docMilan Švajger - Komite CIGRE CIRED
download 
Report Transcription
Milan Švajger - Komite CIGRE CIRED
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!
