniamy 3 poziomy: P1 Akwizycja/Sterowania Stacji P2 Główny system P3 Pierścień Szybkiego Zrzucania Obciążenia (Fast Load Shedding Ring) Rys.3 Architektura ifls z podziałem na 3 główne poziomy Korzyści ifls Dobrze skonstruowany algorytm pracy zrzutu obciążenia ifls wiąże się z następującymi korzyściami: Optymalizacja Czasu Inżynierskiego oparta o Rozwiązanie Przemysłowe Podejście produktowe dla algorytmu preselekcji i Automatyki Decyzyjnej niski poziom ryzyka dla wdrożenia automatyki Kod źródłowy oprogramowania nie wymaga zmian ze względu na ujednolicone rozwiązanie Nowoczesne podejście konfiguracji w oparciu o pełne funkcje IEC61850 Wysoko Wydajne Rozwiązania Ulepszony algorytm preselekcji jest realizowany biorąc pod uwagę możliwości zadziałania urządzeń tak, aby zapewnić optymalną i wykonywalną postać preselekcji ifls może współpracować z istniejącym systemem DCS (Digital Control System) przez bramę IEC

49 Wbudowany Tryb Symulacji Rozwiązanie ifls może być dostarczone z wbudowanym trybem Symulacji Nie ma potrzeby stosowania dodatkowego sprzętu Prawdziwa automatyka preselekcji jest w pełni działająca nawet, gdy korzystamy z trybu Symulacji Pełne Możliwości w porównaniu do standardowych Rozwiązań W Sieciach Elektrycznych Warunki wyspowe są automatycznie i w czasie rzeczywistym zidentyfikowane Ograniczone pojemności w imporcie/eksporcie mogą być brane pod uwagę Zarządza niewymiarowymi transformatorami (np. o ograniczonej pojemności) Obsługuje do 99 różnych poziomów priorytetów Wysoka ziarnistość: preselekcja jest obliczana z maksymalnie 300 niezależnymi jednostkami ifls automatycznie poprawia Tabelę Priorytetów Operatora biorąc pod uwagę: Przypadki degradacji sieci elektrycznej: np. nieznane położenia nie mogą być brane pod uwagę, jako do zrzucenia Przypadki degradacji systemu FLS: np., gdy urządzenie wyłączające nie jest podłączone i obciążenie związane z nim (sygnał trip okablowany do urządzenia) nie może zostać zrzucone System ifls a zabezpieczenia częstotliwościowe Na rys. 4 została przedstawiona różnica, jaka występuje w oddziaływaniu inteligentnego zrzutu obciążenia a zrzutu obciążenia w zabezpieczeniach częstotliwościowych. Rys.4 Różnice w oddziaływaniu systemu ifls i zabezpieczeniu częstotliwościowym Z rysunku wynika, że po wykryciu błędu/usterki w sieci zrzut obciążenia zabezpieczenia częstotliwościowego zostanie opóźniony aż częstotliwość systemu spadnie poniżej zadanej w zabezpieczeniu (Strefa 1). Dodatkowy zrzut obciążenia będzie potrzebny, jeżeli częstotliwość systemu nie wróci do stanu normalnego (Strefa 2). Całkowity czas odpowiedzi dla zabezpieczenia częstotliwościowego jest o wiele dłuższy niż czas potrzebny dla systemu ifls i nie jest to wystarczająco selektywne