Analiza zastosowania protokołów komunikacyjnych do wymiany

mgr inż. Łukasz Czapla, mgr inż. Tomasz Ogryczak
INSTYTUT ENERGETYKI
INSTYTUT BADAWCZY
Oddział Gdańsk
SYSTEM ZARZĄDZANIA NAPIĘCIEM I MOCĄ BIERNĄ
OBSZARU SIECI INTELIGENTNEJ (SMART GRID)
WSTĘP
W referacie przedstawiono koncepcję budowy Zintegrowanego Systemu Regulacji
Napięcia i Zarządzania Mocą Bierną (VVMS Volt/Var Management System). System
przeznaczony jest do pracy w sieciach rozdzielczych i jest kluczowym elementem
inteligentnej sieci (SG Smart Grid), zawierającej rozproszoną generację (DG Dispersed
Generation) i rozproszone magazyny energii (DES Dispersed Energy Storages).
Opracowanie powstało w oparciu o szereg najbardziej aktualnych światowych trendów
związanych z regulacją napięcia i zarządzaniem mocą bierną w sieci SG.
Zwiększenie udziału rozproszonej generacji może mieć niekorzystny wpływ na sytuację
napięciową w sieciach rozdzielczych, gdyż obciążenie poszczególnych fragmentów sieci
może podlegać poważnym, niestandardowym zmianom o losowym charakterze zależnym
od pogody. Należy spodziewać się:

zwiększenia zmienności charakterystyk obciążenia linii zasilających odbiorców,

zmian napięcia,

pogorszenia jakości regulacji,

zwiększonego udziału zniekształceń harmonicznych.
Może to prowadzić do silnych wahań napięć u odbiorców, których klasyczna regulacja nie
będzie w stanie uwzględnić, ponieważ pomija zróżnicowanie profili obciążenia
poszczególnych linii zasilających. Dotrzymanie wymaganych poziomów napięcia u
odbiorców energii jest z reguły priorytetowe dla operatora sieci rozdzielczej.
Skoordynowane działanie systemu regulacji VVMS zapewni:

utrzymanie właściwej jakości energii dostarczanej odbiorcom,

minimalizację zmian napięcia w sieci i u odbiorców,

obniżenie strat,

osiągnięcie maksymalnej przepustowości istniejącej infrastruktury sieciowej.
Najważniejszym elementem regulacyjnym sieci rozdzielczej jest transformator WN/SN,
ustalający poziom napięcia w Głównym Punkcie Zasilającym (GPZ). Algorytm sterowania
tym elementem stanowi „kręgosłup” całego zintegrowanego systemu regulacji. W referacie
zestawiono różne propozycje algorytmów regulacji transformatorem WN/SN i wytypowano
jeden, który najlepiej spełnia wymagania stawiane sieciom SG.
Następnie zaproponowano metodę koordynacji pracy regulatora transformatora WN/SN z
innymi elementami regulacyjnymi występującymi w sieciach rozdzielczych tj. bateriami
kondensatorów i transformatorami liniowymi SN/SN.
Postawiono także warunki, jakie muszą być spełnione, by możliwe było wykorzystanie
przekształtników energii (połączonych ze źródłami rozproszonej generacji), w procesie
regulacji napięcia i zarządzania mocą bierną.
Kolejnym aspektem jest analiza możliwości wbudowania funkcji Oszczędnościowego
Zaniżania Napięcia (CVR Conservative Voltage Reduction) w system VVMS, w celu
bardziej efektywnego wykorzystania istniejącej infrastruktury elektroenergetycznej,
poprzez obniżenie strat i zwiększenie przepustowości istniejących sieci. Funkcja CVR
może być w pewnym stopniu wykorzystywana również do sterowania popytem (DR
Demand Response), ponieważ ze zmianą napięcia w sieci, zmienia się zużycie energii
elektrycznej.
ZAŁOŻENIA DLA SYSTEMU VVMS
Działanie systemu VVMS opiera się o zastosowanie innowacyjnych algorytmów
sterowania dla znanych urządzeń regulacyjnych zainstalowanych w sieciach
rozdzielczych, takich jak:

transformator WN/SN z podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów,

baterii kondensatorów z przełączalnymi pod obciążeniem sekcjami

liniowych transformatorów SN/SN, w Polsce stosowanych wtedy, gdy transformator
WN/SN nie jest w stanie dotrzymać wymaganych poziomów napięć na końcu
długiej linii zasilającej.
W literaturze rozważa się możliwość, żeby system VVMS zadawał lokalnie moc bierną w
przekształtnikach energii podłączonych do źródeł rozproszonych, ale obecnie występuje
szereg problemów m.in. formalno-prawnych z tym związanych. System VVMS w
uproszczonej wersji będzie zatem tylko monitorował aktualny poziom mocy generacji
rozproszonej i tak koordynował działanie wszystkich dostępnych urządzeń regulacyjnych,
by wartość napięcia w całej sieci znajdowała się w dopuszczalnych granicach.
Założeniem tego systemu jest rozproszenie sterowania i parametryczne skoordynowanie
ze sobą wielu lokalnych regulatorów. Główną funkcją systemu będzie algorytm regulacji
transformatorem WN/SN, który będzie monitorował stan całej sieci rozdzielczej, w tym
innych urządzeń regulacyjnych.
Zakłada się jednak, że z układu VVMS tego nie będą wysyłane sterowania do baterii
kondensatorów i transformatorów liniowych SN/SN- urządzenia te będą miały własne
lokalne regulatory. Rozwiązanie takie jest proponowane w celu zwiększenia
niezawodności działania systemu VVMS, gdyż komunikacja w sieci SG może ulegać
awariom. Dzięki skoordynowaniu lokalnych regulatorów parametrycznie, nawet podczas
uszkodzenia komunikacji, urządzenia regulacyjne będą działały poprawnie. Brak
komunikacji algorytmu głównego, z danym urządzeniem lokalnej regulacji, spowoduje tylko
brak koordynacji, który może przełożyć się na większe zużycie przełączników zaczepów
lub wyłączników. Nie mniej jednak komunikacja z różnymi węzłami w sieci rozdzielczej w
systemie VVMS jest konieczna i wdrożenie tego systemu jest możliwe dzięki
wykorzystaniu nowych możliwości pomiarowych. W zależności od zastosowanego
algorytmu regulacji transformatorem w GPZ dla poprawnego działania algorytmu
potrzebne są inne pomiary głębi sieci SN, mogą to być m.in:

Natężenia prądów w poszczególnych liniach, napięcie na szynach SN w rozdzielni
WN/SN, zaczep wybrany na podobciążeniowym przełączniku zaczepów w
transformatorze WN/SN

Pomiary P, Q, U w węzłach przyłączenia dużej generacji rozproszonej

Pomiary P, Q, U
stacjach SN/nn

Stan urządzeń regulacyjnych: stan załączenia poszczególnych sekcji baterii
kondensatorów, położenie podobciążeniowego przełącznika zaczepów w
transformatorze liniowym SN/SN.

Pomiary U: w miejscu zainstalowania baterii i za transformatorem liniowym SN/SN
zmierzone po dolnej stronie transformatorów w wybranych
110/SN
VVMS
Rysunek 1 Przykładowa struktura sieci rozdzielczej z wyszczególnieniem elementów
regulacyjnych wchodzących w skład systemu VVMS
REGULACJA TRANSFORMATORA WN/SN
Największy wpływ na poziom napięcia w sieci rozdzielczej, niezależnie od wielkości
generacji rozproszonej, ma transformator WN/SN z podobciążeniową regulacją przekładni,
ponieważ ustala on napięcie punktu zasilania (SEV Sending End Voltage). Poniżej
zaproponowano różne typy regulatorów transformatora WN/SN i wytypowano najbardziej
właściwy regulator dla sieci SG.
REGULATORY KLASYCZNE
Jest to powszechnie stosowany typ regulatora w Polsce. W regulatorze tym wprowadza
się stałe nastawy dla kilku stref czasowych:

wartość napięcia zadanego Uzad po stronie niższej transformatora (np. 15kV),

wielkość strefy nieczułości epsilon (np. 0,3kV).
W ten sposób otrzymuje się strefę nieczułości o granicach:

Uzad - epsilon (np. 14,7kV)

Uzad + epsilon (np.15,3kV).
Mierzona wartość napięcia strony niższej transformatora, porównywana jest z granicami
strefy nieczułości. W przypadku wystąpienia odchyłki napięcia, po upływie zadanego
czasu opóźnienia, nastąpi przełączenie zaczepu transformatora w górę lub w dół. Podczas
procesu regulacji uwzględniany jest jedynie poziom napięcia na dolnych szynach
transformatora, regulator nie korzysta z pomiarów poziomów napięć wzdłuż ciągów
liniowych.
W wyniku przepływu prądu powstają spadki napięć, które obniżają napięcia u najdalszych
odbiorców i mogą powodować u nich przekroczenia. W celu niwelowania spadku napięcia
na linii, regulatory klasyczne wyposaża się w funkcję kompensacji prądowej. Różnica w
działaniu regulatora w tym przypadku polega na tym, że do wyznaczenia odchyłki regulacji
zamiast napięcia mierzonego Umierz, wykorzystuje się napięcie kompensacji,
uwzględniające spadek napięcia na linii zasilającej:
Uk= Umierz+Zk*It.
Gdzie:

Zk- impedancja kompensacji, odpowiadająca
transformatorem a tzw. centrum obciążenia,

It- mierzona wartość natężenia prądu (wartość z reguły jest sumą natężeń prądów
w poszczególnych liniach).
impedancji
linii
między
Sensowne jest stosowanie kompensacji prądowej w przypadku, gdy jedna z linii
zasilających jest dłuższa od pozostałych lub na jej końcu znajduje się duży odbiór, gdyż
wtedy można dobrać Zk, pod kątem utrzymania prawidłowego poziomu napięcia dla tej
linii.
Niestety układy sieci rozdzielczych są złożone, dlatego trudno jest dobrać Zk dla
większości realnych przypadków, tym bardziej, że parametry kompensacji zmieniają się w
wyniku działania szeregu czynników, związanych z pogodą i obciążeniem poszczególnych
linii. Problemem jest wyznaczenie centrum obciążenia, które może nie istnieć, przez co
należałoby często korygować wartość Zk, stosownie do aktualnych profili obciążeń linii
zasilających. W praktyce funkcja kompensacji jest wyłączona w regulatorach, a
prawidłowy poziom napięć u odbiorców, zapewnia się poprzez podwyższenie napięcia
zadanego do górnej połowy zakresu regulacji tj pomiędzy wartością U n, a wartością
1,1*Un.
Pojawienie się w tej skomplikowanej strukturze sieci rozdzielczych, źródeł o losowej
generacji związanej z pogodą, może spowodować częste przekroczenia napięć u
odbiorców, poza dopuszczalny zakres +/-10% Un. Ponadto rozkład napięć wzdłuż linii
będzie przypadkowy tj. nie zawsze ostatni odbiorca będzie miał najniższe napięcie, co
było wcześniej pewnego rodzaju aksjomatem w sieciach rozdzielczych, ze względu na to,
że są one zasilane promieniowo. Oszacowanie impedancji kompensacji Zk w tym
przypadku jest niemożliwe, natomiast regulacja na podstawie napięcia mierzonego na
szynach GPZ, nie gwarantuje w żadnym stopniu zapewnienia odbiorcom odpowiedniej
jakości energii.
REGULATORY ZE ZMIENNĄ IMPEDANCJĄ KOMPENSACJI
Jak wywnioskowano wyżej, szacowanie impedancji kompensacji jest rzeczą zawsze
trudną, a często niemożliwą. W [8] zaproponowano metodę umożliwiającą stosowanie
kompensacji prądowej w klasycznych regulatorach transformatorów WN/SN. Autorzy
zaproponowali metodę wyliczania na bieżąco impedancji Zk. Obliczenia ma wykonywać
program rozpływowy na podstawie modelu sieci i danych pomiarowych. Z obliczeń można
uzyskać spadki napięć na poszczególnych liniach. Następnie algorytm wybiera linię z
największym spadkiem napięcia i dla niej określa impedancję kompensacji: Z k= UDn/In,
gdzie:

UDn jest spadkiem napięcia występującym na linii n,

In jest wartością natężenia prądu płynącego w linii n.
W zależności od jakości modelu sieci i pomiarów, można w pewnych sytuacjach uzyskać
dobre wyniki i znacznie poprawić jakość regulacji. Przy spełnieniu szeregu obostrzeń
kompensacja prądowa w tym przypadku może działać bardzo dobrze, pod warunkiem
jednak, że w danej sieci nie będzie rozproszonej generacji o znacznej wartości. W sieciach
SG, w których będą rozproszone źródła, w procesie regulacji muszą one być
uwzględnione, dlatego w dalszej części tej pracy omówiono bardziej zaawansowany
algorytm, zwany w skrócie jako MLDC, który bardziej odpowiada warunkom sieci SG.
REGULATORY MLDC
Algorytm regulacji z Kompensacją Spadku Napięcia na Wielu Linach Zasilających (MLDC
Multi Line Drop Compensation) służy do wyznaczania optymalnego położenia
podobciążeniowego przełącznika zaczepów transformatora WN/SN. W swoim działaniu
uwzględnia zróżnicowanie obciążeń poszczególnych linii zasilających oraz oddziaływanie
lokalnej generacji. Regulacja zaczepów transformatora regulatora z wykorzystaniem
algorytmu MLDC, w odróżnieniu od metody klasycznej regulacji, będzie dążyła do
wyznaczenia numeru zaczepu transformatora, przy którym na wszystkich liniach
zasilających, napięcia odbiorców będą utrzymane w dopuszczalnych granicach. Proces
wyznaczania nowego zaczepu, opiera się o obliczenia rozpływowe na podstawie modelu
sieci, do którego są wprowadzone rzeczywiste pomiary.
Bezpośrednią korzyścią wynikającą z wdrożenia algorytmu MLDC, ma być zapewnienie
odbiorcom lepszej jakości energii. Przełącznik zaczepów transformatora nie ma przy tym
działać częściej, niż w klasycznej metodzie regulacji, przekładnia ma być po prostu
zmieniana w innych momentach. Przewiduje się ponadto, że regulacja z wykorzystaniem
algorytmu MLDC zmniejszy liczbę przełączeń zaczepów przy niskich współczynnikach
obciążenia i niskich spadkach napięcia.
Sieć rozdzielcza ma bardzo duży stopień złożoności. Z GPZ wychodzi od kilku, do
kilkunastu linii zasilających odbiorców, a linie te mogą się rozgałęziać. Ponadto linie
zasilające nie są na całej długości jednorodne, różne odcinki danej linii mogą mieć różne
przekroje, mogą być częściowo napowietrzne, a częściowo kablowe. Wzdłuż każdej z linii
znajduje się od kilku, do kilkudziesięciu stacji SN/nn (łączna liczba stacji SN/nn w danym
GPZ często przekracza 100). Każda stacja SN/nn jest wyposażona w przełącznik
zaczepów, którego pozycję ustala się bez obciążenia, ręcznie przez wykwalifikowaną
ekipę Zakładu Energetycznego. Z każdej stacji SN/nn zasilona jest duża liczba
rozproszonych odbiorców lub zakład przemysłowy.
Dokładne zamodelowanie takiej sieci jest trudne. Należy też pamiętać, że struktura sieci
rozdzielczej z upływem czasu się zmienia, do sieci są włączani nowi odbiorcy i nowe
źródła rozproszonej generacji. Nawet w codziennym ruchu, po awariach mogą
następować przełączenia odbiorców z jednej linii, do drugiej. Uzyskany dużym nakładem
pracy model, może w krótkim czasie być nieaktualny, a bieżąca aktualizacja
skomplikowanego modelu musi być czasochłonna i kosztowna.
Przygotowanie w miarę dobrego uproszczonego modelu, wymaga stosunkowo dokładnych
i aktualnych schematów sieci rozdzielczej, które muszą być okresowo aktualizowane.
Model sieci powinien zawierać:

Transformator WN/SN

wszystkie transformatory SN/nn,

źródła lokalnej generacji,

elementy regulacyjne (transformatory liniowe SN/SN i baterie kondensatorów).
Podczas obliczeń rozpływowych model powinien być zasilony następującymi pomiarami:

Natężenia prądów w poszczególnych liniach zasilających (pomiar w GPZ),

napięcie na szynach SN w GPZ,

zaczep wybrany na podobciążeniowym przełączniku zaczepów w transformatorze
WN/SN,

pomiary P, Q, U we wszystkich węzłach przyłączenia dużej generacji rozproszonej,

stan urządzeń regulacyjnych: stan załączenia poszczególnych sekcji baterii
kondensatorów, położenie podobciążeniowego przełącznika zaczepów w liniowym
transformatorze SN/SN,

Inne pomiary z sieci SG (indywidualnie w zależności od struktury danej sieci
rozdzielczej)
Problemem jest przesyłanie pomiarów z głębi sieci SN, dlatego im mniej będzie tych
pomiarów tym lepiej. Model zawiera łącznie od kilku, do kilkunastu punktów pomiarowych
w głębi sieci rozdzielczej (w zależności od złożoności struktury sieci, którą ma
odwzorować). W czasie obliczeń, moc odbierana przez transformatory SN/nn, może być
dzielona proporcjonalnie do mocy znamionowej transformatorów. W przypadku idealnym
będziemy dysponowac danymi statystycznymi i charakterystykami odbiorów.
Powszechnie znane są różne kryteria regulacji w sieciach rozdzielczych, są to:

Min. kosztów strat gospodarczych u odbiorców wskutek odchylenia napięcia od
wartości znam.

Min. kosztów strat mocy i energii w sieci ponoszonych przez spółkę dystrybucyjną.

Min. kosztów strat spółki dystrybucyjnej.

Min. względnych strat energii w sieci.

Max. zysku osiąganego przez spółkę dystrybucyjną.

Min. kosztów łącznych (dop. przekroczenia).

Min. odchyleń napięcia u odbiorców.
Ze względu na fakt rozdzielenia funkcji obrotu i operatora w spółkach dystrybucyjnych, dla
operatora najbardziej korzystne jest kryterium „minimalizacji odchyleń napięcia u
odbiorców”.
W [2] wykazano, jak niekorzystnie na dotrzymanie poziomów w sieci rozdzielczej ma
rozproszona generacja przy zastosowaniu tradycyjnej metody regulacji transformatorem,
oraz jak poprawia sytuację zastosowanie algorytmu regulacji MLDC.
Celem praktycznego zastosowania kryterium, w algorytmie MLDC, definiuje się funkcję
celu J, określającą wartość odchyleń napięcia na odbiorach dla danego zaczepu:

J   U i ,maks  U nom   U nom  U i ,min 
N
i 1
2
2

Gdzie:

N- liczba linii zasilających odbiorców z danego GPZ

U i ,maks - maksymalne napięcie odbiorcy na i-tej linii zasilającej (napięcia na dolnych
szynach stacji SN/nn),

U i ,min - minimalne napięcie odbiorcy na i-tej linii zasilającej (napięcia na dolnych
szynach stacji SN/nn, od którego należy odjąć możliwy spadek pomiędzy
transformatorem SN/nn, a licznikiem energii elektrycznej u najdalszego odbiorcy).

U nom - napięcie nominalne sieci nn,

Funkcja celu J zależy ściśle od wartości napięcia występującego na szynach SN w
GPZ, z którym związany jest numer zaczepu przełącznika zaczepów transformatora
WN/SN.
Wartości U i ,maks i U i ,min dla wybranych zaczepów transformatora w GPZ, są wyliczane w
programie rozpływowym na podstawie modelu całej sieci rozdzielczej, oraz pomiarów
pochodzących z tej sieci.
Dla minimalizacji odchyleń napięć u odbiorców, należy rozwiązać zagadnienie
optymalizacyjne związane z funkcją celu J. Należy wyliczyć wartości funkcji celu J dla
wszystkich pozycji przełącznika zaczepów oraz wybrać minimalną wartości funkcji celu J,
związaną z optymalnym zaczepem. W każdej iteracji algorytmu zagadnienie optymalizacji
jest związane z ograniczoną liczbą przypadków równą liczbie zaczepów.
W celu uproszczenia można ograniczyć liczbę przypadków np. do pięciu wokół aktualnego
zaczepu Z (tj. J[Z-2], J[Z-1], J[Z], J[Z+1], J[Z+2]). W większości przypadków przełączenie
następuje tylko o jeden zaczep, a szacowanie zmian obciążeń po przełączeniu zaczepu
dla większej ilości przełączeń może dać zupełnie nierealne wyniki.
W celu ograniczenia liczby przełączeń zaczepów transformatora do algorytmu MLDC
należy wprowadzić dodatkowo strefę nieczułości. Po wykonaniu cyklu obliczeń algorytmu
MLDC otrzymuje się nową minimalną wartość funkcji J dla nowego zaczepu optymalnego
Z*:

J(Z*(t+1)) – nowa optymalna wartość funkcji celu J dla optymalnego zaczepu Z*

J(Z(t)) – wartość funkcji celu J dla aktualnego zaczepu Z
Mając obydwie wartości można zdefiniować bezwymiarowy wskaźnik polepszenia wartości
funkcji celu przy przełączeniu zaczepu z Z na Z* (PIR Performance Index Ratio):

PIR = 1- J(Z*)/J(Z)
Następnie wyznacza się uchyb regulacji e:

e= 1 dla Z* > Z

e = -1 dla Z* < Z

e = 0 , w pozostałych przypadkach
i PIR > ε
i PIR > ε
Gdzie:

ε- zdefiniowana strefa nieczułości PIR
Jeśli przełączenie zaczepu poprawi kryterium „min. odchyleń napięć u odbiorców” w
niewielkim stopniu, to zmiana zaczepu na nowy powinna być wstrzymana. Jest wykazane
w [3], że wprowadzenie strefy nieczułości przeciwdziała niepotrzebnym przełączeniom,
szczególnie dla mniejszych obciążeń w cyklu dobowym.
Pomiary z sieci rozdzielczej zasilają uproszczony model sieci rozdzielczej.
Następnie wykonywane są obliczenia rozpływowe na modelu sieci. W węzłach sieci, dla
których są zrobione modele obciążeń (stacje SN/nn, baterie kondensatorów), wyznaczane
zostają: moc czynna, moc bierna i napięcie. Obliczenia realizowane są dla pięciu
przekładni transformatora WN/SN. W poszczególnych modelach obciążeń stacji SN/nn,
najlepiej byłoby wprowadzić charakterystyki obciążeń P=f(U) i Q=f(U), aby otrzymane
wyniki były bardziej zbliżone do rzeczywistości.
Z każdego rozpływu wyznaczana jest funkcja celu J, poczym wybierany jest zaczep Z*, dla
którego funkcja celu będzie miała wartość najmniejszą. Z* jest nowym optymalnym
zaczepem.
W kolejnym kroku sprawdza się, czy wyznaczone dla Z*, minimalne i maksymalne
wartości napięć w poszczególnych liniach zasilających, mieszczą się w dopuszczalnych
granicach.

Ui,min > Umin ,

Ui,max < Umax .
Jeżeli napięcia są przekroczone, uchybowi regulacji przypisuje się wartość zerową e=0 i
obliczenia powtarza się.
Jeżeli wszystkie napięcia są w dopuszczalnych granicach oblicza się wskaźnik PIR
służący do wyznaczenia uchybu regulacji.
Wartość uchybu następnie trafia na bezpośredni regulator przekładni transformatora,
gdzie jest zastosowane opóźnienie regulacji.
Jeżeli dany uchyb będzie się utrzymywał dłużej od zadanego czasu opóźnienia, nastąpi
przełączenie zaczepu:

o jeden w górę (dla e=1),

o jeden w dół (dla e=-1).
Podczas przełączania zaczepu na transformatorze WN/SN oraz w obliczeniach, powinny
zostać pominięte zaczepy zwarte.
START
AKWIZYCJA DANYCH:
Prądy w liniach zasilających, napięcie na szynach SN,
Zaczep Z, Pomiary z generacji rozproszonej
i urządzeń regulacyjnych
OBLICZENIA ROZPŁYWOWE NA
MODELU SIECI:
Wyliczenie mocy czynnych i biernych, oraz
poziomów napięcia.
Wyliczenie optymalnego napięcia na szynach
SN w GPZ i zaczepu Z*:
Na podstawie minimalnej wartości funkcji
celu J
Ui,min > Umin
N
Ui,max < Umax
dla wszystkich linii
T
Wyliczenie wskaźnika PIR, oraz uchybu
regulacji e(t)
t=t+1
e(t)
REGULATOR
TRANSFORMATORA WN/SN
Rysunek 2 Działanie algorytmu MLDC
e(t)=0
ZMODYFIKOWANY ALGORYTM MLDC
Podejście do regulacji transformatorem w GPZ, za pomocą algorytmu MLDC, wydaje się
właściwe dla sieci SG. Powyżej opisano teoretycznie algorytm MLDC, jednak jego
praktyczna implementacja implikuje problemy natury technicznej:

model sieci jest skomplikowany i wymaga ciągłych aktualizacji,

dla prawidłowego działania tego algorytmu wymagana jest znajomość
charakterystyk obciążeń P=f(U) i Q=f(U), zarejestrowanych w momentach
przełączania zaczepów na transformatorze WN/SN. Ze względu na ilość stacji
SN/nn niemożliwe jest pomierzenie charakterystyk na wszystkich stacjach.
Proponuje się zatem zupełnie inne podejście dla realizacji algorytmu MLDC, przy
zachowaniu jego pełnej funkcjonalności.
Opisany powyżej algorytm, wylicza napięcia w poszczególnych węzłach sieci w programie
rozpływowym, w oparciu o model sieci. Jeżeli model będzie zawierał błędy, będzie
nieaktualny lub zbyt uproszczony otrzymane wyniki mogą być zupełnie rozbieżne z
rzeczywistością.
Należy całkowicie zrezygnować z modelu sieci rozdzielczej, a działanie algorytmu oprzeć
wyłącznie o większą liczbę pomiarów i bazę danych historycznych.
W obecnie stosowanych regulatorach transformatorów WN/SN pomiar jest dokonywany w
na dolnych szynach rozdzielni SN w stacji WN/SN, w miejscu tym prawie zawsze będzie
najwyższe napięcie danej sieci. Nowy algorytm MLDC ma monitorować sytuację
napięciową w całej sieci rozdzielczej, w oparciu o pomiary w wybranych miejscach. Na
podstawie wiedzy inżynierskiej (znajomości struktury sieci) można wytypować punkty
pomiarowe tak, by było ich tylko kilka w najbardziej newralgicznych miejscach sieci
rozdzielczej, a system MLDC mimo to działał będzie właściwie.
Proponuje się pomiary:

napięcia na szynach SN/nn,

napięć na szynach nn w stacjach SN/nn, na końcu wszystkich ciągów liniowych,

napięć i mocy w źródłach rozproszonej generacji,

napięć w miejscu przyłączeń baterii kondensatorów, oraz zainstalowania
transformatorów liniowych SN/SN,

natężeń prądów we wszystkich liniach zasilających (do obliczenia mocy czynnych i
biernych dla poszczególnych linii),

inne pomiary (w zależności od struktury sieci).
Powyższe pomiary będą wykorzystywane w algorytmie do obliczenia kolejnego zaczepu
transformatora, oraz będą rejestrowane w bazie danych.
Funkcja celu J dla aktualnego zaczepu Z (wybranego na przełączniku zaczepów w
transformatorze w GPZ) ma być wyliczana z pomiarów:


J   m  U nom  U i ,min  ,
N
i 1
2
m  U SN  U nom 
2
Gdzie:

N- liczba linii zasilających odbiorców z danego GPZ

U SN - napięcie na szynach SN w GPZ,

U i ,min - minimalne napięcie odbiorcy na i-tej linii zasilającej (napięcia pomierzone na
dolnych szynach stacji SN/nn i przeliczone na górną stronę).

U nom - napięcie nominalne na szynach SN w GPZ,

Funkcja celu J zależy ściśle od wartości napięcia występującego na szynach SN w
GPZ, z którym związany jest numer zaczepu przełącznika zaczepów transformatora
WN/SN.
Następnie należy obliczyć funkcje celu J dla zaczepów Z-2, Z-1, Z+1, Z+2. Wartości U SN
oraz U i ,min dla innych zaczepów niż aktualny, należy określić na podstawie bazy danych
historycznych, powstałej ze wcześniej zarejestrowanych pomiarów.
Algorytm ma tworzyć własną bazę danych historycznych, która ma zawierać informacje
dotyczące zachowania opomiarowanych węzłów sieci rozdzielczej, pod wpływem zmiany
zaczepu w transformatorze WN/SN. Odpowiednio przetworzone pomiary mają być
rejestrowane w bazie danych. Dla konkretnego miejsca w sieci (np. ostatniej stacji SN/nn
w jednym z ciągów liniowych) algorytm powinien wyliczać różnicę napięcia wynikającą z
przełączenia zaczepu i ją rejestrować.
Algorytm z szeregu wpisów do bazy danych historycznych ma wyszukać sytuację
najbardziej podobną do obecnie panującej w sieci rozdzielczej, dlatego bardzo ważnym
zagadnieniem w tym przypadku jest sposób rejestracji danych. Oprócz zmiany napięcia
dane powinny zawierać dzień tygodnia, godzinę, zamianę zaczepu (w górę, czy w dół),
pomiary mocy czynnej i biernej (w danej linii lub na szynach SN w GPZ).
Sposób wyszukiwania może dotyczyć dnia tygodnia, godziny i wartości obciążenia. Po
odnalezieniu najbardziej pasujących danych algorytm może określić o ile w przybliżeniu
zmieni się napięcie w danym miejscu sieci po przełączeniu zaczepu. Różnice te następnie
byłyby dodawane do aktualnie panującego napięcia w danym węźle sieci.
Dzięki zastosowaniu danych historycznych można prognozować nową sytuację
napięciową w danej sieci rozdzielczej, po przełączeniu zaczepu w górę lub w dół. Jakość
otrzymanej prognozy zależy od tego, czy aktualna sytuacja w systemie ma swoje
odwzorowanie w danych historycznych. Nawet jeżeli sytuacja nie wystąpiła wcześniej w
sieci, algorytm z zasobu swoich danych wybierze sytuacje najbardziej podobną, dzięki
czemu prognoza nie będzie oderwana zupełnie od rzeczywistości.
Oczywiście wdrożenie systemu opartego o dane historyczne, wymaga w początkowej
fazie, zebrania odpowiedniej ilości danych. Po utworzeniu odpowiedniej infrastruktury
pomiarowej, można rejestrować dane w bazie danych, stosując klasyczną metodę
regulacji. Dopiero po zebraniu odpowiedniej ilości danych można zmienić algorytm
regulacji na nowy wykorzystujący pomiary z głębi sieci w procesie regulacji. Przewiduje
się, że nie jest wymagany bardzo długi odcinek czasu poświęcony samej rejestracji
danych. Prawdopodobnie, najbardziej pasujące dane w większości przypadków będą
dotyczyły ostatnich dni np. poniedziałek godzina 16, w zeszłym tygodniu i obecnym będą
do siebie podobne. Do weryfikacji czy obie sytuacje są podobne mają służyć wartości
mocy czynnej i biernej, które w danym dniu występowały w danym miejscu sieci.
REGULACJA BATERIAMI KONDENSATORÓW
Baterie kondensatorów są najbardziej efektywną metodą lokalnej kompensacji mocy
biernej. Baterie:

redukują wartość natężenia prądu w linii, bo moc bierna nie jest pobierana z
transformatora WN/SN,

redukują straty mocy I2R i dodatkowe straty powodowane przesyłem mocy biernej,
I2X

redukują spadki napięcia na linii,

zwiększają przepustowość linii.
Sekcje baterii kondensatorów można podzielić na przełączalne i nie przełączalne pod
obciążeniem. Baterie nie przełączalne są z reguły ciągle załączone, bądź wyłączane
fizycznie (nie zdalnie) tylko sezonowo, przez wykwalifikowanych pracowników Spółki
Dystrybucyjnej. W klasycznych sieciach rozdzielczych, ze względu na duży koszt baterii
często nie jest opłacalne kompensowanie mocy biernej indukcyjnej w 100%. Baterie
przełączalne są bardzo drogie dlatego stosowanie ich jest rzadkością w polskich sieciach
elektroenergetycznych.
W wysoko zaawansowanej sieci SG z dużą ilością źródeł rozproszonych, sytuacja
napięciowa w pewnych sytuacjach może być nie do opanowania, dlatego stosowane są
baterie przełączalne, w celu lepszego gospodarowania mocą bierną. Ze względu na
wysoki koszt tych baterii ich lokalizacja w sieciach musi być uzasadniona, a wytypowanie
miejsca dla instalacji powinna być potwierdzona obliczeniami opartymi o charakterystyki
obciążeń w danej sieci, występujące w różnych okresach roku. Zagadnienie doboru baterii
w tych sieciach jest trudne, ze względu na dużą złożoność sieci i brak programów
komercyjnych dedykowanych do tego celu. Najbardziej optymalne jest stosowanie sekcji
przełączalnych i nie przełączalnych jednocześnie. Podczas doliny zapotrzebowania na
energię elektryczną pracują tylko baterie nie przełączalne, na czas szczytów, dodatkowo
załączane są baterie przełączalne.
Przełączalne baterie mogą posiadać regulator z lokalną inteligencją lub mogą być
sterowalne zdalnie wykorzystując np. system SCADA. Połączenie baterii w system
zdalnego sterowania ma szereg zalet, ale zwiększa koszty i komplikację układu, przez co
obniża się niezawodność. Regulatory baterii powinny działać nawet podczas utraty
łączności. Regulatory działają w oparciu o pomiar prądu, napięcia, mocy biernej,
współczynnika mocy, a często kombinacji wielu z tych pomiarów. Nowoczesne systemy
regulacji mają możliwość programowej zmiany kryterium regulacji przez co stają się
bardziej elastyczne w optymalnym doborze kryterium dla danej sytuacji.
Prosty przykład działania algorytmu regulacji baterii kondensatorów, w oparciu o pomiar
mocy biernej można przedstawić za pomocą nierówności:
Q>0,6Qc ► załącz baterię
Q<0,4Qc ► wyłącz baterię
Gdzie,
Q- wartość pomierzona mocy biernej, w miejscu włączenia baterii do sieci,
Qc- wartość znamionowa mocy baterii kondensatorów.
Wadą klasycznych regulatorów jest konieczność zmiany nastaw regulacji sezonowo (przy
zmianach charakterystyk obciążeń lato-zima), bądź po zmianach dokonywanych w
konfiguracji systemu. Adaptacyjne systemy sterowania zostały zaprojektowane w celu
dokonywania automatycznych zmian nastaw regulacji podczas zmian sezonowych oraz
zmian w konfiguracjach sytemu, na podstawie danych pomiarowych z lat poprzednich.
Stosowanie tych algorytmów daje zawsze silny związek pomiędzy zmianami biernego
obciążenia, a liczbą przełączeń baterii, oraz eliminuje konieczność częstych wizyt
wykwalifikowanej kadry w celu zmian nastaw regulatora.
System VVMS powinien koordynować ze sobą działanie baterii kondensatorów i
transformatora WN/SN. W przeciwnym przypadku, algorytm jednego urządzenia
niwelowałby działanie drugiego. Z założenia baterie kondensatorów powinny się
przełączać przed przełączeniem zaczepu przez transformator w GPZ.
Transformator podnosząc napięcie w danej sieci, opóźnia moment załączenia lokalnych
baterii kondensatorów. Po załączeniu się lokalnych baterii kondensatorów, mogłoby się
okazać że napięcie w sieci jest za wysokie i musiałby to napięcie obniżyć. Efektem byłyby
niepotrzebne przełączenia i zużywanie przełącznika zaczepów.
Problem koordynacji urządzeń można rozwiązać na dwa sposoby. Można połączyć baterie
kondensatorów z regulatorem MLDC, robiąc z niego sterownik centralny, lub pozostawić
lokalną inteligencję w bateriach i na podstawie pomiarów wstrzymywać działanie
regulatora MLDC.
Pierwsze rozwiązanie wymaga zastosowania niezawodnej dwukierunkowej komunikacji
(pomiary i sygnały sterujące) pomiędzy bateriami, a regulatorem MLDC. Stanowi to
poważny problem gdy baterie te są umiejscowione głęboko w sieci. Kolejną wadą tego
rozwiązania jest skomplikowanie algorytmu MLDC, który już jest obliczeniowo trudny.
W drugim rozwiązaniu sterownik MLDC nie wysyła sygnałów sterujących do baterii,
jedynie mierzy wartość przesunięcia fazowego w pobliżu miejsc zainstalowania baterii i
monitoruje stan załączenia poszczególnych sekcji. Gdy napięcie wyprzedza w fazie prąd
(charakter indukcyjny mocy biernej), a baterie są jeszcze nie załączone, algorytm MLDC
jest na pewien ustalony czas blokowany- w ten sposób wymusza się załączenie baterii.
Jeżeli po załączeniu baterii dalej występuje potrzeba przełączenia PZ to układ zadziała.
Podobnie dzieje się gdy prąd wyprzedza w fazie napięcie, a baterie są ciągle załączone,
algorytm MLDC jest blokowany na pewnie określony czas, dzięki czemu baterie wyłączą
się przed przełączeniem PZ.
Opisane działanie jest dodatkową funkcją algorytmu MLDC, która jest aktywowana na
krótko, przy przechodzeniu pomiędzy doliną i szczytem zapotrzebowania na energię.
REGULATORY LINIOWE
Regulatory liniowe są stosowane tam, gdzie istnieją problemy z dotrzymaniem poziomu
napięcia, z reguły na końcach bardzo długich linii. Czasami są stosowane też do regulacji
napięcia w poszczególnych liniach, gdy transformator WN/SN nie jest wyposażony w
podobciążeniowy przełącznik zaczepów. Zastosowanie takich regulatorów może w
niektórych sytuacjach być konieczne dla zapewnienia wymaganych poziomów napięć,
szczególnie w sieciach z dużą ilością źródeł rozproszonej generacji, ale związane jest ze
znaczącymi kosztami.
Regulator liniowy powinien działać szybciej od regulatora WN/SN, natomiast wolniej od
lokalnie występujących baterii kondensatorów.
PRZEKSZTAŁTNIKI ENERGII Z MIKROGENERACJĄ
Rozproszona
generacja
coraz
częściej
występuje
w
polskich
sieciach
elektroenergetycznych. W gospodarstwach domowych najchętniej są instalowane
mikrowiatraki i panele fotowoltaiczne. Urządzenia te zasilane poprzez przekształtniki
energii, nie tylko produkują energię czynną, ale mają również możliwość produkcji lub
odbioru energii biernej, poprzez regulację cosφ w miejscu ich przyłączenia. Duże
rozproszenie tych urządzeń (duża ilość źródeł o małej mocy), daje możliwość precyzyjnej
lokalnej regulacji mocy biernej. Dodatkowo szybkie działanie przekształtników pozwala na
udział w regulacji dynamicznej w stanach przejściowych. Powyższe zalety obarczone są
trudnością implementacji algorytmów uwzględniających tak dużą ilość rozproszonych
urządzeń i trudnościami formalno-prawnymi.
Pierwszy problem można rozwiązać, obszarowo włączając wszystkie lokalne źródła, by
generowały maksymalną moc bierną, na zadany sygnał. W bardziej zaawansowanym
algorytmie można by zadawać moc bierną z przekształtnika w procentach (gdzie 100%
oznaczałoby maksymalną moc bierną jaka może wygenerować przekształtnik, 50%
połowę tego co mógłby wygenerować przekształtnik itd). Konieczny byłby odpowiedni
interfejs w przekształtniku.
Trudności formalno-prawne stanowią większą przeszkodę. Z reguły właścicielem danego
źródła mikrogeneracji nie jest operator danej sieci elektroenergetycznej, tylko osoba
prywatna lub prawna. Ze względu na to, że właściciel źródła nie dostaje żadnej bonifikaty
za usługę systemową regulacji napięcia i mocy biernej, przekształtniki nie uczestniczą w
regulacji. Prawie zawsze cosφ= 1, zatem urządzenia są neutralne (nie pobierają, ani nie
produkują energii biernej, co jest dla właścicieli rozwiązaniem najbardziej korzystnym).
Dopóki kwestia regulacji mocy biernej z wykorzystaniem przekształtników energii
podłączonych do źródeł rozproszonych nie zostanie uregulowana pod względem formalnoprawnym, dopóty regulacja tymi źródłami nie będzie możliwa.
APLIKACJA OSZCZĘDNOŚCIOWEGO ZANIŻANIA NAPIĘCIA U ODBIORCY CVR
Zastosowanie algorytmu MLDC, umożliwia wdrożenie funkcji Oszczędnościowego
Zaniżania Napięcia CVR (Conservative Voltage Reduction), pozwalającego zredukować
zapotrzebowanie na energię elektryczną u odbiorców. Jest to jeden z rodzajów sterowania
popytem DR (Demand Responce), przeznaczonego dla sieci SG. Funkcja CVR pozwala
zaoszczędzić energię poprzez obniżenie napięcia zasilania urządzeń, ale można sobie
wyobrazić działanie odwrotne polegające na zwiększeniu zapotrzebowania poprzez
podwyższenie napięcia. Istotna jest kontrola nad sytuacją napięciową w całym GPZ od
transformatora WN/SN, do odbiorców końcowych.
Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007r. w sprawie
szczególnych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, nazwanym w
skrócie „rozporządzeniem systemowym”, w stanach normalnej pracy systemu, w każdym
tygodniu 95% ze zbioru 10 minutowych średnich wartości skutecznych napięcia musi się
mieścić w przedziale od 0,9*Un do 1,1*Un (gdzie Un jest napięciem nominalnym sieci).
Dotyczy to podmiotów z grup przyłączeniowych III-V do 110kV. W klasycznych sieciach
rozdzielczych napięcie sieci SN zawsze utrzymywane jest w górnej połowie tego
przedziału tj od Un do 1,1*Un (często blisko wartości 1,1*Un). Napięcie utrzymywane jest
na możliwie wysokim poziomie, ponieważ poziom ten gwarantuje prawidłowe napięcie u
każdego z odbiorców energii elektrycznej. Obecnie stosowane układy regulacji „nie mają
wiedzy” o napięciach w głębi sieci rozdzielczej. Prowadzi to do większego zużycia energii
elektrycznej.
Realizacja funkcji CVR polega na monitorowaniu napięcia u najbardziej oddalonych
odbiorców i utrzymywaniu tego napięcia na dopuszczalnie niskim poziomie, w dolnej
połowie dopuszczalnego zakresu napięcia. Zostało udowodnione wg [7], że prawidłowe i
skoordynowane działanie funkcji CVR powoduje:

zmniejszenie zapotrzebowania na moc czynną od 2% do 3,5%,

zmniejszenie zapotrzebowanie na moc bierną od 4 do 10%,

oszczędności energii od 1% do 3%.
Korzyści te są osiągane bez żadnych kosztów i nie wpływają na jakość funkcjonowania
sieci.
Rysunek 3 Istota metody CVR
Gdy jest duże obciążenie danej linii i nie ma w tej linii innych elementów regulacyjnych,
nie ma miejsca na zastosowanie funkcji CVR, ponieważ spadek napięcia w linii jest
proporcjonalny do obciążenia. Jedynie wysoki poziom napięcia zadanego na szynach SN,
zapewni odbiorcom końcowym wymagany poziom napięcia. Gdy obciążenie jest małe
można obniżyć poziom napięcia w całym GPZ, jednocześnie poprawiając efektywność. W
praktyce należy wtedy odpowiednio obniżać Unom, w funkcji celu J w algorytmie MLDC:

J   U i ,maks  U nom   U nom  U i ,min 
N
i 1
2
2

Obniżanie napięcia w całej sieci powinno następować do momentu, aż najbardziej
oddalony odbiorca zbliży się do poziomu napięcia 0,9*Un.
PODSUMOWANIE
Obserwowane obecnie zmiany w sieciach rozdzielczych związane w szczególności z
rozwojem rozproszonych źródeł energii przyłączanych do tych sieci jak również rozwój
samych sieci w kierunku sieci inteligentnych (Smart Grid) powodują konieczność
zweryfikowania stosowanych obecnie metod i technologii eksploatacji i prowadzenia ruchu
tych sieci. W niniejszym opracowaniu skupiono się na zagadnieniach związanych z
regulacją napięcia i gospodarką mocą bierną. Zaproponowane nowe algorytmy regulacji
oraz koordynacja rozproszonych procesów regulacji niewątpliwie w najbliższej przyszłości
nie tylko znajdzie zastosowanie w sieciach dystrybucyjnych ale stanie się wręcz
koniecznością przynosząc zarówno korzyści w postaci obniżenia strat jak i podniesienia
bezpieczeństwa pracy sieci poprzez łatwą i szybką możliwość adaptacji do zmieniających
się warunków sieciowych.
Zastosowanie funkcji oszczędnościowego zaniżania napięcia (CVR) skojarzonej z
algorytmem regulacji MLDC będzie również stanowiło istotny element systemu sterowania
popytem przez spółki dystrybucyjne.
LITERATURA
[1]
N. Markushevisch, E. Chan “Integrated Voltage, Var Control and Demand Response
in Distribution Systems”, IEE 2009
[2]
Joon-Ho Choi, Jae-Chul Kim, “Advanced Voltage Regulation Method at the Power
Distribution Systems Interconnected with Dispersed Storage and Generation
Systems”, IEEE Transactions on Power Delivery, vol 15, no.2 APRIL 2000
[3]
Joon-Ho Choi, “The Dead Band Control of LTC Transformer at Distribution
Substation”, IEEE Transactions on Power Delivery, vol 24, no.1 FEBRUARY 2009
[4]
E. Tom Jauch, “Volt/var Management - An Essential SMART Function”, IEEE 2009
[5]
E. Tom Jauch, ”Conservation Biased. Distribution Volt/Var/(kV) Management” IEEE
2009
[6]
E. Tom Jauch, ”Smart Grid LTC Transformer Control And Duties”, IEE 2009
[7]
“Distribution Efficency Inovative” Northwest Energy Efficiency Alliance, December
2007
[8]
Mesut E. Baran, Ming-Yung Hsu, “Volt/Var Control at Distribution Substations”, IEEE
Transactions on Power Delivery, vol 14, no.1 FEBRUARY 1999
[9]
Russel Neal, “The use of AMI meters and solar PV inverters in an advanced Volt/Var
control system on a distribution circuit”, IEEE 2010
[10] G Lampley ‘Volt/Var Control at Progress Energy Carolinas Past, Present and Future”,
IEEE 2010
[11] Tom Wilson, President, PCS UtiliData „AdaptiVolt™ Based CVR in Industrial
Applications Technical Synopsis” Maj 2003