Dr inż. Bartosz Pawlicki, mgr inż. Piotr Dukat RWE Stoen Operator, Warszawa WYMAGANIA I DOŚWIADCZENIA W ZAKRESIE AUTOMATYZACJI MIEJSKICH SIECI ROZDZIELCZYCH SN Streszczenie W referacie przedstawiono wymagania, jakie będą stawiane urządzeniom dedykowanym do automatyzacji miejskich sieci rozdzielczych SN. Przedstawione wytyczne zostały opracowane na bazie doświadczeń zebranych w pilotażowych projektach Smart Grid realizowanych przez RWE Stoen Operator na terenie Warszawy. Omówiono koncepcję optymalnej automatyzacji sieci SN w kontekście poprawy kluczowych wskaźników niezawodności sieci. Zaprezentowany został przykład pętli SN wraz z propozycją rozmieszczenia układów telemechaniki do detekcji przepływu prądu zwarciowego oraz do sterowania aparatami SN. Przedstawiono wymagania dotyczące budowy, funkcjonalności i warunków pracy automatyk oraz urządzeń telemechaniki. 1. Wstęp RWE Stoen Operator jest Operatorem Systemu Dystrybucyjnego (OSD) odpowiedzialnym za zaopatrzenie w energię elektryczną blisko 1 miliona odbiorców na terenie Warszawy i gmin ościennych. Ze względu na miejski charakter obszaru działania spółki, znaczącą część infrastruktury tworzą sieci kablowe i stacje wnętrzowe. Na koniec 2015 roku w RWE Stoen Operator działało ponad 100km linii kablowych 110kV, 6998km linii kablowych SN (stanowiących 96% wszystkich linii SN), a 17 z 39 stacji RPZ/GPZ było wybudowanych w technologii GIS. Odmienny charakter RWE Stoen Operator na tle pozostałych spółek OSD przekłada się także na potrzebę wypracowania własnego, dostosowanego do specyfiki stolicy podejścia do zagadnień automatyzacji sieci SN. 2. Cele OSD RWE Stoen Operator zarządza siecią elektroenergetyczną i realizuje zadania operatora systemu dystrybucyjnego. Służby techniczne stale monitorują stan sieci elektroenergetycznej. Wykonują także niezbędne prace eksploatacyjne, czuwając całodobowo nad bezpieczeństwem energetycznym miasta. Celem działań jest zapewnienie wysokiej jakości i niezawodności dostaw energii elektrycznej. Od 2016 roku decyzją Prezesa URE został wprowadzony nowy model regulacyjny jest to model uwzględniający aspekt jakościowy. Główne cele stawiane przez URE w ramach regulacji jakościowej to poprawa wskaźnika przeciętnego systemowego czasu trwania przerw długich SAIDI (ang. System Average Interruption Duration Index), poprawa wskaźnika przeciętnej systemowej częstości przerw długich SAIFI (ang. System Average Interruption Frequency Index) oraz skrócenie czasu realizacji procesu przyłączeniowego. W nowym modelu regulacji wyznaczono bardzo ambitne cele od OSD oczekuje się poprawy wartości wskaźników SAIDI i SAIFI o 50% względem wskaźników uzyskanych za rok 2014 w ciągu 5 lat [5]. Z regulacji tej wyłączono przerwy w sieciach niskiego napięcia. W przypadku RWE Stoen Operator największy wpływ na wartość wskaźników przerw mają zdarzenia w sieci średniego napięcia. Aby OSD mógł sprostać oczekiwaniom URE, niezbędne jest podjęcie szeregu działań mających na celu automatyzację sieci SN, która umożliwi szybszą lokalizację zwarć i w efekcie także szybsze przywracanie zasilania. 3. Doświadczenia W celu przygotowania strategii inwestycyjnej na nowy okres regulacji, w RWE Stoen Operator zrealizowano wiele pilotażowych wdrożeń rozwiązań Smart Grids. Testowane były różne rozwiązania automatyk i sterowników telemechaniki dedykowanych sieciom rozdzielczym SN [2]. Dzięki tym projektom oraz współpracy z innymi spółkami, uczelniami i instytutami zebrano 1
doświadczenia, które umożliwiły określenie optymalnego sposobu modernizacji sieci, z uwzględnieniem aspektu jakościowego. Po wykonaniu dodatkowych symulacji i analiz wypracowano docelowy model sieci SN. Zgodnie z zawartymi w nim założeniami docelowo wszystkie modernizowane i nowobudowane stacje będą wyposażane we wskaźniki zwarcia z komunikacją do SCADA, a w wybranych stacjach będzie także dostępna możliwość zdalnego manewrowania łącznikami w polach liniowych rozdzielnic SN. Zakłada się, że przy równomiernym rozłożeniu ilości klientów w stacjach, zdalne sterowanie powinno być dostępne w stacji ze stałym podziałem oraz w połowie obu półpętli. Idea automatyzacji rozdzielczych sieci kablowych SN została przedstawiona na rysunku 1. Rys. 1. Przykładowy model pętli średniego napięcia obrazujący koncepcję automatyzacji sieci SN w RWE Stoen Operator. Na transformację obecnych sieci rozdzielczych do sieci zgodnych z przedstawioną na rysunku koncepcją potrzeba wielu lat. Czas ten wynika z zaplanowanego okresu amortyzacji i przydatności technicznej urządzeń - nowe urządzenia powinny pracować nawet przez okres 40-50 lat. W planowaniu należy brać pod uwagę konieczność zamortyzowania stacji przebudowanych w ostatnich latach, aby zapewnić opłacalność zakończonych inwestycji. Likwidacja majątku tylko w celu jego wymiany na standard Smart Grid wykonana przed jego zamortyzowaniem nie byłaby uzasadniona ekonomicznie. Powoduje to wydłużenie naturalnej ścieżki transformacji sieci do standardu Smart. 4. Wymagania funkcjonalne stawiane urządzeniom Sieci rozdzielcze SN w Warszawie budowane są na ogół jako kablowe wynika to m.in. z miejskiego charakteru sieci, braku miejsca dla budowy linii napowietrznych, zapisów miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego nakazujących budowę sieci wyłącznie w wykonaniu 2
podziemnym, względów krajobrazowych, niezawodnościowych i konieczności zapewnienia bezpieczeństwa dla osób postronnych. Z tych powodów wykorzystanie automatyki SPZ jest niecelowe i w konsekwencji bardzo rzadkie. Implikuje to brak uzasadnienia do stosowania automatyki sekcjonującej w liniach SN. Sieci SN budowane są w układach pętlowych, a punkty neutralne w każdym przypadku są uziemione przez rezystor ograniczający prąd zwarcia doziemnego do 500A. Należy również mieć na uwadze wysokie poziomy mocy zwarciowych co powoduje, że także zwarcia międzyfazowe muszą być wyłączane w krótkim czasie. W konsekwencji w typowych polach odpływowych czas zwłoki zabezpieczenia nadprądowego bezzwłocznego wynosi t=0.1s, dla zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego t=0.4-0.5s, a dla zabezpieczeń ziemnozwarciowych t=0.2-0.3s. Przy takich nastawach trudno byłoby budować sieci, w głębi których dodatkowe zabezpieczenia mogłyby działać selektywnie na wyłączenie. Mając to na uwadze, w stacjach SN/nN rozdzielnice nie będą wyposażane w wyłączniki. Swoje zadanie w zupełności spełnią tańsze zdalnie sterowane rozłączniki, którymi będzie można realizować przełączenia w stanie normalnym oraz przenosić podziały na sieci, po wyłączeniu linii w wyniku zadziałania zabezpieczeń w stacji RPZ. W rozdzielnicach pierścieniowych ze sterowaniem przewiduje się wykorzystanie informacji o stanie wkładek bezpiecznikowych w polu transformatora. W celu szybkiego przywrócenia zasilania wymagane jest także szybkie zlokalizowanie uszkodzonego fragmentu linii, dlatego wszystkie stacje docelowo będą wyposażone we wskaźniki zwarcia z sygnalizacją do systemu SCADA. Wskaźniki na potrzeby sygnalizacji będą realizować kryteria nadprądowe (bezzwłoczne i zwłoczne) oraz ziemnozwarciowe. Przy pętlowym układzie sieci do prawidłowej lokalizacji zwarcia wystarczy wykorzystanie kryterium ziemnozwarciowego bezkierunkowego dzięki temu nie ma potrzeby pomiaru napięcia w stacjach, a koszty są zminimalizowane. Do realizacji pomiarów prądu wykorzystywać można przekładniki konwencjonalne lub cewki Rogowskiego w obydwu przypadkach istotne jest, aby konstrukcja przekładnika umożliwiała montaż na kablach bez wypinania głowic kablowych z rozdzielnicy SN. Takie podejście upraszcza montaż i umożliwia łatwe doposażanie istniejącej stacji o wskaźniki zwarcia. Spośród dwóch dopuszczonych rozwiązań preferowane będzie wykorzystanie cewek Rogowskiego przemawiają za tym dwa istotne argumenty: niski koszt oraz brak problemu przy rozwieraniu obwodu. Przekładniki będą instalowane na każdej z faz, a prąd składowej zerowej będzie wyliczany w sterowniku. Opomiarowanie każdej fazy pozwoli lepiej zarządzać siecią, a dodatkowo dostarczy informacji do jeszcze bardziej efektywnego planowania rozwoju i wykorzystania sieci. W zakresie przekładników szczególnie duże nadzieje pokłada się w rodzimych rozwiązaniach cewek Rogowskiego wykonanych w technologii PCB [3]. Dla przedstawionego typu sieci, w każdej stacji wskaźnik zwarcia będzie obsługiwał liczbę pól liniowych pomniejszoną o 1 czyli w stacji z dwoma polami liniowymi wskaźnik będzie obsługiwał 1 pole, a w stacji z 3 polami liniowymi obsługiwane będą 2 pola. Takie nasycenie wskaźnikami wyczerpuje potrzeby obserwowalności sieci stosowanie wskaźników we wszystkich polach nie jest uzasadnione. Należy wspomnieć, że każdy wskaźnik będzie wyposażony w dodatkowe wejścia dwustanowe, do których podłączone zostaną krańcówki z drzwi w ten sposób będzie realizowana dodatkowa kontrola dostępu do stacji. W celu zapewnienia podtrzymania łączności w przypadku wystąpienia awarii na linii SN wymagane będzie co najmniej dwugodzinne podtrzymanie działania wskaźnika zwarcia. Wymagania dla nowych wskaźników zwarcia zostały zebrane i zatwierdzone do stosowania w RWE Stoen Operator w dokumencie Wymagania techniczne wskaźnik zwarcia z komunikacją do systemu SCADA każdy dostawca może się z nimi zapoznać [4]. 5. Wymagania techniczne stawiane urządzeniom Urządzenia zainstalowane w głębi sieci SN musza pracować w znacząco innych warunkach niż urządzenia automatyki i sterowniki na stacjach RPZ/GPZ. Istotnie było zatem właściwe określenie wymagań związanych ze środowiskiem pracy układów EAZ i telemechaniki. W szczególności 3
sprecyzowano odmienne wymagania w zakresie temperatury pracy, napięcia zasilania, odporności na zakłócenia, sposobu montażu, budowy oraz interfejsów i protokołów komunikacyjnych. Pierwszą kwestią wymagającą określenia był zakresu temperatur, w jakim powinny pracować sterowniki telemechaniki. Zapisy standardów RWE dotyczące poszczególnych urządzeń instalowanych na obiektach elektroenergetycznych określają różne zakresy temperatur często wynikają one z różnych norm obowiązujących dla danej grupy urządzeń oraz z charakteru środowiska w jakim pracują. Istnieją zasadnicze różnice między zakresem wymaganych temperatur pracy urządzeń w stacji 110kV/SN (gdzie w pomieszczeniach temperatura zazwyczaj utrzymywana jest na poziomie kilkunastu stopni Celcjusza), a nieogrzewaną stacją SN/nN. Różnice te dotyczą zarówno temperatur ujemnych, jak i dodatnich. Stacje SN/nN dzielą się na 3 rodzaje: stacje wnętrzowe w obrysie budynków, stacje wolnostojące wnętrzowe i stacje napowietrzne. Niezbędne jest zdefiniowanie jednego, zunifikowanego zakresu, dlatego należy wziąć pod uwagę przypadek najbardziej niekorzystny z puntu widzenia temperatur ujemnych (stację napowietrzną) jak i dodatnich (urządzenia mogą być instalowane w szafkach zainstalowanych na zewnętrznych ścianach stacji, które są wyeksponowane na działanie promieni słonecznych). Mając na uwadze powyższe kwestie, niemożliwe jest stosowanie zakresu temperatur w zakresie od -5 C do +40 C, właściwych dla urządzeń automatyki w stacjach WN. W celu określnia wymagań dla sterowników telemechaniki warto również posłużyć się standardami obowiązującymi w koncernie RWE. W standardach spółek niemieckich przyjęto, że temperatury pracy urządzeń telemechaniki w stacjach SN/nN powinny wynosić od -20 C do +70 C. Bazując na lokalnych obserwacjach temperatury w Warszawie zaproponowano, aby pracujące w RWE Stoen Operator urządzenia zapewniały poprawne działanie w zakresie od -25 C do +65 C. W celu wykorzystania energooszczędnych i niezawodnych rozwiązań stosowanie wentylatorów i grzałek w szafkach nie jest akceptowane. W przypadku RWE Stoen Operator, stacje SN/nN budowane są najczęściej jako prefabrykowane stacje kontenerowe lub stacje wnętrzowe. Istotnym celem jest ograniczenie ilości miejsca potrzebnego na stację (ograniczenia planistyczne typowe dla miejskiej zabudowy). Powoduje to ograniczenie ilości dostępnego miejsca dla urządzeń telemechaniki wewnątrz stacji. Mając to na uwadze, preferowane będą rozwiązania, które zmieszczą się wewnątrz przestrzeni szafy modułu bilansującego stacji (MBS) przewidzianej dla telemechaniki stacyjnej wymiary wynoszą 170mm x 500mm x 150mm (wysokość x szerokość x głębokość), montaż na szynie TH35, obudowa sterownika co najmniej IP2X. Nie wykluczamy w przyszłości rozbudowy układów telemechaniki, dlatego preferowana jest budowa modułowa urządzeń pozwalająca na dokładanie kart rozszerzeń i zwiększanie funkcjonalności sterownika. Określenia standardu wymagało również napięcie zasilania urządzeń. W tym przypadku sprawa była dość prosta, ponieważ w stacjach SN/nN powszechnie wykorzystywane jest napięcie 24VDC taka wartość została przyjęta jako standardowa. Napięcie 24VDC przy względnie niewielkich długościach przewodów w obrębie stacji jest wystarczające do poprawnego działania układów. Zaletą jest prostota i koszt realizacji źródła rezerwowego zasilania w postaci 2-óch ogniw 12V. Komunikacja między SCADA i urządzeniami telemechaniki na stacjach RPZ/GPZ w RWE Stoen Operator odbywa się w protokole DNP 3.0. Jest to sprawdzone rozwiązanie, dobrze znane służbom IT. Z tego względu DNP 3.0 jest również wykorzystany przy automatyzacji stacji SN/nN. Rozważa się wykorzystanie IEC 60870-5-104 jako rozwiązania opcjonalnego. Łączność będzie realizowana za pomocą łącza ethernetowego lub za pośrednictwem modemu 3G - obie formy łączności będą wymagane dla urządzeń w początkowych wdrożeniach. Należy zaznaczyć, że sterowniki telemechaniki musza umożliwiać komunikację z urządzeniami podrzędnymi, gdyby w przyszłości zaszła taka potrzeba mogą to być np. analizatory, mierniki czy wskaźniki. Komunikacja będzie odbywać się wtedy w protokole Modbus RTU, a urządzenia połączone będą w standardzie transmisji RS-485. Taka forma łączności jest powszechnie stosowana przy wdrożeniach zagranicznych oraz jest dobrze znana z aplikacji na stacjach elektroenergetycznych WN. W takiej formie była również realizowana komunikacja wewnątrz stacji w projektach pilotażowych. Jest to również najpowszechniej spotykane rozwiązanie wśród oferowanych na rynku urządzeń 4
podrzędnych. Omawiając kwestie łączności należy wspomnieć o wymogu zdalnej parametryzacji i konfiguracji urządzeń. Ze względu na rozproszenie obszarowe urządzeń SN, możliwość taka jest jedną z kluczowych. Rekomendowane jest wykorzystanie dostępu przez WebServer y, możliwe jest zastosowanie dodatkowych aplikacji konfiguracyjnych. W nowych instalacjach wymagane będzie również wyniesienie anteny na zewnątrz stacji lub jej montaż, w sposób zapewniający wysoki poziom jakości realizowanego połączenia. Sterowniki telemechaniki w inteligentnych sieciach elektroenergetycznych SN muszą spełniać postanowienia zawarte w ustawodawstwie polskim i europejskim, a w szczególności określone w Ustawie z dnia 13 kwietnia 2007 r. o kompatybilności elektromagnetycznej (Dz.U.2007.82.556), a także muszą posiadać dokumenty potwierdzające spełnienie Dyrektywy 2004/108/WE Parlamentu Europejskiego i Rady UE z dnia 15 grudnia 2004 r. w sprawie zbliżenia ustawodawstw Państw Członkowskich odnoszących się do kompatybilności elektromagnetycznej oraz uchylająca dyrektywę 89/336/EWG (Dz.U. UE L 2004.390.24). Sterownik telemechaniki musi spełniać wymagania dotyczące kompatybilności elektromagnetycznej określone w PN-EN 61000P Kompatybilność elektromagnetyczna EMC (norma wieloarkuszowa), a w szczególności: PN-EN 61000-6-2:2008P Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) - Część 6-2: Normy ogólne - Odporność w środowiskach przemysłowych i PN-EN 61000-6-4:2008P+A1:2012P Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) - Część 6-4: Normy ogólne - Norma emisji w środowiskach przemysłowych. Dostarczane urządzenia powinny posiadać dokument potwierdzający dokonanie pomiarów zgodnie z normą PN-EN 55022:2011P Urządzenia informatyczne - Charakterystyki zaburzeń radioelektrycznych - Poziomy dopuszczalne i metody pomiarów, której celem jest określenie jednolitych wymagań dotyczących poziomu zakłóceń radiowych urządzeń, ustalanie limitów na zakłócenia oraz opis metod pomiaru i ujednolicenie warunków pracy i interpretacji wyników. Zgodnie z tą normą dostarczane urządzenia powinny być wykonane w klasie B natomiast przeprowadzone badania typu powinny spełniać wymagania określone w normie PN-EN 60255-26:2014-01 Przekaźniki pomiarowe i urządzenia zabezpieczeniowe - Część 26: Wymagania dotyczące kompatybilności elektromagnetycznej. Ważny wymogiem jest aby dostarczane zespoły urządzeń był urządzeniami wyposażonymi w zasilacze prądu stałego klasy I, a ich pozostałe elementy i podzespoły powinny odpowiadać klasę II według wymagań określonych normą PN-EN 60950:2002E Bezpieczeństwo urządzeń techniki informatycznej oraz PN-EN 60950-1:2007P+A1:2011E +A11:2009E+A12:2011E Urządzenia techniki informatycznej - Bezpieczeństwo - Część 1: Wymagania podstawowe. Natomiast, dla spełnienia minimalnych wymogów dotyczących odstępów izolacyjnych powietrznych, odstępów izolacyjnych powierzchniowych i izolacji stałej urządzeń, zakres wytrzymywanych napięć udarowych powinien być nie niższy niż 1,5kV zgodnie z normą PN-EN 60664-1:2011P Koordynacja izolacji urządzeń elektrycznych w układach niskiego napięcia - Część 1: Zasady, wymagania i badania. [1] 6. Podsumowanie Autorzy mają nadzieję, że przedstawione w artykule zagadnienia ułatwią zrozumienie podejścia do automatyzacji miejskich sieci elektroenergetycznych SN. W publikacji przedstawiono koncepcję optymalnej modernizacji sieci klasycznych do sieci Smart Grid na przykładzie Warszawy. Automatyzacja sieci SN jest środkiem, który może pomóc sprostać oczekiwaniom w zakresie poprawy wskaźników SAIDI i SAIFI. Ilość urządzeń jaka musi być zainstalowana jest dużym wyzwaniem inwestycyjnym i eksploatacyjnym. Na to nakłada się czas potrzebny do modernizacji urządzeń, bowiem aby takie działania inwestycyjne były ekonomicznie uzasadnione, należy uwzględnić czas życia istniejących urządzeń, ponieważ modernizowanie urządzeń względnie nowych i w dobrym stanie technicznym byłaby nieuzasadniona. Poprawienie niezawodności o 50% w sieciach miejskich jest zadaniem szczególnie trudnym, ze względu na bardzo dobre wartości wskaźników uzyskiwane w ostatnich latach. Zdaniem autorów konieczna jest dalsza dyskusja nad przyszłością modelu regulacji jakościowej oraz oczekiwanych wartościach wskaźników niezawodności. Należy dążyć do zrównoważenia interesów i oczekiwań odbiorców (często 5
usatysfakcjonowanych jakością usług dystrybucyjnych na obszarach silnie zurbanizowanych) oraz możliwości i kosztów dalszej poprawy niezawodności w przypadku spółek miejskich. Poszukiwanie konsensusu w tej dziedzinie będzie jednym z priorytetów na kolejne lata. Literatura [1] Chołast K., Pawlicki B., Sienicki N., Sosnowski Ł., Wymagania techniczne dla sterowników telemechaniki w inteligentnych sieciach elektroenergetycznych SN na przykładzie Warszawy, Wiadomości Elektrotechniczne, 3/2015 [2] Dukat P., Marzecki J., Pawlicki B., Sosnowski Ł., Kierunek rozwoju inteligentnych sieci elektroenergetycznych w aglomeracji miejskiej", Wiadomości Elektrotechniczne, 5/2014 [3] Lisowiec A., Wpływ konstrukcji cewki Rogowskiego w technologii PCB na dokładność pomiaru prądu, Przegląd Elektrotechniczny, 7/2014 [4] RWE Stoen Operator, Wskaźnik zwarcia z komunikacją do systemu SCADA wymagania techniczne, www.rwestoenoperator.pl [5] Urząd Regulacji Energetyki, Założenia do kalkulacji taryf OSD na rok 2016, Strategia Regulacji Operatorów Systemów Dystrybucyjnych na lata 2016-2020 (którzy dokonali z dniem 1 lipca 2007 r. rozdzielenia działalności), www.bip.ure.gov.pl, 2015.11.06 6