Sektor Elektroenergetyczny 2018
75
wykonywania rosnącej liczby prac. Ponadto, zwiększa się konkurencja
i oczekiwania odnośnie realizacji określonych zadań w jak najszyb-
szym czasie.
Jednym z bardzo interesujących, nowoczesnych rozwiązań wspoma-
gających pracę przedsiębiorstw dystrybucyjnych jest system zarzą-
dzania wyłączeniami lub inaczej nazywany zarządzania przestojami
OMS (z ang.
Outage Management System
). Jest on zintegrowany
z systemami:
• informacji przestrzennej GIS,
• akwizycji i sterowania SCADA (z ang.
Supervisory Control And Data
Acquisition
), będącym podstawowym rozwiązaniem do nadzorowa-
nia dyspozytorskiego i monitorowania pracy sieci elektroenergetycz-
nej, a także parametryzacji. SCADA ma na celu dostarczenie do dys-
pozytorni informacji o przepływach mocy w różnych węzłach sieci,
o jej konfiguracji oraz o występujących awariach. System ten umożli-
wia także sterowanie pracą niektórych urządzeń sieciowych. Dane nie
muszą być bardzo dokładne, jak ma to miejsce w przypadku syste-
mów pomiarowo-rozliczeniowych, jednak krytycznym parametrem
jest tutaj czas dostarczenia informacji. System ma prezentować
obraz sytuacyjny, aby przedstawić, jak sieć aktualnie pracuje i gdzie
występują awarie. Dawniej tego typu rozwiązania monitorowały
sytuację sieci WN oraz rzadziej SN, obecnie są również stosowane
w sieciach nn,
• wielkoobszarowego systemu monitorowania WAMS (z ang.
Wide
Area Monitoring System
), głównie dla wysokich napięć (rzadziej śred-
nich), który dokonuje pomiarów wartości tzw. fazorów, czyli napięć
oraz prądów, i przedstawia je jako zespolone. Składa się z urządzeń
pomiarowych PMU (z ang.
Phasor Measurement Units
), dokonują-
cych pomiarów w cyklach kilkudziesięciu na sekundę, połączonych
z koncentratorami danych oraz szybką siecią przesyłu danych z jed-
nostką centralną. W urządzeniach PMU wykorzystywana jest precyzyjna
synchronizacja czasu z dokładnością do jednej mikrosekundy. Zmie-
rzone wartości pozwalają uzyskać informację o stanie monitorowanych
węzłów, umożliwiają obserwowanie nie tylko zjawisk w stanach ustalo-
nych, lecz również w dynamicznie zachodzących stanach przejściowych,
także w krytycznych miejscach sieci. Dzięki informacjom dostarczanym
przez system WAMS można uniknąć rozwoju rozległych awarii siecio-
wych i diagnozować występowanie nietypowych stanów w stosunkowo
szybkim czasie, a także optymalizować użycie elementów sieciowych,
• zawansowanej infrastruktury pomiarowej AMI, czyli wykorzystuje
dane i informacje o zdarzeniach zebranych z inteligentnych liczni-
ków energii.
System zarządzania wyłączeniami przede wszystkim ma za zadanie
w jak najszybszym czasie wykryć przestój i umożliwić najszybsze, efek-
tywne przywrócenie zasilania. W przeszłości to sami odbiorcy koń-
cowi energii dzwonili do przedsiębiorstwa energetycznego i informo-
wali o awarii – jednak tylko ok. 30% z nich było zgłaszanych w ciągu
pierwszej godziny od momentu ich wystąpienia. Obecnie ten proces
można zautomatyzować. Przykładowo, inteligentne liczniki (zwane rów-
nież licznikami AMI) sygnalizują zanik napięcia. Jest to możliwe, ponie-
waż wyposażone są w bateryjne podtrzymanie zasilania, co pozwala im
także na rejestrowanie aktualnej daty i czasu, koniecznych do stosowa-
nia rozliczeń wielostrefowych czy tzw. dynamicznych taryf.
System OMS w przypadku wykrycia awarii umożliwia zarządzanie pra-
cami związanymi z przywracaniem zasilania. Przykładowo może wska-
zać, które urządzenie i w jakim miejscu najprawdopodobniej uległo
uszkodzeniu. Dzięki temu nie ma potrzeby, aby ekipa naprawcza
udawała się w teren i jeździła samochodem wzdłuż linii energetycznych
w poszukiwaniu uszkodzeń. Po zmroku i w przypadku trudnych warun-
ków atmosferycznych jest to bardzo kłopotliwe i czasochłonne. System
OMS przewiduje najbardziej prawdopodobną przyczynę wystąpienia
przestoju i wskazuje jego źródło. Umożliwia to dobór składu osobo-
wego ekipy naprawczej, adekwatnie do lokalizacji i rodzaju koniecznych
do wykonania prac w terenie, jej niezbędne wyposażenie (wraz z odpo-
wiednim samochodem), a następnie skierowanie w konkretne miejsca,
na podstawie danych uzyskanych z systemu informacji przestrzennej
GIS. Oczywiście system OMS nie jest niezawodny, ale mimo pojedyn-
czych pomyłek znacznie przyspiesza naprawę i ułatwia przywrócenie
zasilania. Ponadto, na podstawie sugerowanych uszkodzeń umożli-
wia oszacowanie czasu naprawy, a także komunikację z szeroko poję-
tym otoczeniem: klientami, różnymi instytucjami oraz z regulatorem
energetyki – odbywa się to na podstawie analizy danych historycznych,
uwzględniających dotychczasowe statystyki przestojów, współczynniki
niezawodności i czasy ich naprawy. Dzięki niemu zwiększa się także
bezpieczeństwo pracowników, ponieważ dobiera się ich na podstawie
kwalifikacji do naprawy lub wymiany konkretnych urządzeń. Skrócenie
czasu przestojów przekłada się również na zwiększenie bezpieczeństwa
publicznego, zwłaszcza w obecnej dobie uzależnienia się od dostaw
energii w bardzo wielu obszarach.
x x x
Automatyzacja pracy sieci dystrybucyjnej
Operator systemu dystrybucyjnego w celu zapewnienia niezawodnej
pracy sieci elektroenergetycznej musi wdrożyć szereg systemów automa-
tyki. Jednym z podstawowych jest zabezpieczenie chroniące przed skut-
kami i następstwami zwarć w sieciach i stanowią ją przede wszystkim
zabezpieczenia nadprądowe. Kiedyś stosowano bezpieczniki – cienki ele-
ment, który przepalał się, jeżeli płynął przez niego zbyt duży co do war-
tości prąd. Obecnie wykorzystuje się automatykę SPZ (samoczynne
ponowne załączanie), polegającą na automatyzacji procesu przywra-
cania napięcia przez układ zabezpieczający lub odpowiednią automa-
tykę. Oczywiście urządzenie jedynie kilkukrotnie próbuje uruchomić zasi-
lanie, ponieważ mogą zdarzyć się zwarcia trwałe i w takim przypadku
niekorzystne byłoby przywrócenie napięcia lub wielokrotne bezskuteczne
podejmowanie prób załączenia zasilania. Przykładami takich rozwiązań
są samoczynne wyłączniki próżniowe, tzw. reklozery, pracujące niekiedy
z rozłącznikami sekcjonującymi.
x x x
Podsumowanie
W XXI wieku w elektroenergetyce widać trzy główne kierunki zmian:
digitalizację, dekarbonizację i decentralizację. Cała infrastruktura sie-
ciowa powoli ewoluuje do sieci przyszłości, zwanych często inteligen-
tnymi sieciami elektroenergetycznymi. Digitalizacja pozwala na prze-
chowywanie, przetwarzanie, szybkie przesyłanie bardzo wielu danych,
informacji i dokumentów. Zapewnia możliwość zarówno sterowania
automatycznego, jak i dyspozytorskiego, z użyciem systemów teleinfor-
macyjnych. Dekarbonizacja oznacza odchodzenie od spalania paliw
kopalnych na rzecz wykorzystywania istniejących sił przyrody, które
mogą zostać użyte do wytwarzania energii elektrycznej. Wraz z decen-
tralizacją oznacza to perspektywę przyłączania bardzo wielu generato-
rów w różnych punktach sieci, a to jest podstawą zmiany paradygmatu
zastosowania tej sieci i przekłada się na konieczność jej dopasowania do
zdecentralizowanego wytwarzania energii elektrycznej.
