Nacionalna zaklada za znanost, visoko školstvo i tehnologijski razvoj Republike Hrvatske

Znanstveno – istraživački projekt

NADZOR, ZAŠTITA I VOĐENJE ŠIROKOG PODRUČJA ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA U OKRUŽENJU

DEREGULIRANOG I LIBERALIZIRANOG TRŽIŠTA ELEKTRIČNE ENERGIJE

I FAZA

Izvješće o stanju nadzora, zaštite i vođenja elektroenergetskog sustava

Hrvatske elektroprivrede s naglaskom na mogućnost primjene WAM sustava

Voditelj projekta: Dr. sc. Srđan Skok, dipl.ing. Glavni suradnik: Mr.sc. Igor Ivanković, dipl. ing. Suradnici: Prof.dr.sc. Ante Marušić, dipl.ing.

Prof.dr.sc. Ivica Pavić, dipl.ing.

Zdeslav Čerina, dipl.ing.

Dr.sc. Minea Skok, dipl.ing.

Mr.sc. Radoslav Zelić, dipl.ing.

Tomislav Žganec, dipl.ing.

Dr.sc. Damir Novosel, dipl.ing.

Mr.sc. Neven Baranović, dipl.ing.

Zagreb, siječanj 2007.

Znanstveno – istraživački projekt

NADZOR, ZAŠTITA I VOĐENJE ŠIROKOG PODRUČJA ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA U OKRUŽENJU

DEREGULIRANOG I LIBERALIZIRANOG TRŽIŠTA ELEKTRIČNE ENERGIJE

I FAZA

Izvješće o stanju nadzora, zaštite i vođenja elektroenergetskog sustava

Hrvatske elektroprivrede s naglaskom na mogućnost primjene WAM sustava

SADRŽAJ:

1. UVOD ...................................................................................................................... 1

2. NADZOR I VOĐENJE EES-A ZASNOVANO NA SCADA PLATFORMI.................. 4

2.1 SCADA sustavi.................................................................................................. 4

2.1.1 Arhitektura SCADA sustava ....................................................................... 5

2.2 Primjena SCADA sustava u ees-u Republike Hrvatske..................................... 8

3. SISTEMSKI NADZOR EES-a ZASNOVAN NA PMU TEHNOLOGIJI.................... 10

3.1 Razvoj i primjenjivost nove tehnologije............................................................ 10

3.2 Potrebe vođenja ees -a ................................................................................... 11

3.3 Vrste poremećaja ............................................................................................ 13

3.4 Konfiguracija sistemskog nadzora................................................................... 16

3.4.1 Osnovna blok shema ............................................................................... 16

3.4.2 Sinkronizirane mjerne jedinice ................................................................. 17

3.4.3 Centralni sustav prikupljanja podataka..................................................... 19

3.5 Područje primjene sistemskog nadzora........................................................... 22

3.6 Ekonomske prednosti korištenja sistemskog nadzora..................................... 26

3.7 Funkcije sistemskog nadzora .......................................................................... 29

3.7.1 Funkcije na razini upravljačkih centara .................................................... 30

3.7.2 Funkcije na razini objekata....................................................................... 30

3.7.3 Funkcije na razini regije ili kontinenta....................................................... 31

3.8 Sistemski nadzor i pogonska iskustva............................................................. 32

3.8.1 Redovna pogonska stanja........................................................................ 32

3.8.2 Poremećaj u Europi od 4.11.2006. godine ............................................... 36

4. TELEKOMUNIKACIJSKA INFRASTRUKTURA HRVATSKE

ELEKTROPRIVREDE……………………………………………………………………41

4.1 Korišteni telekomunikacijski sustavi ................................................................ 42

5. PRIMJENA SISTEMSKOG NADZORA U EES-u REPUBLIKE HRVATSKE ......... 53

5.1 Specifičnosti i hijerarhija vođenja ees-a Republike Hrvatske .......................... 53

5.2 Stanje sistemskog nadzora u ees-u Republike Hrvatske ................................ 55

5.2.1 Implementirane funkcije WAM-a u Hrvatskoj............................................ 56

5.2.2 Arhiviranje podataka ................................................................................ 57

5.2.3 Nadzor (monitoring) ................................................................................. 57

5.2.4 Naponska stabilnost................................................................................. 57

5.2.5 Termički nadzor........................................................................................ 60

5.3 Prijedlog proširenja sistemskog nadzora u ees-u Republike Hrvatske............ 61

5.4 Razmatranja kod izbora PMU jedinica ............................................................ 67

5.4.1 Funkcionalni zahtjevi................................................................................ 67

5.4.2 Izlazni podaci ........................................................................................... 67

5.4.3 Mjerene vrijednosti ................................................................................... 68

6. ZAKLJUČNA RAZMATRANJA .............................................................................. 69

LITERATURA………………………………………………………………………….....70

0

POPIS OZNAKA I KRATICA

Popis oznaka i kratica

EES Elektroenergetski sustav

WAM Wide Area Monitoring

WAP Wide Area Protection

WAC Wide Area Control

WAMPC Wide Area Monitoring, Protection and Control

PMU Phasor Measurement Unit

PDC Phasor Data Concentrator

SPDC Super Phasor Data Concentrator

EMS Energy Management System

RTU Remote Terminal Unit

SCADA Supervisory Control And Data Acquisition

DSS Decision Support System

UCTE Union for Coordination of Transmmision of Electricity

PSD Power Swing Detection

PSP Power Slip Protection

ROE Return Of Equity

ROA Return Of Asset

PV krivulja Krivulja prikaza stanja naponske stabilnosti

SDH Synchronous Digital Hierarchy

DWDM Dense Wavelength Division Multiplexing

CWDM Course Wavelength Division Multiplexing

LFC Load Freuquency Control

VSM Voltage Stability Monitoring

NCC National Control Center

RCC Regional Control Center

PSS Power System Stability

PDH pleziokrona digitalna hijerarhija

IP internet protocol

TCP-IP transmission control protocol – internet protocol

1

1. UVOD

Proces deregulacije elektroprivreda jugoistočne Europe pokrenut je potpisima

zemalja na Memorandumu o razumijevanju (Memorandum of Understanding (MoE)) u

sklopu Regionalnog tržišta električnom energijom jugoistočne Europe (Regional

Electricity Market in South East Europe (REMSEE)) s ciljem integracije u jedinstveno

europsko tržište električnom energijom (European Union Internal Electricity Market -

Athens Memorandum od 15.11.2002.). 25. listopada 2005. u Ateni, potpisan je

Međunarodni ugovor o Energetskoj zajednici između Europske unije i devet partnera na

jugoistoku, među kojima je i Hrvatska, a koji definira stvaranje jedinstvenog tržišta

električne energije i plina u 33 europske zemlje. Prihvaćanjem svih odredbi potpisanih

dokumenata Republika Hrvatska je i svojim zakonima i podzakonskim aktima stvorila

preduvjete za stvaranje otvorenog tržišta električne energije. Time se stvaraju sasvim

novi uvjeti nadzora, vođenja i zaštite elektroenergetskog sustava (ees).

Događaj koji uvelike mijenja stanje ees-a Republike Hrvatske je provedena

rekonekcija (10.10.2004.), tj. spajanje dva razdvojena ees-a istočne i zapadne Europe.

Procesom deregulacije i liberalizacije tržišta električne energije uvelike je

apostrofiran ekonomski aspekt, a zanemaren tehnički dio nadzora, zaštite i vođenja ees-

a. Svjetski trend je razviti algoritme za nadzor, zaštitu i vođenje ees-a u realnom

vremenu, kako bi se izbjegli već viđeni raspadi (SAD, Italija i Švedska).

Dosadašnji nadzor, zaštita i vođenje ees-a provodi se na osnovu lokalnih

mjerenja statičkih vrijednosti parametara ees-a (napon, tokovi snaga, frekvencija, itd.).

Nakon velikih raspada ees-a u svijetu 2003. godine razvijaju se i primjenjuju sustavi za

nadzor, zaštitu i vođenje ees-a na osnovu trenutnih vrijednosti osnovnih parametara,

tzv. WAM (Wide Area Monitoring) sustavi. Sustavi su zasnovani na ugrađenim

uređajima za mjerenje fazora napona i struje u točkama ees-a od posebne važnosti,

odnosno mjerenja amplitude i kuta u realnom vremenu (PMU – Phasor Measurement

Unit). WAM platforma omogućava realnu dinamičku sliku ees-a, veću točnost mjerenja,

brzu razmjenu podataka i stvaranje algoritama za koordinaciju i brzo djelovanje u

slučaju pojave nestabilnosti. Sve navedene prednosti omogućavaju pouzdaniji pogon

ees-a u novostvorenim uvjetima dereguliranog i liberaliziranog tržišta električnom

energijom.

2

Važna činjenica je da sve zemlje regije paralelno s procesom deregulacije i

liberalizacije ees-a, provode i implementaciju WAM sustava.

Cilj predmetnog projekta je izrada rješenja nadzora, zaštite i vođenja ees-a

Republike Hrvatske zasnovanog na WAM sustavu, odnosno PMU uređajima, te

implementacija izrađenog sustava u centre vođenja, na osnovu istraživanja provedenog

na Fakultetu elektrotehnike i računarstva i Hrvatskoj elektroprivredi.

Nije moguće kopirati rješenja ugradnje PMU-ova iz drugih ees-ova zbog

specifičnosti svakog pojedinog ees-a. Također analiza mjerenih vrijednosti fazora

napona i struje treba biti prilagođena svakom pojedinom ees-u, odnosno potrebno je

modificirati postojeće programske pakete ili razviti originalni programski paket koji će biti

prilagođen ees-u Republike Hrvatske.

WAM sustavi mogu se povezati sa postojećim sustavima za nadzor ees-a

(SCADA sustavom - Supervisory Control and Data Aquisition).

Istraživanje je podijeljeno u 5 faza i to:

I FAZA Snimanje postojećeg stanja nadzora, zaštite i vođenja ees-a

Republike Hrvatske

II FAZA Izrada idejnog rješenja nadzora, zaštite i vođenja ees-a Republike

Hrvatske zasnovanog na Phasor Measurement Unit (PMU)

uređajima, te principu Wide Area Monitoring System (WAMS)

sustavu

III FAZA Instalacija i analiza rada laboratorijskog PMU uređaja

IV FAZA Izrada algoritma za vrednovanje podataka dobivenih od PMU

uređaja

V FAZA Izrada izvedbenog rješenja nadzora, zaštite i vođenja ees-a

Republike Hrvatske, te implementacija izrađenog algoritma u centre

vođenja

Sukladno Ugovoru broj 0114-24/109-2006 Hrvatska elektroprivreda sudjeluje u

financiranju projekta s udjelom od 30%.

Istraživanje polazi od hipoteze izvedivog nadzora zaštite i vođenja ees-a

Republike Hrvatske na osnovi PMU uređaja i principu WAM sustava obzirom na

postojeću energetsku, mjernu i telekomunikacijsku infrastrukturu. Stvorenim

laboratorijskim uvjetima koji su slični stvarnim uvjetima u ees-u nastojat će se modelirati

normalne i izvanredne situacije, te pratiti rad PMU uređaja i prikupljati podatke koji će se

3

kasnije vrednovati. Vrednovanje podataka zahtijevat će modifikaciju postojećih

programskih paketa u određenom opsegu koji će zahtijevati specifičnosti našeg ees-a.

Konačno istraživanje bi trebalo rezultirati algoritmom i programskom podrškom koja bi u

centre vođenja Hrvatske elektroprivrede omogućila sigurniji i pouzdaniji nadzor zaštitu i

vođenje ees-a na osnovi PMU uređaja i WAM platformi.

Konačni rezultati istraživanja bi bili:

- prikaz snimke trenutnog stanja nadzora, zaštite i vođenja ees-a RH,

- pregled zahtjeva na telekomunikacijski sustav od strane WAM-a

- prijedlog čvorišta za ugradnju PMU uređaja,

- izrada idejnog rješenja nadzora, vođenja i zaštite ees-a Republike

Hrvatske zasnovanog na WAM platformi,

- pregled i modifikacija programske podrške za vođenje WAM sustava, te

moguća izrada vlastitog programskog paketa,

- izbor centara za ugradnju terminala za praćenje rada WAM-a,

- implementacija algoritma i izbor centara vođenja za ugradnju terminala

WAM-a.

U sklopu projekta predviđena je suradnja i razmjena iskustava domaćih

stručnjaka sa Fakulteta elektrotehnike i računarstva i Hrvatske elektroprivrede, te

stručnjacima iz Infrasource Corporate, USA i Viginia Tech, USA.

4

2. NADZOR I VOĐENJE EES-A ZASNOVANO NA SCADA PLATFORMI

2.1 SCADA sustavi

Sustavom za upravljanje energijom (eng. Energy Management System – EMS)

obično nazivamo skup alata i računalne podrške koju operatori prijenosnog sustava

koriste za nadzor, upravljanje i optimizaciju izvedbe u sustavu proizvodnje ili prijenosa

električne energije. Sustavi za upravljanje i nadzor danas u širokoj primjeni poznatiji su

pod nazivom SCADA sustavi (eng. Supervisory Control And Data Acquisition - SCADA).

Prva namjena SCADA sustava bila je praćenje stanja tehničkih procesa, a razvojem

tehnologije proširena je i funkcijama upravljanja.

SCADA je računalni sustav za prikupljanje i analizu podataka u stvarnom

vremenu. SCADA sustavi su raspodijeljeni sustavi kojima se podaci iz različitih objekata

širom ees-a prikupljaju i dostavljaju u upravljački centar. Iz tako prikupljenih podataka

operator ima uvid u cjelokupnu sliku rada ees-a što mu omogućava pravovremeno

donošenje odluka i intervenciju kada je to potrebno.

Postupak prikupljanja podataka započinje u udaljenim mjernim pretvornicima koji

prikupljaju podatke s procesnih objekata. Nadzor kritičnih čvorišta u prijenosnim

mrežama izvodi se upotrebom statičkih ili kvazidinamičkih podataka na osnovu RMS

mjerenja - mjerenja efektivne vrijednosti napona i struje. Prikupljeni podaci se iz mjernih

uređaja prosljeđuju u posluživač SCADA sustava kao centralno mjesto prikupljanja

podataka. Posluživači prosljeđuju podatke dalje klijentima SCADA sustava. Najčešća

namjena klijenta jest vizualizacija trenutnog stanja u ees-u.

Od suvremenih SCADA sustava se očekuje da budu vrlo fleksibilni kako bi se

mogli prilagoditi i komunicirati s već zastarjelim, ali još uvijek rasprostranjenim uređajima

na cijelom području ees-a, ali i biti u mogućnosti iskoristiti nove nadolazeće tehnologije.

S obzirom na mnoge zahtjeve koji se stavljaju pred SCADA sustave, bitan zahtjev koji je

pred njih postavlja je otvorenost, to jest mogućnost prilagođavanja sustava specifičnim

primjenama pisanjem vlastitog programskog koda od strane samog korisnika. S

vremenom su razvijeni i prihvaćeni različite norme čija je namjena normizacija načina

povezivanja različitih komponenti SCADA sustava. Normizacijom su otvorene nove

mogućnosti koje uključuju mogućnost izrade SCADA sustava kombiniranjem proizvoda

različitih proizvođača. Time je ostvarena višestruka korist: prestaje ovisnost o jednom

proizvođaču opreme, a kombiniranjem različitih proizvoda moguće je postići željenu

5

optimalnu funkcionalnost SCADA sustava kao cjeline. [2]

2.1.1 Arhitektura SCADA sustava

Četiri osnovne komponente SCADA sustava uključuju:

• posluživače,

• klijente,

• udaljene nadzorne uređaje,

• komunikacijsku opremu.

Uloga posluživača SCADA sustava je prikupljanje podataka iz udaljenih mjerno-

upravljačkih uređaja na širem području EES-a. Odnos između posluživača i mjerno-

upravljačkih uređaja obično se opisuje kao odnos nadređeni – podređeni (eng. master –

slave). Klijenti SCADA sustava uglavnom su namijenjeni interakciji čovjeka i sustava

(eng. Human Machine Interface – HMI). Sve navedene komponente sustava

međusobno su povezane različitom komunikacijskom opremom. Odabir komunikacijske

opreme kao i protokola ovisi o specifičnim potrebama sustava.

Posluživač predstavlja centralnu komponentu sustava SCADA. Posluživač se

najčešće nalazi u upravljačkom centru i omogućava dvosmjernu komunikaciju i

upravljanje udaljenim nadzornim uređajima. Uloga posluživača je da:

• inicira komunikaciju s udaljenim uređajima,

• prikuplja i pohranjuje prikupljene podatke,

• prosljeđuje informacije drugim sustavima,

• omogućava interakciju korisnika s procesom.

Poruke koje posluživač SCADA sustava izmjenjuje s ostalim komponentama

sustava prikazane su na slici 2.1.

6

Slika 2.1. Ulazi i izlazi posluživača SCADA sustava [2]

Udaljeni nadzorni uređaji (eng. Remote Terminal Unit - RTU) prikupljaju podatke

na njihovim udaljenim lokacijama s različitih objekata u ees-u. Prikupljani podaci su:

• analogna mjerenja (npr. trenutni naponi i struje),

• diskretna stanja (npr. stanje prekidača: uključeno/isključeno),

• podaci brojila (npr. brojila snage električne energije).

Jedna vrsta RTU uređaja prikupljene podatke pohranjuje u memoriji do trenutka

dok mu posluživač SCADA sustava izda nalog za slanje. Druga sofisticiranija vrsta RTU

uređaja koristi mikroračunala i programabilne logičke controlere (eng. Programmable

Logic Controller – PLC) s mogućnošću izravnog nadzora procesa bez intervencije

posluživača. Slika 2.2. prikazuje primjer odnosa nadzornog uređaja s ostalim

komponentama SCADA sustava.

7

Slika 2.2. Ulazi i izlazi nadzornog uređaja [2]

Centralna procesna jedinica nadzornog uređaja može komunicirati s

posluživačem u SCADA sustavu korištenjem različitih protokola. Komunikacijski protokol

može biti standardiziran ili zatvoreni protokol razvijen isključivo za jednu specifičnu

namjenu. Komunikacijska oprema namijenjena dvosmjernoj komunikaciji udaljenih

nadzornih uređaja i posluživača, može biti vrlo raznolika. Odabir komunikacijske opreme

ovisi o zemljopisnom položaju i okruženju udaljenog segmenta procesa, količini

prenesenih podataka, zahtjevima na pouzdanost komunikacijske opreme, troškovima

održavanja i sl. U Republici Hrvatskoj, telekomunikacijska infrastruktura HEP-a

osigurava sve vrste komunikacije u procesu vođenja ees-a.

Osnovna struktura SCADA sustava ima dva osnovna sloja: klijentski sloj koji

omogućava interakciju korisnika i sustava te posluživački sloj koji prikuplja, prihvaća i

obrađuje podatke iz procesa.

Gledano s programskog stajališta SCADA sustavi su višezadaćni sustavi

temeljeni na bazi podataka održavanoj u stvarnom vremenu. Posluživači SCADA

sustava namijenjeni su za prikupljanje i obradu podataka, provjeru alarma, proračune,

zapisivanje događaja i arhiviranje, itd. Osim posluživača opće namjene postoje i

namjenski posluživači koji su posvećeni samo jednoj od navedenih zadaća. Korištenjem

8

namjenskih posluživača moguće je postići bolje performanse sustava u cjelini. To je

osobito izraženo u sustavima s velikim brojem mjernih točaka kakav je upravo

elektroenergetski sustav. Klijenti omogućavaju prikaz trenutnog stanja u sustavu, prikaz

povijesti ponašanja sustava te upravljanja sustavom.

Udaljeni nadzorni uređaji prosljeđuju tražene podatke posluživačima na zahtjev ili

spontano. Tipični procesni podatak SCADA sustava sastoji se od vrijednosti, oznake

valjanosti i vremenske oznake. Vrijednost određuje iznos promatrane mjerene veličine,

dok oznaka valjanosti označava njegovu kvalitetu. Važno svojstvo svih SCADA sustava

jest određivanje vremena kada je neko mjerenje očitano, ili kada se dogodio određeni

događaj. Vremenska oznaka najčešće se pridjeljuje već u samom mjernom uređaju kako

bi se eliminirala vremenska kašnjenja od mjernog uređaja do posluživača odnosno

klijenta.

Funkcionalno gledano temeljna uloga SCADA sustava, u prvom redu klijenta, jest

prikaz stanja operateru te mogućnost upravljanja ees-om. Suvremeni SCADA sustavi

omogućuju korisniku definiranje i samostalnu izradu korisničkog sučelja kao i načina

prikaza procesnih elemenata. Kod analize povijesti promjena u sustavu koriste se

dnevnici događaja i arhive podataka. Za analizu ponašanja sustava u cjelini veliku

važnost ima vremenski slijed događaja koji se određuje prema vremenskim oznakama

procesnih podataka. Analiza povijesti ponašanja sustava osobito je važna za

pronalaženje uzroka poremećaja u sustavu i neočekivanog ponašanja sustava. Prihvat i

obrada alarma kao poruka o kritičnim događajima u sustavu također je jedna od bitnih

svojstava svih SCADA sustava. Većina SCADA sustava omogućava i automatsko

obavljanje određenih akcija na temelju događaja zabilježenih u procesu. To su najčešće

automatsko otvaranje pojedinih ekranskih prikaza, slanje poruka elektroničkom poštom,

pokretanje neke druge aplikacije i sl. [2]

2.2 Primjena SCADA sustava u ees-u Republike Hrvatske

Izgradnja prvog sustava daljinskog vođenja u Hrvatskoj elektroprivredi (HEP)

započela je početkom osamdesetih godina. U Nacionalnom dispečerskom centru tada je

ugrađeno tehnološko rješenje SCADA/EMS programskih sustava francuske tvrtke

OFRED i SODETEG T.A.1. Istovremeno je u svim centrima daljinskog nadzora i

upravljanja primijenjen programski sustav SCADA proizvodnje Končar, Hrvatska. U to je

vrijeme ovakvo rješenje daljinskog upravljanja predstavljalo jedno od najsuvremenijih

9

rješenja. Danas je međutim takva oprema zastarjela i potrebna je odgovarajuća

zamjena.

U posljednjih nekoliko godina se u sklopu revitalizacije tehnološke opreme išlo

prema ugradnji distribuiranih sustava lokalnog nadzora i upravljanja izvedenih u

digitalnoj tehnologiji. Također, navedeni zastarjeli francuski programski i računalni

sustav 2000. godine zamijenjen je programskom potporom SCADA 11D/R, proizvodnje

Končar, na računalnoj platformi PDP-11, s dodatnim programskim rješenjima istog

proizvođača na PC platformi, na koju su izmještene sve EMS funkcije NDC-a, uz

objedinjenje vizualizacija i razmjena podataka iz više tehnoloških različitih podsustava.

[3]

U sustav daljinskog nadzora i upravljanja u Hrvatskoj danas su uključeni svi objekti

400 i 220 kV, sve elektrane i svi 110 kV objekti značajni za sustav, te svi objekti s barem

djelomično prilagođenom primarnom opremom za daljinski nadzor i upravljanje.

Iako je sustav tijekom godina kontinuirano nadograđivan i izvedena su značajna

poboljšanja, danas je oprema sustava daljinskog vođenja u stanju tehnološke

zastarjelosti. Dosegnuto je gotovo potpuno iskorištenje ugrađene opreme i njenih

tehničkih mogućnosti. Trenutno su u tijeku pripremne aktivnosti, kao uvod u postupak

zamjene cijelog sustava daljinskog vođenja. [3]

Na postojećim SCADA/EMS sustavima moguće je napraviti određena poboljšanja.

Međutim, mogućnosti proširenja SCADA/EMS sustava s novim funkcijama su

ograničena i zato je bitno omogućiti nove SCADA/EMS funkcije kao samostalna

rješenja, više ili manje neovisna od uobičajenih SCADA/EMS sustava. Primjena

sinkroniziranih fazorskih mjerenja visoke preciznosti omogućila je novu razinu

sistemskog nadzora. Usporedbom lokalnih fazorskih mjerenja, operatori mogu

promatrati ne samo statičko, već i dinamičko stanje u kritičnim čvorištima prijenosne

mreže. Ovo poboljšanje omogućuje bolju i bržu analizu uvjeta u mreži, što operatorima

daje više vremena i više opcija za održavanje stabilnosti sustava.

10

3. SISTEMSKI NADZOR EES-A ZASNOVAN NA PMU TEHNOLOGIJI

Ideja o sistemskom nadzoru ees-a postoji dugi niz godina, međutim praktična

primjena, započela je nakon što su ostvareni uvjeti tehnološke dostupnosti uređaja i

teorijske podloge o specifičnim poremećajima u ees-u. Razvoj tehnologije ubrzao je

izvedbu konkretnih tehničkih rješenja u elektroprivredama za sistemska izvedbe sustava

vođenja.

3.1 Razvoj i primjenjivost nove tehnologije

Sistemski nadzor zasnovan na PMU tehnologiji predstavlja primjer upotrebe nove

tehnologije koja omogućava potpuno drugačije koncept vođenja ees-a, u realnom

vremenu, što je dosada bilo neizvedivo. Također je i teorijska postmortem analiza

poremećaja dala dobru podlogu za bolje razumijevanje mogućih specifičnih stanja ees-

a.

Temeljem tih postavki omogućeno je ovladavanje i u složenim pogonskim

situacijama. U prvom redu tehnološki pomaci dogodili su se razvojem numeričkih

sekundarnih sustava, telekomunikacija i ethernet tehnologije. Sva tri čimbenika su se

razvijala odvojeno, te su se uspjela objediniti na nizu polja ljudskog djelovanja, a jedno

od njih je bilo i elektroenergetika.

U posljednjih desetak godina vidljivi su značajni pomaci u kreiranju tehničkih

rješenja u elektroenergetskim objektima (transformatorskim stanicama i elektranama) i

upravljačkim centrima (nacionalni i regionalni dispečerski centri).

Sekundarni sustavi u objektima se sastoje od sustava upravljanja, sustava relejne

zaštite, sistemskih zaštita, sustava mjerenja (obračunska i pogonska mjerenja),

nadzornih sustava primarne opreme (monitoring opreme) i lokalnih sustava

komunikacija. Svi navedeni sustavi se danas izvode s numeričkim (procesorskim,

digitalnim) uređajima, čime se otvara potpuno novi način korištenja i upravljanja ees-a.

Time je omogućeno efikasnije korištenje elektroenergetske opreme, kvalitetnije i brže

održavanje, točnije intervencije, brži povrat kapitala i primjena novih tehničkih rješenja.

Telekomunikacije u svakodnevnoj primjeni su doživjele revolucionarne promjene,

postale su dostupnije, jeftinije, brže, s većim kapacitetima i rasprostranjenije. Razvoj

telekomunikacijske opreme omogućilo je u elektroprivrednim poduzećima povezivanje

svih objekata i upravljačkih centara s puno većim brzinama od dosadašnjih. Na taj način

su pomaknute sve zapreke za razmjenama informacija bilo koje vrste unutar ees-a.

11

Ethernet tehnologija je od prije poznata, te se počela koristiti i unutar tehničkih

rješenja elektroprivrede. Većina novih sekundarnih sustava je zasnovana na korištenju

ethernet tehnologije. Nova, međunarodna norma IEC 61850 je zahvaljujući ethernet

tehnologiji postala dio standardne prakse projektiranja novih rješenja sekundarnih

sustava.

Prethodno navedena tri glavna čimbenik, te njihova zajednička koordinacija i

implementacija unutar informatičkog sustava ees-a upućuje na nova tehnička rješenja

nadzora i vođenja ees-a. Jedno od takvih rješenja je i sistemski nadzor, odnosno Wide

Area Monitoring – WAM.

3.2 Potrebe vođenja ees -a

Sigurno vođenje ees-a podrazumijeva vođenje ees-a i poznavanje prilika u ees-u

u svim pogonskim stanjima. Takvo vođenje se temelji na pravodobnim informacijama iz

samog ees-a, njihovom obradom, te poduzimanjem određenih akcija. Za stabilna stanja

normalnog pogona brzina prikupljanja informacija nije od presudne važnosti, te je

moguće tada i određenim statičkim proračunima ili relativno sporim estimacijama voditi

ees. U prijelaznim i dinamičkim promjenama stanja ees-a, takav način prikupljanja i

obrade informacija ne može adekvatno zadovoljiti sve zahtjeve.

Teorija poremećaja unutar ees-a je poznata. Prvenstveno su teorijski definirana

stanja u kojima se može naći sustav, odnosno definirano je pet mogućih stanja, (shema

Fink i Carlsen) koja su prikazana na slici 3.1.

12

Slika 3.1. Blok shema stanja ees-a

Određeni poremećaji koji ozbiljno ugrožavaju sigurnost pogona ees -a, mogu vrlo

lako dovesti ees iz stanja normalnog pogona u stanje poremećaja ili čak do stanja

raspada. Stoga je neophodno za potrebe vođenja ees -a pronaći nove alate koji mogu u

vrlo zahtjevnoj i kratkoj vremenskoj domeni odgovoriti takvim ciljevima.

Činjenica je kako dosadašnja praksa vođenja ees-a određene poremećaje nije

mogla brzo i adekvatno izolirati. Prelazak iz jednog stanja u drugo stanje ees-a nije

kvalitetno nadzirano niti signalizirano, što je otežavalo sigurno vođenje ees. Takva

praksa je prepoznata, te se u današnje vrijeme pokušava promijeniti, kako bi vođenje

ees-a bilo što efikasnije i sigurnije.

Može se reći kako je jedan od glavnih razloga bila i nedostupnost kvalitetnih,

pouzdanih tehničkih rješenja. Razlog tome proizlazi iz činjenice što je do nedavno

tehnologija bila vrlo skupa i složena. Stoga je dostupnost na tržištu i normizacija

sinkroniziranih mjernih jedinica omogućila početak praktične primjene sistemskog

nadzora i vođenja ees-a. Elektroprivredna poduzeća su u međuvremenu pristupila

izgradnji neophodne komunikacijske infrastrukture.

NORMALNO STANJE Proizvodnja=Potrošnja U i I – u redu

STANJE POREMEĆAJA Proizvodnja=Potrošnja <U ili >U i >I

PREDPOREMEĆAJNO STANJE

Proizvodnja=Potrošnja U i I – u redu

RESTAURACIJA Proizvodnja≠Potrošnja U i I – u redu

RASPAD Proizvodnja≠Potrošnja <U ili >U i >I

13

3.3 Vrste poremećaja

Pojave u ees -u u smislu poremećaja možemo podijeliti u tri grupe:

• Sklopne elektromagnetske prijelazne pojave

• Poremećaji koji dovode do prijelazne stabilnosti

• Pogon ees -a

Svaki od navedenih poremećaja ima svoju strogo definiranu vremensku domenu,

u kojoj se sam poremećaj događa, što je prikazano na slici 3.2. Red veličine vremenske

domene svakog poremećaja su vrlo različite, od 1 ms do nekoliko sati. Također

današnja tehnika upravo prema vremenskoj domeni nudi rješenja za svako zasebno

pogonsko stanje ees-a.

Prva grupa, sklopnih elektromagnetskih prijelaznih pojava ima najkraća vremena

trajanja, a uređaji za odvođenje prenapona, te uređaji i sustavi relejne zaštite se koriste

u svrhu otklanjanja takvih poremećaja. Dakle može se zaključiti da je otklanjanje takvih

poremećaja automatizirano.

Vremenska domena vođenja ees-a, uglavnom je u domeni tzv. “ručnog

upravljanja“ ees -a, te u tu grupu ulaze i uređaji sekundarne i tercijarne regulacije, te

neki drugi načini vođenja i planiranja ees-a uvjetovani tržišnim funkcijama, međutim

sumarno, njihova je osnovna karakteristika neposredno sudjelovanje operatera u

provedbi akcija upravljanja.

U vremenskom intervalu između navedenih vrsta poremećaja ulaze svi

poremećaji koji mogu dovesti do prijelazne stabilnosti odnosno nestabilnosti. Vremenska

domena pojavljivanja je od nekoliko sekundi pa do nekoliko sati. Dio pojava se

automatski otklanja, a dio odlukama operatera. Međutim, nažalost dio pojava se uopće

ne sankcionira, nego se najčešće poremećaj proširi na šire područje ees-a. Zbog svih

dosada navedenih razloga, moguće je očekivati veliki broj havarijskih stanja prilikom

pojave navedenih tipova poremećaja.

14

Slika 3.2. Vrste poremećaja ees-a u vremenskoj domeni

Sistemski nadzor (WAM) nalazi svoju primjenu u prepoznavanju i sankcioniranju

prijelaznih poremećaja. Osobitosti i karakteristike sistemskog nadzora omogućavaju u

prvom redu uvid pogonskog stanja u ees-u u realnom vremenu. Pojam realnog vremena

označava, kašnjenje prikaza stanja operateru od nekoliko desetaka milisekundi, do

najviše 200 ms.

Na slici 3.3, detaljnije je prikazana raspodjela vrsta poremećaja u vremenskoj

domeni, koji se mogu kvalitetno obraditi upotrebom sistemskog nadzora.

Današnja rješenja sistemskog nadzora djeluju na poremećaje koji uzrokuju

prijelaznu stabilnost, kutnu i naponsku nestabilnost, frekvencijske nestabilnosti, male

oscilacije u ees-u (prigušene i neprigušene), te dugotrajnije pojave poput termičkog

nadzora dalekovoda i sporog naponskog sloma. Većina današnjih ees-ova pa tako i ees

Republike Hrvatske je tehnički izgrađen s modernim sustavima relejne zaštite i

sustavima za vođenje ees-a (SCADA sustavi), slika 3.3. Slika 3.3 zorno prikazuje

poremećaje koji nisu tretirani, a mogu ozbiljno doprinijeti prelasku iz normalnog stanja

Sklopne el.mag. prijelazne pojave Prijelazna stabilnost

(kutna i naponska)

Poremećaj s malim oscilacijama

Dugotrajana naponska stabilnost

Dugotrajna stabilnost

Pogon EES-a

Pojave u

EES-u

Vrijeme djelovanja

uređaja upravljanja

i zaštite

Uređaji relejne zaštite

Ručno upravljanjeoperatera Automatsko upravljanje

pomoću uređaja

Automatskouključenje kompenzacije

Isključenjegeneratora

Podfrekventnorasterećenje

Daljinskorasterećenje

iz centara

Regulacijasnage na

DC prijenosu Podjela

EES-a na otoke

Blokadarada

regulatora napona Automatska regulacija

na generatorima Podnaponskorasterećenje

Pokretanje plinskih turbina

Vrijeme sekunde 0,001 0,01 0,1 1,0 10 100 1000

15

ees-a, sve do havarijskog stanja, odnosno raspada (potpunog ili djelomičnog).

Poremećaji koji se mogu kvalitetno tretirati sa sistemskim nadzorom su:

• Poremećaji frekvencije

• Poremećaj kuta napona

• Poremećaj amplitude napona

• Lančana preopterećenja

• Male oscilacije ees-a

Slika 3.3. Stanja ees-a u vremenskoj domeni

Zadnjih desetak godina stvoreni su svi preduvjeti za uspješno unapređenje

vođenja ees-a, uz korištenje novih tehničkih rješenja, prvenstveno sinkroniziranih

mjerenja.

Slika 3.3., osim što je jasno definira položaj sistemskog nadzora u vremenskoj

domeni, također daje smjernice povezivanja sa sustavima relejne zaštite i SCADA

sustavima. Povezivanje sistemskog nadzora i SCADA sustava ima svoju praktičnu

primjenu, dok je povezivanje na sustave relejne zaštite nešto složenije u prvom redu

zbog nemogućnosti ostvarenja pouzdane povratne veze prema uređajima u

postrojenjima.

vrijeme djelovanja (s)

KRATKI SPOJEVI

DUGOTRAJNASTABILNOST

KUTNA NESTABILNOST

0,001

FREKVENTNA NESTABILNOST

NAPONSKA NESTABILNOST

LANČANA PROPTEREĆENJA

MALE OSCILACIJE U EES

0,01 0,1 1,0 10 10 100

SISTEMSKA ZAŠTITA SCADA / EMSRELEJNA ZAŠTITA

16

3.4 Konfiguracija sistemskog nadzora

Primjena sistemskog nadzora moguća je u bilo kojem ees-u, bez obzira na

njegovu veličinu i kompleksnost. Također je moguće koristiti određene funkcije

sistemskog nadzora i između dva neovisna ees-a. Razlog takvoj fleksibilnosti leži u

činjenici da se koristi relativno jednostavna struktura sistemskog nadzora.

3.4.1 Osnovna blok shema

Arhitektura i dizajn sistemskog nadzora sastoji se od tri osnovna elementa, prikazana na

slici 3.4:

• Sinkronizirane mjerne jedinice (PMU),

• Centralni sustav prikupljanja podataka (SPDC i PDC) i

• Telekomunikacijska infrastruktura.

Slika 3.4. Osnovna arhitektura sistemskog nadzora

Sinkronizirane mjerne jedinice (Phasor Measurement Unit – PMU), služe za

17

prikupljanje podataka u ees-u. Korištenjem razvijene komunikacijske infrastrukture

podaci se prenose u centralni sustav sistemskog nadzora. Može se reći kako je jedna

od važnih karakteristika takvog tehničkog rješenja korištenje GPS sustava za dobivanje

točnog vremena. Bez GPS ili nekog sličnog sustava, sistemski nadzor ne bi mogao

raditi. Trenutno se razmatra i korištenje novog europskog sustava Galileo. U Kini se

koristi vlastiti sustav, kao i u Rusiji sustav Glosnat. Jedna od opcija je svakako ugradnja

i preciznih satova u sinkronizirane mjerne jedinice, ali takvo tehničko rješenje trenutno

nije realno izvedivo. Također je moguće korištenje standarda IEEE-1588 za precizno

sinkroniziranje unutar mreža.

3.4.2 Sinkronizirane mjerne jedinice

Sinkronizirane mjerne jedinice predstavljaju tehnološki napredak u korištenju

sistemskog nadzora i čine osnovu sistemskog nadzora. Sinkronizirane mjerne jedinice

su objedinile klasične uređaje sekundarnih sustava i potrebno novo funkcijsko svojstvo

za prikupljanje podataka u realnom vremenu. Tek tako oblikovane su omogućile

kvalitetnu realizaciju sistemskog nadzora.

Razvoj istih ili sličnih uređaja, započeo je u ranim osamdesetim godinama

prošlog stoljeća, uglavnom u SAD-u. Početkom devedesetih objavljena je i prva norma

američkog strukovnog udruženja IEEE. Norma IEEE 1344 o sinkrofazorima doživila je

više promjena, te najnovija verzija norme nosi naziv IEEE 1344-1995.

Razvojem sinkroniziranih mjernih jedinica, izrađena je nova norma, koja je osim u

SAD-globalno prihvaćena (norma nosi oznaku C.37-118-2005).

Osnovna blok shema sinkronizirane mjerne jedinice prikazana je na slici 3.5.

Slika 3.5. Osnovna blok shema sinkronizirane mjerne jedinice

GPS PRIJEMNIK

PRIDJELJIVANJE VREMENA

A/D KONVERTOR

CPU KOMUNIKACIJSKI IZLAZ

ANALOGNI ULAZI

U1 U3

U2

I1 I2

I3

18

Kao i svaki drugi uređaj sekundarnih sustava, sinkrona mjerna jedinica pretvara

analogni signala u digitalni, uz određeno filtriranje i brzinu uzorkovanja. Ključna prednost

sinkroniziranih mjernih jedinica je pridjeljivanje vremenske oznake za svaki uzorak. Tek

nakon toga se informacija o struji, naponu i frekvenciji šalje prema daljinskim centrima

vođenja. Glavne karakteristike sinkroniziranih mjernih jedinica su:

• Brzina uzorkovanje od 10 do 50 uzoraka/sekundi

• Uzorkovanje napona i struja

• Pridjeljivanje točnog vremena uzorku, s točnošću od 10-6, (1 µs)

• Vrijeme obrade unutar sinkronizirane mjerne jedinice je do nekoliko ms

• Prijenos direktne komponente, napona, struje i frekvencije

• Lokalna mjerenja i lokalne funkcije

o Funkcija podnaponske zaštite

o Funkcija nadnaponske zaštite

o Funkcija podfrekventne zaštite

o Funkcija nadfrekventne zaštite

o Funkcija nadstrujne zaštite

o Funkcije lokalnog upravljanja i signalizacije

• Brzine komunikacijskih ulaza/izlaza, 10, 100 ili 200 MB

• Lokalni prikaz mjerenja na uređaju

Uzorkovanje se obavlja uz korištenje rekurzivnog algoritma diskretne Fourierove

transformacije, izraz (3.1). Na taj način se prenosi podatak o vektoru mjerenih veličina

struje i napona.

,cossin21

1⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛+= ∑ ∑

==

M

k

M

k kk kvjkvM

V θθ (3.1)

gdje je:

kv podatak o trenutnom naponu dobiven preko A/D pretvornika,

M broj prikupljenih uzoraka napona,

θ kut uzorkovanja.

Iz jednadžbe (3.1) može se odrediti fazni kut δ prema sljedećem izrazu:

19

{ }{ } .

ReImtan 1

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡= −

VVδ (3.2)

gdje su:

( )VIm imaginarni dio fazora napona,

( )VRe realni dio fazora napona.

Sinkronizirana mjerna jedinica se danas kao i svaki drugi uređaj može ugraditi u

postojeće elektroenergetske objekte. Posebna pažnja je posvećena poštovanju zahtjeva

za elektromagnetskom otpornošću. Potrebni je istaknuti opciju ugradnje sinkroniziranih

mjernih jedinica unutar uređaja relejne zaštite.

Današnja praksa ukazuje na mjesta gdje se sinkronizirane mjerene jedinice

najviše koriste:

• Dalekovodna polja najvišeg prijenosnog napona, 400, 220 kV

• Proizvodni objekti, generatori

• Transformatori s poprečnom regulacijom

• Specifična mjesta 110 kV mreže

• Istosmjerne veze (DC-DC link)

Ugradnjom sinkroniziranih mjernih jedinica na strateškim mjestima dobiva se

kvalitetan nadzor nad prijenosnom mrežom ees-a.

3.4.3 Centralni sustav prikupljanja podataka

Centralni sustav prikupljanja podataka sastoji se od hardwareskog dijela (HW) i

programske podrške (SW), koja je najčešće smještena u sklopu opreme i podrške za

vođenje ees-a u regionalnim, nacionalnim, te područnim centrima upravljanja.

Hardware se u principu uvijek sastoji od konfiguracije server+klijenti. Moguće su

dvije osnovne konfiguracije:

I. 1 server + klijenti

II. 1 glavni server + više podservera + klijenti

20

Server može objedinjavati više funkcija:

• Prihvat podataka iz mreže sinkroniziranih mjernih jedinica

• Obrada podataka

• Ostvarenje funkcija monitoringa

• Arhiviranje podataka

• Sučelje prema operaterima

Osnovna razlika između konfiguracija I i II, je u načinu prikupljanja podataka.

Konfiguracija I ima samo jednu razinu na kojoj se prikupljaju podaci (Phasor Data

Concentrator, PDC), dok konfiguracija II ima dvije ili više razina. Server koji prikuplja

podatke na višoj razini naziva se i Super Phasor Data Concentrator, SPDC, slika 3.6.

Slika 3.6. Blok shema strukture sistemskog nadzora

Ukoliko u ees-u postoji relativno mali broj sinkroniziranih mjernih jedinica tada ih

je moguće kvalitetno i sigurno povezati samo s jednim serverom ili PDC-om. Kada se taj

broj poveća, odnosno povezuje se više područja potrebno je migrirati u pravcu više

servera, koji su na kraju objedinjeni s jednim SPDC-om. Obrade podataka unutar PDC-a

SUPER SERVER SPDC

Nacionalni dispečerski centar

SERVER PDC

Regionalni dispečerski centar

SERVER PDC

Regionalni dispečerski centar

SERVER PDC

Regionalni dispečerski centar

SERVER PDC

Centar proizvodnje vjetra

SERVER PDC

Centar proizvodnje

Sinkronizirane mjerne jedinice

Susjedna prijenosna poduzeća

SUPER SERVER SPDC

Dispečerski centar za kontinent

21

ne usporavaju bitno protok i brzinu slanja, kašnjenje je u tom slučaj nekoliko stotina

milisekundi.

Serveri prikupljaju i obrađuju podatke iz sinkroniziranih mjernih jedinica, iz cijelog

ees-a u realnom vremenu, slika 3.7, čime se dobivaju trenutne snimke stanja ees-a. Na

taj način se ostvaruje realna slika stanja unutar ees-a. Vrijeme za ostavrenja uvida u

stanje ees-a i osvježavanje podataka je manje od 200 ms. Ekstrakcijom, obradom i

upotrebom ekspertnih algoritama omogućava se i pravodobno informiranje i

upozoravanje operatera u dispečerskim centrima. Bitna razlika u odnosu na klasične

SCADA sustave je u brzini prikupljanja podataka. Klasični SCADA sustavi su kasnili s

prikazom stanja unutar ees-a do nekoliko minuta, te s takvom brzinom nisu mogli pružiti

sliku stanja ees-a u realnom vremenu.

Brzina izvođenja funkcija u serverima (SPDC i PDC) je do 20 ms, što omogućuje

da se osim sistemskog nadzora, izvode i sve njegove funkcije u realnom vremenu.

Slika 3.7. Uzorkovanje veličina ees-a u realnom vremenu

Programska podrška sistemskog nadzora postaje izuzetno važna, s vrlo velikom

perspektivom za razvoj i unapređenje. Današnje funkcije sistemskog nadzora se

uglavnom sastoje od grupe funkcija za arhiviranje podataka i grupe funkcija za obradu

podataka.

Obrada podataka se uglavnom danas obavlja na razini nadzora (monitoringa) i

signalizacije. Upravljačke i zaštitne funkcije uglavnom nisu razvijene niti su u operativnoj

upotrebi. Taj prostor ostaje kao veliki potencijal za daljnji razvoj.

22

3.5 Područje primjene sistemskog nadzora

Razvojni dio sistemskih nadzora je završen prije, te je na elektroprivredama

zadatak za operativnu upotrebu i korištenje. Sistemski nadzor se razvijao kao

samostalna cjelina u prostoru koji nije bio pokriven adekvatnim tehničkim rješenjima.

Pogonska iskustva su potvrdila u punom svjetlu njegovu perspektivu te su i samo

ubrzala razvoj uređaja i funkcija.

Sistemski nadzor se primjenjuje u vođenju ees-a, s implementiranim skupom

funkcija za pomoć pri donošenju odluka operaterima/dispečerima. Vođenje ees-a pri

maksimalnim opterećenjima, postaje izuzetno kompleksno i rizično, stoga se razvija

poseban skup funkcija kao pomoć pri donošenju odluka u svakodnevnom radu

operatera. Povijest razvoja sustava za pomoć (DSS, Decision Support System) u

donošenju odluka je relativno kratka, a počela se intenzivnije razvijati nakon niza

poremećaja u zadnjih nekoliko godina. Analize su pokazale kako je potrebno

dispečerima omogućiti bolji uvid u stanje u ees-u kod havarijskih stanja, kako bi se

izbjegla mogućnost da uslijed prevelike usredotočenosti na jedan problem, prestaje se

sagledavati cjelovita slika ees-a, odnosno želi se po svaku cijenu izbjeći tzv. tunelski

efekt pri donošenju odluka operatera.

Tunelski efekt opisuje pojave u trenucima poremećaja i visokostresnog okruženja

za operatere, kada oni trebaju donijeti pravilne odluke u relativno kratkom vremenu.

Tada postoji opasnost da se operateri usredotoče samo na jedan mali dio unutar

poremećaja, a da pri tome u potpunosti izgube osjećaj o cjelokupnom stanju ees-a. U

takvim situacijama vrlo je korisna je pomoć sistemskog nadzora.

Sistemski nadzor u kombinaciji s klasičnim DSS-om omogućava slijedeće:

• Pomaže u sigurnijem vođenju ees-a

• Nadzor u realnom vremenu cijelog ees-a

• Signaliziranje dinamičkih pojava u realnom vremenu

• Pomoć u planiranju i unapređenju rada sustava relejne zaštite

• Pomoć u vođenju i određivanju dinamičkih granica i dinamičkog

preopterećenja u realnom vremenu

• Pomoć kod restauracije ees-a

• Osigurava se rano upozoravanje kod narušavanja karakteristika ees-a i

ostavlja se dovoljno vremena za reakciju

23

• Ograničava se kaskadna pojava poremećaja u ees -u

• Omogućava bolje planiranje prijenosne mreže

• Omogućava automatski nadzor tokova snaga u realnom vremenu

• Omogućava provjeru modela ees -a za statičke i dinamičke proračune

Za razliku od uobičajenih sustava vođenja ees -a, gdje RTU jedinice, odnosno

stanična računala u elektroenergetskim objektima uzorkuju efektivne vrijednosti struja i

napona, sistemski nadzor uzorkuje vektore napona i struje prikupljenih pomoću

sinkroniziranih mjernih jedinica s određenih lokacija u ees -u i omogućava uvid u

pogonsko stanje u ees-a u realnom vremenu.

Danas se prijenosnim sustavima upravlja uglavnom na osnovu statičkih ili

kvazidinamičkih informacija prikupljenih RMS mjerenjima. Fazorska mjerenja u

čvorištima ees-a operatora prijenosnog sustava predstavljaju značajnu pomoć u

dobivanju dinamičkog pogleda na ees. Također, omogućuju iniciranje potrebnih

mjerenja u zadanom vremenu. Veliku ulogu u ovom procesu predstavljaju algoritmi za

procjenu stabilnosti ees-a, koji koriste fazore kao ulazne podatke, te kao rezultat

prikazuju stanje ees-a, što povećava učinkovitost rada prijenosnog sustava i održava

sigurnost mreže na željenoj razini.

Funkcije DSS-a u kojima su uključene većina funkcija sistemskog nadzora, treba

integrirati u sustav vođenja ees-a. Nime potrebno je izvršiti povezivanje sa SCADA

sustavom u Nacionalnim i Regionalnim dispečerskim centrima, slika 3.8.

24

Slika 3.8. Povezivanje sistemskog nadzora na SCADA sustavom Samo povezivanje treba obaviti u dvije razine:

• tehničko rješenje povezivanja

• funkcionalno povezivanje.

Tehničko rješenje za povezivanje u osnovi predstavlja odabir komunikacijskog protokola

koji se koristi za SCADA sustav, odnosno protokole:

• IEC 60871-1-101

• IEC 60870-1-104

• IEC 61850

Funkcionalno povezivanje predstavlja odabir i prikaz informacija koji su na

raspolaganju u sustavu sistemskog nadzora. Potrebno je napraviti odabir, odnosno

ekspertni sustav koji će operaterima u nacionalnim i regionalnim dispečerskim centrima

omogućiti korisne prikaze i informacije, kao što je:

• prikaz signala upozorenja

• prikaz signala isključenja

• prikaz signala podjele ees-a

• grafička sučelja čovjek-računalo

• povezivanje sa estimatorom stanja

o povećanje točnosti proračuna estimatora

o kontrola rada estimatora

Detekcija naponske / frekvencijske nestabilnosti Detekcija oscilacija i poremećaja u frekvenciji Detekcija dinamičkog preopterećenja Prijedlog preventivnih akcija

Estimator stanja Benchmarking

~

GPS

Vektori

U(t), I(t)

Re

U2 I2

U1

U3

I1I

3

Im ~

RMS vrijednosti Uzorkovanje: npr. 0.5 Hz Veliki broj signala: npr. 10 000

Pregled EES-a Stacionarna stanja

Mjerni pretvornici

A/D

Podaci

URMS, IRMS

A/D

PMURTU

SCADA / EMS WAMS

Funkcija “Nadzor EES-a u relanom vremenu”

Vektori ! (vremenska oznaka) Uzorkovanje: 20…60 Hz Manji broj signala e.g. 20…100

Pregled EES-a Dinamičke i

stacionarne pojave

25

• izrada proračuna neovisno od estimatora

• pomoć u radu pri operativnim i tržišnim proračunima

Tradicionalni SCADA/EMS sustavi daju ograničenu sliku dinamičkih uvjeta u

mreži. Sustav SCADA podatke obrađuje po redoslijedu kojim stižu u računalo, čime je

obrada otežana jer podaci nisu uvijek istovremeni. Ponekad je potrebna čak i minuta

vremena za prikaz trenutne slike sustava, što s obzirom na dinamiku mreže predstavlja

vrlo spor prikaz stanja u mreži i onemogućuje pravovremeno djelovanje operatora.

Pregled prednosti implementacije sistemskog nadzora (WAM sustava) u odnosu na

klasični EMS/SCADA prikazane su u Tablici 3.1.

Tablica 3.1. Usporedba sustava nadzora WAM – EMS/SCADA

WAM EMS Prednost WAM-a u odnosu na EMS Mjerenje fazorskog kuta U, I, P, Q, f Veća točnost mjerenja

Dinamička slika, 10-20ms

Statička slika, 1s -1 min

Detaljna obrada, Brza reakcija

Sinkronizacija u 1µs Sinkronizacija u 1s ili više Preciznija slika trenutnog stanja u ees-u

Osnovna prednost sistemskog nadzoru je njegova brzina i točnost uzorkovanja čime se

određuje dinamička slika stanja u ees-u.

Sekundarne prednosti korištenja sistemskog nadzora su:

• povećanje prijenosnih kapaciteta, što se postiže nadzorom sistemske sigurnosti u

realnom vremenu, te nadzorom granica stabilnosti prijenosnog sustava

• planiranje novih investicija u infrastrukturu prijenosne mreže u svrhu povećanja

njenog prijenosnog kapaciteta na osnovu povratnih informacija dobivenih

analizom dinamike sustava i prepoznavanja mjesta zagušenja u mreži

• bolji ekonomski učinak kompletnog prijenosnog sustava u svjetlu povećane

trgovine ees-a

• sprečavanje širenja poremećaja u ees-u ranim upozorenjem

• povezivanje i širenje nadzora prema susjednim prijenosnim mrežama

26

3.6 Ekonomske prednosti korištenja sistemskog nadzora

Prikaz stanja ees-a u realnom vremenu nudi mogućnost boljeg gospodarenja

prijenosnom mrežom u normalnim stanjima i stanjima poremećaja pogona. U oba

slučaja moguće se više približiti krajnjim granicama vođenja ess-a uz potpunu kontrolu i

veću sigurnost.

Međunarodne i međuregionalne interkonekcije prijenosnih mreža imaju glavnu

ulogu u tržištu električnom energijom, na nacionalnoj odnosno regionalnoj razini.

Prijenosni kapaciteti ograničeni su zahtjevima stabilnosti i sigurnosti ees-a, uz korištenje

relativno značajne sigurnosne margine. Razlog tomu je nepoznavanje točnog stanja ees

u realnom vremenu, te je potrebno ostaviti dovoljnu rezervu. Tradicionalan pristup

rješavanju problema zagušenja prijenosnih koridora je izgradnja novih prijenosnih

vodova. Iako ovo rješenje nudi veći prijenosni kapacitet, cijena njegove izvedbe je u

većini slučajeva neprihvatljiva iz financijskih razloga.

U određenoj mjeri kapaciteti se mogu povećati poboljšanjem nadzora ees-a

upotrebom sistemskog nadzora. U načelu se traži od prijenosnih poduzeća maksimalno

korištenje postojeće infrastrukture, u cilju što bržeg povrata investicije i povećanje

opsega trgovine električnom energijom. Isplativost takve investicije moguće je sagledati

kroz:

• Efikasnije korištenje prijenosne infrastrukture

• Održavanje sigurnosti sustava na željenoj razini

• Ekonomski učinci pri povratu investicije

• Povećani opseg trgovine električnom energijom

Izbor između različitih načina korištenja postojeće prijenosne infrastrukture ili

izgradnje novih kapaciteta je kompleksna odluka uzimajući u obzir aspekt vremena i

stanja na tržištu električnom energijom. Analiza u smislu korištenja sistemskog nadzora

može se sagledati preko pojednostavljenog financijskog modela, slika 3.9.

27

Slika 3.9. Pojednostavljeni financijski model

Radi boljeg razumijevanja financijskog modela, ključno je razumjeti kompleksnost

okruženja u kojem se nalaze operatori prijenosnog sustava. Financijska dobit od

investicije i budući novčani tok je teško točno odrediti. To je posljedica zakona

vjerojatnosti i mogućih kvarova u mreži, na jednoj strani, te kompletnih uvjeta poslovanja

prijenosnih poduzeća. Međutim, određena razmatranja moguće je učiniti uz odluku o

korištenju sistemskog nadzora.

Investicija je određena troškovima, dobiti i vremenom, slika 3.10.

Slika 3.10. Odnosi u financijskom modelu

Dobit može biti razdvojena na direktnu materijalnu odnosno nematerijalnu dobit.

Pojednostavljenje je učinjeno u smislu nedostupnosti posve točnih podataka, određenim

poboljšanjima i zadovoljstvom kupaca. Pod gornjim pretpostavkama mogu se sagledati

PRIKUPLJANJE I ANALIZA ULAZNIH PODATAKA

Osnovni slučaj s postojećim ees-om

Izgradnja novi kapaciteta

Ugradnja WAM sustava

Proračuni i simulaciju za sve slučajeve

Tokovi novca Dobit I

Tokovi novca Dobit II

Tokovi novca Dobit III

Odluka za investiciju

VRIJEME

TROŠKOVI DOBIT

28

dvije glavne strategije. Prema elementarnom izrazu (3.3) može se reći kako su povrat

investicije i dobit iste vrijednosti.

)(qcqp −⋅=Π (3.3) Cijena p može se smatrati fiksnom, jer su prijenosne kompanije regulirane od strane

državnih tijela. Profit Π može se povećati na dva načina:

- povećanjem prijenosa energije q

- smanjenjem troškova c(q)

Odluka za korištenje prve strategije, znači izgradnju novih dalekovoda u

prijenosnoj mreži. To znači značajno povećanje investicija, a takva odluka treba imati

dobre podloge kako bi se mogla opravdati, kao početna investicija, odnosno kroz

određeno vrijeme treba se osigurati povrat investicije.

Druga strategija znači pristup smanjenju troškova u poslovanju, odnosno u ovom

slučaju sagledava se ugradnja sistemskog nadzora kao jedne mjere koja može donijeti

određenu dobit uz korištenje gotovo iste prijenosne infrastrukture.

Ključno za razmatranje je odgovor na pitanje da li će povećani tranzit električne

energije uspjeti kompenzirati investiciju za ugradnju FACTS uređaja odnosno izgradnje

novih dalekovoda ili će zapravo smanjenje troškova zbog ugradnje sistemskog nadzora

biti značajnije.

Naravno ne može se posve jednostavno, uspoređivati investicija izgradnje novog

dalekovoda po svom iznosu s ugradnjom sistemskog nadzora na nekom prijenosnom

dalekovodu ili koridoru.

Ako se provede vrlo pojednostavljena analiza o mogućem povećanju prijenosnog

kapaciteta na određenom dijelu prijenosne mreže može se vrlo brzo doći do određenih

financijskih pokazatelja kako se može opravdati ugradnja sistemskog nadzora.

Korištenjem izraza (3.4)

Egod pq ⋅⋅=Π 8760 (3.4)

gdje je:

- Πgod povećani promet na razini godine dana 8760 sati

29

- pE prosječna cijena električne energije na tržištu planirana za 2007 godinu

(~ € 50 MW/h).

- q povećanje prijenosa za 1 MW

dobiva se na kraju povećanog tranzita od samo 1 MW u godini dana povećanje

opsega prometa od € 438.000,00.

Takav prinos može vrlo lako opravdati ulaganje u sistemski nadzor, jer se govori

o vrlo malom povećanju prijenosne snage koristeći postojeću infrastrukturu. Ukoliko bi

se razmatrale mogućnosti o povećanju prijenosa na godišnjoj razini od nekoliko

postotaka, tada se dobivaju iznosi, koji posve opravdavaju investiciju. U Tablici 3.2,

prikazani su ekonomski učinci za određena povećanja prijenosa energije.

Tablica 3.2. Prikaz ekonomskih učinaka uz povećanje prijenosa energije

Povećanje prijenosa energije u godini

Δq [MW]

Povećani promet Πgod [€]

Efikasnije korištenje 2%

10 4.380.000,00 87.600,00 50 21.900.000,00 438.000,00 100 43.800.000,00 876.000,00 200 87.600.000,00 1.752.000,00

Uz ovu jednostavnu analizu moguće je pokazati kako istraživanja i korištenje

sistemskog nadzora ima veliki potencijal.

Prijenosna djelatnost općenito iz ukupnog prometa dobiva do 15%. Taj volumen

se dijeli na 7 do 8 servisa koje obavlja prijenosna djelatnost. Moguće je uzeti kako

opseg od svega 2% na račun boljeg korištenja infrastrukture zbog većeg prijenosa

električne energije ostvaruje iznose koji realno mogu opravdati investiciju ugradnje

sistemskog nadzora.

3.7 Funkcije sistemskog nadzora

Sistemski nadzor se već na današnjem stupnju razvoja može u pogledu funkcija

sagledavati na razini cjelokupnog ees-a, ali i na lokalnoj razini s pridijeljenim funkcijama

unutar sinkroniziranih mjernih jedinica, koje su ugrađene u objekte. Na taj način već

sada je moguće realizirati niz funkcija i njihovih kombinacija, koje mogu osim nadzora,

imati i karakter upravljanja odnosno zaštite.

Navedene tvrdnje se odnose na jedno prijenosno poduzeće koje ima ugrađeni

30

sistemski nadzor za svoje potrebe. Osim takvog sistemskog nadzora, moguće je govoriti

i o sistemskom nadzoru unutar jedne regije ili cijelog kontinenta.

3.7.1 Funkcije na razini upravljačkih centara

Realizacija funkcija odvija se unutar programske podrške glavnog računala

(SPDC ili PDC) nacionalnog ili regionalnog centra. Sadašnja rješenja sistemskog

nadzora, nemaju povratno djelovanje na elektroenergetske objekte (elektrane i TS) u

smislu korištenja funkcija upravljanja ili zaštite. Funkcije sistemskog nadzora grupiraju

se u dvije kategorije:

• Osnovne funkcije,

• Napredne funkcije.

Osnovne funkcije su:

• Prikupljanje i arhiviranje podataka

• Prikaz podataka na grafičkom sučelju

• Nadzor nad kutevima u ees-u

• Nadzor frekvencije u ees -u

• Nadzor tokova snaga u ees -u

• Nadzor amplituda napona i struja u ees -u

Napredne funkcije sistemskog nadzora su:

• Termički nadzor dalekovoda

• Nadzor naponske stabilnosti dalekovoda ili koridora

• Nadzor nad frekvencijom ees -a

• Nadzor nad oscilacijama male frekvencije

• Procjena stabilnosti kuta opterećenja u sustavu

• Nadzor velikih proizvodnih jedinica

• Nadzor vjetroproizvodnje

3.7.2 Funkcije na razini objekata

Sinkronizirane mjerne jedinice imaju osim osnovne zadaće prikupljanja podataka

i lokalne funkcije. Tako odabrana i opremljena sinkronizirana mjerna jedinica pruža još

veće mogućnosti u radu cjelokupnog sistemskog nadzora. Implementirane funkcije

moguće je koristiti na sljedeće načine:

31

• Kao samostalne i neovisne funkcije

• U sprezi sa sistemskim nadzorom eesa-a

• U sprezi sa staničnim računalom

Sinkrone mjerne jedinice opremljene su sljedećim funkcijama:

• Podfrekventna zaštita

• Nadfrekventna zaštita

• Podnaponska zaštita

• Nadnaponska zaštita

• Nadstrujna zaštita

• Nadzor toka radne snage

• Nadzor toka jalove snage

• Generiranje komandi i signala prema centru

• Generiranje komandi i signala unutar objekta i prema drugim objektima

• Prihvat komandi i signala iz objekta i drugih objekata

• Prihvat komandi i signala iz centra

Obzirom na postojanje kvalitetne telekomunikacijske infrastrukture moguće je

realizirati čitav niz osnovnih i složenih funkcija za potrebe vođenja ees-a.

3.7.3 Funkcije na razini regije ili kontinenta

Arhitektura sistemskog nadzora upućuje na šire korištenje, odnosno razmjenu podataka

sa susjednim prijenosnim poduzećima, odnosno mogućnost prikupljanja određenih

podataka za cijeli kontinent. Podaci se mogu razmjenjivati na sljedeći način:

• Razmjena između centara vođenja - osnovni način

• Razmjena podataka direktno iz sinkronizirane mjerne jedinice

Funkcije koje je poželjno realizirati sa susjednim prijenosnim poduzećima su osnovne i

napredne funkcije:

• Prikupljanje i arhiviranje podataka

• Prikaz podataka na grafičkom sučelju

• Nadzor nad kutevima u ees-u

• Nadzor frekvencije u ees-u

• Nadzor tokova snaga u ees-u

32

• Nadzor napona i struja u ees-u

• Termički nadzor dalekovoda

• Nadzor naponske stabilnosti dalekovoda ili koridora

Funkcije na razini regije ili kontinenta su u prvom redu usmjerene nadzoru stabilnosti

sustava, a u tu svrhu se koriste sljedeće funkcije:

• Prikupljanje i arhiviranje podataka

• Prikaz podataka na grafičkom sučelju

• Nadzor nad kutevima u ees-u

• Nadzor frekvencije u ees-u

• Nadzor nad oscilacijama male frekvencije

• Procjena stabilnosti kuta opterećenja u sustavu

3.8 Sistemski nadzor i pogonska iskustva

Iskustva u korištenju WAM sustava mogu se podijeliti u dva dijela. Prvi dio odnosi

se na svakodnevni rad i analizu prikupljenih podataka. Drugi dio, koji vrijedi istaknuti,

odnosi se na poremećaj koji se dogodio u Europi 4.11.2006 godine. Poremećajem je

zahvaćen cijeli kontinent, a nekoliko ugrađenih sistemskih nadzora dalo je vrlo dobru

sliku predmetnog poremećaja.

Pogonsko iskustvo ukazuje na veliki potencijal korištenja nove tehnologije, u

smislu nadzora i vođenja, te, zaštite i upravljanja.

3.8.1 Redovna pogonska stanja

U redovnom pogonu ees-a WAM sustav se koristi s osnovnim funkcijama,

arhiviranja i nadzora, te naprednim funkcijama naponske stabilnosti i termičkog nadzora

dalekovoda. Sve funkcije pomažu pri stvaranju realne dinamičke slike ees-a. Podaci se

spremaju i prilagođeni su za upotrebu s EXCEL-om. Arhiviranje podataka se obavlja

kontinuirano, te nije potrebno podešavati određene “triggere“ za aktiviranje spremanja

podataka.

3.8.1.1 Arhiviranje podataka

Prikupljanje i arhiviranje podataka važno je zbog naknadne (postmortem) analize.

Analize se obično rade na dnevnoj razini ili po potrebi, ovisno o veličini poremećaja.

33

Podaci prikupljeni na ovaj način, mogu pomoći u analizama klasičnih kvarova (kratki

spojevi, namjerna ili nenamjerna isključenja, itd.). Najveća vrijednost prikupljenih

podataka dolazi do izražaja kod poremećaja u većem dijelu ees-a ili regiji. Tako

prikupljeni podaci su osnovna podloga za istraživanje i utvrđivanje međupodručnih

oscilacija unutar ees-a. Na slici 3.11. prikazan je jedan od načina ispisa arhiviranih

podataka.

Slika. 3.11. Arhiviranje podataka u realnom vremenu

3.8.1.2 Nadzor (Monitoring)

Nadzor (monitoring) kuteva napona, odnosno razlike kuteva na sabirnicama je

važan podatak za stvaranje dinamičke slike o stanju ees-a slika 3.12. Taj podatak se

izravno može koristiti u procesu vođenju sustava. U mnogim slučajevima kada su

snimljeni zapisi poremećaja i prilikom korištenja tih zapisa u rekonstrukcijama raspada,

uočeno je kako se razlika u iznosu kuta između sabirnica mreže povećava kako sustav

slabi. Rano prepoznavanje nastajanja razlike kuta može omogućiti poduzimanje

određenih akcija, te se na taj način može popraviti stanje, prije nego se dogodi raspad

ees-a.

34

Koristeći vektore napona, dobivene mjerenjem, između dviju sabirnica, te

uspoređujući ih s izračunatim vrijednostima, može se utvrditi stanje ees-a, te se prema

uvidu u tako dobiveno stanje podešava sustav upozorenja kao dio potpore dispečerima

(DSS).

Slika 3.12. Prikaz vektora struje i napona

3.8.1.3 Naponska stabilnost

Funkcija proračuna naponske stabilnosti omogućuje osnovu za nadzor prijenosa

električne energije. Glavna zadaća je da operateru ees-a pruža informaciju o

sigurnosnoj margini za granične snage u odnosu na naponsku stabilnost ees-a, u

realnom vremenu, slike 3.13. Kut između vektora napona može se mjeriti i na taj način

se dobiva vrijednost snage koja se prenosi putem određenog dalekovoda. S podacima

koji su dostupni iz mjernih jedinica moguće je imati uvijek u stalnom nadzoru trenutnu

radnu točku na prijenosnom dalekovodu, a isto tako je moguće uvijek točno računati

marginu naponske stabilnosti.

Zasada ova aplikacija služi samo za nadzor, no namjena joj je postati glavna

podrška (dio DSS funkcije) u odlukama operatora, jer “klasične“ EMS funkcije operateru

daju informacije samo o profilima napona.

35

Slika 3.13. Nadzor naponske stabilnosti

3.8.1.4 Termički nadzor

Opterećenje dalekovoda je u većini slučajeva ograničeno više termičkom

granicom nego naponskom stabilnošću. Granica korištenja obično je postavljena vrlo

konzervativno i tradicionalno u sustavima relejne zaštite. Dalekovodi se projektiraju za

vanjsku temperaturu od 40oC i za dodatnu nadtemperaturu od 40oC. Ovo su podaci za

krajnje rubno stanje, koje se pojavljuje vremenski vrlo rijetko, stoga postoji mogućnost

za dodatno bolje iskorištenje dalekovoda. Prema literaturi, promjena vanjske

temperature u rasponu od 10oC omogućava promjenu opterećenja od 7 do 8%, što

može poprimiti značajne razlike za periode ljeto odnosno zima, budući se dalekovod

projektira za vanjsku temperaturu od 40oC. No, u većini slučajeva uvjeti u okolišu su

mnogo bolji nego je pretpostavljeno, te stoga se može dopustiti veće opterećenje

dalekovoda uz minimalni rizik, a to je moguće samo ako je dostupna trenutna

temperatura dalekovoda.

36

3.8.2 Poremećaj u Europi od 4.11.2006. godine

Poremećaj u Europi od 4.11.2006. godine zasigurno je jedan od najvećih u

povijesti postojanja elektroenergetskog povezivanja na europskom kontinentu. Upravo je

u njegovoj analizi zapaženu ulogu imao sistemski nadzor iz nekoliko prijenosnih

kompanija. To su sustavi ugrađeni u sljedećim zemljama:

- Hrvatska, HEP

- Švicarska, ETRANS

- Grčka, HTSO

- Austrija, APG

Slika 3.14. Podjela UCTE sustava na tri djela

Poremećaj je doveo do podjele UCTE sustava na tri djela s bitno različitim

frekvencijama, slika 3.14.

3.8.2.1 Uklopno stanje i konfiguracija u mreži UCTE-a

Općenito se može reći kako je osnovno obilježje u mreži UCTE-a, veliko

opterećenje na svim koridorima od sjevero-istoka Europe prema jugozapadu Europe.

Treba istaknuti da je razlika u kutevima napona između Poljske i Portugala je 65o u doba

~49,00 Hz ~50,50 Hz ~49,70 Hz

37

neposredno prije poremećaja.

Početak poremećaja je gotovo neuočljiv, uz korištenje klasičnih alata.

Registrirana su neka preopterećenja, ali lokalnog karaktera iz kojih je gotovo nemoguće

ekstrahirati činjenicu kako je europski sustav na samoj granici stabilnosti (radna točka

sustava je na vrhu sinusoide i mali pomaci znače strmoglave promjene). Ali uz

korištenje sistemskog nadzora na razini Europe moguće je uočiti odmah malu oscilaciju

u frekvenciji u vrlo udaljenom dijelu mreže. Poremećaj je počeo isključenjem dalekovoda

kod Njemačko-Nizozemske granice neposredno uz Atlantski ocean, a registrirane su

oscilacije u Grčkoj.

Slika 3.15 Mjerene frekvencije u Švicarsko i Grčkoj u 21.39 sati

Činjenica je kako su svi prijenosni koridori značajno oslabljeni isključenjem tih

dalekovoda. To pokazuje i činjenica kako je kut napona između Poljske i Španjolske

porastao sa 65o na 74o.

Na slici 3.15. jasno je vidljiva oscilacija snimljena u središnjem dijelu Europe

(Švicarska), a posebice je izražena na krajnjem jugu Europe (Grčka). Vidljivo je snažno

osciliranje u frekvenciji, te takva informacija prezentirana na adekvatan način može

pružiti pravu uputu operateru što treba učiniti, odnosno da se elektroenergetski sustav

Europe nalazi na granici stabilnosti.

49.95

49.96

49.97

49.98

49.99

50

50.01

50.02

50.03

50.04

50.05

21:38:00 21:38:30 21:39:00 21:39:30 21:40:00

f [H

z]

frequency Ag.Stefanos frequency Bassecourt

21:38:52

38

3.8.2.2 Razdvajanje UCTE sustava

Razdvajanje sustava se može pratiti korištenjem mjerenja iz sistemskog nadzora

koji se nalazi na nekoliko lokacija u UCTE sustavu, a same lokacije su međusobno

dosta udaljene, slika 3.16. Na slici su uočljivi propadi u frekvenciji kako su se događala

kaskadna isključenja na liniji odvajanja sustava unutar Njemačke.

Na slici 3.17. prikazane su frekvencije u tri područja (otoka) Europe, koja su

mjerena u tri transformatorske stanice, Švicarska, Austrija i Grčka. Vremenska skala je

ista kao i na slici 3.16., te su nagle promjene u gradijentu frekvencije pokazatelj

isključenja pojedinih dalekovoda.

Slika 3.16. Frekvencija u Njemačkoj, prilikom kaskadnog isključenja dalekovoda

49,820

49,840

49,860

49,880

49,900

49,920

49,940

49,960

49,980

50,000

50,020

22:10:10 22:10:12 22:10:14 22:10:16 22:10:18 22:10:20 22:10:22 22:10:24 22:10:26 22:10:28 22:10:30

f [Hz]

Bimolten (D)

Urberach (D)

Rommerskirchen (D)

39

49.88

49.9

49.92

49.94

49.96

49.98

50

50.02

50.04

50.06

50.08

22:10:10 22:10:12 22:10:14 22:10:16 22:10:18 22:10:20 22:10:22 22:10:24 22:10:26 22:10:28 22:10:30

f [Hz]

frequency Bassecourt frequency Ag. Stefanos frequency Ternitz

Slika 3.17. Frekvencija kod odvajanja ees-a Europe na tri dijela

Prilikom razmatranja stabilnosti ees-a, ključno je pitanje gdje se nalazi tzv. “točka

povratka“, što znači određivanje točnog vremena i konfiguracije sustava, kada je u

potpunosti izgubljena stabilnost u cijelom ees-u. Na neki način to je moguće uočiti na

prethodnim slikama.

Također je jedan od ključnih pokazatelja stanja stabilnosti ees-a i prikaz kuteva

napona. U ovom slučaju je kao referentna točka uzeta transformatorska stanica u

Švicarskoj, te se uspoređuju kutevi prema stanicama u tri buduća “otoka“ u nastajanju.

Time se stvara slika stanja ees-a i indikacija kako su se “velike mase otoka“ počele

dijeliti jedna od druge, slika 3.18. Slika 3.18 ujedno prikazuje stanje stabilnosti ees-a.

40

-180

-120

-60

0

60

120

180

22:10:10 22:10:12 22:10:14 22:10:16 22:10:18 22:10:20 22:10:22 22:10:24 22:10:26 22:10:28 22:10:30

phiu [deg]

Bassecourt-Latina Bassecourt-Bulciago Bassecourt-Ag.Stefanos Bassecourt-Ternitz Bassecourt-Divaca

Slika 3.18. Prikaz razlike kuta kod odvajanja sustava

Na slici 3.18. prikazane su razlike kuteva napona prema jugoistočnom dijelu

Europe. Vidljivo je kako je u 22.10.11 došlo do prvog većeg njihanja, te da je trebalo

samo tri periode vrlo neprigušenih njihaja kako bi se došlo do “točke povratka“. Od te

točke se kontinuirano povećavala razlika u kutevima napona, te je moguće uočiti kako

se sinkroni moment između otoka počeo smanjivati sve više, sa svakim isključenim

dalekovodom.

Prikazane slike vjerodostojno opisuju kako su sustavi relejne zaštite odvojili

UCTE sustav.

41

4. TELEKOMUNIKACIJSKA INFRASTRUKTURA HRVATSKE ELEKTROPRIVREDE

Današnji sustav telekomunikacija u elektroprivredama izgleda bitno drugačije

nego prije desetak godina. Osnovne karakteristike telekomunikacijske infrastrukture koja

se trenutno koristi su veliki kapaciteti prijenosa informacija uz visok stupanj pouzdanosti,

samim time može se zaključiti da današnja tehnološka razina razvijenosti

telekomunikacijske infrastrukture ne predstavljaju prepreku za uspostavu sistemskog

nadzora. Osnovnu telekomunikacijsku infrastrukturu čine svjetlovodne niti, dok su

elektronički uređaji na kraju niti sekundarna oprema koja je podložna promjenama.

Brzine prijenosa i prijenosni kapaciteti danas se mijenjaju naviše korištenjem

naprednije generacije uređaja. Mogu se prepoznati tri generacije telekomunikacijskih

uređaja u elektroprivrednim poduzećima:

• PDH sustavi

• SDH sustavi

• DWDM i CDWM sustavi

Sustavi DWDM (Dense Wavelength Division Multiplex – multipleks finom

podjelom valnih duljina) i CWDM (Coarse Wavelength Division Multiplex – multipleks

grubom podjelom valnih duljina) koriste brzine (frekvencije) od 100 do 200 GHz, te uz

korištenje iste svjetlovodne niti, koriste do 64 kanala različitih valnih duljina. Time se

povećavaju postojeći infrastrukturni telekomunikacijski prijenosni kapaciteti, uz

korištenje nove generacije telekomunikacijskih uređaja.

Navedeni telekomunikacijski sustavi predstavljaju okosnicu za sve poslovne i

procesne sustave.

Navedene prednosti telekomunikacijskih sustava, naprosto se nameću, kao

idealno rješenje za sistemski nadzor. Treba istaknuti da je u takvim sustavima vrlo lako

moguće realizirati ethernet mrežu za potrebe sistemskog nadzora, uz korištenje

protokola IEEE 1344 ili C37.118. Brzine koje su potrebne unutar sistemskog nadzora su:

• 10 Mbps

• 100 Mbps

• 200 Mbps

Elektroenergetski objekti u kojima nisu prisutni navedeni telekomunikacijski sustavi,

42

mogu se vrlo kvalitetno povezati i modernim vezama zasnovanim na:

• Radio digitalnim vezama

• Digitalnim PLC vezama (Power Line Carrier)

4.1 Korišteni telekomunikacijski sustavi

Kada se govori o jednomodnom optičkom vlaknu treba istaknuti da ono podržava

samo osnovni mod propagacije (φ ~ 8μm), te da nema modalne disperzije. Kromatskom

disperzijom se može manipulirati pomoću primjesa odnosno, može se svesti i na nulu.

Gušenje kod jednomodnog optičkog vlakna je oko 0.2 db/km + gušenje spojnica. Samim

time uočljiv je ograničen ograničenje dometa prijenosa informacijabez regeneracije ili

pojačanja. Najveći domet je oko 120 km na 1550 nm. Za jednomodno optičko vlakno

karakteristični intrinzični kapacitet je nekoliko tisuća Gbit/s. Drugim riječima , kapacitet

ovisi o komunikacijskoj opremi, a ne o vlaknu.

Danas su u Hrvatskoj elektroprivredi najrašireniji sinkrona digitalna hijerarhija -

SDH i pleziokrona digitalna hijerarhija - PDH telekomunikacijski sustavi. Kod SDH

sustava postoje ograničenja obzirom na trenutno dostupne komercijalne sustave STM-

64, linijskog kapaciteta 10 Gbit/s. U Hrvatskoj elektroprivredi se koriste i multiplekseri

najviše razine STM-16, linijskog kapaciteta 2,5 Gbit/s, s time da STM označava -

synchronous transport module, odnosno multiplekser. Navedena prijenosna moć je

znatno manja od prijenosne moći optičkog vlakna.

SDH sustavi predstavljaju standardnu transportnu telekomunikacijsku tehnologiju

za optičke mreže. Kod SDH sustava multipleksiranje, odnosno demultipleksiranje se

izvodi izravno zahvatom u višu hijerarhijsku razinu signala, bez posrednog

multipleksiranje, odnosno demultipleksiranje preko međurazina, s time da je najmanji

kvant grupa E1 (2 Mbit/s). Linijske brzine susjednih razina razlikuju se točno za faktor 4.

Smještaj svih paketa (kanala različite razine) u okviru STM signala uvijek je točno

poznat, tj. sinkron je s glavnim okvirom najviše razine. Linijske brzine SDH multipleksera

su:

• STM-1 155 Mbit/s

• STM-4 622 Mbit/s

• STM-16 2.5 Gbit/s

• STM-64 10 Gbit/s

43

Sinkrono multipleksiranje omogućuje iznimnu fleksibilnost rješenja. Primjer SDH

multipleksiranja prikazan je na slici 4.1. Dopuštene su sve kombinacije za koje spojna

matrica multipleksera ima dovoljan kapacitet, primjerice jedan STM-16 multiplekser

može se popuniti sučeljima za 1×STM-4 + 8×STM-1 + 63×E1.

Slika 4.1. Primjer SDH multipleksiranja

PDH sustave karakterizira odsutnost sinkroniziranja okvira pritoka niže razine s

glavnim okvirom što predstavlja komplicirano multipleksiranje, te je nepogodno za

složenije mreže. Pojavom SDH sustava, u velikoj mjeri su istisnute iz uporabe praktički

sve PDH razine, osim 2 Mbit/s (E1), slika 4.2.

Slika 4.2. Prikaz PDH telekomunikacijskog sustava

E4140 M

bit/s

E3

34 Mbit/s

E3

34 Mbit/s

E3

34 Mbit/s

E3

34 Mbit/s

E2 – 8 Mbit/sE2 – 8 Mbit/s

E2 – 8 Mbit/sE2 – 8 Mbit/s

E1 – 2 Mbit/sE1 – 2 Mbit/s

E1 – 2 Mbit/sE1 – 2 Mbit/s

E1 – 2 Mbit/s E1 – 2 Mbit/s

E1 – 2 Mbit/s E1 – 2 Mbit/s

E1 – 2 Mbit/s E1 – 2 Mbit/s

E1 – 2 Mbit/s E1 – 2 Mbit/s

E1 – 2 Mbit/s E1 – 2 Mbit/s

E1 – 2 Mbit/s E1 – 2 Mbit/s

E1 – 2 Mbit/sE1 – 2 Mbit/s

E1 – 2 Mbit/sE1 – 2 Mbit/s

STM-16

STM-4

do 4 kom.

STM-1

do 16 kom.

E1 do 1008

STM-1

do 4 kom.

E1

do 252 kom.

E1

do 63 kom.

Prema D

WD

M-u

44

Korišteni SDH sustavi ne predstavljaju ograničenje obzirom na implementaciju

sistemskog nadzora, međutim sve više se u Hrvatskoj elektroprivredi koriste moderniji

CWDM i DWDM sustavi. Navedeni sustavi na linijskoj strani koriste fine lasere s uskim

spektralnim linijama, koji rade na različitim valnim duljinama. Svaka valna duljina ima

dovoljno kapaciteta da primi danas najkapacitiranije multipleksere (10 Gbit/s). DWDM

sustav u HEP-u ima mogućnost primjene do 32 valne duljine, odnosno DWDM i CWDM

sustavi efektivno umnažaju broj niti. Svaka nit opremljena takvim uređajem sa N valnih

duljina ponaša se kao N posebnih optičkih niti

Potrebno je istaknuti i da DWDM sustavi mogu ostvarivati veliki domet zbog

mogućnosti izravnog optičkog pojačanja EDFA pojačalima (erbium dopped fiber

amplifier).

Na slici 4.3. prikazan je principijelna shema DWDM sustava.

Slika 4.3. Principijelna blok shema DWDM sustava

Sumarno gledano kapacitet samog optičkog vlakna je praktički neograničen.

Linijsku brzinu digitalnog signala na vlaknu određuje primijenjena komunikacijska

oprema u čvorovima. DWDM i CWDM umnažaju efektivan broj vlakana. Vrste i količine

multipleksne opreme (SDH, PDH), kao i različitih sučelja za spoj terminalne opreme,

1

2

88

2

1

npr. STM-16MUX

Grupa od 4 valne duljine

Grupa od 32 valne duljine

Optičko vlakno Pritočni kanali iz SDH hijerarhije

Do 80 Gbit/s

45

određuju komunikacijske mogućnosti svakog pojedinog čvora, odnosno linijska brzina

može biti vrlo velika zbog primjene primjerice STM-16 i DWDM-a (2.5 Gbit/s po svakoj

primijenjenoj valnoj duljini), ali kapacitet za pristup mreži u nekom čvoru određen je u

osnovi brojem raspoloživih standardnih sučelja za spajanje različite opreme.

Na slici 4.4. prikazan je karta telekomunikacijske infrastrukture Hrvatske

elektroprivrede. U tablicama 4.1. i 4.2. prikazani su svi optički vodovi Hrvatske

elektroprivrede sa pripadnim brzinama.

Pregledom postojeće telekomunikacijske infrastrukture može se zaključiti da su

ispunjeni svi preduvjeti za implementaciju sistemskog nadzora (WAM) zasnovanog na

PMU tehnologiji.

46

Slika 4.4. Karta telekomunikacijskih optičkih veza Hrvatske elektroprivrede

47

Tablica 4.1. Pregled telekomunikacijskih vodova Hrvatske elektroprivrede

s naglaskom na broj niti i godinu polaganja

48

49

50

Tablica 4.2. Tablica telekomunikacijskih kanala s naglaskom na brzinu prijenosa

51

52

53

5. PRIMJENA SISTEMSKOG NADZORA U EES-U REPUBLIKE HRVATSKE

5.1 Specifičnosti i hijerarhija vođenja ees-a Republike Hrvatske

Elektroenergetski sustav Republike Hrvatske je trenutnom hijerarhijom vođenja

podijeljen na četiri prijenosna područja:

• Prijenosno područje Zagreb

• Prijenosno područje Split

• Prijenosno područje Opatija

• Prijenosno područje Rijeka

Model vođenja ees-a Republike Hrvatske je model '4+1', uz jedan glavni centar na

prvoj razini vođenja (NDC) i četiri mrežna centra na drugoj razini vođenja, slika 5.1.

Slika 5.1. Shematski prikaz modela vođenja ees-a Republike Hrvatske [14]

S obzirom na postojeću hijerarhiju vođenja ees-a, prijedlog hijerarhije sistemskog

nadzora temelji se na izvedbi istog koncepta s tri razine nadzora:

• ugradnja PMU-a i računala za prikupljanje podataka na prvoj razini u

svakom od centara daljinskog upravljanja (razina objekata),

54

• slanje podataka na višu razinu – Centar sistemskog nadzora u svakom od

četiri prijenosna područja,

• kao najvišu razinu ostaviti Nacionalni dispečerski centar, gdje će pristizati

podaci prikupljeni u svim prijenosnim područjima i tako tvoriti cjelokupnu

sliku stanja u ees-u.

Postepeni, ali stalni porast potrošnje električne energije i povećana trgovine

električne energije, slika 5.2. uz čestu nemogućnost proširenja prijenosnih kapaciteta

zbog raznih ograničenja, dovodi cijele elektroenergetske sisteme do samih granica

normalnog pogona. Vođenje ees-a na samoj granici, nova je okolnost koja postavlja

izazovnije okvire za vođenje sustava, te su i vrlo mala poboljšanja od nekoliko postotaka

značajna. Na taj način operatori sustava u dereguliranim i otvorenim tržištima električne

energije povećavaju mogućnosti prijenosnog sustava uz minimalna ulaganja u novu

infrastrukturu koristeći nove koncepte nadzora i strategije vođenja ees-a.

Slika 5.2. Detaljan prikaz tranzita u južnom dijelu Evrope

Geografski položaj Republike Hrvatske odredio je naš ees, kao vezu za prijenos

električne energije od sjeveroistoka k jugozapadu Europe. Jedna od posljedica je

povećani planirani i neplanirani tranzit električne energije, koji se odvija preko hrvatske

prijenosne mreže.

Sukladno tome opravdana je implementacija sistemskog nadzora zasnovanog na

PMU tehnologiji u ees-u Republike Hrvatske.

Predlaže se implementacija WAM sustava u tri uzastopne faze. U prvoj fazi

primjene WAM sustava njegova glavna zadaća je nadzor, uz jednosmjerni tok podataka,

55

od nižih razina prema najvišoj razini - Nacionalnom dispečerskom centru. Uloga WAM-a

ovdje je isključivo nadzor i pomoć u donošenju odluka oko akcija potrebnih za stabilan

rad ees-a, a postiže se prikupljanjem podataka iz ugrađenih PMU jedinica i

programskom podrškom za odgovarajuću obradu i grafički prikaz tako prikupljenih

podataka. U narednoj fazi nadogradnje sustava, nakon daljnjih tehnoloških poboljšanja i

poboljšanja u telekomunikacijskoj infrastrukturi, očekuje se implementacija dvosmjerne

komunikacije prema objektima ees-a i proširenje uloge sistemskog nadzora na funkcije

sistemske zaštite. Istodobno bi bili postavljeni i odgovarajući uvjeti za izvođenje treće

faze, a to su mogućnost automatizacije procesa u ees-u, tzv. sistemsko upravljanje.

Izvođenjem sve tri faze razvoja postigao bi se tzv. WAMPAC sustav (eng. Wide Area

Monitoring, Protection and Control). Tri su bitna područja od interesa kod primjene

takvog sustava:

• nadzor i analiza širokog područja u realnom vremenu,

• adaptivna zaštita na širokom području u realnom vremenu.

• kontrola na širokom području u realnom vremenu.

5.2 Stanje sistemskog nadzora u ees-u Republike Hrvatske

U Hrvatskoj su 2003. godine ugrađena dva PMU uređaja, u upotrebi za nadzor

400 kV dalekovoda Tumbri – Žerjavinec, slika 5.3., te jedno računalo za prikupljanje i

obradu podataka (PDC) u koje se prenose sinkronizirani podaci o fazorima. Ovaj sustav

predstavlja prvu fazu razvoja WAM sustava u ees-u Republike Hrvatske-u [1].

PMU uređaji instalirani u TS Tumbri i TS Žerjavinec proizvodnja su tvrtke Arbiter

Systems (Model 1133A Power Sentinel). Programska podrška izvedena je programskim

paketom PSGuard (PSG) proizvođača ABB. Komunikacija se temelji na principu točka-

točka, korištenjem modema brzine 19200 bit/s, uz kašnjenje u prijenosu podataka manje

od 100 ms [1]. Za sada je upotreba WAM-a u Hrvatskoj u faz pilot projekta i omogućuje

tek prikupljanje podataka u svrhu nadzora, mjerenja i signalizacije, te analize

prikupljenih podataka. Budući razvoj ide u smjeru nadzora cjelokupnog ees-a.

56

Slika 5.3. Ugrađeni PMU uređaji na 400 kV dalekovodu Tumbri- Žerjavinec

5.2.1 Implementirane funkcije WAM-a u Hrvatskoj

Trenutno aktivne funkcije WAM-a uključuju:

• arhiviranje podataka,

• nadzor,

• funkciju naponske stabilnosti,

• funkciju termičkog nadzora.

Svaka od ovih funkcija igra važnu ulogu u stvaranju realne dinamičke slike

promatranog voda.

57

Slika 5.4. Glavno grafičko sučelje WAM sustava

5.2.2 Arhiviranje podataka

Arhiviranje spada u osnovne funkcije sistemskog nadzora. Među arhiviranim

podacima su zapisi vrijednosti napona, struja, frekvencije, prividne, radne, jalove snage i

temperature vodiča. Najvažnija uloga ove funkcije je prikupljanje podataka u svrhu

postmortem analize, analize koja se izvodi nakon poremećaja u svrhu upoznavanja s

razlozima i posljedicama pojave kvarova u ees-u.

5.2.3 Nadzor (monitoring)

Slično kao i arhiviranje, nadzor spada u osnovne WAM funkcije. Nadziru se glavni

parametri dalekovoda u realnom vremenu i kutevi napona nadziranih sabirnica, kao

važni pokazatelji postojećeg poremećaja u ees-u, s obzirom da je uočeno da je

povećanje razlike u iznosu kuta između sabirnica dobar pokazatelj poremećaja u

sustavu. Poznavanje ovih podataka operatoru predstavlja pomoć u određivanju akcija za

stabilizaciju sustava.

5.2.4 Naponska stabilnost

Funkcija nadzora naponske stabilnosti u realnom vremenu treba omogućiti dvije

osnovne funkcije [13]:

• nadzor nepredviđenih situacija u ees-u,

58

• procjenu naponske stabilnosti

• poboljšanje naponske stabilnosti.

Izbor i filtriranje nepredviđenih situacija odnosi se na brzu identifikaciju

poremećaja za koje se s velikom vjerojatnošću može tvrditi da mogu uzrokovati

probleme u naponskoj stabilnosti. Procjena naponske stabilnosti predstavlja ocjenu

ispunjava li sustav kriterije naponske stabilnosti u slučaju ovakvih poremećaja.

Poboljšanja kriterija naponske stabilnosti odnose se na preventivne upravljačke radnje

koje poduzima operater u svrhu kreiranja dovoljne sigurnosne margine u slučaju da je

narušen kriterij naponske stabilnosti.

Pokazatelji naponske stabilnosti označavaju koliko je daleko trenutna radna točka

od naponske nestabilnosti. U slučaju nesigurnosti u radu sustava, potrebno je poduzeti

preventivne akcije da se ponovno dosegne naponska stabilnost. Sposobnost sustava da

održi naponsku stabilnost nazivamo naponska sigurnost sustava. Kada je rad sustava u

granicama sigurnosti sustava, funkcijom nadzora naponske stabilnosti dobiva se korisna

informacija o udaljenosti sustava od naponske nestabilnosti, slika 5.5. PMU jedinice

omogućuju stalni nadzor trenutne radne točke na prijenosnom dalekovodu.

Slika5.5. P-V krivulja i prikaz granice naponske stabilnosti

Funkcija naponske stabilnosti spada u napredne funkcije WAM sustava i

59

predstavlja glavnu funkciju za nadzor prijenosa električne energije. Ova aplikacija iz

prikupljenih fazorskih podataka proračunava P-V krivulju u realnom vremenu i daje

podatak o trenutnoj granici sigurnosti u odnosu na naponsku stabilnost ees-a.

Algoritam za nadzor naponske sigurnosti u realnom vremenu koristi mjerenja

faznog kuta. Snaga se računa prema sljedećem izrazu:

,sin21 θ⋅⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ⋅=

LXUU

P (5.1)

gdje je:

P djelatna snaga,

1U napon na jednom kraju dalekovoda,

2U napon na drugom kraju dalekovoda,

LX induktivitet voda,

θ kut između vektora napona.

Izračunati podaci prikazuju se na grafičkom sučelju, slika 5.6., u realnom

vremenu i predstavljaju vrijednu informaciju operatoru sustava o mogućnosti povećanja

prijenosnog kapaciteta bez narušavanja sigurnosti ees-a.

Slika5.6. Sučelje PSGuard 830, nadzor naponske stabilnosti

60

5.2.5 Termički nadzor

Mjerenjem temperature dalekovoda dobiva se vrlo bitan podatak o stupnju

opterećenja dalekovoda. Danas je termička zaštita dalekovoda dominantno izvedena

funkcijom klasične termičke zaštite, međutim takva funkcija ne uzima u obzir trenutnu

temperaturu okoline, što znači da su parametri zaštite predefinirani na bitno niže

vrijednosti od onih koje bi u većini slučajeva u praksi bile moguće. S obzirom da se

dalekovodi projektiraju za vanjsku temperaturu od 40°C i dodatnu nadtemperaturu od

isto 40°C, postoji mogućnost dodatnog opterećenja dalekovoda, s obzirom da su ovakvi

uvjeti zadani kao krajnje rubno stanje. U praksi ovakvi vremenski uvjeti ne nastupaju

gotovo nikad. [9]

Prema literaturi, promjena vanjske temperature u rasponu od 10°C utječe na

mogućnost promjene opterećenja dalekovoda od 7 do 8%, što je vrlo velik postotak i

predstavlja značajno povećanje prijenosnog kapaciteta. [9] Napredna funkcija termičkog

nadzora oslanja se na primjenu PMU uređaja i daje bitne podatke o termičkoj

opteretivosti dalekovoda, što može imati bitnu ulogu u odluci povećanja opteretivosti

dalekovoda kada su vanjski uvjeti povoljni, u svrhu povećanja prijenosnog kapaciteta

voda. Funkcija se temelji na preciznom izračunavanju impedancije voda iz prikupljenih

podataka o vrijednostima fazora napona i struje na oba kraja dalekovoda koje dobivamo

iz ugrađenih PMU jedinica i uz poznavanje sheme dalekovoda, slika 5.7.

Slika 5.7. Nadomjesna shema dalekovoda

Iz podataka o trenutnom otporu dalekovoda lako se izračuna temperatura

dalekovoda iz poznatog izraza za temperaturu:

( )

,00 T

RRT +

−=

α (5.2)

61

gdje je:

T temperatura na dalekovodu,

R otpor dalekovoda,

0R otpor dalekovoda pri referentnoj temperaturi,

α koeficijent toplinske vodljivosti,

To referentna temperatura.

Unosom podatka u izraz za temperaturu lako se izračuna temperatura

dalekovoda. Ovaj pokazatelj daje nam informaciju o mogućem preopterećenju

dalekovoda, a podaci se prate na grafičkom sučelju u realnom vremenu, slika 5.8.

Slika 5.8. Termički nadzor dalekovoda

5.3 Prijedlog proširenja sistemskog nadzora u ees-u Republike Hrvatske

Da bi se iskoristila funkcionalnost WAM platforme, potrebno je slijediti niz

unaprijed utvrđenih koraka u primjeni sistemskog nadzora. Najprije operator prijenosnog

sustava i dobavljač WAM sustava trebaju izvesti početnu studiju s ciljem identifikacije

tipičnih problema u Hrvatskoj prijenosnoj mreži, uz prepoznavanje i naglašavanje

područja visokog rizika sigurnosti u radu mreže, koja zapravo i predstavljaju mjesta

primjene sistemskog nadzora. Potrebno je izabrati odgovarajuće algoritme za nadzor,

kao i lokacije za smještaj PMU jedinica. Odgovarajući broj već navedenih vrlo

primjenjivih algoritama postoji kao gotov proizvod na tržištu i njihova je primjena time

pojednostavljena, primjerice već spomenuta ABB-ova programska podrška PSGuard.

62

Smještaj PMU-a moguć je u skladu s različitim kriterijima. Moguć je smještaj

PMU-a na specijalne lokacije koje omogućuju i nadzor topologije, stoga je izvođenje

WAM-a moguće i potpuno neovisno o SCADA platformi. Na smještaj PMU-a utječu

sljedeći kriteriji:

• Minimalni broj elektroenergetskih objekata (kada na odluku o postavljanju

PMU-a utječu troškovi ugradnje, kao i upotreba komunikacijske infrastrukture),

• Minimalni broj PMU uređaja (u odnosu na trošak PMU uređaja i trošak

instalacije),

• Mjerljivost topologije na osnovu PMU-a i razmatranja o tipu PMU-a (npr. broj

kanala za analogni unos podataka PMU-a).

Kako što je već istaknuto, nakon rekonekcije prve i druge UCTE sinkrone zone

ees Republike Hrvatske predstavlja važnu tranzitnu vezu u smjeru sjeveroistok-

jugozapad. Uz planirani, značajno je i povećane neplaniranog tranzita. Osim toga, s

obzirom na svoj geografski oblik i položaj, Hrvatsku karakterizira visoka interkonekcijska

povezanost sa susjednim državama na svim visokonaponskim razinama (400, 220 i 110

kV), Tablica 5.1.

Slika 5.9. Tokovi električne energije u 2004. godini (GWh)

63

Tablica 5.1. Postojeće interkonekcije u Hrvatskoj (400, 220 i 110 kV) [11]

Naponska

razina Prijenos snage

Tumbri NE Krško (SI) AC, 2x vod 400 kV 2528 MW Meline Divača (SI) AC, 1x vod 400 kV 1264 MW Pehlin Divača (SI) AC, 1x vod 220 kV 366 MW Mraclin Cirkovce (SI) AC, 1x vod 220 kV 311 MW Nedeljanec HE Formin (SI) AC, 1x vod 110 kV 120 MW Buje Koper (SI) AC, 1x vod 110 kV 95 MW Matulji Ilirska Bistrica (SI) AC, 1x vod 110 kV 95 MW Tumbri Heviz (H) AC, 1x vod 400 kV 2600 MW Nedeljanec Lenti (H) AC, 1x vod 110/120 kV 95 MW D. Miholjac Siklos (H) AC, 1x vod 110/120 kV 120 MW Konjsko Mostar (BiH) AC, 1x vod 400 kV 1264 MW Ernestinovo TE Ugljenik (BiH) AC, 1x vod 400 kV 1264 MW HE Zakučac Mostar (BiH) AC, 1x vod 220 kV 311 MW Međurić Prijedor (BiH) AC, 1x vod 220 kV 311 MW Đakovo TE Tuzla (BiH) AC, 1x vod 220 kV 311 MW Đakovo Gradačac (BiH) AC, 1x vod 220 kV 311 MW HE Dubrovnik Trebinje (BiH) AC, 1x vod 220 kV 492 MW Županja Orašje (BiH) AC, 1x vod 110 kV 95 MW Gračac Kulen Vakuf (BiH) AC, 1x vod 110 kV 120 MW Knin Bos. Grahovo (BiH) AC, 1x vod 110 kV 120 MW Buško Blato Livno (BiH) AC, 1x vod 110 kV 120 MW Imotski Grude (BiH) AC, 1x vod 110 kV 80 MW Opuzen Čapljina (BiH) AC, 1x vod 110 kV 95 MW Opuzen Neum (BiH) AC, 1x vod 110 kV 95 MW Ston Neum (BiH) AC, 1x vod 110 kV 95 MW Komolac Trebinje (BiH) AC, 1x vod 110 kV 95 MW Ernestinovo Mladost (RS) AC, 1x vod 400 kV 1264 MW B. Manastir Apatin (RS) AC, 1x vod 110 kV 120 MW Nijemci Šid (RS) AC, 1x vod 110 kV 120 MW Ernestinovo Pecs (H) AC, 2x vod 400 kV 2600 MW

Sukladno navedenom predlaže se proširenje sistemskog nadzora u dvije faze

zbog kompleksnosti izvođenja poslova u pogonskim situacijama:

• prva faza 2007. godine

• naredna/naredne faze

U prvoj fazi, tijekom 2007. godine, potrebno je ugraditi nove PMU uređaje na

mjesta koja su označena na slici 5.10. zelenom bojom.

64

Slika 5.10. Sistemski nadzor - planirano stanje 2007. godine

U prvoj fazi treba realizirati kvalitetan sistemski nadzor za cijelu državu, odnosno:

• Ostvarenje nadzora za ees Republike Hrvatske

• Ugradnja PMU u TS Ernestinovo, TS Konjsko i TS Melinu

• Uspostavljanje konfiguracije server+više kijenata (NDC+3 radna mjesta)

• Nadopuna s novim programskim funkcijama

• Povezivanje na SCADA sustav NDC-a

Završetak prve faze treba završiti unutar 2007. godine, čime se ostvaruje pokrivanje

cijelog državnog teritorija sistemskim nadzorom. Nakon završetka prve faze moći će se

neovisno o proširenjima na terenu, prići daljnjem razvoju programske podrške:

ZAGREB NDCPDC

65

• u Nacionalnom dispečerskom centru

o algoritmi za vođenje ees-a

o povezivanje na SCADA sustav

• te povezivanje sa svim Mrežnim centrima u Republici Hrvatskoj

o MC Osijek

o MC Rijeka

o MC Split

o MC Zagreb

U daljnjim koracima će trebati planirati daljnja proširenja prema susjednim

državama i pokrivanje cjelokupne mreže 400 kV i ključnih čvorišta 220 kV mreže, što se

može odvijati u jednoj ili više faza.

Također s obzirom na geografski oblik i položaj, ees Republike Hrvatske je

povezan praktički sa svim susjednim državama na 400 kV naponu, a s nekima 220 kV

dalekovodima. Kod gradnje i proširenja sistemskog nadzora o tome je potrebno voditi

računa.

Skora najavljena proširenja povezivanja ees-a Republike Hrvatske s Mađarskom

(2x400 kV Ernestinovo-Peć), te moguća buduća dodatna povezivanja na 400 kV sa

Srbijom i BiH-om će se obavljati s ciljem povećanja trgovanja električnom energijom.

Potpisano je pismo namjere o izučavanju mogućnosti povezivanja podmorskim kabelom

Hrvatska-Italija. U tu svrhu će se trebati pripremiti u smislu vođenja ees-a.

Proizvodni kapaciteti se planiraju razvijati i rekonstruirati u skladu s izraženim

potrebama i planovima na razini države. Posve je sigurno kako će se proizvodni

kapaciteti graditi na jedan od sljedećih načina:

• Konvencionalni izvori

o Termoobjekti

Novi objekti (planira se priključenje na 400 kV mrežu)

Kombinirana proizvodnja el.en. i topline (priključak na distributivnu

mrežu)

o Hidroobjekti

Izgradnja novih objekata (priključak na 110 kV mrežu)

Rekonstrukcija objekata (priključak na 220 kV mrežu)

Male hidroelektrane (priključak na distributivnu mrežu)

66

• Obnovljivi izvori

o Vjetroparkovi (uglavnom priključak na distributivnu mrežu)

o Vjetroparkovi (priključak na 110 kV mrežu)

Iz ovih nekoliko kratkih navoda, očito je kako će se uvjeti vođenja pogona ees-a

Republike Hrvatske dodatno komplicirati. Sistemski nadzor koji će se razviti na cijelom

području tako složenog ees-a i okruženja, posve sigurno će dobiti važnu ulogu kao dio

funkcija vođenja ees-a. Buduća planirana mjesta ugradnje sinkroniziranih jedinica

prikazana su na slici 5.11. plavom bojom.

Slika 5.11. Mjesta ugradnje sinkroniziranih mjernih jedinica nakon 2007. godine

ZAGREB NDCPDC

67

Praktički je jasno kako je potrebno pokriti kompletnu 400 i 220 kV mrežu, te

elektrane sa sinkroniziranim mjernim jedinicama, koje će biti uključene u hrvatski

sistemski nadzor. To će sigurno zahtijevati i promjenu u konfiguraciji sistemskog

nadzora, te će se morati promijeniti konfiguracija s jednim super serverom (SPDC) i

područnim serverima (PDC).

5.4 Razmatranja kod izbora PMU jedinica

Prije izbora PMU uređaja potrebno je postaviti tehničke zahtjeve koje moraju

zadovoljavati svi PMU uređaji i popratna oprema, ovisno o mjestu njihove ugradnje. U tu

svrhu rade se studije u kojoj se naznačuju koje zahtjeve mjerne jedinice trebaju ispuniti.

U skladu s tehničkim zahtjevima bira se jedan od PMU uređaja proizvođača koji

se trenutno nude na tržištu. Postavljaju se tehnički zahtjevi koje PMU uređaji i popratna

oprema moraju ispunjavati, u skladu s potrebama korisnika.

5.4.1 Funkcionalni zahtjevi

Neki od funkcionalnih kriterija koji su bitni pri izboru PMU uređaja su sljedeći:

• Broj analognih ulazna i digitalnih izlaza koje PMU uređaj treba imati da bi

odgovarao zahtjevima za instalacijom na određenoj lokaciji,

• Besprekidno napajanje treba imati mogućnost napajanja snimača podataka

odgovarajući zahtijevani broj sati u slučaju gubitka glavnog napajanja,

• Definira se broj podatkovnih portova koje PMU uređaj treba imati za daljinski ili

lokalni pristup,

• Definira se minimalna frekvencija odziva,

• Definira se potreban stupanj digitalnog bilježenja prikupljenih podataka po broju

uzoraka u sekundi po analognom kanalu,

• Određuje se minimalna potrebna podatkovna rezolucija.

5.4.2 Izlazni podaci

Podaci prikupljeni PMU uređajima trebaju biti dostupni i treba biti omogućen

njihov prijenos, zato trebaju biti zadovoljeni određene norme. Podatkovni format za

prikupljanje podataka treba odgovarati normama IEEE 1344 ili PC37.118, te se očekuje

da svi zapisi podataka budu kompatibilni za konverziju i prikaz upotrebom različite

programske podrške. Bitan uvjet za izbor PMU uređaja je i podatkovna memorija, od

68

koje se uglavnom očekuje sposobnost pohrane najmanje sedam dana prikupljenih

podataka i prijenosa neprekinutih tokova podataka.

5.4.3 Mjerene vrijednosti

Izlazni podaci iz mjernih jedinica minimalno trebaju biti sljedeće vrijednosti:

• Pozitivna perioda napona i struje,

• frekvencija sustava izmjerena na osnovu nadzora izabranih kanala ulaznih

napona,

• fazni kut (nadzor mora proizvesti fazni kut napona i struje).

Od poželjnih dodatnih svojstava koje je potrebno razmotriti prilikom izbora mjernih

jedinica je opcija nadogradnje hardvera (diskovnog prostora), iako nije bitan preduvjet.

U skladu s gore navedenim zahtjevima, nakon izvođenja odgovarajuće studije ovisno o

potrebama i lokacijama ugradnje mjernih jedinica, moguć je izbor PMU uređaja. Ovdje

se navode neki od PMU i nadzornih uređaja uređaja dostupnih na tržištu:

• Arbiter 1133

• ABB model RES 521

• Macrodyne model 1690

• GE N60

• SEL

69

6. ZAKLJUČNA RAZMATRANJA

Geografski položaj Republike Hrvatske odredio je naš ees, kao vezu za prijenos

električne energije od sjeveroistoka k jugozapadu Europe. Jedna od posljedica je

povećani planirani i neplanirani tranzit električne energije, koji se odvija preko hrvatske

prijenosne mreže.

Većina današnjih ees-ova, pa tako i ees Republike Hrvatske je tehnički izgrađen

s modernim sustavima relejne zaštite i SCADA sustavima za vođenje ees-a.

Tradicionalni SCADA sustavi daju ograničenu sliku dinamičkih uvjeta u mreži.

SCADA sustav podatke obrađuje po redoslijedu kojim stižu u računalo, čime je obrada

otežana jer podaci nisu uvijek istovremeni. Ponekad je potrebna čak i minuta vremena

za prikaz trenutne slike sustava, što s obzirom na dinamiku mreže predstavlja vrlo spor

prikaz stanja u mreži i onemogućuje pravovremeno djelovanje operatora.

Uvidom u postojeću telekomunikacijsku infrastrukturu, može se zaključiti da ne

postoje prepreke za implementaciju i proširenju sistemskog nadzora zasnovanog na

PMU tehnologiji u ees-u Republike Hrvatske.

Sukladno navedenom opravdana je implementacija i proširenje sistemskog

nadzora zasnovanog na PMU tehnologiji u ees-u Republike Hrvatske.

Implementacijom sistemskog nadzora ostvarit će se mnogostruke koristi u smislu

sigurnijeg i pouzdanijeg vođenja ees-a, povećanja prijenosne moći postojećih

dalekovoda, analize i sprečavanja proširenja poremećaja u ees-u.

Prijedlog je da se prva faza proširenja sistemskog nadzora izvede tijekom 2007.

čime bi se trebalo realizirati kvalitetan sistemski nadzor za cjelokupnog ees-a Republike

Hrvatske.

70

LITERATURA

[1] I. Ivanković, K. Turk, Z. Čerina, S. Skok: “Pogonska iskustva s prvim WAM

sustavom u Hrvatskoj“, Zbornik radova sedmog simpozija o sustavu vođenja

EES-a HK CIGRE, Cavtat 5.-8.11.2006.

[2] A. Martinić: “Posrednički model za prikupljanje procesnih podataka u sustavu

SCADA”, magistarski rad, Fakultet elektrotehnike i računarstva, Zagreb, 2005.

[3] HEP Web, s Interneta, http://www.hep.hr , 1. rujna 2006.

[4] J. Bertsch, M. Zima, A. Suranyi, C. Carnal, C. Rehtanz, M. Larsson: “Experiences

with and Perspectives of the System for Wide Area Monitoring of Power

Systems,” CIGRE/PES Quality and Security of Electric Power Delivery Systems,

2003.; CIGRE/IEEE PES International Symposium 8-10 Oct. 2003 Page(s):5 – 9,

2002.

[5] D. Novosel, K. Vu: “Benefits of PMU technology for various applications“, Zbornik

radova sedmog simpozija o sustavu vođenja EES-a HK CIGRE, Cavtat 5.-

8.11.2006.

[6] Standard IEEE 1344-1995: “IEEE Std 1344-1995 for Synchrophasors for Power

Systems,“ s interneta, http://standards.ieee.org, 1. rujna 2006.

[7] B. Naduvathuparambil, M. Valenti, A. Feliachi: “Communication delays in wide

area measurement systems,” Proceedings of the Thirty-Fourth Southeastern

Symposium on 18-19 March 2002 Page(s):118 - 122, 2002.

[8] P. Penner: “ RETHINKING THE GRID: Avoiding More Blackouts and Modernizing

the Power Grid is Harder Than You Think” The Brattle Group, 2004.

[9] I. Ivanković, B. Grčić, R. Vlajčević:“Sistemska zaštita za poremećaje na razini

EES-a“, Šesto savjetovanje HK Cigre, Cavtat, 9.-13.11.2003.

[10] N. Dizdarević, G. Majstorović, D. Bajs, M. Majstorović: “Utjecaj rekonekcije I. I II.

Sinkrone zone UCTE-a na zagušenje u prijenosnoj mreži Hrvatske

elektroprivrede”, Energetski institut “Hrvoje Požar,“ 2003.

[11] Izvještaj: “European, CIS and Mediterranean Interconnection: State of play 2004,“

2004.

[12] X. Xie, Y. Xin, Y. Xiao, J. Wu, Y. Han: “WAMS Application in Chinese Power

Systems,“ Power and Management Magazine, IEEE Volume 4, Issue 1, Jan.-Feb.

2006., str.54-63.

71

[13] R. Nuqui: “State estimation and voltage security monitoring using synchronized

phasor measurements,“ Virginia Polytechnic Institute, Blacksburg, Virginia,

U.S.A., 2001.

[14] M. Parashar, J. Dyer, T. Bilke: “EIPP Real-Time Dynamics Monitoring System“

http://certs.lbl.gov/pdf/eipp-rt.pdf, 30.01.2007..