1. No category

Zaščita in avtomatizacija
v distribuciji danes
in smeri za jutri
Milan Švajger
Vladimir Lenardič
Franc Leskovec
CITY hotel Ljubljana, 27.5.2014
Zaščita in avtomatizacija
v distribuciji danes
in smeri za jutri
• Zaščita in avtomatizacija
• Daljinsko vodenje in nadzor distribucijskega omrežja
• Uvajanje pametnih omrežij
Zaščita in avtomatizacija
• Naloga zaščitnih sistemov v elektroenergetskih omrežjih je preprečevanje
okvar primarnih elementov omrežja in izklapljanje delov omrežja na katerih
je prišlo do okvare in s tem zagotavljanje čim višjega nivoja kakovosti
električne energije v pogledu neprekinjenosti dobave.
• Zaščite, ki ščitijo elemente omrežja pred okvarami so preventivne zaščite,
• Zaščite, ki morajo izklopiti le del omrežja v okvari, pa morajo biti selektivne
medtem, ko mora ostalo omrežje delovati čimbolj nemoteno.
• Naloga zaščit je tudi zaščita elektroenergetskega sistema ob nenadnih
preobremenitvah ali razbremenitvah virov napajanja (frekvenčne zaščite).
• Zaščite delujejo ob spremembi tokov ali napetosti ali kombinaciji obeh
veličin preko nastavljenih vrednosti.
Zaščita in avtomatizacija
• V petdesetih letih prejšnjega stoletja je potekala v nekdanji skupni državi
intenzivna izgradnja industrije, le ta pa je bila v tesni zvezi z izgradnjo
elektroenergetskega sistema.
• Iz tedanje Sovjetske zveze je bil v našo deželo prenesen tudi model
distribucijskega omrežja s transformacijo 110/35 kV in 35/10 kV in
izjemoma 35/20 kV, kjer je bilo omrežje 20 kV iz časov KDE (Kranjske
deželne elektrarne) že dovolj obsežno.
• V tedanjem planskem sistemu gospodarstva so bile za potrebe izgradnje
elektroenergetskega sistema osnovane tovarne in druge strokovne
organizacije:
Litostroj Ljubljana , Rade Končar Zagreb, Energoinvest Sarajevo,
Hidromontaža Maribor, TELA Ljubljana, Iskra Števci Kranj,
Elektroinštitut Milan Vidmar Ljubljana, Inženirski biro Elektroprojekt
Ljubljana, Elektronabava Ljubljana, Elektroelement Izlake, Jambor
Črnuče.
Zaščita in avtomatizacija
• Celotno elektrogospodarstvo v Sloveniji je bilo združeno v tedanji ELES.
• Pri intenzivni obnovi in izgradnji novih elektrarn in večjih razdelilnih
transformatorskih postaj 110/35 kV relejne zaščite domače proizvodnje še
ni bilo in je bila nameščena uvožena zaščita BBC, Siemens, ASEA itd.
• Sočasno z razvojem elektroenergetskega omrežja je rasla tudi potreba po
razvoju zaščit tega omrežja, kar je potekalo v tovarni TELA Ljubljana in
kasneje v Iskra Zavod za avtomatizacijo Ljubljana
Zaščita in avtomatizacija
• V 50-tih in 60-tih letih prejšnjega stoletja je bil v RTP 110/SN in
večjih RTP 35/SN vedno prisoten dežurni stikalec.
• V RTP je bila stikalna plošča z enopolno shemo, s pokazali
položajev ločilnikov in s komandno potrdilnimi stikali odklopnikov.
Relejni zaščitni sistemi so signalizirali delovanje na svetlobnih
tablojih sočasno z zvočnim signalom.
• Dežurni stikalec je komuniciral z nadrejenim centrom vodenja s
klasično telefonijo, koncem 60-tih let je bil uveden UKV radijski
sistem za komuniciranje od centrov vodenja preko RTP do
terenskih ekip.
• V 70-tih in 80-tih letih prejšnjega stoletja je bilo uvedeno daljinsko
vodenje RTP preko telemehanskih naprav iz centrov vodenja, v
RTP nato ni bilo več dežurnih stikalcev.
Zaščita in avtomatizacija
Zaščita in avtomatizacija
1. generacija
•
V obdobju, ko se je pričela obsežna elektrifikacija, se je v objekte DES
vgrajevala elektromehanska zaščita (1. generacija).
•
Življenjska doba zaščitnega sistema 1. generacije, je sovpadala z
življenjsko dobo vgrajene primarne opreme.
•
Vzdrževanje zaščite skozi celotno življenjsko dobo je bilo nezahtevno ter z
minimalnimi stroški.
•
Po pretekli življenjski dobi primarne opreme, se je izvedla rekonstrukcija
vseh primarnih in sekundarnih sistemov v objektu DES.
•
Elektrodinamični relejni zaščitni sistemi so se razmeroma dolgo obdržali v
elekroenergetiki zaradi odpornosti na interne prenapetosti.
Zaščita in avtomatizacija
1. generacija
Zaščita in avtomatizacija
1. generacija
Relejne zaščite Iskra, Zavod za avtomatizacijo Ljubljana:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Nadtokovni merilni rele IR2
Časovni rele CRm 11
Signalni pomožni rele PRs 104
Nadtokovni zaščitni rele s časovno zakasnitvijo RI 3
Kratkostični pretokovni rele IR 10
Kratkostični zaščitni rele 3 IR 10
Nadnapetostni merilni rele UR2
Podnapetostni merilni rele UR 3
Smerni zemeljskostični rele RS 2b
Smerni zemeljskostični rele RE 55 in RE 55 T
Pretokovni merilni rele IR 1
Diferenčni rele za zaščito transformatorja RD 4a
Frekvenčni rele RF2
Rele za tripolni počasni ponovni vklop RU 56
Rele za hitri in počasni ponovni vklop RU 570
Zaščita in avtomatizacija
2. generacija
• V 80-tih letih preteklega stoletja se je uveljavila elektrostatična oz.
elektronska generacija sistema zaščite v DES (2. generacija).
• Izkušnje kažejo, da je, le ob intenzivnejšem vzdrževanju, možno
življenjsko dobo sistema zaščite 2. generacije podaljševati do
izteka življenjske dobe primarne opreme.
• Potreben je obsežen nabor rezervne opreme, znatni so stroški
servisiranja elementov sistema zaščite.
Zaščita in avtomatizacija
2. generacija
Zaščita in avtomatizacija
2. generacija
• Elektronske komponente so se v relejni zaščiti najprej pojavile v
časovnih relejih.
• Časovni rele s sinhronskim motorjem CRm 11 je bil zelo požrešen in
je zahteval veliko moč zaščitnih jeder tokovnih instrumentnih
transformatorjev (45 VA).
• Sledile so tehnološke posodobitve elektrodinamičnih zaščitnih
relejev in nove konstrukcije relejev v tranzistorski tehniki:
•
•
•
•
•
•
Nadtokovni rele s tranzistorskim časovnim relejem RIT 30 T
Nadtokovni rele s statičnim časovnim relejem TZI 1330
Diferencialni rele za zaščito transformatorja RD 20 T
Regulator napetosti energetskih transformatorjev TDU 1010 T
Detektor visokoohmskih napak DVN
Avtomatski iskalec visokoohmske napake AIVN
Zaščita in avtomatizacija
2. generacija
• Proizvajalec relejnih zaščit v Sloveniji Iskra je pri uvajanju statičnih
zaščit uvedel modularni sistem COMBIFLEX švedske firme ASEA.
• Releje sistema COMBIFLEX je bilo smiselno obravnavati v okviru
zaključenih sklopov.
• Delovna skupina za zaščito in meritve EGS sestavljena iz
predstavnikov elektrodistribucijskih podjetij, ISKRA SYSEN in
ELESA je iz izdelala Tipske sheme zaščite in meritev v RTP
VN/SN z elementi Iskra (1992).
Zaščita in avtomatizacija
2. generacija
• V 80-tih letih in v začetku 90-tih let je bil izveden nadzor in vodenje
RTP in RP iz centrov vodenja s cikličnimi napravami Iskra TME,
napravami Iskra Delta DIPS, Iskra TI30 in Siemens FW.
• Naprava je bila sestavljena iz centralne enote v centru vodenja in
iz periferne enote v elektroenergetskem objektu. Na mozaiku je
bila prikazana enopolna shema objekta s svetlobnimi signali,
merilnimi instrumenti, pokazali položajev ročno vodenih stikalnih
aparatov ter komandno potrdilna stikala odklopnikov.
• Naprava daljinskega vodenja je bila v RTP pred vplivi stikališča
zaščitena tako, da je bil zajem signalov in oddaja komand urejena
preko ločilnih relejev v komandno relejnem prostoru, zajem meritev
pa preko merilnih pretvornikov.
Zaščita in avtomatizacija
3. generacija
• V 90-tih letih prejšnjega stoletja, se je pričela doba numeričnih
sistemov zaščite in vodenja (3. generacija).
• Prvo desetletje razvoja numeričnih sistemov zaščite in vodenja se
je odvijalo s hitrim tempom. Določale so se vedno nove razvojne
smeri za strojno in programsko opremo numeričnih sistemov.
Postavljale so se nove zahteve tudi za končnega uporabnika –
skrbnika sistemov zaščite in vodenja v DES.
• Smeri razvoja so se ustalile z učinkovito standardizacijo
informacijskih protokolov in standardizacijo konfiguracije opreme.
Zaščita in avtomatizacija
3. generacija
Zaščita in avtomatizacija
3. generacija
• Distribuirani sistem vodenja Iskra SYSEN, NEO 1000 je
sodobno zasnovan računalniški sistem, namenjen za krmiljenje in
nadzor elektroenergetskih objektov.
• Distribuirani sistem vodenja Iskra SYSEN, NEO 2000 je
namenjen zaščiti in vodenju distribucijskih omrežij.
• FPC 501, je kompleksna naprava, ki združuje funkcije numerične
zaščite, lokalne avtomatike in vodenja radialnega srednje
napetostnega voda v omrežjih s preko upora ozemljeno nevtralno
točko.
Zaščita in avtomatizacija
• Sistem zaščite in vodenja 3. generacije, se je v objekte DES pričel
vgrajevati v 90-tih letih prejšnjega stoletja. Leta 1991 smo zagnali
prvi RTP z numeričnimi elementi vodenja, leta 1995 prvi RTP z
numerično zaščito SN celic ter leta 1996 prvi RTP z numerično
zaščito VN polj.
• V objektih, kjer je nameščena elektrostatična in elektromehanska
zaščita, se je izvedla zamenjava končnih postaj sistema
daljinskega vodenja.
• Na VN daljnovodih prevladuje zaščita 3. generacije, na
energetskih transformatorjih pa še vedno zaščita 2. generacije. Na
SN nivoju je glavnina zaščit 3. generacije. Zaščita 1. generacije se
nahaja le v objektih, ki so v opuščanju.
Zaščita in avtomatizacija
Celoten obseg elementov sistemov zaščite in vodenja DES družbe
Elektro Ljubljana, je prikazan v naslednji tabeli.
Zaščita in vodenje
Numerična (št.)
3. generacija
Elektronska (št.)
2. generacija
Elektromehanska (št.)
1. generacija
Zaščita DV 110 kV
50
6
0
Zaščita TR VN/SN, SN/SN
20
43
3
176
34
Postajni računalnik
683
29
Računalnik polja vodenja
142
Zaščita SN
Komunikacijska enota
51
Končna postaja
43
Zaščita in avtomatizacija
• Od skrbnikov sistema zaščite in vodenja se zahtevajo znanja s področij:
obratovanja EES, poznavanja elementov DES, delovanja sekundarnih
sistemov v objektih DES, delovanja sistemov zaščite in avtomatizacije v
DES, konfiguriranja sistemov zaščite in avtomatizacije, poznavanja
informacijskih tehnologij.
• Dodaten izziv strokovnemu osebju s področja zaščite, avtomatizacije in
vodenja je širjenje obsega naprav, zaradi vključevanja novih energetskih
objektov in postrojev, širjenja sistema zaščite in avtomatizacije na nižje
nivoje (npr. Smart Grid).
• Realnost v zvezi s kadri je: zmanjševanje števila strokovnega osebja ter
staranje strokovnega osebja.
• V distribuciji opažamo, da se število ljudi, ki se ukvarja s trženjem sistemov
zaščite in vodenja povečuje, medtem, ko se število ljudi, ki skrbi za
delovanje zaščitnega sistema v DES, zmanjšuje.
Zaščita in avtomatizacija
• Izbira relejne zaščite je odvisna od načina obratovanja omrežja, radialno
ali zazankano
• Na izbiro zemeljskostične zaščite pa vpliva način tretiranja nevtralne točke
omrežja.
• SN omrežja v Sloveniji so sicer v velikem delu grajena zazankano,
obratujejo pa radialno,
• Omrežje 110 kV obratuje zazankano, nevtralna točka tega omrežja je
neučinkovito ozemljena.
• Omrežje 10, 20 in 35 kV je v začetnem obdobju obratovalo z izolirano
nevtralno točko, v 35 kV omrežju je bilo nekaj poskusov ozemljitve NT s
Petersenovo dušilko z ročno nastavitvijo, kar je bilo kmalu opuščeno zaradi
težav v obratovanju.
Zaščita in avtomatizacija
• Ozmeljitev NT preko upora je bila zaradi pretežno kabelskega omrežja
najprej izvedena v mestnem 10 kV omrežju Ljubljane, v 20 kV omrežju pa
je bil izveden prehod z izolirane nevtralne točke na ozemljitev preko upora
v 80-tih letih prejšnjega stoletja in v začetku 90-tih let. Ostanek omrežja 35
kV še vedno obratuje z izolirano nevtralno točko.
• Zaradi izboljšanja kakovosti napajanja je bila uvedena resonančna
ozemljitev v kombinaciji z uporom. Ta sistem združuje prednosti
obstoječega ozemljevanja nevtralne točke preko malo ohmskega upora in
resonančnega ozemljevanja NT v SNO.
• Z uvedbo Petersenove dušilke, ki služi za kompenzacijo kapacitivnih tokov
v srednje napetostnih omrežjih, se neposredno vpliva na izboljšanje
sistemskih indeksov SAIFI in SAIDI. Zaradi manjšega preostalega toka so
omogočeni tudi daljši časi obratovanja med samim trajanjem zemeljskega
stika.
Zaščita in avtomatizacija
• Na stroške obratovanja, npr. v RTP, znatno vpliva življenjska doba
vgrajene primarne in sekundarne opreme. Življenjska doba primarne
opreme dosega in presega 30 let, medtem ko je življenjska doba
posameznih elementov sodobnih sistemov zaščite in vodenja krajša.
• Z uveljavitvijo numerične generacije sistemov zaščite in vodenja se kaže
jasen trend, da cikel prve rekonstrukcije primarne in sekundarne opreme v
RTP terminsko ne sovpada.
• Naloga skrbnikov sistema zaščite in vodenja objektov DES je zasnovati tak
sistem, ki bo zadoščal vsem zahtevanim funkcionalnostim in bo stroškovno
učinkovit skozi celotno življenjsko dobo objekta.
• Pri snovanju koncepta sodobnih sistemov zaščite in vodenja v objektih
DES je potrebno slediti smernici, da se cikel življenjske dobe sekundarnih
sistemov približa ciklu življenjske dobe primarne opreme.
Zaščita in avtomatizacija
Osnovni ukrepi za doseganje želenega cilja so predvsem:
• sistem zaščite in vodenja mora biti zasnovan po najnovejših področnih
standardih,
• sistem zaščite in vodenja mora omogočati možnost etapne gradnje
objekta skozi daljše obdobje,
• sistem zaščite in vodenja naj bo produkt proizvajalca, za katerega
upravičeno predvidevamo prisotnost na svetovnem trgu tudi po
daljšem obdobju, predvsem zaradi nudenja ustrezne tehnične podpore
in nadgradnje programskih oprem,
• interna tipizacija sekundarnih sistemov v objektih DES, s poudarkom
na optimizaciji,
• modularnost sekundarnih sistemov, ki omogoča enostavno zamenjavo
oz. nadgradnjo,
• pridobivanje in ohranjanje specifičnih znanj za samostojno delo na
vseh segmentih sistema,
• analiza obratovanja sistema skozi celotno življenjsko dobo…
Zaščita in avtomatizacija
Strokovno delo v okviru distribucije
električne energije v Sloveniji
Razvoj relejne zaščitne tehnike ni nastajal le v okviru proizvajalcev
teh naprav, ampak tudi v tesnem sodelovanju strokovnjakov v okviru
distribucije električne energije. Podkomisija za zaščito in obratovalne
meritve v okviru Podjetja za distribucijo električne energije v Sloveniji
DES je izdelala: Tipizacijo zaščitnih in merilnih naprav lokalne
avtomatike v distribucijskem omrežju Slovenije, Strokovne
publikacije DES-zvezek št.46 – november 1974, (Tipske sheme zaščite in
meritev v RTP VN/SN z elementi Iskra (1992)).
V tem delu so prikazane blok sheme povezav in delovanja zaščit,
meritev, signalizacij in komand za vsa karakteristična polja in celice
RTP 110/SN in RTP 35/SN v slovenski distribuciji z navodili za
pravilno izbiro teh elementov.
Daljinsko vodenje in nadzor
distribucijskega omrežja
• V petdesetih letih prejšnjega stoletja je bil zgrajen novi Dispečerski
center v Ljubljani, na lokaciji Hajdrihova 2 v pritličju (že takrat ga je
zgradila Elektrogospodarska skupnost Slovenije).
• Prva računalniška centra vodenja sta bila zgrajena v poznih 60-tih
na Zlatem polju za potrebe Elektro Gorenjske in na Dravskih
elektrarnah, takrat poimenovan kot Dispečerski center Dravskih
elektrarn na Vetrinjski ulici 2 v Mariboru.
• Nadaljnji razvoj centrov vodenja, tako v proizvodnem, prenosnem
in distribucijskem delu slovenskega elektrogospodarstva, se je
srečeval z vsemi sopotniškimi težavami številnih reorganizacij
elektrogospodarstva in domače industrije.
Daljinsko vodenje in nadzor
distribucijskega omrežja
• Obstoječi sistem vodenja distribucijskega elektroenergetskega
sistema na preskrbovalnem območju Elektro Ljubljana je bil
zasnovan leta 1977 in usklajen z Zasnovo vodenja EES Slovenije.
• V prvi fazi je bilo izvedeno vodenje RTP z vgradnjo telemehanskih
naprav v RTP in 5 centrov vodenja (CV).
• V drugi fazi po letu 1980 je bila izvedena nabava procesnih
računalnikov Siemens PR 330-R-30 s katerimi je bil na osnovi
medračunalniške komunikacije med CV in DCV vzpostavljen
nadzor nad DEES Elektro Ljubljane iz čelnega distribucijskega
centra vodenja (DCV). Na procesnih računalnikih v DCV in v CV
so bile izvedene le osnovne SCADA funkcije, to je funkcije nadzora
in vodenja obratovanja RTP in RP
Daljinsko vodenje in nadzor
distribucijskega omrežja
• V času obratovanja CV in DCV, je nastal tak tehnološki skok na
obravnavanem področju, da ni bilo več smiselno in mogoče
nadgrajevati obstoječega sistema.
• Obstoječe naprave je bilo potrtebno nadomestiti z napravami, ki so
v koraku s časom ter obenem razširiti sistem z nadzora in vodenja
RTP in RP še na nadzor in vodenje srednjenapetstnega omrežja s
funkcijami sodobnega DMS (Distribution Management System).
Daljinsko vodenje in nadzor
distribucijskega omrežja
• Prvi koraki vodenja in avtomatizacije SN omrežja:
• Izgradnja razdelilnih postaj RP v vozlišča SN omrežja.
• Vgradnja daljinsko vodenih ločilnih mest z zaščito in lokalno
avtomatiko v SN omrežje.
• Število, lokacija in vrsta teh elementov je pogojena z merili
kakovosti električne energije, z investicijskimi stroški in s stroški
vzdrževanja.
• Avtomatizacija prehaja čedalje bližje odjemalcu, kjer pa ima vedno
večjo vlogo telekomunikacijski sistem, ki bo tudi vplival na nadaljnji
razvoj avtomatizacije.
Uvajanje pametnih omrežij
• Pametna omrežja predstavljajo nadgradnjo obstoječega
elektroenergetskega sistema, po katerem odjemalci že več kot 100
let dobivajo varno, zanesljivo in poceni električno energijo.
• Zaradi množičnega prodora novih elementov, kot so danes denimo
toplotne črpalke ali obnovljivi viri, v prihodnosti pa se napovedujejo
električni avtomobili, je elektroenergetski sistem potreben
posodobitve konceptov načrtovanja, obratovanja in vodenja, ki jih
bodo omogočile predvsem sodobne informacijske in
komunikacijske tehnologije ter pristopi.
• Pametna omrežja predstavljajo tretji veliki investicijski cikel
izgradnje elektroenergetskega sistema.
Uvajanje pametnih omrežij
• Prvi je obsegal izgradnjo primarnega elektroenergetskega sistema
in je trajal od prve elektrifikacije do osemdesetih let prejšnjega
stoletja.
• Drugi del je potekal približno do leta 2000 in je obsegal
avtomatizacijo omrežja.
• Rezultat prvih dveh investicijskih ciklov je kakovostna in
stroškovno učinkovita oskrba odjemalcev z električno energijo.
Temelj uspešne izvedbe prvih dveh ciklov je bila jasna postavitev
koncepta izgradnje in razvoja.
Uvajanje pametnih omrežij
Uvajanje pametnih omrežij
• Obratovanje distribucijskih omrežij se je v tehnološkem smislu
pričelo močno spreminjati z uvajanjem distribuiranih
elektroenergetskih virov, še večje spremembe pa se bodo dogajale
v prihodnosti z uvajanjem novih tehnologij kot je npr. polnilna
infrastruktura za električna vozila.
• Današnje stanje komunikacijskih in informacijskih tehnologij
omogoča celovit ter učinkovit nadzor in vodenje sistemov v
distribucijskih omrežjih.
• Elementi srednjenapetostnega omrežja (predvsem TP) so za
uvajanje aplikacij pametnih omrežij najbolj primerne točke za
vgradnjo tovrstnih sistemov.
• Zahtevajo se ustrezne rešitve, s katerimi se zagotovi učinkovit
nadzor obratovalnih parametrov, kot tudi merjenja kakovosti in
drugih parametrov dobavljene električne energije.
Uvajanje pametnih omrežij
Uvajanje pametnih omrežij
• Uvajanje treh ključnih elementov:
• koncentratorske točke zajema v transformatorskih postajah,
• koncept poenotenih komunikacijskih povezav ter
• agregacijske strežniške platforme za shranjevanje podatkov
in povezovanjem z obstoječimi sistemi vodenja
elektrodistribucijskega podjetja na osnovi standardnih
protokolov.
• Upravljanje s porabo je eno ključnih področij koncepta pametnih
omrežij
• Regulacija napetosti v distribucijskem omrežju z velikim deležem
fotonapetostnih virov.
• Uvajanje DMS, DR/DSM funkcionalnosti
• Obratovanje v zanki
Uvajanje pametnih omrežij
Program razvoja pametnih omrežij.
• Program opredeljuje natančno strukturo potrebnih nalog, raziskav,
aktivnosti, implementacije ter način financiranja, s katerimi bi do
leta 2020 pridobili delujoč učinkovit koncept pametnih omrežij.
• Pametna omrežja so odgovor na spremenjene razmere v omrežju,
saj je omrežje le omejeno pripravljeno za prodor novih tehnologij
kot so denimo množično vključevanje toplotnih črpalk, proizvodnih
obnovljivih virov in električnih avtomobilov.
• Pametna omrežja predstavljajo odgovor na potrebe vseh
uporabnikov elektrodistribucijskega omrežja, saj z njihovo uvedbo
pridobijo vsi uporabniki.
Uvajanje pametnih omrežij
• Novi viri energije, nove potrebe, nova e-mobilnost so trendi
prihodnosti, ki so že tu in katerih množične uporabe obstoječe
omrežje le omejeno podpira.
• S pametnimi omrežji bo mogoča učinkovita integracija klasičnih in
novih elementov in s tem še naprej kakovostna oskrba z električno
energijo po trajnostnih principih.
• Pametna omrežja omogočajo neposredne finančne koristi za vse
uporabnike. Zaradi novih elementov v sistemu, ki zahtevajo
nadgradnje omrežja, bo cena električne energije v prihodnosti
rasla. S pametnimi omrežji bo povišanje cene manjše kot brez njih.
Uvajanje pametnih omrežij
Uvajanje pametnih omrežij
• Poudariti velja tudi okoljski segment uvedbe pametnih omrežij, saj
bo njihova uvedba omogočila dosego zavez glede deleža
obnovljivih virov energije ter pripomogla k zmanjšanju okoljskih
obremenitev.
• Z uvedbo pametnih omrežij se pričakuje tudi zmanjšanje porabe
električne energije za 3% letno, kar letno pomeni kar 100.000 ton
nižje emisije CO2.
• Na področju pametnih omrežij imamo v Sloveniji vrsto podjetij, ki
že danes igrajo pomembno vlogo na globalnih trgih.
Uvajanje pametnih omrežij
• Pametna omrežja ponujajo priložnost tudi za številna nova,
inovativna mala in srednja podjetja, ki so v evropskih državah
danes gonilo razvoja gospodarstva. Vsa ta podjetja nujno
potrebujejo demonstracijske projekte za preizkušanje svojih
izdelkov ali storitev, ki jih bodo tržili na globalnih trgih.
• Pametna omrežja so omrežja prihodnosti. Za njihovo učinkovito
uvedbo pa je ključno usklajeno delovanje na tehnološkem,
regulatornem, ekonomskem in sociološkem področju.
• Če se bo katerokoli od navedenih področij zanemarilo, bo uvedba
pametnih omrežij neuspešna, posledično pa zagotovo neuspešno
tudi izpolnjevanje evropskih zavez 20-20-20, ki se jim je Republika
Slovenija zavezala.
Uvajanje pametnih omrežij
• Slovenska elektrodistribucijska podjetja (EDP) že desetletja
opremljajo omrežja s sodobnimi tehnološkimi sistemi.
• Razvoj vodenja, zaščite, merjenja, telekomunikacij, informatike in
drugih je vedno potekal v tesnem sodelovanju med industrijo,
razvojnimi inštituti in EDP kot uporabniki teh sistemov.
• Razvila se je tehnološko napredna elektro in informacijska
industrija, ki še danes v veliki meri uspešno nadgrajuje in dobavlja
opremo ter razvija in uvaja informacijske sisteme, ki so cenovno in
tehnološko konkurenčni tujim ponudnikom.
• EDP sodelujemo v številnih slovenskih in mednarodnih razvojnih
projektih in poskušamo tudi na ta način z naprednimi, a zrelimi
tehnologijami zagotavljati zahtevano kakovost oskrbe in zahteve
povezane s priključevanjem razpršenih virov.
Uvajanje pametnih omrežij
• Nekatere obetajoče tehnološke rešitve bo potrebno seveda še
preizkusiti in predvsem realno ovrednotiti njihov potencial. Ravno v
tem pa se skriva priložnost za plodno sodelovanje med slovensko
industrijo, razvojnimi institucijami, fakultetami in EDP.
• V želji po še učinkovitejšem usmerjanju naših skupnih razvojnih
potencialov smo v okviru PS za pametna omrežja pri GIZ
Distribucije EE pripravili pregled stanja razvoja sodobnih sistemov
v EDP z vidika Programa razvoja pametnih omrežij v Sloveniji in
prepoznali prioritete njihovega nadaljnjega razvoja.
• Ob vsem tem pa se moramo zavedati, da razvoj pametnih
omrežij ne more nadomestiti investicij v obnovo, razvoj in
ojačitev klasičnega omrežja.
Uvajanje pametnih omrežij
Slovenska industrija se združuje za sodelovanje v slovensko –
japonskem projektu pametnih skupnosti
V novembru 2012 sta japonska agencija NEDO in takratna agencija
TIA (sedaj agencija SPIRIT) na pobudo GZS in združenja JETNET
podpisali dogovor o sodelovanju, po katerem so Japonci na podlagi
pogovorov s slovenskimi podjetji pripravili predprojektno študijo z
osnovnim predlogom projekta pametnih omrežij.
Glavni namen slovensko japonskega projekta pametnih skupnosti je
preizkus novih tehnologij v realnem okolju in pridobitev domače
reference, kar predstavlja osnovo za prodor na tuje trge.
Uvajanje pametnih omrežij
Obe udeleženi državi vlagata po polovico tehnologij in
krijeta vsaka po polovico stroškov projekta, ki je ocenjen
na približno 50 milijonov €, s čimer bi predstavljal enega
večjih projektov pametnih omrežij v Evropi in
neprecenljivo referenco za vse udeležene partnerje pri
nastopu na globalnih trgih.
Podpis Pisma o nameri med agencijo NEDO in
agencijo Spirit je bil 15.5.2014 in kot takšen potrjuje
gornjo namero.
Zaščita in avtomatizacija
v distribuciji danes
in smeri za jutri
Viri:
Iskra SYSEN, Mirko Podboj, Janez Gorišek: FPC – Zaščita, nadzor in krmiljenje srednjenapetostnih vodov
Iskra, ASEA, modularni sistem COMBIFLEX
Delovna skupina za zaščito in meritve EGS: Tipske sheme zaščite in meritev v RTP 110/SN, Ljubljana, julij 1992
Tipizacija zaščitnih in merilnih naprav ter naprav lokalne avtomatike v distribucijskem omrežju Slovenije, Strokovne
publikacije DES – zvezek št. 46 – november 1974
Iskra – Zavod za avtomatizacijo Ljubljana: Katalog zaščitne tehnike, 1962
Iskra Kranj: Zaščita in avtomatizacija v elektroenergetiki, 1965
Iskra Kranj, TME 10 Sitem daljinskega upravljanja, 1970
Iskra avtomatika, Standardne rešitve zaščit v distribucijskih omrežjih, 1981
Iskra avtomatika, Zaščita in avtomatizacija v elektroenergetiki, modularni sistem COMBIFLEX, 1986
Zaščita in avtomatizacija v srednjenapetostnih omrežjih, Predavanja, ki jih je priredila Fakulteta za elektrotehniko
Univerze v Ljubljani za distribucijska podjetja, Ljubljana, junij 1966
Anton Ogorelec, Fakulteta za elektrotehniko – Univerza v Ljubljani, Relejni zaščitni sistemi, Ljubljana 1977
Iskra SYSEN, NEO 2000 – FPC 501, Feeder P & C Description
Napredna merilna infrastruktura AMI – predstavitev EIMV – Andrej Souvent, 2012
Nacionalni program za pametna omrežja – predstavitev EIMV – Gregor Omahen, 2012
Program razvoja pametnih omrežij – predstavitev FE ULJ – dr. Boštjan Blažič, 2012
SONDO, Sistemska obratovalna navodila distribucijskega omrežja
Spletna stran TP SG, www.smartgrids.si
Zaščita in avtomatizacija
v distribuciji danes
in smeri za jutri
Hvala za pozornost!