04_Knjiga1

Knjiga 1 – 1. Uvod

1

SADRŽAJ:

1. UVOD ....................................................................................................................... 4

1.1. ISTORIJSKI RAZVOJ AUTOMATIZACIJE I MOTIVI ZA NJENU PRIMENU ...... 4

1.2. OSNOVNI POJMOVI O POUZDANOSTI NAPAJANJA – KAO BAZE ZA

DONOŠENJE ODLUKA O PRIMENI AUTOMATIZACIJE .......................................... 7

1.2.1. Modelovanje uzroka ispada ...................................................................................................... 8

1.2.2. Modelovanje posledica ispada .................................................................................................. 8

1.2.3. Procena trajanja prekida napajanja ....................................................................................... 9

1.2.3.1 Klasični metod sekcionalizacije – metod polovljenja izvoda ...................................... 10 1.2.3.2 Trajanje prekida napajanja potrošačkih čvorova ispred deonice u kvaru ................ 10 1.2.3.3 Trajanje ispada potrošačkih čvorova iza mesta kvara ................................................ 11

1.2.4. Upravljanje mrežom tokom kvara i elementi distributivne automatike ............................ 13

1.2.4.1 Lokacija kvara (Fault Detection – FD) ...................................................................... 16 1.2.4.2 Izolacija kvara (Fault Isolation – FI) ......................................................................... 16 1.2.4.3 Restauracija napajanja (Supply Restoration – SR) .................................................... 16

1.3. LITERATURA .................................................................................................................... 17

2. PRIKAZ PRIMENE AUTOMATIZACIJE U NEKOLIKO EVROPSKIH

ZEMALJA I JAPANU ......................................................................................... 19

2.1. ITALIJA ............................................................................................................................... 19

2.1.1. Karakteristike distributivne mreže ENEL-a ........................................................................ 19

2.1.1.1 Daljinsko upravljanje SN mrežom .............................................................................. 20 2.1.1.2 RTU za distributivne TS SN/NN ................................................................................. 20 2.1.1.3 Telekomunikacioni podsistem ..................................................................................... 20 2.1.1.4 Cost/benefit analiza primene daljinskog upravljanja ................................................. 21 2.1.1.5 Lokalna automatika SN mreže .................................................................................... 22 2.1.1.6 Opis dve tehnike automatizacije .................................................................................. 22 2.1.1.7 Cost/Benefit ocena sistema lokalne automatizacije .................................................... 23 2.1.1.8 Početak primene automatike i prvi rezultati eksploatacije ......................................... 23

2.1.2. Mreža Milana ........................................................................................................................... 24

2.1.2.1 Daljinsko upravljanje napojnih TS ............................................................................. 24 2.1.2.2 Daljinsko upravljanje distributivnim TS .................................................................... 24

2.2. FRANCUSKA ...................................................................................................................... 25

2.2.1. Mreža EDF ............................................................................................................................... 25

2.2.2. Mreža UEM ............................................................................................................................. 26

2.2.3. CAHORS Group ..................................................................................................................... 26

2.3. BELGIJA ............................................................................................................................. 27

2.4. HOLANDIJA ....................................................................................................................... 29

2.5. NORVEŠKA ........................................................................................................................ 31

2.5.1. Sistem lokalne automatike ...................................................................................................... 31

2.5.2. Detektori kvara ........................................................................................................................ 35

2.6. ENGLESKA ......................................................................................................................... 36

2.6.1. Daljinsko upravljanje u SN .................................................................................................... 36

2.6.2. Automatizacija ......................................................................................................................... 36

2.6.3. Povezivanje sa sistemom SCADA .......................................................................................... 37

2.7. AUSTRIJA ........................................................................................................................... 37

2.8. NEMAČKA .......................................................................................................................... 38

2.9. FINSKA ................................................................................................................................ 39

Studija – Izbor koncepcije upravljanja elektrodistributivnom 10 kV mrežom EPS JP EDB

2

2.9.1. Automatizacija SN mreže ....................................................................................................... 40

2.9.2. AutoLog Energy Transmission&Distribution System firme FF-AUTOMATION ........... 42

2.10. ČEŠKA ............................................................................................................................... 43

2.11. SLOVENIJA ...................................................................................................................... 44

2.12. HRVATSKA ...................................................................................................................... 45

2.12.1. Nadzemna SN (10 i 20 kV) mreža ........................................................................................ 45

2.12.2. Kablovska SN (10 i 20 kV) mreža ........................................................................................ 46

2.13. JAPAN ................................................................................................................................ 47

2.13.1. Prvi stepen automatizacije .................................................................................................... 47

2.13.2. Drugi stepen automatizacije ................................................................................................. 49

2.14. SRBIJA I CRNA GORA................................................................................................... 52

2.15. REZIME PRIMENE AUTOMATIZACIJE U RAZMATRANIM ZEMLJAMA ...... 53

2.15.1. Motivacije za primenu DA .................................................................................................... 53

2.15.2. Zajedničke karakteristike elektrodistributivnih mreža ..................................................... 53

2.15.3. Primenjena oprema za automatizaciju u razmatranim zemljama ................................... 53

2.15.4. Koristi koje se očekuju nakon ugradnje opreme za automatizaciju ................................. 55

2.15.5. Dosadašnji pravac razvoja automatizacije ......................................................................... 56

2.15.6. Dinamika – strategija budućeg razvoja automatizacije ..................................................... 56

2.15.7. Elektrodistributivna mreža grada Beograda ...................................................................... 57

2.16. TABELARNI PREGLED PRIMENE DA PO ZEMLJAMA ....................................... 58

2.17. LITERATURA .................................................................................................................. 63

3. ANALIZA KONCEPCIJA AUTOMATIZACIJE KOJI SU POGODNI ZA

MREŽU EDB I KOJI ĆE BITI PREDMET DETALJNIH SIMULACIJA .. 64

3.1. KOMPARACIJA SISTEMA ZA MENADŽMENT ELEKTRODISTRIBUTIVNIH

MREŽA AUSTRAL I OPERA ........................................................................................... 64

3.2. PRIMER KVANTIFIKACIJE KORISTI OD PRIMENE LOKALNE AUTOMATIKE

................................................................................................................................................ 65

3.2.1. Primer izvoda bez automatike ................................................................................................ 66

3.2.2. Primer sa korišćenjem riklozera ili autosekcionalizera ....................................................... 66

3.2.3. Primer sa korišćenjem riklozera i autosekcionalizera ......................................................... 67

3.2.4. Primer sa korišćenjem normalno otvorenih sklopka-rastavljača ....................................... 68

3.3. MOGUĆI PRISTUPI REŠENJU PROBLEMA OPTIMALNOG NIVOA

AUTOMATIZACIJE KONKRETNE ELEKTRODISTRIBUTIVNE MREŽE ........... 71

3.3.1. Razlozi uvođenja automatizacije ........................................................................................... 71

3.3.2. Razlike između urbanih i ruralnih elektrodistributivnih mreža od interesa za donošenje

odluka pri planiranju primene automatizacije ..................................................................... 71

3.3.3. Analitički pristup zasnovan na analizi simplifikovanih i idealizovanih modela

elektrodistributivnih mreža .................................................................................................... 72

3.3.4. Analitički pristup zasnovan na analizi realnih modela elektrodistributivnih mreža ........ 72

3.3.5. Donošenje odluka o primeni automatizacije na osnovu inženjerske intuicije i iskustva .. 72

3.3.6. Oprema za automatizaciju koja je u primeni i različiti nivoi automatizacije.................... 73

3.3.7. Iskustveni princip .................................................................................................................... 74

3.3.8. Polazne osnove za izbor automatizacije ................................................................................ 74

3.3.9. Mogućnosti smanjenja obima pretraživanja velikog broja varijanti ................................. 74

3.4. LITERATURA .................................................................................................................... 77

Knjiga 1 – 1. Uvod

3

4. PRILOZI ................................................................................................................ 78

4.1. PRILOG I: TERMINOLOGIJA ....................................................................................... 78

4

1. UVOD

Sistemi za automatizaciju elektrodistributivne mreže (DA sistemi – Distribution Automation)

utvrđeni su u poslednje dve decenije dvadesetog veka. Svrha i značaj tih sistema ekonomske su prirode pre

svega. Korišćenjem tih sistema značajno se povećava efikasnost korišćenja postojeće energetske opreme i

odlažu investicije u vrlo skupu novu energetsku opremu. Aktuelna privatizacija i tržište električne energije,

dakle konkurencija na tom tržištu, prisiljavaju elektrodistributivne kompanije da maksimizuju prodaju što

kvalitetnije električne energije i minimizuju primarne troškove (uključena i minimizacija broja zaposlenih u

elektrodistributivnim kompanijama). To je osnovni motiv za unapređenje DA sistema snažnijim i

sofisticiranijim sistemima. Osnovno takvo unapređenje su dobro poznati sistemi SCADA [Supervisory

Control and Data Acquisition – (daljinski) nadzor, komandovanje i prikupljanje (akvizicija) podataka].

Kao što je automatizacija, primena računara i informatike u elektroenergetskim sistemima započela s

vrha (od proizvodnje – izvora), tako je automatizacija distribucije započela s njenog "vrha" – od napojnih

transformatorskih stanica (TS) visoki na srednji napon i jedan srednji na drugi srednji napon (TS SN1/SN2) i

automatizacijom SN izvoda. U ovom drugom slučaju – automatizacija SN izvoda – automatizacijom su

obuhvaćeni i SN objekti (distributivne TS, razvodna postrojenja SN). Sa automatizacijom NN mreža još

uvek se nije vidno započelo.

Tekst prve knjige sastoji se iz tri glave. U ovoj (prvoj) glavi prikazan je istorijski razvoj primene

DA, kriterijumi kojima su se razvijene evropske zemlje (i Japan) rukovodile prilikom izbora koncepcije

automatizacije SN mreže, kao i osnovni pojmovi o pouzdanosti napajanja potrošača električnom energijom i

upravljanje SN mrežom tokom kvara (menadžment kvarovima – "fault management"), kao ključne funkcije

DA. U drugoj glavi je dat pregled novijih dostignuća u oblasti DA sa tabelarnim pregledom karakteristika

mreža i primene DA u većem broju razvijenih zemalja Evrope i Japanu. U trećoj glavi se daje analiza

primenjenih koncepata DA. Tabelarni pregled termina korišćenih u Studiji dat je u prilogu, na kraju ove

(prve) knjige. Na kraju svake glave je navedena korišćena literatura.

1.1. ISTORIJSKI RAZVOJ AUTOMATIZACIJE I MOTIVI ZA NJENU PRIMENU

Motivacija za automatizaciju SN mreže nalazi se u činjenici da je najveći broj prekida napajanja

potrošača električne energije izazvan događajima u toj mreži. Prema istraživanju o kvarovima u Holandiji

(Dutch National Fault Registration Enquiry) /1/, oko 70% od svih prekida napajanja uzrok je u SN mreži, u

20% izvor prekida napajanja je u VN (prenosnoj – visokonaponskoj) mreži, a samo 10% u niskonaponskoj

(NN) mreži. Da bi se smanjilo prosečno trajanje prekida napajanja po potrošaču u slučaju kvarova u SN

mreži, prioritet je dat smanjenju vremena potrebnog za restauraciju napajanja posle kvarova. Ključni

momenat u smanjenju tog vremena jesu vremena potrebna za lokaciju i izolaciju kvara, kao i za restauraciju

napajanja posle kvara, a ona se mogu radikalno smanjiti primenom savremenih i vrlo efikasnih tehnologija

za lokaciju kvara kao suštinskog dela DA /2/.

U ovom paragrafu prikazani su kriterijumi kojima su se razvijene evropske zemlje rukovodile

prilikom izbora koncepcije automatizacije SN mreže. Pod koncepcijom automatizacije SN mreže

podrazumeva se utvrđivanje vrste i količine opreme DA, lokacije te opreme u SN mreži, kao i utvrđivanje

tehnike za njeno korišćenje, s ciljem da se obezbedi:

smanjenje trajanja prekida napajanja (bržom lokacijom i izolacijom kvara, kao i efikasnom restauracijom

napajanja posle kvara),

smanjenje broja manipulacija, a time i trošenja (skraćenja veka trajanja) i kvarova na rasklopnoj opremi,

bolji nadzor i vođenje pogona,

smanjenje eksploatacionih troškova,

smanjenje (odlaganje) investicionih ulaganja u vrlo skupu energetsku opremu,

povećanje bezbednosti pri radovima na mreži,

smanjenje šteta (odšteta, kompenzacija) potrošačima,

Knjiga 1 – 2. Osnovni elementi distributivne automatike

5

povećanje prihoda (profita) elektrodistributivnih kompanija.

Zajednički imenilac praktično svih navedenih motiva za implementaciju DA jeste skraćenje vremena

prekida napajanja potrošača električne energije. Skraćenje ovog vremena načelno treba tražiti u kvalitetnoj

obuci osoblja, primeni detektora kvara i, ako je to moguće, primeni daljinske signalizacije stanja detektora

kvara i daljinskog upravljanja rasklopnom opremom /3/.

Automatsko upravljanje elektrodistributivnim mrežama u posthavarijskim uslovima dobija sve širu

primenu. Automatsko upravljane jedne mreže u Kanadi /4/ obuhvata sledeće funkcije:

izolovanje kvara,

restauraciju napajanja,

automatsko daljinsko merenje i prenos podataka od potrošača do centra upravljanja,

upravljanje kondenzatorima,

regulaciju napona,

upravljanje opterećenjem potrošača,

kontrolu uličnog osvetljenja,

minimizaciju gubitaka.

Među tim funkcijama ključna je "menadžment kvarova" – lokacija i izolacija kvara, kao i

restauracija napajanja. Ona se sastoji se od lokacije SN deonice u kvaru, manipulacije rasklopnom opremom

kako bi se kvar izolovao i restauracije napajanja svih deonica alternativnim putevima (ako oni postoje).

Ugrađeno je 33 detektora kvara (do 1984. kada je članak /4/ napisan), a njihovom primenom prosečno

trajanje lokacije kvara i restauracije napajanja svedeno je na 5 minuta.

Slično ovome, u SAD je bila sprovedena eksperimentalna primena automatizacije

elektrodistributivne mreže /5/, gde su testirane razne tehnike upravljanja SN mrežom i kvantifikovani efekti

njihove primene. Tim sistemom su objedinjena tri podsistema:

automatika u napojnim TS,

distributivna automatika – automatika izvoda,

upravljanje opterećenjem.

U članku /6/ opisano je nekoliko rezultata primene navedenog sistema /5/. U sistem je uvedeno

upravljanje prekidačima, rastavljačima, normalno otvorenim sklopka-rastavljačima (NORS) i sistem za

automatsko ponovno uključenje (APU). Prikazanim rezultatima je potvrđeno značajno smanjenje vremena

potrebnih za lokaciju i izolaciju kvara, kao i za restauraciju napajanja posle kvara. Ocenjuje se da se koristi

od primene automatike mogu lako kvantifikovati koristeći zapise iz istorije primene ovih uređaja i

konvencionalnih modela za procenu pouzdanosti. Ključni rezultat glasi: prosečno vreme koje protekne od

trenutka nastanka kvara do restauracije napajanja redukovano je sa 20 na 3 minuta u klasičnim

elektrodistributivnim mrežama u kojima su do primene sistema manipulacije rastavljačima bile ručne.

U studiji čiji su pojedini rezultati prikazani u /7/ i /8/ uzeto je u obzir čak 40 funkcija automatskih

uređaja, a među njima i automatsko sekcionisanje u koje spadaju postupci za lokaciju SN deonice u kvaru,

izolovanje deonice u kvaru, rekonfiguracija izvoda i restauraciju napajanja.

Prema rezultatima belgijske studije /9/, obezbeđenje "najboljeg mogućeg napajanja" može se postići:

poboljšanjem obučenosti dispečerskih ekipa, povećanjem njihovog broja i opremljenosti,

razvojem takve konfiguracije SN mreže koja bi imala veću fleksibilnost (veći broj mogućnosti

promene konfiguracije) u uslovima kvara,

povećanjem obima primene automatike i daljinske kontrole (nadzora i upravljanja).

Klasične aktivnosti osoblja dispečerskog centra (DC) i dispečerske ekipe posle kvara u SN mreži,

sastoje se od lokacije SN deonice kablovskog ili nadzemnog izvoda koja je u kvaru i restauracija napajanja

potrošača. Kada postoji daljinsko upravljanje, manipulacije sa rastavljačima se obavljaju bez izlaska

dispečerske ekipe na teren. Ako su i detektori kvara daljinski nadzirani, dispečerska ekipa treba samo da

obavi uključenje koje je neophodno za restauraciju napajanja. U zaključku studije se kaže da upotreba

detektora kvara mora da bude "naglašenija". Daljinska signalizacija stanja detektora kvara značajno

poboljšava kvalitet napajanja, ali ekonomska isplativost je manja od cene opreme. Korišćenje samih

energetskih izvoda za prenos informacija bi možda zadovoljilo ekonomske zahteve.


6

Prema /10/, u Francuskoj se koristi jednostavan i efikasan postupak za lokaciju SN deonice u kvaru.

Primenom detektora prolaska struje kvara i signalnih lampi koja su postavljene spolja na distributivnim TS,

pokazuje se stanje detektora kvara (proradio ili nije). Prolazeći pored stanica na izvodu, dispečerska ekipa iz

vozila kojim se transportuje od izvora duž izvoda utvrđuje putanju struje kvara.

U Engleskoj se ugrađuju pretvarači za dojavu pojave struje kvara i to injektiranjem u fazni

provodnik signala sa frekvencijom 10 kHz. Tako, filtriranjem ove struje u napojnoj TS i DC, može se za

nekoliko sekundi posle kvara odrediti koji su detektori reagovali i iz toga odrediti koja je deonica izvoda u

kvaru.

U Nemačkoj se do svake distributivne TS postavljaju signalni kablovi. U članku /10/ opisuje se

upravljanje SN mrežom u gradu sa 72.000 stanovnika, koji se napaja sa 20 kV SN kablovskom mrežom čija

je dužina oko 150 km, prosečno po 50 km po jednoj od tri napojne TS. Dve napojne TS su sa

kompenzovanim strujama zemljospoja i jedna je sa uzemljenjem neutralne tačke preko niskoomske

otpornosti. Sve distributivne TS su snabdevene detektorima struje kvara i daljinski upravljanim sklopka-

rastavljačima. Kako je već naglašeno, ključni motiv za implementaciju DA jeste skraćenje trajanja prekida

napajanja potrošača, odnosno, povećanje pouzdanosti napajanja potrošača.

Na slici 1.1 je prikazana 10 kV elektrodistributivna mreža sa otvorenim prstenom. Sa t1 je označen

NORS. U razmatranoj šemi komunikacija je ostvarena preko signalnih provodnika koje čine zatvorenu petlju

/10/.

Distributivna

TS

Napojna TS

BAS

BAS

BAS

BAS

BAS

upravljacka petlja

a1 a2 b1 b2

t1

t2

s1 s2r1 r2

signalni

provodnici

BA

NS

10 kV

BAS - Brza automatika u

distributivnim TS

BANS - Brza automatika u

napojnoj TS

- detektor kvara

Slika 1.1 – Elektrodistributivna 10 kV mreža sa otvorenim prstenom.

Na slici 1.2 prikazan je deo elektrodistributivne mreže sa dva radijalna izvoda, napajana preko

različitih napojnih TS, između kojih postoji NORS /10/. U razmatranoj šemi lokacija mesta kvara je

automatska.

Rezultat istraživanja efekata primene DA u seoskim i prigradskim područjima, izraženi preko

indeksa godišnje neisporučene energije u kWh/godišnje – ENS (Energy Not Supplied), prikazani su na slici

1.3 /9/.

Sa dijagrama se vidi da su u razmatranje uzeti: prekidači, detektori kvara, daljinsko upravljanje i

daljinska signalizacija.

Generalni zaključak je da su iste ideje o primeni DA postojale i pre više od deset godina, ali se

tehnologija unapredila, posebno u oblasti komunikacija i integracije DA unutar opreme RMU (Ring Main

Unit) i daljinskih stanica (RTU – Remote Terminal Unit) sistema SCADA. I u manje razvijenim zemljama

elektrodistributivne kompanije su spremna da ulažu u primenu DA, dok su ranije to činile samo kompanije

najrazvijenijih zemalja.


7

Napojna

TS 2

Distributivna

TS

Napojna

TS 1

NORS

10 kV 10 kV

Uredjaj

za

signaliza-

ciju

detektor kvara

Slika 1.2 – Automatska lokacija mesta kvara.

10.000

20.000

30.000

40.000

0

1 2 3 4

1 2

850

p.p.m (80) (80) (80) (80)

(60)

(51)

(80)

(74)

(62) (57)

(80)

(47)

Scenario

Scenario

(42) (42)

(49) (49) (43)

(39)

92

p.p.m

Ruralna mreža (12 MW)

Suburbana mreža (65 MW)

(80) prosečno trajanje

restauracije napajanja

(u min.)

prekidači

detektori kvara

daljinsko upravljanje

daljinska signalizacija

Slika 1.3 – Rezultati istraživanja o efektima primene DA iz 1987.

1.2. OSNOVNI POJMOVI O POUZDANOSTI NAPAJANJA – KAO BAZE ZA DONOŠENJE

ODLUKA O PRIMENI AUTOMATIZACIJE

Pouzdanost elektroenergetskog sistema (EES), ma kog njegovog dela ili elementa definiše se kao

verovatnoća da će on sa uspehom vršiti svoje funkcije u određenom periodu i u specificiranim uslovima.

Pouzdanost sistema kao celine zavisi od pouzdanosti njegovih elemenata (transformatori, deonice izvoda,

sabirnice, rasklopna oprema), pa se iz tog razloga i sistem modeluje koristeći se modelima njegovih

elemenata. Svaki element sistema se može naći u jednom od sledeća dva stanja: ispravno stanje i stanje

kvara.


8

1.2.1. Modelovanje uzroka ispada

Ispadi elemenata ЕЕS iz pogona imaju stohastički karakter /11/, što je i uzrok da je i stanje samog

sistema, vezano za njegovu ispravnost, takođe stohastička veličina. Za opisivanje elemenata, sistema i

događaja, koriste se matematički modeli bazirani na zakonima verovatnoće i statistike.

Ispadi elemenata EES modeluju se odgovarajućim intenzitetom otkaza – λ . Ispadi deonica izvoda se

modeluju intenzitetom otkaza koji je proporcionalan dužini deonice izvoda l i podužnom (jediničnom)

intenzitetu otkaza deonice izvoda – 0λ (1/god.,km)

l 0 (1/godišnje). (1)

1.2.2. Modelovanje posledica ispada

Posledice ispada se modeluju prosečnim trajanjem pojedinih prekida napajanja, odnosno trajanjem

njihovih popravki (remonata) – r (h).

U tekstu koji sledi obrađuju se najznačajniji pokazatelji pouzdanosti koji obuhvataju i uzroke i

posledice ispada.

1. Neekonomski pokazatelji pouzdanosti – uzimaju u obzir štete usled ispada samo implicitno, tj. bez

uvažavanja novčanih iznosa štete:

a) Ui – očekivano godišnje trajanje prekida napajanja i-tog potrošača:

iii rU (h/godišnje), (2)

b) ENS – godišnja neisporučena električna energija usled ispada, u razmatranom delu mreže:

n

i

isri UPENS1

(kWh/godišnje), (3)

gde je sa Psri označena srednja godišnja snaga i-tog potrošača.

2. Ekonomski pokazatelji pouzdanosti – uzimaju u obzir proračun novčanog iznosa štete –Š (NJ/godišnje)

koju trpe potrošači usled prekida napajanja. Ekonomski pokazatelji zavise od vrste i veličine potrošača,

trajanja ispada, vrste otkaza (iznenadni ili planirani) i dr.

Ukupna štete koju usled prekida trpi n čvorova na izvodu, ocenjuju se na različite načine, na primer:

na osnovu godišnje neisporučene energije u posmatranom čvoru i – ENS(i), uz uvažavanje jedinične cene

prekinute snage CP(i) (NJ/kW) i neisporučene jedinice energije CENS(i) (NJ/kWh):

n

i

ENSiPi iENSiCPiCŠ1

)()( , (4)

na osnovu jedinične cene štete CŠ (i) (NJ/kWmax) po jedinici maksimalne snage potrošačkog čvora Pmax(i)

koji ostane bez napajanja u trajanju od r sati; šteta koju trpe potrošači u čvoru i usled ispada na deonici k,

izračunava se pomoću relacije:

)(),(),( max iPkirCkiŠŠ

. (5)

Jedinične cene štete predstavljaju cene štete po jedinici maksimalne godišnje snage potrošača

(NJ/kWmax) i funkcija su trajanja ispada i tipa potrošača. Savremeni pristup oceni šteta usled ispada zasniva


9

se na primeni funkcionalnih zavisnosti štete koje potrošači pojedinih potrošačkih čvorova trpe usled svakog

pojedinačnog ispada. Treba uočiti da je ta funkcionalna zavisnost nelinearna funkcija vremena. Svaki tip

potrošača ima svoju zavisnost štete od trajanja ispada. S obzirom da pojedini čvorovi napajaju potrošače

različitih tipova, potrebno je za svaki čvor koji se napaja sa posmatranog izvoda formirati rezultantnu

funkciju štete od trajanja ispada r na osnovu udela pojedinih tipova potrošača u ukupnom opterećenju. Kriva

štete čvora i u funkciji trajanja ispada prikazana je na slici 1.4.

r2 r[h] r1

CŠ (r1)

CŠ (r2)

CŠ maxkWNJ

CŠ = f(r)

Slika 1.4 – Očitavanje vrednosti sa krive štete čvora n za različite beznaponske vremenske intervale.

Sumiranjem šteta za sve potrošačke čvorove (i=1,2,...,n) na posmatranom izvodu, usled ispada k

(k=1,2,...,N) na pojedinim njegovim deonicama, može se izračunati ukupna šteta za taj izvod prema relaciji:

n

iŠ

N

i

iPkiriCkŠ1

max

1

)()],(,[)( , (6)

gde je sa )(k označen intenzitet ispada k-te deonice, a sa N – ukupan broj deonica na izvodu.

Pošto se vrednosti ENS i Š odrede za jedan izvod, pouzdanosti sledećih izvoda se proračunavaju

identičnim postupkom, sve dok se ne oceni pouzdanost i poslednjeg izvoda. Na osnovu tih rezultata može se

napraviti rang lista značaja izvoda.

Godišnji iznos štete je od posebnog interesa za ocenu značaja izvoda, ali i nezamenljiv podatak za

studije odnosa cene investicija i koristi koje se od njih imaju (cost/benefit analize). Na osnovu rezultata ovih

studija donose se konačne odluke koje imaju tehno-ekonomsku podlogu.

1.2.3. Procena trajanja prekida napajanja

Ocena trajanja prekida napajanja – ispada jedan je od ključnih problema pri oceni pouzdanosti /12/.

Trajanje ispada u velikoj meri zavisi od pozicije razmatranog potrošačkog čvora u odnosu na izvor i deonicu

u kvaru. Sastoji se od vremena potrebnog za sekcionalizaciju (opis ovog pojma sledi u narednom tekstu) rs i

uključenje rezerve rur (ukoliko rezerva postoji) i iznosi r=rs+rur. Ako za čvor koji je ostao bez napajanja

nema mogućnosti da mu se napajanje vrati iz rezervnog izvora, onda je nakon sekcionalizacije potrebno

opraviti deonicu u kvaru, što traje rop, pa trajanje ispada iznosi r=rs+rop.

Trajanje prekida napajanja električnom energijom, pri trajnim ispadima, tokom sekcionalizacije se

svodi na vreme potrebno za dojavu o nastanku kvara, okupljanje ekipe, lokaciju kvara i uspostavljanje

vanredne konfiguracije napajanja potrošača. U opštem slučaju, vreme ispada čvora n zbog kvara na deonici k

funkcija je organizacije traženja deonice u kvaru, traženja mesta kvara na nađenoj deonici u kvaru, načina

rezerviranja (postoji ili ne postoji alternativni – rezervni put za napajanje), načina uključenja rezerve (ako

postoji), broja dispečerskih ekipa, broja ljudi u ekipama, načina komuniciranja sa dispečerom i

uklopničarom.

Analiza trajanja prekida napajanja u mrežama bez DA vrši se uz sledeće pretpostavke:


10

Sva rasklopna oprema (prekidači, rastavljači) i relejna zaštita apsolutno su pouzdani,

Deonica u kvaru locira se primenom "metoda polovljenja izvoda – sekcionalizacije izvoda",

Ako rezerva postoji, ona se uključuje ručno, tj. dispečerska ekipa mora da ode do rezervnog izvora

napajanja da bi ga uključila, zatvaranjem odgovarajućeg NORS. Pretpostavlja se da se rezervom

raspolaže sa određenom verovatnoćom, tj. rezerva nije apsolutno pouzdana,

Jedna ekipa radi na lokaciji kvara i uključenju rezerve, a druga na opravci deonice u kvaru.

Takva analiza (elektrodistributivne mreže bez DA) potrebna je kao platforma za ocenu efekata

uvođenja DA.

Kada se desi kvar na jednoj od deonica izvoda, prekidač u napojnoj TS se otvara usled delovanja

relejne zaštite i prekida napajanje električnom energijom svih potrošača koji se napajaju preko izvoda u

kvaru. Za određeno vreme (vreme dojave), dispečer dobija informaciju o nastanku kvara. Dojava dispečeru o

nastanku kvara može biti preko signalizacije ili telefonom, kada dispečera o nestanku napajanja obaveštavaju

potrošači. Na osnovu dobijene informacije, dispečer utvrđuje koji je izvod u kvaru, a potom okuplja ekipu

(dispečerska ekipa najčešće broji dva člana) i šalje je u distributivnu TS koja se određuje metodom

polovljenja izvoda.

1.2.3.1 Klasični metod sekcionalizacije – metod polovljenja izvoda

Po metodu polovljenja izvoda distributivna TS na "sredini" izvoda u kvaru predstavlja prvo "mesto

skoka". Dispečerska ekipa odlazi u tu TS i manipuliše rastavljačem sa strane osnovnog napajanja i odvaja

prvu polovinu izvoda. U tom trenutku dispečer, koji je radio-vezom obavešten o manipulaciji rastavljačem,

uključuje prekidač na početku izvoda. Ako prekidač ostane uključen, kvar je na drugoj polovini izvoda. U

suprotnom (ako prekidač proradi) to znači da je kvar na prvoj polovini izvoda. U sledećem koraku,

dispečerska ekipa zatvara prethodno otvoreni rastavljač i premešta se na polovinu onog dela izvoda koji je u

kvaru. Sukcesivnim ponavljanjem ovih aktivnosti nalazi se deonica u kvaru. Vreme traženja deonice u kvaru

uključuje i vreme potrebno da se nakon što se pronađe deonica u kvaru – ona i izoluje.

1.2.3.2 Trajanje prekida napajanja potrošačkih čvorova ispred deonice u kvaru

Svi potrošači koji se napajaju sa izvoda u kvaru dobijaju napajanje posle određenog vremena /12/, u

zavisnosti od toga da li se oni nalaze "ispred" ili "iza" mesta kvara – k. U slučaju da se potrošač nalazi ispred

mesta kvara, on dobija napajanje posle vremena TA, koje zavisi od mesta gde se dogodio kvar:

mogmanman

A

tdkkrivodldojtdkodldojA TDMTN

v

kLfTTkTTTkT , (7)

pri čemu je:

Tdoj – vreme dojave, vreme potrebno da informacija o dešavanju kvara dođe do dispečera, bilo

signalizacijom, bilo telefonskim putem,

Todl – vreme izlaska ekipe, vremenski interval u toku kojeg dispečer na bazi prikupljenih podataka određuje

izvod u kvaru i šalje ekipu za otklanjanje kvara u distributivnu TS koja se nalazi metodom

polovljenja,

Ttdk – vreme traženja i izolacije deonice u kvaru,

Ltdk – pređeni put ekipe, tokom traženja deonice u kvaru, do momenta izolovanja kvara,

fkriv – faktor "krivudanja" kojim se uvažava činjenica da se trase izvoda i saobraćajnica ne poklapaju,

vA – brzina kojom se dispečerska ekipa kreće,

Nman – broj manipulacija rastavljačima u distributivnoj TS da bi se izolovao kvar (broj ulazaka u

distributivne TS dok se kvar ne izoluje),

DM – broj dodatnih manipulacija rastavljačima usled postojanja ogranaka na izvodu,


11

Tman – vreme manipulacije rastavljačima u distributivnoj TS,

Tmog – vreme potrebno za dodatnu manipulaciju rastavljačima, u slučaju kada se dispečerska ekipa nađe u

distributivnoj TS koja ima ogranak, jer je tada potrebno utvrditi da li je kvar na ogranku ili

preostalom delu izvoda (u situaciji kada kvar nije na prvoj polovini izvoda).

Potrebno je posebno naglasiti da se ključne komponente trajanja postupka sekcionalizacije ocenjuju

pomoću matematičkog modela za svaku deonicu ponaosob. To su sledeće komponente:

pređeni put ekipe do momenta izolovanja deonice u kvaru Ltdk ,

broj manipulacija rastavljačima u distributivnoj TS da bi se izolovao kvar Nman,

broj dodatnih manipulacija rastavljačima usled postojanja ogranka na izvodu.

Ovi podaci se izračunavaju tako što se detaljno simulira put ekipe na terenu za svaki konkretan ispad.

Na ovom je mestu potrebno zaključiti signalizacija nastanka kvara (signalizacija kojom se određuje

deonica izvoda koja je u kvaru) i daljinsko upravljanje rastavljačima, značajno utiče na ublažavanje

posledica kvara. Tako, signalizacijom kojom se određuje deonica sa kvarom skraćuju se vreme za dojavu

mesta kvara, vreme za donošenje odluka i vreme za traženje kvara, a time i trajanje beznaponske pauze TA.

Daljinski upravljanim sklopka-rastavljačima, a naročito normalno otvorenim, skraćuje se vreme za

uključenje rezerve a time i vreme vraćanja napona potrošačima na delu izvoda ispred kvara TA.

1.2.3.3 Trajanje ispada potrošačkih čvorova iza mesta kvara

Potrošači koji se nalaze iza mesta kvara k (dublje u mreži), napajanje dobijaju posle vremena TB,

koje se razlikuje u zavisnosti od postojanja njihovog rezervnog napajanja.

1. U slučaju da rezervno napajanje ne postoji, potrošači dobijaju električnu energiju tek posle izolovanja i

popravke deonice u kvaru za vreme:

kTTkTkTkTkT mikrooprARAB )( , (8)

gde je:

TR – ukupno vreme za obnavljanje ispravnosti deonice u kvaru k,

Topr – vreme potrebno za popravku deonice u kvaru k,

Tmikro – vreme mikrolokacije kvara na prethodno izolovanoj deonici u kvaru k (postupak naponskog

ispitivanja i precizno određivanje mesta kvara pešačenjem duž deonice u kvaru).

2. Ako postoji rezervno napajanje na kraju izvoda, trajanja prekida napajanja za potrošače iza mesta kvara

k predstavlja vreme koje protekne od trenutka izolovanja deonice u kvaru do trenutka ručnog uključenja

rezerve i iznosi:

man

A

RURkrivARURAB T

v

LfkTkTkTkT , (9)

pri čemu su:

TRUR – vreme potrebno za ručno uključenje rezerve,

LRUR – pređeni put ekipe do mesta uključenja rezerve.

Vreme TRUR, primenom matematičkog modela za ocenu pouzdanosti, ocenjuje se za svaki izvod i

svaku deonicu u kvaru ponaosob, simulacijom kretanja ekipe na terenu.

Pri kvaru na deonici k, na osnovu vremena kTA i kTB može se izračunati vreme trajanja prekida

napajanja za sve čvorove na datom izvodu, na sledeći način:

svim čvorovima i koji se nalaze ispred deonice u kvaru k, napajanje se restaurira posle vremena:


12

)(),( kTkir A ; (10)

svim čvorovima i koji se nalaze između deonice u kvaru k i rezervnog izvora napajanja, napajanje se

restaurira posle vremena:

)(),( kTkir B . (11)

Aktivnosti ljudi i opreme za vreme kvara (ispada) – menadžment kvarovima – ključna je uloga DA, a

vreme traženja i izolacije deonice sa kvarom ključni je momenat koji određuje kvalitet tog menadžmenta.

Vreme traženja i izolacije deonice sa kvarom Ttdk zavisi od organizacije traženja, raspoložive tehnike i uslova

saobraćaja u zoni u kojoj se nalazi deonica u kvaru.

Kada su u pitanju mreže bez DA (koje služe kao uporedna platforma), organizacija pretraživanja je

takva da uklopničar manipuliše prekidačem na početku izvoda, a dispečerska ekipa vođena nalozima

dispečera, posredstvom radio-veze, pretražuje izvod u kvaru metodom polovljenja. Dakle, dispečerska ekipa

odlazi u distributivnu TS na sredini izvoda (jednak ili približno jednak broj deonica sa obe strane), sklopka -

rastavljačem odvaja jednu njegovu polovinu, radio-vezom daje zahtev za uključenje izvodnog prekidača, pa

ako ovaj ponovo deluje zaključuje se da je kvar na prvoj polovini, a ako ne deluje, na drugoj je polovini, ode

do napojne TS i sama manipuliše prekidačem, pošto u organizaciji nije planiran uklopničar i radio-veza /13/,

ili da se uopšte ne manipuliše prekidačem, već da se meri otpornost izolacije izvoda.

Ovim postupkom se može rešiti problem izračunavanja vremena potrebnog za nalaženje deonice u

kvaru Ttdk (za svaku deonicu ponaosob) na sledeći način. Neka izvod, na primer, ima osam distributivnih TS

(ns=8). Kvar se simulira na svakoj deonici ponaosob, a zatim određuje put, izražen brojem deonica, koji

dispečerska ekipa mora da pređe da bi se našla deonica u kvaru. Osim ovoga, određuje se broj deonica koje

ekipa pređe da bi uključila izvor rezervnog napajanja (sa drugog kraja izvoda) kao i ukupan broj ulazaka u

distributivne TS u prethodnom postupku.

Pretpostaviće se, primera radi, da je deonica broj 4 (koja napaja distributivnu TS broj 4) u kvaru

(slika 1.5) i da se sedište ekipe nalazi u blizini napojne TS.

0

1

2 3

1 2 3 4 5 6 7 8

K

4

napojna

TS

NORS p

Slika 1.5 – Ilustracija putanje koju pređe dispečerska ekipa tokom sekcionalizacije kvara metodom

polovljenja

Sa 0 je označena putanja kojom je dispečerska ekipa stigla na teren, tj. u distributivnu TS na sredini

izvoda (ako bi broj deonica bio neparan, ekipa bi stigla na srednju deonicu, ali u bližu TS):

Dispečerska ekipa do momenta lociranja deonice u kvaru pređe put 0-1-2. Odavde se ocenjuje dužina

puta za traženje deonice u kvaru.

Za izolovanje deonice u kvaru dispečerska ekipa pređe put 3. Ovo je dodatni put za konačno lociranja i

izolovanje deonice u kvaru.

Za restauraciju napajanja ekipa pređe put 4, do distributivne TS broj 8, u kojoj je NORS. Ovo je put LRUR

za ručno uključenje rezervnog izvora za restauraciju napajanja potrošačkih čvorova iza deonice u kvaru,

dat u relaciji (9).

Na slici 1.6 je prikazana primena detektora kvara u procesu lokacije i izolacije kvara /14,15,16,17/ za

kvar na deonici 3. Ispod izvoda je prikazana putanja dispečerske ekipe u slučaju kada su primenjeni detektori


13

kvara sa lokalnom signalizacijom, a iznad izvoda je prikazana putanja ekipe u slučaju kada se primenjuju

detektori kvara sa daljinskom signalizacijom, za isti kvar.

U oba slučaja se skraćuje putanja ekipe i vreme potrebno za postupak sekcionalizacije dela izvoda

koji je u kvaru. Time se postiže značajno skraćenje trajanja prekida napajanja.

KVAR RS za UR

1 2 3 4

1

2

3

2’ 3’1’

P

RTS

KVAR RS za UR

1 2 3 4

1

2

3

2’ 3’1’

P

RTS

napojna

TS NORS P

Slika 1.6 – Ilustracija primene detektora kvara sa lokalnom i daljinskom signalizacijom

Dakle, primena DA ne utiče direktno na intenzitet (godišnji broj) otkaza elemenata mreže, ali se

posredno, smanjenjem broja manipulacija prekidačima, smanjuje broj termičkih šokova, pogotovo kod

uključenja manje ili više hladnih potrošača (pay back), smanjuje se broj kvarova indirektno i nakon duže

primene DA. Ali, DA, u koju spadaju signalizacija nastanka kvara, signalizacija kojom se određuje deonica

izvoda koja je u kvaru i daljinsko upravljanje rasklopnom opremom, direktno utiču na skraćenje trajanja

kvara i beznaponske pauze:

signalizacijom mesta kvara skraćuje se vreme za dojavu mesta kvara, vreme za donošenje odluka i vreme

za traženje mesta kvara, čime se skraćuje trajanje beznaponske pauze TA;

daljinskim upravljanjem sklopka-rastavljačima, skraćuje se vreme potrebno za manipulaciju, a time i na

skraćenje oba vremena – TA i TB.

Napredak u razvoju tehnologije DA, pad njene cene i cena telekomunikacione i računarske opreme,

kao i razvoj softverskih alata kojima se može optimizirati ne samo instalacija, već i eksploatacija DA, s jedne

strane, kao i porast potreba potrošača za pouzdanim napajanjem i kvalitetnom električnom energijom i

potreba da se drži korak sa razvijenim zemljama Evrope, s druge strane, čine početak primene DA u EDB

nužnim.

1.2.4. Upravljanje mrežom tokom kvara i elementi distributivne automatike

Kako je već naglašeno, osnovna motivacija za implementaciju DA nalazi se u povećanju

pouzdanosti elektrodistributivne mreže u smislu isporuke što veće količine električne energije, odnosno

minimizaciji beznaponskih pauza potrošača. Ključna poluga za postizanje tog cilja jeste procedura za

menadžment kvarovima – tj. funkcija za lokaciju kvara, izolaciju kvara i restauraciju napajanja (Fault

Detection, Isolation and Restoration – FDIR). Ta procedura se u suštini zasniva na vrlo složenoj energetskoj

funkciji koja se, pre svega, aktivira u vanrednim pogonskim uslovima. Ovi uslovi su izazvani ispadima

značajnih kapaciteta SN mreže, koji nastaju posle delovanja relejne zaštite kod kratkih spojeva i

preopterećenja. To je razlog što je ovo glava posvećena praktično isključivo funkciji FDIR.

Otkazi u SN mreži mogu se pojaviti posle trajnih kratkih spojeva ili preopterećenja deonica izvoda

ili bilo kog drugog elementa mreže, koji iniciraju automatsko otvaranje odgovarajućih prekidača. Takvo

delovanje prekidača izaziva prekid napajanja više delova SN mreže. Posle prekida napajanja, sledi skup

aktivnosti koji se obično naziva lokacija i izolacija deonice (ili elementa) u kvaru, i restauracija napajanja u

SN mreži. Te aktivnosti se sastoje od:

traženje (što manjeg) dela SN mreže (na primer izvoda ili dela izvoda) koji sadrži element u kvaru,

traženje samog elementa u kvaru (na primer deonice izvoda koja je u kvaru) i njegovo izolovanje od

ostatka mreže,


14

restauraciju napajanja dela mreže koji nije pogođen kvarom, ali je zbog kvara ostao bez napajanja, u meri

u kojoj je to moguće.

Traženje i izolovanje elementa u kvaru i restauracija napajanja jedan je od najozbiljnijih problema

koji se postavlja u upravljanju elektrodistributivnom mrežom. Za sada, u praksi, ne postoje generalno

prihvaćeni i standardizovani algoritmi za rešavanje ovih problema. Ima više razloga za to. Prvi razlog

proizlazi iz različite strukture elektrodistributivnih mreža. Naime, u uzemljenim mrežama jedna grupa

procedura može biti efikasna, a da to ne važi za izolovane i kompenzovane mreže. Pored toga, jedan tip

procedura primenljiv je za ruralne (nadzemne) mreže, a nije primenljiv za urbane (kablovske) mreže. Osim

toga, izbor procedura značajno zavisi od raspoložive opreme za lokaciju kvara, kao i od broja daljinski

upravljive rasklopne opreme u dubini SN mreže. Opseg navedene instalisane opreme je veoma širok – od

moderne opreme za lokaciju kvara (mikroprocesorske jedinice sa registratorima kvara, detektori za

signalizaciju prisustva napona i detektori kvara, itd.) i velikog broja daljinski upravljive rasklopne opreme,

do slabo opremljenih mreža, bez opreme za lokaciju kvara i bez daljinski upravljive rasklopne opreme. Čak i

u velikim elektrodistributivnim kompanijama, mogu da postoje velike razlike u opremi i stepenu

automatizacije. Čak i u međusobno sličnim elektrodistributivnim mrežama (prema topologiji, tipovima

transformatora, nadzemnim/podzemnim izvodima, uzemljenju neutralne tačke), ali sa različitim stepenima

automatizacije, primena različitih procedura za lokaciju i izolaciju kvara i restauraciju napajanja poželjna je.

S ciljem da se reši ovaj problem razvijena je energetska funkcija FDIR. Ona je zasnovana na algoritmu

generalnog karaktera, u smislu da može biti korišćena u mrežama sa bilo kojim stepenom opreme za lokaciju

kvara i nivoom automatizacije rasklopne opreme, kao i u bilo kom tipu mreže sa stanovišta uzemljenja

neutralne tačke, topologije i strukture izvoda.

Sledeća oprema za lokaciju kvara uzeta je u obzir u energetskoj funkciji FDIR:

mikroprocesorske jedinice i ragistratori kvara, instalirani na počecima izvoda u napojnim TS,

detektori za signalizaciju prisustva napona i detektori kvara instalirani u dubini SN mreže, sa i bez

daljinske signalizacije,

linijski sekcionalizeri-osigurači instalirani u dubini SN mreže.

Funkcija FDIR obuhvata široku lepezu različitih metoda za lokaciju i izolaciju kvara i restauraciju

napajanja. Svaki od ovih metoda je raspoloživ za različite tipove mreža (uzemljene i izolovane, nadzemne i

podzemne, radijalne ili upetljane), sa različitim nivoima opremljenosti i automatizacije. Tipovi

elektrodistributivnih mreža, u kojima je primenljiva različita oprema, prikazani su u tabeli 1.1. Tabela takođe

prikazuje koji tipovi metoda za lokaciju i izolovanje kvara jesu primenljivi za različite tipove mreža. Najzad,

u tabeli 1.1 prikazane su i brzine delovanja pojedinih tipova opreme.

Iz tabele 1.1 može se videti da je organizacija funkcije FDIR u tri dela – lokacija, izolacija,

restauracija – samo formalna. Naime, ove tri funkcije se u praksi često preklapaju. Na primer, ako je na

raspolaganju dovoljno instalisane opreme za lokaciju kvara, minimalan skup deonica u kvaru sadrži samo

jednu deonicu. U tom slučaju, izolovanje kvara se obavlja u toku faze traženja kvara. Pored toga, većina

metoda sadrži i fazu lokacije i fazu izolovanja kvara. Klasifikacija ovih metoda izvedena je prema

dominantnoj komponenti (lokacija ili izolovanje), ali uvek treba imati u vidu njihovu kombinovanu prirodu.

Takođe, i u toku lokacije i u toku izolovanja kvara, obavlja se restauracija napajanja važnih potrošača

(potrošača s veoma velikim troškovima prekida napajanja), koji se nalaze "ispred" kvara (između mesta

kvara i početka izvoda). Restauracija napajanja važnih potrošači, koji se nalaze "iza" kvara (između mesta

kvara i kraja izvoda), može se obaviti pre kraja izolovanja elementa u kvaru. U tom slučaju, restauracija

napajanja se obavlja u toku izolovanja kvara.

Višestruke mogućnosti kombinovanja primene različitih tipova opreme prikazane su na slici 1.7. Na

taj način mogu se videti mogućnosti za unapređenje postupaka za lokaciju i izolovanje kvara u postojećim

mrežama instaliranjem nove opreme, uz koordinaciju rada sa postojećom opremom. Funkcija FDIR takođe

omogućava koordinaciju svih tipova opreme.

Algoritam funkcije FDIR uzima u obzir sve nivoe opremanja SN mreže detektorima kvara, od

slučaja gde je svaki izvod opremljen mikroprocesorom i registratorom kvara i svaka distributivna TS sa dva

detektora, do slučaja gde ne postoji nikakva oprema za lokaciju kvara. Takođe, algoritam uzima u obzir bilo

koji broj daljinski upravljive rasklopne opreme (rastavljači, prekidači i sklopka-rastavljači).

Za svaku kombinaciju raspoložive opreme za lokaciju kvara i daljinski upravljive rasklopne opreme,

generalni algoritam funkcije FDIR nudi najefikasniji plan akcija za traženje deonice ili drugog elementa u


15

kvaru, izolaciju kvara i restauracija napajanja. Viši nivo opreme za lokaciju kvara omogućava kraću

očekivanu beznaponsku pauzu i manju neisporučenu energiju usled kvarova.

Dakle, FDIR je složena funkcija koja se sastoji od tri funkcije: lokacija (detekcija) kvara, izolacija

kvara i restauracija napajanja. Ove funkcije se aktiviraju sukcesivno, jedna po jedna. Ciljevi svake funkcije

opisani su u narednom tekstu.

Tabela 1.1 – Opseg primene različitih metoda i tipova opreme za funkciju FDIR.

FDIR

Tip

izvoda Neutralna tačka Brzina

Naziv opreme

Lo

kac

ija

Izo

laci

ja

Res

taura

cija

Nad

zem

ni

Po

dze

mn

i

Uze

mlj

ena

Izo

lov

ana

Ko

mp

enzo

van

a

VF

(v

rlo

brz

o)

F(b

rzo

)

S (

sporo

)

Funkcija metode

Mikroprocesorski relej

+ – – + + + +1) +1) VF Procena udaljenosti kvara zasnovana na merenju

impedanse

Detektori kvara

+ – – + + + +2) +2) VF/S3) Procedure za sekcionalizaciju sa detektorima

kvara

Detektori za signalizaciju prisustva napona sa

automatskom opremom za sekcionalizaciju 4)

+ + (+)5) + – + + + F Procedure za sekcionalizaciju sa detektorima

za signalizaciju prisustva napona

Riklozeri-autosekcionalizeri-osigurači sa

automatskom promenom uklopnog stanja + + (+)5) + – + + + F

Procedure za sekcionalizaciju sa koordinacijom

rada riklozera-autosekcionalizera-osigurača

Daljinski upravljiva rasklopna oprema

+ + + + + + + + F Procedure za sekcionalizaciju metodom

polovljenja i sa heurističkim algoritmom

baziranim na fazi logici

Bez daljinski upravljive rasklopne opreme

+ + + + + + + + S Procedure za sekcionalizaciju bez daljinski

upravljive rasklopne opreme – svih šest gornjih

metoda

1) Samo za kvarove faza-faza

2) Samo specifična rešenja

3) Sa/bez daljinske signalizacije

4) Izvodi sa mogućnošću napajanja sa dve strane zahtevaju detektore za signalizaciju prisustva napona instalisane

na oba kraja svake deonice

5) Restaurira napajanje samo dela izvoda


16

START

Mikroprocesorski relej

Detektori kvara

Detektori napona

Riklozeri – sekcionalizeri – osigurači

Daljinski upravljiva rasklopna oprema

Rasklopna oprema bez daljinskog upravljanja

KRAJ

Lo

kac

ija

i iz

ola

cija

kv

ara

Lo

kac

ija

kv

ara

Res

tau

raci

ja

nap

ajan

ja

Slika 1.7 – Kombinovanje primene različitih tipova opreme u toku lokacije i izolovanja elementa u kvaru i

restauracije napajanja.

1.2.4.1 Lokacija kvara (Fault Detection – FD)

Deo funkcije FDIR koji se odnosi na lokaciju kvara koristi se za određivanje skupa električno

povezanih deonica izvoda koji sadrži deonicu u kvaru. Ovaj skup se naziva deo mreže pogođen kvarom (FSS

– Faulted Sections Set). FSS se određuje na osnovu delovanja opreme za lokaciju kvara. Veličina FSS zavisi

od nivoa (zastupljenosti) opreme za lokaciju kvara. U tom smislu FSS može da sadrži samo jednu deonicu

(deonicu u kvaru) ako postoji pomenuta oprema visokog nivoa. Na taj način lokacija deonice u kvaru obavlja

se za nekoliko sekundi. S druge strane, kada ne postoji nikakva oprema za lokaciju kvara, procedure za

traženje deonice u kvaru zahtevaju veoma ekstenzivno korišćenje rasklopne opreme u mreži, što zahteva

dosta vremena.

1.2.4.2 Izolacija kvara (Fault Isolation – FI)

Deo funkcije FDIR koji se odnosi na izolaciju kvara sastoji se od procedure za svođenje dela mreže

pogođenog kvarom (FSS) na samo jednu deonicu (deonicu u kvaru) i električno izolovanje te deonice od

ostatka izvoda. Izolovanje kvara se obično sprovodi sukcesivnim polovljenjem FSS na dva dela

(sekcionalizacija) i eliminacijom onog dela FSS za koji se utvrdi da ne sadrži deonicu u kvaru. Ova

procedura se sprovodi fizičkim eksperimentima, koji podrazumevaju relativno veliki broj manipulacija

rasklopnom opremom. Dakle, vreme potrebno za sprovođenje funkcije izolacije kvara zavisi od broja

daljinski upravljive rasklopne opreme i kreće se od nekoliko desetina sekundi do više desetina minuta.

1.2.4.3 Restauracija napajanja (Supply Restoration – SR)

Deo funkcije FDIR koji se odnosi na restauraciju napajanja predstavlja proceduru za određivanje

optimalnog plana manipulacija rasklopnom opremom onog dela izvoda koji ostaje bez napajanja posle


17

izolovanja kvara. Taj deo izvoda se nalazi između deonice u kvaru i kraja izvoda (iza kvara). Restauracija

napajanja je zasnovana na multikriterijumskom algoritmu.

Ovaj deo složene funkcije FDIR – restauracija napajanja – koristiti se za određivanje plana

restauracije napajanja u sledećim slučajevima:

kvar (ili plansko održavanje) napojnog transformatora,

kvar (ili plansko održavanje) izvoda,

preopterećenje napojnog transformatora,

preopterećenje izvoda,

nedovoljan nivo osetljivosti relejne zaštite.

Na taj način, restauracija napajanja koja predstavlja treći deo funkcije FDIR, može da se

koristi i posebno, za rešavanje drugih pogonskih problema, dakle unutar DA u širem smislu.

1.3. LITERATURA

/1/ P.M. van Oirsouw, F.Provoost: "Fault localization in an MV distribution network", 17th International

Conference on Electricity Distribution CIRED, Barcelona, Maj 2003, pp.3-64.

/2/ H. Roman, H. Hylla: "Experiences on Location of Earth Faults and Short Circuits in Rural Medium

Voltage Networks", 17th International Conference on Electricity Distribution CIRED, Barcelona, Maj

2003, pp.3-9.

/3/ Frank G., Waste W. "Moglichkeiten zur Vurbesserung der Versorgungszuverlassigkeit bei einem

regionalen Elektrizitatsversor-gungsunternehmen", Elektrizitatswirtschaft, H 1/2, 1983, ss. 17-24.

/4/ McCall L.V., Chambers B.J.: "Scarborough distribution automation project implementation and

preliminary performance experience", IEEE PAS, No 10, October 1985, pp 2759-2763.

/5/ Purucker S.L., Thomas R.J., Monteen L.D.: "Feeder autromation designs for installing an integrated

distribution control syistem", IEEE PAS, No 10, October 1985, pp 2929-2934.

/6/ Lawler J.S., Monteen L.D., Patton J.B., Rizy D.T.: "Impact of automation on the peliability of the

Athens utilities board’s distribution system", IEEE PWRD, No 1, January 1989, pp 770-778.

/7/ Fernandes R.A., Bunch J.B., Chestnut H.: "Evaluation of a concertual distribution automation system",

IEEE PAS, No 7, July 1982, pp 2024-2031.

/8/ Blair W.E., Bunch J.B., Gentz C.H.: "A methodology for economic evaluation of distribution

automation", IEEE PAS, No 10, October 1985, pp 2954-2960.

/9/ Stubbe M.: "Study of signaling and control equipment policy for medium voltage distribution

networks", CIRED 1985, pp 315-320.

/10/ Wolf H., Maier K.: "Netzleitsystem und Betriebsfuhrung des mittelspannungsnetzes in einem

stadtischen Querverbundunternehmen", Elektrizitatswirtschaft, H 4, 1990, ss. 137-145.

/11/ M.D.Nimrihter, R.M.Ciric, D.S.Popovic: "Distribution Network Reliability Analysis by Application of

Monte Carlo Simulations", 15th International Conference on Electricity Distribution CIRED, Nice,

France, 1-4. June 1999, Paper C.2.2.2, pp. 50-52.

/12/ M.D. Nimrihter, "Opravdanost primene principa jednostrukog kvara prilikom oblikovanja gradskih

srednjenaponskih distributivnih kablovskih mreža", Doktorski rad 1994.


18

/13/ M.D.Nimrihter, P.N.Đapic: "Reliability Indices Estimation of Unstationary Distribution Networks",

14th International Conference on Electricity Distribution CIRED, Birmingem, 2-5. June 1997,

pp.6.27.1-4.

/14/ M.D.Nimrihter: "Reliability Indices Estimation of Distribution Circuits by Application of Distribution

Networks with Fault Locators", IV International Nikola Tesla Symposium, Belgrad, 23-25. September

1991, pp. 183-193.

/15/ M.D.Nimrihter, S.D.Kojic: "Model Used to Evaluate Reliability Factors in the MV Power Distribution

Automation", DA/DSM DistribuTech Europe 96, Viena, 8.-10. October 1996, pp.547-558.

/16/ M.D.Nimrihter: "Influence of Distribution Automation on Distribution Networks Reliability", V

International Nikola Tesla Symposium, Belgrade, 15.-18. October 1996, Sesion 3, pp.231-238.

/17/ M.D.Nimrihter: "Choice of Optimum Locations of Remote Controlled Switching Devices", DA/DSM

DistribuTech Europe 97, Amsterdam, Netherlands, 14-16. October 1997, poster, Session 2.

Knjiga 1 – 3. Prikaz primene tehnika u nekoliko evropskih zemalja i Japanu

19

2. PRIKAZ PRIMENE AUTOMATIZACIJE U NEKOLIKO

EVROPSKIH ZEMALJA I JAPANU

U ovoj glavi prikazana su iskustva i planovi daljeg razvoja primene automatskog i daljinskog

upravljanja (DA) u trinaest evropskih zemalja, kao i Japanu zbog tridesetogodišnjeg uspešnog funkcionisanja

DA u toj zemlji.

2.1. ITALIJA

Krajem 1998. godine ENEL, kompanija za distribuciju električne energije u okviru elektroprivrede

Italije, započela je srednjoročni razvojni program s ciljem da se unapredi kvalitet snabdevanja električnom

energijom, smanje troškovi poslovanja i unapredi tehnologija distributivne mreže /1/. Ovaj program je bio

zasnovan na sledećim glavnim projektima:

Uvođenje novog sistema uzemljenja SN mreže,

Daljinsko upravljanje distributivnim TS SN/NN,

Automatizacija lociranja kvarova, izolovanja kvarova i restauracije napajanja u SN mreži.

2.1.1. Karakteristike distributivne mreže ENEL-a

Elektrodistributivna SN mreža ENEL-a kreće sa primarnih napojnih TS VN/SN (VN nivo je 132/150

kV, a SN nivo 10/15/20 kV) i obično je neutralna tačka SN mreže izolovana. Međutim, od 2002. godine

počinje uzemljavanje neutralne tačke preko impedanse, tako da je već oko 10 % sabirnica napojnih TS

uzemljeno. Ukupan broj napojnih TS je 1800 i sve su daljinski nadzirane i upravljanje.

Svi SN izvodi su u normalnom pogonu radijalni sa prekidačem na početku izvoda. Ukupna dužina

SN vodova je 347.000 km (NN mreža oko 700.000 km).

Ukupan broj distributivnih TS SN/NN je 347.000 od čega je 138.000 stubnih. U distributivnim TS

SN/NN instalirani su sklopka-rastavljači koji omogućavaju promenu pogonske konfiguracije izvoda. Oni su

u mogućnosti da se uključe na kvar (izdrže struju čija je vršna vrednost do 31,5 kA), ali se ne mogu koristiti

za prekidanje struja većih od 400 A, posebno ako je faktor snage mali. Rastavljačima se manipuliše ručno ili

daljinski.

Ista vrsta rastavljača je instalirana i na stubove nadzemne SN mreže i sa njima se takođe manipuliše

ručno ili daljinski.

Relativno mali broj stubnih prekidača (riklozera) je instaliran u nadzemnoj SN mreži, samo u

oblastima sa velikim dužinama SN izvoda. Na tim SN izvodima se prvi korak lokacije kvara realizuje

automatski – pomoću riklozera. Treba naglasiti da je cena riklozera od 3 do 7 puta veća od cene rastavljača, a

primena riklozera (umesto rastavljača) može dati dobre rezultate samo u slučaju prolaznih kvarova dok nema

uticaja na trajne kvarove.

Impedanse za uzemljenje neutralne tačke, koje se primenjuju u nekim napojnim TS, izvode se na

sledeći način:

Fiksna impedansa (fiksna reaktansa i otpornost), jeftinije i jednostavnije rešenje, ali sa lošijim pogonskim

karakteristikama;

Promenljiva impedansa (promenljiva reaktansa i otpornost), skuplje i složenije rešenje, ali sa boljim

pogonskim karakteristikama.

Čista otpornost od oko 770 , uglavnom za nadzemne mreže sa strujama zemljospoja manjim od 60 A,

odnosi se na 20 kV nivo.


20

2.1.1.1 Daljinsko upravljanje SN mrežom

Paralelno sa uvođenjem novog sistema uzemljenja neutralne tačke u napojnim TS, pokrenut je i

drugi veliki projekat u cilju povećanja kvaliteta napajanja električnom energijom u relativno kratkom

vremenskom periodu u odnosu na dugoročne strukturalne promene u distributivnoj mreži. To je projekat za

daljinski nadzor i upravljanje distributivnim TS /2/, čiji je osnovni cilj daljinsko upravljanje sa 80.000

distributivnih TS do 2004. godine (oko 23 % ukupnog broja TS). Glavne karakteristike sistema daljinskog

upravljanja su sledeće:

Upravljivi rastavljači sa motornim pogonom;

RTU (daljinske stanice) sa niskom cenom i visokim performansama;

Moduli za telekomunikacije bazirani na sistemu GSM;

29 dispečerskih centara za celu teritoriju.

2.1.1.2 RTU za distributivne TS SN/NN

Postoji više tipova RTU za distributivne TS za obradu signalizacije, komandovanje i opciono za

merenja. RTU mogu da autonomno upravljaju rastavljačima radi lokacije, izolacije kvara i restauracije

napajanja bez intervencija ljudi. RTU su potpuno programabilni lokalno preko PC, koji mogu da se koriste

i za lokalnu dijagnostiku. Takođe, aplikacioni programi i glavni parametri mogu daljinski da se menjaju iz

dispečerskog centra, što je značajna funkcija da se obezbedi brzo i pouzdano održavanje softvera.

Svaki tip RTU može se opremiti modulom za obradu i prenos 8 merenja. Radi smanjenja troškova i

vremena instalacije, povezivanje RTU sa SN rasklopnom opremom i drugim uređajima u distributivnoj TS

zasnovano je na standardizovanim kablovima i konektorima. Svaki RTU je opremljen olovnim

akumulatorskim baterijama od 24 V dc i 25 Ah (koje takođe obezbeđuju energiju za motorne pogone) i sa

punjačem baterija. Specijalni DC/DC konvertor na ploči obezbeđuje napajanje komunikacionog modula

(GSM mobilni telefon). Primenjeni protokol je u potpunosti saglasan sa IEC 870-5-101 protokolom, sa

manjim modifikacijama:

da se protokol prilagodi mobilnom komunikacionom sistemu,

da se omogući spontani način povezivanja.

2.1.1.3 Telekomunikacioni podsistem

Ključna tačka projekta je izbor postojeće GSM celularne mreže. ENEL je sam razvio i

standardizovao interne procedure i kriterijume za:

merenje jačine elektromagnetskog polja,

izbor odgovarajućih antena,

izbor odgovarajućeg provajdera mobilne telefonije u području,

nadgledanje i održavanje efikasnosti svih konekcija.

Da bi se pojednostavila instalacija, razvijen je specijalni integrisani GSM modul – u plastičnom

vodootpornom kućištu zajedno su smešteni dual band celularni telefon, modem i antena. Na dnu kućišta

nalazi se priključak RS232, priključak za napajanje i za eksternu antenu. Kada je potrebna eksterna antena,

interna se može izostaviti. Modul je programabilan kroz lokalnu ili daljinsku konekciju. Moguće je

memorisati i listu pozivnih brojeva iz sigurnosnih razloga (komunikacija će se uspostaviti samo ako je

pozivni broj autorizovan i uključen u listu).

Celularni modul može da detektuje i uspostavi protokol za prenos podataka u oba režima:

V32 (analogni),

V110 (digitalni).

Ukupni prenos podataka se ostvaruje brzinom od 9600 bps sa osmobitnim rečima i bez ispitnog bita.


21

Kada mobilna mreža ne pokriva mesto instalacije ili kada upravljana TS zahteva konekciju sa

visokim nivoom raspoloživosti, koriste se telefonske linije koje se po potrebi mogu uključiti ili isključiti ili

zakupljene telefonske linije. U tim slučajevima primenjuju se komercijalni V32 bis modemi sa istom

brzinom prenosa i istim formatom reči i sa mogućnostima provere i korekcije greške prema MPN4 protokolu

uključenom u modeme.

Kao moguće rešenje za teške situacije, ENEL testira korišćenje satelitske komunikacije, međutim

treba imati u vidu finansijsku stabilnost provajdera satelitske komunikacije i jediničnu cenu zavisnu od

obima tržišta.

Kontrolni (dispečerski) centri upravljanja su zasnovani na snažnim serverima i konfiguraciji mreže.

U potpunosti je sprovedena integracija informacija koje dolaze iz daljinski upravljanih napojnih TS i

distributivnih TS. Multiserijske interfejs ploče i ISDN modemi se koriste za povezivanje sa RTU.

Vezano za način komunikacije sa uređajima (RTU u distributivnim TS SN/NN) na terenu, sledeći

osnovni načini rada su raspoloživi:

Kontrolni centar, prema specificiranoj tabeli poziva, jednom nedeljno izvodi pozive RTU po određenom

rasporedu (polling). Alarmi se prihvataju od strane operatora i memorišu u dnevnik događaja.

Poziv se momentalno inicira od strane RTU kada se ozbiljniji alarm registruje u TS, ovaj način je

limitiran na odabrane značajnije alarme.

U svakom momentu operator mreže može da uspostavi komunikaciju sa određenim RTU u cilju

prihvatanja alarma, slanja komande rastavljačima ili obuhvatanja merenih veličina.

Svaki alarm, komanda ili izmena statusa rastavljača su prikazani na displeju mreže i registrovani u

dnevniku događaja.

2.1.1.4 Cost/benefit analiza primene daljinskog upravljanja

Ukupni troškovi po jednoj distributivnoj TS uključenoj u sistem daljinskog upravljanja predstavljaju

zbir investicionih troškova vezanih za:

SN rasklopnu opremu sa motornim pogonom,

RTU sa napajanjem iz akumulatorske baterije,

GSM modul,

Radove na instalaciji i puštanje u rad.

Ovim troškovima se dodaju godišnji pogonski troškovi i troškovi održavanja.

Dobit se računa uzimajući u obzir uštede koje dolaze od:

smanjenih penala/povećanih bonusa zbog povećanog kvaliteta napajanja / smanjenja neisporučene

energije potrošačima,

uobičajene manipulacije na mreži mogu se obaviti za kraće vreme i sa manjim brojem ekipa.

Period vraćanja ulaganja može se odrediti uzimajući u obzir:

različite elemente koje utiču na kvalitet napajanja (restauracija napajanja zdravih deonica izvoda i broj

potrošača priključenih na njih), smanjenje vremena dugih prekida napajanja,

manje potrebe za dispečerskim ekipama koje ručno upravljaju rasklopnom opremom duž izvoda (srednje

vreme potrebno za jednu ručnu manipulaciju je oko 40 minuta, a ekipa se u proseku sastoji od 2 člana),

broj i lokaciju kvarova koji generišu duge prekide, srednji broj NN potrošača po SN izvodu (oko 1000),

broj manipulacija sa rasklopnom opremom zbog planiranih radova, broj daljinski upravljivih

distributivnih TS.

Period vraćanja ulaganja u najgorem slučaju nije duži od tri godine (uglavnom zbog

kumulativnog smanjenja trajanja prekida napajanja).


22

2.1.1.5 Lokalna automatika SN mreže

Na planu smanjenja trajanja prekida napajanja, dalja poboljšanja se mogu postići lokalnom

automatizacijom SN mreže. U slučaju ENEL-a, lokalna automatika znači uvođenje sistema kojim je moguća

automatsko lociranje, izolovanje kvara i restauracija napajanja bez ljudske intervencije.

U normalnim pogonskim uslovima primena lokalne automatike donosi malo poboljšanje smanjenja

vremena prekida. Međutim, u slučajevima težih i istovremenih kvarova na velikom području mreže, lokalna

automatika omogućava značajno bržu restauraciju napajanja, bez kašnjenja izazvanog vremenom koje je

potrebno dispečeru za rešavanje problema.

Lokalna automatika SN mreže je bazirana na programima rezidentnim u memoriji RTU, koji se

formiraju, aktiviraju, deaktiviraju ili podešavaju odgovarajućim porukama iz dispečerskog centra. Ovi

programi upravljaju kvarovima putem jednostavnih akcija i kašnjenja iniciranih lokalno od strane dva

signala: prisustvo/odsustvo ulaznog napona i aktiviranje detektora kvara. Automatika ponovnog uključenja

SN izvoda diktira vremenske sekvence lokalne automatike. U slučaju kvara, deonica u kvaru se automatski

izoluje i napajanje se uključuje zdravoj deonici „ispred“ mesta kvara, a na kraju ovog procesa se alarmira

dispečer da sprovede neophodne radnje za popravku kvara i vraćanje napajanja zdravim deonicama „iza“

mesta kvara.

Osnova sistema su detektori struje kvara i detektori prisustva napona. Detektori struje kvara

razlikuju struju zemljospoja i struju kratkog spoja i aktiviraju različite signale. Vezano za detekciju struje

zemljospoja imaju sledeće karakteristike:

Osetljivost na smer,

Daljinska promena radnog smera,

Visoka osetljivost u obe konfiguracije uzemljenja neutralne tačke (izolovana/kompenzovana).

2.1.1.6 Opis dve tehnike automatizacije

Postoje dve tehnike (metodi) za automatsku lokaciju i izolaciju kvara i restauraciju napajanja

"zdravih" deonica „ispred“ deonice u kvaru. Ovi metodi su zasnovani na specijalnoj logici programiranoj

unutar RTU i primenjeni su na jedan ili više upravljivih sklopka-rastavljača u distributivnim TS duž SN

izvoda i na uređaj za automatsko ponovno uključenje prekidača na početku SN izvoda.

Dispečer u dispečerskom centru može da:

Izabere odgovarajuću proceduru u zavisnosti od tipa izvoda (nadzemni, kablovski, mešoviti) i statusa

neutralne tačke u napojnoj TS (izolovana/kompenzovana);

Konfiguriše izabranu proceduru za svaki SN izvod;

Odobri/zabrani proceduru za svaki izvod, svaku distributivnu TS ili svaki rastavljač;

Primi alarm od RTU-a o izvršenoj automatskoj proceduri, kako bi napojio i zdrave deonice „iza“ deonice

u kvaru.

„Prva“ tehnika se može primeniti na kablovskim i nadzemnim izvodima (samo vremenski parametri

se drugačije podešavaju), za obe varijante uzemljenja neutralne tačke (izolovana/kompenzovana). Detektori

struje kvara i detektori za signalizaciju prisustva napona, postavljeni su uz svaki automatizovani SN

sklopka-rastavljač. U distributivnim TS obično su automatizovani samo sklopka-rastavljači na napojnim

deonicama, ali sistemom je dopuštena i automatizacija više od jednog rasklopnog aparata. Za svaki sklopka-

rastavljač važe sledeća pravila:

1. Sklopka-rastavljač se otvori ako nestane napona na detektoru duže od zadatog vremena, a detektor struje

kvara je registrovao struju kvara.

2. Sklopka-rastavljač se zatvori (prema prioritetu, ako postoji više automatskih sklopka-rastavljača na

izvodu) kada naponski detektor registruje pojavu napona, nakon ponovnog uključenja prekidača SN

izvoda ili sklopka-rastavljača postavljenog prema izvoru napajanja.


23

3. Sklopka-rastavljač se otvara i definitivno ostaje („zaključava se„) u otvorenoj poziciji kada izvršavajući

manipulaciju zatvaranja (prema pravilu 2.) naponski detektor registruje gubitak napona i u isto vreme

detektor struje kvara registruje struju kvara, oboje u kratkom vremenskom „prozoru“ nakon zatvaranja

rastavljača. „Zaključavanje“ rastavljača u otvorenoj poziciji inicira poziv prema dispečeru, kako bi

nastavio proceduru restauracije ostalim deonicama.

Druga tehnika primenjuje se takođe u kablovskim i nadzemnim mrežama, ali samo u mrežama sa

kompenzovanom neutralom, a logika delovanja zavisi od tipa kvara (kratak spoj, zemljospoj) koji registruje

detektor kvara:

u slučaju kratkog spoja (detektor kratkog spoja) druga tehnika ima istu logiku kao prethodna,

u slučaju zemljospoja (detektor zemljospoja) automatika deluje tako što izoluje kvar bez delovanja

izvodnog prekidača.

Kod ovog drugog slučaja pravila za automatizovane sklopka-rastavljače su:

1. Sklopka-rastavljač se otvori i ostane u toj poziciji, posle podešenog kašnjenja, ako je detektor

zemljospoja registrovao zemljospoj koji traje do kraja podešenog vremena kašnjenja.

2. Za svaki automatizovani sklopka-rastavljač vreme se podešava prema poziciji distributivne TS

na izvodu, tako da se otvori najudaljeniji automatizovan sklopka-rastavljač koji je detektovao

kvar.

Pritom su moguće sledeće dve situacije:

a) ako je kvar na prvoj deonici izvoda (pre prvog automatskog rastavljača snage), izvodni prekidač

izvršava sve cikluse otvaranja/zatvaranja i na kraju definitivno isključuje.

b) ako je kvar u dubini izvoda (nije na prvoj deonici izvoda), izvodni prekidač ostaje zatvoren sve

vreme u toku sekcionalizacije kvara, sprečavajući prekid napajanja zdravih deonica (onih ispred

kvara).

2.1.1.7 Cost/Benefit ocena sistema lokalne automatizacije

Lokalna automatika je dodatna funkcija sistema daljinskog nadzora i upravljanja i kao dodatne

komponente su potrebni samo detektori kvara i programiranje RTU (oko 7 % dodatnih troškova po

distributivnoj TS). Iz tih razloga, cost/benefit (troškovi/dobit) ocena računata je poredeći vrednosti

bonusa/penala vezanih za promenu kumulativnog trajanja prekida napajanja u odnosu na sistem bez lokalne

automatike. Vreme otplate lokalne automatike varira od 1,2 do 2,5 godine.

U odnosu na status neutralne tačke može se zaključiti sledeće:

U slučaju izolovane neutralne tačke dešava se veći broj dugih prekida napajanja u SN mreži, tako da

automatika treba da deluje više puta, pa je redukcija trajanja prekida napajanja veća (kraći period otplate);

U slučaju kompenzovane neutralne tačke broj trajnih prekida napajanja pada za oko 30 %, tako da

automatika treba da deluje samo ponekad, povećavajući pri tom vreme otplate za više od 40 %.

2.1.1.8 Početak primene automatike i prvi rezultati eksploatacije

Na severu Italije (Lombardia, Triveneto) automatizovano je oko 350 SN izvoda i podaci koji su

prikupljeni u toku 2002. godine potvrđuju teorijske analize i ukazuju na značajna poboljšanja u restauraciji

napajanja (smanjenje kumulativnog trajanja kvara godišnje za više od 20 %):

Sa tradicionalnom (ručnom) procedurom traženja (sekcionalizacije) mesta kvara, kod 94.5 % potrošača se

restaurira napajanje za 40.9 minuta;

Sa daljinskim upravljanjem, za isti procenat potrošača restaurira se napajanje za 8.2 minuta;

Sa lokalno automatizovanim manipulacijama, za isti broj potrošača restaurira se napajanje za 1.3 minuta.


24

2.1.2. Mreža Milana

Italijansko tržište električne energije prolazi kroz glavnu fazu procesa deregulacije. Pojava novih

tipova potrošača i potreba za novim kvalitetom napajanja potrošača električnom energijom primorali su

elektrodistributivne kompanije da odustanu od svojih prethodnih pristupa i da se usmere na zadovoljenje

potreba za kvantitetom i kvalitetom koji zahtevaju potrošači. Novi potrošači, nazvani "slobodni potrošači",

imaju mogućnost da slobodno kupe električnu energiju po najboljoj ceni i da biraju da li će da je kupe od

proizvođača ili od prodavaca električne energije. Minimalni tehnički uslovi (kvalitet, kontinuitet napajanja)

koji se moraju obezbediti ovim potrošačima (kojih je sve više) utiču na promene u distribuciji električne

energije. Tradicionalni, mrežno orijentisan pristup zamenjen je potrošački orijentisanim pristupom. U tom

novom pristupu daljinsko upravljanje ima najveći značaj /3/.

"Aem Elettricita SpA" je kompanija za distribuciju i prodaju električne energije u polovini grada

Milana (drugu polovinu pokriva ENEL). Električna energija se preuzima preko 4 napojne TS VN/SN, a

distribuira preko 13 TS SN1/SN2 , dve distributivne mreže (nominalnih napona 9 kV i 23 kV) sa oko 2.500

distributivnih TS SN/NN i oko 430.000 potrošača. TS VN/SN i TS SN/SN su obuhvaćene sistemom

daljinskog upravljanja SCADA, koristeći se privatnim telefonskim linijama. Posle realizacije pilot sistema

upravljanja, Aem je uveo i DMS (Distribution Management System).

2.1.2.1 Daljinsko upravljanje napojnih TS

Daljinsko upravljanje napojnim TS VN/SN i distributivnim TS SN/SN omogućuje Aem-u vrlo

kvalitetno upravljanje svojom mrežom. Prvi sistem je instaliran sedamdesetih godina. Telekomunikacije su u

sadašnjem sistemu realizovane privatnim telefonskim linijama. Razmatra se migracija komunikacija sa RTU-

ovima na novu računarsku mrežu tipa WAN (Wide Area Network). Glavne odlike sistema daljinskog

upravljanja TS VN/SN su:

SCADA postavljena u centru upravljanja Aem-a (u Milanu),

Operativni sistem: Unix,

Broj RTU-ova: 17,

16.000 podataka u realnom vremenu,

Prenos podataka je preko telefonskih kablova.

2.1.2.2 Daljinsko upravljanje distributivnim TS

Kako je napred rečeno, preko SN mreže se napaja oko 2.500 distributivnih TS SN/NN (najmanje

jedan SN rastavljač, jedan distributivni transformator i jedan NN prekidač postavljeni su u svakoj

distributivnoj TS).

U poslednjih nekoliko godina, pilot projektom za daljinsko upravljanje u SN mreži obuhvaćeno je 24

TS SN/NN. Iz iskustva koje je dobijeno, Aem sada uvodi DMS sa namerom upravljanja celom SN mrežom.

Glavne osobine DMS sistema su:

SCADA funkcije za jedinstveno upravljanje i napojnim i distributivnim TS (u prvoj fazi će se daljinsko

upravljanje primeniti u TS SN/NN, a cilj je da se za nekoliko godina obezbedi daljinsko upravljanje na

oko 500 do 600 takvih TS, odnosno oko 25 % ukupnog broja TS),

Sofisticirani mašina-čovek interfejs (MMI – Man Machine Interface), koji omogućava upravljanje

topološkom strukturom mreže; sistem treba da operiše sa najmanje 200.000 podataka (alarma, stanja,

komandi);

Otvorenost prema upravljanju NN mrežom,

Korišćenje standardnih komunikacionih protokola.


25

2.2. FRANCUSKA

2.2.1. Mreža EDF

Elektrodistributivna SN mreža francuske nacionalne elektroprivredne kompanije EDF (Electricite de

France) je najvećim delom (83 %) na 20 kV naponu i snabdeva 28.600.000 potrošača. Mreža je uzemljena

direktno ili preko male impedanse, a razmatra se mogućnost uzemljenja nekih ruralnih mreža preko

Petersenove prigušnice. Osim standardnih zaštita, u SN mrežama Francuske koristi se „šant“ zaštita od

zemljospojeva, odnosno kratkotrajno uključenje faze u kvaru putem specijalnog prekidača (zemljospojni

prekidači) u slučajevima zemljospojeva, kako bi se eliminisali prolazni zemljospojevi bez prorade prekidača

na izvodu i prekidanja napajanja potrošača na celom izvodu.

Automatsko ponovo uključenje (riklozeri) su uglavnom postavljeni na početku izvoda u ruralnim

(nadzemnim) mrežama, sa ciljem da se eliminišu prolazni kvarovi bez prekida napajanja. Takođe, EDF je

razvio strategiju postavljanja automatskih riklozera ili autosekcionalizera u dubini SN izvoda, odnosno u

distributivnim TS. Duž prosečnog SN izvoda ima do 15 TS SN/NN (ruralne mreže), odnosno do 10 TS

(urbane mreže) i sve su opremljene sa detektorima kvara, dok se daljinski kontroliše do 3 TS po prosečnom

SN izvodu.

EDF je pored SCADA funkcija uveo i programski paket AUSTRAL /4,5/ (slika 2.1), pomoću kojeg

se obezbeđuje pomoć prilikom (daljinskih) manipulacija rasklopnom opremom. S tim projektom se započelo

u Francuskoj 1998. godine i testiran je u više dispečerskih centara EDF-a.

Eksport Informacije o potrošaču

Ekonomski plan

Analiza

Planiranje

Analiza

događaja iz prošlosti

Daljinski signali

Daljinska merenja Daljinske komande

Mreža

Realno vreme

Nadzor, upravlja-

nje i dijagnoza

Aktivnost

Obrada

Dijagnoza, obrada

alarma

Lokacija kvara

Restauracija napajanja

Prenos opterećenja

Upravljanje mrežom

tokom kvara

Upravljanje dispečer-

skom ekipom

Simulacioni

mod

Simulacioni mod

Trening

Slika 2.1 – Daljinsko upravljanje koristeći se programskim paketom AUSTRAL.


26

2.2.2. Mreža UEM

Francuska kompanija Usine d’Electricité de Metz (UEM) koja se bavi proizvodnjom i distribucijom

električne energije pokrenula je veoma važan projekat, nazvan "Qualiréseaux", čiji je cilj obezbeđenje

globalnog menadžmenta daljinskog upravljanja mrežom UEM-a, koji će obuhvatiti sva tri naponska nivoa –

VN i SN i NN.

Da bi zadovoljila visoke zahteve potrošača, kompanija GILLAM (slika 2.2), proizvođač rešenja za

daljinsko upravljanje, razvio je integrisan sistem SCADA/DMS /5/.

SCADA

serveri

Razvojni i

komunikacioni

serveri

Memorijske jedinice

Server za arhiviranje

Štampač

Dnevnik

održavanja Operater sa radom u simulacionom

modu

Operater sa radom

u realnom

vremenu

Operater sa radom

u realnom

vremenu

komunikaciona mreža podataka: LS

PSTN X-25

Radio mreža

Intranet

Hardverska platforma

Compaq Alpha server

Hewlett packard server PC računar

Protokoli

CEI 870

HNZ (EDF standard)

JBUS- Modbus

Velika sinoptička ploča

Serverska mreža

RTU mreža

Mreža operatera

Ploter

Slika 2.2 – Integrisan sistem SCADA/DMS (GILLAM).

2.2.3. CAHORS Group

Pošto je brza restauracija napajanja jedan od ključnih faktora koji utiče na kvalitet napajanja

potrošača električnom energijom, CAHORS Group je razvio usmerene detektore kvara za nadzemne (slika

2.3) i kablovske SN mreže (slika 2.4) /7/. Pogodni su za lokaciju svih tipova kvarova (jednofaznih i

višefaznih), kao i za daljinsko upravljanje.


27

Kapacitivna delila

napona

Štićeni kabel

Signalizacija

Slika 2.3 – Detektor kvara za nadzemnu

mrežu.

Slika 2.4 – Detektor kvara za kablovsku mrežu.

2.3. BELGIJA

Elektrodistributivnom mrežom kompanije za distribuciju električne energije ELECTRABEL u

Belgiji, koja pokriva oko 80 % teritorije Belgije, upravlja se iz pet različitih zona. Svaka od tih zona je bila

samostalna i sprovodila se različita strategija pri izboru distributivne opreme, tehnike, metoda automatizacije

i upravljanja mrežom /8/. Međutim, stvaranjem centralne tehničke direkcije otpočeo je proces standardizacije

u cilju smanjenja troškova održavanja, efikasnijih i kvalitetnijih nabavki i instalacija nove opreme.

Razmatranom elektrodistributivnom SN mrežom snabdeva se električnom energijom 1.250.000

potrošača, preko 150 napojnih TS VN/SN i 25.000 TS SN/NN. SN mreža je na naponu 11 kV (26 %) i 15 kV

(35 %), oko 50 % nadzemna, najvećim delom (95 %) uzemljena preko male impedanse (svega 2 % je sa

kompenzovanom strujom zemljospoja i 3 % sa izolovanim zvezdištem). Oko 350 TS SN/NN je daljinski

upravljano, za sada svega 1,4 %.

Uvođenjem standardizacije otpočela je primena jednostavnih pravila, kao što je naprimer

podešavanje i izbor relejne zaštite:

U kablovskim SN mrežama koristi se prekostrujna zaštita, sa strujnim podešenjem prema "najslabijoj"

deonici kablovskog izvoda. Kartkospojna zaštita se postavlja samo kada je deonica kabla veoma kratka,

a snaga kratkog spoja velika. Tehnika automatskog ponovnog uključenja (APU, riklozeri) se ne

primenjuje na kablovskim SN izvodima.

Kod nadzemnih SN mreža postoji kombinacija prekostrujne i zemljospojne zaštite. Ovde se APU uvek

primenjuje na prekidačima na početku SN izvoda. APU je podešeno (reclosing cycle), tako da nakon

prvog delovanja izvodnog SN prekidača ponovno se vrši uključenje dva puta: prvi put posle 0,4 sekunde

("brzi APU"), a drugi put posle 30 sekundi ("spori APU").

Kod mešovitih mreža primenjuje se isti tip zaštite kao kod nadzemnih, ali se primena APU razmatra za

svaki SN izvod pojedinačno. S jedne strane, primenom APU ugrožava se sigurnost mreže zbog

postojanja kablovskih deonica, a s druge strane manipulativni razlozi zahtevaju da se APU uključi, kako

bi se smanjili prekidi napajanja usled čestih prolaznih kvarova na nadzemnim deonicama mešovitog

izvoda.

U oblasti daljinskog upravljanja, standardizovana su dva tipa RTU:


28

"Klasičan" (veliki) RTU, koji se koristi kada postoji više rasklopnih aparata kojima se daljinski upravlja,

kada ima dovoljno prostora za instalaciju opreme i kada je važna visoka raspoloživost daljinskog

upravljanja;

"Mali" RTU, kada su novčana ograničenja značajna, kada je broj rasklopnih aparata kojima se daljinski

upravlja mali, a raspoloživost upravljanja nije toliko važna.

Postojeći RTU-ovi komuniciraju sa dispečerskim centrom preko 4 različita protokola (TG800,

TG065, Tracec i Modbus) i preko dva raspoloživa medija (fiksne-zakupljene telefonske linije kod velikih

RTU ili komutirane telefonske linije kod malih RTU).

Distributivne TS obično imaju sličan tip opreme. Ono što se razlikuje jeste broj opreme i njen

raspored u okviru distributivne TS. Za primenu daljinskog upravljanja definisane su standardne ćelije

(blokovi):

Postrojenje (rasklopni aparati) bez relejne zaštite,

Postrojenje sa relejnom zaštitom (pet tipova ćelija baziranih na pet kategorija releja),

Zajednički signali,

Transformatorski blokovi,

Svaki blok ima standardizovan set kontrola, digitalnih i analognih signala, isto fiksno kratko ime, tako da

informacije koje stižu iz ovih stanica u kontrolni centar se lako prepoznaju i razumeju. Za primer prekidača

sa zemljospojnom zaštitom i APU, standardni skup signala je prikazan u tabeli 2.1.

Tabela 2.1 – Primer prekidača sa zemljospojnom zaštitom i APU.

Tip

signala status

broj

bita

kontrole

otvaranje/zatvaranje 2 poseban signal

blokada APU 2 zajednički signal*

blokada zemljospoja 2 zajednički signal

digitalni

Status prekidača 2 poseban signal

blokada APU 2 zajednički signal

blokada zemljospoja 2 zajednički signal

kvar na releju 1 zajednički signal

Detektovan kvar

(detektor kvara)

1 poseban signal

izvor kvara 1 zajednički signal

analogni vrednost struje - poseban signal

* Zajednički signal znači zbirni signal iz svih ćelija u distributivnoj TS.

Da bi se lakše i pravilno specificirali odgovarajući RTU za određenu TS SN/NN, urađena je

standardizacija u skladu sa veličinom stanice. Izbor RTU se vrši prema tabeli 2.2 u zavisnosti od broja ćelija,

pri čemu se uzima maksimalni planirani broj ćelija u obzir (uključujući neopremljene ćelije), tako da kasnije

pri proširenju opreme u TS nije potrebna zamena RTU.

Tabela 2.2 – Veličina RTU-a u zavisnosti od veličine distributivne TS kojom se daljinski upravlja.

Tip,

veličina

Broj upravljivih

ćelija u TS

A1 1 – 4

A2 5 – 8

B 9 – 16

C 17 – 25

Da bi se pružila pomoć prilikom odlučivanja da li nekom distributivnom TS daljinski upravljati ili

ne, napravljena su odgovarajuća pravila. Ona su zasnovana na ekonomskom balansu između troškova


29

investicija i održavanja opreme daljinskog upravljanja i nastalih (dodatnih) troškova usled povećanog broja i

trajanja prekida napajanja kod potrošača kada daljinskog upravljanja ne bi bilo. Posmatra se dve vrste ovih

dodatnih troškova: penali za neisporučenu snagu nametnuti od strane regulatornih tela i troškovi za

intervencije u mreži radi restauracije napajanja, pri čemu su penali mnogo veći troškovi. Ekonomski balans

dovodi do pravila baziranog na dva kriterijuma:

Pristupačnost stanice (u satima),

Snaga (MW) koja se može brzo daljinski restaurirati potrošačima

Ukoliko je pristupačnost (h) i potencijalna restaurirana snaga (MW) iznad zadatih granica, kao što je

prikazano na slici 2.5, onda se razmatranom TS SN/NN mora daljinski upravljati. Dopunski kriterijum je

prisustvo osetljivih potrošača (bolnice, policija, osetljiva procesna industrija), koji može opredeliti daljinsko

upravljanje i za TS koje ne ulaze u zonu daljinskog upravljanja po prethodna dva kriterijuma.

10 MW

5 MW

2 MW

Obavezno daljinsko upravljanje

Nema daljinskog

upravljanja

Restaurirana snaga (MW)

Pristupačnost TS (h)

0,5 h 1 h 1,5 h 2 h

Slika 2.5 Pravilo za uključenje TS SN/NN u daljinsko upravljanje

Prema gore opisanim pravilima, izbor opreme za daljinsko upravljanje i zaštitu mreže je uprošćen i

standardizovan, što donosi nove benefite kompaniji.

2.4. HOLANDIJA

Elektrodistributivna SN mreža Holandije je uglavnom kablovska u radijalnom pogonu, sa

mogućnošću rezervnog napajanja (normalno otvorena rasklopna mesta prema susednim izvodima). Svaki

izvod SN mreže ima zaštitu na početku (u napojnoj TS) i u posebnim slučajevima postoji zaštita na mestima

sa normalno otvorenom rasklopnom opremom. Kada se desi kratak spoj njegovo mesto se traži ručno

proverom svih TS duž izvoda. Restauracija napajanja se obavlja ručno. Zahvaljujući dobrom poznavanju

mreže, prekid napajanja potrošača usled kvarova se svodi na najmanju moguću meru, ali je on i dalje veliki.

U bliskoj budućnosti se očekuje povećan pritisak na snabdevače električne energije za skraćenjem trajanja

prekida napajanja, što se može obezbediti skraćenjem trajanja beznaponske pauze nakon kvarova /9/.


30

Prema godišnjim podacima kvarova u holandskim mrežama najveći broj prekida u snabdevanju

potrošača električnom energijom, dešava se zbog kvarova nastalih u SN mreži (70 %), dok je broj kvarova u

VN mreži značajno manji (20 %) i brzo se otklanjaju, a kvarovi u NN mreži (10 %) traju duže ali obuhvataju

mali broj potrošača. Vreme potrebno za lokalizaciju kvara i restauraciju napajanja je oko 90 minuta.

Jedan od načina da se skrati trajanje prekida napajanja nakon kvara jeste da se skrati vreme koje je

potrebno da se odredi mesto kvara. Današnja digitalna zaštita sadrži dodatne funkcije koje služe za

registraciju podataka za vreme kvara. Stoga je NUON, jedna od najvećih elektrodistributivnih kompanija u

Holandiji, pokrenula pilot projekat za skraćenje trajanja prekida napajanja primenom „lokatora kvara“,

odnosno sistema za procenu mesta kvara. Novim sistemom bi se mesto kvara određivalo sa prihvatljivom

greškom do 100m (za dvofazne i trofazne kratke spojeve) i do 1000m za zemljospojeve. Softver koji je

razvijen za obradu registrovanih podataka, zasnovan je na metodu simetričnih komponenti, uprošćenom

modelu mreže i posebnoj formuli za proračun reaktanse do mesta kvara za svaki tip kvara.

Transformatorska stanica 150/10 kV „Zaltbommel“ /9/ je rekonstruisana i opremljena numeričkom

zaštitom. U slučaju kvara registruju se struje i napon u prelaznom procesu i merene veličine se prenose u

dispečerski centar, gde se vrši numerička analiza i rezultati porede sa impedansom iz simulacije mrežnog

modela, čime se procenjuje mesto kvara.

U slučaju zemljospoja u mreži sa izolovanom neutralnom tačkom, struja kvara značajno zavisi i od

ukupne kapacitivnosti mreže, a ne samo od impedanse izvoda od napojne TS do mesta kvara. U tom slučaju

struja kvara je relativno mala, pa izvod s kvarom neće biti isključen, jer se usled male vrednosti struje ne

aktivira relejna zaštita. Stoga NN potrošači neće osetiti ovu vrstu kvara. Zato se predloženi metod neće

koristiti za zemljospojeve u izolovanoj mreži, već za međufazne kvarove u bilo kojoj mreži i zemljospojeve

samo u uzemljenoj mreži.

Procedura za lokaciju kvara sastoji se iz dva koraka. Prvo se analiziraju signali dobijeni od zaštite,

da bi se našla impedansa od napojne TS do mesta kvara. Drugo, ovako dobijene impedanse se upoređuju sa

impedansama koje su dobijene proračunom (simulacijama na uprošćenom modelu mreže).

Izmerene vremenske serije veličine signala se određuju korišćenjem digitalne brze Furijeove

transformacije. Koristeći ovaj metod generišu se kompleksne naponske i strujne vremenske serije za tri faze

izvoda u kvaru. Rezultujući signali se tada transformišu u njihove simetrične komponente. Posle ovoga

raspoloživi su sledeći kompleksni signali:

Ua(t), Ub(t), Uc(t) – fazni naponi,

Ia(t), Ib(t), Ic(t) – fazne struje,

Uo(t), Ud(t), Ui(t) – simetrične komponente (nulta, direktna i inverzna) faznih napona,

Io(t), Id(t), Ii(t) – simetrične komponente faznih struja.

U zavisnosti od vrste kvara, sada se primenom jednostavnih izraza mogu izračunati „izmerene“

reaktanse do mesta kvara. Ovi rezultati se porede sa modelom mreže i dobija se procena lokacije kvara.

Testirani sistem je pokazao uspešne performanse, realizuje se na standardnom PC računaru i ne

zahteva puno vremena. Najviše vremena je potrebno za prikupljanje i prenos podataka do centra, oko 3

minuta nakon nastanka kvara. Sistem odmah po prijemu podataka vrši analizu, identifikaciju kvara i

proračun reaktanse (oko 10 sekundi). Zatim se proračunati podaci, uključujući informacije o stanju u mreži

pre kvara, prenose u drugi deo procesa sa simulacijom kvara u modelu mreže i određuje se procena lokacije

kvara (narednih 10 sekundi). Unutar 5 minuta posle nastanka kvara, dispečer može da pošalje ekipu na teren

da proveri potencijalno mesto kvara.

Na ovaj način, procenjuje se da se čak jedan sat ručnog traženja mesta kvara može uštedeti

primenom ove metode. Sistem je pokazao tačnost unutar zahtevanih ograničenja.


31

2.5. NORVEŠKA

2.5.1. Sistem lokalne automatike

U 24 kV elektrodistributivnoj mreži Norveške i Švedske /10/ koristi se kontrolni sistem sa lokalnom

automatikom. To je sistem bez komunikacije između centralne upravljačke jedinice i lokalnih upravljačkih

jedinica. Ovim je sistemom značajno smanjeno trajanje prekida napajanja potrošača. On je opisan u

izlaganjima koja slede. Radi poređenja efekata primene sistema prvo se razmatra klasična procedura za

upravljanje kvarovima.

Cena (troškovi) neisporučene električne energije (Cost of Energy Not Supplied – CENS)

proračunava se na osnovu procenjene vrednosti neisporučene energije i srednje specifične cene prekida

napajanja. Cena prekida napajanja zavisi od tipa potrošnje i različita je za domaćinstva i za

industrijsku(komercijalnu) delatnost. Naprimer, u 2002. godini je cena prekida po neisporučenom kWh

iznosila 0,48 Eura/kWh za domaćinstva i 6,07 Eura/kWh za industriju. CENS treba da iskaže prosečne

troškove krajnjih potrošača usled prekida napajanja.

U tabeli 2.3 date su procentualne vrednosti investicija, broja kvarova i neisporučene energije za

različite delove elektroenergetskog sistema Norveške. Iz tabele se vidi da je SN mreža uzrok 3/4 ukupne

neisporučene energije, iako broj kvarova iznosi oko 1/3 od ukupnog broja kvarova. Ovo ukazuje na činjenicu

da je u SN mreži trajanje kvara suviše dugačko u odnosu na broj pogođenih potrošača i ispalu snagu, nego

što je slučaj u drugim delovima sistema, što potvrđuje činjenicu da je stepen automatizacije SN

elektrodistributivne mreže prilično nizak.

Tabela 2.3 – Investicije i pouzdanost sistema.

Deo sistema Investicije Broj kvarova Neisporučena

energija

Proizvodnja 40% 3% 17%

Prenos 22%

SN mreža 20% 32% 76%

NN mreža 18% 65% 7%

Ako se detaljnije pogleda statistika kvarova u SN mreži, uočava se jasna razlika između kablovske i

nadzemne mreže. U kablovskoj mreži ima samo 2-3 kvara/100 km,godišnje i to su uglavnom trajni kvarovi,

dok u nadzemnoj mreži ima više od 20 kvarova/100 km,godišnje. Oko 6 kvarova može da se ukloni

primenom brzog APU (Fast Automatic Reclosing - FAR), a još 6 kvarova može da se ukloni sporim APU

(Delayed Reclosing - DR). Međutim, i dalje ostaje oko 8 trajnih kvarova.

U tabeli 2.4 date su prosečne vrednosti kvarova za tipičnu nadzemnu mrežu dužine oko 4.000 km.

Tipovi kvarova su podeljeni na osnovne grupe kao što su kratki spojevi i jednofazni zemljospojevi, dok

postoji i manja grupa „ostalih“ kvarova (dvofazni zemljospojevi i prekidi provodnika). Iz tabele 2.4 se vidi

da se većina (70 %) jednofaznih zemljospojeva i polovina (50 %) kratkih spojeva eliminiše pomoću APU,

kao i manji deo ostalih kvarova. Ovo ukazuje na to da automatizacija SN nadzemne mreže treba da obuhvata

i brzi i spori APU, jer se iz tabele 2.4 vidi da se skoro jednak broj kvarova eliminiše kako sa brzim, tako i sa

sporim APU.

Tabela 2.4 – Kvarovi u nadzemnoj mreži.

Tip kvara

Prolazni kvarovi

otklonjeni pomoću Trajni

kvarovi

Ukupan broj

kvarova FAR DR

broj % broj % broj % broj %

Kratki spojevi 1,4 7 2,0 10 3,6 18 7,0 35

Jednofazni zemljospoj 4,2 21 3,0 15 3,2 16 10,4 52

Ostali 0,2 1 0,4 2 2,0 10 2,6 13

Ukupan broj kvarova 5,8 29 5,4 27 8,8 44 20,0 100


32

2.5.1.1. Manipulacije u praksi

Najzastupljeniji (dominantan) metod manipulacija u elektrodistributivnoj mreži Norveške jesu

lokalne ručne manipulacije rastavljačima – sekcionalizacija mreže – radi lokacije kvara. Tokom režima s

kvarom na izvodu, sada je procedura sledeća:

(1) Kada se desi kvar, izvodnim prekidačem će se izvršiti brzo ponovno uključenje (riklozing). Ako je kvar

i dalje prisutan, prekidač se ponovo otvara i ostaje otvoren sve dok dispečer, nakon što je automatski

alarmiran, ne bude spreman da zatvori prekidač.

(2) Dispečer će, u prvom pokušaju, zatvoriti prekidač da bi ustanovio da li je kvar i dalje prisutan (umesto

sporog automatskog APU).

(3) Nakon toga (ako je kvar prisutan), radna ekipa će biti upućena do svakog rastavljača da izvrši potrebne

manipulacije kako bi sekcionisala kvar.

(4) Redosled manipulacija se može razlikovati, ali glavni cilj je da se deo mreže s kvarom sekcioniše što

brže, posle čega se zdravom delu mreže restaurira napajanje.

(5) Čim je deo mreže sa kvarom lociran i deo mreže bez kvara vraćen u normalni pogon, radna ekipa

počinje sa detaljnom lokacijom samog kvara (obilazak mreže). Kada se ustanovi razlog nastanka kvara,

počinje njegova popravka.

Ukupno vreme prekida napajanja, kada se restauracija izvodi ručnim manipulacijama, predstavlja

sumu sledećih vremena:

Vreme potrebno za alarmiranje (obaveštavanje) dispečera: 10 minuta

Vreme potrebno da se iz daljinskog centra upravljanja izvrši prva daljinska manipulacija: 20 minuta

Vreme potrebno ekipi za mrežu da dođe do rastavljača za sekcionisanje: 30 minuta

Vreme potrebno za sekcionalizaciju kvara i uspostavljanje napajanja dela mreže bez kvara: 30 minuta

Ukupno vreme prekida napajanja za deo mreže bez kvara: 90 minuta

– Vreme popravke kvara: 60 minuta

Ukupno vreme prekida napajanja za deo mreže sa kvarom: 150 minuta

Koristeći se prethodno navedenim trajanjima prekida napajanja, specifičnim cenama troškova

prekida kod potrošača, kao i simulacijom kvarova na svim deonicama mreže sa primera na slici 2.5, mogu se

proceniti ukupni troškovi prekida napajanja prema definiciji CENS. Rezultati tog proračuna su prikazani u

tabeli 2.5. Ukupni troškovi prekida napajanja potrošača usled kvara, koji se otklanja sa ručnim

manipulacijama, na primeru mreže iznose 15.200 Eura.

Tabela 2.5 – Rezultati proračuna troškova kvara, sa ručnim manipulacijama rastavljačima.

Deonica Opterećenje

(kW)

c

(Eur/kWh)

Vreme prekida

napajanja (h)

Ukupni troškovi

(Euro)

S1 1500

500

6,07

0,48

1,5

1,5

13.657

360

S2 250 0,48 2,5 300

S3 375 0,48 1,5 270

S4 250 0,48 1,5 180

S5 250 0,48 2,5 300

S6 150 0,48 1,5 108

UKUPNI TROŠKOVI – CENS 15.200


33

Kvar 1

Kvar 2 E1

L1

L2

L3

L4 L5

S1:

1500kW Ind

500kW Dom

S2:

250kW

Dom

S3:

375kW

Dom

S5:

250kW

Dom

S4:

250kW

Dom

S6:

150kW

Dom

E1 Daljinski upravljani prekidač

L1,…,L5 Lokalno automatozovani rastavljači

Dom Domaćinstva

Ind Industrija

NT Naponski transformatori

Napojni

transformator

NT

NT NT

NT

NT

Slika 2.5 – Test primer mreže.

2.5.1.2. Sistem lokalnog automatskog upravljanja SiMAGIK

Kontrolni sistem sa lokalnom automatikom za sekcionalizaciju i lociranje mesto kvara značajno

može da poveća efikasnost mreže, odnosno smanji prosečno trajanje prekida u napajanju potrošača. Ovakav

sistem je razvila firma Siemens pod nazivom SiMAGIK i on je primenjen u norveškim mrežama. Sistem se

sastoji od sledećih jedinica:

Jedne centralne upravljačke jedinice locirane u napojnoj TS – za upravljanje glavnim (izvodnim)

prekidačima, koji se nalaze na početku svakog izvoda.

Lokalnih upravljačkih jedinica na mestima (stubovima) gde se vrši sekcionalizacija SN izvoda – za

upravljanje odgovarajućim rastavljačima na stubovima.

Obe upravljačke jedinice, centralna i lokalna, vrše sekvence manipulacija prema unapred zadatom

programu u svakoj upravljačkoj jedinici, bez ikakve potrebe za komunikacijom između njih.

Lokalna upravljačka jedinica, koja može da upravlja (normalno otvorenim) rastavljačima na mestima gde

je otvorena petlja, što je veoma korisno kada se mreža može napajati preko susednog izvoda sa drugog

(rezervnog) izvora napajanja.

Svi rastavljači (sa lokalnim upravljačkima jedinicama) opremljeni su uređajima za

otvaranje/zatvaranje i uređajima za detektovanje napona (naponski transformator ili drugi senzorski sistem)

koji se postavljaju prema izvoru napjanja. Rastavljači snage mogu da se „uključe“ na kratki spoj.

Prema primeru i konfiguraciji mreže sa slike 2.5 i kvarovima "Kvar 1" i "Kvar 2" na deonicama S2 i

S5, na slici 2.6 prikazano je delovanje lokalne automatike u toku sekcionalizacije kvara.

Odmah po nastanku kvara prekidač E1 isključuje izvod i nakon kratkog vremena se ponovo

uključuje (brzi APU). Ako je kvar i dalje prisutan (kvar je trajan), E1 će se isključiti po drugi put i od tog

trenutka u upravljačkim jedinicama, centralnoj i lokalnim, počinje izvršavanje programa sekcionalizacije.

Nakon drugog isključenja prekidača E1, svi rastavljači L1-L5 će se otvoriti. Za proveru prvog dela

mreže (između E1 i L1/L2) prekidač će se zatvoriti u 20-toj sekundi. Rastavljači (indikatori napona) kod L1 i

L2 registruju ponovo napajanje izvoda. U skladu sa programom lokalne upravljačke jedinice, rastavljač L1

se zatvara u 40-toj sekundi i susreće kvar i otvara (isključuje) se prekidač E1. Lokalna upravljačka jedinica u

L1 registruje napon samo na kratko i to je indikacija da je kvar odmah iza L1, otvara se L1 i trajno ostaje

(zaključava se) u otvorenom položaju. Na taj način, "Kvar 1" u delu mreže iza L1 je sekcionisan.

Dalje, prekidač E1 ostaje isključen do 60-te sekunde, posle čega centralna upravljačka jedinica

deluje na prekidač E1 da se ponovo uključi. Takođe, rastavljač L2 od svoje lokalne upravljačke jedinice

dobija naredbu za uključenje. Nakon 80-te sekunde rastavljač L3 se zatvara u skladu sa lokalnim

upravljačkim programom. L2 i L3 ostaju zatvoreni, jer nije bilo prorade prekidača E1, što znači da kvar nije


34

na deonicama neposredno iza njih. Rastavljač L4 se zatvara u 100-toj sekundi, uspostavlja se kvar i odmah se

isključuje prekidač E1. Rastavljač L4 koji je registrovao kratko prisustvo napona, što znači da je kvar odmah

iza njega,, otvara se ubrzo nakon prekidača E1 i trajno ostaje u otvorenom položaju (kao i L1). Prekidač E1

se zatvara u 120-toj sekundi i od tog trenutka deo mreže bez kvara (ispred L1 i L4) ponovo je u pogonu, a

deo mreže sa kvarom je izolovan. Delovanje lokalnog automatskog upravljanja se završava zatvaranjem

rastavljača L5 nakon 120 sekundi, što više nema značaja, ali je tako unapred podešena lokalna automatika.

Centralna upravljačka jedinica nakon završetka svih automatskih manipulacija obaveštava dispečera ili

centar upravljanja koji od rastavljača je najbliži kvaru i o pu kvara (prema tome koji releji su pobuđeni).U

slučaju da iza rastavljača L5 postoji mogućnost rezervnog napajanja, tada će se ručno isključiti L5 i uključiti

normalno otvoreni rastavljač prema susednom izvodu.

U

0

zatvoren

otvoren

otvoren

otvoren

otvoren

otvoren

vreme

0 20 40 60 80 100 120 140 sec

E1

L1

L2

L3

L4

L5

brzo automatsko ponovno uključenje

nakon kvara (FAR - brzi APU)

zatvoren

zatvoren

zatvoren

zatvoren

Slika 2.6 – Delovanje lokalne automatike SiMAGIK.

Na osnovu prethodno opisanog funkcionisanja sistema lokalne automatike može se zaključiti da će

trajanje prekida napajanja zdravog dela mreže biti značajno kraće, u poređenju sa klasičnom ručnom

sekcionalizacijom kvarova. Ukupno trajanje prekida napajanja zdravog dela mreže skraćuje se sa oko 90

minuta (kod ručne sekcionalizacije) na oko 2 minuta (primenom lokalnog automatskog upravljanja).

Za deo mreže sa kvarom primena sistema lokalnog automatskog upravljanja je takođe značajna.

Kada se desi kvar dobijaju se mnogo preciznije informacije o tipu i lokaciji kvara, tako da je i vreme koje je

potrebno ekipi da stigne do mesta kvara kraće. Ukupno trajanje prekida napajanja dela mreže sa kvarom je

skraćeno sa oko 150 minuta na oko 90 minuta.

Koristeći se navedenim trajanjima prekida napajanja, cenama troškova prekida kod potrošača i

opisanim primerom mreže sa kvarom (slika 2.5), date su nove procene troškova prekida kod potrošača

(tabela 2.6.). Ukupni troškovi u ovom slučaju iznose samo 360 Eura, umesto prethodnih 15.200 Eura (tabela

2.5.).

Sistem za automatsko upravljanje SiMAGIK primenjen je do sada u više od 50 distribucija u

Norveškoj i Švedskoj. Ovi sistemi su relativno mali i sastoje se od jedne centralne i nekoliko lokalnih

upravljačkih jedinica, dok su veći sistemi isporučeni IEC-u (Israel Electric Corporation) gde jedna centralna

upravljačka jedinica upravlja do 12 izvodnih prekidača i do 80 lokalnih upravljačkih jedinica.


35

Tabela 2.6 – Rezultati proračuna troškova sa automatskim manipulacijama rastavljačima.

Deonic

a

Opterećenje

(kW)

c

(NJ/kWh)

Vreme prekida

(h)

Ukupni troškovi

(NJ)

S1 1500

500

6,07

0,48

0 (30s)

0 (30s)

0

0

S2 250 0,48 1,5 180

S3 375 0,48 0 (60s) 0

S4 250 0,48 0 (90s) 0

S5 250 0,48 1,5 180

S6 150 0,48 0 (150s) 0

UKUPNI TROŠKOVI – CENS 360

Podaci dobijeni od potrošača potvrđuju da je sistem SiMAGIK efikasan i da je trajanje prekida

napajanja svedeno na minimum.

2.5.2. Detektori kvara

Firma Nortroll iz Norveške /11/ bavi se istraživanjima i razvojem uređaja kojima se smanjuje

trajanje prekida napajanja u elektrodistributivnim mrežama. Na slici 2.7 je prikazan usmereni detektor kvara

za kablovsku mrežu. Detektori mogu davati lokalnu signalizaciju (LED diode, koje pokazuju vrstu kvara i

smer struje kvara, opciono je moguća spoljašnja signalizacija izvan TS), mogu se povezati sa

komunikacionim uređajima i SCADA sistemom, a u mogućnosti su da razlikuju međufazne kratke spojeve

od zemljospojeva. Primenjuju se u kompenzovanim mrežama (sa Petersenovom prigušnicom), kao i u

mrežama sa izolovanom neutralnom tačkom i uzemljenom neutralnom tačkom preko otpornika.

Na slici 2.8 je prikazan usmereni detektor kvara za nadzemne mreže, kod kojih postoji signalizacija

kvara u dve boje (različite za međufazne kratke spojeve i zemljospojeve). Primenjuju se u kompenzovanim

mrežama (sa Petersenovom prigušnicom), kao i u mrežama sa izolovanom neutralnom tačkom i uzemljenom

neutralnom tačkom preko otpornika. Montira se 4 – 5 metara ispod provodnika, na strateškim mestima na

nadzemnom vodu (iza grananja mreže i sekcionalizera). Mogu se povezati sa komunikacionim uređajima i

SCADA sistemom.

Slika 2.7 – Usmeren detektor kvara za kablovske

mreže.

Slika 2.8 – Usmeren detektor kvara za nadzemne

mreže.


36

2.6. ENGLESKA

U londonskoj elektrodistributivnoj mreži LPN (London Power Networks) odgovarajućom šemom

automatizacije obezbeđuje se izolacija i restauracija napajanja za kvarove u SN mreži /12/. Od ukupno 2,2

miliona potrošača oko 1,8 miliona se napaja preko automatizovane SN mreže. Mreža je uglavnom kablovska

i sastoji se od 2.000 km VN kablova (napona preko 11 kV), oko 8.000 km SN kablova (11 kV), 19.000 km

NN kablova, a napaja se preko 100 TS VN/SN i oko 13.000 distributivnih TS SN/NN od kojih je u oko 5.000

obezbeđeno daljinsko upravljanje i merenja.

Tipična londonska SN mreža se sastoji od četiri ili pet izvoda napajanih sa zajedničkih SN sabirnica

napojnih TS u kojima su prekidači locirani na počecima SN izvoda. Izvodi su tipa otvorenih prstenova, tako

da svaki izvod ima normalno otvorenu vezu prema dva ili, u mnogim slučajevima, tri susedna izvoda.

Karakteristični SN izvod ima oko 10 distributivnih TS. Kvarovi u SN mreži uzrok su oko 66% svih prekida

napajanja potrošača, dok je NN mreža uzrok samo 17% tih prekida.

Većina napojnih stanica TS VN/SN je pod daljinskim upravljanjem, a komunikacije se obezbeđene

duplim fiksnim signalnim linijama u vlasništvu LPN.

2.6.1. Daljinsko upravljanje u SN

Uvođenje današnje generacije daljinskog upravljanja u SN mreži otpočelo je 1998. godine, da bi do

kraja 2002. godine skoro 5.000 od ukupno 13.000 distributivnih TS bilo opremljeno i uvedeno u sistem

daljinskog upravljanja. Uvođenje daljinskog upravljanja je imalo za cilj dostizanje postavljenih ciljeva

kvaliteta, posebno skraćenja trajanja prekida napajanja potrošača. Daljinska komunikacija je ostvarena ili

pomoću javne telefonske mreže (PSTN – Public Switched Telephone Network) ili preko privatne radio

mreže (PMR – Private Mobile Radio).

Strategija daljinskog upravljanja sadrži sledeće ključne elemente:

Određivanje prioritetnih TS za uključenje u sistem daljinskog upravljanja, na osnovu stanja kvaliteta

napajanja potrošača,

Pokrivanje radijalne mreže spoljnjeg Londona, da bi se postigli što veći efekti smanjenja trajanja prekida

napajanja,

Ustanovljavanje samostalnog upravljačkog sistema SN mreže, odvojeno od postojećeg sistema

SCADA za napojne TS, a integracija te dva sistema u kasnijoj fazi kada se postignu osnovni efekti,

Razvoj jednostavnog interfejsa RTU – postrojenje, radi lakše nabavke i ugradnje.

Primenom daljinskog upravljanja smanjeno je trajanje prekida napajanja potrošača za 33,2%, a broj

prekida za 8,9% u petogodišnjem periodu do 2000. godine.

2.6.2. Automatizacija

Projekat automatizacije otklanjanja kvarova SN mreže Londona zasnovan je na centralnom

upravljačkom modulu koji je povezan sa 5.000 daljinski nadziranih i upravljanih distributivnih TS. Izvršeno

je odabiranje i „programiranje“ za 861 SN izvoda, kojima je pokrivena cela SN mreža spoljnjeg Londona,

koja snabdeva 1,8 miliona potrošača. Projekat je realizovan u periodu 2001/2002. godina.

Početak automatizacije SN mreže bio je nezavisan od sistema SCADA kojim su obuhvaćene napojne

TS, osim što su se koristile informacije iz tog sistema. Integracija sa sistemom SCADA jeste drugi (logičan)

korak primene koncepta razvijenih i isprobanih automatskih modula.

Pošto delovanje izvodnog prekidača nije bilo obuhvaćeno autonomnim sistemom daljinskog

upravljanja SN mrežom, kao pokretač procesa je korišćen gubitak napona na NN (preko RTU se prati NN

strana distributivnog transformatora). Automatizacija postupka za upravljanje kvarovima (izolacija i

restauracija) je realizovana deljenjem izvoda na nekoliko zona (obično tri). Na granicama zona su daljinski

upravljane stanice sa daljinski upravljanim rastavljačima (ASP – Automatic Switching Points). U svakoj

ASP se očitava vrednost detektora kvara (aktiviran, neaktiviran, nepoznato stanje). Nakon kvara se


37

analiziraju stanja detektora kvara („tablica istine“ – samo na osnovu pouzdanih pokazivanja detektora), a

zatim se daje daljinska komanda za izolaciju zone sa kvarom i restauraciju napajanja ostalim zonama.

Logika i programi automatizacije SN mreže se oslanjaju na centralizovano upravljanje, nasuprot

distribuirane logike, a njene glavne odlike su:

Standardna i konzistentna RTU konfiguuracija,

Mreža se može lako rekonfigurisati i u centralnom računaru obuhvatiti promene,

Procedure nabavke i instalacije opreme su jednostavne.

Automatizacijom SN mreže dodatno je smanjen broj prekida napajanja (18 %) i trajanje prekida

napajanja kod potrošača (19 %). Poboljšanja oba parametra su prikazana na slikama 2.10 i 2.11, CML –

Customer Minutes Lost – prosečno godišnje trajanje prekida po potrošaču, CI – Customer Interruptions –

godišnji broj prekida napajanja na 100 potrošača.

Slika 2.10 – Smanjenje broja prekida napajanja

potrošača (MV CI).

Slika 2.11 – Skraćenje trajanja prekida napajanja

potrošača (MV CML).

2.6.3. Povezivanje sa sistemom SCADA

Drugi korak projekta je bio razvoj i implementacija veze između sistema za automatizaciju SN

mreže i "centralnog" sistema SCADA (napojne TS). Izvodni prekidači su postali integralni deo celokupnog

procesa. Centralni sistem SCADA je u mogućnosti da upravlja automatskim modulima. Rešenje je

obezbeđeno TCP/IP vezom između ova dva sistema i implementirano 2002. godine.

Povezivanje (integracija) centralnog sistema SCADA i automatike SN mreže omogućuje sistemu

SCADA upravljanje RTU jedinicama u SN mreži. Mogućnost uključenja, signalizacije i upravljanje SN

mreže iz centralnog sistema SCADA povećaće efekte automatizacije SN mreže i dalje smanjiti broj i trajanje

prekida napajanja. Najveća korist od povezanosti centralnog sistema SCADA i automatike SN mreže

očekuje se u procesu restauracije napajanja, tj. obezbeđenja opcija rezervnog napajanja i u situacijama kada

je automatika van pogona (u kvaru).

Pored značajnih efekata koji se očekuju na planu broja i trajanja prekida napajanja, automatizacija

SN mreže, dugoročno gledano, koristiće se i za regulaciju napona, minimizaciju gubitaka, produženje veka

opreme i slično.

2.7. AUSTRIJA

Najveći deo elektrodistributivne mreže u Austriji je kompenzovan sa Petersenovom prigušnicom

(90%), a vrlo mali deo radi sa izolovanom neutralnom tačkom /4/. Neke ruralne mreže se samo privremeno

uzemljuju preko male impedanse (tabela 2.7). U nekim mrežama su instalirani distantni releji kojima se mere

struje i naponi za vreme kvara i proračunava impedansa do mesta kvara, što je dobar detektor udaljenosti

mesta kvara. Ova informacija je veoma korisna kada se locira kvar, pa su ti releji u napojnim TS u upotrebi


38

već 10 godina u jednoj od austrijskih elektrodistributivnih kompanija (OKA – Oberosterreich Kratwerke AG

– kompanija koja pokriva severnu Austriju)

Na SN izvodima se primenjuje APU, dok su na samim SN izvodima postavljeni uglavnom

automatski sekcionalizeri (autosekcionalizeri).

Tabela 2.7 – Tretman neutralne tačke u SN mrežama Austrije.

Tretman neutralne tačke Naponski nivo

10 kV 20 kV 30 kV

izolovana 2.824 km 249 km 98 km

kompenzovana 7.871 km 27.733 km 14.111 km

uzemljena preko male impedanse 15 km – –

kratkotrajno uzemljavanje mreže malom impedansom – 151 km 237 km

Funkcija lokacije kvara je u elektrodistributivnoj mreži OKA primenjena u "polu-realnom" vremenu

u sledećem smislu: kada se desi kvar, izmerena reaktansa distantnog releja koji je delovao šalje se u

dispečerski centar; program za lokaciju kvara proračunava verovatne (moguće) lokacije kvara (generalno

može biti više od jedne deonice) i predstavlja ih dispečeru mreže na ekranu u alfanumeričkoj formi; ovaj deo

se obezbeđuje automatski. Zajedno sa daljinski prenetim očitavanjima stanja detektora kvara i stanjima

detektora kvara dobijenih očitavanjem ekipe na terenu, dispečer donosi odluku o lokaciji kvara na izvodu.

2.8. NEMAČKA

Elektrodistributivne mreže u Nemačkoj su uglavnom kompenzovane i rade na naponu 10 i 20 kV.

U jednoj nemačkoj elektrodistributivnoj kompaniji (Mitteldeutche Energie AG) već se tri godine

uspešno primenjuje metoda lokacije kvara proračunom /13/. Osnova su digitalna mikroprocesorska zaštita od

kratkih spojeva i zemljospojeva, koja se primenjuje već duži niz godina u Nemačkoj. U slučaju kvara se

odmah od strane zaštite šalje informacija o kvaru (vrsta kvara, proračun reaktanse kvara) u dispečerski

centar. Ova informacija se prosleđuje modulu za proračun lokacije kvara, koji obrađuje informaciju koristeći

odgovarajuće modele za:

Jednostruke i dvostruke zemljospojeve;

Dvofazne i trofazne kratke spojeve.

Modeli se formiraju on-line, koristeći tekuću bazu tehničkih podataka o mreži i topologiji mreže.

Rezultat proračuna se sastoji od mesta kvara i moguće šire oblasti u kojoj bi se kvar mogao naći.

Vizuelizacija rezultata u dispečerskom centru realizovana je na tri načina:

Deonica/deonice u kvaru na šemi mreže;

Parametri kvara u tabelarnom prikazu;

Deonica/deonice na geografskom prikazu.

Nasuprot klasičnoj proceduri lokacije deonice u kvaru, sa uobičajenih do 15 manipulacija, ovom

procedurom se broj manipulacija rasklopnom opremom svodi na oko 2-3. Ovim rešenjem trajanje traženja

kvara može se redukovati od 60 do 90 minuta.

Jedan od najvažnijih faktora za uspešnu lokaciju kvara jesu podaci o mreži. Modul za lokaciju

zahteva trenutnu topologiju i podatke o mreži.

Na grešku prilikom lokacije kvara utiču:

Neodgovarajuća tačnost merenja;

Neodgovarajući model;

Neodgovarajući podaci o mreži (naročito nulte impedanse).


39

Međutim, dosadašnja iskustva ukazuju da je prosečni kvalitet lokacije kvara dovoljan i odgovara

praktičnim zahtevima. Iskustva sa lokacijom kratkih spojeva postoje preko tri godine. Pri tome je analizirano

oko 130 međufaznih kratkih spojeva i 50 zemljospojeva (tabele 2.8 i 2.9).

Tabela 2.8 – Greške prilikom lokacije kratkog spoja.

Kvar

Minimalna i maksimalna greška

izračunatog mesta kvara

(u metrima)

min max srednje

Dvostruki zemljospoj 636 1636 1286

Dvofazni kratak spoj 54 815 339

Trofazni kratak spoj 0 1077 258

Tabela 2.9 – Greške prilikom lokacije zemljospojeva.

Model

Minimalna i maksimalna

greška izračunatog mesta kvara

(u metrima)

min max srednje

m %*

Homogen (isti tip deonica

izvoda) 17 2270 1125 4.5

Nulta impedansa 2 2383 1205 4.8

Direktna impedansa 40 2304 1375 5.5

* u odnosu na prosečnu dužinu prstena od 25 km

Cilj uspešne lokacije kvara je da se odredi kvar između dve „manipulacione“ tačke u mreži između

kojih se kvar može izolovati. Kod kratkih spojeva, u 55 % slučajeva je proračunata deonica odgovarala

stvarnom mestu kvara, a u 35 % slučajeva je stvarno mesto kvara bilo u susednoj deonici, što pokazuje da

je 90 % kvarova vrlo lako izolovano. U slučaju zemljospojeva, pogađanje lokacije nije tako dobro, ali je

ipak vrlo korisno u traženju lokacije kvara.

2.9. FINSKA

Evropski koncepti elektrodistributivnih mreža dopuštaju slobodu tretmana neutralne tačke.

Uzemljenje neutralne tačke SN mreže ima najveći uticaj na ponašanje sistema u toku kvara /14/. Ta se

činjenica može iskoristiti za povećanje efikasnosti zemljospojne zaštite u elektrodistributivnim mrežama

(odgovarajućim tretmanom neutralne tačke).

Kompenzacija zemljospoja znači uzemljenje neutralne tačke mreže pomoću Petersenove prigušnice,

koja je najčešće korišćeni uređaj za uzemljenje (Skandinavija, Nemačka, Austrija, Francuska, a za njom

postoji interes i u Velikoj Britaniji). Umesto "kompenzovana neutralna tačka" koristi se termin "rezonantno

uzemljena neutralna tačka". Glavni motiv za takav tretman neutralne tačke jeste redukcija broja automatskih

manipulacija i kratkih prekida napajanja potrošača.

Finska elektrodistributivna mreža sastoji se od:

napojnih TS, normalno opremljenih sa jednim ili više transformatora,

SN izvoda naponskog nivoa 20 kV, negde 10 kV,

razvodnih postrojenja duž nekih izvoda (razvodna postrojenja, opremljena sa prekidačima),


40

distributivne TS sa transformatorima 20/0,4 kV,

NN mreže naponskog nivoa 0,4 kV.

Neutralna tačka NN mreža je uzemljena. Za napajanje ruralnih područja koristi se nadzemna, a za

urbana – kablovska mreža. Neutralna tačka oko 80 % SN mreže je izolovana, a 20 % kompenzovana, što

implicira korišćenje različitih tehnika za identifikaciju i lokaciju zemljospojeva i kratkih spojeva. SN izvodi

su u radijanom pogonu. Upetljavanje se vrši samo u toku rekonfiguracije i u uslovima kvarova.

2.9.1. Automatizacija SN mreže

SN izvodi (20 kV) zaštićeni su prekidačima lociranim u napojnim TS. Zaštita izvoda i merenja važan

su deo elektrodistributivne mreže. Pomoću modernih mikroprocesorskih releja koja se mogu daljinski

podešavati, mere se veličine u toku kvara. Za zaštitu NN izvoda i posebno za zaštitu distributivnih

transformatora koriste se osigurači. Usmereni releji u funkciji APU koriste se za zaštitu nadzemnih izvoda od

zemljospojeva. Ne postoje osigurači ili neki drugi autosekcionalizeri duž izvoda. Delom rastavljača u SN

mreži upravlja se daljinski.

Većina prolaznih kvarova se eliminiše delovanjem APU, dok je samo 10 % kvarova trajne prirode.

Samo 2-3% svih kvarova koji izazivaju prekid napajanja potrošača su kvarovi u napojnim TS. Skoro 90 %

kvarova koji izazivaju prekide napajanja potrošača su usled kvarova u nadzemnim mrežama. Intenzitet

trajnih zemljospojeva u poslednjih par godina je 2,1 do 2,6 kvarova/100 km godišnje (na primer u periodu od

2000. do 2002. godine). Većina tih kvarova je prouzrokovana vremenskim nepogodama (sneg, led, vetar,

udar groma). U poslednje vreme skoro 50 % kvarova su zemljospojevi.

Poboljšanje kvaliteta napajanja potrošača električnom energijom u poslednje vreme od posebnog je

interesa. Oko 80 % godišnjih troškova u Finskoj su posledica prekida napajanja usled kvarova u SN mreži.

Osnovni cilj menadžmenta kvarova glasi: identifikacija, lokacija i izolacija kvara, a zatim

restauracija napajanja dela mreže bez kvara što je brže moguće, s ciljem da se smanje troškovi usled prekida

napajanja da bi se održao kvalitet napajanja potrošača i zahtevi za sigurnim pogonom. U kompenzovanim

mrežama, kod visokorezistantnih kvarova, menadžment kvarova se izvršava čak bez ijednog značajnijeg

isključenja potrošača. Odgovarajući – kratki prekidi napajanja predmet su rastućeg interesovanja sa tačke

gledišta kvaliteta i pouzdanosti napajanja potrošača.

Jednofazni zemljospojevi mogu često da prerastu u dvofazne zemljospojeve ili čak u kratke spojeve

sa zemljospojevima. Posledica takvih kvarova je pad napona u širokom području mreže.

Distributivna automatika se sastoji od:

relejne zaštite,

sistema za daljinsko upravljanje,

komunikacija,

automatizacije TS,

automatizacije SN mreže,

automatizacije kod potrošača.

Tu je sadržana automatska oprema, računarski sistem i prenos podataka (slika 2.12). Sistem za

daljinsko upravljanje se sastoji od centralnog sistema SCADA, komunikacija i RTU-ova u distributivnim TS

i u SN mreži.


41

NIVO CENTRA UPRAVLJANJA

NIVO NAPOJNE TS

NIVO DISTRIBUTIVNE MREŽE

NIVO POTROŠAČA

Upravljanje

fiderom

Automatizacija

TS

Komunikaciona

jedinica

DMS Sistem

Ostali izvori podataka:

-geografski podaci

-model opterećenja

CIS sistem AM/FM/GIS

sistem

Automatizacija

potrošača

RTU

Napojni

transformator

110/20 kV

Komunikacija

TS 20/0.4 kV

SCADA

RTU

Slika 2.12 – Struktura automatizacije mreže.

U napojnim TS postoje uređaji za merenja i automatsku regulaciju napona (pomoću regulacione

sklopke napojnog transformatora) i uključenje prigušnice za kompenzaciju.

Automatizacija SN mreže se uglavnom sastoji od automatizacije rastavljača, detektora kvara i

nadzora transformatora. Pod automatizacijom rastavljača se podrazumeva njihovo daljinsko komandovanje

odnosno nadzor. Automatizacija potrošača uključuje daljinsko očitavanje brojila, kao i direktno i indirektno

upravljanje opterećenjem.

Finske elektrodistributivne kompanije intenzivno koriste informacione sisteme. Sistemom SCADA

obuhvaćeni su napojni objekti, a SN mreža se nadzire korišćenjem sistema AM/FM/GIS (Automated

Mapping/ Facilities Management System/ Geographical Information System), koji omogućava funkcije

mapiranja, izveštavanja i proračuna mreže. Informacioni sistem potrošača – CIS (Customer Information

System) značajan je sa poslovne tačke gledišta. Koriste se još neki specijalni sistemi kao na primer planiranje

tarifa i menadžment baze podataka.

Distributivni menadžment sistem (DMS) razvija se prilično dugo – već 10 godina, na "Institute of

Power Engineering of Tampere University of Technology", koji sada funkcioniše u okviru kompanije

ABB/Substatition Automation. Svrha DMS je minimizacija manipulativnih troškova elektrodistributivne

mreže, uz zadovoljenje tehničkih ograničenja (naponski nivo, termičke granice). DMS je integrisan sa

sistemom SCADA, heterogenom bazom podataka, kao što je to urađeno kod sistema AM/FM/GIS i CIS.

DMS uključuje skup aplikacija potrebnih za vođenje elektrodistributivne mreže:

menadžment topologije,

estimacija i prognoza opterećenja,

proračuni mreže (tokovi snaga, struje kvara, troškovi prekida napajanja),

detekcija narušenih tehničkih ograničenja,

optimizacija mreže,

planiranje remonata,

menadžment ekipe na terenu,

menadžment kvara: analiza događaja, planiranje manipulacija za lokaciju kvara, izolaciju kvara i

restauraciju napajanja, uređaji za telefonsko odgovaranje na pozive potrošača i finalni izveštaj.


42

DMS i integrisana DA idealno su okruženje za razvoj funkcija za procenu udaljenosti do mesta

zemljospoja i kontrolu stanja sistema u praksi. Procena udaljenosti do mesta zemljospoja i nadzor stanja

električne izolacije u sistemu planiraju se kao funkcije DMS.

2.9.2. AutoLog Energy Transmission&Distribution System firme FF-AUTOMATION

Sistemom firme FF-AUTOMATION, koji je prikazan u "AutoLog Energy

Transmission&Distribution System" /15/, omogućuje se projektovanje automatizacije elektroenergetske

mreže tako da se zadovolje potrebe sistema SCADA i RTU. Bežični/ožičeni AutoLog RTU ključni je deo

ovog sistema koji sprovodi kontinualnu "inteligentu" kontrolu u vidu izveštaja statusu rasklopne opreme,

merenjima i alarmima u odgovarajućim objektima u skladu sa programom primene koji je projektovan

saglasno sa potrebama potrošača.

Iskustvo pokazuje da su rešenja firme FF-AUTOMATION prilično isplativa i imaju niz dobrih

osobina za vezu sa sistemom SCADA. Ovaj sistem može komunicirati preko bežičnog GSM/TETRA/Radio

Modem-a sa AutoLog RTU-ovima. Preko računarske stanice sistema SCADA mogu, takođe, da budu

povezane na internet/intranet, tako da se nadzor i upravljanje mogu sprovesti preko standardnih pretraživača.

Server za internet aplikacije baze podataka uključuje "firewall" i "password" osiguranja. AutoLog RTU-ovi

mogu da šalju poruke i ka mobilnom telefonu osobe koja je zadužena za održavanje.

Osnovne karakteristike sistema "AutoLog Energy Transmission&Distribution System" firme FF-

AUTOMATION:

Kompletno rešenje za daljinski nadzor i upravljanje elektrodistributivnom mrežom,

Automatsko upravljanje prekidačima,

Elektroenergetski prenosni sistemi,

Daljinsko upravljanje distributivnim TS,

Daljinsko očitavanje potrošnje,

Sposobnost kompleksnih proračuna i kontrole,

Merenje napona, struja, efektivnih vrednosti snage, temperature itd.,

Sistem SCADA zasnovan na WEB-u,

Bežična komunikacija – GSM/TETRA/Radio Modem,

Nadzor akumulatorskih baterija.


43

Temperatura

Pritisak

Vrednost struja i napona

Frekvencija

Aktivna i reaktivna snaga

Indikacija kvara

Baterije, i td.

poziv

prekidač 2

prekidač 1

napajanje

Slika 2.13 – Ilustracija mogućnosti AutoLog sistema.

2.10. ČEŠKA

U saradnji sa SČE (Severnočeška Energetika) iz Češke, firma APPLIC je 1995. godine izradila

komunikacioni sistem i sistem za bežično upravljanje energetskim postrojenjima – COM-ENERGO. Sistem

služi za daljinsko upravljanje rastavljačima deonica. Taj sistem je 2000. godine proširen modulom COM-

ENERGO-EXP. Taj modul služi za proširenje broja ulaza i izlaza osnovne jedinice COM-ENERGO. Njegovo

korišćenje je posebno atraktivno za daljinsko upravljanje distributivnim TS i/ili razvodnim postrojenjima sa

prekidačima u dobini mreže /16/.

Ceo sistem daljinskog upravljanja je zasnovan na obostranoj komunikaciji dispečerskog centra sa

sekcijskim rastavljačem pomoću radio-veze ili korišćenjem energetskih provodnika kao komunikacionih

medija. Dispečer, na osnovu svoje odluke, može bilo kada da manipuliše sa sekcijskim rastavljačem, da

isproba njegovo stanje ili da testira stanje akumulatora. Automatika sekcijskog rastavljača, takođe, šalje

informaciju dispečeru o otvaranju ormara ili promeni nekog binarnog ulaza koji se može birati.

Sistem COM-ENERGO opremljen je sa dva međusobno nezavisna mikroprocesora prevashodno

zbog obezbeđenja visoke pouzdanosti sistema u prelaznim stanjima, kao što su kratkotrajan prekid ili pad

napona i slično. Relejni izlazi su blokirani u slučaju neželjenog uključenja istovremeno oba mikroprocesora.

Ukoliko je jedan od procesora u nestandardnom režimu (resetovanje i slično) ne može doći do uključenja

izlaznih releja.


44

2.11. SLOVENIJA

Najveći deo elektrodistributivne SN mreže Slovenije je na 20 kV, uglavnom indirektno uzemljena, a

samo oko 5 % SN mreže je 10 kV nivoa sa izolovanom neutralnom tačkom.

Ciljevi automatizacije SN mreže su u tome da se smanji vreme ispada mreže, brža lokacija i izolacija

mesta kvara. Kod uvođenja automatizacije može se pristupiti od nižeg ka višim nivoima /17/:

Indikatori struje kvara sa lokalnom (svetlosnom) signalizacijom, sa mogućnosti da se nadograde za

prenos alarmnog signala, naprimer putem GSM mreže.

Autonomni rastavljači (autosekcionalizeri) sa lokalnom signalizacijom kvara i autonomnim

delovanjem – automatski se otvaraju posle neuspešnog APU, sa mogućnosti nadogradnje za sistem

daljinskog upravljanja.

Daljinski upravljani rastavljači (upravljivi autosekcionalizeri) sa lokalnom signalizacijom kvara i

autonomnim delovanjem – automatski se otvaraju posle neuspešnog APU, sa daljinskim

upravljanjem i prenosom signala u dispečerski centar.

Daljinski upravljani linijski prekidači (riklozeri) sa relejnom zaštitom; automatsko prekidanje

struje kvara pre delovanja glavnog izvodnog prekidača, sa daljinskim upravljanjem.

Indikatori kvara spadaju u osnovni nivo automatizacije, jeftini su i efikasno doprinose pronalaženju

mesta kvara. Detektuju i signaliziraju prolaz struje kvara (kratkog spoja ili zemljospoja) u slučaju kada se

indikator nalazi između napojne TS i mesta kvara, dok se ostali indikatori ne aktiviraju (slika 2.14).

Napojna TS

struja kvara

aktiviran detektor kvara

nije aktiviran detektor kvara

Slika 2.14 – Deo SN mreže opremljen sa detektorima kvara

U slovenačkoj nadzemnoj SN mreži je više od 7 godina u upotrebi detektor kvara tipa LOK 201

Metoda merenja kod ovog uređaja je bazirana na merenju magnetnog polja koje pobuđuju struje faznih

provodnika. Uređaj se montira na linijski stub na rastojanju od 4 do 14 m od provodnika, ali ne manje od

2.5 m od zemlje. Moguća je dogradnja GSM modema za daljinsku komunikaciju.

Uređaj DOT 30 je detektor kvara takođe baziran na merenju magnetnog polja koje pobuđuju struje

faznih provodnika, pri čemu se vrši i merenje struja. Ima mogućnost povezivanja sa RTU.

U Sloveniji je u zadnjih 7 godina instalirano 200 do 250 automatizovanih rastavljača. Ilustracija

montaže ovog uređaja prikazana je na slici 2.15. Veći deo ovih rastavljača je već daljinski upravljano, dok su

preostali, koji rade autonomno, u fazi dogradnje sa opremom za daljinsko upravljanje. U zadnje dve godine u

velikom je porastu broj vakumskih prekidača i zaštite u okviru sistema APU. Njihova cena je prilično visoka.

Njihovom primenom se očekuje smanjenje broja kratkotrajnih prekida napajanja potrošača (<1 sekunde), na

koje su neki (zahtevniji) potrošači veoma osetljivi.

1 Dva ovakva uređaja bila su isporučena Elektrodistribuciji Kruševac.


45

U Sloveniji je u toku izgradnja novih dispečerskih centara (Ljubljana, Maribor, Kranj i Nova Gorica)

u kojima će se DA podići na viši nivo sa novim funkcijama (DMS, automatska rekonfiguracija mreže u

slučaju kvara, korelacija između kvarova i udara groma itd.).

Slika 2.15 – Ilustracija montaže automatizovanih rastavljača na stubu.

2.12. HRVATSKA

Osnovna karakteristika elektrodistributivne mreže Hrvatske jeste velika dužina SN izvoda, što ima

za posledicu veliki broj kvarova /18/. Problemi koji se javljaju u ovakvim mrežama, koji su bili osnovni

razlog za uvođenje DA, glase:

dugotrajno traženje deonice u kvaru i mesta kvara na deonici koja je u kvaru,

velike količine neisporučene električne energije,

veliki troškovi usled prekida napajanja potrošača.

U prvoj fazi automatizacije SN mreže, daljinsko upravljanje i nadzor se vrši isključivo na nadzemnoj

SN mreži, s obzirom da je više izložena spoljnim uticajima, pa je i specifični intenzitet kvarova veći.

Međutim, troškovi usled neisporučene električne energije u nadzemnim mrežama po pravilu su manji nego

za kablovske mreže, što je razlog da se DA uvede i u kablovske SN mreže.

2.12.1. Nadzemna SN (10 i 20 kV) mreža

Elementi nadzemne SN mreže koji se uključuju u proces automatizacije su:

Rasklopna oprema (rastavljači i sklopka-rastavljači) na stubovima,

Razvodna postrojenja otvorenog ili zatvorenog tipa (kule).

Daljinski nadzor, upravljanje rastavljačima na stubovima i lokaciju kvara u nadzemnoj SN mreži

obezbeđuje se sistemom KonDUR 2000, sa detektorom kvara KonLOK 100 – slika 2.16.


46

Sklopka-rastavljač sa priborom

Naponski transformator

Usmerena antena

Detektor kvara KonLOK 100

Ormarić daljinskog upravljanja:

Daljinska stanica DSR 100, ko-

munikaciona oprema, motorni

pogon i besprekidno napajanje

Slika 2.16 – Sistem KonDUR2000.

Rastavni uređaj sa kojim se upravlja može biti rastavljač, rastavljač snage ili prekidač, opremljeni

polugom za manipulaciju i pomoćnom sklopkom za signalizaciju položaja.

Naponski transformator 10(20) kV/100 V (slika 2.16) koristi se za napajanje elemenata sistema, ali i

za merenje linijskog napona.

Detektorom kvara KonLOK 100 locira se i signalizira pojava struje kratkog spoja i zemljospoja.

Obično se ugrađuje 4 m ispod faznih provodnika, ali bez ikakve električne veze sa njima. Radi na osnovu

registrovanja promene elektromagnetnog polja koje nastaje kao posledica pojave struja kratkih spojeva i

zemljospojeva. U trenutku nastanka kvara KonLOK 100 šalje informaciju ka ormariću za daljinsko

upravljanje koji se nalazi na istom stubu, odakle se ova informacija šalje u centar upravljanja mrežom. Na

osnovu informacija pristiglih sa stubova nadzemnog izvoda u kvaru (koji su opremljeni sistemom KonDUR

2000), sa sigurnošću se može odrediti koja je deonica u kvaru.

Osim informacije o pojavi struje kratkog ili zemljospoja, u centar upravljanja se šalje i niz drugih

podataka, među kojima su i struje i fazni naponi (struje se mere primenom strujnih senzora KOHU koji se

direktno montiraju na fazne provodnike).

Daljinska stanica DSR 100 je upravljačka jedinica sistema, sadrži komunikacijski port za lokalno

parametriranje sistema (prenosnim računarom) ili za rad sa spoljnim modemom za daljinsku komunikaciju,

ako je u pitanju radio veza onda se ugrađuje radio modem, radio stanica i spoljna antena.

Za upravljanje složenijim razvodnim postrojenjima otvorenog tipa (više rastavljača snage ili

prekidača na portalnim stubovima) ili zatvorenog tipa (kućice tipa kula), razvijen je poseban sistem sa

jednim upravljačkim ormanom i jačom daljinskom stanicom tipa DSSN 200.

U Hrvatskoj je instalirano oko 100 daljinski upravljanih sklopka-rastavljača u nadzemnoj i oko 30 do

50 u kablovskoj mreži (Zagreb).

2.12.2. Kablovska SN (10 i 20 kV) mreža

Prvi korak uvođenja DA u kablovskoj SN mreži podrazumeva zamenu klasičnih SN razvodnih

postrojenja u TS SN/NN sa savremenim kompaktnim razvodnim postrojenjima (RMU – Ring MainU nit –

kompaktna postrojenja u SF6 gasu), koji su fabrički opremljeni uređajima za daljinsko upravljanje. Ovde se


47

primenjuje sistem KonDUR 2001 koji ima mogućnost daljinskog upravljanja rastavljačima (daljinska stanica,

RMU, komunikaciona oprema, pomoćno napajanje).

Opisanim sistemom za daljinsko upravljanje u SN mrežama se ostvaruju sledeće funkcije:

prikupljanje niza podataka o stanju mreže: stanje uključenosti rasklopne opreme, merenja, signalizacija;

daljinsko upravljanje rasklopnom opremom;

daljinska detekcija deonica voda u kvaru;

daljinska rekonfiguracija mreže.

Korišćenjem ovih funkcija postižu se sledeći efekti:

brža lokacija deonice u kvaru,

skraćenje trajanja prekida napajanja potrošača,

manji broj uključenja i isključenja trajnog kvara tokom postupka traženja deonice u kvaru,

manji pogonski troškovi,

bolji nadzor i vođenje pogona.

2.13. JAPAN

Japanske elektrodistribucije su usvojile i otpočele primenu sistema za automatizaciju (DA) pre više

od 30 godina i do sada su široko primenjeni u celom Japanu. U prvom koraku je primenjena samo lokalna

automatizacija (vakumski rastavljači montirani na stubovima – PVS – Pole-mounted Vacuum Switch i releji

za detekciju kvara – FDR – Fault Detection relays) kao efikasno i jeftino rešenje bez troškova održavanja. U

drugom koraku, pre oko 20 godina, sistem je proširen sa daljinskim stanicama, telekomunikacionim vezama i

centralnom upravljačkom jedinicom. Do sada je preko 200 ovih sistema primenjeno u celom Japanu, a

prosečno vreme ispada je najmanje u svetu, zahvaljujući uspešnoj i najširoj primeni automatizacije.

2.13.1. Prvi stepen automatizacije

Automatizacija (DA) u prvom stepenu omogućuje automatsko izolovanje deonice u kvaru samo sa

lokalnom opremom koja se sastoji od stubnih rastavljača (PVS), releja lokacije kvara (FDR) i prekidača

(CB). Japanski elektrodistributivne kompanije su usvojile prvi stepen DA pre oko 30 godina i imaju

pozitivno iskustvo u toku tog perioda. Struktura opreme za automatizaciju i radijalnoj elektrodistributivnoj

mreži u prvom stepenu DA je prikazana na slici 2.17., a princip funkcionisanja na slici 2.18.

Neka se razmatra izvod prikazan na slici 2.18. Kada se desi kvar na deonici c, prekidač A u napojnoj

TS deluje i svi sklopka-rastavljači (PVS) automatski se otvaraju zbog prekida napajanja (korak 2.). Prekidač

A će se ponovo zatvoriti nakon određenog vremenskog intervala i deonica a dobija napajanje (korak 3.), tako

da FDR na rastavljaču B detektuje napon i odbrojava vreme zatvaranja (X – vreme, na primer 7s). Posle X

vremena, sklopka-rastavljač B se zatvara i napaja deonice c i d (korak 4.). FDR u sklopka- rastavljačima C i

D detektuju napon i počinje odbrojanje vremena zatvaranja koje je unapred zadato (na primer 7s za D / 14s

za C). Sklopka-rastavljač D će se zatvoriti nakon 7s (korak 5.). Posle zatvaranja sklopka-rastavljača C nakon

14s (korak 6.), ako je kvar i dalje ostao na deonici c, prekidač A će se ponovo aktivirati. FDR na C prosuđuje

da je napon opao unutar podešenog vremena za kvar (nazvan Y vreme, na primer 5s) posle zatvaranja

sklopka-rastavljača C, tako da se C ponovo otvara i ostaje zaključan u toj poziciji. Posle ponovnog

zatvaranja prekidača A, sklopka-rastavljači B, D i E se zatvaraju posle vremena zatvaranja X, ali sklopka-

rastavljač C ostaje trajno u otvorenom stanju (korak 7.). Na ovaj način deonica u kvaru je locirana i

automatski izolovana.

Ovde je primenjen takozvani „naponski senzorski sistem“ (Voltage sensing system) kao detekcija

kvara, koji ne zahteva pomoćno napajanje (uključuje se rastavljač samo u prisustvu napona, a isključenje je

bez napona pod dejstvom akumulirane energije opruge) ni komunikaciju sa napojnom TS ili centrom

upravljanja, ima minimalno održavanje i cenu, a jedini nedostatak je što struja kvara mora dva puta da

protekne da bi se locirao i izolovao kvar. Međutim, kod primene savremenih prekidača sa vakumskom ili


48

gasnom tehnikom i kablova sa plastičnom izolacijom, ovo ne predstavlja problem. Drugi princip detekcije

kvara je „strujni senzorski sistem“ (strujni detektori kvara koji se masovno primenjuju u Evropi) koji reaguje

na struju kvara. Međutim, ovaj sistem mora biti dodatno opremljen sa rezervnim napajanjem za pokretanje

rastavljača u beznaponskom stanju i sa komunikacijom sa centrom kako bi se odredila i izolovala sekcija u

kvaru, što stvara dodatne investicione i troškove održavanja (periodična kontrola i zamena baterije,

komunikacioni i centralni upravljački sistem).

PVS – Vakuumski sklopka-rastavljač

FDR – Relej za detekciju kvara

CB – Izvodni prekidač

TS

PVS PVS PVS

FDR FDR FDR

Slika 2.17 – Automatska izolacija deonice u kvaru pomoću lokalne opreme (prvi stepen DA).

A B C

D

E

1. Normalan režim

2. Prvo isključenje prekidača

A B C

D

E

6. Aut.zatvaranje C (na kvar) i

drugo isključenje prekidača A B

C

D

E

3. Prvo ponovno uključenje

A B C

D

E

4. Automatsko zatvaranje sklopka-

rastavljača B A B

C

D

E

5. Automatsko zatvaranje sklopka-

rastavljača D A B

C

D

E

7. Drugo ponovno uključenje

prekidača, C je blokiran A B C

D

E

Slika 2.18 – Procedura lokacije kvara pomoću lokalne rasklopne opreme.

Sklopka-rastavljači koji se montiraju na stubove izloženi su teškim uslovima rada (prljavština, vlaga,

pristup životinja) i drugim spoljnim uticajima, tako da se na osnovu dugogodišnjeg iskustva predlažu

kompaktni (zatvoreni) tipovi. Tri tipa sklopka-rastavljača se koriste: vakuumski, SF6 i vazdušni. U pogledu

pouzdanosti, najpovoljniji su vakuumski za srednje naponske nivoe: 6, 10, 20 i 30 kV, takođe je razlog i

smanjenje SF6 gasa u prirodi. Za naponske nivoe preko 80 kV nezamenljiv je gas SF6.

Trajanje jedne manipulacije rastavljačem sa klasičnim motornim pogonom (bez nategnute opruge za

isključenje) traje više od 5s. Međutim, trajanje jedne (automatske ili daljinske) manipulacije rastavljačem

treba da je manje od 1 sekunde, jer u slučajevima složenijih operacija (održavanje, manipulacije kod


49

preopterećenja) kumulirano vreme može da postane predugačko i opterećujuće za dispečere. Iz tih razloga se

za pogon rastavljača preporučuje „elektromagnetni“ tip (coil operation type), kojim može da se obavi

operacija za manje od 1s.

U japanskim elektrodistributivnim mrežama ranije su se koristili riklozeri, međutim još u početku

(pre 30 godina) strategija je promenjena i usvojeno je uvođenje DA umesto riklozera. Instalacija riklozera je

vrlo skupa i komplikovana (podešavanje selektivnosti prorade prekidača produžava trajanje struje kvara i

stvara mogućnost pogrešne prorade zbog praga osetljivosti selektivnosti zaštite). Ipak, riklozeri mogu biti

korisni u upetljanim mrežama, kao i u radijalnim u kombinaciji sa DA prvog stepena, kao što je prikazano na

slici 2.19.



FDR – Relej za detekciju kvara

R – Riklozer

Slika 2.19 – Riklozeri kombinovani sa DA.

2.13.2. Drugi stepen automatizacije

Automatizacija u drugom stepenu obuhvata daljinsko upravljanje, upotrebu centralnog upravljačkog

računara i komunikacionu opremu. Podaci o elektrodistributivnoj mreži, kao što su statusi rastavljača i

veličine stanja (naponi, struje) prenose se do telekontrolnog prijemnika (TCR) preko RTU-ova i

komunikacionih vodova kao što su optički kablovi ili telefonske linije (slika 2.20). Integrisani podaci iz

elektrodistributivne mreže i napojne TS prenose se do dispečerskog centra preko glavne telekontrolne

jedinice (TCM). Nakon pozitivnog iskustva iz prvog stepena automatizacije u Japanu, pre oko 20 godina je

otpočela primena i drugog stepena, koji je proširen je na celo područje Japana.

napojnaTS

Dispečerski centar

Računarski

sistem

Grafika Oprema

u TS

Komunikacioni vod



RTU – Daljinski upravljiva jedinica

TCM – Glavna telekontrolna jedinica

TCR – Daljinska telekontrolna jedinica

RTU

TCM

TCM

Printer

Konzola

TCR RTU RTU

Slika 2.20 – Računarski automatizovani sistem (drugi stepen DA).

U DA su se koristila četiri tipa komunikacionih medija: radio signali, telefonske linije, PLC (Power

Line Carrier) i optički kablovi. Poređenje karakteristika ovih 4 sistema su prikazani je na slici 2.21. U Tokiju

se od 1990. godine široko primenjuje PLC sistem, koji je dobar za urbana područja i samo za ne-uzemljene

distributivne mreže jer inače je sistem nepouzdan.


50

Način komunikacije Telefonski kablovi

(Twisted pair cable)

Optički kablovi Radio PLC (Power

Line Carrier)

Brzina prenosa 1 Mbps Nekoliko Gbps Nekoliko Kbps Nekoliko

stotina bps

Gubici prenosa Nekoliko dB/km Oko 0,5 dB/km

Pouzdanost prenosa Vrlo visoka Vrlo visoka Srednja

Smetnje Male Nema srednje

Cena Jeftino Skuplje Jeftino

Evaluacija Dobro za urbane

zone

Dobro za urbane

zone

Dobro za ruralna

područja

Dobro za

neuzemljene

mreže

Slika 2.21. Poređenje karakteristika prenosnih puteva

Za realizaciju komunikacionog sistema za potrebe DA preporučuju se sledeće:

za gradsko područje: telefonske linije ili optički kablovi zbog:

• velike pouzdanosti (u poređenju sa radio vezama koje u su gradovima osetljive na smetnje, zgrade,

vremenske uslove),

• dužina komunikacionog voda u gradskom području kraća je nego u vangradskom, pa su

instalacioni troškovi prihvatljivi.

za vangradsko područje: radio talasi ili prvi stepen (lokalna) automatizacije iz razloga nižih troškova.

Prikaz distributivne mreže na centralnom upravljačkom računaru moguć je na dva načina:

šematski prikaz (jednopolne šeme) koji je jeftiniji i koristi se za vangradske mreže (slika 2.22) i

geografski prikaz koji je složeniji i koristi se za gradsku mrežu (slika 2.23).

On-line sistemom se omogućava:

upravljanje sklopka-rastavljačima/automatskim RMU/prekidačima u napojnim TS,

kontrola statusa sklopka-rastavljača/automatskih RMU/prekidača, merenja napona i struja.

automatska restauracija napajanja.

Kada se desi kvar, izvrši se automatska lokacija i izolacija kvara, koju obezbeđuje automatika iz

prvog stepena, kao i napajanje potrošača ispred mesta sekcionisanja kvara. Sekcije iza mesta sekcionisanja

kvara se moraju dodatno napojiti (restauracija) kada ima mogućnosti iz susednih izvoda. Ovu proceduru

određuje kompjuterski program koji uzima u obzir raspoložive kapacitete susednih izvoda i njihovo

ravnomerno korišćenje i izbegavanje prevelikog pada napona.

Slika 2.22 – Jednopolna šema vangradske

elektrodistributivne mreže.

Slika 2.23 – Geografski prikaz gradske

elektrodistributivne mreže.


51

2.13.3. Podzemne (kablovske) mreže

Konfiguracija kablovske elektrodistributivne mreže prikazana je na slici 2.24. Procedura lokacije

kvara se obavlja korišćenjem automatskih RMU. Deonica u kvaru se određuje na osnovu informacija o struji

kvara koja se dobija od svakog RTU-a.

Japanske elektrodistributivne kompanije su za kablovske mreže usvojili sistem za lokaciju kvara koji

je osetljiv na napon. U poslednje vreme sistemi osetljivi na struju se i u ostalim zemljama, kao što je Kina,

zamenjuju sistemom osetljivim na napon.

Najveća kompanija za distribuciju električne energije u Japanu TEPCO (Tokyo Electric Power

Company) primenila je ovaj sistem.

TCR

SCADA

RTU

Auto-

VS Auto-

VS

VCB

Auto-

VS Auto-

VS

VCB

RTU RTU

Auto-VS

VCB Auto-VS

RTU

Auto-

VS Auto-

VS VCB

RTU

Auto-

VS Auto-

VS

VCB

RMU

RMU

CB

CB

A

Komunikacijski kabl CB – Prekidač

Auto-VS – Automatski vakuumski

sklopka-rastavljač

VCB – Vakuumski prekidač

RTU – Remote terminal unit

RMU – Ring main unit

RMU

RMU

RMU

Potrošač

Potrošač

Potrošač

Potrošač

Slika 2.24 – DA u kablovskoj elektrodistributivnoj mreži.

Primena daljinskog upravljanja (RTU) na postojećim mrežama sa ručnim RMU:

postojeći RMU modifikuju se za automatski rad dodavanjem motornog pogona (slika 2.25), ove

modifikacije se ne preporučuju zbog toga što je pouzdanost modifikacija ili dodavanja opreme mala i ova

rešenja su skupa.

Novi automatski RMU ili rastavljač na stubu PVS se instališu unutar postojeće mreže (automatski RMU

se može instalirati na otvorenom ili u zgradama pa su ovi radovi skupi, tako da se predlaže ubacivanje

rastavljača na stubu PVS, slika 2.26. koji će obezbediti istu funkciju kao RMU).

Korist koja se ostvaruje pomoću automatizacije mreže:

Povećanje prihoda kao rezultat smanjenih prekida napajanja potrošača,

Smanjenje troškova za angažovanje ljudi koji ručno manipulišu rasklopnom opremom prilikom lokacije

deonica u kvaru.

Efikasnije korišćenje mreže i kontrola nedostatka snage, odlaganje investicija u nove kapacitete.

Troškovi uvođenja automatizacije su mnogo manji od izgradnje novih izvora i mreže.


52

CB

CB

CB – Prekidač

PVS – Vakuumska sklopka-rastavljač

RMU – Ring main unit

Normalno

otvorena

tačka

Automatski

RMU

Ručni

RMU

Automatski

PVS

Slika 2.25 – Kablovska mreža sa kombinacijom automatskih RMU i postojećih RMU sa ručnim

manipulacijama.

PVS

RTU

Slika 2.26 – Postavljanje RTU na stubni sklopka-rastavljač.

2.14. SRBIJA I CRNA GORA

U Srbiji i Crnoj Gori se pod DA uglavnom podrazumeva sistem SCADA kojim su obuhvaćene

napojne TS i manji broj čvornih SN postrojenja, i to uglavnom u većim (Elektrovojvodina, EDB) i srednjim

elektrodistributivnim kompanijama (Elektrotimok, Elektromorava, ...).

Automatizacije SN izvoda praktično nema, bez obzira što se, pored inostrane opreme i na domaćem

tržištu može naići na opremu za automatizaciju SN mreža – na primer daljinske stanice familije ATLAS

Instituta "Mihailo Pupin" u kombinaciji sa rasklopnom opremom domaćih proizvođača (MINEL).

Poznato je samo za nekoliko eksperimentalnih primena automatizovanih sekcionalizera u

distributivnoj SN mreži u Elektrosrbiji Kraljevo, Elektrodistribuciji Leskovac i nekim drugim distribucijama.


53

2.15. REZIME PRIMENE AUTOMATIZACIJE U RAZMATRANIM ZEMLJAMA

2.15.1. Motivacije za primenu DA

U tekstu druge glave ove (prve) knjige dat je pregled primene DA u trinaest zemalja, od toga su

deset visoko razvijene zemlja, a tri su u tranziciji.

Motivacija za automatizaciju SN mreže nalazi se u činjenici da je najveći broj prekida napajanja kod

potrošača električne energije izazvan događajima u SN mreži. Prema rezultatima godišnjih istraživanja o

kvarovima u holandskim mrežama (Dutch National Fault Registration Enquiry), najveći broj prekida u

snabdevanju potrošača električnom energijom dešava se zbog kvarova nastalih u SN mreži (70 %), dok je

broj kvarova u VN mreži značajno manji (20 %) i brzo se otklanjaju, a kvarovi u NN mreži (10 %) traju duže

ali obuhvataju mali broj potrošača. Vreme potrebno za lokalizaciju kvara i restauraciju napajanja varira od

40 do 90 minuta.

Ključni momenat u SN mreži jeste vreme potrebno za lokaciju kvara, a zatim izolaciju kvara i

restauraciju napajanja. Da bi se smanjilo prosečno trajanje prekida napajanja kod potrošača u slučaju kvarova

u SN mreži, prioritet je dat smanjenju vremena potrebnog za lokaciju kvarova u SN mreži, a ono se može

radikalno smanjiti primenom savremenih i vrlo efikasnih metodologija za lokaciju kvara.

2.15.2. Zajedničke karakteristike elektrodistributivnih mreža

Zemlje čiji je razvoj DA uzet u ovo razmatranje se razlikuju po površini, broju stanovnika,

površinskoj gustini stanovanja, površinskoj gustini električnog opterećenja potrošača, nacionalnom dohotku,

klimatskim uslovima i nizu drugih parametara.

Tretman zvezdišta SN elektrodistributivnih mreža je raznolik. Primenjuje se sistem sa izolovanim

zvezdištem sekundara napojnog transformatora, Petersenova prigušnica i uzemljenje preko male impedanse.

Postoji niz sličnosti u pogledu uzroka kvarova u tim mrežama. U kablovskim mrežama uzrok

kvarova je najčešće starenje vodova, pojava i širenje parcijalnih pražnjenja u izolaciji i kao najčešći uzroci

kvarova u svim zemljama su kidanje kablovskih vodova usled radova građevinskih mašina. Ovi kvarovi su

najčešće trajne prirode i ne mogu se otkloniti sa APU, koji se po pravilu i ne primenjuje u kablovskim

mrežama, posebno zbog osetljivosti kablova i kablovske opreme na naprezanje usled proticanja struje kvara.

U nadzemnim mrežama najčešći uzroci kvarova su ptice, narasle grane drveća, atmosferska

pražnjenja, zagađenost atmosfere, pucanje užadi usled dodatnog opterećenja, vandalizam, starenje materijala

od koga je napravljen vod i slično. Velika većina ovih kvarova je prolaznog tipa i uspešno se otklanjaju sa

brzim i sporim APU, koji se po pravilu koristi u nadzemnim mrežama.

2.15.3. Primenjena oprema za automatizaciju u razmatranim zemljama

Može se uočiti sličnost kod svih pomenutih zemalja, koja se odnosi na težnju za unapređenje

pouzdanosti. Jedan od pristupa je skraćenje trajanja pojedinih otkaza primenom, za to namenjenih, vrsta DA.

Pri tome se posebno izdvaja nekoliko tipova opreme DA.

U ovom delu tabelarno (tabela 2.10) je dat rezime prethodnog, proširenog, prikaza trendova primene

pojedinih tipova DA u nizu evropskih zemalja i Japanu.


DMS Grupa – Novi Sad 54

Tabela 2.10. – Pregled primene pojedinih tipova DA u obrađenim zemljama (trinaest evropskih

zemalja i Japan).

FD RCLBS Recloser FL RTU AUTO S Lokalna A

1 ITALIJA + + + + +

2 FRANCUSKA + + + + +

3 BELGIJA + + +

4 HOLANDIJA +

5 NORVEŠKA + + + + +

6 ENGLESKA + + +

7 AUSTRIJA + +

8 NEMAČKA +

9 FINSKA + + + + +

10 ČEŠKA + + +

11 SLOVENIJA + + + +

12 HRVATSKA + + +

13 JAPAN + + + + +

14 SCG

SUMA 10 10 0 5 10 7 3

Značenje oznaka u prethodnoj tabeli je sledeće:

1. FD: detektori kvara (uglavnom daljinski kontrolisani)

2. RCLBS: Daljinski upravljani rastavljač snage

3. Recloser: Riklozer u SN mreži, primenjuje se samo izuzetno

4. FL : Fault Location - Uređaj za ocenu udaljenosti do mesta kvara

5. RTU: RTU koji može da sadrži detektor kvara i daljinsko upravljanje rasklopnom

opremom

6. AUTO S: Autosekcionalizeri, rastavljači sa primenjenom lokalnom automatikom

7. LOKALNA A: Lokalna automatika kao sistem za lokaciju i izolaciju kvara i restauraciju napajanja


Vizuelni prikaz broja zemalja koje primenjuju određene tipove DA je dat na slici 2.27.

0

2

4

6

8

10

FD RCLBS Recl FL RTU AutoS Loc A

Broj zemalja

Slika 2.27 – Prikaz broja zemalja, iz prikazanog skupa, koje su se opredelile za pojedine tipove DA.

2.15.4. Koristi koje se očekuju nakon ugradnje opreme za automatizaciju

Koristi od automatizacije elektrodistributivne mreže se mogu podeliti na:

a) ekonomske (mogu se opisati novčanim iznosom) i

b) neekonomske (ne mogu se novčano opisati).

Ekonomska korist se manifestuje kroz smanjenje troškova:

1. kod samih potrošača (smanjenje štete zbog manjeg broja i trajanja prekida u napajanju) i

2. u elektrodistributivnoj kompaniji kroz:

smanjenje plaćanja penala, na način koje definiše regulatorno telo u deregulisanoj elektroprivredi.

smanjenje angažovanja ekipa na terenu.

Prema rezultatima istraživanja u Italiji, očekuje se da vreme otplate investicija u opremu DA nije

veće od 3 godine.

Neekonomski efekti ugradnje opreme DA su:

povećanje zadovoljstva potrošača i smanjenje broja žalbi potrošača na rad lokalne elektrodistributivne

kompanije,

povećanje zadovoljstva ekipa za održavanje (prema usmenim informacijama koje su autori ove Studije

prikupili, u nekim slučajevima tokom zimskog perioda ekipe odbijaju da idu na teren radi ispitivanja

nadzemnih vodova u kvaru zbog teških klimatskih uslova, kao što su ekstremno niske temperature ili

zbog postojanja opasnosti od napada divljih životinja).

Uvođenje novih tehnologija, otvaranje novih stručnih radnih mesta, zadovoljstvo stručnih ekipa zbog

realizacije novih i modernih projekata.


56

2.15.5. Dosadašnji pravac razvoja automatizacije

Krenulo se od lokalnih detektora kvara, da bi se danas u većoj meri, sa padom cena komunikacione

tehnike, prešlo na različite vidove daljinskog praćenja stanja detektora kvara. Daljinski detektori kvara se

pojavljuju u više varijanti:

kao zasebni uređaji, najčešće se postavljaju na stub, mada se pojavljuju i u kablovskoj mreži.

Kod ugradnje RMU, kao opcija koja se za sada posebno naručuje,

Najčešće detektuju:

pojavu struje kvara, pa otuda i njihovo često ime u literaturi – (Fault Passage Indicators),

kako pojavu struje kvara, tako i njen smer, što je od velikog značaja u elektrodistributivnim mrežama

sa izolovanim zvezdištem.

Detektori struje kvara u nekim slučajevima služe samo za detekciju prolaska struje kvara, a često su

sastavni deo logike lokalne automatike.

Daljinsko upravljanje rasklopnom opremom (rastavljačima) u nadzemnoj i kablovskoj mreži,

takođe je jedan od pravaca u kome ide razvoj automatizacije. Ova rasklopna oprema, za razliku od klasične –

ručne, ima sopstveni pogon, najčešće elektro-motorni.

Jedan od najsavremenijih trendova je brza lokacija kvara (procena distance do mesta kvara) na

osnovu akvizicije električnih veličina tokom kvara, pomoću digitalne distantne zaštite na početku izvoda.

Može se oceniti da je ova vrsta DA zahteva male investicione troškove, a daje zadovoljavajuću tačnost ocene

distance do mesta kvara. Naime, i ako su greške do 100 m za međufazne kvarove i do 1000 m za jednopolne

kvarove, ipak su to dovoljno tačne informacije za približno određivanje deonice izvoda koja je u kvaru.

Riklozeri su kompleksni (skupi) uređaji koji imaju funkciju APU, a mogu naći opravdanje na

dugačkim i razgranatim nadzemnim SN izvodima, gde se deonice sa vrlo osetljivim potrošačima žele

zaštititi od loših deonica sa neprioritetnim potrošačima.

Lokalnom automatikom se brzo obavlja izolacija deonice u kvaru bez učešća ekipe na terenu, kao i

delimična restauraciju napajanja. Od opreme lokalne automatike u upotrebi autosekcionalizeri, koji rade u

koordinaciji sa ciklusima uključenja prekidača na početku izvoda, kao i sa riklozerima u dubini SN mreže.

2.15.6. Dinamika – strategija budućeg razvoja automatizacije

Potrebno je istaći da su mnoge zemlje definisale strategiju uvođenja DA, kao što su na primer

Engleska, Italija, Japan, Belgija, Slovenija i druge.

U ovim zemljama se može uočiti ekspanzivan pristup razvoju savremenih vidova DA, što se

objašnjava na sledeći način:

potreba za povećanjem pouzdanosti napajanja potrošača;

raspolaganje dovoljnim investicionim sredstvima i procena o većoj isplativosti ulaganja u DA nego u

dalje proširenje ili izgradnju mreže,

prethodna višedecenijska pozitivna iskustva u eksperimentalnoj i eksploatacionoj primeni raznih

vidova DA.

U Sloveniji je DA podeljena u četiri nivoa i elementi se uvode postepeno i redom od prvog prema

četvrtom nivou:

a. Detektori kvara (struje kratkog spoja) sa lokalnom signalizacijom, koji imaju mogućnost dogradnje

za daljinsku signalizaciju,

b. Linijski rastavljači (autosekcionalizeri), sa lokalnom detekcijom kvara i autonomnim delovanjem –

automatski se otvara u beznaponskoj pauzi APU-a,


c. Daljinski kontrolisani rastavljači, sa lokalnom detekcijom kvara i autonomnim delovanjem,

daljinskim upravljanjem i merenjem pogonskih veličina mreže,

d. Daljinski kontrolisani linijski prekidači sa zaštitom (riklozer), primena u izuzetnim slučajevima.

2.15.7. Elektrodistributivna mreža grada Beograda

Grad Beograd je politički, ekonomski i kulturni centar zemlje, sa oko dva miliona stanovnika i

urbanističkim karakteristikama koje imaju i drugi evropski gradovi. Iz toga sledi da EDB treba da razvija

svoju elektrodistributivnu mrežu u svim aspektima, pa i u pogledu razvoja nivoa pouzdanosti, na način kako

to rade elektrodistributivne kompanije u drugim evropskim gradovima uz uvažavanje potreba svojih

potrošača. Dakle, potrebno je definisati uređaje koji omogućiti postizanje zadovoljavajućih karakteristika

pouzdanosti, kao i strategiju razvoja DA u gradskom i prigradskim područjima. Uvažavajući ekonomske

karakteristike grada i zemlje u celini, strategija ne treba da bude strogo vremenski definisana već da sadrži

elemente DA koje treba primeniti, kao i redosled primene pojedinih tipova DA. Hronologiju primene treba

uskladiti sa obezbeđenjem investicionih sredstava.

Treba podvući činjenicu da razvoj grada Beograda treba u svim aspektima da prati razvoj evropskih

centara. Tu svakako spada i razvoj gradske infrastrukture u koju spada i distribucija električne energije. Pri

tome treba voditi računa da distribuirana energija ima iste ili slične parametre u pogledu pouzdanosti i

kvaliteta kao u drugim razvijenim evropskim gradskim i prigradskim sredinama. Da bi se postigle i održale

te karakteristike potrebno je učiniti iste ili slične napore kao i drugi evropski gradovi na planu primene DA.

Dakle treba sastaviti plan uvođenja DA u kome treba svakako uvrstiti prethodno pomenute vidove-vrste DA,

koje već koriste ili čija se primena planira u drugim gradovima Evrope (detektori struje kvara, daljinski

upravljani rastavljači, autosekcionalizeri, uređaji za ocenu distance do mesta kvara, RMU sa RTU i slično).



2.16. TABELARNI PREGLED PRIMENE DA PO ZEMLJAMA2

Tabela 2.11 – Tabelarni prikaz podataka za napojne TS.

Zemlja

(elektrodistribu-

tivna kompanija)

Tretman neutralne tačke Daljinski signali

(SCADA) Daljinska merenja

Izolo

van

a (

u %

)

Dir

ektn

o u

zem

ljen

a (

u %

)

Uze

mlj

ena p

rek

o i

mp

edan

se

(u%

)

Kom

pen

zovan

a (

u %

)

Pozi

cije

sk

lop

ka

-rast

avlj

ača

Pozi

cije

pre

kid

ača

Pozi

cija

reg

ula

cion

ih s

klo

pk

i

nap

ojn

ih t

ran

sform

ato

ra

Rel

ejn

a z

ašt

ita

Pro

rad

a i

sta

tus

AP

U

Lok

aci

ja k

vara

(F

au

lt

Det

ecto

rs)

Tip

kvara

Sek

un

dar

nap

ojn

e T

S

SN

sab

irn

ica

SN

izv

od

Reg

istr

ovan

je s

tru

ja k

vara

(Fau

lt R

ecord

er)

EDB

30 0 70 0 DA DA DA(2) DA DA

P(2), Q(2),

temperatura

ulja(5)

U I, P(3),

Q(3) DA(3) (4)

Austrija

(OKA) 4 0 0 96 DA DA DA DA DA DA DA U,I,P,Q,

petersenka U,I

reaktansa

kvara

Belgija

(ELECTRABEL) 3 0 95 2 DA DA DA DA DA samo

neke P,Q,S U I NE

Švajcarska

(ENSA) DA 0 0 DA DA DA DA NE DA DA P,Q,I U U,I NE

2 Napomena: Prazna polja u tabelama znače da te vrednosti nisu poznate.


Nemačka

(ESAG) 0 0 0 100 DA DA DA DA NE DA DA

I,

temperatura,

petersenka

U I DA

Francuska

(EDF) 0 0 ~100 test na 4

mreže DA DA NE DA NE DA

samo

neke P,Q,I U I NE

Italija

(ENEL) 90 0 0 10 DA DA DA DA DA DA DA P,Q U I NE

Portugalija

(EDP) 0 0 100 0 DA DA DA DA NE samo

neke P,Q U I

Finska

80 0 0 20 DA DA DA DA DA DA DA P,Q,I U I DA

Španija

(IBERDROLA) 0 70 30 0 DA DA DA DA NE DA

(10%)

DA

(50%) P,Q,I U I NE

Velika Britanija

(LPN) DA DA DA DA DA DA DA

Japan(1)

(TEPCO) DA DA DA DA DA DA DA

(1) Studijom treba da su obuhvaćene evropske zemlje, ali zbog dugogodišnjeg iskustva koje Japan ima u sistemu automatizacije elektrodistributivne mreže navedeni su i njeni podaci. (2) U napojnim TS 110/10 kV i 110/10/35 kV

(3) U napojnim TS sa mikroprocesorskom zaštitom

(4) U napojnim TS sa uzemljenom neutralnom tačkom meri se i struja kvara u neutralnoj tački transformatora (5) U napojnim TS meri se još i napon i struja VN dovodnih izvoda, a u TS sa mikroprocesorskom zaštitom i P i Q VN dovodnih izvoda


60

Tabela 2.12– Tabelarni prikaz podataka za SN izvode.

Zemlja

(elektrodistribu-

tivna kompanija)

Broj

distributivnih

TS po jednom

izvodu

Broj

potrošača

po TS

SN/NN

Daljinski

upravljani

Uk

up

an

bro

j

det

ekto

ra k

vara

Tip

ovi

det

ekto

ra k

vara

(3)

Pow

er q

uali

ty m

on

itori

ng

(na N

N n

ap

on

skom

niv

ou

)

Izvod

i p

od

kon

trolo

m p

rogra

ma

za l

ok

aci

ju k

vara

Izvod

i p

od

au

tom

ats

kom

rest

au

raci

jom

nap

aja

nja

U(2) R(2) U(2) R(2)

Sk

lop

ka -

rast

avlj

ači

Det

ekto

ri

kvara

U R U R U R

EDB 7 20

200-

500

20 -

200 0 0 0 0 0(4) NE NE NE

Austrija

(OKA) 7 35 40 150 0

1-

2 0

1-

2 0

10

-

12

SD NE

reaktansa

kvara,

detekcija

kvara

Nije na

SCADA

Belgija

(ELECTRABEL) 18 76 1.2

1-

2 0 SD NE NE NE

Švajcarska

(ENSA) 10-15 30-50 1-500 0-3 0-3 UDK

statički

registratori NE NE

Nemačka

(ESAG) 22 <400 DA

Francuska

(EDF) 15 40 ~ 44

0-3

(proceč

no 1.3)

0-3

(proceč

no 1.3)

15 10 SD statički

registratori

U fazi

testiranja

U fazi

testiranja

Italija

(ENEL) 8.9 15.5 ~ 84 0-3.5 0-3.5 SD NE DA


Portugalija

(EDP) 5-10 20-40

250-

500

50-

100

retko u

upotrebi

menadžment

podataka Planirano Planirano

Finska

15 30 100 25 0.2 1.2 0.1 0.2

PD,

DSS

pokretni

(lako

prenosivi)

analizatori

proračun

udaljenosti,

detektori

kvara

3 sistema

u fazi

testiranja

Španija

(IBERDROLA) 15 125 0 1,3 0,1 0,3 250 800 SD

50 rotacionih

registratori i

nekoliko

prenosivih

Planirano Planirano

Velika Britanija

(LPN) 10

D

A

D

A

D

A

D

A DA

Japan

(TEPCO)

D

A

D

A

D

A

D

A VD DA

(2) U=gradska mreža, R=vangradska mreža (3) SD=strujni detektor, UDK=usmereni detektor struje kvara, PD=prekostrujni (overcurrent) za kratke spojeve, DSS= detektor sume struja za zemljospojeve, VD = naponski detektori (4) sprovođeni su eksperimenti sa detektorima struje kvara (5) APU



Tabela 2.13 – Tabelarni prikaz podataka za distributivne TS.

Zemlja

(elektrodistributivna

kompanija)

Primenjena automatizacija

u SN mreži

Udeo daljinski upravljanih

distributivnih TS SN/NN ili

rastavljača - trenutno stanje

(% / ukup.br.TS)

Belgija

(ELECTRABEL) RTU, upravljivi rastavljači 1,4

Švajcarska

(ENSA) samo u nekim slučajevima

Francuska

(EDF)

Riklozeri, autosekcionalizeri,

RTU, upravljivi rastavljači Široka primena

Italija

(ENEL)

RTU, upravljivi rastavljači,

autosekcionalizeri, lokalna

automatika 12.5-17.5

Portugalija

(EDP) Riklozeri, autosekcionalizeri malo, tendencija porasta

Finska RTU, upravljivi rastavljači,

autosekcionalizeri, lokalna

automatika

Široka primena

Norveška Autosekcionalizeri, lokalna

automatika Široka primena

Španija

(IBERDROLA) RTU, upravljivi rastavljači 2

Velika Britanija

(LPN) RTU, upravljivi rastavljači ~ 50



2.17. LITERATURA

/1/ A.Cerretti, G.Di Lembo, G.Di Primio, A.Gallerani, G.Valtorta: "Automatic Fault Clearing on MV

Networks With Neutral Point Connected to Ground Through Impedance", 17 Internacionalna

Konferencija CIRED, Barcelona, pp.3-6, Maj 2003.

/2/ A.Bargigia, A.Cerretti, G.Di Lembo, S. Rogai, G.Veglio: "Telecontrol and Automation on ENEL

Distribuzione's Network: Strategy and Results", 17 Internacionalna Konferencija CIRED, Barcelona,

pp.3-33, Maj 2003.

/3/ S.Barbieri:"Remote Control of HV Stations and MV Substations in Milan", 16 Internacionalna

Konferencija CIRED, Amsterdam, pp.3-40, Juni 2001.

/4/ "Fault Management in Electrical Distribution Systems", Finalni izveštaj radne grupe za Fault

management WG03, 15 Internacionalna Konferencija CIRED, Nica, Jun, 1999.

/5/ Internet sajt: http://www.gillam-fei.be/lynxgb.pdf.

/6/ O.Chilard, L.Morel, D.Renon: "Compensated Grounded Medium Voltage Network Protection Against

Resistive Phase to Ground Faults", 15 Internacionalna Konferencija CIRED, Nica, pp.3-17, Jun 1999.

/7/ Katalog detektora kvara firme CAHORS Group, Francuska.

/8/ Y.Laperches, M.Braipson, P.Parent, R.Hatert:"MV Network Control and Protection Policy Technical and

Functional Aspects", 16 Internacionalna Konferencija CIRED, Amsterdam, pp.3-20, Juni 2001.

/9/ P.M. van Oirsouw, F.Provoost: "Fault localization in an MV Distribution network", 17 Internacionalna

Konferencija CIRED, Barcelona, pp.3-64, Maj 2003.

/10/ B.J. Oftedal: "Automation in 24 kV Overhead Line Network", 17 Internacionalna Konferencija CIRED,

Barcelona, pp.3-22, Maj 2003.

/11/ Internet site firme Nortroll: http://www.nortroll.com

/12/ R.E. Jackson, C.M. Walton: "A Case Study of Extensive MV Automation in London", 17

Internacionalna Konferencija CIRED, Barcelona, pp.3-36, Maj 2003.

/13/ H. Roman, H. Hylla: "Experiences on Location of Earth Faults and Short Circuits in Rural Medium

Voltage Networks", 17 Internacionalna Konferencija CIRED, Barcelona, pp.3-9, Maj 2003.

/14/ Ari Nikander, "Novel Methods for Earth Fault Management in Isolated or Compensated Medium

Voltage Electricity Distribution Networks", Doktorska disertacija, Tampere, 2002.

/15/ Energy Transmission & Distribution Automation, http://www.ff-automation.com.

/16/ Kataloški materijal firme APPLIC, Češka republika (www.applic.cz).

/17/ M. Kržišnik: "Automatizacija srednjenaponskih distributivnih mreža i signalizacija kvarova na

nadzemnim vodovima", Treće jugoslovensko savetovanje JUKO CIRED, Vrnjačka Banja, R-4.18,

Oktobar 2002.

/18/ D. Runjić: "Automatizacija distributivne srednjenaponske mreže", Treće jugoslovensko savetovanje

JUKO CIRED, Vrnjačka Banja, R 1-4.17, Oktobar 2002.

/19/ A. Fujisawa, N. Kurokawa: " Oversea Distribution automation system based on Japanese experience",

17 Internacionalna Konferencija CIRED, Barcelona, pp.3-42, Maj 2003.



3. ANALIZA KONCEPCIJA AUTOMATIZACIJE KOJI SU POGODNI

ZA MREŽU EDB I KOJI ĆE BITI PREDMET DETALJNIH

SIMULACIJA

Na osnovu razmatranja sprovedenih u prethodnoj glavi, može se zaključiti da automatizacija

obuhvata vrlo širok dijapazon rešenja – od lokalne automatike do opreme čije je delovanje rezultat primene

vrlo sofisticiranih softverskih rešenja tipičnih za DMS. U prvom paragrafu ove glave, kratko su opisana dva

evropska sistema za menadžment elektrodistributivnih mreža, kojima je obuhvaćen i problem rešavanja

kvarova. U drugom paragrafu su na primerima kvantifikovani smisao primene lokalne automatike nezavisno

od njene integracije u DMS. Iz pomenutih primera se može zaključiti da se optimalna automatizacija jedne

elektrodistributivne mreže (kao i mreže EDB, takođe) svakako nalazi u koordinaciji lokalne automatike i

složenih sistema za menadžment elektrodistributivnih mreža. Mogući pristupi za određivanje tog optimuma

pitanja su koja se razmatraju u trećem paragrafu. Na kraju, u četvrtom paragrafu je dat spisak korišćene

literature.

3.1. KOMPARACIJA SISTEMA ZA MENADŽMENT ELEKTRODISTRIBUTIVNIH

MREŽA AUSTRAL I OPERA

U studiji koju su uradili stručnjaci EDF-a i Univerziteta za tehnologiju u Tampere-u /1/, data je

uporedna analiza dva sistema koji imaju napredne funkcije za menadžment distributivnih mreža u realnom

vremenu, razvijeni u Francuskoj i Finskoj.

Francuski sistem AUSTRAL razvijen je u istraživačkom i razvojnom odeljenju EDF-a. Projekat je

započet 1993. godine, a prva operativna verzija AUSTRAL-a isporučena je 1997. godine. AUSTRAL ima za

osnovni cilj smanjenje ukupnog trajanja prekida napajanja potrošača usled kvarova u mreži.

Finski sistem OPERA razvijen je u Univerzitetu u Tampere-u, komercijalizovan je i koristi se u

jedanaest dispečerskih centara u više zemalja.

EDF je vlasnik gotovo celokupne francuske elektrodistributivne mreže, dok je finska

elektrodistributivna mreža u vlasništvu više nezavisnih privatnih kompanija, čija veličina i struktura znatno

varira. Osnovni podaci elektrodistributivnih mreža na kojima su vršena pomenuta istraživanja prikazani su u

tabeli 3.1. Dve mreže koje se porede locirane su u mešovitim urbano/ruralnim područjima i dobro

reprezentuju obe zemlje. To je francuski centar u Versailles-u i centar jedne finske elektrodistributivne

kompanije.

Tabela 3.1 – Poređenje dve mešovite ruralno-urbane mreže.

Versailles Finska distribucija

Broj potrošača 865 000 130 000

Godišnja potrošnja 4 000 GWh 1500 GWh

Nadzemni izvodi 700km 1400 km

Kablovski izvodi 2 700 km 8 km

Broj distributivnih TS po izvodu 18 6

Broj izvoda 275 50

Broj rastavljača po izvodu 10 (u proseku) 10 (u proseku)

Broj daljinski upravljanih

rastavljača po izvodu 3 (u proseku) 1-2 (u proseku)

Broj detektora kvara po izvodu 3 (daljinski) 0-1 (tipično lokalni)

Knjiga 1 –5. Prilozi


U Francuskoj se očekuje porast broja daljinski upravljanih rastavljača u skorijoj budućnosti. Svi

daljinski upravljani rastavljači opremljeni su detektorima kvara sa daljinskom signalizacijom. Takođe, duž

izvoda bi trebalo da bude locirano nekoliko autosekcionalizera.

Od posebnog interesa je poređenje upotrebe uređaja za lokaciju kvara, čija je osnovna funkcija

lokacija trajnih kvarova. U finskom sistemu OPERA kao glavna informacija se koristi izmereni intenzitet

struje kvara. Udaljenost mesta kvara se određuje između napojne tačke i mesta kvara tako što se poredi

izračunata struja kvara sa izmerenom vrednosti struje, za odgovarajući tip kvara. U francuskom sistemu

AUSTRAL, zaključak o mestu kvara se donosi korišćenjem informacija od detektora kvara. Lokacija kvara

je prema autorima ovog članka preciznija sa sistemom OPERA, jer je rezultat proračuna udaljenosti do mesta

kvara precizniji. Plan manipulacija rastavljačima, koji uključuje i ručne manipulacije, primenjuje se u

drugom koraku, a primenu plana utvrđuje dispečer. Putanja ekipe na terenu do rastavljača bez daljinskog

upravljanja uzima se u obzir tokom planiranja. Međutim, u ovom zaključku treba zadržati dozu rezerve.

Naime, na osnovu iskustava u praksi drugih zemalja koje koriste sisteme za proračun distance do mesta

kvara u postupku lokalizacije kvara, greška pri jednofaznim kvarovima reda je do 1300 m, a pri višefaznim

koji su ređi oko 300 m. Pogotovo treba podvući problem koji nastaje kod razgranatih mreža, kada procena

distance ne može da ukazuje da li je mesto kvara na glavnom pravcu napajanja ili lateralima.

Primenom sistema OPERA, restauracija napajanja delovima mreže koji su ostali bez napajanja

nakon kvara izvodi se u skladu sa procenjenim troškovima prekida napajanja. Troškovi usled prekida

napajanja predstavljaju troškove usled neisporučene električne energije ili troškove usled prekida (ispale)

snage. Modelovanje troškova usled prekida napajanja uobičajeno se koristi u finskim distribucijama. Planovi

za restauraciju napajanja u realnom vremenu usvajaju se uz njihovo rangiranje od 0 do 100, koristeći

kriterijume kao što su restauracija prioritetnih potrošača (uglavnom bolnice, industrija, itd.) i uz uvažavanje

tehničkih ograničenja u mreži.

U sistemu AUSTRAL, restauracija napajanja nakon kvara uključuje komandovanje daljinski

upravljanim rastavljačima. Model procene troškova usled prekida u napajanju u Francuskoj se koristi samo

za planiranje mreže.

3.2. PRIMER KVANTIFIKACIJE KORISTI OD PRIMENE LOKALNE AUTOMATIKE

Elektrodistributivne kompanije danas koriste različite tehnike za povećanje pouzdanosti isporuke

električne energije /2/. Tradicionalna tehnička izvedba izvoda uključuje prekidače (riklozere), sklopka -

rastavljače i rastavljače. Za automatizaciju upravljanja izvodima važno je da je rasklopna oprema sposobna

da izvrši više manipulacija bez potrebe za održavanjem (kako bi se smanjili troškovi održavanja). Ostali

ključni faktori su standardni protokoli za integraciju sa SCADA sistemom, potreban temperaturni radni

opseg i rezervno napajanje koje omogućava funkcionisanje opreme dok je sistem bez napona. Koristeći se

primerima, u tekstu koji sledi biće prikazana različita rešenja automatizacije izvoda – slika 3.1.

Potrošač 1 Potrošač 2

Kvar 1

izvodni

prekidač

P

Slika 3.1 – Primer izvoda bez automatike ( klasična funkcija FDIR).



3.2.1. Primer izvoda bez automatike

U ovom slučaju se razmatra sledeća situacija:

(i) pretpostavlja se da se kvarovi duž izvoda pojavljuju ravnomerno i sa jednakom verovatnoćom,

(ii) da se na izvodu događa 6 trajnih kvarova godišnje,

(iii) da je potreban 1 sat za restauraciju napajanja posle trajnog kvara.

Potrebno je minimizirati broj i trajanje prekida napajanja potrošača 1 i potrošača 2. Koristeći ove

pretpostavke, može se izračunati trajanje prekida napajanja prilikom kvara 1 na slici 3.1, pri čemu su ukupna

trajanja prekida napajanja za potrošače 1 i 2 prikazana u tabeli 3.2.

Tabela 3.2 – Izvod bez automatike (klasična funkcija FDIR).

Trajanja prekida

napajanja usled

kvara 1

(min/godišnje)

Ukupno trajanje

prekida napajanja

(min/godišnje)

Potrošač 1 360 360

Potrošač 2 360 360

Primer iz članka je veoma simplifikovan sa svega dva potrošača, a izvod nema rasklopnih uređaja.

Trajanja otkaza nisu dobijena kao rezultat proračuna koji se odnose na konkretni primer, već su

pretpostavljena.

Da bi se povećala pouzdanost razmatranog izvoda razmatra se ugradnja riklozera i

autosekcionalizera.

Riklozeri su korišćeni kao oprema za povećanje pouzdanosti izvoda. Riklozeri omogućavaju

prekidanje struje kvara i izolaciju mesta kvara gde je to potrebno. Kompaktni su, lako se ugrađuju i mogu se

primeniti u distributivnim TS kao i na zateznim stubovima. Delovanje riklozera mora se koordinisati sa

delovanjem rasklopne opreme na početku izvoda, kao što su prekidači u napojnoj TS, kao i sa uređajima duž

izvoda, kao što su autosekcionalizeri.

Autosekcionalizeri se koriste na izvodima sa ciljem da se ekonomično i što više redukuje trajanje

prekida napajanja, a time i neisporučena električna energija prilikom trajnih kvarova. Autosekcionalizeri su

uređaji kojima se ne može prekinuti struja kvara, moguće su manipulacije u beznaponskom stanju

(rastavljači) ili pod teretom (rastavljači snage) kada je moguće i uključenje na kvar. Oni deluju u koordinaciji

sa ostalom rasklopnom opremom na izvodu (prekidači, riklozeri).

3.2.2. Primer sa korišćenjem riklozera ili autosekcionalizera

Razmatra se isti primer sa slike 3.1, ali sa riklozerom ugrađenim na sredini izvoda, kao što je to

prikazano na slici 3.2.

I ovde se kao i u prethodnom primeru uvode sledeće pretpostavke:

(i) pretpostavlja se da se kvarovi duž izvoda pojavljuju ravnomerno i sa jednakom verovatnoćom,

(ii) na izvodu se događa 6 trajnih kvarova godišnje (3 kvara u delu izvoda sa kvarom 1 i 3 kvara u

delu izvoda sa kvarom 2),

(iii) potreban je 1 sat za restauraciju napajanja posle trajnog kvara.




Kvar 1

izvodni

prekidač

Kvar 2

P

Riklozer ili

sekcionalizer

Slika 3.2 – Primer izvoda sa jednim riklozerom ili autosekcionalizerom.

Poboljšanja dobijena primenom riklozera prikazana su u tabeli 3.3. Potrošač 2 ima isto trajanje

prekida napajanja, ali potrošač 1 ima 50 % kraći godišnji prekid napajanja.

Tabela 3.3 – Izvod sa jednim riklozerom.

Trajanja prekida

napajanja usled

kvara 1

(min/godišnje)

Trajanja prekida

napajanja usled

kvara 2

(min/godišnje)

Ukupno trajanje

prekida napajanja

(min/godišnje)

Potrošač 1 180 0 180

Potrošač 2 180 180 360

Sličan slučaj (slika 3.2) dobija se i kada se umesto riklozera primeni autosekcionalizer. U slučaju

kvara 2, tok događaja je sledeći (autosekcionalizer ima podešenje brojčanika na 2):

Prekidač je detektovao kvar 2,

Prekidač se otvara,

Autosekcionalizer detektuje prekid napajanja i menja stanje brojača na 1,

Prekidač se ponovo zatvara,

Pošto je kvar trajan, prekidač se ponovo otvara,

Autosekcionalizer ponovo detektuje prekid napajanja i povećava stanje brojača na 2,

Otvara se i autosekcionalizer (pošto je prekidač otvoren, u beznaponskom stanju),

Prekidač se ponovo zatvara i napajanje se restaurira potrošaču 1, dok potrošač 2 ostaje bez napajanja i

čeka „ručnu“ restauraciju napajanja.

Razlika je samo u tome što je Potrošač 1 imao i nekoliko kratkih prekida u napajanju. Ukoliko

Potrošač 1 nije izuzetno osetljiv na prekide, onda je mnogo ekonomičnija ugradnja autosekcionalizera.

3.2.3. Primer sa korišćenjem riklozera i autosekcionalizera

Kao tipična šema ugradnje riklozera i autosekcionalizera, razmatra se primer sa slike 3.3.

Kao i u prethodnim primerima, pretpostavlja se:

(i) da se kvarovi duž izvoda pojavljuju ravnomerno duž izvoda i sa jednakom verovatnoćom,

(ii) da su riklozer i autosekcionalizer ekvidistantno pozicionirani na izvodu, tako da se ima po 2

kvara godišnje između izvodnog prekidača i riklozera (kvar 1), riklozera i autosekcionalizera

(kvar 2) i iza autosekcionalizera (kvar 3),

(iii) da je potreban 1 sat za restauraciju napajanja posle trajnog kvara u mreži bez automatskih

uređaja




Kvar 1

izvodni

prekidač

Riklozer

Kvar 2 Kvar 3

Sekcionalizer

P

Slika 3.3 – Primer izvoda sa riklozerom i autosekcionalizerom.

U ovom primeru, autosekcionalizer ima podešenje brojača na 2. Na primer, za kvar 3 na kraju izvoda

tok događaja je sledeći:

Riklozer je detektovao kvar 3,

Riklozer se otvara,

Autosekcionalizer detektuje prekid napajanja i menja stanje brojača na 1,

Riklozer se ponovo zatvara,

Pošto je kvar trajan, riklozer se ponovo otvara,

Autosekcionalizer ponovo detektuje prekid napajanja i povećava stanje brojača na 2,

Otvara se i autosekcionalizer (pošto je riklozer otvoren, u beznaponskom stanju),

Riklozer se ponovo zatvara i napajanje se restaurira potrošaču 2, dok potrošač 1 nije imao prekid

napajanja zbog kvara 3.

Koristeći se ovim pretpostavkama, dobijaju se rezultati prikazani u tabeli 3.4.

Tabela 3.4 – Izvod sa riklozerom i autosekcionalizerom.

Trajanja prekida

napajanja usled

kvara 1

(min/godišnje)

Trajanja prekida

napajanja usled

kvara 2

(min/godišnje)

Trajanja prekida

napajanja usled

kvara 3

(min/godišnje)

Ukupno trajanje

prekida napajanja

(min/godišnje)

Potrošač 1 120 0 0 120

Potrošač 2 120 120 0 240

Prema tome, sa riklozerom i autosekcionalizerom ugrađenim na izvodu, postiže se:

smanjenje ukupnog trajanja prekida napajanja potrošača 1 za 66,6% i smanjenje trajanja prekida

napajanja potrošača 2 za 33,3% u odnosu na prvi slučaj (tabela 3.2),

smanjenje ukupnog trajanja prekida napajanja potrošača 1 i potrošača 2 za 33.3% u odnosu na drugi

slučaj (tabela 3.3).

Da bi se i dalje povećala pouzdanost izvoda koriste se normalno otvoreni sklopka-rastavljači.

3.2.4. Primer sa korišćenjem normalno otvorenih sklopka-rastavljača

Kada je potrebna veća pouzdanost napajanja i na raspolaganju je dvostrano napajanje (prstenasti

izvodi), moguće je u normalno otvorenu tačku na izvodu postaviti sklopka rastavljače (NORS), pa pomoću

njega restaurirati napajanje posle trajnog kvara. Kada se izvodi napajaju iz različitih napojnih TS, pri

isključenju jedne napojne TS omogućena je restauracija napajanja potrošača preko druge napojne TS.

Dva tipična primera manipulacija prilikom restauracije napajanja pomoću NORS su:



Daljinska manipulacija: posle trajnog kvara, sistemom SCADA/DMS obaveštava se dispečer o

isključenju potrošača; dispečer analizira delovanje riklozera, autosekcionalizera i/ili detektora kvara i

donosi odluke o aktiviranju odgovarajućeg NORS kojim će se restaurirati napajanje potrošačima.

Lokalna automatska manipulacija: posle trajnog kvara, postojeća rasklopna oprema na izvodu isključuje

kvar i izoluje deonicu u kvaru. Posle određenog vremenskog intervala NORS se automatski zatvara i

restaurira napajanje potrošačima.

Neka se posmatra primer sa slike 3.4 sa normalno otvorenim sklopka-rastavljačem. Za kvar 1, tok

događaja je sledeći:

Kvar se locira i isključuje pomoću izvodnog prekidača u napojnoj TS,

Putem upravljačkog sistema, dispečera ili lokalne automatike, riklozer 1 se otvara,

NORS se zatvara čime se restaurira napajanje potrošača preko susednog izvoda.

Izvodni

prekidač

Osigurač

Izvodni

prekidač

Osigurač

Kvar 1 Kvar 2 Kvar 3

Kvar 4 Kvar 5 Kvar 6


Riklozer 1 Sekcionalizer 1

NORS

Riklozer 2

P

P

Sekcionalizer 2

Slika 3.4 – Primer izvoda sa riklozerom, autosekcionalizerom i mogućnošću rezervnog napajanja iz

susednog izvoda pomoću NORS.

Za kvar 1, potrošač 1 je ostao bez napajanja, jer je potrošač lociran na deonici na kojoj je kvar. Na

prikazanom primeru, sučeljavanjem izvoda iz različitih napojnih TS ili njihovim povezivanjem u prstene,

korišćenjem opreme za izolaciju kvara obezbeđuje se najveći stepen pouzdanosti. Za potrebe ovog

razmatranja pretpostaviće se, kao i u ranijim primerima, da su kvarovi ravnomerno raspoređeni duž oba

izvoda, što znači jedan kvar na svakom delu. Trajanje restauracije napajanja posle trajnog kvara je 1 sat, kao

i ranije. Koristeći ove pretpostavke mogu se izračunati vrednosti prikazane u tabeli 3.5.

Sa riklozerima, autosekcionalizerima i NORS, bez napajanja ostaju samo potrošači koji se nalaze na

deonicama između dva rasklopna aparata. Sada se potrošaču 1 i potrošaču 2 trajanje prekida napajanja

smanjuje za 83,3%.

Izbor pravog rešenja za automatizaciju izvoda zahteva procenu investicija. U ovom test primeru,

poboljšanje pouzdanosti za potrošača 1 prikazano je na slici 3.5. Da bi se odredila optimalna strategija

automatizacije treba da se sprovede ista analiza za sve potrošače. Iz slike je očigledno da se ulaganja u

automatizaciju isplate u prvom delu krive – pre početka njenog zasićenja.

Tabela 3.5 – Izvod sa riklozerom, autosekcionalizerom i NORS

Trajanja

prekida

napajanja usled

kvara 1

(min/godišnje)

Trajanja

prekida

napajanja usled

kvara 2

(min/godišnje)

Trajanja

prekida

napajanja usled

kvarova 3-6

(min/godišnje)

Ukupno

trajanje

prekida

napajanja

(min/godišnje)

Potrošač 1 60 0 0 60

Potrošač 2 0 60 0 60



Troškovi investicija (u $)

Tra

jan

je p

rek

ida

na

pa

jan

ja

Slika 3.5 – Zavisnost trajanja prekida napajanja od vrednosti investicija uloženih u opremu DA.

Čak i na osnovu napred navedenih primera očigledno je da određivanje optimalne strategije za

automatizaciju izvoda uključuje više faktora koji moraju biti pažljivo odmereni da bi se optimizirali

parametri od primarnog interesa. Za proračun tačnih karakteristika određene SN mreže potrebna je velika

inžinjerska veština i sofisticirana softverska analiza. Ovakva analiza zahteva primenu složenih alata, kao što

je na primer "ABB Performance Advantage". Ovim se alatima uvažavaju učestanost i trajanje prekida

napajanja, kao i učestanost i nivo "propadanja" napona u izabranim tačkama mreže za zadatu konfiguraciju, a

radi određivanja optimalne strategije automatizacije mreže.

Jedan od glavnih pokretača automatizacije izvoda u budućnosti biće neprekidna globalna ekspanzija

jeftinih komunikacionih tehnologija. Procenjuje se da preko 70% elektrodistributivnih kompanija ima

ugrađene bežične telekomunikacione uređaje u njihovoj sadašnjoj infrastrukturi, ali za šire razmere,

telekomunikacije i dalje predstavljaju glavni problem. Nove tehnologije kao što je GSM, GPRS, TETRA,

CDPD i satelitske telekomunikacije postaju dostupni, čime će jeftina rešenja automatizacije postati sve

dostupnija.

Pored automatizacije, mikroprocesorskim uređajima se skuplja širok dijapazon informacija potrebnih

za poslovanje elektrodistributivne kompanije. U tipičnoj primeni, moguće je dobiti informacije kao što su

praćenje kvaliteta napajanja (propadi i skokovi napona, kratki prekidi napajanja), merenja standardnih

pogonskih veličina (naponi, struje, potrošnja), merenja profila opterećenja, merenja oblika struja kvara i

slično. Integracija ovih informacija biće sve važnija za poslovanje elektrodistributivne kompanije u

budućnosti.

Da bi se izašlo u susret rastućim potrebama potrošača za povećanim kvalitetom i pouzdanošću

napajanja, potreban je skup modularnih automatizovanih rešenja u vidu "kockica" spremnih za ugradnju.

Generalno, ovi proizvodi su sinteza individualnih komponenti najsavremenije tehnologije (rasklopna

oprema, detektori kvara, RTU, nezavisno napajanje), integrisanih tako da formiraju kompletne funkcionalne

uređaje. Ovi uređaji se mogu složiti u sistem tako da potpuno odgovore potrebama automatizacije bilo kojom

elektrodistributivnom mrežom. Svaki uređaj (kockica) može biti redizajniran i prepakovan tako da omogući

što manje troškove ugradnje i primene. Određivanje koliko automatike ugraditi u konkretnu

elektrodistributivnu mrežu kompleksno je pitanje, pa je za izbor optimalne strategije potrebna vrlo složena

analiza.

Takva jedan analiza biće predmet u trećoj knjizi Studije.



3.3. MOGUĆI PRISTUPI REŠENJU PROBLEMA OPTIMALNOG NIVOA

AUTOMATIZACIJE KONKRETNE ELEKTRODISTRIBUTIVNE MREŽE

Za donošenje odluke o optimalnom nivou automatizacije EDB od posebnog je značaja imati uvid u

razloge za uvođenje i stanje razvoja DA u svetu, kao i u planove i trendove razvoja pojedine opreme DA.

3.3.1. Razlozi uvođenja automatizacije

Elektrodistributivne kompanije svih razvijenijih zemalja i zemalja iz naše okoline imaju višegodišnji

trend uvođenja DA, a naročito nakon početka procesa deregulacije elektroprivrede, čime se radikalno menja

organizacija poslovanja elektrodistributivnih kompanija. To se ogleda pre svega u novim ciljevima

poslovanja – maksimizacija profita i zadovoljenje propisanog kvaliteta napajanja potrošača. Iz tih razloga se

značajno smanjuju svi troškovi unutar elektrodistributivnih kompanija (radna snaga, izdvajanje pomoćnih

delatnosti). Na tržištu se pojavljuju i nove kompanije za pružanje usluga, npr. otklanjanje kvarova u mreži.

Efikasno angažovanje ovih kompanija (izvan elektrodistribucija) za rešavanje problema kvarova u mreži

(lokacija i izolacija kvarova, kao i njihova popravka) zahtevaće još dosta vremena, a zadovoljenje uslova

snabdevanja potrošača, propisanih od strane regulatornih tela, biće problem koji će izbiti u prvi plan. Kao

rešenje se nameće uvođenje različite opreme DA. Izbor DA zasnovan je na:

inženjerskom iskustvu i intuiciji,

tehničkim uslovima koji postoje u elektrodistributivnoj mreži (npr. način uzemljenja neutralne tačke),

matematičkim i numeričkim metodima, koji inkorporiraju inženjersko iskustvo i praksu (statistički ili

fazi pristup, stohastika).

3.3.2. Razlike između urbanih i ruralnih elektrodistributivnih mreža od interesa za donošenje

odluka pri planiranju primene automatizacije

Urbana (gradska) i ruralna (prigradska, seoska) područja znatno se razlikuju po površinskoj gustini

naseljenosti (stanovnika/km2) i površinskoj gustini opterećenja (MW/km2), što ukazuje na značaj potrošača.

Iz tog značaja proizilaze i tipovi mreža kojima se ti potrošači napajaju. Potrošači u ruralnim područjima često

nemaju obezbeđenu sigurnost napajanja nivoa (n-1), odnosno njihove mreže su izgrađene od radijalnih

izvoda ili ogranaka bez rezervnih veza prema susednim izvodima.

Izvodi u urbanim i suburbanim područjima u visokom su procentu kablovski, dok su mreže u

ruralnim područjima pretežno nadzemne. Kablovske mreže su standardizovane tako da se duž izvoda nalaze

potrošački čvorovi sa distributivnim TS, od kojih svaka ima rasklopnu opremu na svom ulazu i izlazu. To

omogućuje efikasnu sekcionalizaciju nakon kvara, posle čega obično samo mali broj potrošača ostaje bez

napajanja.

Nadzemni izvodi su jeftiniji i u izgradnji i u eksploataciji. Ovde je broj rasklopne opreme znatno

manji, pa nakon lokacije i izolovanja kvara veći broj distributivnih TS (između susednih rasklopnih aparata

koji omeđuju deo izvoda u kvaru) ostaje bez napajanja do popravke kvara.

Potrošači u urbanim sredinama uglavnom su "značajniji" od onih u ruralnim područjima. Naravno,

ima izuzetaka kada su u pitanju industrijske farme, velika uzgajališta stoke i staklenici, koji su izuzetno

osetljivi na prekide napajanja električnom energijom. Iskustva u evropskim zemljama ukazuju na sve veću

primenu digitalne elektronike u poljoprivredi, koja je izuzetno osetljiva na prekide napajanja. Ta situacija će

nametnuti pitanje povećane pouzdanosti napajanja, iz čega će slediti nužnost za primenu DA koja bi trebalo

da bude slična onoj koja je primenjena u urbanim sredinama.

Na bazi ovakvih razmišljanja i iskustva, možda čak i statistike, inženjeri bi mogli "intuitivno" da

donesu manje ili više ispravne odluke u vezi sa primenom DA. Međutim, teško je doneti pravu odluku bez

poznavanja i uvažavanja ogromnog broja podataka o svakom izvodu ponaosob, te njihove analize u smislu

cilja koji se želi postići – nivo DA razmatrane elektrodistributivne mreže. Iako je posao prikupljanja i obrade

podataka obiman, rezultati primene softverskih paketa za planiranje razvoja DA ekonomski su opravdani.



Oni mogu da intuitivne predloge inženjera uzmu kao polazne hipoteze, koje treba računskim putem

vrednovati i prihvatiti kao opravdane (ili odbaciti).

3.3.3. Analitički pristup zasnovan na analizi simplifikovanih i idealizovanih modela

elektrodistributivnih mreža

Analitički pristupi za planiranje DA, zasnovani na analizi simplifikovanih i idealizovanih

elektrodistributivnih mreža su jednostavni i daju dovoljno dobre rezultate, ali praćeni su greškama koje su

onoliko velike koliko realna mreža odstupa od simplifikovanog modela. Pod simplifikovanim ili

idealizovanim modelima elektrodistributivne mreže se podrazumeva:

Model elektrodistributivne mreže

Pod simplifikacijom modela elektrodistributivne mreže podrazumeva se da su SN deonice iste

(njihove dužine i parametri); izvodi imaju isti broj deonica; konfiguracija mreže ima pravilan geometrijski

oblik.

Model potrošačkih čvorova

Pod simplifikacijom modela potrošačkih čvorova podrazumeva se da su potrošački čvorovi

distributivne TS; opterećenja svih potrošačkih čvorova su ista; numerički pokazatelji značaja potrošačkih

čvorova su isti.

Model pouzdanosti elektrodistributivne mreže

Rezultati primene simplifikovanih modela funkcija za lokaciju i izolaciju deonica u kvaru i

restauracije napajanja delova izvoda u kvaru – FDIR, najčešće se objedinjuju u jednu statističku vrednost

trajanja prekida napajanja po potrošaču i godini.

3.3.4. Analitički pristup zasnovan na analizi realnih modela elektrodistributivnih mreža

Ovim pristupom dobija se vrlo dobra procena koristi od različitih primena DA, kao i načina, broja i

mesta postavljanja opreme DA. Daje se jasan, precizan i detaljan odgovor na pitanje koliko, kakvu i gde

treba postaviti opremu DA na svakom konkretnom izvodu. Međutim, ovaj pristup zahteva veliki broj ulaznih

podataka koji treba da se nalaze u sastavu baza podataka o razmatranim elektrodistributivnim mrežama. kao i

duže trajanje postupka procene pouzdanosti tako modelovane mreže. Realni modeli mreže su:

Model elektrodistributivne mreže

U ovom slučaju se sve karakteristike deonica i njihova povezanost modeluju – preslikavaju u realan

model.

Model potrošačkih čvorova

Svaki konkretni potrošački čvor se modeluje sopstvenim numeričkim pokazateljima značaja. Isto

tako, opterećenja potrošačkih čvorova imaju vrednosti koje su realne (izmerene ili estimirane za taj čvor).

Model pouzdanosti elektrodistributivne mreže

Realno modelovanje elektrodistributivne mreže u pogledu pouzdanosti od posebnog je značaja. Za

procenu pouzdanosti simulira se onaj postupak traženja deonice u kvaru koji se primenjuje u konkretnoj

mreži. Taj postupak zavisi od toga da li na izvodu koji sadrži deonicu u kvaru ima opreme DA ili ne (koliko

ima opreme DA i gde je ona postavljena).

3.3.5. Donošenje odluka o primeni automatizacije na osnovu inženjerske intuicije i iskustva

Ovo je pristup koji dominira u dostupnoj literaturi. Njime se donose sledeće odluke u vezi sa

primenom DA:

Da li uopšte primeniti DA?



Ako se primenjuje, koju opremu DA treba primeniti?

Koliko takve opreme treba postaviti na izvodu ili u TS?

Kako raspodeliti tu opremu na izvodu (u koje distributivne TS ili na kojim stubovima u urbanim ili

ruralnim mrežama postaviti opremu)?

Za donošenje odluka od velikog značaja su:

Veličina investicionog ulaganja (tu je implicitno iskazana i privredna razvijenost područja kojeg napaja

elektrodistributivna kompanija koje donosi tu odluku),

Značaj potrošačkog područja (prioritetni politički, zdravstveni, telekomunikacioni, transportni, vojni

centri, komunalne instalacije, kulturno-istorijski objekti, gustina naseljenosti i sl.). Glavni grad jedne

zemlje zasićen je napred pobrojanim političkim, zdravstvenim i drugim centrima i to daje za pravo da se

primeni DA u većem obimu i sa složenijim i skupljim rešenjima.

Zahtevi regulatornog tela, koji se razlikuju od zemlje do zemlje.

Zahtevi privrednih kompanija za posebnim uslovima pouzdanosti u snabdevanju električnom energijom.

Geografski položaj zemlje i mreže kojom se upravlja (alpske zemlje kao što je Austrija, Italija,

Švajcarska, Francuska, pa donekle i Nemačka, imaju problem u planinskim krajevima sa pristupom do

pojedinih delova mreže, pa im je to snažan podsticaj za uvođenje različite opreme DA i pre deregulacije

elektroprivrede).

Oštri klimatski uslovi (Finska, Norveška, Švedska su zemlje koje imaju delove mreže u polarnom krugu i

tokom većeg dela godine nije moguće doći do pojedinih stubnih rastavljača da bi se njima manipulisalo).

Zbog ekstremno niskih temperatura stambena naselja su veoma osetljiva na prekide napajanja

električnom energijom i zato se u tim zemljama forsira primena DA.

Na izbor principa rada i brzine uvođenja DA utiču tehnički uslovi koji postoje u elektrodistributivnoj

mreži, najviše način uzemljenja neutralne tačke elektrodistributivne mreže (zvezdišta napojnih TS):

Mreže sa uzemljenom neutralnom tačkom preko konstantne impedanse (kod nas mala otpornost – 20 do

70 ) imaju relativno velike struje zemljospojeva koje se lakše registruju i time lakše koriste u okviru

funkcije FDIR.

Zemljospojevi u mrežama sa izolovanom neutralnom tačkom praćeni su malim strujama kapacitivnog

karaktera. Ove struje se javljaju u izvodu sa kvarom i relativno su malog intenziteta. Imaju smer od

početka izvoda do mesta kvara. U ostalim izvodima kapacitivna struja ima smer ka početku izvoda, tako

da se neusmerenim detektorima kvara teško može identifikovati izvod u mreži sa kvarom.

3.3.6. Oprema za automatizaciju koja je u primeni i različiti nivoi automatizacije

U primeni konkretnih rešenja automatizacije, obično se primenjuje sledeća oprema:

Uređaji za ocenu daljine (lokacije) mesta kvara (posebni softverski moduli koji na osnovu izmerene struje

kvara iz registratora kvara ili mikroprocesorske zaštite, računaju udaljenost do mesta kvara). Ove uređaje

koriste praktično sve zemlje.

Detektori struje kvara, koji se koriste i proizvode u praktično svim zemljama. Postoji više tipova

detektora koji se razlikuju po principu detektovanja struje kvara i načinu prikaza ili komuniciranja sa

dispečerskim centrom.

Daljinski upravljani rastavljači, sklopka-rastavljači i prekidači.

Oprema sa lokalnom automatikom, kojom se bez uticaja dispečera sekcioniše deonica izvoda koja je u

kvaru (riklozeri, autosekcionalizeri i uređaji za automatsko prebacivanje napajanja – change-over).

Može se napraviti kategorizacija automatizacije mreže u četiri osnovna nivoa:

0) nivo koji podrazumeva da je SN mreža neautomatizovana, odnosno, ne poseduje ni jedan

automatizovani uređaj u SN mreži, osim, eventualno, daljinski upravljiv prekidač na početku izvoda.

I) nivo, mreža sa primenom detektora kvara sa lokalnom i/ili daljinskom signalizacijom u centar

upravljanja.

II) nivo, podrazumeva primenu opreme za daljinsko upravljanje (hardversko-softverska rešenja u

dispečerskom centru, sistem komunikacija i oprema u SN mreži).



U gradskim (kablovskim) mrežama obično se koriste kompaktni srednjenaponski razvodni blokovi u

distributivnim TS (RMU) sa motornim pogonom i daljinskim upravljanjem pomoću RTU. U ovim TS mogu

postojati detektori kvara na dovodnim i/ili odvodnim SN poljima. Pomoću RTU se može obezbediti

komandovanje rasklopnom opremom, daljinska signalizacija i daljinska merenja.

U vangradskim (nadzemnim) mrežama se obično primenjuju rastavljači snage na stubovima SN

mreže sa motornim pogonom i daljinskim upravljanjem pomoću RTU (komandovanje rasklopnom opremom,

daljinska signalizacija i daljinska merenja). Takođe, uobičajena je i ugradnja detektora kvara.

III) nivo podrazumeva primenu energetske opreme sa lokalnom automatizacijom (riklozeri,

autosekcionalizeri, uređaji za automatsko prebacivanje napajanja).

U složenijim koncepcijama automatizacije ovi nivoi se mogu kombinovati.

Treba razlikovati dve različite strategije primene DA:

eksperimentalna (pilot) primena DA (instalirana s ciljem da se dokažu tehničke mogućnosti i opravdanost

daljeg uvođenja DA),

realizacija dugotrajnog plana primene DA, nakon eksperimentalne primene više tipova opreme i odluke o

konačnom rešenju.

3.3.7. Iskustveni princip

Iskustveni princip ogleda se u sledećem primeru preporuka za postavljanja opreme DA (iz čega sledi

broj automatizovanih sklopka-rastavljača i detektora struje kvara u mreži) /2/:

Detektori kvara se u najvećem broju slučajeva postavljaju na početke ogranaka sa ručno upravljanim

rastavljačima. Jedan ili dva detektora kvara se mogu postaviti i duž dela izvoda koji je teško pristupačan

(šuma i slično), tako da se na taj način može lakše i brže lokalizovati deo izvoda u kvaru.

Rasklopna oprema sa lokalnom automatikom i detekcijom kvara (bez daljinskog upravljanja) postavlja se

na ogranke na kojima često dolazi do kvarova i koji nemaju velike potrošnje (npr. napajaju manja sela).

Ponovno uključenje otvorenih sklopka-rastavljača izvodi se ručno.

Viši nivo DA zahteva primenu daljinski upravljanu rasklopnu opremu.

3.3.8. Polazne osnove za izbor automatizacije

Mesto postavljanja opreme DA duž izvoda zavisi od konfiguracije izvoda, broja i značaja

potrošačkih čvorova, kao i lokacije i tipa već postavljene opreme DA.

Budući da je broj kombinacija opreme DA ekstremno veliki, polaznu osnovu za određivanje efekata

(koristi) primene DA čini inženjerska intuicija (heuristika), postojeći statistički podaci i prethodno donete

odluke vezane za željeni nivo pouzdanosti, a naročito raspoloživa (ograničena) materijalna sredstva ("budget

constrained optimization").

Očigledno je da analitički pristup zasnovan na analizi modela realnih elektrodistributivnih mreža

daje najpreciznije i najdetaljnije odgovore. Međutim, ovaj pristup zahteva i najveći broj ulaznih podataka,

koji treba da se nalaze u bazama podataka o razmatranim elektrodistributivnim mrežama.

Sistematsko rešenje problema strategije dugoročne automatizacije jedne elektrodistributivne mreže,

naročito kada je u pitanju mreža glavnog grada države, zahteva puno podataka, iskustva i primenu

odgovarajućih složenih matematičkih i softverskih procedura.

3.3.9. Mogućnosti smanjenja obima pretraživanja velikog broja varijanti

Prilikom modelovanja troškova varijanti, u kojima se analiziraju efekti ugradnje određenog broja

opreme DA, postoji mogućnost da se ekonomski vrednuje ogroman broj slučajeva. Takav pristup je u



literaturi nazvan „brute–force“ pristup. Da bi se smanjio broj analiziranih varijanti obavljena su istraživanja

osetljivosti - uticaja broja određene opreme DA na pokazatelje pouzdanosti /3/, /4/, /5/ i /6/.

U tim istraživanjima analizirane su tri grupe varijanti (J=0, 1 i 2), označenih sa:

V(I,J), I=0, 1, ...4; J=0, 1 i 2.

1. U prvoj grupi varijanti (J=0) razmatra se situacija kada nema alternativnog izvora napajanja,

2. U drugoj grupi varijanti (J=1) alternativni izvor napajanja se uključuje ručno i

3. U trećoj grupi varijanti (J=2) alternativni izvor napajanja se uključuje pomoću daljinski

komandovanog rastavljača (RCLBS – Remote Controlled Load Brake Switch).

U svakoj od prethodne navedene tri grupe varijanti razmatra se pet podvarijanti (I=0,1,2,3,4), koje se

razlikuju u nivou (broju) primene RCLBS duž izvoda.

Na primer V(0,1) (I=0, J=1) je varijanta klasične SN elektrodistributivne mreže sa klasičnom

lokalizacijom deonice u kvaru i ručnim uključenjem alternativnog izvora napajanja, bez daljinski

komandovanih rastavljača. Ova varijanta je bazična (polazna) za ocenu koristi od primene različitih varijanti

ugradnje oprema DA.

Ocena koristi se analizira na primeru jednog SN izvoda, koji dat na slici 3.6.

Slika 3.6 – Primer SN izvoda, deo analizirane realne distributivne mreže

U slučaju kada ja na izvodu samo jedan RCLBS on se postavlja na sredinu izvoda (V(1,J)).

Kada se koriste dva RCLBS (V(2,J)) oni su postavljeni na približno prvoj i drugoj trećini izvoda,

odnosno u TS u kojima postoji mogućnost povezivanja na alternativne izvore napajanja.



Kada se koriste tri RCLBS (V(3,J)) oni su postavljeni na prvoj, drugoj i trećoj četvrtini izvoda,

odnosno u TS u kojima postoji mogućnost povezivanja na alternativne izvore napajanja.

U varijanti sa četiri RCLBS (V(4,J)) oni su postavljeni na prvoj, drugoj, trećoj i četvrtoj petini

izvoda, odnosno u TS u kojima postoji mogućnost povezivanja na alternativne izvore napajanja.

Rezultat analize ugradnje ove opreme su godišnji troškovi usled trajnih otkaza (£/godišnje), odnosno

trajnih prekida napajanja na razmatranom SN izvodu, a uticaj broja RCLBS na godišnje troškove otkaza

prikazan je na slici 3.7.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0 1 2 3 4

Number of RCLBS

Ou

tag

e C

ost

s (Ł

/yea

r)

J=1

J=2

I - broj RCLBS

Tro

škov

i otk

aza

(£./

go

d)

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

1600

1650

1700

0 1 2 3 4

Number of RCLBSO

uta

ge

Co

sts

(Ł/y

ear)

J=0

I - broj RCLBS T

rošk

ov

i otk

aza

(£/g

od

)

a) b)

Slika 3.7 - Promena godišnjih troškova trajnih otkaza na SN izvodu u zavisnosti od broja RCLBS i načina

rezerviranja - a) kada postoji alternativni izvor napajanja (J=1 i J=2)

b) kada ne postoji alternativni izvor napajanja (J=0)

RCLBS doprinose redukciji godišnjih troškova otkaza zbog smanjenja vremena lokalizacije kvara i

vremena restauracije napajanja potrošača preko alternativnih izvora napajanja.

Za svaku od razmatranih varijanti proračunava se procentualna korist (RB), definisana kao korist

usled redukcije godišnjih troškova otkaza u odnosu na troškove bazne varijante V(0,1).

Iz prikazanih dijagrama sa slike 3.7, mogu se izvesti sledeći zaključci:

1. U varijanti V(1,1) godišnji troškovi otkaza su za oko 25% manji od onih koji se imaju u baznoj

varijanti V(0,1) – RB=25%;

2. U varijanti V(1,2) postoji daljinski kontrolisani RCLBS za uključenje alternativnog izvora

napajanja, odnosno jedan RCLBS više na mestu uključenja alternativnog izvora napajanja –

RB=50%;

3. Varijante sa dva, tri i četiri RCLBS imaju relativno manji doprinos redukciji godišnjih troškova

otkaza, tako da je npr. za V(4,1) RB=40%, a za V(4,2) RB=60%.

4. Doprinos RCLBS na izvodu bez alternativnog izvora napajanja (slika 3.7 b) je manji.

Može se zaključiti nije potrebno vršiti veliki broj analiza varijanti (brute-force) sa različitim i

proizvoljnim brojem opreme DA jednog tipa na SN izvodima, već je sasvim opravdano primeniti ograničeni

broj analiza sa nekoliko uređaja duž izvoda. Time se znatno smanjuju resursi i brže dolazi do optimalnog

rešenja u cilju pozicioniranja uređaja DA na SN izvodima.



3.4. LITERATURA

/1/ J.P. Krivine, F.R. Monclar, P. Järventausta, P.Verho, M.Kärenlampi, J.Partanen, "COMPARISON OF

MANAGEMENT APPLICATIONS IN FRENCH AND FINNISH DISTRIBITION CONTROL

CENTERS", CIRED 97, 2-5 June 1997, Conference Publication No. 438, IEE, 1997

/2/ David G. Hart, David Uy, James Northcote, Green, Carl LaPlace, Damir Novosel, "AUTOMATED

SOLUTIONS FOR DISTRIBUTION FEEDERS", IEEE Computers Applications in Power, October

2000.

/3/ M.Nimrihter, “RELIABILITY INDICES ESTIMATION OF DISTRIBUTION CIRCUITS BY

APPLICATION OF DISTRIBUTION AUTOMATION”, Transaction of DA/DSM 96 Europe

Conference, Viena, 1996, 547-558.

/4/ M. Nimrihter, "CHOICE OF OPTIMUM LOCATIONS OF REMOTE CONTROLLED SWITCHING

DEVICES", International Conference- Distribution Automation&Demand Side Management,

Amsterdam, September, 1997. (R54=1)

/5/ M.Nimrihter,S.Gušavac, "IZBOR OPTIMALNE SIGURNOSTI GRADSKIH SREDNJENAPONSKIH

KABLOVSKIH MREŽA", XXI Savetovanje JUKO CIGRE, Oktobar 1993.

/6/ M.Nimrihter, "RELIABILITY INDICES ESTIMATION OF UNSTATIONARY DISTRIBUTION

NETWORKS", Proc. of the International conference CIRED'97, Birmingham, Subject area :6,

pp.6.27.1-6.27.4.


4. PRILOZI

4.1. PRILOG I: TERMINOLOGIJA

Neki termini (pojmovi) korišćeni prilikom pisanja ove Studije uglavnom su poznati i široko

korišćeni u literaturi koja se odnosi na elektroenergetske sisteme. Međutim, korišćeni su i neki manje poznati

termini. Spisak termina sa kratkim objašnjenjima dat je u tabeli 4.1 kako bi se čitaoci lakše snalazili prilikom

čitanja teksta Studije.

U ovom prilogu tabelarno je prikazana terminologija korišćena u tekstu Studije. Za svaki od termina

u posebnim kolonama dat je:

1. Naziv termina na engleskom jeziku (1),

2. Skraćenica termina na engleskom jeziku (2),

3. Naziv termina na srpskom jeziku (3),

4. Skraćenica termina na srpskom jeziku (4),

5. Kratak opis termina (5).

Prazna polja u tabeli (kolone 2, 4, ili 5) znače da za neki od termina ne postoje skraćenice ili, pak, da

je termin opšte poznat pa je dat bez posebnog objašnjenja.



Tabela 4.1 – Termini (pojmovi) korišćeni u Studiji.

Naziv na engleskom

(1)

Skraćenica

na engleskom

(2)

Naziv na srpskom

(3)

Skraćenica

na srpskom

(4)

Kratak opis

(5)

1. Circuit Breaker CB Prekidač

2. Control Center CC Dispečerski centar (centar

upravljanja)

DC Centar za upravljanje elektrodistributivnom mrežom

3. Customer Potrošač Korisnik električne energije

4. Disconnector Rastavljač Rasklopni uređaj za vidno rastavljanje delova pod

naponom, ne može da prekida struje

5. Distribution Automation

(Distribution Automation

System)

DA

(DAS)

Distributivna automatika DA

(DAS)

Skup elemenata (uređaja) kojima se obezbeđuje

automatsko upravljanje elektrodistributivnom mrežom

6. Distribution Medium

Voltage Network

Distribution MV

Network

Srednjenaponska

elektrodistributivna mreža

SN DM Elektroenergetska mreža naponskog nivoa: 35, 20, 10 i 6

kV

7. Energy Not Supplied ENS Godišnja neisporučena

energija

ENS Indeks kojim se ocenjuje pouzdanost elektrodistributivne

mreže baziran na veličini godišnje neisporučene energije

8. Failure, Fault Kvar (ispad) Događaj koji izaziva iznenadni (neplanirani) prekid

napajanja jednog ili više potrošača

9. Failure rate Godišnja stopa kvarova Godišnji broj iznenadnih otkaza elementa

10. Fault Detection FD Lokacija kvara Aktivnosti koje se sprovode da bi se lokalizovao kvar

11. Fault Detector or Fault

(Pasage) Indicator

FI Detektor (indikator) kvara Uređaj kojim se signalizira (lokalno iili daljinski) prolazak

struje kvara (za spoljnu montažu na stubu ili unutrašnju

montažu u transformatorskoj stanici)

12. Fault Izolation Izolacija mesta kvara Aktivnosti koje se sprovode da bi se izolovalo mesto kvara

13. Fault Management

(detection, isolation,

restauration)

FDIR Otklanjanje kvarova Skup funkcija vezanih za lokaciju kvara, izolaciju kvara,

restauraciju napajanja i popravku kvara

14. Fault Recorder FR Registrator kvara Brza merna jedinica postavljena u transformatorskom polju

ili izvodnom polju transformatorske stanice VN/SN, koja

može da snimi struju tokom kvara

15. Faulted Sections Set FSS Deo mreže pogođen kvarom Minimalan broj elemenata mreže pogođenih kvarom koji

se može izolovati

16. Feeder Izvod SN izvod iz TS

17. Field Crew Dispečerska ekipa Ekipa za manipulaciju u elektrodistributivnim mrežama

18. High Voltage HV Visoki napon VN Naponski nivo 110kV



19. Load Switch or Load

Break Switch

LS or LBS Sklopka-rastavljač Rastavljač snage kojim se može prekinuti radna struja, ali

ne i struja kvara

20. Low Voltage LV Niski napon NN Naponski nivo 0,4kV

21. Low Voltage Customer LV customer Potrošač na niskom naponu NN potrošač Potrošač na 0,4 kV naponskom nivou

22. Medium Voltage MV Srednji napon SN Naponski nivoi: 35, 20, 10 i 6 kV

23. Medium Voltage Customer MV customer Potrošač na srednjem

naponu

SN potrošač Potrošač na naponskom nivou: 35, 20, 10 ili 6 kV

24. Microprocessor Relay Mikroprocesorski relej Mikroprocesorska relejna zaštita u TS

25. Normaly Closed

Switchgear

NC switchgear Normalno zatvoren

rasklopni aparat

NC rasklopni

aparat

Predefinisano stanje - “uključen” za rasklopne aparate u

SN mreži

26. Normaly Open Point NOP Stalna granica Predefinisano stanje u SN mreži

27. Normaly Open Switchgear NO switchgear

(NOS)

Normalno otvoreni

rasklopni aparat

NO rasklopni

aparat (NORS)

Predefinisano stanje - “isključen” za rasklopne aparate u

SN mreži

28. Object Objekat mreže EEO Pojam za elektroenergetski element (vod ili

transformatorsku stanicu)

29. Outage Ispad Događaj koji kao posledicu može imati prekid napajanja

(beznaponsku pauzu) kod potrošača

30. Outage intensity Godišnji intenzitet otkaza

elementa

Godišnji broj iznenadnih i planiranih prekida napajanja

elementa

31. Power System PS Elektroenergetski sistem EES Funkcionalna celina proizvodnje, prenosa i distribucije

električne energije

32. Primary Substation Primary HV/MV

Substation

Napojna TS TS VN/SN Napojna transformatorska stanica (transformatorska stanica

visoki napon/srednji napon)

33. Recloser R Riklozer Rasklopna oprema (prekidač) sa lokalnom automatikom,

kojim se vrši isključenje dela mreže pogođene kvarom u

toku režima kvara

34. Reclosing

(Fast Automatic Reclosing,

Delayed Reclosing)

Reclosing

(FAR, DR)

Automatsko ponovno

uključenje

APU Funkcija Automatsko Ponovno Uključenje služi za

otklanjanje prolaznih kvarova, koji se spontano otklanjanju

u beznaponskoj pauzi

35. Reliability Pouzdanost Sposobnost (verovatnoća) nekog elementa da sa uspehom

izvrši svoje funkcije u određenom periodu i specificiranim

uslovima

36. Remote Terminal Unit RTU RTU Daljinska stanica

37. Remotely Controlled

System

Sistem Daljinskog

Upravljanja

SDU Tehnički sistem za daljinsko upravljanje određenim

tehničkim procesom

38. Repair Crew Ekipa za održavanje Ekipa koja vrši popravku kvara na mreži

39. Ring Main Unit RMU SN razvodni blok RMU Kompaktno SN potrojenje u distributivnoj



transformatorskoj stanici

40. Secondary Substation Secondary MV/LV

Substation

Distributivna TS TS SN/NN Distributivna transformatorska stanica (transformatorska

stanica srednji napon/niski napon)

41. Section Deonica mreže Deo voda između dva susedna čvora

42. Sectionaliser S Autosekcionalizer Rasklopna oprema (rastavljač) sa lokalnom automatikom,

kojim se vrši isključenje dela mreže pogođene kvarom, za

vreme beznaponske pauze funkcije APU

43. Supervisory Control and

Data Acquisition System

SCADA SCADA SCADA Sistem za daljinski nadzor, komandovanje i prikupljanje

podataka

44. Supply Restoration SR Restauracija napajanja Ponovno uspostavljanje isporuke električne energije

potrošačima nakon kvara

45. Switchgears Rasklopna oprema Prekidači, sklopka-rastavljači, rastavljači, riklozeri,

autosekcionalizeri

46. Switching operation Manipulacija Uključenje/isključenje rasklopnog aparata

47. System Average

Interruption Duration

Index

SAIDI Indeks prosečnog

trajanja prekida napajanja

sistema

SAIDI Indeks kojim se ocenjuje pouzdanost distributivne mreže

baziran na trajanju prekida napajanja

48. System Average

Interruption Frequency

Index

SAIFI Indeks prosečne učestanosti

prekida napajanja sistema

SAIFI Indeks kojim se ocenjuje pouzdanost distributivne mreže

baziran na broju prekida napajanja

49. Substation (transformer

substation)

Transformatorska stanica TS Razvodno postrojenje sa energetskim transformatorom

50. Voltage Detector VD Indikator prisustva napona Uređaj za indikaciju prisustva napona za spoljnu montažu

na stubu (na provodniku ili u blizini) ili za unutrašnju

montažu u transformatorskoj stanici

Documents

04_Knjiga1