Upload
dinhkhanh
View
236
Download
8
Embed Size (px)
Citation preview
SVEUČILIŠTE U RIJECI TEHNIČKI FAKULTET
Sveučilišni diplomski studij elektrotehnike
DIPLOMSKI RAD
Projekt nadzora elektroenergetske mreže RITEH-a u realnom
vremenu
Mentor: Doc. dr. sc. Srđan Skok
Ime i prezime: Matija Frajman
Matični broj: 0069034428
Rijeka, rujan 2010.
ii
Sadržaj zadatka
Opisati tehnološka rješenja nadzora elektroenergetskog sustava. Teorijski objasniti
sinkronizirana mjerenja fazora napona i struje. Opisati elektroenergetsku mrežu RITEH-a.
Izraditi idejni projekt nadzora elektroenergetskog sustava RITEH-a.
iii
SVEUČILIŠTE U RIJECI
TEHNIČKI FAKULTET
Sveučilišni studij elektrotehnike
Smjer: Elektroenergetika
IZJAVA:
Sukladno članku 10. ''Pravilnika o diplomskom radu i diplomskom ispitu na
diplomskim sveučilišnim studijima'' Tehnočkog fakulteta Sveučilišta u Rijeci od rujna
2009., izjavljujem da sam samostalno izradio diplomski rad prema zadatku za diplomski
rad pod brojem 602-04//10-07/15 (Projekt nadzora elektroenergetske mreže RITEH-a u
realnom vremenu) uz konzultiranje s mentorom rada.
Matija Frajman
potpis
Matični broj:
0069034428
Rijeka, rujan 2010.
iv
Sadržaj
1. UVOD……………………………………………………………………………………1
2. OPIS TEHNOLOŠKIH RJEŠENJA NADZORA EES-a…………………………….2
2.1. SCADA sustavi………………………………………………………………...2
2.1.1. Arhitektura SCADA sustava………………………………………….3
2.1.2. Primjena SCADA sustava u EES-u RH………………………………5
2.2. Sistemski nadzor EES-a zasnovan na PMU tehnologiji………………………..8
2.2.1. Konfiguracija sistemskog nadzora……………………………………8
2.2.2. Područje primjene sistemskog nadzora……………………………..14
2.2.3. Funkcije sistemskog nadzora………………………………………..18
2.2.4. Primjena sistemskog nadzora u EES-u Hrvatske……………………25
3. OPIS ELEKTROENERGETSKE MREŽE RITEH-a……………………………...34
4. IDEJNI PROJEKT NADZORA ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA
RITEH-a…………………………………………………………………………………..35
4.1. SEL-421 uređaji……………………………………………………………….36
4.2. Konfiguracija Ethernet veze između SynchroWAVe softvera i PMU
uređaja..……………………………………………………………………………38
4.3. SynchroWAVe softveri……………………………………………………….41
4.3.1. SEL – 5076 SynchroWAVe Archiver Software…………………….46
4.3.2. SEL – 5077 SynchroWAVe Server Software……………………….47
4.3.3. SEL – 5078 SynchroWAVe Console Software……………………..48
4.4. Spajanje PMU uređaja na mrežu……………………………………………...50
5. ZAKLJUČAK………………………………………………………………………….54
6. LITERATURA………………………………………………………………………...55
PRILOG A: BLOK SHEMA ELEKTROENERGETSKOG PRIKLJUČKA RITEH-a
v
Popis oznaka i kratica
DSS Sustav za pomoć (od eng. Decision Support System)
EES Elektroenergetski sustav
EMS Sustavi za upravljanje energijom (od eng. Energy Management System)
ENTSO-E European Network of Transmission System Operators of Electricity
GPS Globalni sustav pozicioniranja (od eng. Global Positioning System)
HEP Hrvatska elektroprivreda
HEP – OPS Hrvatska elektroprivreda – Operator prijenosnog sustava
HMI Sučelje čovjek – stroj (od eng. Human Machine Interface)
IED Inteligentni elektronički uređaj (od eng. Intelligent Electronic Device)
LAN Lokalna (informacijska) mreža (od eng. Local Area Network)
NDC Nacionalni dispečerski centar
PC Osobno računalo (od eng. Personal Computer)
PDC Računalo za prikupljanje podataka (od eng. Phasor Data Concentrator)
PLC Programabilni logički kontroler (od eng. Programmable Logic Controller)
PMU Sinkrona mjerna jedinica (od eng. Phasor Measurement Unit)
RITEH Tehnički fakultet, Rijeka
RMS Efektivna vrijednost neke veličine (eng. Root Mean Square Value)
RTU Udaljeni nadzorni uređaj (od eng. Remote Terminal Unit)
SCADA Sustavi za upravljanje i nadzor (od eng. Supervisory Control And Data
Acquisition)
SDH Sinkrona digitalna hijerarhija ( od eng. Synchronous Digital Hierarchy
telekomunikacijski sustav HEP-a)
TCP/IP Prijenosni protokol (od eng. Transmission Control Procedure/Internet
Protocol)
UCTE Union for the Coordination of Transmission of Electricity
UDP/IP Prijenosni protokol (od eng. User Datagram Protocol/Internet Protocol)
WAM Sistemski nadzor (od eng. Wide Area Monitoring)
WAMPAC Sistemski nadzor, zaštita i upravljanje (od eng. Wide Area Monitoring,
Protection and Control)
vi
Popis tablica
Tablica 2.1: Usporedba sustava nadzora WAM –EMS/SCADA…………………….........17
Tablica 4.1: Tipične postavke Ethernet veze PMU uređaja (SEL-421)…………………...39
Tablica 4.2: SynchroWAVe Archiver – postavke Ethernet veze s PMU uređajem……….40
Tablica 4.3: Karakteristike strujnog mjernog transformatora Lovato DM1T 0100……….50
vii
Popis slika
Slika 2.1: Ulazi i izlazi posluživača SCADA sustava………………………………………4
Slika 2.2: Ulazi i izlazi nadzornog uređaja……………………………………………….....5
Slika 2.3: Osnovna arhitektura sistemskog nadzora………………………………………...8
Slika 2.4: Osnovna blok shema sinkronizirane mjerne jedinice…………………………....9
Slika 2.5: Blok shema strukture sistemskog nadzora……………………………………...12
Slika 2.6: Uzorkovanje veličina EES-a u realnom vremenu……………………………....13
Slika 2.7: Povezivanje sistemskog nadzora sa SCADA sustavom………………………...16
Slika 2.8: Trend prikaz arhiviranih podataka……………………………………………...21
Slika 2.9: Prikaz fazora struje i napona……………………………………………………22
Slika 2.10: Grafičko sučelje aplikacije za naponsku stabilnost……………………………23
Slika 2.11: Funkcija nadzora oscilacija snage s grafičkim sučeljem……………………...24
Slika 2.12: Korisničko sučelje PSGuard aplikacije za HEP – OPS…………………….....25
Slika 2.13: Izvedba sustava………………………………………………………………..26
Slika 2.14: Lokacije PMU uređaja u hrvatskom prijenosnom sustavu……………………27
Slika 2.15: Arhitektura WAM sustava………………………………………………….....29
Slika 2.16: Komunikacijska mrežna topologija WAM sustava…………………………...33
Slika 4.1: Shema Ehernet veze između PMU uređaja i PC……………………………….35
Slika 4.2: Prednji dio SEL-421 uređaja sa prikazom kontrolnih tipki i signalnih dioda ….37
Slika 4.3: Stražnji dio SEL-421 uređaja sa prikazom konektora …………………………37
Slika 4.4: Sučelje AcSELerator QuickSet softvera……………………………………......38
Slika 4.5: Shema načina rada SynchroWAVe softvera .…………………………………..42
Slika 4.6: Aktiviranje prikupljanja podataka iz PMU uređaja …………………………....43
Slika 4.7: Postavke IP adrese kojoj Server šalje podatke …………………………………44
Slika 4.8: Podaci iz dva PMU uređaja se šalju jednom klijentu …………………………..46
Slika 4.9: Postavke komunikacija SynchroWAVe Archiver Software-a …………………46
Slika 4.10: Postavke komunikacija SynchroWAVe Console Software-a ………………...47
Slika 4.11: Aktivacija SynchroWAVe Archiver Software-a ……..……………………….47
Slika 4.12: Sučelje SynchroWAVe Archiver Software-a…………………………………47
Slika 4.13: Sučelje SynchroWAVe Server Software-a……………………………………48
Slika 4.14: Sučelje SynchroWAVe Console Software-a………………………………….49
Slika 4.15: Lovato DM1T 0100…………………………………………………………...51
Slika 4.16: Shema spajanja strujnih mjernih transformatora……………………………...51
viii
Slika 4.17: Slog dvopolno izoliranih naponskih transformatora…………………………..52
Slika 4.18: Slog jednopolno izoliranih naponskih transformatora………………………...52
Slika 4.19: Naponski mjerni transformator………………………………………………..53
1
1. UVOD
Cilj diplomskog rada je izrada idejnog projekta nadzora elektroenergetske mreže
Tehničkog fakulteta u rijeci (RITEH-a) u realnom vremenu.
U prvom dijelu rada opisana su tehnološka rješenja nadzora elektroenergetskih sustava,
odnosno sustavi za upravljanje i nadzor (engl. Supervisory Control And Data Acquisition -
SCADA), te sistemski nadzor elektroenergetskih sustava zasnovan na sinkronim mjernim
jedinicama (engl. Phasor Measurement Unit - PMU).
SCADA je računalni sustav za prikupljanje i analizu podataka u stvarnom vremenu. To su
raspodijeljeni sustavi kojima se podaci iz različitih objekata širom elektroenergetskog
sustava (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. SCADA sustavi daju
prikaz stanja unutar EES-a do nekoliko minuta, te s takvom brzinom ne mogu pružiti sliku
stanja EES-a u realnom vremenu.
Sinkronizirane mjerne jedinice služe za prikupljanje podataka u EES-u. Korištenjem
razvijene komunikacijske infrastrukture podaci se prenose u centralni sustav sistemskog
nadzora, a za dobivanje dobivanje točnog vremena koristi se globalni sustav pozicioniranja
(eng. Global Positioning System - GPS). Serveri prikupljaju i obrađuju podatke iz
sinkroniziranih mjernih jedinica, iz cijelog EES-a u realnom vremenu, čime se dobivaju
trenutne snimke stanja EES-a. Na taj način se ostvaruje realna slika stanja unutar EES-a.
U trećem poglavlju opisana je elektroenergetska mreža RITEH-a, i to blok shemom
elektroenergetskog priključka RITEH-a, na kojoj su istaknuta predviđena mjesta ugradnje
PMU uređaja. Blok shema elektroenergetskog priključka RITEH-a dana je u prilogu A.
U četvrtom poglavlju izrađen je idejni projekt nadzora elektroenergetskog sustava RITEH-
a koji se temelji na vezi između PMU uređaja i računala za prikupljanje i obradu podataka
u koje se prenose podaci o fazorima preko postojeće LAN (eng. Local Area Network)
mreže fakulteta. Isto tako, opisane su osnovne mogućnosti softverskog paketa za
prikupljanje i obradu fazorskih podataka.
Najvažniji zaključci prezentirani su u petom poglavlju.
2
2. OPIS TEHNOLOŠKIH RJEŠENJA NADZORA EES-a
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 elektroenergetskog sustava (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
3
opreme, a kombiniranjem različitih proizvoda moguće je postići željenu optimalnu
funkcionalnost SCADA sustava kao cjeline.
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
mjernoupravljačkih uređaja na širem području EES-a. Odnos između posluživača i
mjernoupravljačkih 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.
4
Slika 2.1: Ulazi i izlazi posluživača SCADA sustava
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.
5
Slika 2.2: Ulazi i izlazi nadzornog uređaja
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 Hrvatske elektroprivrede (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 namjenskih posluživača moguće
6
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.
2.1.2. Primjena SCADA sustava u EES-u RH Izgradnja prvog sustava daljinskog vođenja u HEP-u 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 rješenja. Danas je međutim takva
oprema zastarjela i potrebna je odgovarajuća zamjena.
7
Posljednjih 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.
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,
te se provodi postupak zamjene cijelog sustava daljinskog vođenja.
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.
8
2.2. 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.
2.2.1. 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.
Arhitektura i dizajn sistemskog nadzora sastoji se od tri osnovna elementa, prikazana na
slici 2.3:
• sinkronizirane mjerne jedinice (PMU),
• centralni sustav prikupljanja podataka (SPDC i PDC) i
• telekomunikacijska infrastruktura.
Slika 2.3: Osnovna arhitektura sistemskog nadzora
9
Sinkronizirane mjerne jedinice (engl. Phasor Measurement Unit – PMU), služe za
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.
Sinkronizirane mjerne jedinice
Sinkronizirane mjerne jedinice predstavljaju tehnološki napredak u korištenju
sistemskog nadzora i čine osnovu sistemskog nadzora. Objedinile su 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 doživjela 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 2.4:
Slika 2.4: Osnovna blok shema sinkronizirane mjerne jedinice
10
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 (2.1). Na taj način se prenosi podatak o vektoru mjerenih veličina
struje i napona.
⎟⎠
⎞⎜⎝
⎛+= ∑ ∑
= =
M
k
M
kkk kjk
MV
1 1cossin2 θθ νν (2.1)
gdje je:
ν k podatak o trenutnom naponu dobiven preko A/D pretvornika,
M broj prikupljenih uzoraka napona,
θ kut uzorkovanja.
Iz jednadžbe (2.1) može se odrediti fazni kut δ prema sljedećem izrazu:
{ }{ }⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡= −
VV
ReImtan 1δ (2.2)
11
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. Potrebno 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.
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
Server može objedinjavati više funkcija:
• prihvat podataka iz mreže sinkroniziranih mjernih jedinica
• obrada podataka
• ostvarenje funkcija monitoringa
• arhiviranje podataka
• sučelje prema operaterima
12
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 2.5.
Slika 2.5: 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
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 2.6, čime se dobivaju trenutne snimke stanja EES-a. Na taj način
se ostvaruje realna slika stanja unutar EES-a. Vrijeme za ostvarenja 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
13
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 2.6: 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.
Telekomunikacijska infrastruktura
Komunikacijske opcije za WAM sustav su sljedeće:
• telefonske linije,
• optička veza,
• satelitska veza,
• komunikacija prijenosnim linijama (eng. Power Line Commmunication –
PLC),
• mikrovalna veza.
14
Telefonske linije još uvijek predstavljaju glavnu komunikacijsku vezu s objektima u EES-
u, s brzinom prijenosa do 56 kb/s, analogno. Glavna prednost upotrebe telefonskih linija za
prijenos podataka je njihova ekonomičnost i jednostavnost upotrebe. Međutim, danas je u
komunikaciji dominantna upotreba optičkih veza, s obzirom da omogućuje prijenos
podataka velike brzine, od 50 milijuna do milijardu bita u sekundi, što predstavlja i najveću
prednost upotrebe ove tehnologije.
Međutim, za implementaciju WAM-a i postizanje dinamičke analize potrebna je brza
komunikacijska veza, odgovarajući postav prioriteta i velik broj prikupljenih podataka u
kratkom vremenu. S obzirom na postavljene zahtjeve brzine, da bi sistemski nadzor bio
moguć potrebna je investicija u veze optičkim kabelima između elektroenergetskih
objekata. Sistemska PMU jedinica mora imati podršku komunikacijske infrastrukture
odgovarajuće brzine koja ispunjava zahtjeve za brzim protokom PMU mjerenja. Često se
događa da objekti EES-a nisu opremljeni odgovarajućom komunikacijskom
infrastrukturom i zbog toga se kod svake namjere ugradnje PMU jedinice mora razmotriti i
ovo ograničenje. Ipak, investicija u odgovarajuću komunikacijsku infrastrukturu zbog
velike isplativosti i koristi koju donosi ugradnja mjernih jedinica očita je nakon ugradnje
PMU-a.
Za velike sustave čak i ovaj udio ugradnje PMU jedinica može predstavljati opsežan i skup
posao. U tom je slučaju potrebno pažljivo razmotriti mjesta ugradnje PMU-a da bi se ovaj
broj dodatno smanjio.
2.2.2. 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 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 (eng. Decision Support System, DSS) u donošenju odluka je relativno
15
kratka, a počela se intenzivnije razvijati nakon niza poremećaja u zadnjem desetljeću.
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,
• 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 uzrokuju efektivne vrijednosti struja i napona,
sistemski nadzor uzrokuje 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.
16
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. Potrebno je izvršiti i povezivanje sa SCADA sustavom u
nacionalnim i regionalnim dispečerskim centrima, slika 2.7.
Slika 2.7: Povezivanje sistemskog nadzora sa 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
17
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
• 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 2.1.
Tablica 2.1: 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,
10-20 ms
Statička slika,
1s -1 min
Detaljna obrada,
Brza reakcija
Sinkronizacija u 1μs Sinkronizacija
u 1s ili više
Preciznija slika trenutnog stanja u EES-u
18
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,
• sprječavanje širenja poremećaja u EES-u ranim upozorenjem,
• povezivanje i širenje nadzora prema susjednim prijenosnim mrežama.
2.2.3. 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 sistemski
nadzor za svoje potrebe. Osim takvog sistemskog nadzora, moguće je govoriti i o
sistemskom nadzoru unutar jedne regije ili cijelog kontinenta.
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:
19
• 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.
Funkcije na razini objekta
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:
• kao samostalne i neovisne funkcije,
• u sprezi sa sistemskim nadzorom EES-a,
• u sprezi sa staničnim računalom.
Sinkrone mjerne jedinice opremljene su sljedećim funkcijama:
• podfrekventna zaštita,
• nadfrekventna zaštita,
• podnaponska zaštita,
• nadnaponska zaštita,
• nadstrujna zaštita,
20
• 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.
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,
• 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,
21
• nadzor nad oscilacijama male frekvencije,
• procjena stabilnosti kuta opterećenja u sustavu.
Arhiviranje podataka
Arhiviranje podataka prikupljenih sistemskim nadzorom izuzetno je bitno za post-
mortem analize poremećaja ili raspada. Spremljeni podaci pogodni su za kasniju analizu u
drugim programima kao MS Excel ili Matlab. Podaci se mogu arhivirati kontinuirano ili s
registracijom poremećaja. Arhivirani podaci pomažu kod analize klasičnih kvarova (kratki
spojevi, namjerna ili nenamjerna uključenja i isključenja), no njihova najveća vrijednost
dolazi do izražaja kod analize poremećaja koji su zahvatili veći dio EES-a ili regiju. Takvi
podaci predstavljaju dobru podlogu za istraživanje međupodručnih oscilacija unutar EES-a.
Na slici 2.8 prikazan je trend prikaz arhiviranih podataka.
Slika 2.8: Trend prikaz arhiviranih podataka
Nadzor (monitoring) razlike kuteva napona
Podatak o razlici kuteva između vektora napona na sabirnicama vrlo je važan za
dobivanje dinamičke slike stanja EES-a. U mnogim slučajevima analize zapisa u
rekonstrukcijama raspada pokazale su da se razlika u iznosu kuta između sabirnica
povećava kako sustav slabi. Rano prepoznavanje tendencije povećanja razlike u iznosu
22
kuta može omogućiti poduzimanje određenih akcija čime se može popraviti stanje prije
nego se dogodi raspad EES-a.
Slika 2.9: Prikaz vektora struje i napona
Naponska stabilnost
Funkcija naponske stabilnosti predstavlja osnovu za nadzor prijenosa električne
energije. Glavna zadaća je da operateru pruži informaciju o sigurnosnoj margini granične
snage po dalekovodu ili koridoru u odnosu na naponsku stabilnost EES-a u realnom
vremenu. U svakome trenutku moguće je imati u vidu trenutnu radnu točku na dalekovodu
(slika 2.10). Namjena ove funkcije je da postane glavna podrška kod odluka operatera, te
sastavni dio DSS funkcija.
23
Slika 2.10: Grafičko sučelje aplikacije za naponsku stabilnost
Nadzor oscilacija snage
Oscilacije (njihanje snage) u sustavu nastaju zbog interakcije generatora s EES-om,
koje su uzrokovane različitim odzivima generatora na promjene u sustavu. Slabo prigušene
oscilacije u sustavu mogu dovesti do značajnih poremećaja kao što su gubitak sinkronizma
generatora, isključenje vodova, a naposljetku i do kolapsa sustava. Funkcija nadzora
oscilacija snage daje trenutan uvid u frekvenciju, amplitudu i prigušenje oscilacija, kako bi
se na vrijeme detektirali poremećaji ili kritična stanja (slika 2.11).
24
Slika 2.11: Funkcija nadzora oscilacija snage s grafičkim sučeljem
Algoritam korišten u aplikaciji procesuira vrijednosti napona i struje za odabrani vod ili
dio mreže te na taj način detektira razna njihanja snage, koja mogu dovesti do
nestabilnosti. Podatak o frekvenciji oscilacija upućuje da li se radi o lokalnim ili
međupodručnim oscilacijama.
Termički nadzor dalekovoda
Funkcija daje korisniku informacije o trenutnoj temperaturi voda te o djelatnim i
reaktivnim gubicima na vodu na temelju ulazne vrijednosti struje na vodu te definiranog
otpora voda pri temperaturi T0. Budući da je opterećenje dalekovoda u većini slučajeva
ograničeno više termičkom granicom nego naponskom stabilnošću, granica korištenja
postavljena je vrlo tradicionalno i konzervativno. Dalekovodi se projektiraju za vanjsku
temperaturu od 40° te nadtemperaturu od dodatnih 40°. Ovo su podaci za krajnje rubno
stanje koje se vremenski pojavljuje vrlo rijetko, stoga postoji mogućnost boljeg iskorištenja
dalekovoda. Uz dostupnu temperaturu dalekovoda moguće je dopustiti veće opterećenje uz
minimalni rizik.
25
2.2.4. Primjena sistemskog nadzora u EES-u Hrvatske
Geografski položaj Republike Hrvatske odredio je EES kao vezu za prijenos
električne energije od sjeveroistoka ka jugozapadu Europe. Jedna od posljedica je
neplanirani i povećani tranzit električne energije koji se odvija preko hrvatske prijenosne
mreže.
Sukladno tome, implementacija sistemskog nadzora zasnovana na PMU tehnologiji je u
potpunosti opravdana.
Razvoj WAM sustava
U Hrvatskoj su 2003. godine ugrađena prva dva PMU uređaja, u upotrebi za nadzor
400kV dalekovoda Tumbri – Žerjavinec. Instalirano je i jedno računalo za prikupljanje i
obradu podataka u koje se prenose podaci o fazorima. PMU uređaji instalirani u objektima
Tumbri i Žerjavinec proizvodnja su tvrtke Arbiter Systems. Programska podrška bila je
izvedena programskim paketom PSGuard (PSG) proizvođača ABB. Komunikacija se
temeljila na principu točka – točka, korištenjem modema brzine 19200bit/s, uz kašnjenje u
prijenosu podataka manje od 100ms. Taj je sustav predstavljao prvu fazu razvoja WAM
sustava u Hrvatskoj. 2007. godine pristupilo se proširenju sustava te nabavci novih PMU
uređaja u sklopu projekta „Nadzor EES-a u realnom vremenu“. U skladu s time, sustav je
proširen na sveukupno 5 uređaja PMU ugrađenih u stanice Tumbri, Žerjavinec, Melina,
Ernestinovo i Konjsko, te pripadnom programskom podrškom. Novi PMU uređaji
proizvodnja su ABB-a, dok je programska podrška unaprijeđena na PSGuard 850 (slika
2.12). Na taj način ostvaren je nadzor 400kV mreže u Hrvatskoj u vidu dinamičke,
naponske i frekvencijske stabilnosti u stvarnom vremenu.
Slika 2.12: Korisničko sučelje PSGuard aplikacije za HEP - OPS
26
Konfiguracija hrvatskog WAM sustava
WAM sustav u Hrvatskoj Elektroprivredi sastoji se od nekoliko osnovnih cjelina:
• 5 uređaja PMU (eng. Phasor Maesurement Unit) za mjerenje fazora struje i
napona na 400kV vodnim poljima u 4 različita prijenosna područja:
o DV 400kV Ernestinovo – Žerjavinec (PMU ugrađen u Ernestinovu –
PrP Osijek)
o DV 400kV Žerjavinec – Tumbri (PMU ugrađen u Žerjavincu – PrP
Zagreb)
o DV 400kV Tumbri – Žerjavinec (PMU ugrađen u Tumbrima – PrP
Zagreb)
o DV 400kV Melina – Velebit (PMU ugrađen u Melini – PrP Rijeka)
o DV 400kV Konjsko – Velebit (PMU ugrađen u Konjskom – PrP Split)
• GPS sustava kojim su svi PMU uređaji sinkronizirani,
• komunikacijski sustav,
• server za prikupljanje podataka (PDC – Phasor Data Concentrator) smješten u
Nacionalnom dispečerskom centru u Zagrebu s 3 klijent računala,
• PSGuard aplikacija kao korisničko sučelje za nadzor EES-a.
Slika 2.13: Izvedba sustava
27
Nedavna poboljšanja WAM sustava
Pozitivna iskustva s WAM sustavom u Hrvatskoj rezultirali su daljnjim povećanjem
broja instaliranih PMU uređaja i povećanjem broja razmijenjenih podataka sa susjednim
operaterima prijenosnog sustava. U prvoj fazi, misija je bila uvođenje sustava arhiviranja,
vizualizacije za operatera sustava i stabilnosti sustava sa samostalnim pomoćnim
aplikacijama. Arhiviranje je u originalnom sustavu izvedeno kao cirkularna baza podataka
koja pohranjuje 10 mjerenja u sekundi s vremenom arhiviranja od 28 dana. Cilj je bio
uvođenje rezolucije od 50 mjerenja u sekundi sa stalnom bazom podataka. Originalni
sustav prvotno je bio predviđen za upoznavanje operatora sustava s vizualizacijskim
mogućnostima, ali nije bilo mogućnosti dodavanja ili uklanjanja dijagrama i grafičkih
prikaza ovisno o korisnikovim željama. HEP – OPS definirao je to kao glavni zahtjev u
sljedećem koraku integracije WAM sustava. Primanje podataka s rezolucijom od 20 ms
(50 uzoraka u sekundi) otvorilo je mogućnost poboljšanja modela sustava.
Broj instaliranih PMU uređaja narastao je do 14, što omogućuje HEP – OPS nadzor
ključnih dijelova 220 kV mreže. S time su pokriveni glavni 400 kV i 220 kV južno-
sjeverni koridori s ciljem poboljšanja sveukupne stabilnosti sustava. Sljedeća slika
pokazuje trenutne lokacije PMU uređaja (crvene točke):
Slika 2.14: Lokacije PMU uređaja u hrvatskom prijenosnom sustavu
28
Uvođenje Synchrophasor Vector Processor-a (SVP) u postojeći sustav
HEP – OPS je 2008. godine nabavio SVP i dodao ga u paralelni rad s postojećim
sustavom. Glavni zahtjev koji je bilo potrebno osigurati za novi, redundantni PDC je da ne
utječe na postojeći sustav.
Veliki napor bio je uložen za definiranje odgovarajuće arhitekture sustava. Zahtjevi su bili
sljedeći:
1. mogućnost paralelnog rada PDC-ova
2. mogućnost korištenja uređaja različitih proizvođača
3. mogućnost procesiranja velikog broja podataka dobivenih od više od 10 PMU
uređaja u sustavu
4. nezavisnost aplikacija; dva PDC-a ne utječu jedan na drugoga
5. minimalne promjene postojeće konfiguracije
6. nema prekida u sustavu proizvodnje
7. mogućnost budućeg proširenja sustava
Spajanje više PDC-ova zahtijevalo je da PMU uređaji simultano podržavaju više
konekcija, veza. PMU-ovi podržavaju tri simultane konekcije, ali svakoj konekciji je
pridijeljen različiti komunikacijski protokol. Ti protokoli su IEEE 1344 putem TCP/IP,
IEEE C37.118 TCP/IP i IEEE C37.118 UDP multicast. Postojeći sustav koristi konekciju
putem C37.118 TCP/IP protokola, ostavljajući UDP multicast kao jedini mogući izbor u
daljnjem proširenju sustava.
UDP solucija zadovoljava sve glavne zahtjeve HEP – OPS-a, omogućavajući potpunu
redundanciju između dva PDC sustava.
S ovakvim dizajnom arhitekture, moguće je izolirati i lako duplicirati važne aplikacije kao
što su: vizualizacija, arhiviranje i procesiranje u realnom vremenu. Isto tako, stvoren je i
dodatni nezavisni kontrolni centar koji ima potpuni uvid u sve sinkrofazorske podatke.
Najznačajnija promjena u ovom razvoju WAM sustava uključuje ugađanje
telekomunikacijskog mežnog spojnika (engl. router) povezanog s PMU-ovima.
Modifikacije PMU-ovih komunikacijskih postavki omogućile su korištenje UDP/IP
protokola (kao dodatak već aktivnom TCP/IP protokolu). Na taj se način, PMU uređaji
ponašaju kao višemodalni serveri koji u isto vrijeme opskrbljuju podacima nekoliko
servera. To omogućuje paralelnu distribuciju sinkrofazorskih podataka u novi PDC.
Arhitektura kompletnog sustava prikazana je sljedećom slikom:
29
Slika 2.15: Arhitektura WAM sustava
PMU uređaji šalju podatke putem TCP-a i UDP-a mrežnom spojniku (routeru) koji ih
preusmjerava na jezgru SDH mreže (sinkrona digitalna hijerarhija – telekomunikacijski
sustav HEP-a). Tri različita severa prikupljaju tok dolaznih podataka:
1. PSGuard server prikuplja TCP tok podataka
2. Synchrophasor Vector Processor (SVP) prikuplja UDP tok podataka
3. Računala u postrojenjima sa SynchroWAVe Server Software-om arhiviraju i
vizualiziraju prikupljene podatke putem SVP izlaza
Implementirane funkcije WAM-a u Hrvatskoj
Trenutno aktivne funkcije WAM-a uključuju:
• arhiviranje podataka,
• nadzor tokova snaga preko jednopolne sheme,
• monitoring kuteva,
• nadzor naponske stabilnosti,
• nadzor termičke stabilnosti,
• nadzor oscilacija snage.
Svaka od ovih funkcija ima vrlo važnu ulogu u stvaranju realne dinamičke slike EES-a.
30
1. Arhiviranje podataka
PMU uređaji prikupljaju procesne podatke (napon, struja, frekvencija) s rezolucijom od
20ms, koje zatim optičkom komunikacijskom vezom šalju u centralni server. Server
podatke obrađuje te arhivira. Među arhiviranim podacima nalaze se amplituda i kut napona
i struje, vrijednost frekvencije, prividne, djelatne i jalove snage. Također arhiviraju se i sve
izračunate vrijednosti naprednih funkcija, kao temperatura dalekovoda, frekvencija
oscilacija, razlika kuta vektora napona..
2. Monitoring kuta vektora napona
Funkcija za nadzor kuta vektora napona spada u osnovne funkcije. Veličina faznog
pomaka ovisi o trenutnom opterećenju voda. Operatoru sustava pruža bitnu informaciju o
devijacijama faznog kuta, a time informaciju o (pre)opterećenju voda. Funkcija je aktivna
između svih stanica s ugrađenim PMU uređajima.
3. Nadzor naponske stabilnosti
Osnovna zadaća aplikacije za nadzor stabilnosti voda je da operatoru sustava pruži
informaciju o prijenosnoj moći voda obzirom na naponsku stabilnost, odnosno koliko
snage je još moguće prenijeti vodom bez da se ugrozi stabilnost sustava. Aplikacija daje
slijedeće informacije:
• granicu prijenosne moći: maksimalno moguće povećanje snage prijenosa na
promatranom koridoru bez ugrožavanja naponske stabilnosti,
• maksimalnu snagu prijenosa bez da se ugrozi stabilnost sustava,
• trenutnu snagu na vodu (radnu i jalovu),
• smjer snage po vodu (radni dio),
• naponske i strujne fazore na oba kraja promatranog koridora,
• dinamičku PV krivulju s informacijama o trenutnoj radnoj točki, prirodnoj snazi
voda i nominalnoj snazi voda.
Za HEP – OPS aktivne su dvije funkcije nadzora naponske stabilnosti i to za vodove
Tumbri – Žerjavinec i Melina - Konjsko.
31
4. Nadzor oscilacija snage
U sustavu PSGuard korištenom u HEP – OPS detektiraju se njihanja snage te oscilacije
kuta između pojedinih čvorišta.
Funkcija za detekciju njihanja djelatne snage u HEP – OPS WAM sustavu aktivirana je za
slijedeće vodove:
- Melina – Velebit
- Konjsko – Velebit
- Ernestinovo – Žerjavinec
- Tumbri – Žerjavinec
Funkcija za detekciju oscilacija kuta između vektora napona aktivirana je za slijedeće
prijenosne puteve:
- Melina – Konjsko
- Melina – Ernestinovo
- Melina – Žerjavinec
- Konjsko – Ernestinovo
5. Termički nadzor dalekovoda
Funkcija termičkog nadzora aktivirana je za dalekovod Tumbri – Žerjavinec. Funkcija
daje slijedeće izlazne podatke:
• Temperatura voda u °C ili °F u stupcu s podesivim nivoom alarma i upozorenja.
• Trenutna vrijednosti struje voda, otpora voda, radnih i jalovih gubitaka na vodu.
Budućnost WAM sustava u Hrvatskoj
Razvojni dio sistemskog nadzora je završen, te je na elektroprivredi 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 svijetlu njegovu perspektivu te su ubrzala razvoj uređaja i funkcija.
Danas se prijenosnim sustavima upravlja uglavnom na osnovu statičkih i kvazidinamičkih
informacija prikupljenih RMS mjerenjima. Fazorska mjerenja u čvorištima EES-a
predstavljaju značajnu pomoć u dobivanju dinamičkog pogleda na EES. Funkcije sustava
32
za nadzor EES-a treba integrirati u sustav vođenja. Naime potrebno je izvršiti integraciju
WAM sustava sa SCADA/EMS sustavom u nacionalnim i regionalnim dispečerskim
centrima.
Proširenje sustava WAM
Integracija SCADA/EMS sustava sa WAM sustavom predstavlja korak naprijed u
smislu unapređenja vođenja EES-a. No WAM sustav kao takav ostaje neovisan i zaseban,
sa svojim samostalnim aplikacijama i funkcijama. U tom svijetlu u Hrvatskoj
Elektroprivredi se predviđa proširenje WAM sustava ugradnjom novih PMU jedinica čime
bi se upotpunio nadzor 400kV mreže, te uspostavio nadzor nad 220kV mrežom te
proizvodnim jedinicama.
Proširenje sustava omogućilo bi:
• Potpuni nadzor 400kV mreže;
• Nadzor 220kV mreže;
• Nadzor nad transformatorima s regulacijom kuta za poboljšanje pouzdanosti i
profitabilnosti mreže;
• Nadzor nad interkonekcijskim vodovima;
• Nadzor proizvodnih jedinica.
U smislu proširenja WAM sustava isto tako se podrazumijeva i prikupljanje podataka iz
PMU uređaja nekih od europskih operatera prijenosnog sustava (ELES, Swissgrid,
TERNA...). Uvidom u ta mjerenja mogu se dobiti vrlo korisne informacije o dinamičkom
ponašanju hrvatskog EES-a u odnosu na UCTE mrežu (ENTSO-E mrežu). Trenutačno je u
HEP-OPS WAM sustavu ostvarena veza sa švicarskim operaterom prijenosnog sustava, iz
čijeg se WAM sustava prikupljaju podaci o naponu i frekvenciji iz 400kV stanice
Bassecourt. PDC pohranjuje naponske fazore i mjerenja frekvencije iz postrojenja
Bassecourt u 28 dnevnu cirkularnu bazu podataka, ponašajući se kao virtualni PMU. To
omogućuje HEP – OPS-a praćenje sinkrofazorskih podataka iz dijela centralne Europe, te
izravnu dostupnost tih podataka operatorima sustava. Virtualna PMU mjerenja iz
Swissgrida pokazala su svoju vrijednost prilikom post-mortem analize poremećaja
elektroenergetskog sustava. Ukupna mrežna topologija prikazana je na sljedećoj slici:
33
Slika 2.16: Komunikacijska mrežna topologija WAM sustava
34
3. OPIS ELEKTROENERGETSKE MREŽE RITEH-a
U ovom poglavlju prikazana je shema elektroenergetske mreže na Tehničkom
fakultetu u Rijeci (RITEH), (prilog A), s ciljem prikaza mjesta ugradnje PMU uređaja na
Tehničkom fakultetu.
Tehnički fakultet se napaja podzemnim kabelima iz transformatorske stanice TS 10(20)/0,4
kV ''STROJARSKI FAKULTET.''
Rezervni izvor napajanja čini diesel elektroagregat koji omogućava ograničeni obim
nastavka rada objekta kod ispada napajanja iz mreže distribucije.
Sigurnosno napajanje čini aku baterija kapaciteta 3 sata koje osigurava sigurnosnu rasvjetu
u slučaju nestanka napajanja iz mreže i agregata.
Predviđena je mogućnost priključka fotonaponskih izvora napajanja, odnosno postavljanje
četiri baterije fotonaponskih izvora ukupne snage 53,02 kW.
Vršna snaga iznosi 270 kW, dok je godišnja potrošnja veća od 20 000 kWh. Potrošači su
jednofazni i trofazni, a neki od njih su: elektromotori, asinkroni trofazni napona 400 V i
jednofazni napona 230 V, rasvjeta sa svjetiljkama s FC cijevima i s visokotlačnim
metalhalogenim sijalicama, termički potrošači kuhinje, električni bojleri za pripremu tople
vode, priključci osobnih računala itd.
Predviđena je ugradnja jednog PMU uređaja na samom mjestu priključka fakulteta na
niskonaponsku mrežu, odnosno kod priključno-mjernog ormara (PMO), koji je postavljen
uz glavnu razvodnu ploču (GRP).
Drugi PMU uređaj planirao se instalirati u samom laboratoriju za elektroenergetiku L5 na
prvom katu zgrade, istočna strana (iznad knjižnice), no kako u laboratoriju nema osigurane
stalne potrošnje, isti će se postaviti negdje na tom istom katu gdje je ostvaren navedeni
uvjet.
PMU uređaji biti će povezani Ethernet kabelom na mrežne utičnice LAN mreže, te će time
biti osigurano prikupljanje podataka iz PMU uređaja putem postojeće LAN mreže na
Tehničkom fakultetu.
Nadzorni softveri, SynchroWave, nalaze se na PC u laboratoriju za elektroenergetiku L5.
35
4. IDEJNI PROJEKT NADZORA ELEKTROENERGETSKOG
SUSTAVA RITEH-a
Cilj projekta je instaliranje uređaja za mjerenje fazora i odgovarajućih softvera na
Tehničkom fakultetu u Rijeci, za potrebe nadzora elektroenergetskog sustava RITEH-a u
realnom vremenu, te buduće edukacije i upoznavanja studenata s mogućnostima koje
navedeni uređaji pružaju.
Projekt je pokrenut nakon što je tvrtka SEL (Schweitzer Engineering Laboratories) ustupila
na korištenje Tehničkom fakultetu u Rijeci dva PMU uređaja, tipa SEL – 421, te softvere
za prikupljanje i obradu podataka u koji se prenose podaci o fazorima, SynchroWAVe
Server Software, SynchroWAVe Archiver Software, te SynchroWAVe Console Software.
Projekt nadzora elektroenergetskog sustava RITEH-a predviđa konfiguraciju veze između
PMU uređaja i računala preko postojeće LAN (eng. Local Area Network) mreže fakulteta,
odnosno putem Ethernet veze, što je shemom prikazano na sljedećoj slici:
Slika 4.1: Shema Ehernet veze između PMU uređaja i PC
36
Za uspostavu veze između PC računala i PMU jedinica potrebno je koristiti sljedeću
konfiguraciju:
- PC računalo,
- 2 X SEL – 421,
- mrežne LAN kabele,
- mrežnu infrastrukturu Tehničkog Fakulteta u Rijeci (mrežni ormari, mrežni
switchevi kao i pripadajuće mrežne utičnice),
- SEL - 421 konfiguracijski PC softver u Microsoft Windows okruženju
(AcSELerator QuickSet).
4.1. SEL-421 uređaji SEL-421 uređaj objedinjuje funkcije zaštite, automatizacije i kontrole. Neke od
njegovih funkcija, značajki su:
- kompletna zaštita dalekovoda,
- sinkrofazorska mjerenja,
- potpuna zaštita i upravljanje s dva prekidača u polju,
- komunikacija – Ethernet port, podržava DNP3 LAN/WAN i IEC 61850
protokole,
- velika točnost pridjeljivanja vremena – točnost bolja od 10 µs,
- digitalno snimanje pogrešaka, ispada,
- mogućnost prilagođenja aplikacija koristeći matematičke i logičke kombinacije
analognih i digitalnih vrijednosti.
SEL-421 nudi velik izbor komunikacijskih sučelja od standardnog SEL ASCII, te
poboljšanog MIRRORED BITS® komunikacijskih protokola, do povezivosti putem
Etherneta s ugradnjom opcionalne mrežne Ethernet kartice. S Ethernet karticom moguće je
iskoristiti mogućnosti najnovijih komunikacijskih alata kao što su Telnet, FTP, IEC 61850,
kao i DNP (serijski i LAN/WAN) protokoli.
Dolazi sa ACSELERATOR QuickSet® SEL-5030 softverskom aplikacijom koja
omogućava podešavanje, kontroliranje kao i dohvat podataka sa releja kako lokalno, tako i
daljinski.
37
Uređaj podržava i IEEE C37.118 standard za sinkrofazorska mjerenja u elektroenergetskim
sustavima. Sinkrofazorska mjerenja dostupna su onog trenutka kada je na uređaj spojen
izvor vremena vrlo visoke točnosti.
Slika 4.2: Prednji dio SEL-421 uređaja sa prikazom kontrolnih tipki i signalnih dioda
Slika 4.3: Stražnji dio SEL-421 uređaja sa prikazom konektora
38
4.2. Konfiguracija Ethernet veze između SynchroWAVe softvera i PMU
uređaja Konfiguriranje uređaja SEL-421 provodi se konfiguracijskim PC softverom naziva
AcSELerator QuickSet, a veza između navedenog softvera (PC-a) i PMU uređaja može
biti serijska ili Ethernet veza.
Slika 4.4: Sučelje AcSELerator QuickSet softvera
39
Za uspostavu Ethernet veze između PMU uređaja (SEL-421) i računala, potrebno je putem
AcSELerator QuickSet softvera konfigurirati sljedeće postavke unutar samog SEL-421
uređaja:
Tablica 4.1: Tipične postavke Ethernet veze PMU uređaja (SEL-421)
Grupa postavki Postavka Vrijednost
EMPU Y
MFRMT C37.118
MRATE 25
PMSTN SEL-421-2
PMID 1
PHVOLT Z
PHDATAV V1
PHCURR S
PHDATAI NA
NUMANA 0
Global Settings
NUMDSW 1
IPADDR 172.16.1.136
SUBNETM 255.255.255.0
DEFRTR 172.16.1.1
ETCPKA Y
EPMIP Y
PMOTS1 TCP
PMOIPA1 172.16.1.172
PMOTCP1 4767
Port 5 (Ethernet)
PMOUDP1 4714
Nakon toga, za uspostavu Ethernet veze između SynchroWAVe Archiver Software-a i
PMU uređaja, potrebno je podesiti sljedeće postavke komunikacije u SynchroWave
Archiver Software-u:
40
Tablica 4.2: SynchroWAVe Archiver – postavke Ethernet veze s PMU uređajem
Grupa postavki Postavka Vrijednost
Communications Type Network (TCP) Communications Setup
Auto Reconnect Select
Protocol IEEE C37.118 D7.3 Communications Protocol
PMU ID 1
TCP Host 172.16.1.136 Communications Network
TCP Port 4767
41
4.3. SynchroWAVe softveri
SynchroWAVe Archiver, Server i Console softveri su važan dio kompletnog
sinkrofazorskog sustava.
Programski paket za prikupljanje i obradu fazorskih podataka čine programi
SynchroWAVe Archiver Software, SynchroWAVe Server Software i SynchroWAVe
Console Software koji su uspješno instalirani i licencirani. Za prikupljanje i obradu
podataka o fazorima struje i napona, softveri koriste standard IEEE C37.118.
Komunikacijski protokol IEEE C37.118 definira prijenos podataka povezanih sa
sinkroniziranim mjerenjima, kao i nadopunu podataka bilo u analognoj ili digitalnoj formi.
Shema koja prikazuje princip djelovanja programskog paketa prikazana je na sljedećoj
slici:
Slika 4.5: Shema načina rada SynchroWAVe softvera
SynchroWAVe Server Software može prikupljati podatke od najviše 8 PMU uređaja, te
ima ulogu PDC-a.
Uređaji od kojih prikuplja podatke na sučelju softvera su prikazani pod naslovom Sources
(u prikazanom slučaju dva PMU uređaja).
Da bi se uspostavila komunikacija između PMU uređaja i SynchroWAVe Server Software-
a potrebno je konfigurirati komunikaciju (Communications), što znači odabrati tip
komunikacije (Network (TCP), Serial), zatim tip protokola (IEEE C37.118 D7.3, IEEE
C37.118 D6.0, SEL Fast Message Synchrophasor), upisati ID PMU uređaja (PMU ID), te
42
ovisno radi li se o serijskoj (Port, Speed, Parity, Stop Bits, Flow Control, RTS, DTR) ili
Network (TCP) (Host, Port) vezi odabrati odgovarajuće postavke.
Da bi slanje podataka iz PMU uređaja započelo potrebno je aktivirati tu radnju tako da se
označi PMU ID uređaja na glavnom sučelju softvera, te desnim klikom miša odabere
Activate all. To se može vidjeti na sljedećoj slici:
Slika 4.6: Aktiviranje prikupljanja podataka iz PMU uređaja
SynchroWAVe Server Software dobivene podatke iz PMU uređaja šalje svojim klijentima
(softverima za prikupljanje i obradu podataka, SynchroWAVe Archiver Software-u i
SynchroWAVe Console Software-u), a komunikacija s njima se uspostavlja odabirom
oznake New Client gdje se upisuje ime klijenta (u ovom slučaju RITEH), te Host IP
adresa klijenta (adresa računala na kojem se nalaze softveri za obradu podataka) kojem
SynchroWAVe Server Software šalje podatke.
U slučaju da se sva tri SynchroWAVe softvera nalaze na istom računalu, treba se koristiti
interna loopback IP adresa 127.0.0.1. Opisano je prikazano sljedećom slikom:
43
Slika 4.7: Postavke IP adrese kojoj Server šalje podatke
Također, može se odabrati i koji će se podaci slati klijentu tako da se selektira one (prijelaz
crvene u zelenu boju) koji se žele slati (na gornjoj slici zeleno selektirani su STATION A i
STATION B, a to su nazivi PMU uređaja, te se time svi podaci iz uređaja šalju u klijente
Servera).
Konačno, potrebno je aktivirati SynchroWAVe Server Software da ostvaruje svoju
funkciju PDC-a, tako da se u File koloni odabere Activate Server, nakon čega se na
sučelju SynchroWAVe Server Software-a, u dijelu Clients, pojavljuje klijent kojem se
šalju podaci:
44
Slika 4.8: Podaci iz dva PMU uređaja se šalju jednom klijentu
Da bi SynchroWAVe Server Software slao podatke svojim klijentima, SynchroWAVe
Archiver Software-u i SynchroWAVe Console Software-u, potrebno je i njihovu
komunikaciju konfigurirati.
U izvedenom slučaju postavke komunikacija (Communications) u navedenim softverima
su iste, a prikazane su na slikama 4.9 i 4.10:
IZVORI PODATAKA (PMU UREĐAJI)
KLIJENTI
45
Slika 4.9: Postavke komunikacija SynchroWAVe Archiver Software-a
Slika 4.10: Postavke komunikacija SynchroWAVe Console Software-a
46
Nakon što se konfigurira komunikacija softvera, potrebno je aktivirati SynchroWAVe
Archiver Software, odnosno SynchroWAVe Console Software, kako bi se omogućilo
primanje podataka od strane PDC-a (SynchroWAVe Server Software-a). Radnja aktivacije
softvera prikazana je na primjeru SynchroWAVe Archiver Software-a:
Slika 4.11: Aktivacija SynchroWAVe Archiver Software-a
4.3.1. SEL – 5076 SynchroWAVe Archiver Software
Omogućuje kontinuiranu ili okidajuću pohranu podataka elektroenergetskog
sustava. Njime je lako usporediti podatke u širokom geografskom području koristeći točne
vremenske oznake podataka.
Može se odabrati broj kanala, frekvencija podataka i memorija pohranjivanja.
SEL-5076 SynchroWAVe Archiver Software omogućuje jednostavnu i konvencionalnu
metodu snimanja i arhiviranja sinkrofazorskih podataka u CSV (engl. Comma - Separated
Value) i COMTRADE formatima. Koristeći IEEE C37.118 protokol, softver prihvaća
podatke iz uređaja za mjerenje fazora (PMU). Prihvaća podatke od najviše četiri PMU-a ili
47
prihvaća koncentrirane blokove podataka od PDC-a (SynchroWAVe Server Software).
Kao pomoć za upravljanje veličinom zapisa, korisnik može arhivirati cijeli set podataka
ulaznom brzinom podataka ili može izabrati djelomičnu količinu podataka i/ili manju
brzinu podataka.
Prikupljanje podataka iz PMU može biti putem serijske ili Ethernet veze.
Slika 4.12: Sučelje SynchroWAVe Archiver Software-a
4.3.2. SEL – 5077 SynchroWAVe Server Software Pruža prikupljanje fazorskih podataka od najviše osam PMU-a.
Radi kao alternativa hardverski baziranim koncentratorima podataka (PDC-ima). Softver
pruža komunikacijske usluge, uključujući dial–up ili iznajmljene linije, koje nisu uključene
u koncentratore fazorskih podataka (PDC) kao što je SEL-3306 Synchrophasor Processor.
SEL – 5077 SynchroWAVe Server Software omogućuje prikupljanje fazorskih podataka
od najviše osam uređaja za mjerenje fazora (PMU). Prihvaća ulaze u dva formata, IEEE
C37.118 i SEL Fast Message formatu. Izlazi su u IEEE C37.118 formatu. Softver radi na
standardnom PC-u koristeći Windows operacijski sustav.
48
SEL – 5077 SynchroWAVe Server se koristi za prikupljanje sinkrofazorskih podataka, te
njihovo prenošenje na zaslon softvera u IEEE C37.118 formatu. Podaci se mogu izravno
slati na SCADA sustave u Modbus formatu ili se SynchroWAVe može koristiti u
kombinaciji sa SEL – 3332 Intelligent Server-om za integraciju u različite SCADA EMS
aplikacije koristeći druge protokole.
Slika 4.13: Sučelje SynchroWAVe Server Software-a
4.3.3. SEL – 5078 SynchroWAVe Console Software Prikazuje sinkrofazorske podatke za situacijsku analizu. Više ekrana i opcija
promatranja omogućuju jednostavno prilagođavanje za svakog korisnika.
Pruža svestrani alat za prikaz sinkrofazorskih podataka. Prilagodljivi prozori i višestrani
zasloni omogućuju operateru i inženjeru fleksibilnost za stvaranje prilagođenih
vizualizacija kako bi poboljšali sposobnost nadzora elektroenergetskog sustava.
SEL-5078 SynchroWAVe Console Software omogućuje grafičke prikaze bazirane na
sinkrofazorskim podacima u realnom vremenu. Koristi se za prikaz kuta prijenosnog voda
49
ili prikaz frekvencije s brzinom uzrokovanja do 60 uzoraka u sekundi. To omogućuje
praćenje oscilacija frekvencije u energetskom sustavu. Standardne sinkrofazorske funkcije
obuhvaćaju mogućnost korištenja sinkrofazora za promatranje razlika u faznim kutovima.
SynchroWAVe Console Software omogućuje i prikaz faznih kutova u realnom vremenu.
SynchroWAVe Console Software prihvaća podatke putem komunikacijskog protokola
IEEE C37.118. Podaci uključuju fazore, digitalne signale i uzrokovane analogne signale.
Fazori su prezentirani ili kao veličina/kut par ili kao realni/imaginarni par. SEL-ovi releji,
kao što su serije releja SEL-400 ili SEL-300, omogućuju fazorska, digitalna i analogna
mjerenja, te mogu slati skoro sve podatke generirane u releju. Stoga, kao dodatak
vremenski sinkroniziranim fazorima, SynchroWAVe Console Software može primati i
prikazivati veličine kao što su uklopna stanja prekidača, tokovi snaga i mnoge druge.
SynchroWAVe Console Software omogućuje fleksibilnu metodu organiziranja prikaza
sinkrofazorskih podataka u realnom vremenu. U gornjem lijevom kutu ekrana su prikazane
selektirane digitalne informacije. Gornji desni kvadrant prikazuje fazni kut. Donji lijevi dio
ekrana prikazuje frekvenciju voda. Donji desni kut ekrana je sinkroekran (engl.
synchroscope) baziran na vremenski sinkroniziranim fazorima. Mogući su i mnogi drugi
prikazi, kao što su veličine (magnitude), uzrokovani analogni signali i statusi.
Slika 4.14: Sučelje SynchroWAVe Console Software-a
50
4.4. Spajanje PMU uređaja na mrežu Za spajanje PMU uređaja na mrežu, odnosno na potrošače potrebna su nam tri
strujna (za svaku fazu jedan) i naponski mjerni transformator.
Mjerni transformatori mjerene napone i struje svode na veličine koje omogućuju upotrebu
instrumenata za nazivne napone do 100 V, te nazivne struje od 5 A i 1 A. Na taj se način i
instrumenti i releji mogu standardizirati što znatno pojednostavljuje njihovo projektiranje i
proizvodnju.
Strujni transformatori za priključak zaštitnih uređaja
Za razliku od strujnih transformatora koji služe za potrebe mjerenja, strujni
transformatori za potrebe zaštitnih uređaja trebaju vjerno prenositi na sekundarnu stranu
primarnu struju u području od nazivne do maksimalno moguće struje kratkog spoja. Isto
tako, sekundarna struja pri kratkom spoju treba ograničeno porasti kako bi se zaštitili
instrumenti.
Za spajanje PMU uređaja na mrežu, odnosno na potrošače odabrani su strujni mjerni
transformatori proizvođača Lovato, tipa DM1T 0100. Prijenosnog su omjera 100/5 A,
klase 1.
Karakteristike tog tipa strujnog transformatora prikazane su u sljedećoj tablici:
Tablica 4.3: Karakteristike strujnog mjernog transformatora Lovato DM1T 0100
Primarna struja IPOpterećenje
klasa 1 Qty per pkg Težina
Zadani kod
/5 [A] [VA] no [kg]
DM1T 0100 100 3 1 0.200
Oznaka no označava broj petlji primarnog kabela.
DM...T serija strujnih transformatora ugrađuje se u električne sustave za svođenje primarne
struje na sekundarnu vrijednost od 5 A, koja je kompatibilna za strujne ulaze digitalnih
višestrukih mjernih instrumenata i zaštitnih releja.
Bez primarnog namota su i koriste se za visoke primarne struje vrijednosti iznad 40 A.
51
Slika 4.15: Lovato DM1T 0100
Spajanje strujnih mjernih transformatora prikazano je na sljedećoj slici:
Slika 4.16: Shema spajanja strujnih mjernih transformatora
Primarni se namot spaja u seriju s potrošačima pa je na taj način struja kroz taj namot
gotovo neovisna o teretu na sekundarnoj strani.
52
Naponski transformatori za priključak zaštitnih uređaja
Izvedeni su kao i normalni transformatori snage.
Priključuju se paralelno potrošačima na gotovo konstantan napon koji je neovisan o
impedanciji priključenoj na sekundarni namot naponskog mjernog transformatora.
Osnovna razlika u odnosu na transformator snage je ta da je naponski mjerni transformator
relativno slabo opterećen kako bi pogreška mjerenja bila što manja.
Oba tipa naponskih mjernih transformatora (jednopolno izolirani i dvopolno izolirani
NMT-i) mogu se upotrijebiti za mjerenje u trofaznom sustavu i to spajanjem u slog. Da bi
se ostvario slog naponskih transformatora, potrebna su dva dvopolno izolirana NMT-a ili
tri jednopolno izolirana NMT-a. U prvom slučaju mogu se mjeriti samo linijski naponi,
dok se u drugom slučaju mogu mjeriti i linijski i fazni naponi.
Slika 4.17: Slog dvopolno izoliranih naponskih transformatora
Slika 4.18: Slog jednopolno izoliranih naponskih transformatora
53
U radu su korišteni naponski mjerni transformatori prijenosnog omjera 250/63/6.3 V.
Sljedeća slika prikazuje jedan od korištenih naponskih mjernih transformatora:
Slika 4.19: Naponski mjerni transformator
54
5. ZAKLJUČAK
Većina današnjih EES-ova, pa tako i EES Republike Hrvatske tehnički je izgrađen
s modernim sustavima relejne zaštite i SCADA sustavom 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 obzirom na dinamiku predstavlja vrlo spor prikaz stanja u mreži i
onemogućuje pravovremeno djelovanje operatera.
Uvidom u postojeću telekomunikacijsku infrastrukturu zaključilo se da ne postoje prepreke
za implementaciju sistemskog nadzora baziranog na PMU tehnologiji u EES Republike
Hrvatske. Implementacijom sistemskog nadzora ostvarile su se mnogostruke koristi u
smislu sigurnijeg i pouzdanijeg vođenja EES-a, povećanja prijenosne moći postojećih
dalekovoda te analize i sprečavanja proširenja poremećaja u EES-u. Post mortem analize
dale su bolji uvid u dinamičko ponašanje hrvatskog EES-a, te omogućile bolje
razumijevanje mogućih specifičnih stanja EES-a.
Dosadašnja iskustva u radu sa sistemskim nadzorom hrvatskog EES-a pokazala su potpunu
opravdanost implementacije i proširenja sustava baziranog na PMU tehnologiji.
Razvoj WAM sustava ići će u dva pravca, koja nisu nužno zavisni. Jedan je pravac razvoj
programske podrške i aplikacija, a drugi pravac je proširenje tehničke infrastrukture WAM
sustava, ugradnjom dodatnih servera, PMU uređaja, IED (eng. Intelligent Electronic
Devices) uređaja i korištenjem dodatnih telekomunikacijskih resursa.
Isto tako, ići će se u smjeru daljnje implementacije novih tehnologija u svrhu nadogradnje
sistemskog nadzora, koji trenutno funkcionira kao jednosmjerna komunikacija, u sustav s
mogućnošću dvosmjerne komunikacije (povratna veza prema objektima EES-a). Dakle,
budućnost nosi implementaciju sve tri faze razvoja, funkcije sistemskog nadzora, sistemske
zaštite i sistemskog upravljanja u jedan cjeloviti sustav – WAMPAC (eng. Wide Area
Monitoring, Protection and Control).
Na Tehničkom fakultetu u Rijeci projekt nadzora elektroenergetske mreže u realnom
vremenu, ostvaren ugradnjom PMU uređaja i instaliranjem odgovarajućih softvera za
prikupljanje i obradu podataka, koristiti će daljnjim generacijama studenata kako bi se što
bolje upoznali s vodećom tehnologijom nadzora EES-a, koju u budućnosti očekuje daljnje
usavršavanje i ekspanzija.
55
6. LITERATURA
1. S. Skok, I. Ivanković, et al: ''Izvješće o stanju nadzora, zaštite i vođenja
elektroenergetskog sustava Hrvatske elektroprivrede s naglaskom na mogućnost
primjene WAM sustava'', 2007.
2. 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.
3. I. Ivanković: ''Nadzor, upravljanje i zaštita od poremećaja na razini
elektroenergetskog sustava''
4. R. Matica: ''Sistemski nadzor, upravljanje i zaštita za unapređenje vođenja
elektroenergetskog sustava''
5. S. Nedić: ''Nadzor, zaštita i vođenje elektroenergetskog sustava zasnovano na
WAM platformi'', FER, diplomski rad broj 2119
6. Z. Čerina, I. Šturlić, R. Matica, V. Skendžić: ''Synchrophasor Applications in the
Croatian Power System'', HEP-TSO and Schweitzer Engineering Laboratories,
www.selinc.com, 2009.
7. http://www.selinc.com/SEL-421/
56
PRILOG A
U nastavku je prikazana shema elektroenergetskog priključka na Tehničkom
fakultetu u Rijeci s prikazom planiranih mjesta ugradnje PMU uređaja, SEL–421.