Posts Tagged ‘consum de energie electrica’

Schimbarea regulamentului de furnizare a energiei electrice – document de discutie

06/05/2013

SGC 2010 Pe site http://www.anre.ro la sectiunea documente de discutie a fost publicat proiectul regulamentului de furnizare a energiei electrice. Proiectul de regulament este insotit de o nota explicativa care sintetizeaza principalele elemente de noutate:

Nota de prezentare a Regulamentului de furnizare-2013

Regulament de Furnizare 2013-doc discutie

Noul regulament vine cu schimbari importante ale relatiilor contractuale care in principiu vizeaza facilitatea accesului clientilor finali la piata libera de energie electrica dar si de intarire a disciplinei financiare in SEN.

SISTEM AUTOMAT PENTRU LOCALIZAREA DEFECTELOR DE IZOLATIE IN RETELELE DE MEDIE TENSIUNE (SALDI)

02/12/2007

SCG si CS 2006    INTRODUCERESistemul automat pentru localizarea defectelor de izolaţie în reţelele de medie tensiune permite vizualizarea pe monitorul unui calculator, amplasat în camera de comandă a dispecerului  energetic, a traseului curentului de defect aproape imediat după producerea incidentului. Aceasta presupune existenţa în anumite puncte din reţea a unor indicatoare de defect racordate la un sistem GSM de comunicaţie cu punctul central de dispecer. Sistemul  depisteaza selectiv cablurile defecte, racordate la posturile de transformare sau punctele de alimentare din retelele de medie tensiune. 1. CONSIDERAŢII GENERALEAsigurarea gradului de continuitate în alimentarea cu energie electrica a consumatorilor, prevazuta în clauzele contractuale, nu  poate fi concepută fără existenţa unui sistem de monitorizare a reţelelor electrice de distributie. Reducerea daunelor, ca urmare a întreruperilor în alimentarea cu energie electrica, depinde în principal de promptitudinea cu care se pot obţine informaţii credibile cu privire la locul de producere a unui defect de izolatie în reţea. Aceste informaţii sunt cu atât mai utile cu cât sunt obţinute mai aproape de momentul defectului.Monitorizarea traseului curentului de defect este o soluţie  puţin valorificată dar reprezintă o componentă esenţială, alături de automatizarea distribuţiei, în sistemul general de conducere şi supraveghere SCADA a proceselor energetice.Informaţiile privind zona afectată de defect este de o importanţă majoră în efortul energeticienilor de a abandona metoda « încercarii şi erorii ».Metoda actuală de depistare a locului defect este greoaie, presupune întreruperi repetate şi de lungă durată, deplasări ale echipelor de intervenţie, consumuri mari de carburant, uzură prematură a întreruptoarelor şi a reţelelor.Monitorizarea curentului de defect are ca finalitate vizualizarea pe monitorul unui calculator, amplasat în camera de comandă a dispecerului energetic, a traseului curentului de defect, la scurt timp după producerea incidentului.În intervalul de timp de la momentul producerii defectului de izolaţie şi până la deconectarea prin protecţie a liniei electrice în cablu, indicatoarele de defect amplasate în posturile de transformare  sesizează situaţiile în care curentul pe linia de medie tensiune în cablu, în punctul monitorizat, depăşeşte valoarea de prag setată. Într-un interval de timp de maxim 20 de secunde din momentul declanşării liniei cu defect, toate indicatoarele de defect care au sesizat depăşirea pragului de curent setat vor comunica prin SMS cu punctul central de monitorizare. După finalizarea transmiterii informaţiilor de la indicatoarele de defect din teren câtre  punctul central de monitorizare, calculatorul identifică în baza de date linia afectată de defect, ataşează  informaţia corespunzătoare fiecărui post de transformare din linie şi afişează pe monitor linia în cauză colorată în roşu de la sursă şi până la ultimul indicator de defect care a sesizat defectul.Totodată, calculatorul afişează explicit un mesaj scris în care se precizează tronsonul de cablu defect şi manevrele necesare pentru izolarea defectului şi realimentarea tronsoanelor sănătoase. 

2. PREZENTAREA SISTEMULUI

Sistemul automat pentru localizarea defectelor de izolaţie în reţelele de medie tensiune în cablu, scris in continuare SALDI, se compune din următoarele echipamente:·        unităţi locale de identificare, comunicare si semnalizare defect (UL)·        unitatea punct central monitorizare (UPC) 2.1 Unitatea localaUL se amplaseaza in interiorul posturilor de transformare in cabina de zid, pe peretele exterior – fata al celulei de medie tensiune, fiind alcatuita in principal dintr-un indicator de defect, un bloc cu microcontroller si un telefon GSM.

saldi fg1

 Indicatorul de defect (ID)  este conceput sa funcţioneze cu precădere în reţelele în care tratarea neutrului se face prin rezistor, caz în care sunt sesizate toate tipurile de defect. În cazul în care neutrul reţelei este compensat prin bobină sau izolat pot fi semnalizate numai defectele polifazate şi dublele puneri la pământ.Traductorul de câmp magnetic se montează în interiorul celulei, la o distantă mai mare de 40 cm de barele de medie tensiune. Criteriul de recunoaştere a regimului de defect este mărimea curentului de defect, semnificativ mai mare decât valoarea maximă a curentului de sarcină.Sistemul permite semnalizarea distinctă a două praguri de curent, primul cuprins între 100-400A şi al doilea cuprins între 600-1200A, independent. Starea de funcţionare normală a liniei este recunoscută prin urmărirea prezenţei tensiunii de 220V – 50Hz din postul de transformare, tensiune care constituie totodată şi sursa primară de alimentare a GSM-ului. Daca există suspiciuni, operatorul dispecer poate în orice moment să interogheze microcontroller-ul unei unităţi locale privind prezenţa sau lipsa tensiunii de 0,4kV în postul de transformare, cât şi data, ora şi treapta de curent a ultimului eveniment înregistrat – în ipoteza în care SMS-ul transmis nu a fost recepţionat de punctul central. 

 SALDI fg2

Figura 2. Schema bloc şi elementele funcţionale ale indicatorului de defect

 Afişarea traseului curentului de defect pe monitorul calculatorului de la punctul central de dispecer are loc după un interval de timp de cel mult 20 de secunde de la activarea semnalizării optice şi acustice locale în fiecare post de transformare aflat pe traseul curentului de defect.Indicatorul de defect permite reglajul sensibilităţii stabilindu-se astfel nivelul celor două praguri de curent la care semnalizarea optică locală şi de la punctul central de dispecer devine activă. Blocul de sesizare a regimului de defect (BS) este alcătuit din trei traductori de câmp magnetic cu sensibilitate reglabilă liniar, amplasaţi într-o carcasă tubulară ecranată la câmpul electric. Traductorii sunt acordaţi pe frecvenţa 50 Hz pentru evitarea efectelor armonicilor superioare. Amplasarea BS în celulă permite poziţionarea fiecărui traductor de câmp magnetic în dreptul unei bare (faze), la o distanţă ce poate varia între 40 si 90 cm. Cei trei traductori vor furniza trei semnale proporţionale cu valoarea intensităţii câmpului magnetic în punctul de amplasare a fiecăruia.Blocul de amplificare (BA) va prelua cele trei semnale care vor fi amplificate individual. La ieşirea blocului BA se va regăsi semnalul cu cel mai mare nivel.Blocul comparator de nivel (BC)  compara valoarea semnalului cu un prag prestabilit.Blocul de semnalizare (BS) asigură semnalizarea optică locală a depăşirii unui nivel de curent prestabilit.Activarea semnalizării în cazul producerii unui defect care generează un curent <600 A necesita realizarea simultană a trei condiţii:·        creşterea curentului pe una sau mai multe faze, peste valoarea de prag prestabilita cuprinsa intre 100 si 400A·        linia sa fie pusă în funcţiune cu cel puţin 2 secunde înainte de apariţia defectului, condiţie necesară pentru a desensibiliza indicatorul de defect în raport cu valorile mari de variaţie ale curenţilor de magnetizare ce apar în momentul punerii liniei electrice sub tensiune·        dispariţia  tensiunii din postul de transformare, simultan cu dispariţia semnalului de defect sau la cel mult 0,5 secunde.Activarea semnalizării optice a indicatorului de defect coincide cu activarea intrării nr.2 a microcontroller-ului, care va genera transmiterea SMS-ului la punctul central cu mesajul „curent de efect nivel II la postul de transformare..…”.Activarea semnalizării în cazul producerii unui defect care generează un curent >600 A nu este condiţionata de restricţia ca linia să fie pusă în funcţiune cu cel puţin 2 secunde înainte de apariţia defectului.În cazul în care linia este conectată direct pe defect, simpla depăşire a pragului setat de peste 600 A conduce la activarea semnalizării optice locale a blocului BS1 şi transmiterea unui SMS la punctul central cu mesajul „curent de defect nivel I la postul de transformare..…”.Criteriile de setare a nivelelor de curenţi la care are loc activarea semnalizării sunt:·        nivelul setat al blocului comparator BC2 să fie mai mare decât cel mai mare curent de sarcină·        nivelul setat al blocului comparator BC1 sa fie mai mare decât valoarea maxima a curentului de conectare a porţiunii de linie din aval de detectorul de defect respectiv , în lipsa unui defect pe această porţiune. O valoare de setare a blocului comparator BC1 mai mică de 600 A implică riscul de a semnaliza, local şi la dispecer, la conectarea unei linii cu curent de magnetizare importantDupă eliminarea defectului şi repunerea cablului  sub tensiune, semnalizarea optică locală se anulează automat după 10 secunde. În tot acest interval de timp indicatorul este activ.Dacă repunerea sub tensiune a liniei (a postului de transformare) nu este posibilă, indicatorul va semnaliza local un interval de maxim 2 ore după care se va reseta automat.O a treia posibilitate de anulare a semnalizării locale este prin apăsarea unui buton de reset local.Din punct de vedere energetic ID este alimentat de la o sursă electrochimică capabilă sa îi asigure o autonomie de minim 3 ani. Consumul este de 1,2 mA pe perioada semnalizării optice şi devine nul în momentul reapariţiei tensiunii în postul de transformare. Principalele caracteristici tehnice ale ID :·        Sensibilitatea circuitului de detectare a curentului de defect 100-1200 A, reglabila liniar.Domeniul recomandat de reglare a sensibilităţii ID:100 – 250 A pentru nivelul II de semnalizare600 – 1000 A pentru nivelul I de semnalizare·        Semnalizare optică locală·        Afişarea pe monitorul unităţii centrale a tronsonului de cablu afectat de incident·        Timp de comutare a semnalizării: 10 ms pentru 1,1 Iprag reglat,  1000 ms pentru Iprag reglat·        Timp de anulare a semnalizării: 10 sec de la revenirea tensiunii de serviciu pe linia în cablu monitorizată·        Consum maxim în regim de semnalizare din sursa electrochimică:  1.2 mA·        Durata minimă în regim de semnalizare a sursei electro-chimice: 3 ani (»200 ore de întrerupere a tensiunii în postul de transformare·        Fiabilitate în funcţionare la temperaturi cuprinse între –250C si +500C, umiditate maximă de 100%·        Fără mentenanţă·        Montaj simplu·        Nu influenţează nivelul de izolaţie al celulei de medie tensiune pe care se montează·        ID permite testarea locală cu ajutorul unui tester portabil·        Pentru a nu se realiza acţionari false, pentru curenţi de defect mai mici de 600 A, activarea semnalizării este condiţionata de existenta prezenţei tensiunii cu cel puţin 2 secunde înainte de defect şi dispariţia acesteia simultan cu defectul sau la un interval de maxim 0,5 secunde de la anularea curentului de defect 2.2. Unitatea punct central de monitorizare (UPC)

Unitatea de punct central monitorizare are ca şi configuraţie un calculator dedicat şi un sistem de comunicaţie GSM.

Software-ul de dispecerizare dispune de un mod stand-by în care aşteaptă fie apariţia evenimentelor, fie acţiunea operatorului de interogare  a unităţilor locale, afişând în permanenţă schema monofilară asistată , cu indicarea parcursului curentului de defect şi a tronsonului de instalaţie defectă, dacă este cazul. La apariţia evenimentelor (SMS), modulul software de comunicaţie interoghează modemul GSM şi descarcă evenimentele. Acestea sunt identificate ca şi sursă de provenienţă, cât şi ca semnificaţie a evenimentului care a declanşat alarma. Operatorul de dispecer  este avertizat optic şi sonor, iar schema monofilară este actualizată corespunzător cu informaţii despre parcursul curentului de defect. Traseul curentului de defect este marcat pe schema monofilară printr-o linie roşie .

Sistemul SALDI poate prelucra automat informaţiile primite de la traductoarele de defect indicând tronsonul de reţea avariat sau poate realiza, la solicitarea operatorului dispecer, consultarea anumitor indicatoare de defect. Funcţia de consultare manuală a stării indicatoarelor de defect este utilă pentru cazurile în care nu toate SMS-urile sunt recepţionate la punctul central.

Costurile de exploatare ale unui sistem bazat pe mesaje SMS sunt scăzute deoarece aceste mesaje sunt transmise numai în situaţiile de defect . Funcţie de opţiunea beneficiarului, sistemul poate asigura şi o monitorizare a accesului în posturile de transformare, îmbunătăţindu-se astfel gradul de securizare a unor instalaţii importante pentru sistemul de distribuţie a energiei electrice.

Sistemul asigură protecţia totală a personalului prin modul de prelevare a informaţiei privind curentul primar de defect, traductorul de câmp magnetic fiind izolat şi la o distanţă   apreciabilă de barele de medie tensiune.

SALDI asigura avantaje importante in exploatarea retelelor electrice. Astfel, prin folosirea sistemului automat pentru localizarea defectelor se realizeaza :·        depistarea rapida si simpla a tronsonului defect·        realimentarea rapidă a consumatorilor·        reducere importantă a solicitărilor întreruptoarelor şi a linilor prin eliminarea conectărilor pe defect necesare pentru căutarea punctului de defect. Se renunţă astfel la metoda traditională de cautare prin conectarea pe defect.·        economie de combustibil şi timp·        folosirea eficienta a personaluluiSALDI este destinat liniilor electrice in cablu cu tensiunea 6-35kV şi poate fi utilizat în cazul :

·        liniilor radiale

·        liniilor cu neutrul legat direct  la pământ

·        liniilor cu neutrul tratat prin rezistor

·        liniilor cu neutrul izolat – va detecta numai defectele între faze sau dublele puneri la pământ

·        liniilor cu neutrul tratat prin bobină – va detecta numai defectele între faze sau dublele puneri la pământ

·        celulelor închise sau deschise cu pod de bareAplicabilitatea SALDI poate fi extinsă şi la reţelele de medie tensiune aeriene, cu următoarele modificări:·        traductorul de câmp magnetic este alcătuit din două bobine ortogonale pentru prelevarea de informaţii atât despre componenta orizontala cât şi despre componenta verticală a intensităţii câmpului magnetic în punctul de amplasare a traductorului (2-3 m de coronamentul  LEA).·        Montarea pe stâlpul LEA a unui reductor de tensiune care să constituie sursa de tensiune operativă pentru alimentarea GSM-ului şi totodată să ofere informaţii privind prezenţa tensiunii pe linia electrică aeriană.Ca şi sistemul automat pentru depistarea defectelor dedicat liniilor electrice în cablu, sistemul dedicat liniilor electrice aeriene funcţionează la aceeaşi gama de defecte.SALDI asociat sistemelor de automatizarea distributiei (SAD) vine sa redefineasca atat relatia cu clientii distribuitorilor de energie cat si modul in care se face in acest moment exploatarea retelelor electrice de medie tensiuneSALDI are la baza un brevet de inventie al ing Calugaru Stefan nr 118494 obtinut pentru semnalizatorul optic de avarii, in retelele electrice de medie tensiune, cu neutrul tratat prin rezistenta. Realizarea unei cai de comunicatii intre traductor si punctul central a deschis calea de realizare a unui sistem performant de localizarea defectelor in retelele de medie tensiune. Conditiile deosebit de simple si sigure de montaj sporesc aplicabilitatea SALDI.Aplicatia in acest moment este experimentata pentru retele in cabluri. O zona urbana de retea cu cca 300 de posturi s-ar putea moderniza la cu costuri rezonabile in cca 2-3 luni integrandu-I cele doua sisteme SAD si SALDI. Rezultatele vor fi spectaculoase ele vor fi sesizate in egala masura de cliecti si de personalul propiuClientii vor constata reducerea semnificativa a duratei de realimentare in cazul incidentelor precum si rarirea acestora . Personalul propiu va realiza inca de la primele contacte cu SAD si SALDI ca realizeaza performante care pana realizarea acestor investitii le ereau inccesibile: eficacitate remarcabila in depistarea tronsonului de retea defect simultan cu imbumatatirea conditiilor de securitatea muncii.In scurta vreme se vor face simtite si efectele finciare constand in cresterea energiei livrate clientilor si scaderea costurilor de mentenanta asociata reducerii solicitarilor retelelor electrice.Pe langa prezentarea unor preocupari si realizari propii mesajul autorilor este ca imbunatatirea performantelor in distributia energiei electrice este inca posibila intr-un mod spectaculos. Pentru aceasta trebuie sa cautam neincetat idei noi pe care sa le aplicam in practica beneficiind din plin de suportul tehnologic al industriei anilor 2005.

Sistemul supus dezbaterii in prezenta lucrare SALDI, precum si cel complementar amintit SAD, in mod sigur sunt perfectibile.SALDI si SAD sunt direct aplicabile ceea ce este un lucru remarcabil deoarece se poate beneficia imediat de toate avantajele lor. Aplicarea practica asigura o solida platforma pentru fundamentarea imbunatatirii acestor sisteme.

Lucrarea a fost prezentata de autori: ing Calugaru Stefan si Ing Stoian Constantin la Conferinta de Calitaea Eneriei Electrice CEE 2005 de la Targoviste

Automatizarea distributiei noi frontiere

02/12/2007

SGC 2002   Automatizarea distributiei in unele zone de retea este o realitate palpabila care produce efecte benefice deja de ani buni. Exista zone de retea in care s-a atins densitatea optima de echipamante de comutatie telecomandate.

                     Apar instalatii finantate pe taxa de racordare care includ, cu acceptul clientului platitor, echipamente telecomandate. S-a trecut de ceva timp de la ideea ingusta de sacrificare a zonelor cu probabilitate de defect. Acum arhitectura sistemelor de automatizarea distributiei (SAD) este complexa si care confera flexibilitate admirabile  schemele arborescente cu bulari multiple ale LEA/LES 20 kV.

                  Aceasta flexibilitate a retetelor buclate, puternic arborescente, in absenta SAD, era mai intai un cojmar in faza de depistare clasica a tronsonului defect. Doar dupa depistarea defectelor se punea problema realimentarii tronsoanelor sanatoase. Adeseori se renunta cu buna stiinta la realimentare pentru ca manevrele durau prea mult si in plus de regula trebuiau facute de acelasi personal care trebuia sa elimine si defectiunea care a generat defectul.  Acum lucrurile se rezolva parca de la sine. In timpul derularii incidentelor tronsoanele depistate sanatoase sunt imediat realimentate din eventualele surse de rezerva accesibile prin telecomanda.

                  Am urmarit atent dezvoltarea SAD si am militat cativa ani buni pentru dezvoltarea acestui nou instrument. Exista inca la cca 10 ani de experienta zone de retea incremenite in trecut unde preocuparile pentru nou au fost la fel de modeste ca si realizarile. In alte zone de retea s-a excelat in teoretizare si nu s-a mai ajuns la realizari practice mai deloc. La polul opus exista zone de retea in care SAD reprezinta solutia viabila prin care operatorii de distributie pot tine pasul cu indicatorii de performata impusi de ANRE si asteptati de clienti

                  In aceasta sectiune imi propun sa concentrez cateva articole prin care sa punctez stadiul in care s-a ajuns cu dezvoltarea automatizarii distributiei. Consider ca merita sa acordam atentie urmatoarelor aspecte:

  • volumul de aparate de comutatie  telecomandate

  • arhitectura SAD privita din pdv al principiilor de alegere a locului ehipamentelor telecomandate in retea si consecintele asupra modului de exploatare a RED

  • implicatii asupra activitati treptelor de dispecer care au si sarcini de executant de manevre prin SAD

  • analiza informatiilor operative si alarmelor pe care trebuie sa la genereze SAD la punctul central

  • canale de comunicatie intre echipamentele telecomandate si punctul central. Consecintele intreruperii comunicatiilor asupra activitatii de distributie. Modaliati de imbunatatire a comunicatiei intre punctul central SAD si ecchipamentele telecomandate

  • analiza incidentelor in RED utilizand informatiile oferite de SAD

  • selectivitatea protectiilor in RED cu echipamente telecomandate

  • identificarea de noi frontiere, de noi obiective de dezvoltare a SAD. Pentru a nu lasa doar un enunt sec ma gandesc la doua aspecte importante:urmarirea traseului curentului de defect si  valorificarea informatiilor pentru depistarea tronsonului defect, respectiv dezvoltarea software la punctul central astfel incat sa monitorizeze functionarea SAD si sa ofere rapoarte de exploatare care sa valorifice istoricul atat pentru fiecare echipament in parte cat si pentru zona de retea.

  • drumul SAD care SCADA

  • implicatiile dezvoltarii SAD asupra competentelor/meseriilor necesare pentru intretinerea lui

  • legatura SAD/SCADA cu CALL Center si cu formatiile de servire operativa

                Cred ca ati obsevat ca m-am cenzurat si nu am facut nominalizari. Dar evident ca nu se va putea dezdate subiectul fara a face cel putin identificarea in mare a regiunilor in care SAD este dezvoltat si implicit a furnizorilor competitivi in acest domeniu.