Procesna informatika i komunikacije u prijenosnom sustavu

hrvatski ogranak www.hro–cigre.hrmeđunarodnog vijeća za velikeelektroenergetske sustave CIGRÉikPnorfoomcrmuensainktiakaacijiesuupsrtiajevnuosnomUrednik:Dubravko SabolićZagreb, 2014.

Hrvatski ogranak Međunarodnog vijeća za velike elektroenergetske sustave – CIGRÉSerija internetskih izdanja zbirnih knjiga referata (ZK)Dubravko Sabolić (urednik)Procesna informatika i komunikacije u prijenosnom sustavuZK-02/2014

ImpressumDubravko Sabolić (urednik)Procesna informatika i komunikacije u prijenosnom sustavu1. internetsko izdanjeNakladnikHrvatski ogranak Međunarodnog vijećaza velike elektroenergetske sustave – CIGRÉHR-10000 Zagreb, Berislavićeva 6Urednikprof.dr.sc. Dubravko SabolićURL: http://www.hro-cigre.hr/Datum objavljivanja na mreži: 10. 10. 2014.ISBN: 978-953-8041-02-0Nijedan dio ove knjige ne smije se umnožavati, fotokopirati ni na bilo koji način reproducirati beznakladnikovog pismenog dopuštenja.Nakladnik ne preuzima odgovornost za točnost sadržaja autorskih radova objavljenih uovoj publikaciji.

Str. iSadržajSavjetovanje Oznaka u Naslov / autori Str./Simpozij zborniku PORUKA GLAVNOG TAJNIKA HRO CIGRÉ iv Božidar FILIPOVIĆ-GRČIĆ PREDGOVOR v Dubravko SABOLIĆ10. Simpozij 1-32 ANALIZA UTJECAJA ATMOSFERSKIH PRAŽNJENJA NA ISPADE PRIJENOSNIH 1 VODOVA USPOREDBOM PODATAKA SUSTAVA ZA LOCIRANJE MUNJA I PODATAKA RELEJNE ZAŠTITE Silvia PILIŠKIĆ, Bojan FRANC10. Simpozij 1-34 DALJINSKI PRISTUP SEKUNDARNOJ OPREMI EE POSTROJENJA PRP-a SPLIT 11 PUTEM VLAN TEHNOLOGIJE NA HEP ŠIROKOPOJASNOJ IP MREŽI Damir BATINIĆ, Zoran SINOVČIĆ, Boris AVRAMOVIĆ, Srđan TIČINOVIĆ10. Simpozij 1-35 PRIMJENA WEB SERVISA ZA OSTVARIVANJE VERTIKALNE KOMUNIKACIJE U IEC 19 61850 SUSTAVIMA Stjepan SUČIĆ, Hrvoje KESERICA, Ante MARUŠIĆ, Ante MARTINIĆ10. Simpozij 1-37 RJEŠENJE TELEKOMUNIKACIJSKOG POVEZIVANJA ZA POTREBE NOVOG 25 SCADA-SUSTAVA Suzana JAVORNIK VONČINA, Denis KLAFURIĆ, Marko POLJANEC10. Simpozij 1-38 DINAMIČKI TEMPERATURNI MONITORING NADZEMNIH VODOVA 33 PRIJENOSNOG SUSTAVA Viktor LOVRENČIĆ, Matjaž KRAVELJ, Matej KOVAČ10. Simpozij 2-09 INFORMACIJSKI SUSTAV ZA UPRAVLJANJE POMOĆNIM USLUGAMA 43 Nela BILČAR, Aldis ČERNICKI MIJIĆ, Boris GOLUB10. D2-01 NOVI PRISTUPI I MOGUĆNOSTI INTEGRACIJE MODERNIH DISTRIBUIRANIH 51Savjetovanje STANIČNIH UPRAVLJAČKIH SUSTAVA I INFORMACIJSKIH SUSTAVA U UPRAVLJAČKIM CENTRIMA Stjepan SUČIĆ, Ana KEKELJ, Ante MARTINIĆ9. Simpozij 1-03 MREŽNA INFRASTRUKTURA ZA POTREBE NOVIH UPRAVLJAČKIH CENTARA 59 HEP-OPS-a Suzana JAVORNIK VONČINA, Hrvoje KORASIĆ, Davor JANKOVIĆ9. Simpozij 1-06 UNAPREĐENJE SUSTAVA ZA NADZOR ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA U 65 REALNOM VREMENU Zdeslav ČERINA, Renata MATICA, Ivan ŠTURLIĆ9. Simpozij 1-19 NAPREDNE METODE VIZUALIZACIJE ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA 74 Ante MARTINIĆ, Hrvoje KESERICA, Ante PREVIŠIĆ9. Simpozij 1-20 UNIFIKACIJA PODATAKA I OBRADA U MREŽNIM CENTRIMA ZA NOVI SCADA 84 SUSTAV Ksenija ŽUBRINIĆ-KOSTOVIĆ, Ana KEKELJ, Ante PREVIŠIĆ

Str. ii9. Simpozij 1-25 PRVA ISKUSTVA SA SUSTAVOM ZA LOCIRANJE MUNJA U HRVATSKOJ 92 Ivo UGLEŠIĆ, Viktor MILARDIĆ, Bojan FRANC, Božidar FILIPOVIĆ-GRČIĆ,9. Simpozij 1-31 Jasna HORVAT9. Simpozij 3-25 PODRUČNA TELEKOMUNIKACIJSKA MREŽA ZA POTREBE SUVREMENOG CENTRA 103 UPRAVLJANJA9. D2-04 Tomislav TODOROVIĆ, Suzana JAVORNIK VONČINASavjetovanje9. D2-05 MODERNE TEHNOLOGIJE MONITORINGA I DIJAGNOSTIKE ELEMENTI 111Savjetovanje »SMARTGRIDS« U SLOVENSKOM PRIJENOSNOM SUSTAVU9. D2-12 Viktor LOVRENČIĆ, Miran MARINŠEKSavjetovanje8. Simpozij 1-05 KONCEPCIJA SCADA SUSTAVA U HEP-u OPERATORU PRIJENOSNOG SUSTAVA 121 Aldis ČERNICKI-MIJIĆ, Gordana DONKOVIĆ, Ante PREVIŠIĆ8. Simpozij 1-078. Simpozij 1-09 IEC 62351 – INFORMACIJSKA SIGURNOST U ELEKTROENERGETSKOM SUSTAVU 130 Stjepan SUČIĆ, Hrvoje KESERICA8. Simpozij 1-10 ISKUSTVA SA SDH-MREŽOM KAO TRANSPORTNOM OSNOVICOM 1378. Simpozij 1-11 INFORMACIJSKO-KOMUNIKACIJSKOG SUSTAVA HEP-OPS-a Tomislav TODOROVIĆ, Suzana JAVORNIK VONČINA8. Simpozij 1-15 IMPLEMENTACIJA SUSTAVA ZA UPRAVLJANJE INFORMACIJSKOM SIGURNOŠĆU 1468. Simpozij 1-16 U SUSTAVIMA PROCESNE INFORMATIKE PREMA STANDARDU ISO 27001 Ante MARTINČIĆ, Marko ŠMALCELJ, Ivan ŠTURLIĆ8. Simpozij 1-18 OBRADA ALARMA U MODERNIM CENTRIMA VOĐENJA PRIJENOSNE MREŽE 153 Ksenija ŽUBRINIĆ-KOSTOVIĆ, Ana ŠAŠKOR MIGRACIJSKI POSTUPAK PRI ZAMJENI SCADA/EMS-a U HEP-OPERATORU 161 PRIJENOSNOG SUSTAVA Aldis ČERNICKI-MIJIĆ, Vesna ZADRAVEC PROGRAMSKA PODRŠKA TRŽIŠNIM FUNKCIJAMA OPERATORA PRIJENOSNOG 167 SUSTAVA Ivan JANEŠ, Nela BILČAR, Boris GOLUB PROGNOZA RADA VJETROELEKTRANA I URAVNOTEŽENJE SUSTAVA 176 Aldis ČERNICKI MIJIĆ, Boris GOLUB, Ante PREVIŠIĆ, Damjan MEĐIMOREC, Saša CAZIN INTRANET VIZUALIZACIJA LOKACIJE KVARA NA DALEKOVODIMA PRIMJENOM 184 GEOGRAFSKOG INFORMACIJSKOG SUSTAVA Tedi BABIĆ, Ksenija ŽUBRINIĆ-KOSTOVIĆ, Vedran BELIĆ SISTEMSKI NADZOR HRVATSKOG ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA (HEP 191 WAMS) U ANALIZI POREMEĆAJA – PRVA ISKUSTVA Darko NEMEC, Milan STOJSAVLJEVIĆ, Branimir MATIĆ, Igor IVANKOVIĆ, Zdeslav ČERINA, Renata MATICA HIBRIDNI MODEL PRORAČUNA ESTIMACIJE STANJA EES-a NA TEMELJU 200 SINKRONIZIRANIH MJERENJA FAZORA I SCADA MJERENJA 400kV MREŽE Srđan SKOK, Igor IVANKOVIĆ, Ivica PAVIĆ, Neven BARANOVIĆ, Atila BARTA, Zdeslav ČERINA, Renata MATICA, Ivan ŠTURLIĆ

Str. iii8. Simpozij 1-21 POVEZIVANJE SUSTAVA DALJINSKOG VOĐENJA HEP OPS-a PUTEM 208 VIŠEUSLUŽNE IP MREŽE HEP-a 2168. Simpozij 1-22 Vjeran Šimunić Neven Milinović 2248. D2-03 ZAHTJEVI NOVOG SUSTAVA VOĐENJA EES-a NA TELEKOMUNIKACIJE I 230Savjetovanje PROCESNU IP-MREŽU 2398. D2-06 Tomislav TODOROVIĆ, Suzana JAVORNIK VONČINA, Gordana DONKOVIĆ, 245Savjetovanje Denis KLAFURIĆ7. Simpozij 3-077. Simpozij 3-10 KOMUNIKACIJA S UREĐAJIMA SEKUNDARNE OPREME PREKO ETHERNETA/INTERNETA Ana ŠAŠKOR, Tonči TADIN, Damir JURASOVIĆ ARHITEKTURA ORIJENTIRANA USLUGAMA (SOA) U ELEKTROENERGETSKIM IT SUSTAVIMA Ivan JANEŠ, Boris GOLUB UPOTREBA MREŽNIH TEHNOLOGIJA ZA PRIJENOS USLUGA DALJINSKE ZAŠTITE Rok PIRNAT, Janez STERLE SUSTAV ZA UPRAVLJANJE INFORMACIJSKOM SIGURNOŠĆU I NJEGOVA PRIMJENA U ELEKTROENERGETSKOM SUSTAVU Ivan ŠTURLIĆSavjetovanja i simpoziji HRO-CIGRÉ na kojima su prihvaćeni i izloženi radovi iz ove knjige: - 10. simpozij o sustavu vođenja EES-a, Opatija, 11. – 14. studenog 2012. - 10. savjetovanje HRO CIGRÉ, Cavtat, 6. - 10. studenoga 2011. - 9. simpozij o sustavu vođenja EES-a, Zadar, 8. - 10. studenog 2010. - 9. savjetovanje HRO CIGRÉ, Cavtat, 8. - 12. studenoga 2009. - 8. simpozij o sustavu vođenja EES-a, Cavtat, 9. - 12. studenog 2008. - 8. savjetovanje HRO CIGRÉ, Cavtat, 4. - 8. studenog 2007. - 7. simpozij o sustavu vođenja EES-a, Cavtat, 5. - 8. studenog 2006.Tehnička napomena:Kako je ova knjiga sastavljena od pojedinačnih članaka objavljenih u zbornicima gore navedenih skupova, koji su vjernoreproducirani u obliku u kojem se pojavljuju u njima, što uključuje i numeraciju stranica iz tih zbornika, zbog lakšegsnalaženja čitatelja prilikom traženja članaka u Sadržaju, numeracija stranica ove knjige načinjena je u formatu„Str. X“, u sredini uz gornji rub stranice, što se može vidjeti i na ovoj stranici.

Str. ivPoruka Glavnog tajnika HRO CIGRÉMisiju CIGRÉ možemo definirati kao primjenu znanstvenih metoda u rješavanju složenih problemavelikih elektroenergetskih sustava. HRO CIGRÉ kao član te velike međunarodne udruge u cijelostislijedi tu misiju. Odlukom o izdavanju zbornika u kojima su sabrani referati iz pojedinih područjaobjavljeni na savjetovanjima, simpozijima i kolokvijima posljednjih dvadesetak godina, HRO CIGRÉnastoji tu misiju dodatno popularizirati na način da svoju bogatu riznicu od nekoliko tisuća radovaučini dostupnom svim članovima. Posebno se želi omogućiti mladim članovima i članovimastudentima lakše snalaženje u velikom broju radova koji obrađuju specifične probleme EES-a.Urednici zbornika su naši najistaknutiji stručnjaci za pojedina područja, a selekcija radova je njihovizbor. Svi zbornici dostupni su na internetskom stranicama HRO CIGRÉ (http://www.hro-cigre.hr/zbornici_radova).Glavni tajnik HRO CIGRÉDr. sc. Božidar Filipović-Grčić

Str. vPredgovorZbirna knjiga koja nosi naslov: „Procesna informatika i komunikacije u prijenosnom sustavu“zamišljena je kao kolekcija radova selektiranih sa savjetovanja i simpozija HRO CIGRÉ-a održanih od2006. godine na ovamo, koji obrađuju životne probleme vezane uz procesne informatičke ikomunikacijske sustave koji se koriste u djelatnosti prijenosa električne energije. Također,značajan dio referata uvrštenih u ovu zbirku sadrži izvješća o izvornim znanstvenim istraživanjima.To, naravno, ne znači da radovi koji nisu ušli u ovu selekciju nisu dobri ili da su manje vrijedni, kaoni da ne mogu ući u zbirku orijentiranu ka nekoj drugoj usko definiranoj tematici. Uvjeren sam daloši radovi ne bi ni bili prihvaćeni za izlaganje na našim skupovima. Oni, međutim, jednostavno nisubili na glavnoj putanji teme koju sam htio obuhvatiti u ovom izdanju, a kako za pojedinačnu knjiguovog tipa nikad nije dobro da bude pretjerano opsežna, bilo je nužno negdje povući granicu.Knjiga ne obuhvaća pozvane referate. Naime, želio sam da svi ovdje reproducirani radovizadovoljavaju jedan minimalni formalni kriterij - da su prošli neovisnu recenziju. Prilikom izboraradova, i njihovog ponovnog čitanja nakon, u ponekom slučaju, i već dosta godina, ostao samiznenađen njihovom konciznošću i kvalitetom. Najljepša hvala autorima na trudu kojeg su uložili injime obogatili HRO CIGRÉ.Elektroenergetski sustav, pa tako i prijenosni sustav kao njegov vrlo važan dio, kritično ovisi oprikupljanju velike količine procesnih podataka iz živog sustava, koji karakteriziraju njegova vrlokompleksna stanja, mnogi od njih u realnom vremenu, te o njihovoj obradi i pretvaranju usmislene informacije, koje se koriste u automatskim procesima, ili su pak potrebne ljudima kojisudjeluju u vođenju sustava i njegovom upravljanju. Dva recentna procesa vode ka značajnompovećanju važnosti procesnih i komunikacijskih tehnologija i sustava u djelatnosti prijenosaelektrične energije, kao i općenito u elektroenergetskom sustavu. Prvi je liberalizacija industrije,odnosno otvaranje tržišta proizvođačima i trgovcima električnom energijom, dok je drugi sve veća isve ubrzanija integracija velike količine obnovljivih izvora u elektroenergetski sustav. Tehnologija,tehnika i ekonomika sustava postavljaju sve veće zahtjeve na prikupljanje i obradu informacija kojenastaju u sustavu. U daljoj budućnosti, kad obnovljivi izvori, naročito oni s izraženom vremenskom(kratkoročnom i dugoročnom) varijabilnošću proizvodnje, postanu dominantni u proizvodnomdijelu elektroenergetskog sustava, možda će procesni i komunikacijski sustavi postati pojedinačnonajvažnija tehnološka cjelina u čitavom sustavu, bez koje koordinacija nebrojenih pojedinačnihelemenata sustava, naročito u realnom vremenu, neće biti moguća.Ova zbirna knjiga kroz iznesena iskustva i znanje autora odabranih referata daje pregled događanjau procesno-komunikacijskim sustavima u elektroprivrednoj industriji Hrvatske koja su obilježilazadnjih osam godina, i može poslužiti kao vrijedan izvor informacija, naročito za mlađe inženjerezaposlene u elektroprivredi, kao i za studente završnih godina, koji bi to jednog dana htjeli postati,i započeti svoju karijeru u procesno-komunikacijskim sustavima.Urednik knjige,Prof.dr.sc. Dubravko SabolićU Zagrebu, 15. rujna 2014.

Str. 1 1-32HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ10. simpozij o sustavu voĎenja EES-aOpatija, 11. – 14. studenoga 2012.Silvia Piliškić Bojan FrancHEP-Operator prijenosnog sustava d.o.o. Fakultet elektrotehnike i raĉ[email protected] Sveuĉilište u Zagrebu [email protected] ANALIZA UTJECAJA ATMOSFERSKIH PRAŢNJENJA NA ISPADE PRIJENOSNIH VODOVA USPOREDBOM PODATAKA SUSTAVA ZA LOCIRANJE MUNJA I PODATAKA RELEJNE ZAŠTITE SAŢETAK Sustavi za praćenje i nadzor atmosferskih pražnjenja u stvarnom vremenu i lociranje mjestaudara munje u svijetu se koriste već više desetaka godina kao uĉinkovito sredstvo i znaĉajna pomoć privoĊenju elektroenergetskog sustava. Krajem 2008. godine u Hrvatskoj je uspostavljen Sustav za lociranje munja (SLM, engl. LightningLocation System – LLS) kao dio europskog sustava LINET, koji za detekciju atmosferskih pražnjenja napodruĉju Hrvatske koristi podatke izmjerene senzorima instaliranim na šest lokacija na podruĉju Hrvatske,kao i podatke sa senzora lociranih u susjednim zemljama. U ovom radu je opisana analiza vremenske i prostorne korelacije izmeĊu udara munjazabilježenih sustavom za lociranje munja i kvarova zabilježenih ureĊajima distantne relejne zaštite naprijenosnom vodu 110 kV Blato - Ston. Ključne riječi: Sustav za lociranje munja, vremenska korelacija, prostorna korelacijaIMPACT OF LIGHTNING DISCHARGES ON TRANSMISSION LINE OUTAGES BYCORRELATION BETWEEN LIGHTNING DATA AND RELAY PROTECTION DATA SUMMARY Systems for lightning tracking, monitoring and location in the real time have been used in theworld as an effective mean and significant help in the power system control for more than few decades. Lightning Location System (LLS) has been established in Croatia at the end of year 2008 as apart of European LINET system. For the purpose of the detection of the lightning activities within the areaof Croatia system uses data measured by the LINET sensors installed in the six different locations inCroatia, as well as data from sensors in neighbouring countries. In this paper analysis of the time and spatial correlation between lightning impacts measured bylightning location system and events recorded by relay protection devices of the transmission overheadline 110 kV Blato - Ston has been described. Key words: Lightning Location System, time correlation, spatial correlation 1

Str. 21. UVOD Sustavi za praćenje i nadzor atmosferskih pražnjenja u stvarnom vremenu i lociranje mjestaudara munje u svijetu se koriste već više desetaka godina kao uĉinkovito sredstvo i znaĉajna pomoć privoĊenju elektroenergetskog sustava. Krajem 2008. godine u Hrvatskoj je uspostavljen Sustav za lociranje munja (SLM) kao dioeuropskog sustava LINET [1]. Programska podrška Sustava za lociranje munja omogućava integraciju,razmjenu, arhiviranje i obradu podataka sustava LINET. U ovom radu je opisana analiza vremenske i prostorne korelacije izmeĊu udara munjazabilježenih sustavom za lociranje munja i kvarova zabilježenih ureĊajima distantne relejne zaštite naprijenosnom vodu. Za korelaciju podataka o vremenu i lokaciji kvarova u prijenosnoj mreži dobivenih iz sustavarelejne zaštite i Sustava za lociranje munja odabran je dalekovod 110 kV Blato - Ston ĉija je trasa zbogspecifiĉne geografske lokacije u podruĉju sa visokom izokerauniĉkom vrijednosti izložena jakimgrmljavinskim aktivnostima koji uzrokuju ĉeste ispade dalekovoda iz pogona te poremećaje pogonaelektroenergetskog sustava i prekide opskrbe elektriĉnom energijom. Promatrani 110 kV prijenosni vod štićen je ureĊajima distantne relejne zaštite. Za potrebepostupka korelacije iz izvještaja o radu relejne zaštite preuzeti su podaci o vremenima nastanka svihdogaĊaja, odnosno iskljuĉenja i automatskih ponovnih ukljuĉenja na promatranom prijenosnom vodu zapromatrani vremenski period.2. SUSTAV ZA LOCIRANJE MUNJA Europski suvremeni sustav za lociranje mjesta udara munja LINET razvijen je na Sveuĉilištu uMünchenu u Njemaĉkoj. Nakon prvih usporedbi rezultata s tada postojećim komercijalnim sustavom zadetekciju udara munja u Njemaĉkoj u razdoblju od 2003. do 2005. godine, sustav LINET je zapoĉeo sradom 2006. godine pokrivajući podruĉje Njemaĉke i susjednih zemalja [2], [3]. Poĉetkom 2011. godine mreža LINET senzora proširena je diljem Europe s više od 125 senzoraĉime je ostvarena pokrivenost velikog dijela Europe (slika 2.1.). Slika 2.1. Položaj senzora LINET sustava u Europi [1]2

Str. 3 Svaka pojedina senzorska stanica sastoji se od tri komponente: antene za mjerenje magnetskogpolja, GPS antene i staniĉnog raĉunala. Sustav koristi vrlo niski/niski frekvencijski opseg i otkriva vremensku ovisnost gustoćemagnetskog toka pri atmosferskom pražnjenju pomoću dviju meĊusobno okomito postavljene prstenasteantene na senzoru. Sustav LINET za odreĊivanje lokacije atmosferskog pražnjenja koristi vremensku metodu ilimetodu vremena pristizanja TOA (engl. Time of Arrival), za koju je razvijen 3D postupak razlikovanjapražnjenja u zemlju i pražnjenja izmeĊu oblaka [3]. Za odreĊivanje lokacije udara metodom TOA potrebnesu najmanje ĉetiri detekcije senzora. Preporuĉena udaljenost izmeĊu susjednih senzora iznosi 250 km ilimanje [4], [5]. Za toĉno mjerenje vremena LINET sustav koristi GPS sustav mjerenja vremena.Slika 2.2. Metoda TOA za odreĊivanje lokacije atmosferskih pražnjenja [1]Korisnici Antene za GPS antena mjerenje polja`` Login DAQ kartica za GPS kartica za mjerenjeObraĎeni podaci prikupljanje podataka vremena i prilagoĎavanje signala (pojačavanje, filtriranje i AD pretvorba signala, obrada podataka) Internetska veza Program za obradu podataka/ sa središnjim komunikaciju sustavom LINET Računalo NeobraĎeni Senzorska podaci stanica Nowcast(LINET) server Slika 2.3. Shema toka podataka u LINET sustavu [1] 3

Str. 4 Detektirani signali se sakupljaju u pojedinoj senzorskoj stanici i automatski prosljeĊuju u paketimau centralnu procesorsku jedinicu u LINET centar u Münchenu gdje se vrši kombinirana analiza svihdetektiranih signala dobivenih iz razliĉitih senzora. Podaci se povezuju i obraĊuju, sortiraju premavremenu detektiranja i usporeĊuju prema vremenu nastanka i valnom obliku. Podaci se nakon obrade ucentralnoj procesnoj jedinici svakih 10 sekundi dostavljaju korisnicima. Prikaz toka podataka u sustavu zalociranje atmosferskih pražnjenja opisan je na slici 2.3. [1]. Za detekciju atmosferskih pražnjenja na podruĉju Hrvatske sustav za lociranje munja koristipodatke izmjerene senzorima instaliranim na šest lokacija na podruĉju Hrvatske, kao i podatke sasenzora lociranih u susjednim zemljama [1]. Slika 2.4. Položaj senzora LINET sustava na podruĉju Hrvatske i susjednih zemalja Sustav za lociranje munja predstavlja programsku podršku za:  arhiviranje i primjenu podataka o udarima munja,  praćenje grmljavinskih aktivnosti na podruĉju Hrvatske,  pretraživanje baze arhiviranih podataka od 1. sijeĉnja 2009. godine nadalje,  analizu i statistiĉku obradu podataka o grmljavinskim aktivnostima,  vizualnu prezentaciju rezultata obrade podataka na karti Hrvatske s ucrtanim trasama prijenosnih vodova i transformatorskim stanicama.4

Str. 5 Prve analize i statistiĉke obrade podataka pokazale su uĉinkovitost detekcije (DE, engl. DetectionEfficiency) od preko 90% za atmosferska pražnjenja oblak-zemlja te zadovoljavajuću toĉnost lociranja(LA, engl. Location Accuracy) sa statistiĉkom greškom ispod 300 m za razne geografske lokacije uHrvatskoj [1]. Jedan od primjera primjene sustava za lociranje munja o grmljavinskim aktivnostima prikupljenihtijekom nekoliko godina je izrada karata gustoće grmljavinskih aktivnosti za šire geografsko podruĉje teza podruĉja alarmnih zona pojedinih objekata elektroenergetskog sustava. Karte gustoće udara munjaširokog podruĉja daju statistiĉki pregled grmljavinskih aktivnosti na širem podruĉju i mogu biti nižerezolucije, reda veliĉine 10 km, ili više rezolucije, reda veliĉine 1 km, a koriste se pri odabiru naĉinazaštite vodova i postrojenja od udara munja. Na slici 2.5 je prikazana visoko-rezolucijska karta gustoćegrmljavinskih aktivnosti alarmne zone trase promatranog prijenosnog voda 110 kV Blato – Ston srezolucijom prikaza 100 m x 100 m. Slika 2.5. Visoko-rezolucijska karta gustoće udara za prijenosni vod 110 kV Blato – Ston, SLM TakoĊer, korištenjem Sustava za lociranje munja moguće je statistiĉki obraditi i na kartamaprikazati razliĉite podatke, kao što su ukupni broj udara munja, podjelu prema vrsti i polaritetu pražnjenja,broj grmljavinskih dana te maksimalne, prosjeĉne i srednje vrijednosti amplitude struje udara munje. Vizualna prezentacija udara munja u stvarnom vremenu omogućuje neposredno opažanjenailaska grmljavinskog nevremena u centrima voĊenja elektroenergetskog sustava, što pridonosiobavljanju odgovarajućih priprema.3. RELEJNA ZAŠTITA PRIJENOSNIH VODOVA Pouzdan i kvalitetan rad relejne zaštite, što se postiže ispravnim podešenjima ureĊaja relejnezaštite, utjeĉe na kvalitetu pogona elektroenergetskog sustava u cjelini i stoga su zahtjevi koje morazadovoljiti funkcija zaštite prijenosnog voda: brzina, osjetljivost i selektivnost. Promatrani 110 kV prijenosni vod štićen je numeriĉkim ureĊajima relejne zaštite, ĉija je glavnafunkcija štićenja distantna zaštita. Za zaštitu prijenosnih vodova najĉešće se koristi distantna zaštita. Distantni relej prikljuĉuje se nastrujne i naponske mjerne transformatore štićenog voda. Osnovna funkcija distantnog releja jeodreĊivanje udaljenosti mjesta nastanka kratkog spoja na temelju mjerene impedancije. Mjerenaimpedancija je proporcionalna udaljenosti kratkog spoja na prijenosnom vodu od mjesta ugradnje mjernihtransformatora. Odabir parametara postavki ureĊaja relejne zaštite odreĊen je preporukama za proraĉun i odabirod strane proizvoĊaĉa zaštitnih ureĊaja, ali i mnogim vanjskim utjecajima obzirom na mjesto ugradnjeureĊaja, kao što su vrsta tla, geometrija elemenata stupova i konfiguracija okolne mreže, pri ĉemu jeiskustvo u primjeni ureĊaja relejne zaštite od velike važnosti. Sustav relejne zaštite je u okviru sustava daljinskog upravljanja i nadzora povezan sa staniĉnimraĉunalom koje u sebi objedinjava funkcije obrade podataka i komunikacije prema nadreĊenom centrudaljinskog voĊenja. Kao polazni podatak o vremenu nastanka kvara za vremensku korelaciju s udarom munje uzimase podatak ureĊaja relejne zaštite o vremenu nastanka kvara. Vrijeme nastanka kvara odreĊeno jesignalom pobude (opći poticaj) releja koje odgovara vremenu detekcije kvara, odnosno detekcijeporemećaja u elektroenergetskom sustavu i poĉetka svih postupaka obrade u relejnom ureĊaju nužnih zaselektivno odvajanje kvara iz elektroenergetskog sustava. Vrijeme signala pobude relejnog ureĊajaraspoloživo je iz liste dogaĊaja u arhivi staniĉnog raĉunala. 5

Str. 6 Ovdje je važno napomenuti da je do prorade ureĊaja relejne zaštite na promatranom prijenosnomvodu dolazilo i u sluĉaju udara munje u jedan od susjednih vodova. U takvim sluĉajevima kvarove nastalena susjednim vodovima ureĊaj relejne zaštite na jednoj strani promatranog prijenosnog voda detektira usmjeru štićenja voda, a relejni ureĊaj na drugoj strani promatranog voda u smjeru suprotnom od smjeraštićenja voda te dolazi do jednostranog djelovanja relejne zaštite odnosno jednostranog APU-a. Razlogza jednostrano djelovanje ureĊaja relejne zaštite je odabir naĉina rada funkcije distantne zaštite uproduženom prvom stupnju, što znaĉi da funkcija distantne zaštite u prvoj zoni trajno štiti 120 % voda, anakon izvršenog ciklusa uspješnog APU-a štiti 85 % voda ĉime se postiže ubrzanje naloga za isklop iakone postoji komunikacija ureĊaja relejne zaštite na suprotnim krajevima štićenog voda. Spomenuti kvarovisu otklonjeni djelovanjem ureĊaja relejne zaštite na vodovima na kojima su nastali i koji su ih detektirali uprvoj zoni u smjeru štićenja voda. Obzirom da za spomenute kvarove u listama u arhivi staniĉnograĉunala u TS 110/35 kV Ston postoje toĉni podaci o vremenu pobude ureĊaja relejne zaštite na vodu nakojem je nastao kvar, takvi dogaĊaji su prikladni za korelaciju prorade ureĊaja relejne zaštite i udaramunje.4. VREMENSKA I PROSTORNA KORELACIJA PODATAKA RELEJNE ZAŠTITE I SUSTAVA ZALOCIRANJE MUNJA4.1. Podaci iz izvještaja o radu relejne zaštite U promatranom periodu od 1. sijeĉnja 2009. godine do 31. srpnja 2011. godine u izvještajima oradu relejne zaštite zabilježene su ukupno 82 prorade ureĊaja relejne zaštite na promatranomeprijenosnom vodu 110 kV Blato - Ston. U izvještajima relejne zaštite, u za to predviĊenom stupcu, za 11 dogaĊaja se navodi da je uzroknastanka kvara nepoznat. Pretraživanjem baze podataka Sustava za lociranje munja utvrĊeno je da nijebilo atmosferskih pražnjenja u trenutku nastanka tih dogaĊaja. Stoga je tih 11 dogaĊaja i jedan kvar, ĉiji jeuzrok fiziĉko oštećenje, izuzeto iz postupka vremenske i prostorne korelacije s udarima munja. Izvještaji relejne zaštite kao uzrok kvara razlikuju grmljavinu i grmljavinu s jakim vjetrom, te se za53 prorade relejne zaštite navodi da su uzrokovane grmljavinom, a za 17 prorada da su uzrokovanegrmljavinom s jakim vjetrom. Kako nisu poznati kriteriji za odreĊivanje uzroka prorade ureĊaja relejnezaštite te se pretpostavlja da uzrok kvara u izvještajima relejne zaštite naveden kao grmljavina iligrmljavina s jakim vjetrom predstavlja procjenu obzirom na meteorološke uvjete u trenutku nastankakvara, za potrebe ovog rada nije uzeta u obzir navedena razlika izmeĊu uzroka nastanka kvara. Iz postupka korelacije dodatno su izuzeti su oni kvarovi za koje nije bio raspoloživ podatak otoĉnom vremenu detekcije kvara ili je pretraživanjem u Sustavu za lociranje munja utvrĊeno da uvremenu nastanka kvara nisu zabilježena atmosferska pražnjenja u podruĉju alarmne zone promatranogaprijenosnog voda, te je postupak vremenske korelacije proveden za ukupno 58 kvarova za koje jepretpostavljeno da su uzrokovani atmosferskim pražnjenjima, te su analizirani na jednaki naĉin.4.2. Preduvjeti za korelaciju Polazni kriterij za vremensku korelaciju dogaĊaja prorade distantne relejne zaštite napromatranome prijenosnom vodu i udara munje je toĉno vrijeme nastanka kvara. U izvještajima relejnezaštite za vrijeme nastanka dogaĊaja bilježi se datum, sat i minuta. Zbog preciznosti za potrebe korelacijeprorade relejne zaštite na prijenosnom vodu korištena su vremena nastanka kvara prema signalimapobude s relejnog ureĊaja zabilježenim u listama dogaĊaja u arhivi staniĉnog raĉunala. Da bi vremenska korelacija bila moguća nužna je istovremenost mjerenja sustava za lociranjemunja i ureĊaja relejne zaštite. Sustav za lociranje munja podatke o udarima munja i pripadajuće parametre preuzima iz sustavaLINET, ĉiji senzori za toĉno mjerenje vremena koriste GPS sustav mjerenja vremena. UreĊaji relejnezaštite promatranog prijenosnog voda smješteni u pripadajućoj transformatorskoj stanici vremenski susinkronizirani sa staniĉnim raĉunalom, koje takoĊer koristi GPS sustav mjerenja vremena. Deklariranatoĉnost GPS sustava mjerenja vremena je ±100 ns, stoga su podaci iz relejnih ureĊaja o vremenudetekcije kvara pogodni za usporedbu s podacima o vremenu udara munja iz Sustava za lociranje munja. Kao osnovni uvjet korelacije odreĊena je razlika vremena izmeĊu detekcije kvara ureĊajemrelejne zaštite i udara munje od 1 sekunde. Preduvjet za prostornu korelaciju je poznavanje geoprostornih podataka objekata prijenosnemreže.6

Str. 74.3. Primjer postupka korelacije Primjer postupka korelacije prorade ureĊaja relejne zaštite i udara munje pomoću aplikacijeSustava za lociranje munja prikazan je na slici 4.1. Prema podacima iz relejnog ureĊaja zabilježenim u listama staniĉnog raĉunala u TS 110/35 kVSton kvar, koji je prouzrokovao definitivno iskljuĉenje voda u trajanju od 2 minuta, detektiran je02.06.2009. s vremenom signala općeg poticaja releja 14:29:34.521, te je prema signalu funkcije lokacijekvara nastao na 67,5 km promatranog prijenosnog voda. Prema rezultatima pretraživanja Sustava za lociranje munja u arhivi sustava zabilježen je jedanudar munje u alarmnu zonu širine 500 m oko promatranog prijenosnog voda koji je prema zadanomkriteriju moguće korelirati s predmetnom proradom ureĊaja relejne zaštite. Korelirani udar je tipa OZ,amplitude struje -23,3 kA, s vremenom nastanka 14:29:34,4900760 na udaljenosti 1 m od linije voda i 67429 m promatranog prijenosnog voda, s mjernom greškom sustava 57 m. Daljnjom analizom je utvrĊena razlika u vremenu izmeĊu udara munje i vremena detekcije kvarana prijenosnom vodu od 30 ms, te razlika izmeĊu mjesta nastanka kvara na vodu odreĊenog funkcijomlokacije kvara relejnog ureĊaja i mjesta udara munje u vod odreĊenog Sustavom za lociranje munja od 88m, odnosno 0,1 % ukupne duljine promatranoga prijenosnog voda. Isti postupak je ponovljen za sve prorade ureĊaja relejne zaštite na promatranim prijenosnimvodovima odabranim za vremensku korelaciju sa Sustavom za lociranje munja. Slika 4.1. Primjer vremenske korelacije izmeĊu udara munje i prorade relejne zaštite pomoću SLM4.4. Rezultati vremenske korelacije Za 5 dogaĊaja zabilježenih ureĊajima relejne zaštite na promatranim prijenosnim vodovimautvrĊeno je da je bilo grmljavinskih aktivnosti u blizini promatranih prijenosnih vodova u vremenu bliskomvremenu detekcije kvara, ali nije utvrĊena vremenska korelacija prorade ureĊaja relejne zaštite i udaramunje prema odreĊenom kriteriju. Uspješno je vremenski korelirano 53 dogaĊaja prorade ureĊaja relejne zaštite na promatranomprijenosnom vodu i udara munje, od ĉega je 31 dogaĊaj koreliran s udarom munje na promatranom vodu,a 22 dogaĊaja su korelirana s udarom munje na jednom od susjednih vodova sa zadovoljavajućomrazlikom vremena izmeĊu detekcije kvara na promatranom prijenosnom vodu i udara munje. 7

Str. 8 Kao što je prikazano na slici 4.2., razlike u vremenima od udara munje do detekcije kvaraVremenska razlika [ms]ureĊajima relejne zaštite na prijenosnom vodu na kojemu je došlo do udara munje iznose od 6 ms do 366ms pri ĉemu su samo su tri vrijednosti razlike u vremenima iznad 50 ms. Medijan vrijednosti razlike uBroj korelacijavremenima iznosi 13 ms. 400 350 300 250 200 150 100 50 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 DogaĊaj Slika 4.2. Razlike u vremenima koreliranih udara munje i detekcija kvarova Raspodjela koreliranih dogaĊaja prema razlikama u vremenima prikazana je na slici 4.3. na kojojse vidi da većina koreliranih dogaĊaja ima razliku u vremenima udara munje i detekcije kvara izmeĊu10 ms i 20 ms. 40 35 35 30 25 20 15 13 10 5 011010002 0 Vremenska razlika [ms] Slika 4.3. Broj korelacija prema razlikama u vremenima koreliranih udara munje i detekcija kvarova Na slici 4.4. prikazana je raspodjela koreliranih dogaĊaja prema razlikama u vremenima do 30ms. 87 77 7 Broj korelacija 65 5 44 43 3 3 21 1 22 2 0 1 1 00000000000 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Vremenska razlika [ms] Slika 4.4. Broj korelacija prema razlikama u vremenima koreliranih udara munje i detekcija kvarova8

Razlika udaljenosti Str. 9 (% duljine voda) Može se zakljuĉiti da u 48 od 53 korelirana dogaĊaja (91%) razlika u vremenima izmeĊu udaramunje i detekcije kvara ureĊajem relejne zaštite iznosi do 18 ms. Rezultati usporedbi vremena udara munje i vremena detekcije kvara ureĊaja relejne zaštiteusporedivi su s mjerenjima vremena pobude ureĊaja relejne zaštite istog proizvoĊaĉa [7]. Mjerenjevremena pobude relejnog ureĊaja provedeno je metodom generacije dogaĊaja u poznatom trenutku, priĉemu je kao toĉni izvor signala korišten testni ureĊaj i GPS prijemnik toĉnog vremena za postizanjeistovremenosti mjerenja. Rezultati 21 mjerenja su pokazali da se vrijeme pobude relejnog ureĊaja kreće uintervalu 5 ms do 28 ms nakon poznatog dogaĊaja. Prosjeĉna vrijednost vremena pobude iznosi 17,05ms od poznatog dogaĊaja. ProizvoĊaĉ ureĊaja relejne zaštite deklarira da najkraće vrijeme od nastanka kvara do naloga zaisklapanje prekidaĉa (engl. tripping time) iznosi približno 17 ms.4.5. Rezultati prostorne korelacije Za 37 vremenski koreliranih udara munje i kvarova, za koje je u listama staniĉnog raĉunala biodostupan podatak ureĊaja relejne zaštite o udaljenosti kvara na promatranim prijenosnim vodovima,izvršen je postupak prostorne korelacije. Prostorna korelacija je provedena usporedbom udaljenostimjesta kvara na vodu odreĊene funkcijom lokacije kvara relejnog ureĊaja i mjesta udara munje napromatranom prijenosnom vodu odreĊenog Sustavom za lociranje munja. 12 10 8 6 4 2 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 DogaĊaj Slika 4.5. Razlike udaljenosti mjesta nastanka kvara i udara munje Rezultati prostorne korelacije, kao postotne razlike udaljenosti mjesta kvara na prijenosnom voduodreĊenog funkcijom lokacije kvara i mjesta udara munje na vodu odreĊenog Sustavom za lociranjemunja u odnosu na ukupnu duljinu voda, su pokazali da razlika udaljenosti mjesta kvara i udara munje navodu iznosi od 0,01 % do 10,2%, dok za najveći broj vremenski koreliranih kvarova razlika udaljenostiiznosi 1-2 % ukupne duljine promatranoga prijenosnog voda, pri ĉemu je srednja vrijednost razlikeudaljenosti 1,37% ukupne duljine voda. Postupak prostorne korelacije udara munja i kvarova na prijenosnim vodovima proveden je uzodreĊena ograniĉenja te rezultati prikazani kao razlika udaljenosti izmeĊu mjesta kvara i udara munje usebi sadrže grešku funkcije lokacije kvara relejnog ureĊaja i grešku sustava za lociranje munja. Na toĉnost izraĉuna mjesta nastanka kvara funkcijom lokacije kvara relejnog ureĊaja utjeĉe višefaktora. Greška u struji i naponu mjernih transformatora izravno utjeĉe na proraĉun udaljenosti. Isto tako,nesigurnost konstanti voda, djelovanje neprepletenih prijenosnih vodova ili promjenjiva konfiguracijamreže unose pogrešku. Promatrani prijenosni vodovi i njima najbliži senzori sustava LINET locirani su u priobalnompodruĉju. Obzirom da senzori mjere magnetski tok kao funkciju vremena [4], na rezultate lociranja mjestaudara munja utjeĉu razliĉite vodljivosti (kopna i mora) i s tim povezano razliĉito djelovanje širenja polja. MeĊutim, rezultati provedenog postupka prostorne korelacije su zadovoljavajući jer utvrĊenasrednja vrijednost razlika udaljenosti izmeĊu rezultata funkcije lokacije kvara ureĊaja relejne zaštite iSustava za lociranje munja predstavlja dodatnu potvrdu povezanosti vremenski koreliranih udara munje ikvara, te podatak o lokaciji udara munje može poslužiti kao informacija o mjestu nastanka kvara naprijenosnom vodu. 9

Str. 105. ZAKLJUČAK Sustavi za praćenje i nadzor atmosferskih pražnjenja u stvarnom vremenu i lociranje mjestaudara munje u Europi i svijetu sve se više uĉinkovito primjenjuju pri projektiranju, zaštiti i voĊenjuelektroenergetskih mreža. Sustav za lociranje mjesta udara munja kao dio europskog sustava LINET uspješno se koristi uHrvatskoj od kraja 2008. godine. Za detekciju atmosferskih pražnjenja na podruĉju Hrvatske koriste sešest senzora sustava LINET instaliranih u Hrvatskoj i senzori locirani u susjednim zemljama. Programska podrška Sustava za lociranje munja omogućava arhiviranje i primjenu podatakasustava LINET o udarima munja na podruĉju Hrvatske, a prva iskustva u primjeni pokazala suzadovoljavajuću uĉinkovitost detekcije atmosferskih pražnjenja i toĉnosti lociranja mjesta udara munja. Na temelju rezultata provedenih analiza može se zakljuĉiti da je vremenska korelacija kvarova napromatranim prijenosnim vodovima i udara munje pomoću Sustava za lociranje munja pokazala daureĊaji relejne zaštite na prijenosnom vodu detektiraju kvar uzrokovan udarom munje najĉešće uvremenskom periodu od 6 ms do 13 ms nakon udara munje, što potvrĊuje uĉinkovitost primjenevremenske korelacije podataka ureĊaja relejne zaštite i Sustava za lociranje munja u svrhu otkrivanjauzroka kvara. Prostorna korelacija kvarova i udara munja pokazala je zadovoljavajuće rezultate u smislu dasrednja vrijednost razlike udaljenosti mjesta kvara na vodu i mjesta udara munje iznosi 1,37 % ukupneduljine promatranog prijenosnog voda. Stoga podatak o mjestu udara munje može poslužiti kaoinformacija o mjestu nastanka kvara, što je posebno korisno pri nastanku kvara na prijenosnom vodu nakojemu nisu ugraĊeni ureĊaji relejne zaštite koji u sebi sadrže funkciju lokacije kvara. Postupak prostorne korelacije udara munja i kvarova na prijenosnim vodovima proveden je uzodreĊena ograniĉenja te rezultati prikazani kao razlika udaljenosti izmeĊu mjesta kvara i udara munje usebi sadrže grešku funkcije lokacije kvara relejnog ureĊaja i grešku sustava za lociranje munja. Boljesagledavanje rezultata prostorne korelacije biti će moguće nakon što se provede vremenska i prostornakorelacija izmeĊu udara munja i dogaĊaja registriranih ureĊajima relejne zaštite na više objekata uprijenosnoj mreži. Preduvjet za uspješnu vremensku i prostornu korelaciju dogaĊaja u prijenosnoj mreži i udaramunja je istovremenost mjerenja sustava za lociranje munja i ureĊaja relejne zaštite koju je mogućeostvariti vremenskom sinkronizacijom pomoću GPS sustava te poznavanje geoprostornih podatakaprijenosnih objekata. Rezultati usporedbi su pokazali uĉinkovitost primjene podataka Sustava za lociranje munja ipovezivanja sa sustavom voĊenja elektroenergetskog sustava obzirom da vremenska korelacija možepružiti informaciju o uzroku nastanka kvara, a podatak o mjestu udara munje može poslužiti kaoinformacija o mjestu nastanka kvara.6. LITERATURA[1] Uglešić, Milardić, Franc, Filipović-Grĉić, Horvat, \"Prva iskustva sa sustavom za lociranje munja u Hrvatskoj\", 9. simpozij HRO CIGRÉ o sustavu voĊenja EES-a, Zadar, studeni 2010.[2] Schmidt, Betz, Oettinger, Wirz, Diendorfer, \"A New Lightning Detection Network in Southern Germany\", 27th ICLP 2004, Avignon, France, rujan 2004.[3] Betz, Schmidt, Laroche, Blanchet, Oettinger, Defer, Dziewit, Konarski, \"LINET – An international lightning detection network in Europe\", Atmospheric Research 91, 564-573, 2009.[4] Betz, Schumann, Laroche, ''Lightning: Principles, instruments and applications, review of modern lightning research'', poglavlje 5: ''LINET – an international VLF/LF lightning detection network in Europe'', Springer Science + Bussiness Media B.V., prosinac 2008.[5] Betz, Kulzer, Gerl, Eisert, Oettinger, Jakubassa, \"On the correlation Between VLF-atmospherics and meterological dana\", ICLP Firence, 1996.[6] Uglešić, Milardić, Franc, Filipović-Grĉić, Horvat, \"Establishment of a new lightning location system in Croatia\", Study Committee C4 on System Technical Performance, A Colloquium on: Lightning and Power Systems - Technical Papers, Kuala Lumpur, Malaysia, svibanj 2010.[7] KONĈAR KET, \"Analiza mogućih rješenja prilagoĊenja instaliranih sustava daljinskog upravljanja u EE objektima na sinkronizaciju vremena putem NTP protokola\", svibanj 2011., prilog 5.10

Str. 11HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA 1-34ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ Zoran Sinovčić, dipl.ing.10. simpozij o sustavu vođenja EES-a HEP OPS d.o.o. PrP SplitOpatija, 11. – 14. studenoga 2012. [email protected] Batinić, struč.spec.ing.el. Srđan TičinovićHEP OPS d.o.o. PrP Split HEP OPS d.o.o. PrP [email protected] [email protected] Avramović, dipl.ing.HEP OPS d.o.o. PrP [email protected] DALJINSKI PRISTUP SEKUNDARNOJ OPREMI EE POSTROJENJA PRP-A SPLIT PUTEM VLAN TEHNOLOGIJE NA HEP ŠIROKOPOJASNOJ IP MREŽI SAŽETAK Ovaj referat daje prikaz korištenja VLAN tehnologije na HEP širokopojasnoj IP mreži u svrhudaljinskog pristupa sekundarnoj opremi elektroenergetskih postrojenja PrP-a Split te međusobnekomunikacije sekundarne opreme na udaljenim lokacijama. Daljinski pristup sekundarnoj opremi obuhvaća pristup staničnim računalima s ciljem prikupljanja,editiranja i analize baze podataka te pristup numeričkim relejima i opremi za nadzor, zaštitu i upravljanjeimplementiranim u udaljenoj lokaciji odnosno postrojenju. Komunikacija sekundarne opreme ugrađene naudaljenim lokacijama koristi se za realizaciju zaštitnih funkcija opreme. Ključne riječi: VLAN – virtualni LAN, GRE – generička usmjerivačka enkapsulacija, VRF –virtualno usmjeravanje i prosljeđivanje, sekundarna oprema, daljinski pristup, stanično računalo. REMOTE ACCESS TO SECONDARY EQUIPMENT OF ELECTRICAL POWER SUBSTATIONS PRP-SPLIT THROUGH VLAN TECHNOLOGY ON HEP BROADBAND IP NETWORK SUMMARY This paper outlines the use of VLAN technology on HEP broadband IP network for remote accessto the secondary equipment of electrical power substations of PrP-Split, and the mutual communication ofsecondary equipment from remote locations. Remote access to the secondary equipment includesremote access to substation controller, with aim to collect, edit and analyze the database, and access tonumerical relays and control equipment, protection and management, implemented in a remote locationor facility. Communication of secondary equipment installed in remote locations is in use for therealization of the protective function of the equipment. Key words: VLAN – virtual LAN, GRE - Generic Routing Encapsulation, VRF - Virtual Routingand Forwarding, secondary equipment, remote access, substation controller. 1

Str. 121. UVOD Koncepcija modernih sekundarnih sustava elektroenergetskih postrojenja se temelji na Ethernet-u kao općeprihvatljivoj, fleksibilnoj i jeftinoj tehnologiji te IEC 61850 arhitekturi koja svojim strogimpravilima omogućava jedinstvenu semantiku procesnih podataka, interoperabilnost te bržu i jeftinijuintegraciju procesnog sustava. Sam procesni sustav zadužen je za prijenos pogonskih informacija koje s obzirom na prioritet iraspoloživost dijelimo na operativne i pomoćne informacije. Operativne informacije su informacije kojedaju trenutnu detekciju o promjeni u postrojenju i neophodne su za upravljanje u stvarnom vremenu.Zahtijevaju maksimalnu raspoloživost i imaju visok prioritet u procesnoj mreži. Takav tip informacijeneophodan je za ostvarenje komunikacije između sekundarne opreme koja sadržava zaštitne funkcije. Druga vrsta informacija su tzv. pomoćne informacije koje daju dodatne podatake o promjeni ilistatusu postrojenja, ali nisu važne za samu funkciju upravljanja i zaštite. Poželjno je da su dostupnenakon pojave događaja, no ne nužno te su po prioritetu niže rangirane u odnosu na operativneinformacije. U ovu, drugu vrstu informacija spadaju i usluge daljinskog dohvata koje će također biti prikazaneu ovom referatu.2. VLAN TEHNOLOGIJA NA HEP WAN MREŽI IP WAN mreža Dalmacije se prostire na vrlo širokom području od Komolca na jugu do Novalje nasjeveru, uglavnom kroz GigabitEthernet i TenGigabitEthernet linkove. Kao medij koriste se optičke nitipostavljene u zaštitnom užetu dalekovoda (OPGW) koji su u nadležnosti HEP OPS-a. Na područjima gdjenema optike veza sa IP WAN mrežom ostvarena je preko radio linkova (TS Drniš, TS Bruška i sl.), ilikorištenjem MetroEthernet (ME) iznajmljenih priključaka. Zbog specifičnosti mreže i različitih linkova kojise koriste izabrana je Vlan tehnologija u kombinaciji sa VRF+GRE tehnologijom jer ona omogućava da seVLAN-ovi kroz tunele prebace na željenu lokaciju. Značaj VRF-a je u tome što radi na nivou L3 i zato sunapravljene izdvojene routing tablice na preklopnicima – usmjerivačima za ovu mrežu.2.1. VLAN tehnologija VLAN (Virtual Local Area Network) je vrlo raširena i pouzdana tehnologija temeljena na Ethernet-u koja omogućava logičko grupiranje korisnika mreže spojenih na iste ili različite L2 preklopnike. SvakiVLAN egzistira kao zasebna broadcast domena, odnosno zasebna logička mreža te time promet izmeđurazličitih VLAN-ova ostaje odvojen. Za komunikaciju između različitih VLAN-ova potreban je usmjerivač iliL3 preklopnik.2.2. GRE tehnologija GRE (Generic Routing Encapsulation) je tehnologija koja omogućuje tuneliranje paketa različitihprotokola mrežnog sloja preko IP mreže. GRE vrši tuneliranje IP paketa tako da su krajnje točke tunelana usmjerivačima virtualna tunel sučelja koja imaju definirana polazišna i odredišna sučelja tunela.Polazišno sučelje tunela na usmjerivaču 1 odgovara odredišnom sučelju na usmjerivaču 2. Usmjeravanjepaketa nije moguće kroz GRE tehnologiju, pa se zbog toga koristi u kombinaciji sa VRF-Litetehnologijom.2.3. VRF-Lite tehnologija VRF-Lite (Virtual Routing and Forwarding) tehnologija omogućava postojanje više instancitablica usmjeravanja na jednom usmjerivaču. Instance tablice usmjeravanja međusobno su odvojene, teosim u specijalnim slučajevima nije moguće usmjeravanje prometa iz jednog VRF-a u drugi. Ovime seomogućuje zasebno i neovisno usmjeravanje prometa različitih VPN-ova. Promet VPN-ova se razlikujena temelju dolaznog/odlaznog sučelja/podsučelja. Pri tome pojedino sučelje/podsučelje može pripadatisamo jednoj instanci VRF-a, dok pojedini uređaj može imati definirano više instanci VRF-a. Time seomogućuje odvojeno usmjeravanje prometa različitih VPN-ova. Također VRF-Lite tehnologijaomogućuje usmjeravanje VPN prometa bez obzira na korištenu adresnu shemu, tj. moguće jekorištenje iste adresne sheme unutar dva ili više različitih VPN-ova. VRF-Lite tehnologija nije VPNtehnologija, no ona pruža potrebnu logiku usmjeravanja prometa po pojedinim VPN tunelima.2

Str. 13 Kombinacija GRE+VRF-Lite tehnologije funkcionira na način da GRE tehnologija vršituneliranje/enkapsulaciju IP paketa dok VRF-Lite obavlja usmjeravanje prometa na usmjerivačima kojisu krajnje točke GRE tunela. Time se postiže razdvajanje VPN i korisničkog prometa kao i zasebnousmjeravanje ove dvije grupe prometa kroz mrežu. Rješenje koje se koristi u PrP-u Split jest upotreba GRE+VRF-Lite tehnologije u kombinaciji stehnologijom VLAN-ova. GRE tunele se koriste samo između lokacija gdje ne postoji optičkainfrastruktura, tj. gdje ne možemo koristiti VLAN tehnologiju te se na taj način ne povećava opterećenjeusmjerivača zbog dodatne fragmentacije GRE IP paketa. S obzirom na odabrane tehnologije i kompleksnost HEP širokopojasne IP mreže, donesena jepreporuka o načinu adresiranja VRF PRPST_RZ mreže. Adresni plan obuhvaća aktivirane lokacije teuzima u obzir dodavanje novih lokacija i proširenje postojećih VLAN-ova dodavanjem novih portova na L2preklopnicima.Slika 1. VRF PRPST_RZ mreža u funkciji daljinskog dohvata i komunikacije sek. opreme PrP-a Split3. DALJINSKI PRISTUP STANIČNIM SCADA RAČUNALIMA U elektroenergetskim objektima PrP-a Split ugrađeni su SCADA sustavi različitih tipova,generacija proizvođača. Daljinski dohvat realiziran je na sljedećim SCADA sustavima: SICAM PASS(proizvođač Siemens), MicroSCADA (proizvođač ABB) i ProzaNet (proizvođač Končar). Daljinski dohvatsvih navedenih SCADA sustava realiziran je po istoj komunikacijskoj shemi koja je načelno prikazana naslici 2.Slika 2. Komunikacijska shema za daljinski pristup staničnim SCADA računalima 3

Str. 14 Daljinski pristup radnoj površini staničnih SCADA računala koji se nalaze u trafostanicama i služeza upravljanje postrojenjem koristi se u svrhu prikupljanja, editiranja, održavanja i analize baze podataka.U iznimnim slučajevima moguće je na ovaj način vršiti i upravljanje aparatima postrojenja, npr. u slučajukvara na opremi Sustava Daljinskog Vođenja SDV (telegram konvertori, komunikacijski uređaji, PDPračunalo…) ili kvara na procesnoj mreži koju koristi SDV.Pristup radnoj površini staničnih SCADA računala vrši se putem Remote Desktop-a ili putem nekih odkomercijalnih aplikacija za tu namjenu, kao npr. PcAnywhere i dr. Ovakav pristup omogućuje brzo ijednostavno preuzimanje kontrole nad svim upravljačkim i nadzornim funkcijama udaljenog SCADAračunala, neovisno od Sustava Daljinskog Vođenja koji objedinjava dispečerske i upravljačke funkcijeMrežnog centra i CDU-a. Osim samog pristupa staničnom SCADA računalu, komunikacijske sheme za daljinski pristupkoriste i komercijalne aplikacije koje služe kao preglednici baza podataka staničnih SCADA računala.Pomoću tako razvijenih aplikacija moguć je pristup listama događaja i listama alarma, njihovoobjedinjavanje na nivou više trafostanica, te pregledavanje prema raznim kriterijima što predstavljaznačajnu pomoć voditeljima sustava (dispečerima) u trenucima poremećaja elektroenergetskog sustava.Ovakav direktan pristup SCADA računalima pri tome ne ometa njihove dispečerske funkcije, kao niupravljanje postrojenjem od strane CDU-a. U okviru HEP OPS PrP Split, koristi se aplikacija DistList, preglednik razvijen od tvrtke Končar-KET, za analizu i pristup bazama podataka staničnih SCADA računala. DistList je dizajniran kaopreglednik koji može biti client aplikacija instalirana na SCADA računalu ili na bilo kojem udaljenomračunalu Windows okruženja s mogućnošću spajanja na SCADA računalo i pristupa listi događaja ilistama alarma (slika 3.). U LAN okruženju moguć je pristup SQL bazi i listi događaja u realnom vremenu bez ometanjaSCADA funkcija, a u slučaju sporijih dial-up veza moguće je exportirati listu događaja u .csv format ikasnije analizirati u MS Excelu. Do sada su aplikacijom DISTLIST, koja se nalazi na računalima u Centru relejne zaštite i Centruupravljanja pri MC (testno), povezana SCADA računala SICAMPASS, koja su bazirana na Windowsokruženju. Slika 3. Grafičko sučelje preglednika DistList4

Str. 154. DALJINSKI PRISTUP NADZORNO-UPRAVLJAČKIM UREĐAJIMA I UREĐAJIMA RELEJNE ZAŠTITE Daljinski pristup nadzorno-upravljačkim uređajima i uređajima relejne zaštite omogućujeinženjerima Odjela za relejnu zaštitu pristup funkcijama uređaja kao što su: snimke kvarova (disturbancerecorder), liste isklopa (trip log) te konfiguriranje i parametriranje samih uređaja, bez potrebe za odlaskomna samu lokaciju objekta. Daljinskim pristupom snimkama kvarova i listama isklopa moguće je provestianalize kvarova neposredno nakon njihovog nastanka, što značajno može ubrzati odluku o daljnjimpostupcima u vođenju elektroenergetskog sustava te smanjiti vrijeme odziva i trošak odlaska naintervenciju. Uređajima se pristupa direktno preko IP adrese koja im je dodijeljena unutar raspona adresa iadresnog plana trafostanice. Pristup se vrši preko računala smještenog u Centru relejne zaštite, na kojemsu instalirani različiti nadzorni paketi software-a za konfiguraciju i nadzor opreme (DIGSI, CAP, PCM,…). Primjer konfiguracije Ethernet mreže TS Zagvozd za daljinski dohvat dan je na slici 4. Ethernet mreža za daljinski dohvat terminala polja i numeričkih releja zaštite se sastoji od jednogpreklopnika, na koji su u zvjezdastoj konfiguraciji priključeni navedeni uređaji. Ožičenje je izvedenooptičkim ili žičanim mrežnim kabelima. Svi uređaji na mreži komuniciraju prema IEC 61850komunikacijskom protokolu. Navedeni preklopnik se ethernet kabelom spaja na preklopnik poslovneinformatike u TK ormaru na port koji je konfiguriran kao VLAN port i osigurava komunikaciju sa centromrelejne zaštite PrP-a Split. Uređaji sekundarne opreme trafostanice posjeduju dva ethernet sučelja, jednoza procesnu komunikaciju među sobom i komunikaciju sa SCADA računalom te drugo za daljinski dohvati konfiguraciju. Svako sučelje je adresirano prema adresnom planu. Valja napomenuti da je ovakav načinkonfiguracije jedinstven za navedenu trafostanicu TS Zagvozd, dok se u drugim trafostanicama koristisamo jedna mrežna kartica, za procesnu komunikaciju i daljinski dohvat. Slika 4. Ethernet mreža TS ZagvozdNa lokacijama gdje su instalirani uređaji skundarne opreme starije generacije, kao u TS Ston, TS Pag, TSDujmovača,... gdje oprema nema ethernet sučelje, koristi se konverzija RS-232 na TCP/IP i RS-485 naTCP/IP protokol (slika 5.). 5

Str. 16Uređajima se pristupa iz udaljene lokacije na način da se koristi virtualni COM port, te pojedinačnoprozivaju releji u trafostanici koji su spojeni na zajednički industrijski preklopnik ovisno o RS-232 ili RS-485 komunikaciji. Slika 5. Komunikacijska shema daljinskog pristupa RS-485 sekundarnoj opremi5. MEĐUSOBNA KOMUNIKACIJA UREĐAJA SEKUNDARNE OPREME SMJEŠTENE U UDALJENIM TRAFOSTANICAMA Iako IEC 61850 u budućnosti predviđa i komunikaciju sekundarne opreme van trafostanice, nekaod tih rješenja već imaju primjenu u praksi. Naime, moguće je realizirati komunikaciju među uređajimasekundarne opreme u dva udaljena elektroenergetska objekta u svrhu realizacije komunikacijskih shemaza ubrzanje isklopa relejne zaštite, blokada upravljanja, razmjene mjerenih veličina za potrebe sistemskihzaštita kao što je diferencijalna zaštita voda, signala mjerenja i drugih pogonskih informacija. Primjer komunikacije po IEC 61850 protokolu korištenjem VLAN tehnologije između uređajasekundarne opreme smještene u udaljenim objektima je relejna zaštita dalekovoda DV 110 kV D 133Ston – KK Perna – KK Strečica – Blato. Naime, u kabelskim kućicama ugrađena je uzdužna diferencijalnazaštita tip 7SD6x proizvođača SIEMENS. U zoni štićenja navedene relejne zaštite je podmorski kabel, akomunikacija između uređaja ostvarena je direktnim povezivanjem na optičke portove releja singlemodesvjetlovoda položenog u moru uz energetski kabel. Osim međusobno, releji zaštite komuniciraju i savodnim zaštitama smještenim u TS Ston i TS Blato dajući im informaciju o kvaru na kabelu, ubrzavajućiisklop i eliminirajući automatski ponovni uklop prekidača za slučaj kvara na podmorskom kabelu.Komunikacija između uređaja diferencijalne zaštite u KK i vodne zaštite u TS realizirana je kao GOOSEporuka između dva IED uređaja (slika 6.). Slika 6. Komunikacija uređaja relejne zaštite na relaciji Ston – KK Perna – KK Strečica – Blato6

Str. 176. ETHERNET OVER SDH Za telekomunikacijsku transportnu osnovu SCADA sustava kao sastavnog dijela sekundarnihsustava HEP-OPS-a koristi se SDH/PDH telekomunikacijska područna mreža. Komuniciranje energetskihobjekata s upravljačkim centrima za potrebe sustava SCADA protokolom IEC 60870-5-104 namećepotrebu prihvata Ethernet prometa i njegovog prijenosa kroz područnu telekomunikacijsku mrežu. Iz tograzloga potrebno je dograditi postojeće telekomunikacijske uređaje Ethernet funkcionalnošću, osobito naSDH lokacijama bez NGN SDH opreme (koja omogućava prihvat Etherneta prometa) i na čistim PDHlokacijama (slika 7.). Osnovne prednosti takvog telekomunikacijskog rješenja su osigurano besprekidnonapajanje uređaja, zajamčeno vrijeme zaštite prometa ispod 50 ms, odvojenost prometa na fizičkoj razinikao i osigurano kvalitetno održavanje unutar HEP-OPS-a. Sinj 24 FMX 3.2 HE Peruča 23 21 FMX Orlovac 42 3.2 42 SCADA-objekt obuhvaćeni projektom FV EES: Bruška 7020 MXC 19 x 23 objekta povezuju se preko NG 10 smjer Mostar SDH opreme (2 su u izgradnji) Knin 12 7 SMA 16/4 L. Osik Gračac Konjsko Đale x 15 objekata ima optiku, ali nemaSMA 1/4C SMA 16/4 SNUS 7070 7070 NG SDH opremu pa se povezuju preko EoPDH opreme smjer Mostar x 4 objekta nemaju optiku Miljacka Golubić 14 34 41 (3 se spajaju RR vezom, Lozovac Drniš prihvat EoPDH opremom) MXC 19 Dugopolje FMX 7020Karlobag 8 7020 20 28 16 Imotski Meterize 7020 Obrovac RHE Vel. SMA 1/4C FMX 7025 38 FMX SNUS 3.2 Vrgorac 7020 9 13 Kaštela HE Kraljevac 1 FMX 6 Benkovac 3.2 7020 36 HE Dubrovnik 7020 39 FMX Ploče 3.2 Zagvozd 7025 7020 19 31 2 29 37 15 35 11 Zadar C. Bilice Kraljevac KomolacNovalja SMA ¼ SMA 1/4C Vrboran Makarska Opuzen 25SMA ¼ SNUS 7070 7070 7030 7050 7050SNUS SNUS Ston 3 7025 Biograd 18 33 32 4 7020 Dugi Rat Zakučac Nin SMA 1/4C 7020 7020 SNUS-FMX 27 Blato Trogir 7020 22 30 40 Legenda boja: Zadar S. DujmovačaPag7020 7020 FMX 3.2 17 Vidova g. 7070 SDH stanice nove generacije (NG SDH, EoS) Nerežišće SMA 1/4C 7020Legenda oblika i linija: 26 37 SDH stanice starije generacije (bez EoS) PDH objekti xx Sućidar Starigrad SNUS 7020 Objekti obuhvaćeni projektom FV EES 5 Projekti u realizaciji Dobri Objekti bez optike Lokacija PrP-a Rijeka 7050 FMX Poljička STM-16 veza Lokacija drugog društva HEP grupe 3.2 7020 STM-4 veza Optička veza STM-1 veza Radijska veza 12.1.2012. PDH veza Ivan Krstulović Milivoj Andrić Suzana Javornik Vončina Slika 7. SDH i PDH mreža za povezivanje objekata PrP-a Split uključenih u novi SCADA-sustav projektom FV EES na MC Split Kroz projekt Funkcije vođenja EES-a prvenstveno se rješava komunikacijsko povezivanje zapotrebe SCADA sustava HEP-OPS-a, a Ethernet dograđena područna telekomunikacijska PDH/SDHmreža omogućava i druge vrste usluga pa tako i navedenu uslugu daljinskog pristupa sekundarnimuređajima EE postrojenja. Također se provodi i projektna razrada funkcionalnih cjelina procesne IP mrežeHEP OPS-a (npr. sveobuhvatno rješenje procesnih LAN-ova trafostanica HEP OPS-a, cjelovite adresnesheme, sigurnosna pitanja, prilagodba i nabavka mrežne i telekomunikacijske opreme i sl…), a sve kroztimske aktivnosti na razini za to zaduženih organizacijskih jedinica ICT-a, te funkcionalnih cjelina Službeza sekundarne sustave PrP-ova HEP OPS-a (telekomunikacija, daljinskog vođenja, obračunskih mjerenjai relejne zaštite). 7

Str. 187. ZAKLJUČAK Treba napomenuti da je ovo trenutno stanje i korištenje VLAN tehnologije u ovu svrhu. Uslugekoje su omogućene putem ove tehnologije uvelike olakšavaju praćenje i nadzor upravljanjaelektroenergetskih postrojenja te se postiže bolja iskoristivost komunikacijske infrastrukture na način dase na istoj komunikacijskoj opremi koriste različite usluge i servisi. Budućnost primjene VLAN tehnologije i servisne usluge daljinskog pristupa sekundarnoj opremitreba sagledati kroz buduće jedinstveno telekomunikacijsko rješenje koje će zadovoljiti potrebe HEPOPS-a kao operatera sustava na energetskom tržištu, orijentaciju elektroprivrede prema pametnimmrežama, tehnološki razvoj Ethernet tehnologije, te nove smjernice protokola IEC 61850. LITERATURA[1] Željko Kovač, Branimir Turk, \"Povezivanje SDV sustava putem višeuslužne širokopojasne HEP-ove IP mreže“, 8. simpozij o sustavu vođenja EES-a, Zbornik radova, Cavtat, Hrvatska, studeni 2008.[2] Elmap d.o.o., Izvedbeni projekt \"Uključenje TS Zagvozd u SDV HEP OPS-a Prijenosno područje Split\", Split, lipanj 2008.[3] Mladen Perkov, Damir Jurasović, Ana Kekelj, Suzana Javornik Vončina, \"Idejno rješenje procesnog LAN-a u transformatorskim stanicama\", 9. Savjetovanje HRO Cigre, Zbornik radova, Cavtat, Hrvatska, studeni 2009.[4] Tomislav Todorović, Suzana Javornik Vončina, \"Iskustva sa SDH mrežom kao transportnom osnovicom informacijsko-komunikacijskog sustava HEP-OPS-a\", 9. Savjetovanje HRO Cigre, Zbornik radova, Cavtat, Hrvatska, studeni 2009.8

Str. 19 1-35HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ10. simpozij o sustavu vođenja EES-aOpatija, 11. – 14. studenoga 2012.Stjepan Sučić Božo KopićKončar-KET d.d. Končar-KET [email protected] [email protected] Martinić Ante MarušićKončar - KET d.d. Sveučilište u [email protected] Fakultet elektrotehnike i računarstva [email protected] PRIMJENA WEB SERVISA ZA OSTVARIVANJE VERTIKALNE KOMUNIKACIJE U IEC 61850 SUSTAVIMA SAŽETAK Unatoč činjenici da je međunarodni standard IEC 61850 prvenstveno namijenjenautomatiziranom upravljanju transformatorskim stanicama, danas se primjenjuje za upravljanje i nadzorrazličitih distribuiranih sustava u naprednoj elektroenergetskoj mreži (eng. Smart Grid) što uključujedistribuirane izvore električne energije (DIE), vjetroelektrane, baterijske sustave i sl. Iako je čestopredstavljen kao tehnologija, IEC 61850 ponajprije određuje apstraktnu automatizacijsku arhitekturuneovisnu o implementacijskoj tehnologiji. Upravo zbog toga IEC 61850 principe upravljanja moguće jeostvariti korištenjem modernih i naprednih tehnologija. U trenutnom izdanju, vertikalna IEC 61850komunikacija koja se odvija između uređaja (npr. zaštitnih releja) i aplikacija (npr. SCADA sustava) temeljise na klijent/server modelu koji se ostvaruje pomoću MMS (eng. Manufacturing Message Specification)protokolu. MMS je definiran ISO 9506 standardom koji propisuje binarno serijaliziranu komunikacijutemeljenu na potpunom OSI modelu. Zbog složene programske implementacije i funkcionalnihudvostručenosti uvedenih korištenjem cjelokupnog OSI stoga, MMS nije prikladan za implementaciju udinamičnim i promjenjivim upravljačkim modelima napredene mreže kao što su virtualne elektrane imikromreže. Zbog navedenih razloga, u sklopu rada IEC-ovog tehničkog odbora 57 (TC57) započet jerazvoj novog standardiziranog mapiranja za vertikalnu IEC 61850 komunikaciju koje se temelji na Webservisima. Novo mapiranje omogućit će olakšanu implementaciju programske potpore te bržu ijednostavniju integraciju novih IEC 61850 sustava. U ovom članku dan je pregled trenutnih rezultata IEC-ove radne grupe zadužene za razvoj novogIEC 61850 mapiranja te je prikazana usporedba trenutno predloženih tehničkih rješenja. Sva predloženarješenja temeljena su na standardiziranim Web servis tehnologijama koje se koriste u industrijskojautomatizaciji. Ključne riječi: IEC 61850, Web servisi, napredni elektroenergetski sustavi USING WEB SERVICES FOR VERTICAL COMMUNICATION IN IEC 61850 SYSTEMS SUMMARY Despite the fact that international standard IEC 61850 is primarily used in substation automationdomain, nowadays, it becomes extensively used for supervision and control of diverse distributed SmartGrid systems such as distributed energy resources (DER), wind power plants and energy storagesystems. Although often regarded as a technology, IEC 61850 primarily defines abstract automationarchitecture which is not bounded to specific implementation technology. This feature enables utilizationof IEC 61850 principles supported with state-of-the-art technologies. In its current version, vertical 1

Str. 20communication in IEC 61850 systems is used for data-exchange between devices (e.g. protective relays)and applications (e.g. SCADA), and it is based on client/server model which uses MMS (ManufacturingMessage Specification) as an implementation technology. MMS is standardized as ISO 9506 whichdefines binary serialized application-level communication. Because of using full OSI stack and complexfrom-the-scratch development MMS is found unsuitable for dynamic Smart Grid control models such asmicrogrids and virtual power plants. Therefore, IEC’s Technical Committee 57 (TC 57) has started a newseries of standardization activities in order to develop IEC 61850 vertical communication mapping basedon Web services. The new mapping will allow faster and more straightforward integration of newIEC 61850 systems. This article provides status of the current standardization results of IEC’s working groupresponsible for developing new IEC 61850 mapping and gives an overview of proposed technicalsolutions. All proposed solutions are based on standardized Web service technologies used in industrialautomation. Key words: IEC 61850, Web services, Smart Grids1. UVOD1.1. Komunikacija u IEC 61850 sustavima Komunikacija u automatiziranim elektroenergetskim podsustavima koji se temelje na IEC 61850standardu moguće je podijeliti na horizontalnu (komunikacija koja se odvija između uređaja) i vertikalnu(komunikacija koja se odvija između uređaja i aplikacije). Horizontala komunikacija se koristi za razmjenusignala zaštite u obliku GOOSE (eng. Generic Object Oriented Substation Event) poruka te za prijenosuzorkovanih mjerenih vrijednost (eng. Sampled Measured Values - SMV) iz modernih mjernihtransformatora prema zaštitnim i upravljačkim uređajima. Vertikalna komunikacija se koristi zapovezivanje sa SCADA (eng. Supervisory Control and Data Acquisition) sustavima te s različitimaplikacijama za uređivanje postavki uređaja. Horizontalna komunikacija uglavnom se koristi na razinilokalnih mreža, dok vertikalna omogućuje daljanski nadzor i uspravljanje uređajima izvan okvira lokalnihmreža [1].1.2. Primjena IEC 61850 standarda izvan trafostanica Zbog svoje apstraktne definicije, IEC 61850 informacijske modele je moguće proširivati za novedomene primijene izvan okvira trafostanica. Trenutno je objavljeno unekoliko proširenija IEC 61850modela uključujući modele za distribuirane izvor energije (DIE) [2], vjetroelektrane [3] i pretvornikeistosmjerne električne energije [4]. Uskoro se očekuje još nekoliko proširenja značajnih za upravljanjenaprednim elektroenergetskim sustavom (eng. Smart Grids) uključujući modele za baterijske sustave [5],punionice električnih automobila [6] te industrijska postrojenja. Novi informacijski modeli stvorili sumogućnost razvoja novih upravljačkih aplikacija koje zahtijevaju podršku vertikalne IEC 61850komunikacije kao što su aplikacije za upravljanje i nadzor mikromreža i virtualnih elektrana [7].1.3. Problemi primjene postojećih posredničkih aplikacijskih tehnologija Trenutna implementacijska tehnologija za vertikalnu komunikaciju u IEC 61850 sustavima temeljise na MMS (eng. Manufacturing Message Specification) posredničkom aplikacijskom sloju (eng.middleware) koji je određen ISO 9506 standardom [8]. MMS se zasniva na binarno serijaliziranojkomunikaciji prilagođenoj automatiziranom upravljanju industrijskim postrojenjima. Unatoč činjenici da seMMS, kao dio IEC 61850 standarda, već godinama uspješno primjenjuje u automatizaciji trafostanicapostoji niz problema prilikom razvoja odgovarajuće programske podrške. MMS se zasniva na korištenjupotpunog OSI stoga stvarajući nepotrebnu udvostručenost u implementacijskim slojevima i čineći razvojprogramske podrške složenim i dugotrajnim. U trenutnoj verziji ISO 9506 standarda nisu propisaniintegrirani sigurnosni mehanizmi stvarajući time mogućnost jednostavnog narušavanja integriteta iugrožavanje sigurnosti postojećih automatiziranih postrojenja [9]. Trenutno ne postoji programskaimplementacija MMS-a temeljena na otvorenom kodu (eng. open source) koja bi omogućila sve većembroju malih i srednjih proizvođača (eng. Small and Medium Enterprise - SME) IEC 61850 opremejednostavnu i ekonomski isplativu integraciju MMS podrške.2

Str. 211.4. IEC 61850 i Web servisi Razlozi navedeni u prethodnom poglavlju predstavljali su glavnu motivaciju za početka novihstandardizacijskih aktivnosti u IEC-ovom tehničkom odboru TC 57 (eng. Technical committee) s ciljemrazvoja novog tehnološkog pristupa za ostvarivanje vertikalne komunikacije u IEC 61850 sustavima [10].Trenutni prijedlog zasniva se na korištenju neke od postojećih Web servis tehnologija koje se primjenjujuu industrijskoj automatizaciji. Web servisi podrazumijevaju korištenje standardnih Web tehnologija (npr.TCP/IP, HTTP(S), XML) za ostvarivanje dvosmjerne komunikacije među uređajima [11]. U ovom raduprikazani su najznačajniji trenutni zaključci IEC-ove radne grupe zadužene za standardizaciju te je danpregled razmatranih tehnologija koje je moguće koristiti za ostvarivanje vertikalne IEC 61850komunikacije temeljene na Web servisima.2. VERTIKALNA KOMUNIKACIJA U IEC 61850 SUSTAVIMA I POTENCIJALNE WEB SERVIS TEHNOLOGIJE2.1. Implementacijski zahtjevi Implementacijski zahtjevi za vertikalnu komunikaciju u IEC 61850 sustavima opisani su oblikuapstraktnih komunikacijskih sučelja (eng. Abstract Communication Service Interface - ACSI) [1]. Ovimsučeljima opisani su automati stanja te funkcijski programski zahtjevi potrebni za razvoj odgovarajućeprogramske podrške. ACSI sučelja za vertikalnu komunikaciju omogućuju:  Ostvarivanje aplikacijsko-komunikacijske veze između aplikacije i uređaja,  Propitivanje informacijskog modela i vrijednosti krajnjih atributira modela (eng. pooling),  Dojavu promijenjenih vrijednosti krajnjih atributa na temelju događaj (eng. event-driven),  Slanje upravljačkih naredbi,  Grupnu izmjenu vrijednosti atributa,  Pohranjivanje informacija o događajima na razini uređaja. Većinu opisanih ACSI sučelja moguće je ostvariti pomoću velikog broja posredničkih aplikacijskihtehnologija (npr. CORBA, COM, XML-RPC). Prilikom odabira tehnologije temeljene na Web servisima,naglasak je dan na mogućnosti izravne implementacije potpunog skupa ACSI sučelja. Slijedeća poglavljadaju pregled Web servis tehnologija koje su uzete u obzir pri analizi mogućnosti mapiranja za vertikalnukomunikaciju u IEC 61850 sustavima.2.2. IEC 61400-25-4 IEC 61400-25 [3] je nastao kao skup standarda namijenjenih za daljinsko upravljanje i nadzorvjetroelektrana temeljen na IEC 61850 principima. Za razliku od IEC 61850 u kojem se implementacijavertikalne komunikacije isključivo temeljila na MMS-u, IEC 61400-25-4 [12] je definirao nizimplementacijskih tehnologija uključujući i Web servise. Unatoč činjenici da su IEC 61400-25-4 Webservisi izravno temeljeni na ACSI sučeljima i teoretski u potpunosti sukladni sa zahtjevima vertikalnekomunikacije u IEC 61850 sustavima, postoji odrađeni skup tehničkih detalja koji onemogućavaju izravnuprimjenu ovog mapiranja. Problem primjene se prvenstveno očituje pri dojavljivanu promijene vrijednostiatributa na temelju događaja. Naime, IEC 61400-25-4 Web servisi isključivo koriste cikličko propitivanjevrijednosti atributa informacijskog modela. Stoga, postoji značajna vjerojatnost gubitka informacija ukolikoje učestalost promijene vrijednosti atributa veća od vremena cikličkog propitivanja. Ujedno, cikličkopropitivanje značajno povećava mrežni promet uzrokujući veće opterećenje komunikacijskih kanala.Dodatan problem analiziranih Web servisa je izmjena ACSI sučelja zbog prilagođavanja za primjenuupravljanja vjetroelektranama [12].2.3. OPC UA OPC UA (eng. Unified Architecture) [13] predstavlja novi skup tehnologija za komunikaciju međuaplikacijama u automatiziranim postrojenjima. OPC UA je službeni nasljednik OPC tehnologije [14] koja jejedna od najznačajnijih tehnologija u aplikacijskoj integraciji industrijskih postrojenja. Za razliku od OPCtehnologije koja se temeljila na Microsoft-ovoj komponentnoj tehnologiji COM [15], OPC UA se temelji naotvorenim i tehnološki neutralnim principima. Slično IEC 61850 pristupu, OPC UA se temelji narazdvajanju informacijskog modela i komunikacijskih servisa od implementacijske tehnologije. OPC UAobilježavaju mogućnost modeliranja upravljanih uređaja i aplikacija na temelju OPC UA adresnogprostora (eng. AddressSpace) [16] te primjena različitih aplikacijskih posredničkih tehnologija [17]. 3

Str. 22Prilikom ostvarivanja IEC 61850 vertikalne komunikacije temeljene na OPC UA Web servisima nužno jeprikazati odnose dvaju modela – informacijskog i komunikacijskog. Informacijski model se temelji narazvoju objektno orijentiranog IEC 61850 modela pomoću pravila modeliranja OPC UA adresnog prostoradok se komunikacijski model temelji na pronalaženju odnosa između ACSI sučelja i OPC UA apstraktnihservisa. Primjer ostvarivanja IEC 61850 modela na temelju OPC UA adresnog prostora prikazana je naSlici 1. Na slici je prikazano kako je uz pomoć samo nekoliko elemenata OPC UA adresnog prostoramoguće predstaviti IEC 61850 informacijski model. Odnos OPC UA servisa i ACSI sučelja prijazan je naSlici 2. Iz prikazanih odnosa vidljivo je da odnos servisa nije izravan te uključuje dodatnu analizufunkcionalnosti pojedinih servisa.Server OPC UA symbols: Logical Device ObjectType VariableType Logical Node View Data Object HasComponent Organizes HasProperty HasSubtype Hiererchical ReferenceTypeData Set Data AttributeFunctional constraint Data AttributeSlika 1. IEC 61850 model temeljen na OPC UA adresnom prostoru [18]IEC 61850 Association Session OPC UA NodeManagement Server/LD/LN/DO/DS ViewSetting-Group-Control-Block Attribute Control Subscription Report-Control-Block MonitoredItem Log-Control-Block Slika 2. Odnos OPC UA servisa i ACSI sučelja [18] Problem ostvarivanja IEC 61850 vertikalne komunikacije temeljen na OPC UA tehnologiji temeljise na OPC UA mehanizmu za dojavu događaja. Naime, IEC 61850 dojava događaja koristi izravno slanjedogađaja (eng. unsolicited event reporting) dok se u slučaju OPC UA radi o propitivanju pohranjenog nizadogađaja (eng. polling notification queues) [19]. S obzirom da postoji vremensko ograničenja za dostavudogađaja prilikom vertikalne IEC 61850 komunikacije od 100ms [20], problem se očituje u zahtjevu zacikličkim propitivanjem pohranjenog niza događaja. Stoga, slično kao i u slučaju IEC 61400-25-4 Webservisa postoji problem povećanog mrežnog prometa i zagušenja komunikacijskih kanala uzrokovanihpropitivanjem uređaja.4

Str. 232.4. DPWS DPWS (eng. Devices Profile for Web Services) predstavlja skup implementacijskih zahtijeva naWeb servise kako bi se mogli primijeniti u okruženju ugradbenih (eng. embedded) računalnih sustava[21]. Zasniva se na korištenju niza standardiziranih Web servis dokumenata (WS-*) koji određuju načineautomatskog otkrivanja uređaja na mreži, opisivanje podržanih aplikacijskih servisa te slanje informacijana temelju događaja. Za razliku od prethodno opisnih Web servis tehnologija, DPWS ne propisujekorištenje posebnih aplikacijskih servisa nego predstavljana implementacijsko okruženje za različiteprilagođene (eng. customized) aplikacijske servise. Stoga je Web servise za vertikalnu komunikacijutemeljene na ACSI sučeljima moguće razviti zasebno ili je moguće iskoristiti neku od Web servistehnologija opisanih u prethodnim poglavljima [22]. Pregled WS-* dokumenata korištenih u DPWSprotokol stogu prikazan je na Slici 3. Unatoč činjenici da DPWS nema tehničkih ograničenja zaostvarivanje vertikalne IEC 61850 komunikacije, te da postoji niz javno dostupnih rješenja temeljenih naotvorenom kodu problem njegove primjene proizlazi iz činjenice da nije značajnije primijenjen uindustrijskoj praksi.Application specific protocolsWS-Discovery WS-MetadataExchange WS-EventingWS-Security, WS-Policy, WS-AddressingSOAP-over-UDP, SOAP, WSDL, XML SchemaUDP HTTP TCPIPv4 / IPv6 / IP multicastSlika 3. DPWS – stog protokola [22]2.5. Usporedba opisanih tehničkih rješenja i slijedeći koraci Iz prethodnih poglavlja vidljivo je da ni jedno od predstavljenih rješenja ne predstavlja konačanizbor prilikom odabira novog posredničkog aplikacijskog sloja za ostvarivanje vertikalne komunikacijetemeljene na Web servisima. Plan radne grupe zadužene za razvoj novog standarda kojim će biti opisanapravila primjena Web servisa u IEC 61850 sustavima je prikazan na Slici 4. Očekuje se kako će upravoprve prototipske implementacije koje se očekuju tijekom sredine 2012. godine ukazati na prednosti inedostatke pojedinih tehnoloških pristupa te na taj način pomoći u odabiru odgovarajuće tehnološkeplatforme.Slika 3. IEC 61850-8-2 - plan razvoja 5

Str. 243. ZAKLJUČAK U ovom članku dan je pregled funkcijskih zahtijeva za vertikalnu komunikaciju u IEC 61850sustavima te je dan uvid u probleme razvoja programske podrške temeljen na postojećoj verzijiIEC 61850 standarda. IEC-ov tehnički odbor TC57 započeo je niz standardizacijskih aktivnosti kako bi sepronašlo odgovarajuće tehnološko rješenje kojim bi se olakšao razvoj programske podrške za vertikalnukomunikaciju korištenjem Web servis tehnologija. Očekuje se kako će upravo Web servis tehnologijeprimijenjene u automatizaciji industrijskih postrojenja predstaviti okosnicu za bržu i jednostavnijuintegraciju uređaja i aplikacija u naprednim elektroenergetskim sustavima. Svaka od trenutno analiziranihtehnologija (IEC 61400-25, OPC UA, DPWS) ima određene prednosti i nedostatke u odnosu nafunkcionalne zahtjeve IEC 61850 sustava. Smatra se kako će upravo prve prototipske implementacijepredloženih rješenja olakšati odabir konačnog tehnološkog pristupa za razvoj IEC 61850-8-2 standarda.4. LITERATURA[1] IEC, Communication networks and systems for power utility automation - Part 7-2: Basic information and communication structure - Abstract communication service interface (ACSI), Int. Std. IEC 61850-7-2 ed2.0, 2010.[2] IEC, Communication networks and systems for power utility automation - Part 7-420: Basic communication structure - Distributed energy resources logical nodes, Int. Std. IEC 61850-7-420 ed1.0, 2009.[3] IEC, Wind Turbines - Part 25: Communications for Monitoring and Control of Wind Power Plants, IEC Std. 61400-25, 2006.[4] IEC , Communication networks and systems for power utility automation - Part 90-7: IEC 61850 Object Models for Photovoltaic, Storage, and Other DER inverters, IEC Std. 61850-90-7 draft, 2011.[5] IEC, Communication networks and systems for power utility automation -Part 90-9: Use of IEC 61850 for Batteries, draft, 2011.[6] IEC, Communication networks and systems for power utility automation -Part 90-8: Use of IEC 61850 for Electric Vehicles, draft, 2011.[7] S. Sučić, T. Dragičević, T. Capuder, and M. Delimar, Economic dispatch of virtual power plants in an event-driven service-oriented framework using standards-based communications, Electric Power Systems Research, vol. 81, no. 12, pp. 2108–2119, 2011.[8] ISO 9506 (all parts), Industrial automation systems – Manufacturing Message Specification.[9] J. Sørensen and M. Jaatun, An Analysis of the Manufacturing Messaging Specification Protocol, Ubiquitous Intelligence and Computing, pp. 602–615, 2008.[10] IEC, Communication networks and systems in substations – Part 8-2: Specific Communication Service Mapping (SCSM) – Mappings to Web Services,IEC TR 61850-8-2 ed1.0, 2012, draft.[11] Wikipedia contributors, Web service, Wikipedia, Wikimedia Foundation, Inc., 18-May-2012.[12] IEC, Wind turbines Part - 25-4: Communications for monitoring and control of wind power plants - Mapping to communication profiles, Int. Std. IEC 61400-25-4 ed1.0, 2008.[13] OPC Foundation, ‘OPC Unified Architecture (OPC-UA) Specifications,’ 2010, http://www.opcfoundation.org/UA.2009.[14] OPC Foundation, OPC Historical Data Access Specification, v1.20, 2003.[15] R. Sessions, COM and DCOM: Microsoft’s vision for distributed objects. John Wiley & Sons, Inc. New York, NY, USA, 1997.[16] OPC Unified Architecture Specification Part 3: Address Space Model Release 1.01 February 6, 2009.[17] OPC Unified Architecture Specification Part 6: Mappings Release 1.00 February 6, 2009.[18] S. Sučić, A. Martinić, and D. Francesconi, Utilizing SOA-ready Devices for Virtual Power Plant Control in Semantic-enabled Smart Grid: Analyzing IEC 61850 and OPC UA integration methodology, in 2011 Second IEEE International Conference on Smart Grid Communications (SmartGridComm), 2011.[19] OPC Unified Architecture Specification Part 4: Services Release 1.01 February 6, 2009.[20] IEC, Communication Networks and Systems in Substations - ALL PARTS, Int. Std. IEC 61850-SER ed1.0, 2011.[21] OASIS, ‘Devices Profile for Web Services Version 1.1 Specification,’ 2009, http://www.oasis- open.org/committees/ws-dd..[22] S. Sučić, B. Bony, and Guise, L., Standards-compliant Event-driven SOA for Semantic-enabled Smart Grid Automation: Evaluating IEC 61850 and DPWS Integration, in 2012 IEEE International Conference on Industrial Technology (ICIT), 2012.6

Str. 25 1-37HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ10. simpozij o sustavu vođenja EES-aOpatija, 11. – 14. studenoga 2012.Suzana Javornik Vončina Denis KlafurićHEP-Operator prijenosnog sustava d.o.o. HEP-Operator prijenosnog sustava [email protected] [email protected] PoljanecHEP-Operator prijenosnog [email protected] RJEŠENJE TELEKOMUNIKACIJSKOG POVEZIVANJA ZA POTREBE NOVOG SCADA-SUSTAVA SAŽETAK Članak ukratko prikazuje sadašnje rješenje telekomunikacijskog povezivanja za potreba sustavaSCADA na području PrP-a Zagreb. Ukazuje se na kritična mjesta na kojima se planira djelovanje u ovojgodini. Naznačuje se mogućnosti migracije na nova rješenja područne telekomunikacijske mreže zapotrebe vođenja EES-a u narednom petogodišnjem razdoblju. Ključne riječi: SCADA, EoSDH, EoPDH, TELECOMMUNICATION CONNECTION SOLUTION FOR NEW SCADA SYSTEM SUMMARY The article gives a brief overview of the solution for the telecommunication connections for theSCADA system of PrP Zagreb. Critical elements whereby activities are planned for this year are pointedout. MIgration possibilities toward new solutions for the telecommunication area network supportingpower system operation in the next five year period are indicated. Key words: SCADA, EoSDH, EoPDH1. UVOD Za potrebe daljinskog vođenja elektroenergetskog sustava (EES) koriste se sustavi SCADA čijaje osnovna namjena prikupljanje podataka, nadgledanje i upravljanje. Od kraja 1980-tih godina sustavnose radi na definiranju nove generacije arhitektura za komunikaciju unutar elektroprivrede. U sklopu tihaktivnosti definiran je komunikacijski protokol IEC 60870-5-104 koristi transportne funkcije iz protokolnogprofila TCP/IP. Na nižim slojevima OSI modela koristi se mrežna tehnologija IEEE 802.3/Ethernet. Zbogtoga je zahtjev suvremenog sustava SCADA na područnu telekomunikacijsku mrežu osigurati transportpaketnog Ethernet-prometa. U sklopu projekta Funkcije vođenja EES-a tijekom 2012. godine u HEP-OPS-u je u svim centrimaupravljanja implementirana ABB-ova platforma Network Manager kao zamjena za postojeće sustaveprogramske podrške SCADA. Komunikacija sustava unutar svakog od centara temelji se na udvojenojlokalnoj mreži. Prikupljanje podataka iz pripadnih daljinskih stanica i staničnih računala, te prosljeđivanje

Str. 26upravljačkih naloga prema istima u normalnom režimu rada obavljat će se u pripadnom mrežnom centrupo IEC 60870-5-104 komunikacijskom protokolu. Potrebne povezivanja krajnje SCADA_opreme u EE objektima na SCADA-poslužitelje u centrimaupravljanja realizirano je preko SDH/PDH mreže nadograđene za prihvat IEEE 802.3/Etherneta.2. NOVI SCADA SUSTAV HEP-OPS-a Uz prijenos električne energije, među temeljnim djelatnostima HEP-Operatora prijenosnogsustava (HEP-OPS) je i vođenje elektroenergetskog sustava (EES). Vođenje elektroenergetskog sustavaobjedinjuje funkcije planiranja rada sustava, upravljanja sustavom i nadzora nad jedinicama mreže iprocesnim parametrima EES-a u stvarnom vremenu. Među osnovnim programskim sustavima koje sekoriste za potrebe daljinskog vođenja je programski sustav SCADA koji služi za prikupljanje podataka,nadgledanje i upravljanje. Daljinsko vođenje EES-a provodi se iz centara upravljanja na osnovi lokalnih mjerenja statičkihparametara u krajnjim elektroenergetskim (EE) objektima pa je uvijek bilo usko povezano i dobrim dijelomdefinirano karakteristikama postojećih i raspoloživih telekomunikacijskih sustava. Uloga komunikacija upodržavanju rada sustava SCADA je povezivanje SCADA-računala operatera i dispečera u centrimaupravljanja s udaljenim krajnjim jedinicama (daljinskim stanicama ili staničnim računalima) uelektroenergetskim objektima (transformatorskim stanicama i elektranama). Digitalni komunikacijski sustavi čije je uvođenje počelo 1960-tih godina omogućili suautomatizirano prikupljanje podataka o mjerenjima u elektroenergetskim (EE) objektima. Kako jepropusnost tih ranih digitalnih komunikacijskih sustava bila mala, komunikacijski protokoli bili suprilagođeni radu na komunikacijskim kanalima malih brzina. Dva protokola koja su se uobičajeno koristilaza razmjenu podataka u sustavima SCADA su HDLC i MODBUS. U HEP-OPS-u se uglavnom koristikomunikacijski protokol SINDAC ADLP proizvođača ASEA/ABB Od kraja 1980-tih godina sustavno se radi na definiranju nove generacije arhitektura zakomunikaciju unutar elektroprivrede temeljene na otvorenim protokolima, tj protokolima koji odgovarajuspecifikacijama i preporukama javno dostupnih normi otvorenih za sve, čime je omogućeno da se opremabilo kojeg proizvođača, ukoliko je sukladna s normom, može koristiti u istoj mreži ili sustavu. U razdobljuod 1900. do 1995. u cijelosti je definiran otvoreni protokol IEC 60870.5 za SCADA-komunikaciju i to nafizičkom sloju, sloju podatkovne veze i aplikacijskom sloju OSI referentnog modela, što znači da uključujedefiniciju podatkovnih struktura na aplikacijskom sloju i struktura poruka na sloju podatkovne veze. U dijelu IEC 60870-5-101 definiran je prijenos podataka preko serijskog komunikacijskog kanalamale brzine, a u prosincu 2000. u dijelu IEC 60870-5-104 definirana je i komunikacija preko IP-mreže uzkorištenje protokolnog složaja TCP/IP (engl.: Transmission Control Protocol/Internet Protocol). Na nižimslojevima se za komunikaciju protokolom IEC 60870-5-104 u prvom redu koristi mrežnu tehnologiju IEEE802.3/Ethernet. U sklopu modernizacije sustava za informacijsko-komunikacijsku podršku u HEP-OPS-u je uzavršnoj fazi zamjena postojeće programske podrške SCADA platformom Network Manager proizvođačaABB temeljenoj na korištenju komunikacijskog protokola IEC 60870-5-104. Također, uspostavlja se MCZagreb nadležan za područje Prijenosnog područja Zagreb, koji će preuzeti i ulogu pričuvnog NDC-a.Kako na lokaciji još nije gotovo uređenje, MC Zagreb i pričuvni NDC u trenutku pisanja članka još nisuuspostavljeni. Nova programska podrška SCADA instalirana je u dvorazinskoj hijerarhiji:  Prva razina je NDC, odnosno pričuvni NDC koristi se redundantna grupa poslužitelja: 2 poslužitelja smještena u NDC-u (vodeći i prateći kao vruća rezerva) i 2 sinkronizirana poslužitelja u pričuvnom NDC-u. Prateće računalo je uvijek spremno preuzeti ulogu vodećeg, a automatski je preuzima u slučaju ispada vodećeg ili ukoliko vodeći traži zamjenu uloga. Ukoliko padnu oba poslužitelja u NDC-u, u pričuvnom centru treba ručno pokrenuti sustav čime jedan od sinkroniziranih poslužitelja postaje vodeći (pasivna konfiguracija).  postoje 4 mrežna centra druge razine: MC Osijek, MC Rijeka, MC Split i MC Zagreb. Za instalaciju programske podrške SCADA u MC-u koristi se redundantna grupa poslužitelja i to na način da svi poslužitelji rade u konfiguraciji vruće pričuve, tj. u svakom centru postoji vodeći poslužitelj i njegova vruća pričuva. Komunikacija sustava unutar svakog od centara temelji se na udvojenoj lokalnoj mreži (eng.Local Area Network - LAN). Svi poslužitelji i važnije radne stanice opremljeni su s dvije mrežne karticespojene na dva segmenta LAN-a: LAN1 i LAN2, između kojih nema usmjeravanja.

Str. 27 Za daljinske stanice i stanična računala osigurani su konverteri ili dogradnja kao migracijskaoprema koja omogućava komunikaciju krajnje SCADA-opreme sa SCADA-poslužiteljima u MC-u ili NDC-u protokolom IEC 60870-5-104. Implementirane su tri vrste dogradnje:  za daljinske stanice tipa DS803T - ADLP-80 komunikacijske jedinice zamijenjene su komunikacijskim jedinicama tipa EDCU21+NETdualport.  za stanična računala i sustavi DS2000, LSA, SICAM PAS i MicroSCADA - uređaji i sustavi spojeni su na novi SCADA sustav indirektno preko SC konvertera KKU/IEC- DualProtokol konverter, s tim da je KKU/IEC-DualProtokol konverter predviđen u udvojenoj konfiguraciji  PROZA R/F stanična računala osposobljena su za direktnu komunikaciju s novim SCADA centrom po IEC60870-5-104 protokolu, bez posrednika Za telekomunikacijsko povezivanje daljinskih stanica i staničnih računala preko konvertera ilidogradnje s poslužiteljima u MC-u ili NDC-u spojenima na udvojene procesne LAN-ove koristi seSDH/PDH mreža opremljena karticama za prihvat IEEE 802.3/Etherneta.3. TELEKOMUNIKACIJSKO POVEZIVANJE EE OBJEKATA NA CENTRE UPRAVLJANJA Veze EE objekata s pripadnim mrežnim centrom i NDC-om za potrebe projekta novog SCADA-sustava realizirane su:  dijelom kroz područnu SDH mrežu  dijelom kroz pristupnu PDH mrežu te dalje kroz SDH mrežu. Veze su izvedene kao Ethernet veze 2. sloja OSI modela kroz SDH sustav (EoS - Ethernet overSDH) ili kroz PDH sustav (EoPDH - Ethernet over PDH\"). Na lokacijama centara upravljanja ( NDC-u imrežnim centrima) instaliran je udvojeni LAN-a s udvojenim L2/L3 preklopnicima radi veće pouzdanosti.Na većini krajnjih lokacija trenutno ne postoji procesni LAN, te su korisnici direktno povezani na sučeljaSDH/PDH opreme do izgradnje procesnog LAN-a. U konačnici, plan je da sve krajnje lokacije imajurealiziran procesni LAN i da se preko jednog ili dva L2 ili L3 uređaja povezuju preko SDH/PDH mreže nacentre upravljanja. SDH prijenosni sustav HEP-a izgrađen je dijelom SDH stanicama starijeg tipa (tzv. \"LegacySDH\") i to SMA 1k, SMA 1k-CP, SMA 1/4C, SMA 1/4, SMA 4/1, SMA 16/4 proizvođača \"Siemens\", adijelom SDH stanicama novije generacije (tzv. Next Generation SDH, skraćeno NG SDH) serije SurpasshiT tipa 7020, 7030, 7050 i 7070 proizvođača \"Siemens\", sada \"Nokia Siemens Networks\". PDH pristupna oprema uglavnom je serije FMX/CMX tipa FMX2 R3 izvedbe kao primarnimultipleksor (FMX) 30x64 kbit/s u 2 Mbit/s ili kao digitalni prospojnik (CMX) razine prespajanja 64kbit/s sviše 2 Mbit/s sučelja. NG SDH oprema podržava prihvat Ethernet prometa i njegovo mapiranje u SDH okvir te se nasvim krajnjim lokacijama na kojima takva oprema postoji, upravo ona koristi za povezivanje opremeprocesnog sustava prema centrima upravljanja. Na lokacijama svih centara upravljanja postoji NG SDHoprema na koju je povezana oprema procesnog sustava. SDH oprema starijeg tipa ne podržava prihvat Ethernet prometa i njegovo mapiranje u SDH okvirte se kao takva ne može koristiti za direktni prihvat opreme procesnog sustava na krajnjim lokacijama. Nakrajnjim lokacijama je u tom slučaju mrežna oprema procesnog sustava povezana na PDH multipleksnuopremu koja ima mogućnost prihvata i mapiranja Ethernet prometa. Jednom mapiran Ethernet promet uPDH ili SDH okvir, može se dalje prenositi i dijelovima SDH mreže realiziranim SDH opremom starijegtipa. Ovisno o tipu NG SDH opreme instalirane u elektroenergetskom objektu možemo razlikovati dvanačina povezivanja:1. EE objekti u kojima je instalirana oprema tipa Surpass hiT 70xx s Ethernet sučeljima koja podržavaju L2 funkcionalnost  hiT 7020 s modulom 4xFE/L2 – 4 x 10/100 Base-T (Fast Ethernet) električna sučelja s L2 funkcionalnošću i 4 WAN/FE sučelja prema SDH mreži;  hiT 7025 s jedinicom 8xFE/L2 – 8 x 10/100 Base-T (Fast Ethernet) električna sučelja s L2 funkcionalnošću i 8 WAN/FE sučelja prema SDH mreži;  hiT 7030 s jedinicom 6xFE/L2 – 6 x 10/100 Base-T (Fast Ethernet) električna sučelja s L2 funkcionalnošću i 2 WAN/FE sučelja prema SDH mreži;

Str. 28  hiT 7070 s jedinicom IF7FE2GE/L2 – 7 x 10/100 Base-T (Fast Ethernet) električna sučelja i 2x GbE optička sučelja s L2 funkcionalnošću te s 16 WAN/FE i 3 WAN/GE sučelja prema SDH mreži. Navedene jedinice podržavaju L2 funkcionalnost i omogućuju IEEE 802.1Q VLAN označavanjei/ili skidanje oznaka, filtriranje i prosljeđivanje, kao i L2 združivanje prometa (L2 aggregation) i L2preklapanje (L2 switching).2. EE objekti u kojima je instalirana oprema tipa Surpass hiT 70xx s Ethernet sučeljima koja ne podržavaju L2 funkcionalnost  hiT 7070 s jedinicom IFOFES-E – 8 x 10/100 Base-T (Fast Ethernet) električna sučelja za transparentni prijenos i 8 WAN/FE sučelja prema SDH mreži; Jedinice IFOFES-E i promet primljen na jednom LAN sučelju mapiraju po GFP proceduri uodređen broj VC-12, odnosno VC-3 spremnika i transparentno prenose na jedno, fiksno pridruženo WANsučelje prema SDH mreži Svi tipovi, uz navedeno, podržavaju i:  IEEE 802.1p (Traffic Class Expediting and Dynamic Multicast Filtering),  IEEE 802.1w (Rapid Spanning Tree) i  IEEE 802.3 (CSMA/CD Access Method), odnosno IEEE 802.3u. Veze kroz SDH mrežu u potpunosti mogu zadovoljiti zahtjeve prijenosa podataka procesnogsustava u pogledu fizičke odvojenosti spojnih puteva radne i zaštitne veze, prijenosnog kapaciteta,(nxVC-12 spremnika između svakog EE objekta i MC-a, te nxVC-12 spremnika između svakog EEobjekta NDC-a) i tzv. \"multisite\" koncepta veza prema MC-u i prema NDC-u u slučaju ispada MC-a. U nastavku je detaljno opisan način povezivanja za različite slučajeve. U svim slučajevima povezivanja, migracijska oprema se na Ethernet/Fast Ethernet ulaze SDH-opreme priključuje korištenjem priključnog kabela koji može biti 100 Ω–ski dvoparični kabel s oklopljenimupredenim paricama (STP) ili dvoparični kabel s neoklopljenim upredenim paricama (kategorija 5 ili bolje).Maksimalna duljina priključnog kabela je 100 m.4. POVEZIVANJE OPREME NA STRANI EE OBJEKATA4.1. EE objekti sa SDH opremom s L2 funkcionalnošću Na lokacijama na kojima postoji Surpass hit 7020, hiT 7025, hiT 7030 ili hiT 7070 multipleksor kojije opremljen jedinicama s L2 funkcionalnošću veze opreme procesnog sustava su realizirane na sljedećinačin (vidi sliku 1):  Kada na krajnjoj lokaciji ne postoji procesni LAN, a to je ujedno i najčešći slučaj, migracijska oprema procesnog sustava direktno je svojim FE sučeljem povezana na definirana LAN/FE sučelja multipleksora. Ovdje se mora naglasiti da je broj LAN/FE sučelja multipleksora ograničen na 4, 6 ili 7 ovisno o tipu multipleksne opreme. U multipleksoru, promet tog LAN/FE sučelja je mapiran u definirani broj VC-12 spremnika (uglavnom u dva, tako da je osiguran kapacitet 4 Mbit/s) i usmjeren na jedno WAN/FE sučelje s kojeg je prospojena veza prema nadređenom mrežnom centru. Istovremeno i na drugo WAN/FE sučelje za vezu prema NDC Zagreb u slučaju ispada nadređenog mrežnog centra.  U multipleksoru će se dodijeliti VLAN oznaka prometu od različitih korisnika prema sučelju na kojem je promet primljen. Oznake VLAN-a se transparentno prenose kroz SDH mrežu do multipleksora Surpass hiT 7070 na lokaciji mrežnog centra odnosno NDC-a.  Za lokacije na kojima postoji procesni LAN razrađuje se tehničko rješenje za povezivanje preko uređaja sa L3 funkcionalnošću pri čemu će se transmisija odvijati preko postojeće SDH mreže.4.2. EE objekti sa SDH opremom bez L2 funkcionalnosti Na lokacijama na kojima postoji Surpass hit 7050 opremljen jedinicom tipa E-100-8 ili hiT 7070multipleksor koji je opremljen jedinicom IFOFES-E koje nemaju L2 funkcionalnost, veze opremeprocesnog sustava su realizirane na sljedeći način:  Ako na krajnjoj lokaciji ne postoji procesni LAN, a to je ujedno i najčešći slučaj, migracijska oprema procesnog sustava direktno se svojim FE sučeljem povezuje na definirana LAN/FE

Str. 29  Za lokacije na kojima postoji procesni LAN razrađuje se tehničko rješenje za povezivanje preko uređaja sa L3 funkcionalnošću pri čemu će se transmisija odvijati preko postojeće SDH mreže. 2x2MbNDC NDC 2x2Mb 2x2Mb 2x2Mb 2x2Mb NDC NDC 2x2Mb NDC NDC TS TS TS TS TS TSWAN1 WAN2 WAN3 WAN4 WAN1 WAN2 WAN3 WAN4 WAN1 WAN2 WAN3 WAN4 IFOFES WAN1 WAN2 WAN3 WAN4 WAN1 WAN2 WAN1 WAN2Surpass 7020 Surpass 7020 Surpass 7070 Surpass 7020 FE1 FE2 FE3 FE4 FE1 FE2 FE3 FE4FE1 FE2 FE3 FE4 Surpass 7030 Surpass 7030 FE1 FE2 FE3 FE4 ... GB2 FE1 FE2 FE3 FE4 FE1 FE2 FE3 FE4mig. opr. mig. opr. mig. opr. mig. opr. mig. opr. mig. opr. 2x2Mb 2x2Mb NDC 2x2Mb 2x2Mb NDC NDC NDC 2x2Mb NDC 2x2Mb NDC TS TS TS TS TSWAN1 WAN2 WAN3 ... WAN19 WAN1 WAN2 WAN3 ... WAN19 WAN1 WAN2 WAN3 ... WAN19 WAN1 WAN2 TS WAN1 WAN2 WAN1 WAN2 WAN3 WAN4 Surpass 7070 Surpass 7070 Surpass 7070 Surpass 7030 Surpass 7030 Surpass 7020 IF7FE2GEL2 IF7FE2GEL2FE1 FE2 FE3 ... GB2 FE1 FE2 FE3 ... GB2 IF7FE2GEL2 FE1 FE2 FE3 FE4 FE1 FE2 FE3 FE4 FE1 FE2 FE3 FE4 FE1 FE2 FE3 ... GB2mig. opr. mig. opr. mig. opr. mig. opr. mig. opr. mig. opr. Podstalak MC ZAGREB PDH Surpass hiT utor (slot) 311 utor (slot) 312 utor (slot) 313 preklopnik za (CMX) prihvat TS 1 7070 SC IF7FE2GEL2 IF7FE2GEL2 IF7FE2GEL2 preklopnik za WAN Lokalni Lokalni WAN WAN Lokalni prihvat TS 2 ulazi ulazi ulazi ulazi ulazi TS VLAN 2 FE1 ulazi VLAN 1 VLAN 2 FE1 FE1 FE2 FE1 FE1 FE1 FE2 FE3 VLAN 1 VLAN 2 FE2TS Žerjavinec FE2 FE3 FE4 FE2 VLAN 1 FE2 FE3 FE3 FE4 FE5 FE3 VLAN 7 VLAN 1 FE3 FE4 KKU 1 i FE4 FE5 FE6 FE4 VLAN 3 FE4 FE5 KKU 2 FE5 FE6 FE7 VLAN 7 VLAN 3 FE5 FE6 FE6 FE7 VLAN 8 FE6 FE7 FE7 GE1 FE5 VLAN 3 FE7 GE1 GE2 FE6 GE1 FE8 GE2 FE8 GE2 FE9 FE7 FE9 FE10 FE8 FE10 FE11 FE11FE1-8 FE9-10 FE11 FE12 ... FE46-48 FE12 FE9 FE12 FE13 FE13preklopnik za prihvat TS 1 FE14 FE10 FE14 FE15 FE15 FE16 FE11 FE16 FE12 FE13 FE14 FE15 FE16preklopnik za GE1 GE1 VLAN 1,2,3,4, VLAN 1,2,3,4, GE1prihvat TS 2 5,6, 7,8 5,6, 7,8 GE2 GE2 GE2 GE3 GE3 1x140Mb 1x140Mb GE3 NDC Slika 1. Prihvat migracijske opreme SCADA-sustava na SDH-opremi PrP-a Zagreb4.3. EE objekti s PDH opremom Na strani EE objekata, kao krajnjih lokacija, migracijska oprema procesnog sustava (npr. protokolkonverter) , povezana je na Ethernet sučelje (LAN/FE) Ethernet modula CIM nx64 na CPF2 jediniciprimarnog multipleksora. Ethernet moduli opremljeni su s 4 x 10/100 Base-T (Fast Ethernet) električnasučelja bez L2 funkcionalnosti. Krajnje lokacije su opremljene primarnim multipleksorom FMX (u SNUS iliMXS19C podstalku), koji je, između ostalog opremljeni jedinicom CPF2 a do dva Ethernet modula s četiri10/100 Mbit/s FE sučelja s pripadnim kabelom i adapterom.5. POVEZIVANJE OPREME NA STRANI MREŽNOG CENTRA Na lokaciji mrežnog centra instalirani su multipleksori Surpass hiT 7070 i primarni multipleksorFMX. Za prihvat prometa s krajnjih lokacija, multipleksori Surpass hiT 7070 su u mrežnom centruopremljeni jedinicama tipa IF7FE2GE/L2, dok je primarni multipleksor FMX opremljen jedinicama CPF2 spo dva Ethernet modula CIM nx64. Jedna jedinica tipa IF7FE2GE/L2 ima 16 WAN/FE i 3 WAN/GE sučelja na strani SDH mreže paprema tome može primiti promet s ograničenog broja krajnjih lokacija. U najboljem slučaju, kad nakrajnjim lokacijama postoji procesni LAN i/ili postoji oprema koja podržava L2 funkcionalnost, tada jednajedinica tipa IF7FE2GE/L2 može prihvatiti sav promet sa 16 krajnjih lokacija. Paketi označeni VLANoznakom se po dolasku na WAN/FE sučelja jedinice IF7FE2GE/L2 koncentriraju na jedno LAN/GEsučelje. Fizičkom vezom (trunk veza prema IEEE 802.1Q), to se LAN/GE sučelje povezuje na definiranosučelje L3 preklopnika koji na temelju VLAN oznake preusmjerava promet do odgovarajućeg poslužitelja.U slučaju kad na krajnjim lokacijama ne postoji procesni LAN ni SDH oprema koja podržava L2

Str. 30funkcionalnost, tada svaki korisnik s krajnje lokacije zauzima jedno WAN/FE sučelje IF7FE2GE/L2jedinice u multipleksoru na lokaciji centra upravljanja. Npr. za slučaj da su na krajnjim lokacijama po dvakorisnika čiji promet treba prenijeti do centra upravljanja, tada jedna IF7FE2GE/L2 jedinica može primitipromet s 8 krajnjih lokacija. U slučaju da paketi nisu označeni VLAN-oznakom, neoznačenim paketima sepo dolasku na WAN/FE sučelja jedinice IF7FE2GE/L dodjeljuju VLAN-oznake i tada se zajedno sprometom s ostalih WAN/FE sučelja koncentriraju na jedno LAN/GE sučelje prema L3 preklopniku koji ihprosljeđuje do odgovarajućeg poslužitelja, kao i u prethodno opisanom slučaju. Budući da je na lokacijimrežnog centra realiziran udvojeni procesni LAN, sav promet s WAN/FE sučelja jedinice IF7FE2GIF7FE2GE/L2 koncentrira se i na drugo LAN/GE sučelje i fizičkom vezom povezuje na drugi L3preklopnik.5.1. Povezivanje EE objekta sa SDH opremom na Mrežni centar Zagreb (MC Žerjavinec) Na lokaciji MC Zagreb (TS Žerjavinec) postoji NG SDH multipleksor Surpass hiT 7070. Napodručju PrP-a Zagreb ukupno je 26 krajnjih lokacija s NG SDH opremom s L2 funkcionalnošću te 6lokacija s NG SDH opremom bez L2 funkcionalnosti. LAN/GE-1 sučelja jedinica IF7FE2GE/L2 povezuje se na definirano sučelje L3 preklopnika koji natemelju VLAN oznake preusmjerava promet do odgovarajućeg poslužitelja. Veze su realizirane direktno,multimodnim svjetlovodnim priključnim kabelima. Migracijska oprema procesnog sustava TS Žerjavinecspojena je jednom vezom direktno na opremu procesnog LAN-a na lokaciji, bez prijenosa kroztelekomunikacijski sustav, a drugom vezom na FE sučelje jedne od jedinica IF7FE2GE/L2 za prijenos doNDC-a.5.2. Povezivanje EE objekata bez NG SDH opreme na Mrežni centar Zagreb (MC Žerjavinec) Lokacije na kojima je instalirana SDH oprema starijeg tipa koja ne podržava prihvat Ethernetprometa i njegovo mapiranje u SDH okvir (SMA 1k, SMA 1k-CP, SMA 1/4C, SMA 1/4, SMA 4/1, SMA16/4), ali uz nju postoji PDH oprema (FMX/CMX) koja podržava prihvat Ethernet prometa kao i lokacije nana kojima postoji samo PDH oprema (FMX/CMX) povezuju se na nadređeni mrežni centarpreslikavanjem Ethernet prometa u nx64 kbit/s signal u PDH multipleksoru. Zbog ograničenog kapacitetaveze PDH opreme na MC (2 Mbit/)predviđeno je da se IEEE 802.3/Ethernet sučelje PDH opreme koristisamo za spajanje migracijske opreme na novi SCADA sustav. Ostali korisnici mogu se rješavatizasebnim tehničkim rješenjima ovisno o dostupnom broju sučelja na PDH opremi i slobodnom kapacitetuu prijenosnoj vezi. Na strani MC-a promet završava na Ethernet CIM nx64 modulima na CPF2 jedinicama, s tim dasu dva CIM nx64 modula spojena na jednu CPF2-jedinicu. Ethernet sučelja CIM nx64 modula spajaju sena IEEE 802.3 10/100Base-T ulaze preklopnika za prihvat TS u MC-u, koji dodjeljuje odgovarajućeVLAN-oznake. Na području PrP-a Zagreb ukupno je 15 krajnjih lokacija spojeno uz prihvat IEC 60780-5-104prometa na PDH opremi. Za krajnje SCADA-jedinice čiji se promet putem migracijske opreme prihvaća na PDH-opremi nijeriješeno višelokacijsko povezivanja prema NDC-u s automatskim preusmjerenjem prometa u slučajuispada mrežnog centra budući bi to zahtijevalo oko 50 Ethernet sučelja na strani NDC-a, moguće jepredvidjeti određen broj Ethernet sučelja u PDH opremi na strani NDC Zagreb, a veze kroz PDH/SDHsustav po potrebi preusmjeriti prema NDC-u umjesto prema tom mrežnom centru u slučaju dužeg ispadajednog mrežnog centra. Kad na krajnjoj lokaciji bude postojao procesni LAN, L2 preklopnik će različitimkorisnicima pridijeliti VLAN oznake i povezat će se jednim FE sučeljem na jedno LAN/FE sučeljemultipleksora. U multipleksoru, promet jednog LAN/FE sučelja bit će mapiran u definirani broj 64 kbit/svremenskih odsječaka i usmjeren na linijsko 2 Mbit/s sučelje za vezu prema nadređenom mrežnomcentru. Na taj način svi korisnici spojeni na procesni LAN na krajnjoj lokaciji mogu biti povezani snadređenim mrežnim centrom. Za određene lokacije koje su trenutno povezane na neki drugi način s pripadnim mrežnimcentrom (npr. VF ili zakupom HT kapaciteta), a u planu je instalacija NG SDH opreme u budućnosti,definirano je da će se zadržati postojeće veze do realizacije optičkog povezivanja i/ili instalacije NG SDHopreme. Veze kroz PDH mrežu i dalje kroz SDH mrežu mogu zadovoljiti inicijalne zahtjeve prijenosapodataka procesnog sustava u pogledu prijenosnog kapaciteta za potrebe upravljanja (512 kbit/s izmeđusvakog EE objekta i MC-a), ali ne zadovoljavaju u pogledu tzv. \"multisite\" koncepta veza prema MC-u iprema NDC-u u slučaju ispada MC-a.

Str. 31 - Logička shema spajanja osigurava brzinu od 512 kBit/s do krajnje lokacije MC ŽERJAVINEC. - Veze se ostvaruje u potpunosti preko PDH-sustava.CMX VLAN 4 MC ŽERJAVINECFMXA CUD B CMX VLAN 7 FMX CPF A CUD B CPFCAIM CAIM CIM nX64 FMX 1, FMX 2 A CUD (210) B A CUD(211) B FE1 2 3 FE4 CAIM CAIM CIM nX64 FE1 2 3 FE4 mig. opr. CIM nX64 CPF2-1 CPF2-1 CIM nX64 CIM nX64 CIM nX64 mig. opr. CIM nX64 CPF2-2 CPF2-2 CIM nX64 CIM nX64 CIM nX64 VLAN3 VLAN 6 FMX VLAN 3 VLAN 4 A CUD B VLAN 4 CPF VLAN 8 CCAIMIM VLAN 2 CACIMIM CCIIMMnnXX6644 VLAN 6 FE1 2 3 FE4 VLAN 7 mig. opr. VLAN 7 FMX 1 2345678 ... A CUD B CPF SNUS preklopnik za prihvat TS 1 CAIM FMX CAIM CIM nX64 FE1 2 3 FE4A CUD B CPF mig. opr.CAIM CAIM CAIM CAIM CMX FMX FMX A CUD B VLAN 6 CUD CPF CPF A B CCAIMIM CCAIIMM CCAIIMM CCAIIMM CAIM Moduli za prihvat CACIMIM CCIIMMnnXX6644 migracijske opremeCIM nX64 FE1 2 3 FE4 CIM-V24 Moduli za spajanje preklopnika za prihvat TS mig. opr. Slika 2. Prihvat migracijske opreme SCADA-sustava na PDH-opremi PrP-a Zagreb6. OSVRT NA SDH PODRUČNU TELEKOMUNIKACIJSKU MREŽU PrP-A ZAGREB Za novi SCADA sustav čija se instalacija planira završiti ove godine područna telekomunikacijskamreža PrP-a Zagreb treba osigurati kako slijedi:  prijenos IEEE 802.3/Ethernet prometa između 48 objekata EES-a i MC-Zagreb,  kod ispada MC-a, prijenos podataka između 33 objekta EES-a i NDC-a koji u tom slučaju preuzima ulogu pričuvnog MC-a (multi-site koncepcija) i  vezu prema udvojenom LAN-u u MC-Zagreb, odnosno u NDC-u u funkciji pričuvnog MC-a Budući da se u objektima EES-a nalaze različite vrste daljinskih stanica i staničnih računala,potrebno je osigurati dvije vrste konvertera: EDCU21Net i KKU/IEC, te adaptaciju RF DAS. Kod rješenja sKKU/IEC, na telekomunikacijskoj opremi treba prihvatiti dva IEEE 802.3/Ethernet prometa. SDH-oprema nabavljana je tijekom zadnjih 10-tak godina, s prvom fazom do 2004. (25 čvorova) idrugom fazom od 2004.-2006. Amortizacijska stopu za SDH opremu je 10 %. Oprema nabavljena u prvoj fazi još je uvijek u funkciji, ali proizvođač je više ne podržava ni popitanju nabave rezervnih dijelova ni po pitanju održavanja. Na području PrP-a Zagreb u funkciji je 9čvorova koji nisu podržani od strane proizvođača. Kako bi osigurali mogućnost održavanja i povećali vjerojatnost ispravnog rada mreže, HEP-OPSse odlučio zamijeniti minimalno potreban broj SDH-čvorova različite generacije na ključnim pozicijama itime osigurati pričuvne dijelove za eventualnu potrebu samostalnog popravljanja.

Str. 32U kratkoročnom razdoblju treba zamijeniti dio SDH mreže izgrađen starijom generacijom opreme kojaviše nije podržana ni po pitanju nabave rezervnih dijelova ni po pitanju održavanja. Ovu zamjenu planirajuHEP-OPS i SIT. Uz to, HEP OPS planira početi sa zamjenom SDH-tehnologije drugim rješenjem.7. ZAKLJUČAK Komuniciranje energetskih objekata s upravljačkim centrima za potrebe sustava SCADAprotokolom IEC 60870-5-104 traži prihvat Ethernet prometa i njegov prijenos kroz područnutelekomunikacijsku mrežu. Rješenje je ostvareno dogradnjom SDH mreže na EoSDH mrežu i PDH mrežena EoPDH mrežu. U dosadašnjem probnom radu SDH/PDH mreža se pokazala zadovoljavajućimrješenjem. Međutim, potrebno je što prije zamijeniti dio SDH mreže izgrađen starijom generacijomopreme koja više nije podržana ni po pitanju nabave rezervnih dijelova ni po pitanju održavanja. Također,potrebno je za sljedeće petogodišnje razdoblje početi planirati migraciju sa SDH-tehnologije na drugarješenja.8. LITERATURA[1] Tim za koordinaciju uspostave IP mreže procesnog sustava HEP-OPS, „Telekomunikacijsko povezivanje za potrebe projekta Funkcije vođenja EES-a u 2010. godini za Sustav daljinskog vođenja – aplikacija SCADA, sekundarnu regulaciju radne snage i frekvencije, SM izvan SDV-a i obračunsko mjerenje“, Zagreb, studeni 2009.[2] Todorović, Javornik Vončina, \"Područna telekomunikacijska mreža za potrebe suvremenog centra upravljanja“, CIGRE, 9. simpozij o sustavu vođenja EES-a, studeni 2010[3] Funkcije vođenja EES-a, Projekt broj 8348-54-08-0009, Projekt mreže, Izvedbeni projekt, Knjiga: E09, CS COMPUTER SYSTEMS d.o.o., Zagreb, lipanj 2010[4] Funkcije vođenja EES-a, Projekt broj 8348-54-08-0009, Projekt telekomunikacijskog sustava, Izvedbeni projekt, Knjiga: E08, Končar inženjering za energetiku i transport d.d., Zagreb, studeni 20108

Str. 33 1-38HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ10. simpozij o sustavu vođenja EES-aOpatija, 11. – 14. studenoga 2012.Viktor Lovrenčić Matjaž KreveljC&G d.o.o. Ljubljana i CiG d.o.o. Pula Endal [email protected] [email protected] KovačOTLM [email protected] DINAMIČKI TEMPERATURNI MONITORING NADZEMNIH VODOVA PRIJENOSNOG SUSTAVA SAŽETAK Moderna tehnološka rješenja i inovacije u slovenskoj prijenosnoj mreži, ELES-u, predmet susistematičnog rada tvrtke i stručnjaka već dugi niz godina. Dinamički temperaturni monitoring nadzemnihvodova slovenskog prijenosnog sustava je inovativan ekonomski pokretač razvoja napredne mreže. Zamaksimalno iskorištavanje kapaciteta prijenosa i za siguran prijenos električne energije najvažnije jepoznavanje stvarne temperature vodiča i klimatskih elemenata (temperatura zraka, brzina i smjer vjetra,sunčevo zračenje), koji direktno utječu na provjes i status sigurnosnih visina na trasi dalekovoda.Pouzdanost, uz maksimalno iskorištavanje kapaciteta prijenosa električne energije, je značajan tehnički iekonomski cilj prijenosnih sustava današnjice u tržišnim uvjetima djelovanja elektroenergetskog sektora.Dinamički temperaturni monitoring s kontinuiranim ili točkastim mjerenjem temperature vodiča bit ćenadograđen sustavom određivanja granica opterećenja slovenskog prijenosnog sustava. Ključne riječi: moderna rješenja, napredna mreža, dinamički temperaturni monitoring DYNAMIC THERMAL MONITORING OF OVERHEAD LINES OF TRANSMISSION SYSTEM SUMMARY Implementing new technologies - solutions with systematic approach - is becoming commonpractice for highly skilled engineers in Slovenian transmission grid operator - ELES. One of newapproaches of using new technologies is utilization of modern monitoring techniques for dynamic thermalrating (DTR) of overhead lines (OHL) that is one of the solutions for future smart transmission grid.Increasing ampacity of the existing OHL without increasing the risk of equipment or system failure due tohigher load can be conducted only if you can measure OHL temperature and ambient conditions (outsidetemperature, wind speed and direction, and sun radiation) that have direct influence on sag. If we takeinto account that OHL are operating in deregulated environment, than reliability and ampacity of OHL isthe most important objective of all power utilities. Existing temperature monitoring systems (spot or alongthe line) is now being upgraded with system that enables setting grid operations limits. Key words: new technologies, smartgrid, dynamic thermal monitoring 1

Str. 341. UVOD Slovenski operator prijenosnog sustava (ELES) se aktivno uključuje u izgradnjuelektroenergetske prijenosne mreže budućnosti, napredne mreže sa vizijom, koja se temelji naliberalizaciji tržišta i promjenama u tehnologijama proizvodnje (obnovljivi izvori) kako bi se ispunili zahtjeviprema okolišu i kvalitetnoj upotrebi električne energije. DeregulacIja EES je prouzročila velike prekogranične protoke električne energije, a zbog sveveće potrošnje električne energije ključno je tehničko pitanje, koliko vremena će elektroenergetskaprijenosna mreža podnositi takvo stanje. Potrebno je ojačati mrežu nadogradnjom postojećih prijenosnihputova, ali i izgradnjom novih DV. Kod izgradnje novih DV postoje posljednjih godina veliki problemi kod stavljanja DV u prostor.Lokalne zajednice se protive izgradnji DV zbog vizualnih i ekoloških razloga. Problemi su tako veliki da suu Sloveniji zaustavljena dva projekta nadogradnje, odnosno rekonstrukcije starih 110 kV DV i nije mogućeprognozirati kada će projekti biti završeni. Projekti izgradnje novih 110 kV DV te posebno 400 kV DV kojeje potrebno smjestiti u prostor osuđeni su na praktično neograničenu proceduru dobivanja građevinskedozvole, jer udruge građana jednostavno blokiranju gradnju. Problem je tako velik da već izgrađeneelektrane ili one u fazi gradnje te one u energetskim planovima nije moguće priključiti na prijenosnumrežu na nivou 110 kV i 400 kV. Opisan problem dobije dodatne i mnogo ozbiljnije dimenzije problema kada dolazi do havarija iliispada elemenata mreže (oprema, dalekovodi) te se ne može održati faktor sigurnosti (n-1). U takvomslučaju operateru prijenosnog sustava je od velike pomoći podatak o trenutnom opterećenju dalekovodau normalnoj i havarijskoj konfiguraciji u procesu redispečiranja energije. Zato smo prisiljeni tražiti rezervna rješenja. Tehnički i ekonomski trendovi u svijetu su znatnoveća iskoristivost opreme što se prenijelo i na DV. Umjesto pojačavanja mreže moguće je omogućiti urealnim radnim uvjetima, odličnim poznavanjem i određivanjem maksimalnih kapaciteta DV, tolikopotreban dodatan prijenos električne energije. Kapacitet prijenosa električne energije po DV određuju dva faktora, najveća trajna temperaturnaopterećenja DV (najveća dozvoljena trajna temperatura vodiča), koja je za Al/Če vodiče definirana kod80 0C [1], najmanja sigurnosna visina vodiča do objekata pod njim, koja je definirana propisima i ovisna ovrsti objekata ispod DV te nivoa napona DV. Prvi faktor utječe na plastičnu deformaciju vodiča i mogući prekid istog, a drugi faktor nasigurnost ljudi i okoliša pred opasnim preskokom napona s vodiča na objekte u blizini DV. Na oba faktora utječe više fizikalnih veličina, koje se mogu trenutno mijenjati. Sunčevo zračenje,temperatura zraka, brzina i smjer vjetra te vrijednost struje direktno utječu na grijanje, odnosno hlađenjevodiča. S obzirom na to da je te fizikalne veličine vrlo teško predvidjeti, odnosno, procijeniti, dandanas seupotrebljavaju vrlo konzervativne, sigurne metode određivanja dozvoljenog najvećeg kapaciteta DV. U praksi se upotrebljava metoda statičnog statusa (rating) DV, tj. kapaciteta DV. Tu se u obziruzima najslabiji mogući scenarij i to visoke temperature okoline koje zagrijavaju vodič uz malo vjetra,odnosno uz potpunu odsutnost vjetra, koja uzrokuje to da se vodič slabo hladi. Ta metoda je sigurna, nokod uvažavanja sve većih potreba po protoku električne energije postavlja se pitanje je li dovoljnoučinkovita. Dio odgovora na to pitanje želi dati ovaj referat, koji ukazuje kako je moguće s monitoringomtemperature vodiča i klimatoloških parametara sigurno povećati prijenos električne energije na DV te jeujedno moguće uz poznavanje povijesti podatka o temperaturi i provjesu DV također učinkovitoupotrijebiti dispečerske postupke za optimalizaciju prijenosa električne energije. Koncept naprednih mreža omogućuje učinkovito korištenje energije uz istovremeno smanjenjetroškova i gubitaka energije te povećanje kvalitete i pouzdanosti opskrbe električnom energijom. Uz provjerene tehnologije upravljanja i održavanja prijenosnog sustava uvode se novetehnologije. Moderna tehnološka rješenja i inovacije u slovenskoj prijenosnoj mreži, ELES-u, predmet susistematičnog rada tvrtke i stručnjaka već dugi niz godina. Dinamički temperaturni monitoring nadzemnih vodova slovenskog prijenosnog sustava potvrđujejedan od ciljeva da je inovativnost ekonomski pokretač za razvoj napredne električne mreže kodosiguravanja sigurnosti opskrbe. Za maksimalno iskorištavanje kapaciteta prijenosa i za siguran prijenos električne energijenajvažnije je poznavanje stvarne temperature vodiča i klimatskih elemenata (temperatura zraka, brzina ismjer vjetra, sunčano zračenje), koji direktno utječu na provjes i status sigurnosnih visina na trasidalekovoda. Dinamički temperaturni monitoring sa kontinuiranim ili točkastim mjerenjem temperature vodičabit će nadograđen sustavom određivanja granica opterećenja slovenskog prijenosnog sustava.2

Str. 352. MODERNE METODE MONITORINGA U ELES-u2.1. Kratak pregled uvođenja monitoringa u ELES-u Stručne rasprave i aktivnosti u udrugama IEEE i CIGRE, standardi [2] - [4] i studije [5] - [8]potakle su pred petnaestak godina aktivnosti u ELES-u, u suradnji s institutom EIMV [9], na područjuuvođenja monitoringa u prijenosni sustav Slovenije. Već više od deset godina ELES ima iskustva s vlastitim klimatološkim postajama DAMOS [18],koje su izgrađene u svim 400 kV TS i mjere osnovne klimatološke parametre, a rezultat su vlastitograzvoja ELES-ovih stručnjaka. Temperaturu vodiča kao najznačajniji element dinamičkog temperaturnog monitoringa možemomjeriti uzduž voda, kontinuirano i točkasto. S točkastim mjerenjem temperature vodiča OTLM® i statičnim temperaturnim monitoringomOTLM® system je ELES započeo s pilot projektom u 2007. godini na dalekovodu 400 kV Beričevo –Podlog. Ugrađeno je već tridesetak OTLM® naprava s ciljem termičkog monitoringa na nadzemnimvodovima 110, 220 i 400 kV slovenskog prijenosnog sustava i to ukupno na 6 dalekovoda. Naprave prekoGSM/GPRS veze komuniciraju sa serverom, koji se nalazi u ELES-u [18]. Krajem 2011. je montiran sustav kontinuiranog mjerenja temperature vodiča VALCAP®, koji uzprogramsku opremu ADAPPRO® sa sinkronim mjerenjem temperature vodiča, podacima o opterećenju iklimatološkim podacima daje procjenu dinamičkog opterećenja voda uz osiguranje sigurnosti pogonadalekovoda 2x110 kV Dravograd – Slovenj Gradec, koji je u jednom sistemu opremljen sa OPPCvodičem te mjernom točkom sa OTLM® napravama na vodičima [11] - [18]. Na istom stupnom mjestu uz OTLM® naprave ugrađena je klimatološka postaja ARTES. Uzklimatološku postaju na dalekovodu na raspolaganju je i klimatološka postaja DAMOS, koja se nalazi uTS 400 kV PODLOG. Svim aktivnostima na području uvođenja monitoringa prethodile su studije. Posebno je zanimljivastudija EIMV [22] čiji rezultati su predstavljeni [23] kroz analizu opterećenja dalekovoda 110 kV Idrija –Ajdovščina u svezi s klimatološkim parametrima. Ta studija je otvorila prostor daljnjem razvoju dinamičkog temperaturnog monitoringa nadzemnihvodova slovenskog prijenosnog sustava što se odražava na daljnje razvojne aktivnosti u slovenskimtvrtkama, koje se aktivno uključuju u ovaj projekt ELES-a. Dinamički temperaturni monitoring sa kontinuiranim (VALCAP) ili točkastim (OTLM) mjerenjemtemperature vodiča pojedinih vodova bit će u skoroj budućnosti nadograđen sustavom određivanjagranica opterećenja slovenskog prijenosnog sustava što je novi izazov stručnjaka ELES-a.2.2. Elementi monitoringa u ELES-u Dinamički temperaturni monitoring je moguće uspostaviti pod uvjetom da imamo uređaje zamjerenje ili određivanje određenih fizikalnih veličina, koje su potrebne kao ulazni podaci u numeričkimmodelima izračuna (npr. maksimalne termičke struje u vodiču), koji su definirani u standardima IEEE [2] -[4] ili tehničkim brošurama CIGRE [5] - [8]. Temperatura i provjes vodiča su najvažniji faktori kod ocjene najveće dozvoljene struje, kojunadzemni vodič može prenijeti. Temperatura vodiča je određena modelom termodinamičke ravnoteže(ulazna toplina = gubici topline). Vodič dobiva toplinu iz okoline u obliku sunčeve radijacije i s ohmskimgubicima u vodiču (I²R). Ravnotežna jednadžba (1) prikazuje relaciju između struje i temperature vodiča:qs  qc  qr  mC p dTc  I 2 RTc  . (1) dtgdje su:qs = sunčeva toplina [W/m],qc = toplinski gubici [W/m],qr = radijacijski gubici [W/m],mCp = najveći toplinski kapacitet vodiča [W/m°C],I = struja vodiča [A],Tc = temperatura vodiča [°C],R(Tc) = otpornost vodiča pri danoj temperaturi vodiča Tc [Ω/m]. 3

Str. 36 Skup svih potrebnih fizikalnih veličina možemo predstaviti i nabrojati: - tehnički - električki i mehanički podaci o vodiču (specifikacija proizvođača), - geometrija dalekovoda (lančanica, provjesi, sigurnosne visine), - struja u vodiču, - temperatura vodiča, - klimatološki parametri: o temperatura zraka, o brzina vjetra, o smjer vjetra, o sunčevo zračenje. Do tih podataka potrebnih za dinamički temperaturni monitoring dolazimo preko dokumentacijeproizvođača vodiča, projektantske dokumentacije, laserskih snimaka dalekovoda i raznih mjernih uređaja. Analizirali smo DV 110 kV Idrija – Ajdovščina [23], koji je za sustav veoma značajan jerdjelomično preuzima zadatke nezavršenog 110 kV dalekovoda iz smjera Divače prema Novoj Gorici(blokada udruge građana Renče) i koristi se za rad RHE AVČE. Za analizu opterećenja DV 110 kV Idrija – Ajdovščina u svezi s klimatološkim parametrimaupotrijebili smo u nastavku predstavljene metode i uređaje.2.1.1. Tehnički - električki i mehanički podaci o vodiču Dalekovod 110 kV Idrija – Ajdovščina [23] je izgrađen 1987. Ima 120 raspona ukupne dužine28.321 m (Slika 1. i Slika 2.). Montiran je Al/Če (ACSR) vodič 240/40 mm2 prema JUS normi (ekvivalentEN 50182 – 243-AL1/39-ST1A) za maksimalnu temperaturu 400C prema tada važećim propisima [24,25].Fizikalne veličine, električki i mehanički podaci o vodiču uzeti su iz dostupne projektne dokumentacije,specifikacije proizvođača, studija i raznih referata. h [m a .s.l.] 5 10 15 20 25 30 900 l [km ] 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Slika 1. Položaj dalekovoda Slika 2. Uzdužni profil trase dalekovoda (laserski snimak)2.1.2. Geometrija dalekovoda Geometriju dalekovoda (lančanica, provjesi, sigurnosne visine) je moguće dobiti u projektuizvedenih radova, laserskom snimku (LiDAR) ili geodetskom snimku konkretnog raspona. Jedna od učinkovitijih metoda dobivanja traženih podataka je metoda zračnog laserskogsnimanja LiDAR (Slika 3.) [10,12]. ELES je laserski snimio cjelokupnu 110, 220 i 400 kV mrežu te ima uelektronskom obliku sve potrebne geometrijske podatke prijenosnih DV (baza GRID.MC i GMS). Tipodaci su od velike pomoći kod analize pogonskih uvjeta te određivanja kritičnih raspona (sigurnosnevisine) realnog odnosno današnjeg stanja DV 110 kV Idrija – Ajdovščina [10]. Tako dobiveni i s posebnim programima naknadno obrađeni podaci između ostalog omogućuju:  utvrđivanje stvarnog stanja na trasi dalekovoda (geometrija trenutnog stanja),  dokumentiranje dalekovoda i objekta koji se nalaze u pojasu dalekovoda,  određivanje geometrijskih i geodetskih parametara u izmjerenom pojasu,  prikaz parametara koji odstupaju od projektne dokumentacije,  određivanje stupnja zarašćenosti i prikaz kritičnih mjesta,  projektiranje zamjene vodiča i užeta za uzemljenje,  projektiranje novih dalekovoda.4

Str. 37 Slika 3. Primjer obrade podataka dalekovoda (LiDAR) Određivanje točnih geometrijskih podataka dalekovoda (lančanica) odnosno određivanje provjesaili sigurnosne visine je zahtjevan dio projekta. Obično su podaci stari i rijetko upotrebljivi. Prilikommontaže OTLM uređaja na DV 2x110 kV Kleče – Črnuče u Ljubljani analizirali smo podatke u rasponuSM28-SM29 iz projekta, PZI iz 1982. te podatka iz GRID:MC (LiDAR snimak) te snimanja s terena na danmontaže OTLM i došli do zaključka da se podaci međusobno razlikuju, računske sigurnosne visine iz PZI9,04 m te mjereni podatci od 11,95 do 12,95 m [20]. Podatke prije upotrijebe treba uvijek provjeriti!2.1.3. Struja u vodiču Struja u vodiču je za potrebe analize opterećenja DV 110 kV Idrija – Ajdovščina dobivena izprogramske opreme SCADA i uređaja OTLM. Trenutna struja, odnosno, opterećenje je potreban podatakza izračun energije grijanja vodiča kao posljedica Joulovih gubitaka (I²R).2.1.4. Temperatura vodiča Za direktno mjerenje temperature vodiča ELES uporablja dva sustava, sa točkastim (OTLM) ili sakontinuiranim (VALCAP) mjerenjem temperature vodiča pojedinih vodova. Na konkretnom DV 110 kV Idrija – Ajdovščina je upotrjebljen uređaj OTLM (primjer montaže -Slika 4.). Kod uporabe OTLM naprave je najvažnije da potražimo najtopliju točku (zavjetrina) tenajkritičniji raspon (raspon sa sigurnosnom visinom koja je najbliža propisanoj). Cilj nam je, da mjerene temperature vodiča dobivamo iz kritičnih odsjeka DV. Kritična mjesta sumjesta u nizini, mjesta u zavjetrini (kotline, trase okružene visokim drvećem). Kritičan odsjek najlakšedobivamo na osnovu iskustva djelatnika održavanja. Kod pregleda cjelokupne trase DV odredimo mjestagdje se mogu pojaviti najneugodnije neprilike kod temperature zraka 40 ºC ili kod -5 ºC s normalnimdodatnim teretom bez vjetra (1.6 g). Na tim vrijednostima parametara odredimo sigurnosnu visinu koja jekritična u tim uvjetima. Na te parametre znatno utječu klimatološki uvjeti, brzina i smjer vjetra, stupanjoblačnosti i kišovitosti.            Slika 4. Montaža naprave OTLM na DV 400 kV Beričevo – Podlog U studiji [22] je na osnovu ulaznih podataka pomoću CIGRE numeričke metode [5] izračunatatemperatura vodiča, koja je bila veoma blizu onoj izmjerenoj s uređajem OTLM. 5

Str. 382.1.5. Klimatološki parametri Mjerenje klimatoloških parametra (temperatura zraka, brzina vjetra, smjer vjetra, sunčevozračenje) je moguće s klimatološkom postajom na stupu DV na karakterističnom rasponu (npr. uznapravu OTLM), pomoću postaje DAMOS ili javne postaje ARSO. Na konkretnom DV su upotrijebljeni podaci iz klimatološke postaje DAMOS smještene u TS 400kV DIVAČA. Za potrebe analize laserskih podataka (geometrija lančanice – CIGRE metoda) upotrijebljenisu podaci iz postaje BILJE (ARSO) gdje su u bazi podataka traženi klimatološki parametri za vrijemelaserskog snimanja (23.4.2003.). DAMOS (DAljnovodni MOnitoring Sistem) je rezultat vlastitog razvoja stručnjaka u ELES-u. Prijedesetak godina izgrađena je mreža klimatoloških postaja, njih sedam, šest u 400 kV transformatorskimstanicama i jedna na stupu, koja ima značaj i praćenje zaleđivanja. Sve postaje u sustavu DAMOS mjeretemperaturu zraka, točno mjere brzinu i smjer vjetra te sunčevo zračenje i zračni tlak. Sustav DAMOS omogućuje vezu sa SCADA, prognozu mogućeg opterećenja, kratkotrajnuprognozu vjetra i podatke za projektiranje (zaleđivanje, vjetar). Unutar programskog paketa DAMOSnalazi se i modul TERMODV, koji zna izračunati trenutno najviše dozvoljenu struju vodiča.3. PROJEKT DINAMIČKOG TEMPERATURNOG MONITORINGA Monitoring nadzemnih vodiča u prijenosnom sustavu je moguć sa više tehnologija i na različitimnivoima ovisno od zahtjeva operatera prijenosnog sustava (SOPO, OPS, TSO). O tehnologijama monitoringa je napisano mnogo stručnih referata, studija i stručnih promocijskihčlanaka. Pojedina rješenja mjere temperaturu vodiča, neka mjere naprezanje ili vlastitu frekvencijuvibracija u vodiču, neke mjere kut lančanice ili položaj vodiča itd. Danas su operateri prijenosnog sustava (TSO) na tehnološko različitim nivoima upravljanja inadzora opterećenja vodova i moguće su različite tehnologije: - konzervativan način - prekostrujna zaštita (npr. TSO definira maksimalnu struju za 400 kV vod 1920 A, 1. stupanj alarm u vremenu 5 s, 2. stupanj isklop u roku 20 min) – operater ne upotrebljava monitoring, - statičan kapacitet (rating) – više vrsta monitoringa, npr. OTLM daje dva alarma koja su određena na osnovu projektne dokumentacije konkretnog raspona i sigurnosne visine (1. alarm je 10 0C niže parametriran od 2. alarma, koji je određen kod kritične temperature kod koje je provjes tako velik da je dostignuta propisana sigurnosna visina npr. 7 m), - dinamičan kapacitet (rating) – mali izbor tehnologija, npr. VALCAP s programskom opremom ADAPPRO - sustav upravljanja granicama opterećenja prijenosne mreže – sustavi su u razvoju i imaju za cilj prognoziranje opterećenja za nekoliko minuta, sati ili dana unaprijed, uz poštivanje faktora sigurnosti (n-1). ELES i dalje nadzire opterećenje prijenosnog sustava u skladu s propisom, SONPO [26], u kojemsu propisane maksimalne dozvoljene struje opterećenja za sve dalekovode u sustavu. ELES ima pet dalekovoda na kojima točkasto mjeri temperaturu vodiča s uređajima OTLM: - DV 400 kV Beričevo – Podlog, - DV 220 kV Beričevo – Podlog, - DV 110 kV Idrija - Ajdovščina, - DV 110 kV Kočevje – Ribnica, - DV 2x110 kV Kleče – Črnuče, - DV 2x110 kV Dravograd – Slovenj Gradec. ELES ima dinamički temperaturni monitoring sa kontinuiranim (VALCAP) mjerenjem temperaturevodiča na DV 2x110 kV Dravograd – Slovenj Gradec. VALCAP prikazuje trenutnu temperaturu voiča i struju u vodiču. Izračunava max. termičku strujukod max. dozvoljene temperature vodiča, moguće vrijeme trajanja opterećenja kod željene struje iliprognozu kakva će biti temperatura vodiča kod željene struje i vrjemena pogona. Trenutno se izvodi telekomunikacijsko povezivanje opreme ugrađene na dalekovodu (VALCAP,OTLM, ARTES, SMD-MAP) čime će se omogućiti daljinski dostup do mjerenih podataka. U zadnje vrijeme ELES u suradnji sa institutom EIMV aktivno proučava nadogradnju svihspomenutih sustava. Koncept, odnosno idejno rješenje sustava određivanja granica opterećenjaslovenskog prijenosnog sustava pod radnim imenom SUMO je predmet rasprave i novi izazov stručnjakaELES-a. Za pretpostaviti je da će u skoroj budućnosti koncept dobiti novi poticaj u razradi arhitekturebudućeg sustava nadzora opterećenja te jasnijih ciljeva razvoja napredne prijenosne mreže (smartgrid).6

Str. 393.1. Monitoring na DV 110 kV Idrija - Ajdovščina (OTLM – statični kapacitet) Analiza podataka dobivenih na DV 110 kV Idrija - Ajdovščina (toč. 2.) je jasno pokazala da smo sugrađenim uređajima OTLM i mjerenjem temperature vodiča postigli nadzor opterećenja na nivoustatičnog kapaciteta s pravilno određenim mjestom montaže OTLM u kritičnom rasponu (Slika 5.) Dalekovod se danas smije opteretiti s trajnom termičkom strujom 645 A (podešenje prekostrujnezaštite) dok bi dinamički mogli opteretiti dalekovod sa strujom od 731 A bez opasnosti uz normalnetemperature okolice i brzinu vjetra [23]. Jasan je zaključak [23], da bi nadzor statičnog kapaciteta DV 110 kV Idrija - Ajdovščina (alarmiOTLM, Slika 6.) uz ugradnju klimatološke postaje na stupu u blizini OTLM te uz kvalificiran programskipaket (DTR) znali pretvoriti u kvalitetan nadzor dinamičkog kapaciteta DV 110 kV Idrija - Ajdovščina. Dinamički temperaturni monitoring nadzemnog voda je moguće uspostaviti samo pod uvjetom daimamo uređaje za mjerenje temperature vodiča i klimatoloških parametara te programsku opremu kao štoje ADAPPRO upotrjebljen na DV 2x110 kV Dravograd – Slovenj Gradec.Slika 5. Određivanje kritičnih parametara Slika 6. Prikaz alarma u OTLM Center (semafor) odsjeka dalekovoda3.2. Monitoring na DV 2x110 kV Dravograd – Slovenj Gradec (VLACAP – dinamički kapacitet)3.2.1. Dinamički kapacitet (rating) DV Dinamički kapacitet (rating) prijenosa DV određuje trenutna maksimalna struja, koja se prenosipo vodiču i pri tome ne prelazi sigurnosnu udaljenost između vodiča i objekata ispod njih te maksimalnotrajno temperaturno opterećenja vodiča. S obzirom na statičan kapacitet (rating), koji je konstantan,dinamički kapacitet (rating) je izrazito vremenski ovisan jer se iz trenutka u trenutak mijenjaju klimatološkiuvjeti, koji utječu na provjes DV. Studija [27], koja je realizirana u SAD-u pokazuje, kako se trenutno mijenja dinamički kapacitet iposljedično kakve su rezerve u prijenosu energije (Slika 7.).Slika 7. Dinamički i statični kapacitet i prijenos Slika 8. Vjerojatnost dinamičkog i statičnog energije u ovisnosti o vremenu kapaciteta odnosno prijenosne snage DV 7

Str. 40 Sintezom dinamičkih kapaciteta i stvarnog prijenosa snage (Slika 8.) vidimo kakav je stvarniprijenos i kakav je mogući prijenos snage. Za orijentaciju imamo prikazan i statičan kapacitet prijenosa(konzervativna metoda). Takvo stanje stvarnog rada i rezerve je detaljno opisano u studiji [28]. Analiza podataka (Slika 8.) daje značajne zaključke: - mogući prijenos snage je u većini primjera mnogo veći od stvarnog, odnosno viši od prijenosa snage koji je određen konzervativnom metodom, odnosno statičnim kapacitetom DV, - mogući prijenos snage je u rijetkim primjerima manji od statičnog kapaciteta DV. Studija [28] je jasno pokazala da gubimo mogućnosti i priliku po većem prijenosu električneenergije. Pogon DV bi mogao biti učinkovitiji što se troškova prijenosa tiče. Studija [28] je pokazala da u rijetkim primjerima moramo smanjiti prijenos električne energijebudući da ugrožavamo sigurnost rada DV te ljudi i okoliša. Upravo zbog navedenih primjera iz studije je ite kako potrebno imati podatke o trenutnim temperaturama vodiča, koje nam jasno ukazuju u kakvim jeradnim uvjetima DV. Činjenica je da su slovenski dalekovodi projektirani u skladu s propisima i projektanti su imalikonzervativan pristup što znači da su gledali ekonomiju i pogon dalekovoda u životnoj dobi uzkonzervativne maksimalne temperature okoliša te praktički bez vjetra. Tako projektirani dalekovodipraktično mogu vrlo rijetko prijeći statični kapacitet odnosno maksimalno dozvoljenu termičku struju i tosamo u izuzetnim uvjetima uz maksimalno opterećenje, visoke temperature okoliša, sunčan dan i bezvjetra. Znači da je u više od 90-95 % vremena pogona dalekovod opterećen ispod svojih tehničkihmogućnosti (Slika 9.), odnosno da je samo oko 5 % vremena pogona dalekovod kritično opterećen.Slika 9. Usporedba odnosa statičkog i Slika 10. VALCAP - prikaz podataka dinamičkog dinamičkog opterećenja DV temperaturnog monitoringa (kabel)3.2.2. Dinamički monitoring (VALCAP) ELES je na dalekovodu 2x110 kV Dravograd – Slovenj Gradec nakon rekonstrukcije dalekovoda,(dogradio je drugi sistem u kojem je jedna faza izvedena sa OPPC vodičem) ugradio sistem za dinamičkitermički monitoring [29,30] pod imenom VALCAP (Slika 12), koji ima modul ADAPPRO, koji premaIEEE/CIGRE modelu izračunava moguće opterećenje dalekovoda (Slika 10 – prikazuje primjer kabla). Na istom dalekovodu su dobili svoje mjesto i drugi sistemi OTLM [31], klimatološka postajaARTES [32] i klimatološka postaja SMD-MAP, EIMV [33]. Dalekovod 2x110 kV Dravograd – Slovenj Gradec je tako postao odličan tehnološki poligon nakojem je ELES na istom mjestu ugradio do sada u Sloveniji sve poznate i testirane sisteme monitoringanadzemnih vodova. Na vrlo jednostavan način će svi akteri u tom projektu doći do realnih pokazateljakvalitete i pouzdanosti opreme te točnosti mjerenih fizikalnih veličina (temperature vodiča i klimatološkihparametara). Da bi VALCAP odnosno ADAPPRO prikazao podatke (Slika 10.) potrebno je nekoliko elemenata: - OPPC vodič, koji omogućava kontinuirano mjerenje temperature vodiča, - klimatološku postaju (u ovom slučaju je to ARTES SEMART MP II), - programsku opremu ADAPPRO za dinamički temperaturni monitoring. Da bi lakše razumjeli definicije u sustavu VALCAP zapišimo engleske pojmove; DistributedTemperature Sensing (DTS), Dynamic Cable Rating (DCR) i Real Time Temperature Rating (RTTR) iliDynamic Thermal Rating (DTR) što smo preveli kao Dinamički Temperaturni Monitoring (DTM).8

Str. 41 VALCAP je osnovan na distribuiranom sistemu mjerenja temperature (DTS). Taj sistem spomoću optičkog vlakna, koji je ugrađen u Al/Če vodič, odnosno, OPPC kontinuirano mjeri temperaturniprofil uzduž voda približno s korakom od 1 m. Mjerenje pomoću optičkog vlakna upotrebljava već provjerene metode (Ramanov princip -spektroskopija) temperaturne ovisnosti promjene svjetlosnog spektra unutar vlakna. Spektar svjetla semijenja promjenom temperature OPPC vodiča, odnosno, optičkog vlakna (Slika 11).Slika 11. Ramanov princip u OPPC Slika 12. Shematski prikaz sustava VALCAP na DV sa OPPC4. ZAKLJUČAK U slovenskom prijenosnom sustavu se već duži niz godina sistematično radi na uvođenjukompleksnih sustava monitoringa nadzemnih vodova s ciljem izgradnje napredne mreže (smartgrid). Nakon uspješne izgradnje klimatoloških postaja DAMOS (7 postaja) prije desetak godina slijedilaje ugradnja OTLM uređaja za mjerenje temperature vodiča. Od 2007. do danas uređaji OTLM suugrađeni na 110, 220 i 400 kV nadzemnim vodovima (6 DV). Dinamički temperaturni monitoring VALCAP je zadnji u nizu tehnologija s trenutno najvećimmogućnostima za upravljanje prijenosnim sustavom upotrebljavajući dinamičku sliku opterećenja DV. Dalekovod 2x110 kV Dravograd – Slovenj Gradec odličan je tehnološki poligon na kojem je ELESna istom mjestu, odnosno objektu, ugradio do sada u Sloveniji sve poznate i testirane sistememonitoringa nadzemnih vodova (VALCAP, OTLM, ARTES, SMD-MAP). Tome dodajmo sustav DAMOS i sustav za otkrivanje munja SCALAR i imamo izuzetno kvalitetnuosnovu za analize i zaključke o doprinosima i kvaliteti svih navedenih sustava te njihovo uključivanje ubudući razvoj sustava upravljanja u ELES-u. U bližoj budućnosti potrebno je aktivirati OTLM uređaje na šest dalekovoda za aktivan nadzorstatičnog te VALCAP za aktivan nadzor dinamičkog opterećenja dalekovoda u centru vođenja ELES.5. LITERATURA[1] IEC/TR3 61597:1999 Overhead electrical conductors - Calculation methods for stranded bare conductors.[2] IEEE Std 738-1993, Standard for Calculating the Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors, (Revision of IEEE Std 738-1986), IEEE-SA Standards Board, 17.06.1993.[3] IEEE Std 738™-2006, Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors (Revision of IEEE Std 738-1993), IEEE-SA Standards Board, 16.11.2006.[4] IEEE Std 1283™-2004, Guide for Determining the Effects of High-Temperature Operation on Conductors, Connectors, and Accessories, IEEE-SA Standards Board, 23.09.2004.[5] CIGRE, TB 207, Thermal behaviour of overhead conductors, Working group 22.12, 2002.[6] CIGRE, Working Group WG 22.12, The thermal behaviour of overhead conductors, section 1 in 2: mathematucal model for evaluation of conductor temperature in the steady state and the aoolication thereof, ELECTRA, No. 144, 1992. 9

Str. 42[7] CIGRE, TB 299, Guide for selection of weather parameters for bare overhead conductor ratings, Working group B2.12, CIGRE, 2006.[8] CIGRE, TB 324, Sag-Tension Calculation Methods for Overhead Lines, Task Force B2.12.3, 2007.[9] L. Valenčič, M. Plaper, F. Jakl, I. Čuhalev, Monitoring termične obremenljivosti daljnovodov v Sloveniji, študija št. 1319, EIMV, 1996.[10] V. Lovrenčić, A. Pirc, M. Žiberna, E. Vuletić, Slovenska iskustva primjene laserskog skeniranja u projektiranju i održavanju visokonaponskih dalekovoda, 6. savjetovanje HRO CIGRE, Cavtat, 9. - 13. studeni 2003.[11] Z. Dimović, V. Lovrenčić, Telemetrički sistem za nadzor dalekovoda u realnom vremenu TMT, 7. simpozij o sustavu vođenja EES, HRO CIGRE, Cavtat, 5. - 8. studeni 2006.[12] V. Lovrenčić, Z. Dimović, B. Mekhanoshin, A. Borodin, V. Shkaptsov, A. Salnikov, “Overhead line uprating using ALS and real time monitoring of conductor temperature“, 19. ISH, Ljubljana, avgust 2007.[13] V. Lovrenčić, Z. Dimović, Povećanje kapaciteta prijenosa električne energije u tranzitnim dalekovodima upotrebom sistema TMT i prva iskustva primjene u Sloveniji, 8. savjetovanje HRO CIGRE, Cavtat, 4. - 8. studeni 2007.[14] V. Lovrenčić, S. Peulić, Realiziran sustav monitoringa nadzemnih vodova prijenosnog sustava OTLM, 8. simpozij o sustavu vođenja EES-a, HRO CIGRE, Cavtat, listopad 2008.[15] V. Lovrenčić, M. Polak, R. Tomažič, S. Peulić, Diagnostika nadzemnih vodov omogoča pridobitve upravljalcu prenosnih poti, 9. konferenca slovenskih elektroenergetikov CIGRE – CIRED, Kranjska gora, 2009.[16] A. Žertek, V. Lovrenčić, M. Pantoš, Umjetna neuronska mreža (UNM) kod određivanja dinamičkih prijenosnih mogućnosti vodiča, 9. savjetovanje HRO CIGRE, Cavtat, 8.-12.11. 2009.[17] V. Lovrenčič, M. Gabrovšek, Monitoring temperature vodnika v slovenskem prenosnem omrežju (OTLM), internetna stran: www.c-g.si in www.otlm.si, 27.07.2010.[18] V. Lovrenčič, M. Marinšek, Moderne tehnologije monitoringa i dijagnostike elementi »SMARTGRIDS« u slovenskom prijenosnom sustavu, 9. simpozij o sustavu vođenja EES-a, HRO CIGRE, Zadar, 8.10.2010.[19] V. Lovrenčič, L. Belak, Zbiranje in procesiranje podatkov pridobljenih iz OTLM naprav, ki so nameščene na prenosnih vodnikih, PIES, Portorož, studeni 2010.[20] V. Lovrenčič, M. Gabrovšek, Temperature monitoring of overhead lines (OHL) is Smart Grid solution for power grid, Smart Grid 2010, Sibiu, 21.-23.11.2010.[21] V. Lovrenčič, M. Gabrovšek, M. Marinšek, Conductor temperature monitoring in the Slovenian transmission network, Transmission & Distribution Europe 2010, Amsterdam, 29.3.2010.[22] G. Lakota Jeriček, J. Kosmač, A. Souvent, V. Djurica, G. Milev, Obremenjevanje daljnovodov glede na atmosferske razmere, študija št. 2049, EIMV, Ljubljana, 2010.[23] M. Gabrovšek, M. Kovač, V. Lovrenčič, J. Kosmač, G. Lakota Jeriček, A. Souvent, Dynamic Thermal Line Rating in Slovenia, International Conference on Condition Monitoring, Diagnosis and Maintenance - CMDM 2011, CIGRE 177, Bucharest, September 19 - 23, 2011.[24] Pravilnik o tehničnih normativih za graditev nadzemnih elektroenergetskih vodov z nazivno napetostjo od 1 kV do 400 kV (Ur.l. SFRJ št. 65/88).[25] Pravilnik o tehničnih normativih za gradnjo nadzemnih elektroenergetskih vodov (Ur.l. SFRJ št. 51/73, št. 69/73 in št. 11/80).[26] Sistemska obratovalna navodila za prenosno omrežje električne energije (SONPO), ELES, Ljubljana, 28.2.2007 (on line: http://www.eles.si/).[27] J. Ausen, B. F. Fitzgerald, E. A. Gust, D. C. Lawry, J. P. Lazar, R. L. Oye, „Dynamic Thermal Rating System Relieves Transmission Constraint“, ESMO Paper 25, 2006.[28] D. A. Douglass, D. C. Lawry, A. Edrisz, E. C. Bascom, „Dynamic Thermal Ratings Realize Circuit Load Limits“, IEEE Computer Applications in Power, siječanj 2000.[29] K-H. Cohnen, C. Unterschemmann, VALCAP – Monitoring and Rating for Overhead Lines and Power Cables, 9. konferenca slovenskih elektroenergetikov CIGRE – CIRED, Kranjska gora, 2009.[30] Dokumentacija VALCAP, nkt cables, Keln, (on line: http://www.nktcables.com/solutions/electrical- infrastructure/renewable/valcap/), 2012.[31] Dokumentacija OTLM, OTLM d.o.o., Ljubljana, (on line: http://www.otlm.eu/), 2012.[32] Dokumentacija ARTES d.o.o., Velenje (on line: http://www.artes.si/), 2012.[33] G. Lakota Jeriček, V. Djurica, B. Barl, Sprotno določanje obremenljivosti daljnovodov na podlagi podatkov sistema za monitoring daljnovodov, 9. konferenca slovenskih elektroenergetikov CIGRE – CIRED, Kranjska gora, 2009.10