System zarządzania napięciem i mocą bierną obszaru sieci inteligentnej (Smart Grid)

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,
• zwiększenie 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 artykule 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.

Kolejnym przedstawionym zagadnieniem 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 wraz ze zmianą poziomu napięcia w sieci, zmienia się pobór energii elektrycznej.

Założenia dla systemu VVMS

Działanie systemu VVMS opiera się na zastosowaniu innowacyjnych algorytmów sterowania dla znanych urządzeń regulacyjnych zainstalowanych w sieciach rozdzielczych, takich jak:

• transformator WN/SN z podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów,
• baterie kondensatorów z przełączalnymi pod obciążeniem sekcjami,
• liniowe transformatory SN/SN, w Polsce stosowane 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 związanych jest z tym wiele problemów, m.in. formalnoprawnych. 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 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 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.

Niemniej 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 w 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 zmierzone po dolnej stronie transformatorów w wybranych 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.

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. Wprowadza się w nim stałe nastawy dla kilku stref czasowych:

• wartość napięcia zadanego U_zad po stronie niższej transformatora (np. 15 kV),
• wielkość strefy nieczułości epsilon (np. 0,3 kV).

W ten sposób otrzymuje się strefę nieczułości o granicach:

• U_zad – epsilon (np. 14,7 kV),
• U_zad + epsilon (np. 15,3 kV).

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:

gdzie:

Z_k – impedancja kompensacji, odpowiadająca impedancji linii między transformatorem a tzw. centrum obciążenia,

I_t  – mierzona wartość natężenia prądu (wartość z reguły jest sumą natężeń prądów w poszczególnych liniach).

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 Z_k, pod kątem utrzymania prawidłowego poziomu napięcia dla tej linii.

Niestety układy sieci rozdzielczych są złożone, dlatego trudno jest dobrać Z_k 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 Z_k, 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·U_n.

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% U_n. 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 Z_k 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 Z_k. 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:

gdzie:

U_Dn jest spadkiem napięcia występującym na linii n,

I_n 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 dalej 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 Liniach 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 na obliczeniach rozpływowych 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 – 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 dysponować danymi statystycznymi i charakterystykami odbiorów.

Powszechnie znane są różne kryteria regulacji w sieciach rozdzielczych. Są to:

• minimum kosztów strat gospodarczych u odbiorców, wskutek odchylenia napięcia od wartości znamionowej,
• minimum kosztów strat mocy i energii w sieci ponoszonych przez spółkę dystrybucyjną,
• minimum kosztów strat spółki dystrybucyjnej,
• minimum względnych strat energii w sieci,
• maksimum zysku osiąganego przez spółkę dystrybucyjną,
• minimum kosztów łącznych (dopuszczalne przekroczenia),
• minimum 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 wpływa rozproszona generacja przy zastosowaniu tradycyjnej metody regulacji transformatorem oraz jak poprawia sytuację zastosowanie algorytmu regulacji MLDC.

W celu praktycznego zastosowania kryterium w algorytmie MLDC definiuje się funkcję celu J, określającą wartość odchyleń napięcia na odbiorach dla danego zaczepu:

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_{i, 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 Ui, maks i Ui, min dla wybranych zaczepów transformatora w GPZ są wyliczane w programie rozpływowym na podstawie modelu całej sieci rozdzielczej oraz pomiarów pochodzących z tej sieci.

W celu 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 wartość 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 liczby 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 i PIR>e,
• e=–1 dla Z*<Z i PIR>e,
• e=0, w pozostałych przypadkach,

gdzie:

e – zdefiniowana strefa nieczułości PIR.

Jeśli przełączenie zaczepu poprawi kryterium „minimum 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, a następnie 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:

• U_i,min>U_min,
• U_i,max<U_max.

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.

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 liczbę stacji SN/nn niemożliwe jest pomierzenie charakterystyk na wszystkich stacjach.

Proponuje się zatem zupełnie inne podejście do realizacji algorytmu MLDC, przy zachowaniu jego pełnej funkcjonalności.

Opisany powyżej algorytm wylicza napięcia w poszczególnych węzłach sieci w programie rozpływowym, na podstawie modelu sieci. Jeżeli model będzie zawierał błędy, będzie nieaktualny lub zbyt uproszczony, otrzymane wyniki mogą być rozbieżne z rzeczywistością.

Należy całkowicie zrezygnować z modelu sieci rozdzielczej, a działanie algorytmu oprzeć wyłącznie na większej liczbie pomiarów i bazie danych historycznych.

W obecnie stosowanych regulatorach transformatorów WN/SN pomiar jest dokonywany 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, na podstawie pomiarów w wybranych miejscach. Na podstawie wiedzy inżynierskiej (znajomości struktury sieci) można wytypować punkty pomiarowe tak, aby było ich tylko kilka w najbardziej newralgicznych miejscach sieci rozdzielczej, a system MLDC działał 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:

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 USN oraz Ui, min dla innych zaczepów niż aktualny należy określić na podstawie bazy danych historycznych, powstałej z 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 sytuację najbardziej podobną, dzięki czemu prognoza będzie maksymalnie zbliżona do rzeczywistości.

Oczywiście wdrożenie systemu opartego na danych historycznych 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 nieprzełączalne pod obciążeniem. Baterie nieprzełączalne są z reguły ciągle załączone bądź wyłączane fizycznie (nie zdalnie) tylko sezonowo, przez 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 liczbą źródeł rozproszonych, sytuacja napięciowa w pewnych wypadkach 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 powinno być potwierdzone obliczeniami opartymi na charakterystykach obciążeń w danej sieci, występujących w różnych okresach roku.

Zagadnienie doboru baterii w tych sieciach jest trudne, ze względu na dużą złożoność sieci i brak programów komercyjnych przeznaczonych do tego celu. Najbardziej optymalne jest stosowanie sekcji przełączalnych i nieprzełączalnych jednocześnie. Podczas doliny zapotrzebowania na energię elektryczną pracują tylko baterie nieprzełączalne, na czas szczytów, dodatkowo załączane są baterie przełączalne.

Przełączalne baterie mogą posiadać regulator z lokalną inteligencją lub być sterowane zdalnie, wykorzystując np. system SCADA. Połączenie baterii w system zdalnego sterowania ma wiele zalet, ale zwiększa koszty i komplikację układu, przez co obniża się niezawodność.

Regulatory baterii powinny działać nawet podczas utraty łączności. Regulatory działają na podstawie pomiaru 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, na podstawie pomiaru mocy biernej, można przedstawić za pomocą nierówności:

Q>0,6 Q_c> załącz baterię

Q>0,4 Q_c> wyłącz baterię

gdzie:

Q – wartość pomierzona mocy biernej, w miejscu włączenia baterii do sieci,

Q_c – 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 systemu, 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 ekip serwisowych w celu zmian nastaw regulatora.

System VVMS powinien koordynować ze sobą działanie baterii kondensatorów i transformatora WN/SN. Inaczej 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 dodatkowe 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 niezałączone, 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 pewien 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 liczbą 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 sieciach dystrybucyjnych. 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 cosj w miejscu ich przyłączenia. Duże rozproszenie tych urządzeń (duża liczba 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 liczbę rozproszonych urządzeń i trudnościami formalnoprawnymi.

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, jaką może wygenerować przekształtnik, 50% połowę tego, co mógłby wygenerować przekształtnik itd.). Konieczny byłby odpowiedni interfejs w przekształtniku.

Trudności formalnoprawne 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 cosα=1, zatem urządzenia są neutralne (ani 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), pozwalającej 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 2007 r. 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·U_n do 1,1·U_n (gdzie U_n jest napięciem nominalnym sieci).

Dotyczy to podmiotów z grup przyłączeniowych III–V do 110 kV. W klasycznych sieciach rozdzielczych napięcie sieci SN zawsze utrzymywane jest w górnej połowie tego przedziału, tj. od U_n do 1,1·U_n (często blisko wartości 1,1·U_n). 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 zapotrzebowania 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.

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 utrzymywanego 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 U_nom, w funkcji celu J w algorytmie MLDC:

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 rozwojem samych sieci w kierunku sieci inteligentnych (Smart Grid) powodują konieczność zweryfikowania stosowanych obecnie metod i technologii eksploatacji i prowadzenia ruchu tych sieci.

W artykule 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 znajdą zastosowanie w sieciach dystrybucyjnych, ale staną 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.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!