PL241323B1 - Sposób i system dla sieci energetycznej średniego napięcia SN do lokalizacji i redukcji skutków awarii - Google Patents

Abstract

Sposób lokalizacji i redukcji skutków awarii w sieci energetycznej średniego napięcia SN zasilanej ze źródła zasilania, tworzącej system posiadający słupy energetyczne i punkty rozłącznikowe wyposażone w łącznik z napędem do rozłączania/załączania przepływu prądu oraz urządzenia telemechaniki, wskaźnik przepływu prądu zwarciowego, urządzenia łączności i inne, polega na tym, że każdemu sterownikowi telemechaniki (Si) wyposażonemu we wskaźnik przepływu prądu zwarciowego oraz każdemu urządzeniu łączności (Ri) przypisuje się dane o jego lokalizacji w sieci SN względem pozostałych sterowników telemechaniki (S1 ÷ Sn) oraz urządzeń łączności (R1 ÷ Rn) i tak zaprogramowane urządzenia (S1 ÷ Sn, R1 ÷ Rn) montuje się w odpowiednich punktach rozłącznikowych (P1 ÷ Pn). Po wykryciu przez wskaźniki przepływu prądu zwarciowego i po wykonaniu etapu samoczynnego powtórnego załączenia SPZ, każdy sterownik telemechaniki (Si) komunikuje się z odpowiednimi dwoma bezpośrednio poprzedzającymi sterownikami telemechaniki poprzez przypisane im urządzenia łączności i przekazuje informację o treści: "awaria za mną". Po ustaleniu odcinka (10) sieci SN pomiędzy punktami rozłącznikowymi początkowym (Pk) i następującym (Pk+1), dla których informacja ze sterownika telemechaniki początkowego (Sk) ma treść: "awaria za mną" i jednocześnie ten sam sterownik telemechaniki początkowy (Sk) nie otrzymuje od sterownika telemechaniki następującego (Sk+1) komunikatu o treści: "awaria za mną", następuje odłączenie zasilania poprzez łącznik w punkcie rozłącznikowym początkowym (Pk) do ostatniego punktu rozłącznikowego (Pn). Do komunikacji pomiędzy sterownikami telemechaniki (S1 ÷ Sn) stosuje się technologię transmisji danych LoRa, korzystnie z wykorzystaniem redundancji zasięgu. Przedmiotem zgłoszenia jest również system dostosowany do realizacji sposobu.

Description

PL 241 323 B1

Opis wynalazku

Przedmiotem wynalazku jest sposób lokalizacji i redukcji skutków awarii w sieci energetycznej średniego napięcia SN, który dzięki szybkiej lokalizacji awarii w sieci umożliwia znaczące zmniejszenie jej skutków. Realizacja sposobu lokalizacji i redukcji skutków awarii wraz z infrastrukturą sieci energetycznej średniego napięcia oraz wszystkimi niezbędnymi urządzeniami tworzą system, będący również przedmiotem wynalazku. Sposób i urządzenia systemu przeznaczone są dla energetycznych sieci dystrybucyjnych średniego napięcia SN, które w swej naturze nie pracują w układzie pierścieniowym sieci energetycznej. W skład takiej sieci wchodzą trzon i odgałęzienia linii SN, zasilane z odrębnych pól liniowych stacji 110 kV/SN głównego punktu zasilania (GPZ) lub rozdzielni sieciowych (RS).

Obecnie, w przypadku uszkodzenia sieci dystrybucyjnej SN następuje przepływ prądu zwarciowego, międzyfazowego lub doziemnego, który jest wykrywany przez elektroenergetyczną automatykę zabezpieczeniową - EAZ, co prowadzi do wyłączenia całej uszkodzonej linii. Zwykle po takim wyłączeniu aktywuje się automatyka SPZ, czyli samoczynne powtórne załączenie, w celu podania napięcia i sprawdzenia czy zwarcie nie było przemijające. Jeśli po pojedynczym lub podwójnym samoczynnym powtórnym załączeniu SPZ przepływ prądu zwarciowego nadal występuje, to następuje wyłączenie definitywne linii.

Kolejnym etapem po definitywnym wyłączeniu jest lokalizacja uszkodzonego odcinka sieci SN. Wykonuje się to, odłączając fragmenty linii poprzez otwieranie łączników w trzonie lub na odgałęzieniach i podając napięcie na linię poprzez zamykanie wyłącznika w polu liniowym w GPZ. Zwykle, po kilku próbach połączonych z interpretacją sygnałów z aparatury automatyki zabezpieczeniowej EAZ, możliwe jest zlokalizowanie i odłączenie fragmentu linii od łącznika poprzedzającego uszkodzenie do końca linii.

Manipulacje łącznikami mogą być wykonywane ręcznie poprzez elektromonterów, którzy muszą dojechać na miejsce lub za pomocą napędów elektrycznych, sterowanych zdalnie przez dyspozytora, np. drogą radiową z udziałem zainstalowanych w głębi sieci sterowników telemechaniki.

Taki sposób lokalizacji jest jednak czasochłonny. Średni czas lokalizacji przy wykorzystaniu zespołów Pogotowia Energetycznego przekracza jedną godzinę i powoduje wielokrotne zaniki zasilania u dużej liczby odbiorców - wszystkich zasilanych z uszkodzonej linii.

Dla skrócenia czasu lokalizacji i ograniczenia zakresu dotkniętego awarią instaluje się w głębi sieci SN urządzenia wyposażone w elementy automatyki zabezpieczeniowej, takie jak: autonomiczne wyłączniki - reklozery, czy rozłączniki wyposażone w moduł wykrywania prądów zwarciowych. Ilość takich urządzeń w pojedynczym ciągu liniowym jest jednak mocno ograniczona, a ich współpraca polega jedynie na synchronizacji czasowej. Wyłącznik w polu liniowym w GPZ oraz reklozery mają zdefiniowane opóźnienie czasowe liczone od momentu wykrycia przepływu prądu zwarciowego, zatem dołożenie kolejnego reklozera w ciągu liniowym wymusza zwiększenie opóźnienia wyłącznika w GPZ, co jest bardzo szkodliwe w razie wystąpienia bliskich uszkodzeń. Mianowicie powoduje narażenie aparatury na przepływ dużych prądów zwarciowych przez długi czas, który rośnie wraz z rosnącą liczbą reklozerów zamontowanych w ciągu liniowym, w szczególności na odcinku pomiędzy GPZ, a pierwszym reklozerem. W praktyce więc, w długiej linii SN, liczba reklozerów jest ograniczona do maksymalnie 2-3 sztuk.

Po zlokalizowaniu uszkodzonego odcinka podejmuje się działania naprawcze, które w zależności od rodzaju uszkodzenia mogą potrwać od kilku godzin do kilku dni. Zwykle konieczna jest też rekonfiguracja sieci w celu jak najszybszego przywrócenia zasilania do możliwie największej ilości odbiorców. Realizuje się to poprzez manipulację łącznikami zamontowanymi w głębi sieci, tj. otwarcie pierwszego łącznika za miejscem uszkodzenia, zamknięcie łączników w punktach rozcięcia i awaryjne zasilenie fragmentu sieci np. z sąsiedniej linii. W zależności od nasycenia sieci zdalnie sterowaną aparaturą łączeniową, manipulacje mogą być realizowane ręcznie - polecenia wydawane przez dyspozytora zespołom Pogotowia Energetycznego - lub zdalnie - polecenia sterownicze wysyłane przez dyspozytora przy pomocy systemu SCADA (ang. Supervisory Control and Data Acquisition) - centralnego elementu systemu sterowania i nadzoru odpowiedzialnego za zbieranie i archiwizację danych oraz umożliwiającego wykonywanie zdalnych sterowań. Spotyka się również rozwiązania w których rekonfiguracja jest zautomatyzowana i realizowana przy pomocy zintegrowanego z systemem SCADA oprogramowania FDIR (ang. Fault Detection, Isolation and Restoration), realizującego algorytmy wykrywania, izolacji zwarć i automatycznej rekonfiguracji w sieci SN i nN. System FDIR zapewnia lokalizację miejsc uszkodzeń w sieci SN, eliminację uszkodzonych odcinków sieci przez ich wyłączenie z użyciem zdalnie sterowanej aparatury łączeniowej oraz rekonfigurację sieci w celu przywrócenia zasilania dla jak największej liczby odbiorców pozbawionych napięcia w wyniku awarii.

PL 241 323 B1

Z opisu patentowego nr PAT 175293 znany jest sposób lokalizacji zwarć w liniach przesyłowych średnich napięć, w którym informacje z czujników o stanie linii przesyłowej są przekazywane drogą radiową, a wzdłuż trzonu linii przesyłowej średniego napięcia i w odgałęzieniach tej linii umieszcza się zespoły czujników. Za pomocą zespołu czujników uzyskuje się sygnał odpowiadający stanowi zwarcia na tym odcinku linii po odliczeniu przez sterownik przynależny danemu zespołowi czujników czasu pełnego cyklu zadziałania samoczynnego ponownego załączania linii, oraz stwierdzeniu przez ten sterownik braku obecności napięcia w tym odcinku linii. Jednocześnie w sterowniku rejestruje się stan zwarcia i jego rodzaj. Następnie informację tę przechowuje się w tym sterowniku aż do momentu jej zdalnego odczytu poprzez radiowe łącze przez dyspozytora tej linii.

Podstawową wadą znanych rozwiązań jest to, że aparatura każdej z automatyk działa autonomicznie, a jedynym sposobem na uzyskanie selektywnych wyłączeń jest synchronizacja czasowa. W razie wykrycia prądu zwarciowego urządzenie zlokalizowane najdalej od GPZ działa bezzwłocznie, bliższe ma ustawione kilkusekundowe opóźnienie, najdłuższe opóźnienie ma wyłącznik w polu liniowym w GPZ. Sytuacja taka jest bardzo niekorzystna - zwarcia bliskie, a więc charakteryzujące się największymi prądami zwarciowymi, podtrzymywane są najdłużej, a powinny być wyłączane bardzo szybko. Ponadto na etapie lokalizacji następuje wielokrotne łączenie „na zwarcie”, co prowadzi do nadmiernego zużycia aparatury łączeniowej. W razie rekonfiguracji sieci, przy zasileniu z innej linii, konieczna jest ręczna zmiana nastaw urządzeń zainstalowanych w głębi sieci, tj. zmiana czasów i kierunkowości zabezpieczeń.

W publikacji US3970898A ujawniono sposób lokalizacji i redukcji skutków awarii w sieci energetycznej średniego napięcia SN zasilanej ze źródła zasilania, tworzącej system posiadający słupy energetyczne i punkty rozłącznikowe wyposażone w łącznik z napędem do rozłączania/załączania przepływu prądu oraz urządzenia telemechaniki, wskaźnik przepływu prądu zwarciowego urządzenia łączności i aparaturę zasilania potrzeb własnych oraz inne znane oprzyrządowanie. Sposób po wykryciu przepływu prądu zwarciowego obejmuje etap wyłączenia całej uszkodzonej linii za pomocą wyłącznika w GPZ. Następnie otwierane są te łączniki, przy których czujniki wykryły prąd zwarciowy. Sterowniki łączników są zaprojektowane tak, że przed zadziałaniem SPZ mogą zamknąć łącznik tylko po otrzymaniu sygnału wykrycia prądu zwarciowego od sterownika następnego (w kierunku przeciwnym do kierunku przepływu energii). Czas izolacji uszkodzonego fragmentu i przywrócenie zasilania w nieuszkodzonej części linii SN następuje w tym przypadku w niezadawalająco długim czasie i istotnie, negatywnie wpływa na działanie sieci. Ponadto proces angażuje wszystkie aktywne elementy sieci - rozłączniki, przez co system jest mniej efektywny i trwały, gdyż każdy proces rozłączenia i załączania rozłącznika/wyłącznika powoduje skrócenie czasu jego użytkowania, jako że ilość operacji łączeniowych jest określona i skończona.

Natomiast z publikacji KR20170107314A znany jest sposób zarządzania elektroenergetyczną siecią rozdzielczą, w którym do komunikacji stosuje się protokół LoRa oraz repeatery. W dokumencie wspomniano również o zastosowaniu systemu SCADA do nadzoru sieci.

Jak przedstawiono powyżej, niezależnie od zastosowanych obecnie rozwiązań, cały proces od momentu wystąpienia awarii do czasu jej lokalizacji oraz przywrócenia zasilania na odcinku sieci nie objętym awarią, jest czasochłonny, a poziom skomplikowania działań i wydłużanie czasu potęguje się w przypadku awarii masowych, co bardzo niekorzystnie wpływa na wskaźniki niezawodności SAIDI (ang. System Average Interruption Duration Index) i SAIFI (ang. System Average Interruption Frequency Index).

Komercyjnie dostępne są sterowniki (np. microBEL_SRS, producent Apator Elkomtech) przeznaczone do obsługi napowietrznych punktów rozłącznikowych/odłącznikowych SN, wyposażone w układy pomiarowe umożliwiające pomiar prądów i napięć fazowych. Zgodnie z informacją producenta, sterownik na podstawie pomiarów realizuje funkcje wykrywania zwarć doziemnych i międzyfazowych w sieciach o dowolnym sposobie pracy punktu neutralnego. Sterowniki te integrują funkcje wskaźnika zwarć i sterownika telemechaniki. Konfiguracja programowa sterowników obejmuje szereg kryteriów zabezpieczeniowych, np.: nadprądowe, ziemnozwarciowe, admitancyjne, ziemnozwarciowe kierunkowe, umożliwiając wykrywanie zwarć w sieciach SN, co w konsekwencji zapewnia prawidłowe działanie automatyk typu FDIR (Fault Detection, Isolation and Restoration). Sterowniki microBEL_SRS wyposażone są w kilka portów komunikacyjnych, mogą więc prowadzić jednoczesną komunikację z systemem nadzoru, wykorzystując m.in. sieć radiową TETRA, Trunking, NETMAN, GSM/3G, a także sieć Ethernet 100Base-Tx.

Znana jest technologia transmisji danych LoRa (ang. Long Range) stanowiąca protokół i system komunikacji bezprzewodowej dalekiego zasięgu o małej mocy. Technologia LoRa charakteryzuje się

PL 241 323 B1 niskim zapotrzebowaniem na energię urządzenia wykorzystywanego do komunikacji, co umożliwia bardzo długi czas pracy czujnika na jednej baterii. Ponadto zapewnia daleki zasięg sięgający do kilkunastu kilometrów w zależności od ukształtowania terenu.

Znany jest system TETRA (ang. Terrestrial Trunked Radio, dawniej TransEuropean Trunked Radio ), stworzony przez Europejski Instytut Norm Telekomunikacyjnych (ETSI), otwarty standard cyfrowej radiotelefonicznej łączności dyspozytorskiej (trunkingowej), powstały z przeznaczeniem zwłaszcza dla służb bezpieczeństwa publicznego i ratownictwa.

Znana jest technologia sieci komórkowych 3GPP (ang. 3rd Generation Partnership Project), która obejmuje:

- GSM (2G) oraz jego rozwinięcia (znane pod nazwą 2.5G), takie jak GPRS oraz EDGE,

- UMTS (3G) oraz elementy powiązane i rozwinięcia standardu (takie jak HSPA),

- LTE wraz z późniejszymi modyfikacjami i rozwinięciami standardu, takimi jak LTE Advanced oraz LTE Advanced Pro (oba spełniające wymagania IMT-Advanced, znane powszechnie pod nazwą 4G),

- 5G, stanowiące realizację wymagań ITU IMT-2020.

Celem wynalazku jest skrócenie do minimum czasu od momentu wystąpienia awarii do momentu zdiagnozowania odcinka linii SN, na którym nastąpiło uszkodzenie. Celem wynalazku jest również zminimalizowanie skutków awarii poprzez automatyczne odseparowanie uszkodzonego odcinka i przywrócenie zasilania na fragmencie linii nie objętym uszkodzeniem. Wynalazek ma za zadanie odciążyć dyspozytora, który obecnie zobligowany jest do wykonania szeregu czynności, aby zlokalizować miejsce awarii i zniwelować jej skutki.

Istotą sposobu lokalizacji i redukcji skutków awarii w sieci energetycznej średniego napięcia SN zasilanej ze źródła zasilania, tworzącej system posiadający słupy energetyczne i punkty rozłącznikowe wyposażone w łącznik z napędem do rozłączania/załączania przepływu prądu oraz urządzenia telemechaniki, wskaźnik przepływu prądu zwarciowego, urządzenia łączności i aparaturę zasilania potrzeb własnych oraz inne znane oprzyrządowanie i który to sposób, po wykryciu przepływu prądu zwarciowego obejmuje etap wyłączenia całej uszkodzonej linii i następnie aktywowania automatyki samoczynnego powtórnego załączenia SPZ do sprawdzenia, czy zwarcie nie było przemijające, a informację o wystąpieniu awarii przekazuje do centralnego elementu systemu sterowania i nadzoru SCADA, natomiast do komunikacji pomiędzy sterownikami telemechaniki stosuje się technologię transmisji danych LoRa, jest to, że każdemu sterownikowi telemechaniki wyposażonemu we wskaźnik przepływu prądu zwarciowego oraz każdemu urządzeniu łączności przypisuje się dane o jego lokalizacji w sieci SN względem pozostałych sterowników telemechaniki oraz urządzeń łączności i tak zaprogramowane urządzenia montuje się w odpowiednich punktach rozłącznikowych. Po wykryciu przez wskaźniki przepływu prądu zwarciowego i po wykonaniu pierwszego wyłączenia w cyklu SPZ, każdy sterownik telemechaniki komunikuje się z odpowiednimi dwoma bezpośrednio poprzedzającymi sterownikami telemechaniki, o ile takie istnieją. Komunikacja następuje przeciwnie do rozpływu prądu, w kierunku źródła zasilania poprzez przypisane im urządzenia łączności i przekazuje informację o treści: „awaria za mną”. Po ustaleniu odcinka sieci SN pomiędzy punktami rozłącznikowymi początkowym i następującym po nim, licząc od strony źródła zasilania, dla których informacja ze sterownika telemechaniki początkowego ma treść: „awaria za mną” i jednocześnie ten sam sterownik telemechaniki początkowy nie otrzymuje informacji od sterownika telemechaniki następującego o treści: „awaria za mną”, następuje odłączenie zasilania poprzez łącznik do otwierania/zamykania przepływu prądu w punkcie rozłącznikowym początkowym. Tak zlokalizowany odcinek sieci SN jest odcinkiem, na którym nastąpiła awaria. Odłączony zostaje fragment linii sieci SN do ostatniego punktu rozłącznikowego. Do komunikacji pomiędzy sterownikami telemechaniki stosuje się technologię transmisji danych LoRa z wykorzystaniem redundancji zasięgu. Sygnał transmitowany jest przez wchodzący w skład urządzeń łączności router z modemem LoRa, wzmacniany jest i przedłużany poprzez repeatery instalowane na słupach energetycznych pomiędzy punktami rozłącznikowymi. Natomiast do centralnego elementu systemu sterowania i nadzoru SCADA przekazuje się informację o odcinku, na którym nastąpiła awaria.

Korzystnie, do komunikacji stosuje się dodatkowo technologię transmisji danych 3GPP albo radiowe systemy trunkingowe TETRA.

Istota systemu dla sieci energetycznej średniego napięcia SN do lokalizacji i redukcji skutków awarii, w którym sieć energetyczna zasilana jest ze źródła zasilania, posiada słupy energetyczne i punkty rozłącznikowe wyposażone w łącznik z napędem do rozłączania/załączania przepływu prądu oraz urządzenia telemechaniki, wskaźnik przepływu prądu zwarciowego, urządzenia łączności i aparaturę

PL 241 323 B1 zasilania potrzeb własnych oraz inne znane oprzyrządowanie, skomunikowanego z centralnym elementem systemu sterowania i nadzoru SCADA, polega na tym, że każdy sterownik telemechaniki wyposażony we wskaźnik przepływu prądu zwarciowego oraz każde urządzenie łączności ma przypisane dane o jego lokalizacji w topologii sieci SN względem pozostałych sterowników telemechaniki oraz urządzeń łączności i tak zaprogramowane urządzenia zamontowane są w odpowiednich punktach rozłącznikowych. Urządzenia łączności obejmują router z modemem transmisji danych LoRa. Na słupach pomiędzy punktami rozłącznikowymi zainstalowane są repeatery wzmacniające i przedłużające sygnał sieci LoRa. Każdy repeater umieszczony w ciągu linii SN posiada zasięg komunikacji z co najmniej dwoma repeaterami poprzedzającymi i następującymi. Tak skonfigurowane repeatery, łącznie z urządzeniami łączności w postaci routerów z modemami LoRa realizują redundancję zasięgu. System łączności dostosowany jest dzięki temu do wymagań czasu operacyjnego oraz zapewnia zwiększenie pewności dostarczania komunikatu.

Korzystnie, router urządzeń łączności wyposażony jest w modem transmisji danych 3GPP albo radiowych systemów trunkingowych TETRA.

Sposób i system dla sieci SN według obecnego wynalazku pozwala zmienić dotychczasowe metody nadzoru i zarządzania siecią. System dla sieci o wskazanej budowie i zaimplementowany sposób lokalizacji awarii, polegający na komunikacji bezpośrednio pomiędzy sobą sterowników telemechaniki, proponuje zatem decentralizację elementów rozpoznania uszkodzenia, podejmowania decyzji i automatycznego odłączania uszkodzonego odcinka. W ten sposób przyspieszony zostaje sam proces diagnozy i odseparowania uszkodzonego odcinka sieci. Jego wyizolowanie nastąpi w ciągu maksymalnie 21 sekund od pierwszego wyłączenia linii w GPZ podczas drugiej przerwy beznapięciowej w cyklu SPZ. Tym samym przywrócenie zasilania w części linii od źródła zasilania do punktu wyizolowania nastąpi w 21 sekund od pierwszego wyłączenia. W dotychczas użytkowanych systemach nie osiągnięto takiego wyniku.

Ponadto, zwiększa się dokładność lokalizacji miejsca, w którym nastąpiła awaria, mianowicie wiadomo jest na jakim odcinku nastąpiło uszkodzenie, nie ma potrzeby badania całej wyłączonej linii. Osiągnięto to również poprzez zwiększenie w głębi sieci SN liczby punktów rozłącznikowych wyposażonych w kierunkowe wskaźniki przepływu prądu zwarciowego.

Dzięki wynalazkowi dyspozytor sieci zostanie odciążony oraz ulegnie przyspieszeniu jego proces decyzyjny. W tym przypadku dyspozytor poprzez centralny element systemu sterowania i nadzoru SCADA dostanie informację o:

- uszkodzeniu w konkretnym odcinku sieci, ograniczonym punktami rozłącznikowymi, wyposażonymi we wskaźniki przepływu prądu zwarciowego,

- odseparowaniu uszkodzonego odcinka sieci,

- przywróceniu zasilania w obszarze nieobjętym awarią.

Na tej podstawie dyspozytor będzie mógł wysłać brygady pogotowia energetycznego w ściśle określony region i znacznie przyspieszyć naprawę uszkodzonego odcinka sieci. Wcześniej dyspozytor „ręcznie” musiał przeprowadzić cały proces diagnozy uszkodzenia i przywracania zasilania na odcinku nieobjętym awarią.

Dzięki posiadaniu przez sterowniki telemechaniki i tym samym wskaźniki przepływu prądu zwarciowego „świadomości” położenia w topologii sieci SN, po wyłączeniu linii ustalają one autonomicznie odcinek, który uległ awarii. Ustalenie miejsca awarii odbywa się bez inicjowania komunikacji z systemem SCADA, jest więc od niego niezależne.

Zastosowanie komunikacji w technologii LoRa, jako podstawowego systemu transmisji danych pomiędzy punktami rozłącznikowymi, umożliwia osiągniecie reżimów czasowych w komunikacji pomiędzy punktami rozłącznikowymi poniżej 2,5 sekundy, co jest koniecznością dla niezakłóconej pracy cyklu łączeniowego GPZ. Skonstruowana sieć transmisji danych w obszarze LoRa opiera się na redundancji zasięgu. Jako komunikację uzupełniającą i zapasową stosuje się technologię sieci komórkowych 3GPP lub sieci TETRA. Dzięki temu system jest odporny na uszkodzenie poszczególnych lub wielu urządzeń sieci transmisyjnej w jednym ciągu. Dodatkowym atutem wykorzystania dedykowanej sieci LoRa jest to, że budowana jest z wykorzystaniem ciągu repeaterów instalowanych bezpośrednio na infrastrukturze - słupach energetycznych sieci SN. Dzięki temu unika się dodatkowych kosztów zwianych z budową stacji bazowych, przyłączy zasilania itp.

Stosowanie dedykowanej sieci LoRa, a wykorzystanie technologii sieci komórkowych 3GPP lub sieci TETRA tylko w charakterze backupu albo uzupełnienia wynika stąd, że sieci komórkowe czy sieci TETRA nie zapewnią:

PL 241 323 B1

- Odpowiednich reżimów czasowych przesłania komunikatu (transmisji danych) pomiędzy punktami rozłącznikowymi.

- Pokrycia swoim zasięgiem wszystkich obszarów występowania infrastruktury sieci energetycznych. Powszechnie znany jest fakt braku zasięgu w miejscach występowania infrastruktury energetycznej. Sieci komórkowe są nastawione na pokrycie swoim zasięgiem obszarów zaludnionych, a nie np. obszarów leśnych, a jak wiadomo tam także istnieje infrastruktura sieci energetycznych.

- Odpowiedniego zabezpieczenia SLA (Service Level Agreement - umowa dotycząca zapewnienia jakości usług) w przypadku uszkodzenia stacji bazowych. W przypadku uszkodzenia stacji bazowej, bez zasięgu sieci pozostaje bardzo duży obszar.

- Odpowiedniego bezpieczeństwa teleinformatycznego przesyłanych informacji. W przypadku sieci komórkowych dane są przesyłane poprzez publiczne sieci, przez co przesyłane dane nie są odpowiednio chronione.

Opisywany sposób działania systemu odbywa się bez konieczności kontaktu z systemem SCADA, który to może być utrudniony, a czas przesyłania informacji w przypadku awarii masowych wydłużony. Ustalenie miejsca awarii będzie się odbywało bez inicjowania komunikacji z systemem SCADA, do którego wpłynie jedynie ostateczna informacja o awarii, jej miejscu i wyłączeniu fragmentu uszkodzonego sieci SN.

Przedmiot wynalazku zilustrowany został w przykładzie wykonania oraz na rysunku, na którym: Fig. 1 przedstawia schemat wyposażenia punktu rozłącznikowego systemu dla sieci energetycznej średniego napięcia SN;

Fig. 2 przedstawia schematycznie zasadę działania systemu dla sieci SN;

Fig. 3 przedstawia schematycznie sposób komunikacji w systemie dla sieci SN.

System dla sieci energetycznej średniego napięcia SN do lokalizacji i redukcji skutków awarii zasilanej z głównego punktu zasilania GPZ, posiada słupy energetyczne 1, z których część posiada punkty rozłącznikowe Pi ^ Pn, gdzie n - liczba punktów rozłącznikowych, które wyposażone są w łącznik 2 z napędem do rozłączania/załączania przepływu prądu. W punktach rozłącznikowych Pi ^ Pn zamontowane są urządzenia telemechaniki z układem pomiarowym i wskaźnikiem W przepływu prądu zwarciowego, urządzenia łączności Ri ^ Rn w postaci routera i aparaturę zasilania potrzeb własnych 3 oraz inne znane oprzyrządowanie, takie jak: wyłączniki nadmiarowoprądowe, grzałka, wentylator, sonda temperatury, higrostat. Urządzenia telemechaniki skomunikowane są z centralnym elementem systemu sterowania i nadzoru SCADA poprzez urządzenia łączności Ri ^ Rn. Każdy sterownik telemechaniki Si wyposażony w układ pomiarowy ze wskaźnikiem W przepływu prądu zwarciowego oraz każde urządzenie łączności Ri w postaci routera ma przypisane dane o jego lokalizacji w topologii sieci SN względem pozostałych sterowników telemechaniki Si ^ Sn oraz urządzeń łączności Ri ^ Rn. Tak zaprogramowane urządzenia Si ^ Sn, Ri ^ Rn zamontowane są w odpowiednich punktach rozłącznikowych Pi ^ Pn. Układ pomiarowy ze wskaźnikiem W przepływu prądu zwarciowego połączony jest z modułem pomiarowym 4 sterownika telemechaniki Si. Każdy sterownik telemechaniki Si posiada ponadto moduł sterujący 5, który steruje elementami wykonawczymi rozłącznikowymi, w tym łącznikiem 2, oraz moduł sygnalizacyjny 6 i moduł komunikacyjny 7 do komunikacji z urządzeniem łączności Ri. Każde urządzenie łączności Ri w postaci routera posiada modem LoRA, modem 3GPP lub interface do modemu TETRA. Na słupach energetycznych 1 pomiędzy punktami rozłącznikowymi Pi ^ Pn zainstalowane są repeatery 8, których zadaniem jest wzmacnianie sygnału i przedłużanie zasięgu sieci LoRa.

Sposób lokalizacji i redukcji skutków awarii w sieci energetycznej średniego napięcia SN zasilanej z głównego punktu zasilania GPZ, dla której system zbudowany jest jak powyżej, polega według obecnego wynalazku na tym, że każdemu sterownikowi telemechaniki Si wyposażonemu w układ pomiarowy ze wskaźnikiem W przepływu prądu zwarciowego oraz każdemu urządzeniu łączności Ri przypisuje się dane o jego lokalizacji w topologii sieci SN względem pozostałych sterowników telemechaniki Si ^ Sn oraz urządzeń łączności Ri ^ Rn i tak zaprogramowane urządzenia Si ^ Sn, Ri ^ Rn montuje się w odpowiednich punktach rozłącznikowych Pi ^ Pn. W przypadku wykrycia przepływu prądu zwarciowego, następuje wyłączenie całej uszkodzonej linii. Następnie aktywuje się automatyka samoczynnego powtórnego załączenia SPZ, w celu sprawdzenia, czy zwarcie nie było przemijające. Jeśli po samoczynnym powtórnym załączeniu SPZ przepływ prądu zwarciowego nadal występuje, zostaje to wykryte przez sterownik Si wyposażony we wskaźnik W przepływu prądu zwarciowego. Wówczas każdy sterownik

Claims (2)

1. PL 241 323 B1 telemechaniki Si komunikuje się w niniejszym przykładzie z odpowiednimi dwoma bezpośrednio poprzedzającymi sterownikami telemechaniki: Si-2, Si-i, poprzez przypisane im urządzenia łączności Ri, Ri-i, Ri-2, i przekazuje informację o treści: „awaria za mną”. Oczywistym jest, że pierwszy sterownik telemechaniki Si, zamontowany w pierwszym punkcie rozłącznikowym Pi , jako, że nie występują dla niego punkty rozłącznikowe poprzedzające, zaprogramowany jest tak, że nie musi komunikować się z urządzeniami poprzedzającymi. Po ustaleniu odcinka 10 sieci SN pomiędzy punktami rozłącznikowymi początkowym Pk i następującym Pk+i, dla których informacja ze sterownika telemechaniki początkowego Sk ma treść: „awaria za mną” i jednocześnie sterownik telemechaniki początkowy Sk nie otrzymuje od sterownika telemechaniki następującego Sk+i komunikatu o treści „awaria za mną”, następuje odłączenie zasilania poprzez łącznik 2 w punkcie rozłącznikowym początkowym Pk, za którym znajduje się odcinek 10, na którym nastąpiła awaria. Odłączenie zasilania następuje zatem na fragmencie linii SN od punktu rozłącznikowego początkowego Pk do ostatniego punktu rozłącznikowego Pn linii sieci SN. Do centralnego elementu systemu sterowania i nadzoru SCADA przekazuje się informację o odcinku 10, na którym nastąpiła awaria. Do komunikacji pomiędzy sterownikami telemechaniki Si ^ Sn stosuje się technologię transmisji danych LoRa. Jako uzupełnienie lub backup stosuje się technologię transmisji danych 3GPP lub TETRA. Dla zwiększenia zasięgu i uzyskania większej niezawodności sieci LoRa (redundancja zasięgu) stosuje się repeatery 8, instalowane na słupach energetycznych 1 pomiędzy punktami rozłącznikowymi Pi ^ Pn. W trudnym terenie repeatery 8 oddalone od siebie średnio o 1 km.

   Zastrzeżenia patentowe

   i. Sposób lokalizacji i redukcji skutków awarii w sieci energetycznej średniego napięcia SN zasilanej ze źródła zasilania, tworzącej system posiadający słupy energetyczne i punkty rozłącznikowe wyposażone w łącznik z napędem do rozłączania/załączania przepływu prądu oraz urządzenia telemechaniki, wskaźnik przepływu prądu zwarciowego, urządzenia łączności i aparaturę zasilania potrzeb własnych oraz inne znane oprzyrządowanie, i który to sposób po wykryciu przepływu prądu zwarciowego obejmuje etap wyłączenia całej uszkodzonej linii i następnie aktywowania automatyki samoczynnego powtórnego załączenia SPZ do sprawdzenia, czy zwarcie nie było przemijające, a informację o wystąpieniu awarii przekazuje do centralnego elementu systemu sterowania i nadzoru SCADA, natomiast do komunikacji pomiędzy sterownikami telemechaniki stosuje się technologię transmisji danych LoRa, znamienny tym, że każdemu sterownikowi telemechaniki (Si) wyposażonemu we wskaźnik (W) przepływu prądu zwarciowego oraz każdemu urządzeniu łączności (Ri) przypisuje się dane o jego lokalizacji w sieci SN względem pozostałych sterowników telemechaniki (Si ^ Sn) oraz urządzeń łączności (Ri ^ Rn) i tak zaprogramowane urządzenia (Si ^ Sn, Ri ^ Rn) montuje się w odpowiednich punktach rozłącznikowych (Pi ^ Pn), a po wykryciu przez wskaźniki (W) przepływu prądu zwarciowego i po wykonaniu etapu samoczynnego powtórnego załączenia SPZ, każdy sterownik telemechaniki (Si) komunikuje się z odpowiednimi dwoma bezpośrednio poprzedzającymi sterownikami telemechaniki (Si-i, Si-2), o ile takie istnieją, poprzez przypisane im urządzenia łączności (Ri, Ri+i, Ri+2) i przekazuje informację o treści: „awaria za mną”, a po ustaleniu odcinka (10) sieci SN pomiędzy punktami rozłącznikowymi początkowym (Pk) i następującym (Pk+i), dla których informacja ze sterownika telemechaniki początkowego (Sk) ma treść: „awaria za mną” i jednocześnie ten sam sterownik telemechaniki początkowy (Sk) nie otrzymuje od sterownika telemechaniki następującego (Sk+i) komunikatu o treści: „awaria za mną”, następuje odłączenie zasilania poprzez łącznik (2) do otwierania/zamykania przepływu prądu w punkcie rozłącznikowym początkowym (Pk), za którym znajduje się odcinek (10), na którym nastąpiła awaria, do ostatniego punktu rozłącznikowego (Pn) linii sieci SN, przy czym w transmisji w technologii LoRa z wykorzystuje się redundancję zasięgu, gdzie sygnał transmitowany jest przez wchodzący w skład urządzeń łączności (Ri ^ Rn) router z modemem LoRa oraz wzmacniany i przedłużany jest poprzez repeatery (8) instalowane na słu pach energetycznych (1) pomiędzy punktami rozłącznikowymi (Pi ^ Pn), natomiast do centralnego elementu systemu sterowania i nadzoru SCADA przekazuje się informację o odcinku (10), na którym nastąpiła awaria.
2. 2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że dodatkowo do komunikacji stosuje się technologię transmisji danych 3GPP albo radiowe systemy trunkingowe (TETRA).