ENERGOBIT: SMART GRID, SMART COMPANY, SMART PEOPLE

ing. Daniel Dumitrașcu, ing. Ciprian Hosu, ing. Ioan BărburaȘ

EnergoBit Cluj-Napoca

1. INTRODUCERE

Elementele componente ale unei rețele electrice și elementele de tehnologia informațiilor și comunicații care completează funcționalitatea respectivei rețele au dat naștere unui nou concept: acela de SMART GRID, sau în traducere, REŢEA INTELIGENTĂ.

Noile tehnologii, cum ar fi soluțiile de mărire a capacității de transport a liniilor electrice utilizând stâlpii existenți, cum ar fi utilizarea de cabluri ACCR sau soluțiile revoluționare de creștere a capacității de transport a liniilor electrice prin utilizarea de cabluri supraconductoare sunt și ele adesea asociate RETELEI INTELIGENTE.

Scopul mariajului dintre tehnologia TI&C și partea clasică a rețelelor electrice sau soluțiile inovatoare ale prezentului pentru realizarea rețelelor de transport și distribuție a energiei electrice este să optimizeze modul în care rețelele sunt exploatate, să reducă și să eficientizeze consumul și să faciliteze accesul producției de energie electrică din surse alternative, așa cum rezultă și din definițiile următoare [1]:

  • Termenul “Smart Grid” reprezintă o viziune pentru o modernizare digitală a rețelelor de distribuție și transport a EE, atât pentru a optimiza exploatarea actuală cât și pentru a deschide noi piețe pentru producția de energii alternative – IEEE;
  • O rețea inteligentă (Smart Grid) livrează energia electrică de la producători la consumatori utilizând tehnologie digitală, cu scopul de a reduce consumul, costul și pentru a crește fiabilitatea rețelei – Wikipedia.

Se poate vorbi de RETEA INTELIGENTĂ la fiecare nivel: de la producerea energiei din surse convenționale sau regenerabile distribuite, la transportul energiei electrice produse, la distribuția acesteia și nu în ultimul rând la nivelul utilizării acesteia de către consumator – fie că este vorba de cel industrial sau despre cel casnic.

În spiritul definițiilor anterioare, putem afirma că specialiștii EnergoBit au implementat în ultimul deceniu mai multe tipuri de sisteme, care fiecare în parte pot fi asociate conceptului de SMART GRID :

  • Sisteme de telegestiune (la nivelul consumatorilor industriali);
  • Sisteme de monitorizare a consumului de energie electrică și a altor forme de energie (atât la nivelul unor consumatori industriali cât și la nivelul utilităților de producere, transport, distribuție sau furnizare a energiei);
  • Sisteme de tip SCADA (atât la nivelul unor consumatori industriali, a unor stații electrice de transport și distribuție și dispecerate locale sau chiar regionale);
  • Sisteme integrate de comandă-control-protecții (atât la nivelul unor consumatori industriali, a unor stații electrice de transport și distribuție sau în centrale electrice);
  • Sisteme de măsurare sincronă a fazorilor (la nivelul rețelei electrice de transport).

Deși EnergoBit a utilizat cele mai moderne tehnologii, nu putem totuși afirma că prin aplicațiile noastre din ultimul deceniu am construit un “SMART GRID”, însă prin aceste aplicații am pus bazele unei rețele mai inteligente, de tip SMART GRID.

Motivul este unul cunoscut peste tot în lume – conceptul de SMART GRID s-a născut din ideea de a utiliza tehnologiile moderne amintite pentru a crea într-un viitor cât mai apropiat acea rețea electrică inteligentă. SMART GRID creează într-o măsură mai mică noi tehnologii cât utilizează tehnologiile moderne existente în acea simbioză rețea electrică convențională – tehnologii de tip IT – infrastructură de comunicații.

2. SMART GRID LA NIVELUL FURNIZĂRII DE ENERGIE ELECTRICĂ

Fie că este vorba de consumatori industriali sau casnici, la nivel global se încearcă de multă vreme aplatizarea curbelor de consum astfel încât să se optimizeze procesul de furnizare a energiei electrice și să se coreleze cât mai bine cu resursele de putere de la un anumit moment.

Referindu-ne la marii consumatori industriali, aplicațiile de monitorizare a energiei electrice consumate sau cele de telegestiune sunt implementate de peste un deceniu la nivelul țării noastre.

EnergoBit este prezentă cu un portofoliu larg de astfel de soluții în industria noastră. La momentul implementării lor, aplicațiile respective nu au fost clasificate ca fiind de tip SMART GRID, însă acum se regăsesc conceptual sub umbrela amintită – ele pot deveni părți ale unui sistem de tip SMART GRID mai mare, odată ce un astfel de sistem ar fi definit pentru a fi implementat.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Fig. 1. Sistem de reglaj al unui grup de cogenerare

În continuare putem să corelăm funcțiile unui sistem implementat relativ recent de EnergoBit cu cerințele impuse în prezent unor aplicații de tip SMART GRID la nivel de furnizare a energiei electrice consumatorilor:

Aplicația pentru care s-a implementat sistemul de reglaj al grupului de cogenerare din figura 1 este o aplicație specifică furnizării de energie la nivelul unui consumator industrial, care are ca scop pornirea sau oprirea grupului de cogenerare astfel încât consumatorul să se încadreze în cantitățile de energie orare contractate. Această cantitate de energie poate fi diferită pentru fiecare oră în funcție de zilele săptămânii – în figura 2 se prezintă un ecran al aplicației care rulează pe calculatorul de proces și prin care se stabilesc practic energiile orare corelate cu contractul dintre consumator și furnizorul de energie electrică.

Grupul de cogenerare permite reglajul său în plaja de putere activă cuprinsă între 900 kW – 1600 kW, folosind modulul său de intrari analogice 4-20 mA pentru prescrierea din exterior a puterii. Astfel concentratorul PowerLogic ION 7550 RTU va compara în fiecare secundă puterea activă instantanee însumată (primită de la două aparate de măsură PowerLogic ION 6200 montate pe liniile de schimb cu furnizorul) cu pragul corespunzător orei respective și va da comandă printr-o ieșire de 4-20 mA la grupul de cogenerare, astfel încât cu ajutorul energiei produse în cogenerare, energia consumată pe acea ora să se încadreze în limitele stabilite prin contract.

Variațiuni ale unui astfel de sistem sunt și sistemele de telegestiune, la care, în scopul încadrării în puterile contractate, se ia măsura deconectării anumitor categorii de consumatori.

Astfel de soluții s-au aplicat de mulți ani la nivelul consumatorilor industriali.

Confom unui raport publicat de un grup de lucru în care a fost implicat și institutul NIST (National Institute of Standards and Technology) [4] din S.U.A. cu privire la cerințele impuse de crearea unei rețele electrice inteligente la nivelul furnizării energiei electrice către clientul rezidențial, acestea au multe similitudini cu sistemele de telegestiune de la nivelul consumatorilor industriali.

Astfel, termeni ca “Demand Side Management” (management pe partea cererii de energie) sau DSM, par conceptual foarte apropiați de ceea ce reprezintă deja sistemele de telegestiune implementate de EnergoBit pentru consumatorii industriali.

Într-un sistem bazat pe DSM, furnizorul de energie are contoare inteligente montate la interfața cu clientul, precum și un echipament de tip gateway, care primește de la furnizorul de energie informațiile în timp real cu privire la prețul energiei electrice și la anumite evenimente. În interiorul casei rezidențiale există o rețea de echipamente electrocasnice (Home Automation Network = HAN) cu inteligență distribuită (“HAN Devices”) și un echipament concentrator de tip controler de management a energiei (Energy Management Controller).

Controlerul respectiv ia deciziile optime de control asupra echipamentelor HAN pe baza unor scenarii – spre exemplu clientul impune un anumit buget lunar pentru energie și anumite uzanțe de consum. Controlerul va lua singur deciziile optime pentru a se încadra în limitele impuse de client, cu mențiunea că i se păstrează clientului posibilitatea să modifice oricând deciziile luate de controler. Încadrarea într-un șablon de consum și definirea echipamentelor din gospodărie (TV, mașină de spălat etc.) care pot fi oprite la comanda controlerului, în funcție de importanța lor, par acțiuni ieșite din comun la nivel de consumator casnic. În realitate, se poate observa o similitudine foarte evidentă cu sistemele de telegestiune, iar în cazul în care la nivelul rețelei HAN ar mai exista și o generare distribuită (panouri fotovoltaice, turbine eoliene de puteri mici) devine foarte clară asemănarea cu sistemul de reglaj al grupului de cogenerare prezentat anterior.

Controlerul care face managementul energiei la nivelul unui consumator casnic poate să comunice bidirecțional, transmițând periodic furnizorului de energie date cu privire la șabloanele sale de consum iar furnizorul poate transmite controlerului datele amintite cu privire la prețul energiei sau diverse evenimente etc.

În concluzie, putem afirma că tehnologii cu ajutorul cărora rețeaua electrică devine mai inteligentă la nivelul furnizării de energie electrică au fost implementate de EnergoBit de aproape două decenii. Nu au fost numite tehnologii SMART GRID la momentul implementării, dar ele sunt perfect încadrabile în definițiile date și sunt operaționale la nivelul consumatorilor industriali, chiar dacă încă nu au fost aplicate consumatorilor rezidențiali.

3. SMART GRID LA NIVELUL DISTRIBUfiIEI DE ENERGIE ELECTRICĂ

De regulă, noțiunea de SMART GRID la nivelul distribuției de energie electrică este asociată cu tehnologii de automatizare a distribuției. Pentru corelarea tehnologiilor specifice automatizării distribuției cu diversele scenarii de automatizare a distribuției, același NIST propune, într-un raport publicat pe site-ul lor, o împărțire a funcțiilor de automatizare a distribuției în funcții primare și funcții secundare [5].

Funcțiile primare sunt în general asociate echipamentelor instalate în stații, PT, PA sau pe fideri, care pot servi, prin intermediul infrastructurii de comunicație, date primare funcțiilor secundare.

Funcțiile secundare sunt cele care implementează la nivel de detaliu scenariile de automatizare a distribuției, utilizând ca date de pornire cele primite de la funcțiile primare.

În categoria funcțiilor primare intră următoarele:

  • Monitorizarea și controlul echipamentelor de distribuție din stații (sistemele SCADA care monitorizează echipamentele din stație, protecțiile etc.);
  • Automatizarea locală (necorelată la nivelul unei întregi rețele) a echipamentelor de automatizare a distribuției de pe fideri (automatizări care permit comutarea locală de pe o cale pe alta, izolarea ramurilor cu defect etc.);
  • Monitorizarea și controlul echipamentelor de automatizare a distribuției de pe fideri (exemplu: comunicația SCADA cu echipamentele automate montate pe fideri);
  • Managementul resurselor de energie distribuite (protecțiile inteconexiunilor cu sursele de energie distribuite, monitorizarea și controlul acestora);
  • Aplicații software de analiză centralizate pentru automatizarea distribuției (calculul regimului permanent în timp real, modele pentru operarea sistemului cu generare semnificativă din surse distribuite etc.).

Practic, multe din funcțiile primare amintite sunt deja implementate în sistemele realizate de specialiștii noștri în ultimii ani.

Astfel, un exemplu de aplicație de automatizare locală cu izolarea unei ramuri cu defect a unei rețele de distribuție, bazată pe logica timp-tensiune, a fost implementată prima dată în țara noastră în apropiere de Huedin de către specialițtii EnergoBit Tavrida, utilizând secționatoare montate pe axa principală și pe o derivație, în combinație cu un reanclanșator montat în amonte, conform figurii 3.

Dacă ne referim la monitorizarea și controlul echipamentelor de distribuție de la nivelul stațiilor, au fost implementate cu succes sisteme de tip SCADA, care au integrat protecțiile numerice de la diverși producători într-un număr important de stații aparținând rețelei de distribuție.

Figura 4 prezintă un sistem integrat de comandă-control-protecții implementat de specialiștii EnergoBit în stația de transformare Ghimbav – sistemul monitorizează și controlează echipamentele de distribuție atât de pe partea de medie tensiune cât și de pe partea de 110 kV, iar ceea ce merită menționat este că funcționează fără probleme de câțiva ani, în ciuda faptului că au fost integrate echipamente de la mai mulți producători: protecții SEL pe partea de 110 kV, protecții ABB pe partea de 20 kV, regulator de tensiune pe trafo și anunțiatoare ABB, aparate de măsură și automate programabile pentru AAR de la Schneider, echipamente de reglaj pentru bobina de stingere de la Trench etc. La momentul respectiv, aplicația de la stația Ghimbav a demonstrat că se pot integra cu succes echipamente de construcții și funcționalități diferite, cu condiția ca ele să poată comunica prin protocoale standardizate și utilizând un know-how ingineresc al echipei de integratori.

A fost amintită aplicația de la stația Ghimbav, pentru că pe același model s-au realizat mai multe sisteme similare la nivelul rețelei electrice de distribuție din România. Funcțiile asigurate de sistemele de acest tip sunt exact cele considerate ca funcții primare, conform raportului realizat de NIST și reprezintă o veritabilă sursă de date pentru diversele scenarii de automatizare a distribuției și indirect pentru crearea unei rețele mai inteligente la nivelul distribuției de energie electrică. Tehnologiile moderne implicate sunt cele cunoscute: echipamente numerice de protecție-comandă-control la nivel de celule, infrastructură de comunicații prin rețele metalice sau de fibră optică, echipamente de tip RTU și gateway de protocoale, alte echipamentele electronice inteligente pentru diverse funcții de măsură sau automatizare.

Similar sistemelor menționate la nivelul stațiilor electrice de transformare, dar la o scală ceva mai mică, s-au construit sisteme SCADA pentru monitorizarea și controlul elementelor de distribuție de la nivelul unor puncte de alimentare, figura 5 prezentând ecranul unei  astfel de aplicații:

Nu în ultimul rând, sute de posturi de transformare montate în diverse părți ale rețelei electrice de distribuție au fost prevăzute cu capabilități sporite pentru funcțiile de tip SCADA. Spre exemplu, specialiștii EnergoBit au integrat într-un sistem de tip automatizare a distribuției la nivelul municipiului Zalău un număr de 38 de posturi de transformare, utilizând în premieră în România o rețea wireless construită în acest scop.

De asemenea, în zeci de posturi de transformare existente au fost montate echipamente numerice de protecție pe sute de celule, care au fost integrate în sisteme de automatizare a distribuției la nivelul unor întregi filiale de distribuție.

Putem afirma că deja s-au făcut primii pași pentru construirea unor rețele inteligente la nivelul distribuției de energie electrică, prin intermediul implementării tuturor aplicațiilor amintite.

În sprijinul celor afirmate sunt și aplicațiile software instalate de specialiștii noștri, utilizând infrastructuri redundante de comunicație și de procesare, la nivelul unor dispecerate regionale și care comunică prin diverse medii de comunicație și utilizând protocoale standardizate (de regulă IEC 870-5-101 și IEC 870-5-104) cu sistemele SCADA localizate la nivel de stații, PA, PT sau chiar reclosere. Acestea, grație unor funcții specifice de automatizare a distribuției, permit implementarea unor sisteme de automatizare a distribuției la nivelul unei părți a rețelelor electrice de distribuție (exemplu: sistemul DMS de la Cluj).

Prin urmare o parte din tehnologiile necesare pentru crearea rețelei inteligente la nivelul distribuției de energie electrică sunt deja perfect funcționale.

Ceea ce încă lipsește este un sistem peste toate sistemele sau aplicațiile implementate, care să se concentreze pe ideea de a construi un SMART GRID la nivelul tuturor rețelelor de distribuție din România.

4. SMART GRID LA NIVELUL TRANSPORTULUI DE ENERGIE ELECTRICĂ

Noțiunea de smart grid la nivelul transportului de energie electrică este asociată adesea cu tehnologii referitoare la sistemele de măsurare sincronizată a fazorilor [2]. Având ca punct de pornire sistemele respective, se pot apoi dezvolta sisteme și mai complexe, cum ar fi sistemele de protecție la nivel de SEN, sistemele de monitorizare și control la nivel regional, etc.

Sistemele de măsurare sincronă a fazorilor (în sens mai larg, apelând din nou la termenul în limba engleză, “Wide Area Time Domain GPS Synchronized Sampling Systems”) și capacitatea de transport a liniilor determinată de așa numitele valori nominale dinamice (Dynamic Line Rating – DLR) sunt recunoscute de specialiști ca fiind clase de tehnologii cheie pentru o “conștientizare a stării la nivel de sistem” (WASA = Wide Area Situational Awareness) și pentru conceptul de “SMART GRID” la nivelul rețelei electrice de transport [2].

Coloana vertebrală a unor astfel de sisteme este infrastructura de comunicații la nivel regional, care permite transferul datelor din diversele puncte ale sistemului energetic, unde pot fi montate echipamente de măsurare a fazorilor (PMU = Phasor Measurement Units), într-un punct central pentru a fi prelucrate.

În ultimii ani, în premieră pentru Europa de Est, a fost implementat cu succes în România un  sistem de măsurare sincronă a fazorilor, care colectează datele din nodurile importante ale SEN și le transmite unor aplicații de vizualizare, care deocamdată realizează monitorizarea stării sistemului.

În figura 6 se prezintă sistemul de măsurare sincronă a fazorilor implementat la nivelul rețelei naționale de transport a energiei electrice, care utilizează cu succes infrastructura de comunicații prin fibră optică din patrimoniul Transelectrica și echipamente de tip PMU, sincronizare și concentrare a datelor tip SEL.

Funcționarea sistemui de măsurare sincronă a fazorilor se bazează pe faptul că mărimile sunt măsurate de echipamentele PMU SEL-451 într-o fereastră de timp de ordinul microsecundelor, astfel încât erorile în diferențele unghiulare sunt de regulă sub 1 grad, spre deosebire de sistemele SCADA care au erori de ordinul zecilor de grade. Acest lucru e posibil prin utilizarea unor receivere GPS speciale, SEL-2407, care sincronizează echipamentele PMU și care preiau de la sateliți informația de timp, cu erori de ordinul a cel mult zecilor de nanosecunde.

Sistemul implementat la Transelectrica este ușor extensibil la un sistem de protecție la nivel de SEN, prin adăugarea la nivelul punctului central a unui procesor vectorial de fazori (SVP = Synchrophasor Vector Processor) SEL-3378, care ar putea fi conectat fizic în același switch cu concentratorul de date existent SEL-3306.

Figura 7 prezintă arhitectura bloc a unui procesor vectorial de fazori SEL-3378. În esență, un astfel de echipament colectează informațiile despre măsurările sincrone de fazori din teren, de la echipamentele PMU (similar cu un concentrator de date), iar după aliniera în timp a datelor permite și definirea unor funcții de prelucrare asupra datelor colectate, utilizând așa numitul său motor logic. Funcțiile predefinite de prelucrare a datelor includ analiza modală, calculatorul de diferențe unghiulare, evaluatorul stării și topologiei sistemului, modulul de calcul al puterilor, modulul de emisie a comenzilor construite pentru echipamentele PMU, etc. Suplimentar, printr-o programabilitate bazată pe standardul IEC 61131-3, se pot defini funcții specifice de către utilizatori.

Prin adăugarea unui procesor vectorial de fazori tip SEL-3378, sistemul de măsurare sincronă a fazorilor, implementat la nivelul rețelei electrice de transport, poate fi transformat într-un sistem care să permită inclusiv implementarea unor scheme de protecție la nivel de SEN, datorită faptului că ar permite colectarea și procesarea datelor în condițiile cerințelor specifice unor funcții de protecție la nivel de rețea de transport și ar permite executarea de comenzi de către PMU-uri pe baza mesajelor primite de la procesor.

Astfel, în figura 8 se prezintă principial o arhitectură care permite implementarea unor scheme de protecție la nivel de sistem energetic: echipamentele de protecție-comandă-control cu funcții PMU din diverse puncte ale sistemului energetic permit comanda elementelor de execuție din acele noduri precum și preluarea măsurărilor sincrone de fazori. Prin intermediul infrastructurii de comunicație datele sunt aduse în procesorul vectorial de fazori, care realizează prelucrările necesare asupra lor și ia deciziile necesare. Deciziile sunt apoi transmise înapoi către PMU-uri, care sunt responsabile cu execuția comenzilor asupra elementelor primare.

Sistemul de măsurare sincronă a fazorilor implementat deja la nivelul rețelei noastre de transport oferă toate premisele care să-i permită să implementeze cu modificări cât mai reduse astfel de scheme de protecție la nivel de sistem energetic.

Figura 9 prezintă un alt exemplu de aplicații de protecție la nivel de sistem – detectarea pendulațiilor între două regiuni.

Implementarea propriu zisă a unei astfel de aplicații se bazează pe funcțiile de analiză modală predefinite în procesorul vectorial de fazori. Prin analiza modală se determină nu doar frecvența oscilațiilor de putere ci și rata lor de amortizare. Când rata de amortizare devine negativă și crește peste un anumit prag adică oscilația crește în amplitudine și pendulația devine instabilă, sistemul din figura 9 este capabil să ia decizia separării celor două regiuni.

După cum se poate observa, aplicația de monitorizare a stării sistemului implementată la nivel de SEN de către EnergoBit, care poate fi cu ușurință transformată în diverse alte aplicații de protecție la nivel de sistem, reprezintă deja o parte importantă a conceptului de SMART GRID la nivelul rețelei electrice de transport.

Extinderea unei astfel de aplicații corelat cu o armonizare a ce se dorește la nivelul rețelei electrice de transport pentru a construi o rețea mai inteligentă, având o viziune unitară în acest sens, reprezintă pasul următor pentru obținerea dezideratului ca funcționarea întregul nostru sistem energetic să se poată baza pe un SMART GRID.

5. CONCLUZII

Ultimii ani au fost cei în care, prin intermediul punerii în funcțiune de către EnergoBit a tuturor sistemelor amintite sau a altor sisteme similare utilizând tehnologiile moderne din energetică, s-a contribuit la punerea bazelor acelei rețele electrice inteligente SMART GRID.

Astfel, prin contribuția EnergoBit și a altor pionieri din domeniul energeticii românești s-au creat primele nivele ale unui SMART GRID, care așteaptă însă realizarea unui veritabil acoperiș în locul umbrelei sub care se adună toate aceste tehnologii și sisteme în momentul de față.

Acoperișul respectiv înseamnă de fapt realizarea unui “sistem al sistemelor” [2], care pentru a fi implementat trebuie inițial bine definit de organisme responsabile la nivel național și internațional în acest scop.

Pe baza tuturor exemplelor prezentate, credem că ne este permis să afirmăm că o companie inteligentă ca EnergoBit – SMART COMPANY, a creat cu ajutorul unor oameni inteligenți și dedicați muncii lor – SMART PEOPLE – premisele dezvoltării unei rețele mai inteligente în România – SMART GRID.

Un concept îndrăzneț cum este SMART GRID începe să se dezvolte prin intermediul companiei EnergoBit urmând un scenariu vechi de 20 de ani, când o idee frumoasă numită EnergoBit începea să se dezvolte, ajungând în prezent un business de success.

Succesul EnergoBit se datorează colaboratorilor, precum și angajaților companiei, de aceea împlinirea a 20 de ani de EnergoBit a fost dedicată în primul rând acestora. EnergoBit Group a celebrat momentul cu o serie de evenimente desfășurate în perioada 3-4 iunie 2010.

EnergoBit privește viitorul optimist. Furnizarea de produse de top, diversificarea activității firmei precum și creșterea numărului de angajați vor rămâne în continuare prioritare.

BIBLIOGRAFIE

1. “SMART TECHNOLOGIES: An Over View of Smart Grid At The Transmission Level”; Brian Slocum, ITC Holdings Corporation.

2. “Wide Area Monitoring, Automation, Communications and Control (WAMACC) for the Bulk Transmission System”; Draft 1.0, National Institute of Standards & Technology, Smart Grid Domain Expert Working Group.

3. “Requirements”; GridWise Architecture Council / NIST, Home-to-Grid Domain Expert Working Group, Dr. Kenneth Wacks, Member, GridWise Architecture Council, April 17, 2009.

4. “Smart Grid for Distribution Systems: The Benefits and Challenges of Distribution Automation (DA)” (Draft Version 2); White Paper for NIST.

Share