Modelowanie współpracy farm wiatrowych z siecią elektroenergetyczną Robert Jędrychowski, Piotr Kacejko, Michał Wydra, Piotr Miller Słowa kluczowe: komunikacja, systemy SCADA, modelowanie, estymacja, optymalizacja Streszczenie. Celem referatu jest zaprezentowanie możliwości funkcjonalnych i technicznych komputerowego układu regulacji pozwalającego na analizowanie współpracy farm wiatrowych z siecią elektroenergetyczną. Układ jest częścią projektu zatytułowanego Układ optymalnej regulacji mocy farm wiatrowych w warunkach ograniczonych możliwości przesyłowych sieci elektroenergetycznych. Celem projektu było stworzenie układu regulacyjnego, zdolnego do identyfikowania aktualnego stanu systemu oraz określenia dla każdej z nadzorowanych farm pracujących w tym systemie zadanego poziomu mocy generowanej, tak aby minimalizować efekt ograniczenia mocy generowanej przy wykorzystaniu możliwości przesyłowych sieci elektroenergetycznej. Stworzony układ regulacji odwzorowany został przez urządzenia wykorzystywane w krajowej energetyce jako elementy systemów sterowania i nadzoru (SSiN). Do jego budowy wykorzystano komputerowy system czasu rzeczywistego pozwalający na generację sygnałów opisujących stan sieci, system estymatora służący do określenia najbardziej prawdopodobnego stanu sieci niezbędnego do wyznaczenia optymalnych wartości mocy generowanych przez farmy wiatrowe oraz urządzenia telemechaniki tworzące kompletny SSiN odpowiadający za wizualizację pracy sieci oraz przekazywanie informacji pomiędzy poszczególnymi elementami regulatora. 1. WSTĘP Analizując wyzwania jakie stawia przed współczesną elektroenergetyką generacja rozproszona w Katedrze Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń Politechniki Lubelskiej realizowany jest projekt zatytułowany Układ optymalnej regulacji mocy farm wiatrowych w warunkach ograniczonych możliwości przesyłowych sieci elektroenergetycznych. Celem tego projektu jest opracowanie komputerowego układu regulacyjnego, który dla farm wiatrowych zlokalizowanych na rozpatrywanym obszarze objętym zdalną kontrolą określa taką dopuszczalną wartość chwilową mocy generowanej dla każdej z farm, która odpowiada aktualnym możliwościom przesyłowym sieci danego obszaru. Takie podejście do zarządzania pracą sieci będzie uzasadnione w przypadku dołączania kolejnych źródeł energii, takich jak farmy wiatrowe do sieci elektroenergetycznej [3]. Dotychczasowa praktyka zakłada, że sieć elektroenergetyczna musi posiadać możliwości przesyłowe dostosowane do wyprowadzenia pełnej mocy z farm wiatrowych na danym obszarze. Tymczasem sytuacja, w której panują warunki wiatrowe pozwalające na pracę farmy wiatrowej z pełną mocą zdarza się rzadko [2], [3]. Przewidując jednak, że w przypadku korzystnych warunków wiatrowych, moc uzyskiwana z farm, mogłaby przewyższać możliwości przesyłowe lokalnych sieci elektroenergetycznych (dotyczy to przede wszystkim sieci o napięciu 110 kv), zakłada się możliwość ograniczenia mocy generowanej w poszczególnych farmach. Takie podejście zakłada konieczność istnienia stałej kontroli mocy generowanej oraz obciążalności poszczególnych linii tworzących sieć elektroenergetyczną, ale zdaniem autorów jest to rozwiązanie tańsze od modernizacji wielu linii elektroenergetycznych, dla których sporadycznie zachodziło by zagrożenie przeciążeniem. Rys. 1. Przepływ informacji w systemie
2. ELEMENTY UKŁADU Podstawowym zadaniem układu regulacyjnego będzie wyznaczenie dla każdej z farm wiatrowych w wyniku procesu obliczeniowego wartości mocy zadanej, która może być w danej chwili produkowana, bez zagrożenia przeciążeniem sieci 110 kv. Wobec dużego zainteresowania inwestorów budową farm wiatrowych, okresowe ograniczenia możliwości przesyłowych sieci 110 kv wydają się nieuniknione. Zrealizowany układ pozwala na wyznaczenie dla każdej z farm takiej wartości mocy, która w minimalnym stopniu ogranicza poziom sumarycznej generacji w źródłach wiatrowych, przy istniejących ograniczeniach przesyłowych, które także mogą być traktowane w sposób dynamiczny, w zależności od istniejących warunków atmosferycznych (wiatru, temperatury). Na potrzeby układu wykorzystano model systemu CIGRE składający się z sieci 220 i 110 kv. Do wybranych węzłów przyłączono farmy wiatrowe podlegające regulacji. Układ optymalnej regulacji mocy składa się z trzech elementów głównych przedstawionych na rysunku 1. Należą do nich: symulator systemu elektroenergetycznego, lokalny dyspozytorski współpracujący z urządzeniami telemechaniki, podsystem estymacji stanu sieci elektroenergetycznej, Pierwszym elementem jest układ regulacyjny będący w istocie dedykowanym komputerem czasu rzeczywistego ze specjalistycznym oprogramowaniem wyposażonym w wyjścia analogowe i binarne. Jego zadaniem jest odwzorowanie rzeczywistego układu sieci elektroenergetycznej oraz procesów w niej zachodzących. Na wyjścia wprowadzane są sygnały, które w warunkach rzeczywistych uzyskiwane są z poszczególnych węzłów systemu elektroenergetycznego, takie jak prądy, napięcia moce czynne i bierne oraz sygnały binarne pozwalające odwzorować aktualną topologię sieci (stany łączników) Błąd! Nie można odnaleźć źródła odwołania.. Sygnały te przekazywane są cyklicznie do lokalnego Systemu Sterowania i Nadzoru (SSiN) zrealizowanego na bazie urządzeń telemechaniki wykorzystywanych w polskiej energetyce oraz systemu dyspozytorskiego. Po przetworzeniu informacji zawartej w poszczególnych sygnałach są one prezentowane i udostępniane w systemie dyspozytorskim. Z informacji udostępnianych przez SSiN korzysta podsystem estymacji stanu sieci elektroenergetycznej, który wyznacza w prowadzonym cyklicznie procesie obliczeniowym moce zadane dla każdego z węzłów, a równocześnie dla każdej z farm wiatrowych. Informacje te poprzez system telemechaniki trafiają do symulatora systemu rzeczywistego, który generuje nowy stan pracy sieci. System pozwala na wprowadzanie zmian zarówno w topologii sieci jak również w jej wyznaczonych parametrach rozpływowych, dzięki czemu możliwe jest modelowanie i analizowanie wielu wariantów pracy sieci. 3. MODELOWANIE PRACY SIECI ELEK- TROENERGETYCZNEJ W CZASIE RZE- CZYWISTYM W przedstawionym projekcie symulatorem systemu elektroenergetycznego jest specjalizowany komputer PXI National Instruments wyposażony w 160 wyjść analogowych (5 kart po 32 wyjścia analogowe) posiadających możliwość generacji sygnałów stałych i zmiennych w czasie w zakresie +/- 10 V oraz kartę przemysłowych wyjść cyfrowych z 64-ma wyjściami generującą sygnały 0-30 VDC. Na komputerze PXI działa program obliczeniowy, wyznaczający rozpływ mocy w sieci. Może to być oprogramowanie komercyjne takie jak np. PowerWorld, jednakże na potrzeby niniejszego projektu rozwijane jest w Katedrze Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń oprogramowanie własne. Program obliczeniowy dokonuje obliczeń rozpływowych co ustalony interwał czasowy, reagując na zmiany, które mogą zostać wprowadzone przez użytkownika, lub dokonywać obliczeń wcześniej przygotowanych scenariuszów. Jednocześnie oprogramowanie komikuje się z systemem SCADA odczytując wartości zadanych mocy czynnej dla poszczególnych farm z grupy farm wiatrowych. Wyprowadzenie wyników obliczeń z symulatora tzn., wyników zadania rozpływowego czyli, wartości napięć w węzłach, mocy czynnej i biernej w generatorach, mocy czynnej i biernej odbiorów, stanów wyłączników, z komputera symulacyjnego w jest realizowane postaci sygnałów analogowych i cyfrowych przy pomocy kart pomiarowo-sterujących PXI. Ten etap przetwarzania sygnału modeluje niedokładności pomiarów mocy i napięć w węzłach sieci. Wartość obliczona w symulatorze zostaje przetworzona na sygnał analogowy z rozdzielczością przetwornika cyfrowoanalogowego i przesłana w formie napięcia do koncentratora Ex-MST2. System SCADA, za pośrednictwem koncentratora danych Ex-MST2 odczytuje sygnały analogowe i dokonuje przetwarzania analogowo-cyfrowego z rozdzielczością właściwą dla przetworników. Powstają niewielkie spadki napięć na przewodach doprowadzających napięcie z kart cyfrowo-analogowych do koncentratora Ex-MST2. Przesyłanie sygnałów w formie elektrycznej pozwala na
modelowanie różnego rodzaju błędów, niedokładności i zniekształceń jakie powstają przy pomiarach najważniejszych wielkości w sieci elektroenergetycznej. Błędy te powodują, że do określenia spójnego stanu systemu elektroenergetycznego niezbędna staje się estymacja stanu, bez czego niemożliwa jest skuteczna optymalizacja. 4. STANOWISKO DYSPOZYTORSKIE ORAZ SYSTEM TRANSMISJI DANYCH Tworząc układ regulacji przyjęto założenie, że będzie on wykorzystywany w wybranym fragmencie rzeczywistego systemu elektroenergetycznego. Dlatego też budując SSiN wykorzystano urządzenia telemechaniki stosowane w KSE. SSiN składa się z trzech zasadniczych elementów, należą do nich: sieć komunikacyjna, koncentrator komunikacyjny, system dyspozytorski czasu rzeczywistego. Terminal SCADA Symulator SEE Telemechanika Rozproszona DNP 3,0 TCP/IP Sieć komunikacyjna Pętla światłowodowa Tor sygnałów Analogowych i binarnych Sieć zewnętrzna MST2 Regulator Optymalizator System WindEx RS 232 RS 485 DNP 3,0 Rys. 2. Sieć komunikacyjna układu optymalnej regulacji Sieć komunikacyjna oparta na łączach światłowodowych stworzona została na bazie przełączników firmy MOXA spełniających surowe wymagania standardu IEC 61850 oraz wymogi kompatybilności elektromagnetycznej wymaganej od urządzeń stosowanych na stacjach elektroenergetycznych [5]. Sieć ta tworzy szkielet komunikacyjny, oparty na technologii światłowodowego pierścienia, łączący wszystkie elementy układu regulacji, dający możliwość jego dalszej rozbudowy. Dzięki realizacji wielu wymaganych przez standard IEC 61850 funkcji, możliwe jest zarządzanie pracą sieci, zapewnienie jej dużej niezawodności, bezpieczeństwa i wydajności [1]. Sieć ta jest w pełni skalowalna, umożliwia dalszą rozbudowę układu oraz przyłączanie urządzeń zgodnych ze standardem Ethernet 100 Mb/s i wyższym, komunikujących się z wykorzystaniem protokołów TCP/IP [1]. Jako koncentrator komunikacyjny wykorzystano sterownik Ex-MST2 firmy Elkomtech S.A. [5]. Został on wyposażony w wejścia analogowe i binarne. Do niego, poprzez sygnały elektryczne przekazywane są informacje z symulatora systemu elektroenergetycznego. Takie działanie pozwala na wierne odwzorowanie pracy systemu elektroenergetycznego oraz procesu akwizycji danych z jego wybranych elementów. Dodatkowo do sterownika mogą zostać dostarczone sygnały poprzez komunikacyjne łącza asynchroniczne oraz sieć TCP/IP. Dzięki temu, możliwe jest dołączenie innych urządzeń telemechaniki, a przez to dostarczenie nieograniczonej ilość dodatkowych informacji. Jako protokół komunikacyjny do wymiany informacji z urządzeniami telemechaniki wybrano DNP 3,0. Możliwe jest również zastosowanie innych protokołów. Sam koncentrator podłączony jest do przełącznika tworzącego światłowodową sieć komunikacyjną. Trzecim elementem SSiN jest system dyspozytorski czasu rzeczywistego WindEx firmy Elkomtech. Do jego głównych zadań należy: wizualizacja schematu sieci, wizualizacja w czasie rzeczywistym stanu elementów binarnych, wizualizacja w czasie rzeczywistym wielkości analogowych (prąd, napięcie, moc czynna i bierna) opisujących stan sieci. prezentacja sugerowanych przez estymator wartości mocy generowanych, prezentacja przeciążeń i alarmów. Ponieważ system ten jest zmodyfikowaną na potrzeby układu regulacji wersją komercyjną oferuje również informacje standardowo dostępne dla dyspozytora. Końcowy postać prezentowanej sieci elektroenergetycznej uzyskano w drodze edycji poszczególnych jej elementów. Uzyskany obraz sieci przechowywany jest w postaci plików XML opisujących zarówno konfigurację sprzętową jak i graficzną. System dyspozytorski wykorzystuje dane dostarczone przez symulator systemu rzeczywistego za pośrednictwem telemechaniki Ex-MST2 [5]. Sam jest też źródłem danych dla estymatora stanu SEE oraz danych niezbędnych do obliczeń rozpływowych. Wymiana danych pomiędzy tymi elementami odbywa się poprzez odczyt plików danych zapisanych w formacie XML z wykorzystaniem technologii Xquery. 5. PODSYSTEM ESTYMACJI STANU SEE Uwidaczniające się coraz to nowe potrzeby automatycznych systemów sterowania dyspozytorskiego w obrębie zarządzania pracą systemu elektroenergetycznego wymagają zastosowania złożonych procedur obliczeniowych składających się na estymację stanu systemu elektroenergetycznego. W wyniku estymacji uzyskuje się najbardziej prawdopodobny aktualny stan systemu z wielu nadmiarowych pomiarów. Podczas sterowania dużym i złożonym obiektem tj. sys-
temem elektroenergetycznym zachodzi przede wszystkim konieczność posiadania precyzyjnych i wiarygodnych informacji. W zasadzie każdy pomiar napięcia, prądu, mocy czynnej i biernej jest obarczony błędem, a obecny stan systemu znajdować się będzie gdzieś pomiędzy zależnościami łączącymi punkty. W istocie punkty pomiarowe pochodzące z pomiarów w systemie tworzą pewien zbiór punktów opisujący stan systemu. W sytuacji gdy nie występowałyby błędy pomiarowe, wszystkie punkty spełniałyby jeden układ równań, którego rozwiązaniem jest jeden punkt, a w zasadzie wektor w rozpatrywanej przestrzeni o współrzędnych x=[u; δ] T gdzie: U wektor napięć węzłowych, δ wektor kątów fazowych we wszystkich węzłach rozpatrywanej sieci. Patrząc szerzej na zagadnienie modelowania systemu elektroenergetycznego w czasie rzeczywistym można stwierdzić, że estymacja stanu jest centralnym elementem większego procesu, na który składają się moduły takie jak: analiza topologii i badanie spójności sieci, weryfikacja danych, w tym analiza zgodności telemetrii i telesygnalizacji, test obserwowalności ze względu na dysponowany zbiór pomiarów, estymacja stanu, detekcja i identyfikacja błędnych danych, odtworzenie wielkości niemierzonych lub odrzuconych jako błędne [4] Analiza topologii Wstępna weryfikacja danych Test obserwowalności ESTYMACJA STANU Analiza błędnych danych Obliczanie brakujących wielkości System Elektroenergetyczny Aktualizowany zbiór danych pomiarowych Pełny, spójny i wiarygodny zbiór danych przekazywany do modułu optymalizacji Rys. 3. Estymacja stanu i algorytmy towarzyszące [4] Szczególnie interesującym może stać się ostatni moduł, który w przypadku awarii ważnego licznika energii np. licznika wymiany między obszarami lub dużego odbioru, może dokonywać dokładnego szacowania pobranej energii. Zakładając, że w systemie dyspozytorskim SCADA zostały zapisane parametry systemu, tzn. parametry linii elektroenergetycznych, transformatorów, obciążalności, moduł estymacji może pobrać parametry elementów sieci i wykonać kolejno w/w procedury obliczeniowe. Szybkość realizacji całego procesu modelowania stanu systemu jest uzależniona od rozmiaru systemu poddawanego estymacji, a co za tym idzie ilości pomiarów uzyskiwanych oraz wydajności komputera na którym działa proces estymacji. W sytuacji gdy możliwe jest łączenie komputerów w wysoko wydajne klastry lub chmury obliczeniowe, autorzy skłaniają się do stwierdzenia, że proces estymacji stanu, przy założeniu dysponowania pomiarami, może być zakończony nawet w ciągu 1 minuty. Celem estymacji jest wyznaczenie najbardziej prawdopodobnego ustalonego wektora stanu zespolonych napięć węzłowych, z którego można wyznaczyć dowolne zmienne w systemie. Statyczny model sieci jest opisany przez topologię sieci wraz z parametrami w postaci macierzy admitancyjnej węzłowej Y WZ. W estymacji zakłada się, że topologia jest najczęściej zidentyfikowana na podstawie stanów łączników uzyskiwanych z telemechanik poszczególnych stacji. Wektor mocy węzłowych stanowi podstawowy zbiór pomiarów niezbędnych do estymacji, obejmując moce czynne i bierne tak samo w węzłach generatorowych jak również w węzłach odbiorczych. W praktyce moce węzłowe mogą być wyznaczone poprzez pomiary przepływów mocy w gałęziach sieci tzn. liniach, kablach, oraz mocy generowanych i odbieranych. Dodatkowo odczytuje się pomiary napięć w poszczególnych węzłach sieci, co dopełnia zbiór danych wejściowych. Oczywiście głównym elementem udostępniającym powyższe dane jest system SCADA, a w opisywanym przypadku jest to system WindEx. Moduł estymacji odpytuje co zadany interwał czasowy system dyspozytorski i dokonuje estymacji stanu. 6. OBLICZENIA OPTYMALIZACYJNE Jak zostało przedstawione wcześniej celem zbudowanego systemu jest wyznaczenie takich wartości zadanych mocy dla grupy farm wiatrowych aby zlikwidować przeciążenia linii zachowując maksymalną możliwą do uzyskania w danym przypadku sumaryczną moc generowaną w farmach wiatrowych. Z powyższych założeń wynika zadanie optymalizacyjne, w którym poszukuje się minimum sumy wektora poszczególnych ograniczeń mocy grupy farm
wiatrowych powodującego likwidację przeciążeń w linii/liniach. Powyższy problem optymalizacyjny może zostać przedstawiony jako zadanie maksymalizacji mocy farm wiatrowych z ograniczeniami: P FW max j 1 P P ; I I j g l k gdzie: P j wektor mocy zadanych dla poszczególnych farm wiatrowych, P g wektor mocy farm wiatrowych uzyskiwanych przy obecnych warunkach wiatrowych, I l wektor prądów płynących w liniach dla P j, I max wektor maksymalnych dopuszczalnych wartości prądów w liniach [6]. P j max 7. PODSUMOWANIE Realizacja układu optymalnej generacji mocy farm wiatrowych pozwoliła na stworzenie narzędzia umożliwiającego modelowanie szeregu działań związanych z zarządzaniem pracą systemu elektroenergetycznego. Narzędzie to pozwala na testowanie wielu rozwiązań z zakresu modelowania pracy sieci, estymacji czy optymalizacji. Pozwala również na testowanie nowych pomysłów z zakresu wymiany i transmisji danych. Przyjęte w układzie rozwiązania pozwalają na przetransponowanie opracowanych elementów i metod do rzeczywistych systemów zarządzania pracą sieci. LITERATURA [1] Jędrychowski R.: Zalety standaryzacji systemów nadzoru i zabezpieczeń dla generacji rozproszonej, Rynek Energii nr 21(81) - 2009, str. 46-51. [2] Kacejko P.: Generacja rozproszona w systemie elektroenergetycznym. Wydawnictwo Politechniki Lubelskiej, Lublin 2004 [3] Kacejko P., Wydra M.: Energetyka wiatrowa w Polsce analiza potencjalnych ograniczeń bilansowych i oddziaływania na warunki pracy jednostek konwencjonalnych, Rynek Energii nr 2(93) kwiecień 2011, str. 25-30. [4] Kremens Z., Sobierajski M.: Analiza systemów elektroenergetycznych. Wydawnictwa Naukowo- Techniczne, Warszawa 1996 r. [5] Dokumentacja: Sterownik Ex-MST2. Elkomtech S.A. [6] Kacejko P., Machowski J., Pijarski P.: Redukcja kąta załączenia w operacjach łączeniowych sieci przesyłowej, Rynek Energii nr 5(96) październik 2011, str. 24-35. MODELING WIND FARM COOPERATION WITH POWER SYSTEM Key words: communication, engineering channel, SCADA systems, state estimation, generation optimization Summary. The aim of this paper is to present technical and functional possibilities of developed control system giving ability for analyzing interactions between wind farms and power system. The control system is a part of framework research project No N R01 0021 06: A system of optimal wind farm power control in the conditions of limited transmission capabilities of power networks realized by the team of Power Systems Department. Mentioned system is expected to have an ability to identifying and/or estimate an actual power system steadystate and calculate an optimal power setpoints vector for group of wind farms in order to minimize the sum of power constraints while reducing overloading of transmission lines. Presented system was built with devices used in real power systems such as SCADA System WindEx operating with original station controller/data hub Ex- MST2. The power system simulator is a real-time PXI computer system which generates analog and digital signals giving an information about power system state for Ex-MST2 and WindEx interconnected with estimation and optimization modules. The estimation module is intended to obtain the most probably power system steadystate, because of measurement errors, and provide an information for optimization module which derives an optimal setpoint power generation vector for wind farms. This work was originated during evaluation of research and development project under Grant N R01 0021 06 Autorzy: Piotr Kacejko, prof. dr hab. inż., Profesor, Kierownik Katedry Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń, Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i Informatyki, e-mail: p.kacejko@pollub.pl Robert Jędrychowski, dr inż., adiunkt, Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i Informatyki, Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń, email: r.jedrychowski@pollub.pl Michał Wydra, dr inż., adiunkt, Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i Informatyki, Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń, e-mail: m.wydra@pollub.pl
Piotr Miller, dr inż., adiunkt, Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i Informatyki, Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń, e-mail: p.miller@pollub.pl