Porównawcza optymalizacja koordynacji przekaźników przeciążeniowych w sieciach dystrybucyjnych z integrowaną generacją rozproszoną: algorytm cyklu wodnego versus algorytm genetyczny i big bang–big crunch

Utrzymanie zasilania, gdy energia płynie w obie strony

W miarę jak domy i firmy instalują panele słoneczne na dachach, małe turbiny wiatrowe i inne lokalne źródła, energia elektryczna przestaje płynąć wyłącznie od dużych elektrowni na zewnątrz. Zamiast tego moc może przepływać w wielu kierunkach jednocześnie, szczególnie gdy fragmenty sieci działają jak wyspowe „mikrosieci” odcięte od głównego systemu. Ta zmiana sprzyja czystej energii, ale utrudnia szybkie wykrywanie i izolowanie zwarć bez wyłączania większej liczby odbiorców niż to konieczne. W pracy tej badano, jak nowoczesne algorytmy poszukiwawcze mogą dostroić urządzenia zabezpieczające sieć, aby wciąż działały niezawodnie w tym nowym, bardziej złożonym środowisku.

Dlaczego nowe źródła mocy komplikują dawną ochronę

Tradycyjne sieci dystrybucyjne powstały z prostego założenia: energia płynie z głównej sieci przez linie i transformatory do odbiorców. Urządzenia zabezpieczające, zwane przekaźnikami przeciążeniowymi, monitorują przepływ prądu. Jeśli prąd nagle skoczy, sygnalizując zwarcie, pobliski przekaźnik zadziała pierwszy, podczas gdy inne poczekają nieco dłużej, pełniąc funkcję zapasową. Ta staranna synchronizacja, zwana koordynacją, zakłada, że prądy zwarciowe pochodzą zawsze z jednego kierunku. Po wprowadzeniu lokalnych źródeł, takich jak pola fotowoltaiczne czy turbiny wiatrowe rozproszone w sieci, to założenie przestaje być prawdziwe. Prądy zwarciowe mogą pochodzić z wielu punktów i w obu kierunkach, zmieniając swoją wielkość i ścieżkę zależnie od konfiguracji generatorów i linii w danym momencie.

Gdy sieć zamienia się w wyspę

Problem staje się jeszcze trudniejszy, gdy osiedlowa sieć odłącza się od większego systemu i działa autonomicznie, w trybie wyspowym. W takim przypadku generatory oparte na falownikach dostarczają jedynie ograniczony prąd zwarciowy, co zmniejsza różnicę między stanem normalnym a stanem zwarciowym. Pozostawia to mniej marginesu błędu w synchronizacji przekaźników: zadziałanie zbyt szybko może odłączyć zdrowe części sieci, zadziałanie zbyt wolno grozi uszkodzeniem urządzeń i dłuższymi przerwami w dostawie. Autorzy badają dwa sieci testowe — prosty układ radialny 9‑węzłowy oraz bardziej złożony 30‑węzłowy układ siatkowy — aby sprawdzić, jak dobrze różne metody optymalizacji potrafią znaleźć ustawienia przekaźników działające w trybie połączonym z siecią, z generacją lokalną oraz w trybie wyspowym.

Pozwalając algorytmom szukać lepszych ustawień

Zamiast regulować ustawienia przekaźników ręcznie, badacze potraktowali koordynację jako problem optymalizacyjny. Celem jest zminimalizowanie czasu, w jakim przekaźniki podstawowe usuwają zwarcia, przy jednoczesnym zachowaniu bezpiecznej przerwy czasowej przed zadziałaniem przekaźnika zapasowego. Wykorzystali obliczenia prądów zwarciowych z wyspecjalizowanego oprogramowania do systemów elektroenergetycznych, a następnie zastosowali trzy metaheurystyczne algorytmy — algorytm genetyczny (GA), algorytm cyklu wodnego (WCA) oraz Big Bang–Big Crunch (BB‑BC) — do przeszukania możliwych ustawień mnożników czasowych dla każdego przekaźnika. Metody te naśladują procesy naturalne, takie jak ewolucja, przepływ wody czy kosmiczna ekspansja i kolaps, aby przetestować duże liczby kombinacji bez konieczności używania szczegółowych pochodnych matematycznych.

Jak to wygląda w prostych i złożonych sieciach

Dla prostszego systemu 9‑węzłowego w normalnym trybie połączonym bez lokalnej generacji wszystkie trzy metody szybko znajdują dobre rozwiązania z krótkimi czasami likwidacji zwarć i właściwą koordynacją. Gdy dodano generatory rozproszone i prądy zwarciowe stały się dwukierunkowe, zadanie stało się trudniejsze. GA uzyskał najkrótszy łączny czas likwidacji zwarć, ale w niektórych przypadkach margines bezpieczeństwa między przekaźnikiem podstawowym a zapasowym był bliski granicy lub nieco ją przekraczał. WCA i BB‑BC dawały nieco dłuższe czasy całkowite, ale utrzymywały zdrowsze marginesy koordynacji. W trybie wyspowym, gdzie prądy zwarciowe są najmniejsze i marginesy najciaśniejsze, GA ponownie dawał najkrótszy czas całkowity, lecz wykazał naruszenie koordynacji przynajmniej w jednej parze przekaźników, podczas gdy WCA zachowywał koordynację kosztem nieco wolniejszego działania, a BB‑BC radził sobie najsłabiej. W bardziej złożonym 30‑węzłowym systemie siatkowym, który wykorzystuje przekaźniki rozróżniające kierunki zwarć przód/tył, wszystkie trzy metody odniosły sukces, przy czym WCA wygenerował najniższy łączny czas likwidacji.

Co to oznacza dla przyszłych sieci

Dla osób niebędących specjalistami wnioski są takie, że utrzymanie systemu elektroenergetycznego jednocześnie czystym i niezawodnym to kwestia kompromisu. Dążenie do maksymalnie szybkich czasów zadziałania przekaźników nie zawsze jest najlepszym wyborem, gdy w sieci występują lokalne generatory oparte na falownikach, a prądy zwarciowe są niewielkie. Zamiast tego metody takie jak algorytm cyklu wodnego, które równoważą szybkość, odporność i respektowanie marginesów bezpieczeństwa, mogą oferować bardziej niezawodną ochronę w miarę jak sieci stają się bardziej dynamiczne i zdecentralizowane. Badanie sugeruje, że starannie dobrane narzędzia optymalizacyjne, w połączeniu z realistycznymi modelami zachowania zwarć, mogą pomóc zapewnić, że nawet gdy przepływy mocy stają się bardziej skomplikowane, zwarcia będą nadal selektywnie usuwane, a większość odbiorców pozostanie pod napięciem.

Cytowanie: Mohamed, R.E., Saleh, S.M. & Ahmad, A.G. Comparative optimization of overcurrent relay coordination in DG-integrated distribution networks: water cycle algorithm versus genetic algorithm and big bang–big crunch. Sci Rep 16, 10529 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-43242-z

Słowa kluczowe: generacja rozproszona, ochrona mikrosieci, przekaźniki przeciążeniowe, koordynacja przekaźników, optymalizacja metaheurystyczna