nadzor, zaŠtita i voĐenje elektroenergetskog … · i sažetak deregulacija i liberalizacija...

SVEUČILIŠTE U ZAGREBU

FAKULTET ELEKTROTEHNIKE I RAČUNARSTVA

DIPLOMSKI RAD br. 2119

NADZOR, ZAŠTITA I VOĐENJE ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA ZASNOVANO NA WAM PLATFORMI

Sandra Nedić

Zagreb, veljača 2007.

Posebna zahvala prof. dr. sc. Anti Marušiću i asistentu Srđanu Skoku, dr. sc. na

svoj pomoći i dobronamjernim sugestijama pri izradi ovog rada.

i

Sažetak

Deregulacija i liberalizacija tržišta električnom energijom predstavlja novi izazov

u nadzoru i vođenju elektroenergetskog sustava. Današnji sistemi nadzora i

upravljanja svojim dizajnom ne mogu odgovoriti na brze poremećaje u EES-u koji

mogu dovesti do raspada sustava. Nužna je implementacija novih tehnologija za

nadzor sustava u realnom vremenu. WAM omogućava nadzor i djeluje kao sustav

ranog uzbunjivanja, omogućujući operatorima pravovremeno djelovanje za

otklanjanje premećaja. Hrvatska elektroprivreda je ugradnjom PMU uređaja

započela prvu fazu razvoja WAM sustava. Ugradnjom dodatnih PMU jedinica i

prikupljanjem podataka na centralnoj lokaciji dobit će se mogućnost boljeg

nadzora uvjeta na širem području EES-a. U budućnosti se očekuje daljnji

napredak novih tehnologija i implementacija sistemske zaštite i upravljanja

sistemom u realnom vremenu.

ii

Sadržaj

1. Uvod........................................................................................................... 1

2. Sustavi za nadzor, zaštitu i vođenje EES-a trenutno u primjeni u

Hrvatskoj i svijetu....................................................................................... 3

2.1. O sustavima SCADA.............................................................................. 3

2.1.1. Arhitektura sustava SCADA............................................................ 4

2.2. Primjena SCADA sustava u hrvatskom EES-u...................................... 8

3. Sistemski nadzor - WAM ......................................................................... 10

3.1. Sistemska arhitektura WAM platforme................................................. 12

3.1.1. Sinkrona mjerna jedinica – PMU .................................................. 13

3.1.2. Telekomunikacijska infrastruktura ................................................ 17

3.1.3. Algoritmi za obradu prikupljenih podataka.................................... 18

4. Iskustva u svijetu s WAM-om................................................................... 22

4.1 WAM u Kini........................................................................................... 22

4.1 EIPP projekt ......................................................................................... 24

5. Primjena WAM-a u Hrvatskoj elektroprivredi........................................... 26

5.1. Implementirane funkcije WAM-a u Hrvatskoj....................................... 27

5.1.1. Arhiviranje podataka ..................................................................... 27

5.1.2. Nadzor (monitoring) ...................................................................... 28

5.1.3. Naponska stabilnost...................................................................... 28

5.1.4. Termički nadzor ............................................................................ 30

5.2. Prijedlog čvorišta za ugradnju PMU uređaja u RH .............................. 32

5.3. Razmatranja kod izbora PMU jedinica................................................. 37

5.3.1. Funkcionalni zahtjevi..................................................................... 37

5.3.2. Mogućnost pridavanja vremenske oznake podacima .................. 38

5.3.3. Izlazni podaci ................................................................................ 38

iii

5.3.4. Mjerene vrijednosti........................................................................ 38

6. Hijerarhija vođenja hrvatskoga EES-a..................................................... 40

7. Budući smjer razvoja sistemskog nadzora .............................................. 42

7.1. Sistemska zaštita ................................................................................. 43

7.2. Sistemsko upravljanje .......................................................................... 45

7.3. Primjena sistemskih zaštita.................................................................. 47

8. ZAKLJUČAK ............................................................................................ 49

9. Literatura.................................................................................................. 50

iv

Popis oznaka i kratica

CRZ Centar relejne zaštite CPU Središnja procesorska jedinica (od engl. Central Processing Unit) EES Elektroenergetski sustav EMS Sustavi za upravljanje energijom (od engl. Energy Management

System) engl engleski GPS Globalni sustav pozicioniranja (engl. Global Positioning System) HEP Hrvatska elektroprivreda HMI Sučelje čovjek-stroj (od engl. Human Machine Interface) PC Osobno računalo (od engl. Personal Computer) PDC Računalo za prikupljanje podataka (od engl. Phasor Data

Concentrator) PLC Programabilni logički kontroler (od engl. Programmable Logic

Controller) PMU Sinkrona mjerna jedinica (od engl. Phasor Measurement Unit) RTU Udaljeni nadzorni uređaj (od engl. Remote Terminal Unit) SCADA Sustavi za upravljanje i nadzor (od engl. Supervisory Control And

Data Acquisition) WAC Sistemsko upravljanje (od engl. Wide Area Control) WAM Sistemski nadzor (od engl. Wide Area Monitoring) WAMPAC Sistemski nadzor, zaštita i upravljanje (od engl. Wide Area

Monitoring, Protection and Control) WAP Sistemska zaštita (od engl. Wide Area Protection)B magnetska

indukcija

v

Popis tablica

Tablica 1. Usporedba sustava nadzora WAM – EMS/SCADA.......................... 12

Tablica 2. Postojeće interkonekcije u Hrvatskoj (400, 220 i 110 kV) [11].......... 34

vi

Popis slika

Slika 1. Ulazi i izlazi posluživača sustava SCADA [2] ......................................... 5

Slika 2. Ulazi i izlazi nadzornog uređaja [2] ......................................................... 6

Slika 3. Arhitektura WAM platforme [4].............................................................. 13

Slika 4. Osnovna blok shema za sinkrone mjerne jedinice ............................... 14

Slika 5. Sinkrono prikupljanje podataka na različitim lokacijama u EES-u........ 15

Slika 6. Konceptualni dijagram sustava sinkroniziranog mjerenja fazora ......... 16

Slika 7. Uloga algoritama za obradu prikupljenih podataka .............................. 18

Slika 8. Ugrađeni PMU uređaji na 400 kV dalekovodu Tumbri- Žerjavinec ...... 26

Slika 9. Glavno grafičko sučelje WAM sustava ................................................. 27

Slika 10. P-V krivulja i prikaz granice naponske stabilnosti............................... 29

Slika 11. Sučelje PSGuard 830, nadzor naponske stabilnosti .......................... 30

Slika 12. Nadomjesna shema dalekovoda......................................................... 31

Slika 13. Termički nadzor dalekovoda............................................................... 32

Slika 14. Tokovi električne energije u 2004. godini (GWh)................................ 33

Slika 15. Prijedlog mjesta ugradnje PMU- u prijenosnoj mreži HEP-a.............. 36

Slika 16. Shema modela vođenja hrvatskog EES-a [14] ................................... 40

Slika 17. Prikaz poremećaja u vremenskoj domeni [9]...................................... 43

Slika 18. Općeniti prikaz postava sustava WAP................................................ 45

Slika 19. Blok dijagram WAC sustava ............................................................... 46

Slika 20. Blok shema sistemske zaštite na dalekovodu [9] ............................... 48

Uvod

1

1. Uvod Elektroprivrede diljem svijeta sve češće se susreću s istim problemima. S jedne

strane to su kontinuirano povećanje potrošnje električne energije koje prati

povećanje tokova snaga kao posljedica liberalizacije i deregulacije tržišta

električnom energijom. Ekonomski pritisci koje takva liberalizacija donosi za

posljedicu imaju iskorištenje postojećih kapaciteta prijenosne mreže gotovo do

samih granica njene stabilnosti. S druge strane to su razmatranja o pouzdanosti i

stabilnosti tako opterećenog prijenosnog sustava.

Pojednostavljeno, ova situacija predstavlja izbor između dva smjera djelovanja:

izgradnje nove infrastrukture u prijenosnoj mreži i proširenja postojeće, ili

poboljšanje iskoristivosti postojećeg prijenosnog sustava uz primjenu

odgovarajućih novih metoda nadzora, iskorištenja i vođenja sustava. S obzirom na

troškove i vremensko trajanje izgradnje nove infrastrukture, uz sve bitnija

razmatranja i o zaštiti okoliša, sve su veća nastojanja da se iz već postojećeg

prijenosnog sustava izvuče maksimum, bez ugrožavanja njegove stabilnosti.

Sistemski nadzor (eng. Wide Area Monitoring - WAM) novi je pristup problemu

koji operatorima prijenosnog sustava omogućuje prikupljanje podataka o stanju

sistema nad velikim područjem u stvarnom vremenu. Sustav se temelji na

mjerenju fazora napona i struje (odnosno mjerenju amplitude i kuta) u određenim

točkama EES-a pomoću sinkronih mjernih jedinica. Kao dodatak već postojećim

SCADA/EMS sustavima, WAM platforma kombinacijom novih tehnologija

omogućava realnu dinamičku sliku sustava i veću točnost mjerenja. WAM

predstavlja podršku za određivanje optimalnog iskorištenja kapaciteta prijenosne

mreže i sprečavanje širenja poremećaja prijenosnom mrežom. Omogućavanjem

informacija o granicama stabilnosti i sigurnosti mreže u stvarnom vremenu, WAM

služi kao 'sustav ranog uzbunjivanja' u slučaju mogućih poremećaja u

elektroenergetskom sustavu. Najveća prednost sistemskog nadzora je njegovo

pokrivanje velikog područja, tj. velikog dijela elektroenergetskog sustava, čime

operatorima prijenosnog sustava omogućuje informacije o sistemskim uvjetima na

području cijelog EES-a pokrivenog sistemskim nadzorom, a ne samo na lokalnoj

razini, kao što je to do sada većinom bio slučaj.

Uvod

2

WAM tehnologija zasnovana je na primjeni sinkronih mjernih jedinica (eng.

Phasor Measurement Unit - PMU), moderne telekomunikacijske infrastrukture i

aplikacija za obradu prikupljenih podataka. U Hrvatskoj su 2003. godine ugrađena

dva PMU uređaja, u upotrebi za nadzor 400 kV dalekovoda Tumbri – Žerjavinec,

te jedno računalo za prikupljanje podataka (eng. Phasor Data Concentrator -

PDC). Ovaj sustav predstavlja tek prvu fazu razvoja WAM sustava u hrvatskome

EES-u. [1]

Iako se na razvoju WAM-a u svijetu radi već niz godina, ova se tehnologija i

dalje smatra novom. Većinom je to posljedica činjenice da u mnogim objektima

elektroenergetskih sustava još uvijek ne postoji zadovoljavajuća

telekomunikacijska infrastruktura potrebna za implementaciju WAM-a. Međutim,

kao posljedica revitalizacije objekata u elektroenergetskom sustavu i investicije u

izgradnju telekomunikacijske mreže, trend u svijetu je porast primjene sistemskog

nadzora, uz sve veći broj elektroprivreda diljem svijeta koji se odlučuju na primjenu

WAM-a. Dalji razvoj se očekuje u smjeru implementacije naprednih funkcija

sistemske zaštite i sistemskog upravljanja.

Sustavi za nadzor, zaštitu i vođenje EES-a trenutno u primjeni u Hrvatskoj i svijetu

3

2. Sustavi za nadzor, zaštitu i vođenje EES-a trenutno u primjeni u Hrvatskoj i svijetu

2.1. O sustavima SCADA 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 poz nazivom SCADA sustavi (eng. Supervisory Control And

Data Acquisition - SCADA). Prva namjena sustava SCADA 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. Sustavi SCADA 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 sustava SCADA

kao centralno mjesto prikupljanja podataka. Posluživači prosljeđuju podatke dalje

klijentima sustava SCADA. Najčešća namjena klijenta jest vizualizacija trenutnog

stanja u EES-u.

Od suvremenih sustava SCADA 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 različiti standardi čija je namjena standardiziranje načina povezivanja


4

različitih komponenti sustava SCADA. Standardizacijom su otvorene nove

mogućnosti koje uključuju mogućnost izrade sustava SCADA kombiniranjem

proizvoda različitih proizvođača. Time je ostvarena višestruka korist: prestaje

ovisnost o jednom proizvođaču opreme, a kombiniranjem različitih proizvoda

moguće je postići željenu optimalnu funkcionalnost sustava SCADA kao cjeline. [2]

2.1.1. Arhitektura sustava SCADA Četiri osnovne komponente sustava SCADA uključuju:

• posluživače,

• klijente,

• udaljene nadzorne uređaje,

• komunikacijsku opremu.

Uloga posluživača sustava SCADA 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 sustava SCADA 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 sustava SCADA izmjenjuje s ostalim komponentama

sustava prikazane su na Slici 1.


5

Slika 1. Ulazi i izlazi posluživača sustava SCADA [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 sustava SCADA izda nalog za slanje. Druga sofisticiranija vrsta

RTU uređaja koristi mikroračunala i programabilne logičke kontrolere (eng.

Programmable Logic Controller – PLC) s mogućnošću izravnog nadzora procesa

bez intervencije posluživača. Slika 2. prikazuje primjer odnosa nadzornog uređaja

s ostalim komponentama sustava SCADA.


6

Slika 2. Ulazi i izlazi nadzornog uređaja [2]

Centralna procesna jedinica nadzornog uređaja može komunicirati s

posluživačem u sustavu SCADA 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 Hrvatskoj,

telekomunikacijska infrastruktura HEP-a osigurava sve vrste komunikacije u

procesu vođenja EES-a.

Osnovna struktura sustava SCADA 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 sustavi SCADA su višezadaćni sustavi

temeljeni na bazi podataka održavanoj u stvarnom vremenu. Posluživači sustava

SCADA namijenjeni su za prikupljanje i obradu podataka, provjeru alarma,

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


7

postoje i namjenski posluživači koji su posvećeni samo jednoj od navedenih

zadaća. Korištenjem namenskih 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 sustava SCADA sastoji se od vrijednosti,

oznake valjanosti i vremenske oznake. Vrijednost određuje iznos promatrane

mjerene veličine, dok oznaka valjanosti označava njegovu kvalitetu. Važno

svojstvo svih sustava SCADA 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 sustava SCADA, u prvom redu klijenta,

jest prikaz stanja operateru te mogućnost upravljanja EES-om. Suvremeni sustavi

SCADA 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 sustava SCADA.

Većina sustava SCADA 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]


8

2.2. Primjena SCADA sustava u hrvatskom EES-u Izgradnja prvog sustava daljinskog vođenja u Hrvatskoj elektroprivredi

(Hrvatska elektroprivreda, 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 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


9

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.

Sistemski nadzor - WAM

10

3. Sistemski nadzor - WAM Prethodnih se godina projektiranje prijenosnih mreža izvodilo s granicama

stabilnosti koje odgovaraju području na kojem određena elektroprivreda pokriva

proizvodnju, prijenos i distribuciju električne energije, po tzv. okomitom

organizacijskom modelu. Interkonekcijom prijenosnih sustava, uz liberalizaciju

tržišta električnom energijom javljaju se novi aspekti nadzora i upravljanja u

prijenosu. Namjena interkonekcijskih vodova je poboljšanje pouzdanosti i

ekonomske učinkovitosti EES-a međusobnim povezivanjem susjednih

elektroprivreda. Međutim, često su interkonekcijski sustavi opterećeni iznad svojih

operativnih ograničenja, što dovodi do nestabilnosti i povećane mogućnosti

kolapsa cijelog sustava. Općeniti je trend iskorištavanja EES-a do krajnjih granica

njegove stabilnosti u svrhu povećanja prijenosnog kapaciteta, čime se smanjuju

sigurnosne margine i povećava mogućnost nastajanja poremećaja u EES-u.

Rješenje se vidi u pronalaženju načina nadzora dinamike rada mreže – nadzoru

amplitude i faznog kuta, te frekvencije napona i struja na području cijele mreže – u

'stvarnom vremenu'.

Tradicionalni SCADA/EMS sustavi daju samo 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.

Sistemski nadzor (eng. Wide Area Monitoring - WAM) relativno je nov koncept u

primjeni u nadzoru EES-a. Za razliku od uobičajenih sustava nadzora kao što je

SCADA, gdje RTU jedinice dohvaćaju efektivne vrijednosti struja i napona, WAM

platforma dohvaća fazorska mjerenja struje i napona prikupljenih pomoću

sinkronih mjernih jedinica (eng. Phasor Measurement Unit – PMU) s određenih

lokacija u EES-u. Izmjerene vrijednosti uključuju amplitude i fazne kuteve, a uz to

su takve izmjerene vrijednosti i vremenski uskađene GPS sinkronizacijom, s

točnošću od jedne mikrosekunde. Upravo GPS sinkronizacija podataka predstavlja

najznačajniju tehnološku novost, s obzirom na vrlo veliku točnost i vremensku

usklađenost prikupljenih podataka. Nedostatak odgovarajuće računalne podrške i


11

značajne poteškoće u prikupljanju, koordinaciji i sinkronizaciji mrežnih podataka

zbog nepostojanja odgovarajućih komunikacijskih veza ovakav je nadzor u

prošlosti činilo nemogućim. Međutim, nove tehnologije – kao što je sinkronizirano

mjerenje fazora upotrebom PMU jedinica u kombinaciji s digitalnim

komunikacijama koje omogućuju brzu i pouzdanu povezanost elektroenergetskih

objekata u prijenosnoj mreži – ovakav su nadzor učinile mogućim.

Glavna motivacija prijenosnih područja za ugradnjom WAM tehnologije je

postizanje nekih od sljedećih prednosti:

• poboljšanje prijenosnog 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 dohvaćenih analizom dinamike sustava i prepoznavanja

mjesta zagušenja u mreži,

• predstavljanje koordiniranog pristupa izvedbe akcija stabilizacije EES-a u

slučaju znatnih smetnji u mreži,

• automatska izvedba dodatnih funkcija sistemskog nadzora,

• Bolje razumijevanje dinamike sustava,

Podaci prikupljeni putem WAM-a omogućuju operatorima nadzor sistema u

stvarnom vremenu, čime se omogućuje upotreba WAM-a kao 'sustava ranog

uzbunjivanja' – sustava koji brzom dijagnostikom operatorima daje na vremenu da

se poduzmu sljedeći koraci za stabilizaciju EES-a:

• ograničavanje opsega i utjecaja nestabilnosti u mreži,

• sprečavanje pojave raspada sustava.

Također, elektroenergetski sustav koji raspolaže podacima u stvarnom vremenu

može određenim korektivnim radnjama djelovati na povećanje granica prijenosne

mreže u novonastalim okolnostima, čime se za trajanja zagušenja povećava

sigurnost mreže radom sustava u granicama blizu maksimalnog kapaciteta za


12

vrijeme trajanja povećane potražnje za električnom energijom i povećanih tokova

snaga.

WAM platforma svojim funkcijama otvara značajne mogućnosti nadzora, a u

budućnosti i zaštite i kontrole modernog EES-a, što je i glavni razlog zašto

elektroenergetski sustavi diljem svijeta implementiraju WAM kao preferiranu

metodu za povećanje pouzdanosti prijenosnog sustava. Pregled prednosti

implementacije WAM platforme u odnosu na klasični EMS/SCADA prikazane su u

Tablici 1.

Tablica 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, 1sek

Detaljna obrada, Brza reakcija

Sinkronizacija u roku 1µs Sinkronizacija u roku 1sek ili više Preciznija slika trenutnog stanja u EES-u

3.1. Sistemska arhitektura WAM platforme Arhitekturu WAM platforme čini sljedeći hardver:

• sinkrone mjerne jedinice (PMU),

• telekomunikacijska infrastruktura,

• centar sistemskog nadzora koji upravlja fazorskim podacima

prikupljenih iz PMU jedinica i odgovarajućim algoritmima za obradu

podataka.

PMU jedinice se smještaju u elektroenergetske objekte na način koji će

omogućiti nadzor EES-a pod bilo kojim radnim uvjetima (npr., otočni rad EES-a,

kvar na prijenosnom vodu, generatoru, itd.), uzimajući u obzir određeni stupanj

redundancije da se omogući pouzdanost i u slučaju nedostupnosti određenih

podataka zbog, primjerice, kvara PMU jedinice, greške u telekomunikacijskoj vezi,

itd. Izmjereni podaci se komunikacijskim kanalima/vezama šalju u Centar

sistemskog nadzora, Slika 3. Centar sistemskog nadzora je računalna jedinica u

kojoj se mjerenja prikupljena iz više PMU uređaja međusobno sinkroniziraju i


13

sortiraju (predprocesiranje podataka), čime se dobivaju trenutne snimke stanja

EES-a. Izvođenjem određenih algoritama za obradu podataka moguće je dobiti

grafički prikaz prikupljenih podataka, što operatorima omogućuje vizualni prikaz

stanja u EES-u i mogućih poremećaja u realnom vremenu.

Slika 3. Arhitektura WAM platforme [4]

3.1.1. Sinkrona mjerna jedinica – PMU PMU, inteligentni elektronički uređaj koji se ugrađuje u elektroenergetskim

postrojenjima i proizvodnim objektima, mjeri fazore napona i struje, odnosno

amplitudu i kut. Na osnovu rekurzivnog algoritma diskretne Fourierove

transformacije, fazor napona definiran je izrazom:

,cossin21

1⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛+= ∑ ∑

==

M

k

M

k kk kvjkvM

V θθ (1)

gdje su:

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

M broj prikupljenih uzoraka napona,


14

θ kut uzorkovanja.

Iz jednadžbe (1) računa se fazni kut δ prema sljedećoj jednadžbi:

{ }{ } .tan 1

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ℜℑ

= −

VVδ (2)

gdje su:

( )Vℑ imaginarni dio fazora napona,

( )Vℜ realni dio fazora napona.

PMU jedinica računa fazni kut δ prema izrazu (2).

Na slici 4. prikazan je osnovna blok shema za sinkrone mjerne jedinice.

Funkcija pridjeljivanja vremena pretvara GPS signal (1 puls u sekundi) u slijed

brzih vremenskih impulsa koji se koriste u uzorkovanju valnog oblika. CPU jedinica

izvodi računanje fazora preko već navedene formule diskretne Fourierove

transformacije. Konačno, fazor dobiva vremensku oznaku i učitava se u računalo

za prikupljanje podataka.

Slika 4. Osnovna blok shema za sinkrone mjerne jedinice

Ugradnja PMU jedinica na biranim lokacijama u EES-u prvi je korak ka

sistemskom nadzoru, Slika 5. Kada postoji mogućnost sinkronizacije izmjerenih

podataka, moguće je s velikom točnošću vremenski uskladiti podatke prikupljene

iz više mjernih jedinica na širem području elektroenergetskog sustava, čime se


15

dobiva realna slika trenutnog stanja u EES-u, što do sada nije bilo moguće.

Sposobnost računanja sinkronih fazora čini PMU jednim od najvažnijih mjernih

uređaja u budućnosti nadzora i kontrole EES-a. Upotrebom satelita globalnog

sustava pozicioniranja (eng. Global Positioning System - GPS) omogućena je vrlo

bitna funkcija: izmjerenim podacima se pridodaje vremenska oznaka vrlo visoke

točnosti, s točnošću boljom od jedne mikrosekunde, koja točno određuje kada je

mjerenje izvedeno.

Slika 5. Sinkrono prikupljanje podataka na različitim lokacijama u EES-u

Upravo zbog komunikacijske veze PMU uređaja i GPS-a, podaci o radu mreže

mogu biti sinkronizirani na istu vremensku bazu i prenešeni u kontrolni centar bilo

kojom dostupnom komunikacijskom vezom, žičnom ili bežičnom – na primjer

putem Etherneta, telefonskom vezom, mikrovalovima, ili na bilo koji drugi

dostupan način. [3] Brzina prijenosa s novim vezama je reda nekoliko desetaka

milisekundi. Iz prikupljenih podataka PMU računa snagu (MW / MVAR) i

frekvenciju. Mjerenja se prijavljuju u vremenskom rasponu od 20-60 puta u

sekundi, ovisno o podešenju i frekvenciji sustava. [5] Podaci se konvertiraju u 16

bitnom formatu, a format prijenosa fazora struja i napona najčešće je IEEE

protokol 1344. Standard IEEE 1344 definira apsolutnu vremensku referencu za

fazore kao početak sekunde. [6]

Sustav ima svoje računalo za prikupljanje podataka (eng. Phasor Data

Concentrator - PDC) koje prikuplja i vremenski usklađuje podatke prikupljene iz

svih PMU jedinica u objektu na osnovu podacima pridodane vremenske oznake.


16

Mjerenja izvedena u PDC-u svakog sustava šalju se na Centralnu lokaciju, gdje se

sinkroniziraju podaci prikupljeni iz svih sustava. Prolaz podataka kroz PDC ne

usporava bitno protok i brzinu slanja, kašenje je u tom slučaj do par 100 ms.

Slika 6. Konceptualni dijagram sustava sinkroniziranog mjerenja fazora

Pomoću algoritama i aplikacija koje se koriste na Centralnoj lokaciji za obradu

prikupljenih podataka dobiva se trenutna snimka stanja u mreži na širem području,

mjereno u milisekundama. Upravo to je potrebno za precizno praćenje mrežne

dinamike. Sve informacije se prikupljaju u centralnom računalu koje koristi

programsku podršku kroz razvijene brze algoritme zaštite i u vrlo kratkom vremenu

generira odzive na poremećaje u cilju očuvanja stabilnosti EES-a.

Prednosti sinkronog mjerenja fazora u nadzoru, radu i kontroli EES-a odmah su

prepoznate. PMU jedinice poboljšavaju nadzor i kontrolu EES-a pomoću

preciznog, sinkroniziranog i izravnog mjerenja stanja sustava. Najveća korist je

jedinstvena sposobnost PMU uređaja u omogućavanju sinkronih mjerenja u

stvarnome vremenu. Na primjer, pozitivne komponente napona sabirnica osnovne

frekvencije se koriste izravno pomoću naprednih aplikacija u kontrolnom centru za

procjenu sigurnosti i toka snage. Pomoću PMU uređaja indikatori sigurnosti koje


17

takve aplikacije proizvode predstavljaju stvarni status EES-a u realnom vremenu.

Slika 6. prikazuje koncepciju sistema sinkroniziranih mjernih jedinica.

Najbitnije razmatranje koje provode potencijalni korisnici je primjena koja će

opravdati početnu instalaciju PMU uređaja. Kako se i očekuje od tehnologije koja

je još u razvitku, prvi PMU uređaji su ugrađivani u svrhu dobivanja iskustva u radu

sa samim uređajem i njegovim aplikacijama. U to je svrhu PMU primjenjivan

isključivo lokalno. Danas je rašireno mišljenje da najveći pozitivni učinak PMU

uređaji daju putem sistemskih aplikacija kao što su procjena stanja, te zaštita i

kontrola sistema na širem području djelovanja.

3.1.2. 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.

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. [7]

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


18

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.

3.1.3. Algoritmi za obradu prikupljenih podataka Maksimalna iskoristivnost podataka prikupljenih mjernim jedinicama postiže se

primjenom odgovarajućih algoritama za obradu tako prikupljenih podataka. Među

najvažnije algoritme mogu se ubrojiti aplikacijski algoritmi za funkciju nadzora

naponske stabilnosti, algoritam za procjenu termičke stabilnosti, procjena stanja u

EES-u, predviđanje nestabilnosti, itd.

Slika 7. Uloga algoritama za obradu prikupljenih podataka


19

Danas se prijenosnim sustavima upravlja uglavnom na osnovu statičkih ili

kvazidinamičkih informacija prikupljenih RMS mjerenjima. Fazorska mjerenja u

čvorištima EES-a operatorima prijenosnog sustava predstavljaju značajnu pomoć

u dobivanju dinamičkog pogleda na EES. Također, omogućuju iniciranje potrebnih

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

procjenu stabilnosti EES-a, izvedeni da iz unosa fazorskih podataka daju traženu

sliku rada EES-a, što povećava učinkovitost rada prijenosnog sustava i održava

sigurnost mreže na željenoj razini.

Interkonekcije između prijenosnih sustava susjednih zemalja imaju glavnu ulogu

u tranzitu električne energije. Prijenosni kapacitet interkonekcijskih vodova često je

ograničen zahtjevima stabilnosti, a najčešće je tome razlog nepoznavanje točnog

stanja sustava u određenom trenutku, čime su granice stabilnosti podešene ispod

njihovih maksimalnih vrijednosti. Tradicionalan pristup rješavanju problema

zagušenja prijenosnih koridora bio bi izgradnja novih kapaciteta prijenosa. Iako

ovo rješenje nudi veći prijenosni kapacitet, cijena njegove izvedbe je u većini

slučajeva neprihvatljiva. Alternativa ovakvom rješenju je upravo investicija u

poboljšanje nadzora nad EES-om upotrebom WAM-a i odgovarajućih algoritama

za obradu prikupljenih fazorskih podataka, što za rezultat ima daleko bolju sliku

trenutnog stanja u sustavu, čime se omogućuje rad bliže maksimalnim granicama

stabilnosti, a samim time i veći prijenosni kapacitet vodova.

Glavne prednosti koje donose algoritmi za obradu prikupljenih podataka su:

• Ukupno povećanje učinkovitosti rada prijenosnog sustava,

• Održavanje sigurnosti sustava na željenoj razini,

• Optimizacija toka snage,

• Smanjenje rizika od nestabilnosti i raspada EES-a,

• Dohvat važnih informacija u svrhu analize poremećaja i planiranja

proširenja prijenosnih kapaciteta,

• Vizualizacija uvjeta u prijenosnoj mreži.

U hrvatskom WAM-u su u upotrebi programska podrška i algoritmi za obradu

podataka proizvođača ABB. ABB je predstavio PSGuard Wide Area Monitoring

System, kao programsku podršku za algoritamsku obradu prikupljenih podataka.


20

Primjena PSGuard-a je moguća modularno, počevši od osnovne razine

sistemskog nadzora, uz naknadnu nadogradnju sve do naprednih modula koji

omogućuju opsežan nadzor nad EES-om. Paketi sistemske podrške se biraju i

primjenjuju u skladu s potrebama određene elektroprivrede. Sistem se temelji na

standardnom PC hardveru i operacijskim sustavima.

U budućnosti ABB planira proširenje mogućnosti postojećeg sustava nadzora

instalacijom dodatnih modula koji će operatorima, osim nadzora, omogućiti

poduzimanje odgovarajućih akcija u svrhu stabilizacije sustava. Dugoročni ciljevi

uključuju proširenje početne WAM tehnologije na sistem koji će, osim nadzora,

imati mogućnost izvođenja automatiziranih akcija stabilizacije, bez djelovanja

operatora. Ovaj koncept nosi naziv sistemsko upravljanje (WAC) i uključuje

automatsku optimizaciju rada mreže i iniciranje automatskih preventivnih akcija

kada je to potrebno.

Švicarski operator prijenosnog sustava, ETRANS, od 2003. godine koristi

podršku PSGuard. ABB-ov sistem PSGuard 850 velika je pomoć u nadzoru

prijenosnih koridora u švicarskom EES-u, što ETRANS-u omogućuje postizanje

zadovoljavajuće sigurnosti i pouzdanosti mreže za trajanja kritičnih poremećaja u

EES-u. Nadzor se izvodi mjerenjem faznog kuta napona, koji je direktno

proporcionalan snazi koji se prenosi prijenosnim koridorom. Razlika faznih kuteva

napona između sjeverne i južne granice Švicarske precizno odražava trenutno

opterećenje prijenosnog koridora, stoga dohvat informacija o razlici kuteva u

realnom vremenu predstavlja glavnu zadaću ovog sustava nadzora. [3] Dodatna

funkcija je mjerenje/nadzor prosječne temperature prijenosnog voda, čime se

ETRANS-u omogućuje optimizacija dostupnosti sustava i sigurno povećanje

kapaciteta prijenosa snage za vrijeme vršnog opterećenja.

U HEP-u je također u upotrebi ABB-ov sustav PSGuard PS830, s funkcijama

sličnim već navedenim funkcijama. Sustav je ugrađen također 2003. godine kao

dio programa opsežne revitalizacije sustava u svrhu postizanja nadzora važnog

prijenosnog koridora u 400 kV mreži u realnom vremenu. Dvije najvažnije funkcije

su također funkcija nadzora naponske stabilnosti i funkcija nadzora termičkog

opterećenja. [8]


21

Upravo ova dva navedena sustava nadzora odigrala su veliku ulogu u

prikupljanju podataka stanja u EES-u prilikom rekonekcije zone UCTE i i UCTE II.

Algoritmima za obradu prikupljenih podataka naknadnom analizom dobiveni su

vrijedni rezultati o ponašanju sustava za vrijeme izvođenja rekonekcije.

Iskustva u svijetu s WAM-om

22

4. Iskustva u svijetu s WAM-om

Ugradnja PMU uređaja u svijetu postaje općeprihvaćen način za postizanje

bolje slike o uvjetima rada EES-a. Najzanimljivije je spomenuti elektroenergetske

sustave u svijetu koji su u naprednoj fazi implementacije sistemskog nadzora i

trenutno primjenjuju WAM platformu s čak preko stotinu ugrađenih PMU jedinica.

Iskustva operatora se još uvijek prikupljaju, međutim prvi pokazatelji potvrđuju

sljedeće prednosti primjene takvog sustava:

• Ekonomski učinkovit rad mreže kao posljedica nadzora kritičnih točaka

mreže i odgovarajućeg pravovremenog djelovanja,

• Otkrivanje i eliminacija uzroka problema u kvaliteti električne energije

zahvaljujući visokoj preciznosti sustava,

• Primjena učinkovitih alata za istraživanje kvarova u EES-u, čime se

dobavljaju dodatne informacije kao pomoć u strategiji budućeg planiranja

razvoja prijenosne mreže.

U kontekstu prikupljanja i analize iskustava operatora u primjeni WAM-a,

zanimljivo je spomenuti iskustva Kine s primjenom WAM sustava, s obzirom da se

radi o velikom elektroenergetskom sustavu s ugrađenih preko stotinu PMU uređaja

na velikom geografskom području s ciljem njihovog povezivanja u WAM sustav

koji će davati sliku cjelokupnog stanja u EES-u. Također, zanimljivo je spomenuti

projekt EIPP (engl. Eastern Interconnection Phasor Project – EIPP), projekt

implementacije velikog broja mjernih jedinica u svrhu dobivanja slike rada EES-a

na istočnoj obali Sjedinjenih država, ponajviše potaknut raspadom sustava 14.

kolovoza 2003. godine, koji je pokazao sve slabosti nepoznavanja stanja u EES-u

u realnom vremenu.

4.1. WAM u Kini Istraživanja tehnologije primjene sinkrofazorske tehnologije u Kini su započela

još 1994. godine. Nakon osam godina početnog iskustva u primjeni nove

tehnologije i nadogradnje potrebne komunikacijske strukture koja je izvedena u

tom vremenu, primjena WAM-a započela je 2002. godine, a danas se može reći


23

da je Kina jedna od zemalja koja prednjači u upotrebi ove tehnologije. Većina PMU

jedinica ugrađenih u kineski EES vlastite je proizvodnje, a dominira upotreba PMU

jedinica proizvođača Beijing Sifang Co.. Struktura PMU-a je modularna i

decentralizirana, čime je omogućen izbor broja i tipa modula ovisno o zahtijevanoj

primjeni.

PMU jedinice su ugrađene u sve bitne 500 kV transformatorske stanice i sve

bitnije proizvodne jedinice snage veće od 300 MW. Trenutni broj WAM centara u

Kini je šest, gdje komunikacijski poslužitelji zaprimaju fazorske podatke prikupljene

PMU jedinicama putem SPDnet komunikacijske mreže.

WAM funkcije u primjeni grupiraju se u dvije kategorije:

• Osnovne funkcije,

• Napredne funkcije.

U osnovne funkcije spadaju:

• Prikupljanje i sinkronizacija fazora,

• Organizacija prikupljenih podataka u stvarnom vremenu i arhiviranje u

bazu podataka,

• Funkcija nadzora i analize dinamike na širokom području za

omogućavanje dinamičkog pogleda na rad sustava,

• Sinkronizirano snimanje i mogućnost reprodukcije podataka

prikupljenih za trajanja smetnje ili kvara.

U napredne funkcije ubrajaju se:

• Nadzor statusa rada generatora (prikaz pogonske karte),

• Analiza oscilacija snage niske frekvencije,

• Procjena hibridnog stanja u realnom vremenu – kombinacija

dinamičkog mjerenja pomoću PMU-a s tradicionalnim SCADA/RTU

mjerenjima za povećanje brzine i točnosti procjene stanja,

• Predpriprema sheme kontrole u slučaju kvara – unaprijed

pripremljene sheme odziva i akcija u slučaju kvarova,

• Procjena stabilnosti kuta opterećenja,


24

• Identifikacija smetnji u realnom vremenu – procjena naponske

nestabilnosti,

• Procjena valjanosti simulacija,

• Automatska kontrola napona.

Budući razvoj WAM-a u Kini temelji se na znatnim ulaganjima u novu

infrastrukturu, ugradnju novih PMU uređaja i pokrivanje svih objekata naponske

razine više od 220 kV i proizvodnih postrojenja snage veće od 300 MVA. Razvoj

WAM funkcija ići će u smjeru primjene WAM-a osim u svrhu nadzora, upozorenja

i osnovne analize, u smjeru zaštite i kontrole EES-a, za čiji razvoj se u Kini ulažu

znatna sredstva i istraživanja. Trenutno nepovezani WAM centri u budućnosti će

tvoriti jedinstveni WAM sustav. [12]

4.2. EIPP projekt Deregulaciju i liberalizaciju tržišta električnom energijom u Sjedinjenim

državama nisu pratila odgovarajuća ulaganja u novu infrastrukturu prijenosne

mreže. Rezultat je operacijska okolina u kojoj se operatori sučeljavaju s brzim

promjenama stanja EES-a uz nepredvidive tokove snaga i radne uvjete.

14. kolovoza 2003. godine u Sjevernoj Americi došlo je do raspada

elektroenergetskog sustava velikih razmjera, što je pokazalo sve mane do tada

primjenjivanog sustava nadzora. EIPP projekt za cilj ima ugradnju mjernih jedinica

diljem istočne obale SAD-a u svrhu postizanja sistemskog nadzora u realnom

vremenu, što bi trebalo spriječiti buduću pojavu raspada sustava.

U prvoj fazi izgradnje EIPP fazorske mreže ugrađeno je 25 mjernih jedinica na

širem geografskom području. Komunikacija je izvedena točka-točka VPN vezom

za prijenos podataka u realnom vremenu između operatora prijenosnih sustava

(Ameren, AEP, NYISO i Entergy) i TVA (Tennessee Valley Authority), centralnog

hosta za sinkronizaciju prikupljenih fazorskih podataka pomoću računala za

prikupljanje podataka. Prva faza omogućila je dobivanje slike stanja

interkonekcijskog sustava u realnom vremenu:

• interkonekcijske i lokalne frekvencije u ključnim točkama nadzora,

• razlike faznih kuteva između prijenosnih sustava.


25

• podatke o kutu i amplitudi sistemskog napona za identifikaciju propada i

izvora snage,

• nadzor i praćenje iznosa djelatne i jalove snage na bitnim prijenosnim

vodovima.

Najveću poteškoću u prvoj fazi primjene sustava predstavljala je kvaliteta

prikupljenih podataka i usklađivanje podataka prikupljenih mjernim jedinicama

različitih proizvođača, uz korištenje različitih brzina i protokola za prijenos

podataka.

Osim dva navedena opsežna projekta implementacije WAM-a, velik broj drugih

zemalja također primjenjuje tehnologiju sistemskog nadzora. Faze razvoja WAM

sustava ovise od zemlje do zemlje – neke su tek u prvoj fazi razvoja sustava, dok

druge rade na drugoj ili trećoj fazi sistemskog nadzora, uz implementaciju funkcija

sistemske zaštite i upravljanja.

Svjetska iskustva s već postojećim prototipovima WAM sustava Hrvatskoj

elektroprivredi mogu biti značajna pomoć u prikupljanju iskustava u radu

sistemskog nadzora. Primjena odgovarajućih aplikacija u budućnosti može znatno

smanjiti troškove investicije u nove elektroenergetske objekte, uz istovremenu

garanciju visoke razine dinamičkog opterećenja mreže. WAM proširuje funkcije

postojeće opreme za lokalni nadzor i zaštitu.

Primjena WAM-a u Hrvatskoj elektroprivredi

26

5. Primjena WAM-a u Hrvatskoj elektroprivredi U Hrvatskoj su 2003. godine ugrađena dva PMU uređaja, u upotrebi za nadzor

400 kV dalekovoda Tumbri – Žerjavinec, Slika 8., 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 hrvatskome EES-u. [1]

Slika 8. Ugrađeni PMU uređaji na 400 kV dalekovodu Tumbri- Žerjavinec

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 prvoj fazi i omogućuje tek prikupljanje podataka u svrhu nadzora, mjerenja i

signalizacije, te analize prikupljenih podataka. Budući razvoj ide u smjeru primjene

dodatnih aplikacija u svrhu izvođenja funkcija kontrole i upravljanja EES-om.


27

5.1. 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

EES-a.

Slika 9. Glavno grafičko sučelje WAM sustava

5.1.1. 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.


28

5.1.2. Nadzor (monitoring) Isto kao i arhiviranje, nadzor spada u osnovne WAM funkcije. Nadziru se glavni

parametri dalekovoda u realnom vremenu i kutevi vektora 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.

5.1.3. Naponska stabilnost Funkcija nadzora naponske stabilnosti u realnom vremenu treba omogućiti dvije

osnovne funkcije [13]:

• nadzor nepredviđenih situacija u EES-u,

• 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 sistem 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 10. PMU jedinice omogućuju stalni nadzor trenutne

radne točke na prijenosnom dalekovodu.


29

Slika 10. P-V krivulja i prikaz granice naponske stabilnosti

Funkcija naponske stabilnosti spada u napredne funkcije WAM sustava i

predstavlja glavnu funkciju za nadzor prijenosa električne energije. Ova aplikacija

iz prikupljenih fazorskih podataka iscrtava 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 PMU

mjerenja faznog kuta. Snaga se računa prema sljedećem izrazu:

,sin21 θ⋅⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ⋅=

LXUUP (3)

gdje je:

P djelatna snaga,

1U napon na jednom kraju dalekovoda,

2U napon na drugom kraju dalekovoda,


30

LX induktivitet voda,

θ kut između vektora napona.

Izračunati podaci prikazuju se na grafičkom sučelju, Slika 11, u realnom

vremenu i predstavljaju vrijednu informaciju operatoru sustava o mogućnosti

povećanja prijenosnog kapaciteta bez narušavanja sigurnosti EES-a.

Slika 11. Sučelje PSGuard 830, nadzor naponske stabilnosti

5.1.4. 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]


31

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 12.

Slika 12. Nadomjesna shema dalekovoda

Iz podataka o trenutnom otporu dalekovoda lako se izračuna temperatura

dalekovoda iz poznatog izraza za temperaturu:

( ),0

0 TRR

T +−

=α

(4)

gdje je:

T temperatura na dalekovodu,

R otpor dalekovoda,

0R otpor dalekovoda pri referentnoj temperaturi,


32

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 13.

Slika 13. Termički nadzor dalekovoda

5.2. Prijedlog čvorišta za ugradnju PMU uređaja u RH 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 moraju 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.


33

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).

Osnovni moduli programske podrške sadrže grafičko sučelje, mogućnost

pohrane podataka i eksport funkcije za daljnju analizu prikupljenih podataka.

Nakon rekonekcije prve i druge UCTE sinkrone zone hrvatski EES 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 2.

Slika 14. Tokovi električne energije u 2004. godini (GWh)


34

Tablica 2. 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


35

Rekonekcijom zone UCTE I i UCTE II (engl. Union for the Co-ordination of

Transmission of Electricity - UCTE), 10. listopada 2004. godine, prijenosna mreža

Hrvatske elektroprivrede prešla je s ruba UCTE mreže u središnji dio njenog

jugoistočnog dijela, čime se i njena uloga u tranzitu energije značajno promijenila.

Nakon rekonekcije zone UCTE I i UCTE II modelirana je mreža HEP-a iz koje je

izvedena analiza u svrhu prepoznavanja najosjetljivijih točaka s aspekta zagušenja

u prijenosnoj mreži HEP-a, s obzirom na nove uvjete u mreži i na činjenicu da

prijenosni sustav treba ostati unutar dopuštenih granica opteretivosti. Analizom su

identificirana mjesta zagušenja u prijenosnoj mreži RH, različita za stanja uvoza i

izvoza električne energije. Analiza je pokazala da su najčešća mjesta zagušenja u

uvjetima uvoza na razini 400 kV i 200 kV, s obzirom da je uvoz dominantan na tim

naponskim razinama, a zagušenje se javlja na transformaciji 220 kV/110 kV na

putu prema potrošnji. U uvjetima izvoza električne energije mjesta zagušenja su

vezana uz 110 kV i 220 kV naponske razine, što su i dominantne lokacije

prijenosnih izvora u RH. [10]

U prvoj fazi razvoja WAM sustava u RH bitno je odrediti lokacije za ugradnju

PMU uređaja. S obzirom na podatke o prijenosima snage (Tablica 2., Slika 13.) i

analizu zagušenja u mreži, prijedlog je ugradnja PMU uređaja na sljedećim

lokacijama:

• TS Meline 400/220/110 kV,

• TS Ernestinovo 400/110 kV,

• TS Konjsko 400/220/100 kV,

uz već postojeće lokacije PMU uređaja:

• TS Žerjavinec 400/220/110 kV,

• TS Tumbri 400/220/110 kV.

Nadogradnja strukture i arhitekture sustava nadzora i upravljanja EES-om u

Hrvatskoj elektroprivredi mora biti izvedena u skladu s postojećom tehnologijom i

dostupnom telekomunikacijskom infrastrukturom. Poželjna je prilagodljiva i

modularna struktura koja će odgovarati planiranoj migraciji tehnologije u

budućnosti. Rješenja WAM platforme su moguća u cjelosti, s potpunom

zamjenom postojećeg sustava nadzora i primjenom velikog broja novih aplikacija u


36

Slika 15. Prijedlog mjesta ugradnje PMU- u prijenosnoj mreži HEP-a

samo jednoj nadogradnji, međutim takvo rješenje iziskuje velike ekonomske

troškove. Moguća je i primjena WAM platforme s malim brojem instalacija novih

tehnologija u radu paralelno s postojećim sustavom nadzora, vođenja, ili

upravljanja, SCADA. Prije implementacije WAM platforme i ugradnje novih PMU

jedinica potrebno je napraviti opsežnu studiju koja će dati detaljan uvid u trenutno

stanje VN mreže Hrvatske elektroprivrede, s naglaskom na mjesta zagušenja u

prijenosnoj mreži.

S povećanjem dostupnosti sofisticiranih računalnih, komunikacijskih i mjernih

tehnologija moguća je upotreba naprednije opreme na lokalnoj razini u svrhu

poboljšanja odziva na funkcije zaštite u slučaju uzbune. Velik je potencijal

sistemskog nadzora, zaštite i upravljanja baziranog na snažnim, fleksibilnim i

pouzdanim terminalima sistemske zaštite, telekomunikacijskoj vezi velike brzine i


37

GPS sinkronizaciji u međudjelovanju s pažljivo izvedenom analizom stanja u mreži

Hrvatske elektroprivrede.

5.3. 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.

5.3.1. Funkcionalni zahtjevi Neki od funkcionalnih kriterija koji su bitni pri izboru PMU uređaja su sljedeći:

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

odgovarao zahtjevima za instalacijom na određenoj lokaciji,

• Besprekidno napajanje mora imati mogućnost napajanja snimača

podataka odgovarajući zahtijevani broj sati u slučaju gubitka glavnog

napajanja,

• Definira se broj podatkovnih portova koje PMU uređaj mora 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.


38

5.3.2. Mogućnost pridavanja vremenske oznake podacima Najveća prednost mjernih jedinica je njihova sposobnost sinkroniziranog

prikupljanja podataka, stoga je to vrlo bitan uvjet. Sat u PMU uređaju mora biti

podešen na UCT vrijeme i vanjskom antenom spojen na GPS. Nadzorna oprema

mora imati mogućnost vremenske sinkronizacije i udovoljavati određenim uvjetima

vremenske točnosti i pridavanja vremenske oznake:

• Mogućnost dohvata GPS vrijednosti vremena,

• Definira se potrebna točnost faznog kuta,

• Definira se vremenski okvir za pridavanje vremenske oznake prikupljenim

podacima.

5.3.3. Izlazni podaci Podaci prikupljeni PMU uređajima moraju biti dostupni i mora biti omogućen

njihov prijenos, zato moraju biti zadovoljeni određeni standardi. Podatkovni format

za prikupljanje podataka mora odgovarati standardu IEEE 1344 ili PC37.118 i

očekuje se 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 koje se uglavnom očekuje sposobnost pohrane

najmanje sedam dana prikupljenih podataka i prijenosa neprekinutih tokova

podataka.

5.3.4. Mjerene vrijednosti Izlazni podaci iz mjernih jedinica minimalno moraju 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 spada opcija nadogradnje hardvera (diskovnog prostora), iako

nije bitan preduvjet.


39

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

• ...

Dva do sada ugrađena PMU uređaja u hrvatskom EES-u proizvođača su Arbiter

Systems, model 1133A. Programska podrška je ABB-ov PSGuard 830 s osnovnim

funkcijama nadzora.

Hijerarhija vođenja hrvatskoga EES-a

40

6. Hijerarhija vođenja hrvatskoga EES-a Hrvatski EES je trenutnom hijerarhijom podijeljen na četiri prijenosna područja:

• Prijenosno područje Zagreb

• Prijenosno područje Split

• Prijenosno područje Opatija

• Prijenosno područje Rijeka

Model vođenja hrvatskog EES-a je model '4+1', uz jedan glavni centar na prvoj

razini vođenja (NDC) i četiri mrežna centra na drugoj razini vođenja, Slika 16.

Slika 16. Shema modela vođenja hrvatskog EES-a [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),

Hijerarhija vođenja hrvatskoga EES-a

41

• 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.

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

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

podataka, 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.

Budući smjer razvoja sistemskog nadzora

42

7. Budući smjer razvoja sistemskog nadzora WAM platforma omogućuje točan nadzor EES-a tehnikom mjerenja fazora, uz

visoku rezoluciju mjerenja i u realnom vremenu. Međutim, WAM predstavlja samo

alat za nadzor i uvid u stanje u mreži. Budući razvoj se očekuje u smjeru uvođenja

funkcije sistemske zaštite i konačno automatskog djelovanja sa svrhom

sprečavanja problema u EES-u u realnom vremenu. Tri su faze razvoja funkcija

nadzora EES-a:

• Prva faza - Sistemski nadzor i analiza u realnom vremenu (WAM)

• Druga faza - Sistemska zaštita u realnom vremenu (WAP)

• Treća faza - Sistemsko upravljanje u realnom vremenu (WAC)

Današnji sistemi upravljanja nemaju mogućnost brzog odziva i odgovarajuće

reakcije na brzo razvijajuće poremećaje. Postojeći sistemi zaštite podešeni su na

djelovanje samo na lokalnoj razini i nemaju mogućnost uvida u situaciju u cijelom

EES-u i djelovanje u skladu s postojećim stanjem. SCADA/EMS sustav nema

mogućnost dohvata dinamičkih podataka sustava i stoga se fokusira na

operacijske zahtjeve u statičkom stanju. Ovaj nedostatak postavlja glavne zahtjeve

za WAP sustave zaštite:

• Dinamičko mjerenje i prikaz događaja,

• Sistemski nadzor,

• Koordinirane i optimizirane akcije stabilizacije sustava,

• Upravljanje kaskadnim ispadima.

Vremenski okviri djelovanja raznih sustava pokazuju da klasična zaštita ima

najbrži odziv. Nakon nje slijedi sistemska zaštita za brze operacije širom sustava u

uvjetima poremećaja u sustavu koje relejna zaštita ne može otkriti. Zatim slijede

SCADA/EMS sustav kao najsporiji pogled za djelomično automatizirane i ručne

operacije. Poremećaji koji mogu dovesti do nestabilnosti EES-a i njegovog

raspada javljaju se u vremenskoj domeni između klasične zaštite i klasičnog

upravljanja, Slika 17. U budućnosti se od sistemske zaštite i upravljanja se

očekuje zaustavljanje raspada EES-a kod pojave takvih poremećaja.


43

Slika 17. Prikaz poremećaja u vremenskoj domeni [9]

7.1. Sistemska zaštita Sustavi zaštite su tradicionalno samostalni sustavi relejne zaštite na lokalnoj

razini i općenito ne ovise o sistemskim mjerenjima na širem području EES-a.

Najveći nedostatak ovih konvencionalnih rješenja je činjenica da lokalni zaštitni

uređaji nemaju mogućnost razmatranja trenutne situaciju u EES-u i stoga nemaju

mogućnost poduzimanja optimiziranih i koordiniranih akcija, već se akcije

poduzimaju isključivo lokalno po predefiniranim parametrima.

Međutim, najnoviji razvoj na području sistemske zaštite (eng. Wide Area

Protection – WAP) označava razdoblje u kojem će telekomunikacijska i računalna

infrastruktura imati značajan utjecaj na sustave klasične relejne zaštite. Od

sistemske zaštite se očekuje praćenje ponašanja dinamike eketroenergetskog

sustava s vrlo visokom preciznošću, brzo i pravovremeno reagiranje na

poremećaje u EES-u koji mogu utjecati na stabilnost sustava. Glavnu komponentu

sistemske zaštite predstavljaju mjerne jedinice u kombinaciji s modernom

komunikacijskom infrastrukturom. [9] S povećanom upotrebom koncepta

adaptivne zaštite i potrebom za sofisticiranijim WAP sistemima javlja se potreba za

procjenom odgovarajuće infrastrukture i njenih modova interakcije da se omoguće


44

visoki standardi pouzdanosti i sigurnosti kojima moderne sistemske zaštite moraju

odgovarati.

Najčešći poremećaji koji dovode do opasnih stanja u sistemu su sljedeći:

• Poremećaji u frekvenciji,

• Kutna nestabilnost,

• Naponska nestabilnost,

• Kaskadna preopterećenja,

• Male oscilacije u EES-u.

Ovdje se radi o poremećajima koji se pojavljuju u vremenskoj domeni od 0.1

sekunde do 100 sekundi, Slika 17. Ovakve poremećaje klasični sistemi relejne

zaštite ne mogu pravilno otkloniti. Sistemska zaštita uvodi mogućnost

optimiziranog vođenja sistema i poduzimanje mjera za sprečavanje ispada,

temeljeno na detekciji poremećaja i poduzimanju unaprijed dogovorenih i

pripremljenih mjera za očuvanje integriteta sistema i njegovih nominalnih

parametara. Zadatak sistemske zaštite je praćenje ponašanja dinamike EES-a u

realnom vremenu i brzo i pravodobno reagiranje u slučaju nestabilnosti sustava.

Kao i sistemski nadzor, sistemska zaštita se temelji na primjeni PMU jedinica i

brze komunikacijske veze, uz obradu prikupljenih podataka kroz brze algoritme

zaštite.

Glavna razlika između WAM/WAP sustava i SCADA/EMS sustava je činjenica

da WAM/WAP sustav omogućuje dinamičku sliku sustava, tj. sinkronizirane

snimke stanja na niz lokacija u sustavu. Međutim, moguća je i upotreba PMU

jedinica kao mjernih jedinica i za SCADA/EMS sustav. Njihova integracija u

funkciju procjene stanja smanjuje unos greške u procjenu, međutim nema za

rezultat omogućavanje dinamičkog pogleda ako se koriste zajedno s mjerenjima

koji nisu vremenski sinkronizirana. U budućnosti se WAM/WAP sustav može

integrirati u postojeći SCADA/EMS sustav, čime bi buduća generacija SCADA

sustava mogla ponuditi funkcionalnost zaštite sustava na osnovu dinamičke slike

sustava, Slika 18.


45

Slika 18. Općeniti prikaz postava sustava WAP

Postav na gornjoj slici kombinira i omogućuje dva različita principa oblikovanja

algoritama sistemske zaštite. Prvo, svi se podaci s mjerenjima komunikacijskom

vezom prikupljaju u centru sistemske zaštite, gdje se izvode algoritmi za otkrivanje

nestabilnosti u sustavu i algoritmi za određivanje akcija za stabilizaciju EES-a.

Informacije o određenom području mogu se odrediti isključivo temeljem procjene

stanja bazirane na primjeni PMU uređaja. Ova procjena stanja koristi linearni

model i stoga je mnogo jednostavnija i brža od konvencionalne procjene stanja. S

obzirom da WAP predstavlja dodatak klasičnim sustavima zaštite i SCADA/EMS

sustavima, može se pretpostaviti određena redundancija ovih sustava. Iz tog

razloga redundancija PMU mjerenja nije kritična i može biti ograničena u

usporedbi sa SCADA redundancijom. Najgora situacija bi bila da je nadzirano

područje ograničeno PMU kvarovima. Algoritmi moraju znati kako djelovati u

slučaju takve situacije.

Predloženu strukturu moguće je prilagoditi dostupnim komunikacijskim vezama i

podržava napredne algoritme sistemske zaštite.

7.2. Sistemsko upravljanje Osim nadzora i mjerenja, djelovanje sistemske zaštite se odnosi i na akcije

upravljanja prema samim objektima. Sistemsko upravljanje i zaštita (WAMPAC)

može biti odziv sustava na poremećaje u EES-u, ili odziv sustava na lokalne

otkrivene poremećaje. Tradicionalni sustavi relejne zaštite mjere lokalne signale i

djeluju na poremećaje na lokalnom području u vremenu od 4 do 40 ms. Od

WAMPAC sustava se očekuje prikupljanje informacija s više lokacija u sustavu i

izdavanje akcija upravljanja potrebnim kao odgovor na poremećaje u duljem


46

vremenskom razdoblju, kao što su već navedena naponska nestabilnost,

frekventna nestabilnost, itd.

Slika 19. Blok dijagram WAC sustava

Sistemsko upravljanje (WAC) pojam je koji označava sposobnost automatskog

uklanjanja poremećaja u EES-u predlaganjem odgovarajućih promjena u topologiji

i izvođenju akcija upravljanja. Akcije upravljanja mogu biti preventivne ili

korektivne. Neke od akcija koje dovode do stabilizacije poremećaja u EES-u su

[9]:

• Povećanje proizvodnje generatora,

• Djelovanje na regulatore turbina,

• Brzo pokretanje plinskih turbina i pumpnih agregata,

• Promjena radne točke generatora,

• Rasterećenje po kriteriju frekvencije,

• Rasterećenje po kriteriju napona,

• Kontrolirano daljinsko rasterećenje,

• Povećanje razmjene preko HVDC,

• Automatsko isključenje prigušnica,

• Automatsko uključenje proizvodnje jalove energije,


47

• Promjena radne točke FACTS uređaja,

• Dinamičko kočenje,

• Kontrolirano isključivanje interkonekcijskih vodova,

• Blokiranje automatskih regulatora napona.

U uvjetima kada se sustav bliži uvjetima velikog poremećaja i kada margina

sigurnosti označava približavanje sustava prema granici raspada EES-a, moguća

je izvedba navedenih kontrolnih akcija koje će ograničiti opseg poremećaja.

Strateški plan za eliminaciju raspada sustava među ostalim uključuje:

• opsežnu i pouzdanu procjenu stanja,

• odgovarajući odziv sustava i postavljanje prve linije obrane sustava,

• procjenu i predviđanje dinamičkih uvjeta u mreži,

• odgovarajući izbor lokacija za ugradnju PMU uređaja,

• informacije o stanju na širem području EES-a,

• dinamičku prilagodbu i rekonfiguraciju sustava.

7.3. Primjena sistemskih zaštita Štićenje EES-a u slučaju poremećaja u vremenskoj domeni sistemskih zaštita

omogućuje se upotrebom mjernih jedinica. Prva faza primjene WAM sustava u

Hrvatskoj ne uključuje WAP funkcije (funkcije upravljanja i isključenja), već samo

funkcije nadzora, mjerenja i signalizacije. Međutim, u budućnosti su velike

mogućnosti primjene PMU uređaja u svrhu sistemske zaštite. Primjer jedne takve

buduće zaštite (sistemska zaštita od naponksog sloma na dalekovodu) prikazan je

na Slici 19. Računalo u centru relejne zaštite (CRZ) je poslužitelj koji prikuplja i

obrađuje podatke prikupljene iz mjernih jedinica na krajevima voda. Nakon obrade

podaci se šalju u CDU i NDC i na osnovu prikupljenih podataka operatoru se

olakšava i ubrzava vrijeme provođenja određenih akcija za stabilizaciju sistema.

Podaci prikupljeni na računalu u CRZ-u biti će dostupni za kasniju analizu.


48

Slika 20. Blok shema sistemske zaštite na dalekovodu [9]

Osnovu sistemske zaštite i upravljanja čine brze komunikacijske veze i

adaptivne funkcije zaštite, što omogućuje povezivanja ovog sustava na

tradicionalne SCADA sustave. U budućnosti se može očekivati da će razvoj

funkcije sistemske zaštite ići u smjeru razvoja kao samostalnog sustava,

odvojenog od klasičnih SCADA sistema.

ZAKLJUČAK

49

8. ZAKLJUČAK Nedostatak odgovarajućih alata za pravovremeno otkrivanje slike stanja na

širem području EES-a u realnom vremenu dovodi prijenosne sustave do samih

granica pogonske stabilnosti.

Primjena mjernih jedinica, brzih telekomunikacijskih veza i programske podrške

unosi promjene u dosadašnje modele nadzora i upravljanja sustavom. Uvođenjem

novog koncepta sistemskog nadzora dobiva se upravo mogućnost nadzora EES-a

u realnom vremenu, što je značajno u sprečavanju raspada EES-a u uvjetima rada

na samoj granici sigurnosti.

U Hrvatskoj je primjena WAM sustava tek u prvoj fazi razvoja. Hrvatsku

elektroprivredu u budućnosti očekuje opsežan posao revitalizacije sekundarnog

sustava i primjene novih mjernih jedinica na širem području EES-a, uz već

postojeće PMU uređaje. Lokacije za ugradnju dodatnih mjernih jedinica potrebno

je pomno izabrati, da se omogući uvid u stanje na kritičnim čvorištima u EES-u.

Izborom odgovarajućih lokacija za ugradnju PMU uređaja i sinkroniziranim

dohvatom podataka ide se u smjeru uspostave WAM sustava koji će pokrivati

cjelokupnu prijenosnu mrežu u RH.

U drugoj fazi razvoja smjer djelovanja treba ići u smjeru povezivanja podataka

prikupljenih iz svih PDC računala iz instaliranih mjernih jedinica na zajedničku

centralnu lokaciju, unutar novog Nacionalnog dispečerskog centra. Ovakva

hijerarhija će omogućiti uvid u cjelokupnu situaciju na širem području EES-a u

realnom vremenu. U narednim fazama razvoja potrebno je proširiti funkcije

sistemskog nadzora na funkcije sistemske zaštite i automatizacije procesa za

stabilizaciju EES-a.

U budućnosti smjer razvoja sistemskog nadzora treba ići 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.

Literatura

50

9. 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,”članak IEEE, 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,” članak IEEE, 2002. 8. P. Penner: “Rethinking the grid,” članak, 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. 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,“ članak IEEE.

DODATAK B

51

nadzor, zaŠtita i voĐenje elektroenergetskog … · i sažetak deregulacija i liberalizacija...

Documents