MODELE WYMIANY DANYCH W ZARZĄDZANIU SIECIĄ nn SPEŁNIAJĄCE WYMOGI SMART GRID Autorzy: Robert Jędrychowski, Klara Sereja ( Rynek Energii 1/2019) Słowa kluczowe: Smart Grid, SCADA, IEC 62351, SSiN Streszczenie. Zmiany zachodzące w elektroenergetyce są zauważalne we wszystkich rodzajach sieci elektroenergetycznych. Dotyczą one również sieci niskiego napięcia, które dzięki nowym technologiom wykonania i szerszemu wykorzystaniu automatyki i urządzeń pomiarowych stają się coraz bardziej niezawodne, a także coraz bardziej obserwowalne. W sieciach tych, traktowanych dotychczas jako sieci dystrybuujące energię elektryczną od stacji SN/nn do odbiorców, pojawiają się instalacje prosumenckie, zasobniki energii czy stacje ładowania pojazdów elektrycznych, które mogą powodować zmianę kierunku przepływu energii oraz wpływać na wartości wielkości elektrycznych w sieci. Tak istotne zmiany na poziomie sieci niskiego napięcia wymuszają konieczność monitorowania jej parametrów elektrycznych lub nawet ingerowania w pracę instalacji prosumenckich w celu zagwarantowania poprawnego funkcjonowania całego systemu. Aby skutecznie kontrolować pracę sieci, konieczna jest komunikacja z układami rozliczeniowymi oraz sterownikami instalacji prosumenckich. W artykule przedstawiono modele systemów akwizycji danych, które odpowiadałyby nowym wyzwaniom związanym z aktywnym sterowaniem siecią nn. 1. WSTĘP W ostatnich latach obserwujemy intensywny rozwój systemów sterowania i nadzoru (SSiN), inteligentnych systemów pomiarowych (AMI) czy Rynku Energii. Systemy te muszą uwzględniać stopniowe zmiany sieci w kierunku sieci inteligentnej (Smart Grid) uwzględniającej generację rozproszoną i zwiększony udział instalacji prosumenckich, zasobników energii oraz elementów infrastruktury związanej z elektromobilnością. Tym zmianom towarzyszy konieczność pozyskiwania danych z obszarów systemu dotąd uznawanych za mniej istotne, do których należą, np. sieci nn. Pojawiają się w takim przypadku również inne problemy natury prawnej i organizacyjnej. Rozproszone źródła energii, zasobniki czy stacje ładowania pojazdów mają swoich właścicieli. Zarówno operator sieci dystrybucyjnej, jak i właściciele wymienionych elementów w sieciach Smart Grid, powinni wymieniać pomiędzy sobą informacje. Rodzi się więc pytanie, jak zarządzać zarówno pracą sieci, jak i źródeł przy zachowaniu standardów bezpieczeństwa SSiN operatora sieci oraz mikrosystemów informatycznych operatorów źródeł.
2. CHARAKTERYSTYKA SIECI nn Z GENERACJĄ I ELEMENTAMI AKTYWNYMI W sieciach elektroenergetycznych nn zachodzą w ostatnim czasie zmiany istotne z punktu widzenia pracy sieci. Powszechnym staje się praca źródeł fotowoltaicznych (PV). Wraz z nimi coraz częściej instalowane są zasobniki energii. Nowością są również stacje ładowania pojazdów i same pojazdy elektryczne, które można również rozpatrywać jako zasobniki energii. Zarówno zasobniki, jak i stacje dwukierunkowego ładowania pojazdów mogą pracować jako odbiór, jak również generacja, aktywnie wpływając na parametry elektryczne sieci. Obecnie w sieciach o dużym nasyceniu generacji PV dochodzi do niekorzystnych zakłóceń spowodowanych nadmiernym wzrostem wartości napięcia przy dużej generacji i małym obciążeniu sieci [1]. Dodatkowe aktywne elementy w postaci zasobników powinny te zjawiska łagodzić. nn PV PV SEE SN Zasobnik energii el. DC AC Zasobnik energii el. PV DC AC PV Układ ładowania pojazdów elektrycznych Rys. 1. Sieć elektroenergetyczna z zainstalowanymi źródłami i odbiorami energii różnego typu Należy założyć, że w niedalekiej przyszłości będziemy mieli do czynienia z sieciami nn, w których jednocześnie pracują zarówno źródła rozproszone, jak i elementy aktywne w postaci zasobników i dwukierunkowych stacji ładowania. Przykład taki zaprezentowano na rysunku 1, gdzie celowo umieszczono elementy aktywne w różnych gałęziach. Coraz częściej spotykane będą stacje inteligentne SN/nn wyposażone w transformator z regulacją zaczepów pod obciążeniem oraz lokalny system SSiN. System ten będzie pełnił funkcję lokalnego układu regulacji parametrów sieci nn w oparciu o wybrany dla niej algorytm sterowania. Sterowanie to może zakładać regulację napięcia na transformatorze, ograniczenie mocy czynnej i biernej generowanej i pobieranej w wybranych punktach sieci czy dynamiczną zmianę charakterystyki pracy danego źródła [2], [3], [4]. Aby było to możliwe, konieczne staje się sięgnięcie do informacji oferowanych przez kontrolery () urządzeń aktywnych, a także sterowanie ich pracą w celu zapewnienia poprawnego działania całej sieci nn zasilanej ze stacji SN/nn [5].
3. CHARAKTERYSTYKA UKŁADU KOMUNIKACYJNEGO Struktura sieci elektroenergetycznej nn charakteryzuje się relatywnie niewielkimi odległościami pomiędzy stacją SN/nn a poszczególnymi węzłami, do których przyłączani są odbiorcy. Przy czym wyrażenie niewielka odległość (od kilkudziesięciu metrów do jednego kilometra) rozumiane jest w sensie komunikacyjnym. Przy takiej strukturze sieci możliwe do zastosowania są niemal wszystkie technologie komunikacyjne. Do wyboru mamy: komunikację szeregową asynchroniczną (RS485 lub RS232 przy mniejszych odległościach), P w różnych odmianach, Ethernet oparty na światłowodach, sieci bezprzewodowe: Wi-Fi, trunkingowe oraz GSM/GPRS [6]. O wyborze danej technologii decydować będą warunki techniczne, organizacyjne, preferowane na danym terenie rozwiązania itp. Decydować mogą również wykorzystywane przez system SCADA protokoły komunikacyjne narzucające niektóre z technologii komunikacyjnych. Dotyczy to szczególnie starszych standardów, jakimi są Modbus, IEC 60870-5 oraz DNP3, mogących pracować na łączach asynchronicznych oraz TCP/IP, jak również nowszych, wykorzystujących komunikację TCP/IP (protokół do chmury) czy IEC 61850, wymagających sieci o znacznych prędkościach (minimum 100 Mb/s) [7] [8] [9]. Ważnym czynnikiem będzie również element bezpieczeństwa. Budując układ komunikacyjny, musimy zadbać o zapewnienie maksymalnej ochrony pomiędzy komunikującymi się elementami. Stosując typowe rozwiązania informatyczne, narażamy się na zagrożenia znane z sieci IP. Stąd nowo tworzone układy SCADA powinny uwzględniać zalecenia IEC 62351 dla danego typu komunikacji [10]. Decydujące znaczenie dla wyboru metod komunikacji i właściwej technologii będzie miał algorytm sterowania pracą sieci wdrożony w lokalnym SSiN. Od jego stopnia złożoności i wymagań co do czasu reakcji zależeć będzie rodzaj zastosowanej technologii komunikacyjnej. 4. WARIANTY STEROWANIA PRACĄ SIECI nn Lokalny system SSiN obejmować powinien swą pracą jedynie sieć nn wraz ze stacją SN/nn. Działania jego mogą być realizowane w różnym zakresie. Można rozważyć następujące warianty pracy: 1. Monitorowanie obciążenia poszczególnych obwodów nn. W tym układzie możliwa będzie regulacja napięcia jedynie na podstawie mierzonych wartości prądów w poszczególnych obwodach nn. Jak pokazano na rysunku 1, przy różnych urządzeniach zainstalowanych w
sieci, z których jedne pracują w danej chwili jako odbiory, a inne jako źródła, nie musi to być proste. 2. Monitorowanie wartości napięcia w wybranych węzłach sieci nn poprzez układ AMI. Wykorzystanie liczników jako źródła danych jest technicznie możliwe. Jednak wymaga zorganizowania wymiany danych pomiędzy systemami AMI i SCADA. 3. Monitorowanie wartości napięcia w wybranych węzłach sieci nn poprzez urządzenia pomiarowe, przekaźniki instalowane specjalnie w celu kontroli stanu sieci w wybranym punkcie. 4. Monitorowanie i sterowanie mocą generowaną lub pobieraną w wybranych punktach sieci poprzez wymianę danych z lokalnymi kontrolerami () nadzorującymi pracę poszczególnych źródeł. 5. MODEL KOMUNIKACJI Realizując system zarządzania siecią pamiętać należy, że jedną z podstawowych cech sieci określanych jako Smart Grid jest zapewnienie korzyści wszystkim stronom korzystającym z jej zasobów. Stąd potrzeba pozyskiwania informacji zarówno przez operatora sieci dystrybucyjnej, jak i właścicieli źródeł. AMI SCADA LV 0 1 2 3 Rys. 2. Model wykorzystujący dane z systemu AMI Model pierwszy zakłada pozyskanie danych do lokalnego SSiN z systemu AMI. Jest to rozwiązanie, które oparto na często obecnie stosowanej komunikacji bezprzewodowej. Zarówno odczyt danych z liczników, jak i pobranie danych z systemu AMI wykorzystuje komunikację GPRS (lub jej nowsze odmiany). W takim modelu trudno mówić o komunikacji on-line. Liczniki mogą być odczytywane cyklicznie, jednak czas potrzebny na dostarczenie informacji, jej przetworzenie i przesłanie do lokalnego SSiN jest długi. Lokalne kontrolery () nadzorujące pracę źródeł korzystają z własnych danych pomiarowych.
Koncentrator AMI 0 1 2 3 SCADA Rys. 3. Model wykorzystujący dane z koncentratora systemu AMI Drugi model jest zmodyfikowaną wersją modelu pierwszego. Jako źródło danych również wykorzystano liczniki jednak ich odczyt następuje za pomocą koncentratora, wymaga to zorganizowania komunikacji pomiędzy licznikiem i koncentratorem zainstalowanym w stacji SN/nn. Można do tego celu wykorzystać łącza RS485, Ethernet, P oraz Wi-Fi [6]. Liczniki mogą być odczytywane cyklicznie, a czas potrzebny na dostarczenie informacji do koncentratora AMI jest krótki (interwał odczytu liczników to np. 1 s), SSiN pobiera dane bezpośrednio z koncentratora. Tak jak poprzednio, lokalne kontrolery () nadzorujące pracę źródeł korzystają z własnych danych pomiarowych. Chmura obliczeniowa SCADA 0 1 2 3 Rys. 4. Model oparty na wymianie danych poprzez chmurę obliczeniową Kolejne modele wykraczają poza obecnie stosowane rozwiązania. Model trzeci zakłada wykorzystanie chmury obliczeniowej jako miejsca wymiany danych pomiędzy operatorem sieci a należącymi do różnych właścicieli. W modelu tym konieczne byłoby utworzenie przez operatora sieci elektroenergetycznej platformy obliczeniowej, do której mieliby dostęp prosumenci i operatorzy innych urządzeń aktywnych (operatorzy zasobników energii i stacji ładowania). Dane pomiarowe przekazywane byłyby bezpośrednio z do chmury poprzez dedykowane do tego celu protokoły telemetryczne (MQTT). Lokalny SSiN korzystałby z danych dotyczących jego fragmentu sieci elektroenergetycznej udostępnionych w chmurze. Komunikacja z chmurą może odbywać się dowolną drogą, wykorzystując standardowe sieci TCP/IP. Każdy prosument mógłby korzystać z własnej sieci. Możliwości i szybkość działania algorytmu sterującego zależne byłyby od czasu przetworzenia informacji współbieżnych. Przy dobrze działających sieciach czas ten nie musi być długi. Model ten posiada również cechy Internetu rzeczy (IoT).
0 1 2 3 SCADA Rys. 5. Model wykorzystujący dane pozyskane z przekaźników komunikujących się dodatkowo z urządzeniami Czwarty model opiera się na komunikacji lokalnego SSiN z przekaźnikami zainstalowanymi w wybranych punktach sieci elektroenergetycznej nn. Rolą przekaźników jest przekazywanie danych pomiarowych do układu SSiN. Przekaźniki te mogłyby sterować pracą źródeł energii w sytuacji krytycznej dla pracy sieci lub gdy wymagałby tego algorytm sterujący w SSiN. Jest to obecnie technicznie możliwe zarówno poprzez wejścia przekaźnikowe inwerterów, jak również z wykorzystaniem protokołów komunikacyjnych. Barierą pozostają przepisy prawa. Model wymaga zbudowania szybkiej sieci komunikacyjnej. Zaletą takiego modelu jest możliwość stosowania dynamicznych algorytmów sterowania pracą sieci elektroenergetycznej nn w trybie online [2] [5]. 0 1 2 3 SCADA Rys. 6. Model wykorzystujący bezpośrednią komunikację pomiędzy lokalnym SSiN i Piąty model różni się od poprzedniego tym, że oparty został na bezpośredniej komunikacji z kontrolerami lokalnymi (), od których SSiN czerpie wszystkie niezbędne dane. Wykorzystuje łącze wykonane specjalnie do tego celu oraz ustalony (narzucony) wspólny protokół komunikacyjny. Zaletą takiego rozwiązania jest ograniczenie liczby urządzeń wykorzystanych do zarządzania pracą sieci nn oraz wykorzystanie informacji bezpośrednio z, które i tak każdy z nich przetwarza.
Tabela 1. Zestawienie cech modeli sterowania dla wybranych wariantów komunikacji Wariant sterowania Model komunikacji 1 brak brak 2 3 4 Transmisja 1 GPRS 2 3 4 5 3 4 5 RS485, Ethernet, Wi-Fi, P TCP/IP MQTT RS485, Ethernet, Wi-Fi, P RS485, Ethernet, Wi-Fi, P TCP/IP MQTT RS485, Ethernet, Wi-Fi, P RS485, Ethernet, Wi-Fi, P Uwagi Opiera się tylko na pomiarach w stacji SN/nn. Regulacja napięcia zmienia je we wszystkich obwodach. Komunikacja jednokierunkowa oparta na wolnych łączach GSM. Reakcja na zmiany podejmowana z dużym opóźnieniem. Duży koszt utrzymania układu komunikacyjnego. Komunikacja jednokierunkowa oparta na szybkich łączach. Czas reakcji układu zależy od częstości odczytu danych z liczników. Wymaga poniesienia jednorazowego kosztu związanego z budową łącza. Komunikacja jednokierunkowa oparta o standardową sieć Internet po stronie prosumenta. Czas reakcji układu zależy od szybkości komunikacji z chmurą. Wymaga poniesienia kosztu stworzenia i utrzymania aplikacji chmurowej. Komunikacja jednokierunkowa oparta na szybkich łączach. Możliwa szybka reakcja na zmiany parametrów w głębi sieci. Wymaga poniesienia jednorazowego kosztu związanego z budową łącza. Komunikacja jednokierunkowa oparta na szybkich łączach. Możliwa szybka reakcja na zmiany parametrów w głębi sieci. Wymaga poniesienia jednorazowego kosztu związanego z budową łącza. Wymagane dodatkowe regulacje prawne. Komunikacja dwukierunkowa oparta o standardową sieć Internet po stronie prosumenta. Czas reakcji układu zależy od szybkości komunikacji z chmurą w obu kierunkach. Wymaga poniesienia kosztu stworzenia i utrzymania aplikacji chmurowej. Komunikacja dwukierunkowa oparta na szybkich łączach. Możliwa szybka reakcja na zmiany parametrów w głębi sieci poprzez regulację mocy generowanej. Wymaga poniesienia jednorazowego kosztu związanego z budową łącza. Komunikacja dwukierunkowa oparta na szybkich łączach. Możliwa szybka reakcja na zmiany parametrów w głębi sieci poprzez regulację mocy generowanej. Wymaga poniesienia jednorazowego kosztu związanego z budową łącza. Wymagane dodatkowe regulacje prawne. W tabeli 1 w sposób zagregowany przedstawiono cechy poszczególnych modeli komunikacji. Szczególnej uwagi i dodatkowego omówienia wymagają dwa ostatnie modele komunikacji. Zakładają bowiem one możliwość wymiany danych i bezpośrednią komunikację pomiędzy SSiN oraz urządzeniami należącymi do operatora sieci a kontrolerami należącymi do różnych prosumentów przy jednoczesnym założeniu, że będą komunikowały się z innymi sieciami IT, z których korzystają prosumenci. W obecnie stosowanych systemach SCADA taka sytuacja jest niedopuszczalna, gdyż narusza podstawową zasadę zapewnienia bezpieczeństwa poprzez izolowanie ich od sieci zewnętrznych (Internet). Modele te opisane zostały, ponieważ przyjęto następujące założenia:
1. Lokalny SSiN jest układem autonomicznym i odizolowanym od SSiN wykorzystywanych do zarządzania sieciami SN i WN w spółce dystrybucyjnej. Obszar jego oddziaływania ograniczony jest do stacji SN/nn oraz przyłączonej do niej sieci nn. Możliwa wymiana danych z systemami nadrzędnymi realizowana byłaby poprzez wykorzystanie dodatkowych urządzeń, jak i mechanizmów stosowanych do bezpiecznej komunikacji, jak router, firewall, VPN, TSL, IPSec i inne. 2. Lokalne kontrolery posiadałyby co najmniej dwa niezależne moduły komunikacyjne, odseparowane od siebie, konfigurowalne niezależnie. Przy czym jeden dedykowany byłby do współpracy z lokalnym SSiN, a pozostałe mogłyby udostępniać informacje o pracy źródła w innych sieciach. 3. Moduł komunikacyjny współpracujący z lokalnym SSiN wykorzystuje mechanizmy opisane w dokumentach standardu IEC 62351 [10]. Przyjęte założenia wymagają wprowadzenia odpowiednich regulacji prawnych oraz zasad wewnętrznych określonych na przykład w instrukcjach ruchu dla sieci dystrybucyjnych. 6. PODSUMOWANIE Pojawienie się w sieciach nn dużej liczby instalacji prosumenckich zaowocowało nowymi problemami w zarządzaniu pracą tych sieci. Wprowadzenie do nich nowych elementów aktywnych, takich jak zasobniki energii czy ładowarki samochodowe może przynieść nowe dodatkowe problemy i wyzwania. Ewolucja sieci elektroenergetycznej nn w kierunku Smart Grid pociąga za sobą konieczność zorganizowania mechanizmów wymiany danych pomiędzy różnymi współpracującymi podmiotami, do których należą elementy aktywne. Mechanizmy te wymagają stworzenia nowoczesnych stacji SN/nn wyposażonych w transformator z przełącznikiem zaczepów pozwalającym na regulację napięcia pod obciążeniem. Jest to jednak dopiero pierwszy krok, jaki można wykonać. Dodatkowym wyposażeniem stacji może być lokalny system sterowania i nadzoru (SSiN) mający dostęp do parametrów elektrycznych sieci nn w wybranych punktach. Na tej podstawie można realizować algorytmy autonomicznie zarządzające pracą sieci nn oraz transformatora. W tym celu należy jednak zapewnić mechanizm dostępu do niezbędnych danych. Od ilości dostępnych danych oraz szybkości dostępu do nich zależeć będzie jakość algorytmu sterowania. Stworzone mechanizmy komunikacji muszą bezwzględnie zapewnić określone reguły bezpieczeństwa. Coraz większa liczba nowych urządzeń aktywnych wymusi stworzenie takich mechanizmów przez operatorów sieci dystrybucyjnych.
LITERATURA [1] Kacejko P., Adamek S., Wancerz M., Jędrychowski R.: Ocena możliwości opanowania podskoków napięcia w sieci nn o dużym nasyceniu mikroinstalacjami fotowoltaicznymi, Wiadomości Elektrotechniczne, nr 9, 2017, s. 20-26. [2] Jędrychowski R., Sereja K.: Control system for distributed generation in low voltage network systems, Przegląd Elektrotechniczny, 7(94), 2018 r., s. 50-53. [3] Vovos P. N., Kiprakis A. E., Wallace A. E., Harrison G. P.: Centralized and Distributed Voltage Control: Impact on Distributed Generation Penetration. IEEE Trans. on Power Systems, vol. 22 (2007), nr 1, str. 476-483. [4] Pfajfar T., Papic I., Bletterie B., Brunner H.: Improving power quality with coordinated voltage control in networks with dispersed generation. 9th International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation, Barcelona, 2007. [5] Jędrychowski R., Sereja K., Adamek S., Pijarski P., Wancerz M.: Evaluation of the impact of the rate of change of electrical parameters in the LV network on the operation of the distributed control system, Progress in Applied Electrical Engineering (PAEE), 2018, IEEE, s. 1-6. [6] Jędrychowski R., Sereja K.: Application of optical fiber connections in low voltage distribution network management systems, Photonics Applications in Astronomy, Communications, Industry and High-Energy Physics Experiments, Red: Linczuk M., Romaniuk R., Bellingham, USA, Spie-Int Soc Optical Engineering, 2018 r., 10808. [7] Jędrychowski R.: Zalety standaryzacji systemów nadzoru i zabezpieczeń dla generacji rozproszonej, Rynek Energii, 2(81), 2009 r., s. 46-51. [8] Jędrychowski R.: Ewolucja systemów sterowania i nadzoru do rozwiązań opartych na strukturze otwartej, Rynek Energii, 1, 2008 r., s. 23-26. [9] Pluta S., Tarczyński W.: Transmisja sygnałów telemechaniki w systemach elektroenergetycznych. PAK vol 56, nr 1/2010. [10] Jędrychowski R., Sereja K.: Bezpieczeństwo wymiany danych w systemach sterowania i nadzoru, Rynek Energii, 1(134), 2018 r., s. 72-78.
DATA EXCHANGE MODELS FOR LOW-VOLTAGE NETWORK MANAGEMENT FULFILLING SMART GRID REQUIREMENTS Key words: Control System, SCADA, IEC 61850, IEC 62351 Summary. Changes in the power industry are noticeable in all types of electrical grids. They also apply to lowvoltage networks, which - thanks to new production technologies and a wider use of automation and measuring devices - are becoming more and more reliable and observable. In these networks, treated so far as networks distributing energy from MV/LV stations to customers, there are prosumer installations, energy storages and charging stations for electric vehicles that can cause a change in the direction of energy flow and affect the values of electrical parameters in the network. Such significant changes in low-voltage networks force the necessity to monitor its electrical parameters or even interfere with the operation of prosumer installations in order to guarantee the proper functioning of the entire system. In order to effectively control the network, communication with settlement systems and controllers of prosumer installations is necessary. The article presents models of data acquisition systems that would respond to new challenges related to the active control of the LV network. Robert Jędrychowski, dr inż., jest pracownikiem Politechniki Lubelskiej, email: r.jedrychowski@pollub.pl. Klara Sereja, mgr inż., jest pracownikiem Politechniki Lubelskiej, email: k.sereja@pollub.pl.