ZALETY STANDARYZACJI SYSTEMÓW NADZORU I ZABEZPIECZEŃ DLA GENERACJI ROZPROSZONEJ

Transkrypt

1 Nr I(III) Rynek Energii Str. 93 ZALETY STANDARYZACJI SYSTEMÓW NADZORU I ZABEZPIECZEŃ DLA GENERACJI ROZPROSZONEJ Robert Jędrychowski Słowa kluczowe: generacja rozproszona, komunikacja, systemy nadzoru, IEC Streszczenie. Rozwój odnawialnych i rozproszonych źródeł energii wpływa na wiele elementów związanych z pracą systemu elektroenergetycznego poczynając od aspektów ekonomicznych, ekologicznych czy prawnych, a na technicznych kończąc. Jednym z problemów technicznych, który należy uwzględnić przy realizacji nowych inwestycji jest system sterowania i nadzoru nad źródłami rozproszonymi oraz sposób ich zabezpieczeń. Nowe rozwiązania systemów informatycznych i telekomunikacyjnych stosowanych w elektroenergetyce oraz pojawienie się urządzeń inteligentnych IDE dają większe możliwości rozwiązania problemów technicznych. Prowadzone prace standaryzacyjne oraz modyfikacje wprowadzane do standardu IEC umożliwiają uwzględnienie specyfiki pracy źródeł odnawialnych i rozproszonych źródeł energii (DER), pozwalają na stworzenie systemów sterowania obejmujących różne źródła niezależnie od ich mocy. 1. WSTĘP Wymagania prawne oraz zachęty ekonomiczne przyczyniają się do dużego zainteresowania energetyką odnawialną. Można zaobserwować rosnącą liczbę przygotowywanych i wdrażanych inwestycji, które należy określić mianem odnawialnych źródeł energii (OZE) lub generacji rozproszonej (ang. DG). Wzrost liczby źródeł energii o różnej mocy rodzi szereg problemów technicznych, które muszą zostać uwzględnione podczas projektowania źródeł, ich realizacji i ich eksploatacji [7]. Jednym z najważniejszych problemów jest współpraca źródeł rozproszonych z siecią elektroenergetyczną. Wymaga ona zastosowania odpowiednich urządzeń zabezpieczających i sterujących pracą źródła tak, aby minimalizować zagrożenia spowodowane zakłóceniami zarówno w sieci, do której źródło zostało przyłączone jak i w nim samym. Jednocześnie ważnym elementem inwestycji jest system sterowania i nadzoru (SSiN), który pozwala na kontrolowanie pracy źródła w celu zapewnienia jego poprawnej eksploatacji oraz osiągnięcia maksymalnych korzyści ekonomicznych. Powinien on zapewnić możliwość wymiany danych w czasie rzeczywistym, pomiędzy urządzeniami nadzorującymi pracę źródła oraz sieci, optymalizację jego pracy względem wybranych kryteriów, a także umożliwić prowadzenie rozliczeń ekonomicznych pomiędzy wytwórcą oraz odbiorcą energii. Spełnienie tych wymagań jest możliwe przy użyciu różnorodnych środków technicznych [8]. Jednak pojawiające się rozwiązania standaryzacyjne sprawiają, że inwestor ma możliwość wyboru takich urządzeń, które pozwolą nie tylko zrealizować SSiN dla aktualnych potrzeb ale zapewniający możliwość jego dalszego rozwoju. System taki może zostać oparty na standardzie IEC oraz wprowadzanych do niego rozszerzeniach uwzględniających specyfikę pracy takich źródeł jak elektrownie wodne, farmy wiatrowe, turbiny gazowe czy silniki Diesla. 2. WSPÓŁPRACA ROZPROSZONYCH ŹRÓDEŁ ENERGII Z SIECIĄ ELEKTROENERGETYCZNĄ Współpraca rozproszonych źródeł energii (DG) oraz źródeł odnawialnych (z których część mieści się w pojęciu DG) z siecią elektroenergetyczną wymaga zachowania szeregu warunków technicznych, które również dotyczą automatyki zabezpieczeniowej oraz systemu nadzoru. Wynikają one z następujących aspektów prawnych i technicznych [7]: źródło energii oraz sieć, do której jest przyłączone mają różnych właścicieli i są zarządzane niezależnie, istnieje silne oddziaływanie sieci elektroenergetycznej na pracę źródła, oddziaływanie źródła na sieć uzależnione jest od jego mocy oraz miejsca przyłączenia, zarządzanie pracą źródła musi uwzględniać również kryteria ekonomiczne. Dlatego też budując nowe źródła należy uwzględnić następujące czynniki [7]: warunki przyłączenia narzucone przez operatora sieci, wynikające z norm oraz Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci, wymaganą i możliwą do zastosowania dla wybranego źródła automatykę zabezpieczeniową (EAZ), niezbędne układy pomiarowo-rozliczeniowe, możliwość zastosowania systemów SCADA. W zależności od mocy źródła można wykorzystać szereg gotowych rozwiązań automatyki zabezpiecze-

2 Str. 94 Rynek Energii Nr I(III) niowej oraz systemów zarządzania. Dla dużych generatorów współpracujących z transformatorem stosowane są zabezpieczenia identyczne jak w elektrowniach konwencjonalnych takie jak np. REG 216 firmy ABB, które zawierają komplet możliwych do zastosowania kryteriów i algorytmów decyzyjnych oraz funkcje i moduły komunikacyjne pozwalające na współpracę z systemem nadzoru. Dla źródeł mniejszych mocy wykorzystywane są mniej rozbudowane urządzenia, część z nich ma szereg funkcji dedykowanych dla źródeł o specyficznym charakterze pracy. Dzięki takim rozwiązaniom możemy dobrać zabezpieczenia dla generatorów współpracujących z turbinami wiatrowymi, gazowymi czy silnikami Diesla. Przykładem takiego zabezpieczenia jest urządzenie SIPROTEC 4 7UM61 firmy Siemens oferujące pełną gamę funkcji zabezpieczeniowych i komunikacyjnych pozwalających na zabezpieczenie generatorów synchronicznych i asynchronicznych oraz ich jednostek napędowych, pracujących pojedynczo lub w grupie [9]. Dla źródeł małej mocy układy zabezpieczeń ograniczone są do najprostszych funkcji realizowanych przez przekaźniki. Innym aspektem współpracy rozproszonych źródeł energii z siecią elektroenergetyczną jest kontrola i zarządzanie nimi. Jest to szczególnie trudne w sytuacji gdy sieć i źródła mają różnych właścicieli. Wymaga to od właściciela stworzenia systemu nadzoru dla źródła, a także, dla większych źródeł, zapewnienia współpracy z systemem operatora sieci w celu wymiany niezbędnych informacji. Jak łatwo zauważyć odmienne oczekiwania operatora sieci i właściciela elektrowni, co do sposobu działania systemów nadzoru sprawia, że te najczęściej nie będą jednakowe. Konieczne więc będzie określenie zakresu i sposobu wymiany informacji pomiędzy nimi. 3. PODSTAWOWE CECHY STANDARDU IEC Istnieje wiele sposobów rozwiązania tak zdefiniowanego problemu. Współczesne systemy nadzoru oraz urządzenia EAZ mają możliwość komunikowania się między sobą wykorzystując różne łącza transmisyjne oraz protokoły komunikacji [6]. Pozwalają również na konwertowanie danych pomiędzy systemami stosującymi odmienne standardy. Wydaje się jednak, że rozwiązaniem docelowym będzie zastosowanie standardu IEC 61850, który pozwala na opisanie działania i współpracy urządzeń pracujących zarówno w sieciach najwyższych napięć, w sieciach rozdzielczych średniego napięcia, jak również w sieciach niskiego napięcia. Standard ten dopiero pojawia się w polskim systemie elektroenergetycznym w obiektach najwyższych napięć, ale należy przypuszczać, że wraz ze spadkiem cen urządzeń oraz coraz większą ich liczbą oferowaną przez różnych producentów stopniowo będzie wkraczał również do sieci niższych napięć. Standard IEC (w Polsce występujący pod nazwą PN-EN 61850) składa się z kilkunastu dokumentów opisujących zakres jego działania [1]. Wprowadza on nowy sposób opisu elementów systemu elektroenergetycznego. Tradycyjne urządzenia EAZ oraz telemechaniki zostały zastąpione urządzeniami inteligentnymi IED (Intelligent Electronic Device), których sposób funkcjonowania (funkcja realizowana np. zabezpieczenie odległościowe) opisana jest poprzez elementy określane jako węzły logiczne (Logical Nodes). jest abstrakcyjnym modelem zadania lub funkcji, a rodzaje węzłów logicznych opisane są poprzez przypisane im dane opisujące właściwości funkcjonalne i ich atrybuty (rysunek 1). MX MMXU zabezpieczenie nadpradowe IP: Funkcja realizowana przez wezeł Węzeł logiczny Urządzenie fizyczne Adres IP Rys. 1. Model urządzenia IED z wyróżnionymi węzłami logicznymi Standard dzieli na kategorie takie jak np. zabezpieczenia czy pomiary, w których precyzyjnie określa wszystkie dostępne węzły. Poszczególne mogą funkcjonować na trzech poziomach opisanych jako: stacja (station), pole (bay), proces (process), przy czym niektóre z mogą występować na różnych poziomach. Łącząc zadania realizowane poprzez poszczególne, komunikujące się ze sobą, uzyskujemy funkcję realizującą określone zadanie np. zabezpieczenie odległościowe (rysunek 2). Urządzenie IED staje się zbiorem węzłów logicznych poprzez które opisane są jego właściwości. Do realizacji funkcji np. zabezpieczenia odległościowego niezbędne staje się określenie węzłów, które wymieniając informacje pomiędzy sobą, będą ją realizowały. Funkcja jest w tym standardzie pojęciem abstrakcyjnym i może być realizowana w ramach jednego fizycznego urządzenia IED lub przez kilka komunikujących się ze sobą urządzeń. Aby to było możliwe konieczne jest zachowanie precyzyjnie i restrykcyjnie określonych wymagań co do czasu przesyłania komunikatów pomiędzy poszczególnymi. Czas ten jest zależny od priorytetu danej funkcji.

3 Nr I(III) Rynek Energii Str. 95 Układ połączeń realizowany jest poprzez komunikację w sieciach lokalnych i rozległych pracujących w trybie full-duplex przy szybkości co najmniej 100 Mb/s, wykorzystujących protokoły MMS oraz IP. IED1 1 0 F1 2 F IED3 IED2 Rys. 2. Wymiana informacji pomiędzy tworzącymi funkcje 4 F3 IEC (IEC 62350) opisuje system sterowania i kontroli nad rozproszonymi źródłami energii, IEC (IEC62344) opisuje system sterowania i kontroli dedykowany dla elektrowni wodnych, IEC opisuje system sterowania i kontroli dedykowany dla elektrowni wiatrowych. Elektrownie Wodne IEC Generacja Rozproszona IEC IE C Elektrownie Wiatrowe IEC Rys. 3. Rozszerzenie działania IEC w zakresie sterowania i kontroli pracy źródeł energii Modelowanie i konfiguracja struktury systemu sterowania oraz automatyki EAZ odbywa się w aplikacji wykorzystującej zdefiniowany w standardzie język SCL oparty na technologii XML. Pozwala to na opisanie wewnątrz jednej aplikacji nie tylko pojedynczego urządzenia IED ale całego obiektu. Umożliwia to również przenoszenie danych pomiędzy aplikacjami oraz konfigurowania urządzeń pochodzących od różnych producentów jednym programem. Standard IEC w sposób ewolucyjny pojawia się w systemie elektroenergetycznym. Zwiększa się liczba producentów posiadających w swej ofercie nie tylko pojedyncze urządzenia ale całe systemy zgodne ze standardem. Jednocześnie obniża się cena urządzeń. Dodatkowym jego atutem jest możliwość współpracy ze starszymi standardami. W warunkach polskich standard został już wdrożony na kilku stacjach systemowych i jest wymaganym przez spółkę PSE-Operator przy realizacji kolejnych stacji. Można przyjąć, że w najbliższych latach będą pojawiały się projekty realizowane również w sieciach innych operatorów na niższym napięciu. 4. ROZSZERZENIA STANDARDU IEC Standard IEC nie definiuje i nie ogranicza wielkości obiektów elektroenergetycznych w jakich może być stosowany, jednak aby lepiej dostosować jego możliwości do wybranych zastosowań pojawiają się standardy bazujące na nim, będące jego rozszerzeniem, przeznaczone dla wybranych systemów nadzoru i zabezpieczeń (rysunek 3). Są to standardy opisane jako: Standard IEC (Communication systems for distributed energy resources (DER)) [2] opracowany został w celu odwzorowania wymiany informacji pomiędzy urządzeniami pracującymi w sieciach średniego i niskiego napięcia. Standard jest w trakcie zatwierdzania. Pozwala on na realizację zadań związanych z monitorowaniem i zarządzaniem pracą urządzeń. Szczególny nacisk położono w nim na źródła energii zaliczane do generacji rozproszonej DG [5]. Standard nie wprowadza nowych metod komunikacji lecz w całości opiera się na IEC Definiuje nowe grupy węzłów logicznych dla takich obszarów jak: źródło energii i jednostka wytwórcza, pomiary, urządzenia sieci, automatyka zabezpieczeniowa. Tabela 1 Wybrane przykłady węzłów logicznych standardu IEC Węzły logiczne dla IEC Sterownik instalacji DER DRCT (DER Plant Controller) Parametry generatora DRAT (DER Generator Ratings) DCIP Silnik tłokowy (Reciprocating Engine) DFCL Ogniwo paliwowe (Fuel Cell) Standard opisuje szereg źródeł oraz zasobników energii o małej mocy. Wśród nich wymienić można źródła kogeneracyjne, ogniwa paliwowe, ogniwa fotowoltaiczne, silniki Diesla, turbiny wiatrowe, baterie, zasobniki nadprzewodnikowe, koła zamachowe itp. Charakterystyczne cechy tych urządzeń opisane są jako węzły logiczne.

4 Str. 96 Rynek Energii Nr I(III) Inną grupę węzłów stanowią dedykowane dla rozproszonych źródeł energii opisujące takie elementy jak generator, transformator oraz przekształtniki energoelektroniczne. Kolejna grupa to opisujące pomiary, ale są to pomiary wartości nieelektrycznych opisujące dane meteorologiczne, temperaturę, ciśnienie, ciepło wibrację, emisję itd. Pozostałe węzły logiczne dodane są do grup istniejących już w standardzie IEC opisujących pomiary, elementy sieci dystrybucyjnej, funkcje komunikacji i nadzoru czy zabezpieczenia, szczególnie generatorów i mikrogeneratorów. Drugim standardem rozszerzającym zakres działania IEC jest ogłoszony w 2007 r. IEC [3]. Przeznaczony jest dla hydroelektrowni o dowolnej mocy i definiuje model obiektu poprzez węzły logiczne pozwalające kontrolować pracę takich elementów jak: zarządzanie pracą całej hydroelektrowni wraz ze zbiornikiem wody, hydrologicznej części elektrowni, części mechanicznej turbiny, generator oraz zarządzanie wytwarzaniem mocy czynnej, obwód wzbudzenia oraz wytwarzanie mocy biernej. Tabela 2 Wybrane przykłady węzłów logicznych standardu IEC Węzły logiczne dla IEC AFCO Sterownik przepływu (Flow Controller) ASPC Sterownik prędkości (Speed Controller) AMWR Regulator mocy czynnej (Active Power Regulator) AKVR Automatyka napięcia i mocy biernej (Automatic Voltage / var regulator) HGOV System regulacji hydraulicznej (Hydraulic Governing System) RVIB System kontroli wibracji (Vibration Monitoring System) WMET Stacja meteorologiczna (Meteorological Station) WHYD Stacja hydrologiczna (Hydrological Station) W standardzie opisano piętnaście grup, z których każda zawiera od kilku do kilkudziesięciu. Najliczniejsze są dwie grupy z których pierwsza grupuje ogólne informacje o elementach hydroelektrowni, a drugą jest grupą definiującą czujniki pomiarowe a przez nie mierzone wielkości nieelektryczne. Standard ten pozwala stworzyć kompletny SSiN dla dowolnych elektrowni, dostarczając niezbędnych, a zarazem szczegółowych informacji wszystkim służbom. Kolejnym standardem jest IEC [4], opisujący poprzez węzły logiczne elementy elektrowni wiatrowej oraz jej systemu kontroli i zarządzania. Tym razem w opisie formalnym jest on traktowany jako odrębny standard, choć opiera się na rozwiązaniach i mechanizmach komunikacji standardu IEC IEC składa się z wielu dokumentów opisujących wymagania stawiane elektrownią wiatrowym, a IEC jest częścią opisującą sposób modelowania, komunikacji i kontroli pracy elektrowni wiatrowej. Mechanizm modelowania opiera się na urządzeniach logicznych LD (logical devices) oraz węzłach logicznych (rysunek 4). Pozwala on odwzorować wszystkie elementy turbiny, wieży, generatora, a także szereg wielkości pomiarowych niezbędnych do sterowania i monitorowania pracy elektrowni wiatrowej. Zapewnia również wymianę danych pomiędzy poszczególnymi oraz dostęp do nich. Standard gwarantuje dostęp do danych nie tylko przy wykorzystaniu mechanizmów protokołu MMS opisanych w IEC 61850, ale również takich protokołów jak: SOAP web services, OPC XML DA, IEC , DNP3. Dlatego też nie powinien być traktowany tylko i wyłącznie jako rozszerzenie dla IEC WTUR WGEN WTOW WROT Rys. 4. Przykładowe węzły logiczne zdefiniowane dla elektrowni wiatrowych: WTUR (Wind turbine general information) ogólne informacje o turbinie, WROT (Wind turbine rotor information) informacje o wirniku, WGEN (Wind turbine generator information) informacje o generatorze, WTOW (Wind turbine tower information) informacje o wieży 5. PERSPEKTYWY ROZWOJU SSiN DLA GENERACJI ROZPROSZONEJ I ODNAWIAYCH ŹRÓDEŁ ENERGII Zarządzanie systemem elektroenergetycznym wspomagane jest poprzez zawansowane technologicznie SSiN. W energetyce zawodowej jest to obecnie zupełnie naturalny element, bez którego trudno wyobra-

5 Nr I(III) Rynek Energii Str. 97 zić sobie nadzór i kontrolę nad poszczególnymi elementami składowymi sieci oraz dostęp do wybranych informacji o ich pracy. Ilość gromadzonych i przetwarzanych informacji zależna jest od roli poszczególnych obiektów w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE). Można przyjąć, że najwięcej informacji posiadamy o sieciach najwyższych napięć, stacjach w nich pracujących oraz elektrowniach systemowych. Im niższe napięcie tym liczba obiektów jest większa ale mniejsza ilość danych uzyskiwanych z poszczególnych obiektów. Sposób pracy SSiN zależy również od uwarunkowań prawnych związanych z organizacją energetyki zawodowej, a także zastosowanych dotychczas rozwiązań technicznych. Można zauważyć że na skutek przekształceń własnościowych, które dokonały się w ostatnich latach mamy do czynienia z sytuacją, w której na terenie jednego operatora działają różnorodne technologicznie SSiN wykorzystujące często kilka standardów komunikacyjnych współpracujących ze sobą oraz sprzęt i aplikacje dostarczone przez różnych producentów. W takich otoczeniu techniczno-organizacyjnym pojawiają się nowe źródła energii zaliczane do OZE lub generacji rozproszonej, których inwestorami są najczęściej podmioty niezależne od operatorów sieci na danym terenie i często są to inwestorzy niezwiązani dotychczas z energetyką. Można zadać pytanie: jakie są szanse na pojawienie się w Polsce nowoczesnych SSiN dedykowanych dla tych źródeł opartych na standardzie IEC i kiedy może to nastąpić? skalowalność elastyczność komunikacja IP IEC niezależność od dostawcy sprzętu różnorodność dostępnych danych jednolite środowisko zarzadzania Rys. 5. Czynniki przemawiające za stosowaniem standardu IEC do tworzenia SSiN małych elektrowni O tym jak szybko do nadzoru nad pracą źródeł energii wprowadzone zostaną standardy opisane powyżej zdecyduje szereg czynników, które można podzielić na cztery grup: techniczne, organizacyjne, funkcjonalne, ekonomiczne. Czynniki techniczne są elementem szczególnie zachęcającym do wdrożenia tych standardów. Można tu wymienić: stosowanie sieci komunikacyjnych opartych na protokole IP, możliwość stosowania standardowych technologii informatycznych i telekomunikacyjnych, dostęp do danych opisujących pracę niemal wszystkich elementów elektrowni oraz jej otoczenia, logiczny i ujednolicony sposób konfiguracji SSiN, współpraca urządzeń pochodzących od różnych producentów, w bogatej ofercie urządzeń oferowanych przez producentów można dobrać urządzenia IED dobrze dopasowane do potrzeb danego źródła. Do czynników organizacyjnych zaliczyć należy konieczność wymiany danych: z systemem operatora sieci, z odległym systemem sterowania należącym do właściciela elektrowni, z systemami rozliczeniowymi. Wymieniając czynniki funkcjonalne warto zwrócić uwagę na takie elementy jak: elastyczność systemu, urządzenia IED poprzez węzły logiczne mogą realizować wiele funkcji, skalowalność systemu, łatwa rekonfiguracja, możliwość wprowadzenia dodatkowych funkcji dostosowanych do wielkości elektrowni. Wśród czynników ekonomicznych za najważniejsze można uznać: stale wzbogacana oferta producentów, w tym również krajowych, a przez to zmniejszająca się cena urządzeń automatyki EAZ oraz telemechaniki stosujących standard IEC 61850, możliwość optymalizacji pracy elektrowni dzięki pozyskiwaniu dużej liczby danych, zmniejszenie kosztów związanych z eksploatacją elektrowni. 6. PODSUMOWANIE Prace prowadzone przez komitety standaryzacyjne i opracowywane przez nie standardy wyznaczają nowe kierunki w rozwoju automatyki, odpowiadając na nowe wyzwania pojawiające się przed energetyką. Coraz większa ilość odnawialnych źródeł energii oraz

6 Str. 98 Rynek Energii Nr I(III) źródeł rozproszonych sprawia, że nabierają znaczenia rozwiązania uniwersalne, umożliwiające opisanie działania elektrowni o mocach rzędu kilku kw jak i kilkudziesięciu MW za pomocą jednolitych standardów. Standardy te są tak skonstruowane, że zachowują wszystkie sprawdzone w praktyce pozytywne cechy rozwiązań stosowanych dotychczas, a jednocześnie dają szereg nowych funkcji, które mogą być zastosowane dla wybranego obiektu. Standard IEC staje się stopniowo głównym rozwiązaniem branym pod uwagę przy budowie i modernizacji systemów sterowania i nadzoru dla obiektów elektroenergetycznych. Ogromna różnorodność zdefiniowanych poprzez węzły logiczne funkcji, których zakres stosowania daje dużą swobodę w projektowaniu systemu jest głównym czynnikiem mogącym przyczynić się do sukcesu tego standardu. Drugim czynnikiem jest oparcie standardu na komunikacji z wykorzystaniem pakietów IP, co pozwala na stosowanie różnych technologii teleinformatycznych do przesyłania danych. Dzięki nowym rozwiązaniom opisanym jako IEC , IEC , IEC rozszerzony został zakres zastosowania do źródeł o niewielkiej mocy ale często pracujących jako grupa, dla których do scharakteryzowania ich działania wprowadzono szereg dodatkowych informacji opisujących otoczenie w którym pracują. Projektując systemu zabezpieczeń oraz system sterowania i nadzoru mamy do dyspozycji oprócz rozwiązań stosowanych dotychczas sprawdzonych ale jednocześnie ograniczonych funkcjonalnie, rozwiązanie elastyczne i skalowalne tworzące podstawy do budowy nowoczesnych systemów. LITERATURA [1] IEC Communication Networks and Systems in Substations. [2] IEC 61850, Part DER Logical Nodes. Communications Systems for Distributed Energy Resources (DER). Final Draft International Standard (FDIS), August, [3] IEC Communication networks and systems for power utility automation - Part 7-410: Hydroelectric power plants - Communication for monitoring and control [4] IEC Wind turbines Part 25-1:Communications for monitoring and control of wind power plants Overall description of principles and models [5] Cleveland, F.M.: IEC communications standard for distributed energy resources (DER). Power and Energy Society General Meeting - Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century, 2008 IEEE, Volume, Issue, July [6] Jędrychowski R.: Ewolucja systemów sterowania i nadzoru do rozwiązań opartych na strukturze otwartej. Rynek Energii 2008, nr 1. [7] Kacejko P.: Generacja rozproszona w systemie elektroenergetycznym. Wydawnictwo Politechniki Lubelskiej, Lublin [8] Momoh James A.: Electric Power distribution, automation, protection and control. CRC Press, New York [9] Dokumentacja: SIPROTEC 4 7UM611/612 Multifunction Generator Protection Relay. Siemens. ADVANTAGES OF STANDARDIZING CONTROL AND PROTECTION SYSTEMS FOR DISTRIBUTED GENERATION Key words: SCADA, remote control engineering, communication Summary. Ever developing usage of renewable and dispersed energy sources influences many elements related to the power system operation within a variety of aspects including economic, ecological, legal and technological ones. Among important technological problems that need to be considered when new investments are realized there is a control system for the dispersed sources and their protection. New-generation information and remote control systems as well as intelligent devices (IDE) that presently get introduced to the power industry offer a new potential for solving technological problems. Standardization processes as well as modifications introduced to the IEC Standard make possible to deal with specific aspects of the renewable and dispersed (DER) sources operation as well as to elaborate control systems for various kinds of energy sources independent of their power. Robert Jędrychowski, dr inż., jest adiunktem w Katedrze Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń Politechniki Lubelskiej, r.jedrychowski@pollub.pl