Procesna informatika i komunikacije u prijenosnom sustavu

Str. 931. UVOD Praćenje i nadzor atmosferskih pražnjenja u realnom vremenu i prostoru može biti efikasnosredstvo i značajna pomoć u vođenju EES-a. Prilikom revitalizacije centara vođenja u HEP-Operatoruprijenosnog sustava predviđena je primjena SLM-a. U svijetu se takvi sustavi rašireno koriste ineprekidno usavršavaju već više od dvadesetak godina. Velike razvijene zemlje su u potpunostipokrivene s više različitih SLM-a, a oni se koriste i u nama susjednim zemljama (Italija, Slovenija,Mađarska). Danas se kao imperativ nameće potreba uvođenja takvih sustava u našoj zemlji i njihovaprimjena u sustavu HEP-a. Prije svega treba izbjeći da Hrvatska na karti Europe bude \"siva zona\" upraćenju grmljavinske aktivnosti, ako se zna da se danas velika većina zemalja povezuje na ovomzadatku.2. SUSTAV ZA LOCIRANJE MUNJA - LINET Europski sustav za lociranje munja (LINET) je razvijen u Njemačkoj, gdje je instalirano 30senzora, a dodatnih više od 70 senzora je postavljeno u ostalim europskim državama. Tako je ostvarenapokrivenost senzorima velikog dijela Europe (slika 1) [1]. Ovaj sustav koristi vrlo niski frekvencijski opseg iregistrira gustoću magnetskog toka pri atmosferskom pražnjenju pomoću dviju međusobno okomitopostavljenih bakrenih prstenova. Preporuča se udaljenost između susjednih senzora ne veća od 200 km.Godine 2006. sustav LINET je počeo s radom pokrivajući Njemačku i sve ostale susjedne zemlje.Izvještaji LINET sustava daju lokacije udara munja većih i manjih amplituda. Veće amplitude struja običnopotječu od udara munja oblak–zemlja (OZ), dok su manje amplitude posljedica pražnjenja među oblacima(OO). Slika 1 Položaj senzora sustava LINET u EuropiNeka svojstva sustava LINET su: • Mogućnost detekcije i lociranja ukupnog atmosferskog pražnjenja s jednakom točnošću lociranja mjesta pražnjenja OO i OZ; • Velika točnost lociranja obje vrste pražnjenja s niskim amplitudama struje; • Nova 3D tehnika za pouzdano razlučivanje između OO i OZ pražnjenja; • Izvještaj o nadmorskoj visini OO pražnjenja; • Postizanje točnosti lokacije do 100 m.2

Str. 942.1. Princip detekcije udara munje Komponente magnetske indukcije detektiranog signala se mjere pomoću ortogonalne petlje(antene) u realnom vremenu. Mjerena veličina je inducirana struja, a ne napon te se kao rezultat dobijevremenska ovisnost magnetske indukcije u rasponu 0,1–130 nT [2]. Frekvencijski raspon antene je 1 kHz–1 MHz. U propisanim vremenskim intervalima, podaci dobiveni od vanjskih senzora se prenose u glavnuupravljačku stanicu gdje se vrši kombinirana analiza svih signala. Sustav LINET koristi TOA (eng. Time-Of-Arrival) metodu za određivanje lokacije atmosferskogpražnjenja potpomognutu metodom za određivanje pravca (DF, eng. Direction Finding). Primarno sekoristi TOA metoda za određivanje lokacije, pri čemu su potrebne najmanje četiri detekcije senzora.Kombiniranjem TOA i DF metode moguće je detektirati pražnjenja pomoću dva ili tri senzora, no u tomslučaju greška određivanja lokacije je povećana [1]. Senzori sustava LINET detektiraju atmosferskapražnjenja sa amplitudama manjim od 5 kA, pri čemu senzori ne bi smjeli biti predaleko udaljeni [3]. U proteklih 20-ak godina su postavljeni sustavi za lociranje u mnogim zemljama. Za nadgledanjevelikih površina prednost imaju vrlo niska (VNF) i nisko-frekvencijska (NF) tehnologija. Ovu tehnologijukoristi i sustav LINET. Ta tehnologija je tradicionalno korištena za detekciju pražnjenja OZ s amplitudamastruja iznad 5 kA, dok su se OO pražnjenja detektirala posebnim metodama. Međutim, sustav LINETkoristi istu VLF/LF metodu za detekciju OZ i OO pražnjenja [4]. Posebno treba biti uzeto u obzir razlikovanje ova dva načina atmosferskog pražnjenja.Tradicionalno se za tu svrhu koristi impulsni valni oblik (valni oblik razlikovanja), iako je poznato da sutakvim postupkom u nekim slučajevima zabilježene netočnosti. Iz toga je razloga za sustav LINET nedavno razrađen trodimenzionalni (3D) geometrijskialgoritam za VNF/NF metodu [5]. Taj se postupak oslanja na poznatoj činjenici da OZ udari emitirajuVNF/NF pražnjenje dominantno u ionizirajućem kanalu blizu razine zemlje, dok OO pražnjenja nastaju uionizirajućem kanalu među oblacima i visoko iznad razine zemlje. Odgovarajuće razlike u vremenu širenjaelektromagnetskih valova (slika 2) uzrokovanih od visoko i nisko stacioniranih centara pražnjenja suiskorištene za lociranje mjesta pražnjenja. Ta metoda zadovoljavajuće radi, sve dok udaljenost izmeđumjesta udara munje i najbližeg senzora ne prelazi 100 km (odgovara udaljenosti među senzorima oko200 km); inače razlike u rezultatima ove metode postaju premalene da bi bile primjetne.Slika 2 Princip detekcije OO pražnjenja–OO i OZ signali s iste 2D lokacije dolaze s vremenskom razlikom dT=TP−TH (P = centar VNF emisije; S = lokacija senzora; H = visina izvora emisije) [1]Za ovaj sustav su, između ostalog, dva svojstva vrlo važna: a) Senzori u ovom sustavu mjere gustoću magnetskog toka izravno u ovisnosti o vremenu. To svojstvo je korisno za obradu malih signala. b) Svi signali su obrađeni bez obzira na njihov valni oblik; to je moguće zbog toga što je OO-OZ razlučivanje izvršeno pomoću posebno razvijenog 3D algoritma u centralnoj upravljačkoj jedinici, a ne uz pomoć mjerenja valnog oblika u senzorima. Ova 3D tehnika je jako pouzdana, posebice ukoliko je omogućeno da najmanja udaljenost među senzorima ne prelazi 200 do 250 km.Posebni napori su učinjeni da bi se postigla visoka točnost lokacije mjesta udara u promatranompodručju. Danas je postignuto da srednja točnost lokacije iznosi otprilike 100 m. Izlazni podaci su vrijemepražnjenja, lokacija pražnjenja, amplituda struje pražnjenja (uključujući i predznak), podjela na OO i OZpražnjenja, visina za OO pražnjenja i 2D statistička greška pri određivanju lokacije pražnjenja. 3

Str. 952.2. Odabir lokacije pri ugradnji senzora Najprije je potrebno definirati u koje objekte će se instalirati senzori i ostala oprema. Da bi sesustav mogao uspostaviti potrebno je samo da odabrano mjesto ima: a) Niskonaponski priključak za napajanje senzora (za napajanje PC-a na koji je spojena senzorska antena i GPS antena); b) 24-satni spoj na Internet (za komunikaciju senzora i središnjeg računalnog sustava za obradu podataka iz svih senzora); c) Na odabranim lokacijama treba omogućiti neprekidno napajanje senzora (UPS) i pouzdanu internetsku konekciju.Potrebno je provjeriti i teoretski slučaj o postojanju GPS signala dovoljnog broja satelita na svakoj odlokacija. Na slici 3 prikazana je antena LINET sustava. Login Obrađeni podaci Slika 3 Izgled LINET Slika 4 Shema toka podataka u sustavu za praćenjesenzorske antene (ortogonalni atmosferskih pražnjenja LINET prsteni) i GPS anteneNakon izbora mjesta, potrebno je provesti preliminarno mjerenje lokalnih smetnji. Točna proceduraprovjere lokalnih smetnji propisana je za svaki pojedini sustav za praćenje munja. Potrebno jenapomenuti da smetnje mogu nastupati povremeno, u dugim vremenskim razmacima, te je stogamjerenje razine smetnji potrebno provoditi duže vrijeme. U Hrvatskoj je instalirano šest senzora naslijedećim lokacijama: TS Komolac kod Dubrovnika, Zgrada uprave u Splitu, TS Melina kod Rijeke, TSŽerjavinec kod Zagreba, TS Zadar-Centar u Zadru i TS Blato na Korčuli. Prikaz toka podataka u sustavuza praćenje atmosferskih pražnjenja LINET opisan je na slici 4. Slika 5 Položaj LINET senzora u Hrvatskoj i susjednim zemljamaOsim navedenih senzora lociranih unutar granica Hrvatske, za detekciju atmosferskih pražnjenja napodručju Hrvatske koriste i senzori locirani u susjednim zemljama: 2 u Bosni i Hercegovini, 2 u Srbiji, 5 u4

Str. 96Mađarskoj, 7 u Austriji i 8 u Italiji. Osim preporučenog razmaka između senzora od 200 km, valja istaknutida su LINET senzori u stanju registrirati pražnjenja udaljena i do 800 km od položaja senzora.Atmosferska pražnjenja na području Hrvatske u prosjeku detektira 20 ili više senzora. Slika 5 prikazujesenzore najzaslužnije za određivanje lokacija udara na području Hrvatske. Podaci koje prikupe LINETsenzori šalju se u neobrađenom obliku putem Internetskih veza u Nowcast (LINET) centar. U centru sevrši povezivanje i obrada podataka nakon čega su podaci u formatiranom obliku spremni za isporukuklijentima.3. PROGRAMSKA PODRŠKA Za učinkovito korištenje podataka prikupljenih sustavom za lokaciju munja potrebna je prikladnaosnovna i napredna programska podrška. Osnovna programska podrška podrazumijeva vizualizirane iarhivirane podatke prikupljene mjerenjima. Uz razvoj napredne programske podrške moći će seostvarivati obrada podataka prema potrebama, kao što je korelacija s radom relejne zaštite ili izradakarata gustoće udara (udar/km2/god).3.1. Arhiviranje izmjerenih podataka Podaci koje prikupe LINET senzori šalju se u neobrađenom obliku putem Internetskih veza uNowcast (LINET) centar. U centru se vrši povezivanje i obrada podataka nakon čega su podaci uformatiranom obliku spremni za isporuku klijentima. Podaci preuzeti od LINET sustava arhiviraju se ubazu podataka (Oracle). Arhivirani podaci se u bilo kojem trenutku mogu dohvatiti te se nad njima moguvršiti upiti i analize. U sustavu su arhivirani podaci od 18. siječnja 2009. godine na dalje.Podaci o atmosferskim pražnjenjima (tablica 1) koji se raspoloživi klijentima su:a) datum i vrijeme pražnjenja (UTC, 100 ns rezolucija),b) zemljopisna širina i dužina (GPS koordinate),c) amplituda struje pražnjenja (rezolucija 0.1 kA),d) tip pražnjenja (OO, OZ),e) visina za pražnjenja tipa OO,f) 2D statistička greška u određivanju lokacije pražnjenja (m). Tablica 1 Podaci LINET sustava o atmosferskim pražnjenjimaGPS VRIJEME TIP VISINA STRUJA GREŠKA 40 m15.8932 45.7170 29.4.2009 18:57:05.5952183 OZ - -15 kA 50 m 50 m15.8920 45.7036 29.4.2009 19:07:32.7712689 OZ - -5.2 kA 50 m 60 m15.8508 45.7407 29.4.2009 18:50:47.1437623 OZ - 72.2 kA 80 m15.8214 45.7566 29.4.2009 18:50:47.1127271 OO 3600 (m) -5.5 kA15.8647 45.7595 29.4.2009 19:07:01.6730042 OO 4100 (m) 4.7 kA15.8117 45.7558 29.4.2009 18:49:09.4577769 OO 5900 (m) -10.7 kAKroz godinu sustav LINET je u Hrvatskoj zabilježio veliki broj atmosferskih pražnjenja (tablica 2).Tablica 2 Broj registriranih atmosferskih pražnjenja u Hrvatskoj (za period od godinu dana) Tip pražnjenja OZ+ OZ- OO+ OO- Broj pražnjenja 230 000 592 741 158 205 150 5683.2. Vizualna prezentacija udara munja u realnom vremenu Djelotvoran sustav za lociranje munja treba pokriti šire geografsko područje, kao što je područjejugoistočne Europe u kojem se nalazi Hrvatska. Vizualna prezentacija omogućuje neposredno opažanjenailaska grmljavinskog nevremena, što pomaže u vođenju elektroenergetskog sustava radi obavljanjaadekvatne pripreme (slika 6 i 7) [7]. Grmljavine su često lokalnog karaktera, a njihovo se postojanje nanekom području može vidjeti iz jednog centra. 5

Str. 97 Slika 6 Prikaz arhiviranih podataka za dan 1.5.2009. (zeleno-OZ, crveno-OO) Slika 7 Grmljavinsko nevrijeme na području Hrvatske dana 1.5.2009. (crveno–OO, zeleno–OZ)Slika 8 pokazuje broj detektiranih pražnjenja u području Hrvatske za promatrano grmljavinsko nevrijemedana 1. svibnja 2009. po satima.6

Str. 98 Slika 8 Praćenje grmljavinskog nevremena na području Hrvatske dana 1.5.2009.3.3. Statistička obrada podataka sustava za lociranje munja za period od jedne godine Slika 9 prikazuje broj detektiranih atmosferskih pražnjenja u zemlju pozitivnog (OZ+) i negativnog(OZ-) polariteta za područje Hrvatske i srednju statističku grešku lociranja po mjesecima. Slika 9 Broj detektiranih atmosferskih pražnjenja u zemlju pozitivnog (OZ+) i negativnog (OZ-) polariteta za područje Hrvatske sa prikazom srednje statističke greške lociranja po mjesecima Slika 10 Omjer detektiranih atmosferskih pražnjenja u zemlju pozitivnog (OZ+) i negativnog (OZ-) polariteta po mjesecima 7

Str. 99 Senzor koji je bio postavljen u Zagrebu na zgradi FER-a registrirao je visoku razinu smetnji zbogutjecaja elektromotornog pogona dizala koji se nalazio u njegovoj blizini. Premještanjem senzora u TSŽerjavinec u četvrtom mjesecu i instalacijom novog senzora u Sanskom Mostu (BIH), statistička greškalociranja se smanjila ispod 150 m. U ljetnom periodu sustav je zabilježio najveći broj atmosferskihpražnjenja. Registriran je najveći broj OZ pražnjenja negativnog polariteta (slika 10). Slika 11 prikazujeraspodjelu detektiranih udara na području Hrvatske po amplitudi struje za period od godinu dana. Sustavje registrirao vrlo velik broj atmosferskih pražnjenja malih amplituda struje (2 kA - 7 kA). Oko 48000atmosferskih pražnjenja OZ- imalo je amplitudu struje oko 6 kA. Slika 11 Raspodjela detekcija udara po amplitudi struje za područje Hrvatske [8]3.4. Izrada karata gustoće udara Važna funkcija sustava za lociranje munja je izrada karata gustoće udara za područjaelektroprivrednih objekata. Ovi su podaci korisni inženjerima prilikom odabira načina zaštite dalekovoda(odvodnici prenapona na dalekovodu) i postrojenja od udara munja (gromobranska zaštitatransformatorskih stanica). Negativna OZ pražnjenja mogu imati više uzastopnih udara. LINET bilježisvaki pojedini udar unutar višestrukog udara kao poseban skup podataka. Iz tog razloga pojedinapodručja na karti imaju izrazito veliku gustoću udara (Istra, Dalmacija, Dubrovnik). Također, pojedinamjesta na karti imaju gustoću udara jednaku nuli zbog toga što je vrijeme od jedne godine prikupljanjapodataka prekratko da bi se dobio detaljan prikaz gustoće udara. Karte gustoće udara mogu bitivisokorezolucijske (slika 12 i 14) i niskorezolucijske (slika 13). Za određivanje gustoće udara u trasivisokonaponskih dalekovoda koriste se visokorezolucijske karte gustoće udara. Za dalekovod kojem su poznate GPS koordinate stupova i podaci SCADA sustava se iz bazepodataka mogu dobiti podaci o udarima munje, struji, polaritetu, trenutku udara i mjestu nastanka kvara.Isto se tako pri izgradnji novih objekata i izboru trasa vodova može uvažiti rizik ispada budućeg voda radigrmljavinskih aktivnosti. Gustoća udara za trasu dalekovoda određuje se prema slijedećem izrazu: [ ]Ngn = A⋅t udara / km2 / god (1)gdje je: n–broj udara u trasu; A–površina trase; t–vremenski period detekcije.8

Str. 100Slika 12 Visokorezolucijska karta gustoće udara za Slika 13 Niskorezolucijska karta gustoće udara za područje Hrvatske (1 godina, rezolucija prikaza područje Hrvatske (1 godina, rezolucija prikaza 8 1km x 1km, višestruki udari su prikazani kao više km x 8 km, višestruki udari su prikazani kao više jednostrukih udara) jednostrukih udara) Slika 14 Visokorezolucijska karta gustoće udara za područje kojim prolazi trasa dvostrukog 220 kV dalekovoda Konjsko–Orlovac (1 godina, rezolucija prikaza 1km x 1km, višestruki udari su prikazani kao više jednostrukih udara)3.5. Povezivanje SLM-a sa sustavom vođenja elektroenergetskog sustava (SCADA) Geoprostorni podaci prijenosnih vodova i postrojenja povezani su s podacima SLM-a, tj. točnimmjestom i vremenom udara munja. GIS (eng. Geographic Information System) je sustav za donošenjeodluka podržan računalom koji služi za prikupljanje, spremanje, pretraživanje, analiziranje i prikazivanjeprostornih podataka. Tako se može trenutno utvrditi korelacija eventualnog kvara i mjesta udara, a mjestotrajnog kvara na dalekovodu može se brzo locirati i uputiti ekipu za održavanje. Na slici 15 prikazan jeprimjer detekcije udara munje u zonu oko dalekovoda. Slika 15 Detektirani udari u trasi dalekovoda Sustav za detekciju atmosferskih pražnjenja moguće je povezati sa sustavom vođenjaelektroenergetskih objekata (SCADA sustav). Na taj način se u realnom vremenu mogu korelirati podaci okvarovima u elektroenergetskom sustavu i podaci o atmosferskim pražnjenjima. Korelirani događaji semogu u vidu karte prikazati korisniku. Podaci sustava za lociranje munja uspoređeni su s podacima okvarovima u EES-u. U HE-Orlovac je registrirana prorada APU-a u oba sustava na dvostrukom 220 kVdalekovodu Orlovac-Konjsko (DV272/1 i DV272/2) u 16h 27min. Sustav za lociranje munja detektirao jepet udara munja (tablica 3) u periodu od 16h 26min 0sek do 16h 27min 59sek kao kandidate za uzrok 9

Str. 101ispada dvostrukog voda. Za točnije određivanje kandidata potrebni su podaci distantne zaštite: GPSsinkronizirano vrijeme i udaljenost mjesta kvara od rasklopnog postrojenja.Tablica 3 Detektirani udari korelirani s podatkom o ispadu i geometriji dalekovoda Orlovac-KonjskoGPS lokacija udara Vrijeme udara Amplituda struje Statistička greška lokacije16.7177 43.6103 4.5.2009 16:26:12.8821294 -25 (kA) 40 m16.6969 43.6126 4.5.2009 16:26:12.9216174 -14.7 (kA) 40 m16.7242 43.6112 4.5.2009 16:26:56.8094749 -38.9 (kA) 60 m16.7205 43.6099 4.5.2009 16:26:56.8322992 -25.5 (kA) 40 m16.7203 43.6102 4.5.2009 16:26:57.1222884 -9.8 (kA) 60 mNa slici 16 prikazani su podaci o udarima munja u trasu 220 kV dalekovoda Plomin - Pehlin za period odgodinu dana. U tablici 4 su prikazani rezultati statističke obrade podataka sa slike 16. TS Pehlin Tablica 4 Rezultati statističke obrade udara munja u trasu 220 kV dalekovoda TE Plomin Plomin–Pehlin (period od godinu dana)Slika 16 Grafički prikaz udara munja u trasu 220 kV Ukupan broj OZ udara 515dalekovoda Plomin–Pehlin (period od godinu dana) Broj OZ- udara 403 Broj OZ+ udara 112 Gustoća udara (broj 10.88 udara/km2/god) Maksimalna zabilježena amplituda -71.9 OZ- (kA) Maksimalna zabilježena amplituda 51.8 OZ+ (kA) Srednja vrijednost amplitude OZ 10.8 udara (kA)Slike 17– 19 grafički prikazuju distribuciju broja udara po greški lociranja i amplitudi struje za 220 kV DVPlomin– Pehlin.Slika 17 Distribucija broja udara po amplitude Slika 18 Distribucija broja udara po amplitude struje struje (struje do 20 kA) Slika 19 Distribucija broja udara po greški lociranja udara10

Str. 1024. ZAKLJUČAK Sustavi za lociranje udara munje se neprestano unapređuju i razvijaju, te su danas snažno oruđeu projektiranju, zaštiti i vođenju elektroenergetskih mreža. Njihova je primjena također i u brojnim drugimtehnološkim sustavima i mrežama raspoređenim na velikim prostranstvima kao što su TK mreže, mrežeRTV odašiljača, mreže naftovoda i plinovoda, sustavi osiguranja, vojne instalacije, meteorološki servisi,agencije za zaštitu od šumskih požara itd. U ovom radu je prikazan SLM prikladan za praćenje udaramunja za potrebe elektroprivrednih mreža, tj. za potrebe HEP-Operatora prijenosnog sustava. Registriraniudari munje su arhivirani u bazu, obrađeni i prikazani na karti Hrvatske. Registrirani udari munje ukazujuna dobru točnost lociranja udara munja. U članku je prikazan i način povezivanja podataka o udarimamunje s GIS podacima EES-a te razne analize koje se mogu raditi na taj način. Korelacija registriranihudara munje s podacima iz SCADA sustava daje pouzdanu informaciju o uzroku ispada ili automatskogponovnog uklopa dalekovoda. Provedene su analize nad podacima o udarima munja prikupljenim u razdoblju od jedne godine.Analize ukazuju na zadovoljavajuću učinkovitost detekcije koja prelazi 90% za atmosferska pražnjenjaoblak-zemlja i zadovoljavajuću točnost lociranja sa statističkom greškom ispod 300 m. Zabilježen je velikbroj pražnjenja u zemlju u trasama visokonaponskih prijenosnih dalekovoda. Korelacija SLM-a, GIS-a iSCADA sustava može pružiti korisne informacije u otkrivanju i lociranju uzroka ispada ili APU-aprijenosnih vodova. Upotrebom visokorezolucijskih karata udara gustoće moguće je locirati dijelovekoridora prijenosnog voda koji su najizloženiji udarima munje i odabrati optimalnu zaštitnu opremu (npr.sanacija uzemljivača, odvodnici prenapona na vodu). U planu je povezivanje podataka sustava LINET saSCADA sustavom što bi omogućilo proračun potpune prostorne i vremenske korelacije između udaramunja i kvarova u prijenosnoj mreži.5. LITERATURA[1] Betz H. D., Schmidt K., Laroche P., Blanchet P., Oettinger W. P., Defer E., Dziewit Z., Konarski J.: “LINET–An international lightning detection network in Europe“, 2007.[2] Betz H. D., Kulzer R., Gerl A., Eisert B., Oettinger W.P., Jakubassa D.: „On the Correlation between VLF-Atmospherics and Meteorological data”, ICLP Firence, 1996.[3] Betz H. D., Schmidt K.,Fuchs B., Oettinger W.P., Hoeller H.: „Cloud Lightning: Detection and Utilization for Total Lightning Measured in the VLF/LF Regime“, Journal of Lightning Research, August 2007.[4] Betz H. D., Oettinger W.P., Schmidt P., Wirz M.: „Modern Lightning Detection and Implementation of a New Network in Germany, Europe”, European Geosciences Union 2005, Geophysical Research Abstracts, Vol. 7, 00685,2005.[5] Betz H. D., Schmidt K., Laroche P., Blanchet P., Oettinger W.P., Defer E.: „LINET– A new lightning detection network in Europe”, 13th International Conference on Atmospheric Electricity, August 13- 18, 2007., Beijing, China.[6] https://www.nowcast.de/en/produkte-und-vorteile.html, 2nd of March 2010.[7] Uglešić, Ivo; Milardić, Viktor; Franc, Bojan; Filipović-Grčić, Božidar; Milešević, Boško: „Uspostava sustava za lociranje udara munja u Hrvatskoj”, 9. savjetovanje HRO CIGRÉ, Cavtat, Hrvatska, 8.- 12.11.2009.[8] Uglešić, Ivo; Milardić, Viktor; Franc, Bojan; Filipović-Grčić, Božidar; Horvat, Jasna: „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, 2010. 11

Str. 103HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA 1-31ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ9. simpozij o sustavu vođenja EES-aZadar, 8. – 10. studenoga 2010.Tomislav Todorović Suzana Javornik VončinaHEP- Operator prijenosnog sustava d.o.o. HEP- Operator prijenosnog sustava [email protected] [email protected] PODRUČNA TELEKOMUNIKACIJSKA MREŽA ZA POTREBE SUVREMENOG CENTRA UPRAVLJANJA SAŽETAK Sustavi vođenja i nadgledanja razvili su se od prvobitnih jednostavnih analognih sustava dodanašnjih složenih računalnih sustava za prikupljanje podataka, njihovu analizu i vođenje sustava. Članak daje kratki pregled zahtjeva novog SCADA sustava na telekomunikacijsku mrežu, te opisplanirane potrebne modifikacije SDH i PDH opreme u krajnjim energetskim objektima. Detaljnije jeprikazano rješenje modifikacije telekomunikacijskih SDH i PDH uređaja na području PrP-a Rijeka. Ključne riječi: upravljački centar, vođenje elektroenergetskog sustava, SDH, sinkrona digitalna hijerarhija, EoSDH, Ethernet veze preko SDH, PDH, pleziokrona digitalna hijerarhija, REGIONAL TELECOMMUNICATIONS NETWORK FOR THE MODERN CONTROL CENTRE SUMMARY Systems management and monitoring were developed from the original simple analogue systemsto present complex computer systems for data collection, analysis and management system. The article gives a brief overview of requirements for the new SCADA system to atelecommunication network, and a description of planned modifications necessary for SDH and PDHequipment in power plants. Detailed solution for the modification of telekomunication SDH and PDHequipment are given for region of PrP-a Rijeka. Key words: control centre, power system management, SDH, Synchronous Digital Hierarchy, EoSDH, Ethernet over SDH, PDH, plesiochronous digital hierarchy,1. UVOD Daljinsko vođenje elektroenergetskog sustava (EES) provodi se na osnovi lokalnih mjerenjastatičkih parametara pa je uvijek bilo usko povezano i dobrim dijelom definirano karakteristikamapostojećih i raspoloživih. Za potrebe daljinskog vođenja koriste se sustavi SCADA čija je osnovnanamjena prikupljanje podataka, nadgledanje i upravljanje. Uloga komunikacija u sustavima SCADA je povezivanje SCADA-operatera i dispečera u centrimaupravljanja s udaljenim krajnjim jedinicama (daljinskim stanicama ili staničnim računalima) uelektroenergetskim objektima (transformatorskim stanicama i elektranama). 1

Str. 104 Analogni komunikacijski sustavi omogućavali su praćenje statusa i upravljanje s nekoliko kritičnihtočaka EES-a. 1960-tih godina digitalni komunikacijski sustavi omogućili su instaliranje sustava zaprikupljanje podataka kojima se automatizirano prikupljalo podatke o mjerenjima u TS-u. Kako jepropusnost tih ranih digitalnih komunikacijskih sustava bila ograničena na niske vrijednosti,komunikacijski protokoli bili su optimizirani za rad na komunikacijskim kanalima malih brzina. Zbog toga jetrebalo i više vremena za dobivanje informacije iz primljenih podataka. Dva protokola koja su seuobičajeno koristila za razmjenu podataka u sustavima SCADA su HDLC i MODBUS. Kod nas seuglavnom koristi komunikacijski protokol SINDAC ADLP proizvođača ASEA/ABB. U današnje digitalno doba, u EES-u je raspoloživo na tisuće analognih i digitalnih izvorapodataka o stanju sustava, a karakteristike komunikacijskih sustava više nisu ograničavajući faktor.Komunikacijski put od energetskog objekta do upravljačkog centra uobičajeno je propusnosti 64 kbit/s iliviše. Od kraja 1980-tih godina sustavno se radi na definiranju nove generacije arhitektura zakomunikaciju unutar elektroprivrede. Značajan dio ovih aktivnosti odvija se u djelokrugu odbora IEC TS57, a jedan od glavnih rezultata je međunarodna norma IEC 61850 koja definira komunikaciju unutar TS-a, te norma za otvorene transmisijske protokole za opremu i sustave daljinskog vođenja IEC 60870-5-104, koja koristi transportne funkcije iz protokolnog profila TCP/IP (engl.: Transmission ControlProtocol/Internet Protocol) gdje se najčešće na nižim slojevima koristi mrežna tehnologija IEEE802.3/Ethernet. Zbog toga je zahtjev suvremenog sustava SCADA na područnu telekomunikacijskumrežu osigurati transport paketnog Ethernet-prometa.2. SUSTAV DALJINSKOG VOĐENJA Srce sustava daljinskog vođenja je programska podrška SCADA u centrima upravljanja.SustavSCADA uključuje prikupljanje podataka preko udaljenih krajnjih jedinica, njihov prijenos do centraupravljanja, provođenje potrebnih analiza i provjera i prikaz dobivenih informacija na ekranima i drugimgrafičkim vizualnim sučeljima operatera i dispečera u svrhu nadzora EES-a. Uz to, funkcija sustavaSCADA je slanje upravljačkih naredbi u svrhu upravljanja opremom u elektroenergetskim objektima.Sigurno vođenje temelji se na pravodobnoj raspoloživosti točnih informacijama o stanju EES-a u centruupravljanja, njihovoj obradi, donošenju odluka i poduzimanju odgovarajućih upravljačkih aktivnosti. Struktura sustava daljinskog vođenja uobičajeno je hijerarhijska, a fizičke lokacije u kojima seprovodi mogu uključivati nacionalni dispečerski centar, regionalne upravljačke centre, područneupravljačke centre i udaljene krajnje jedinice u elektroenergetskim objektima. Složeni SCADA-sustavisastoje se od sljedećeg: • Pretvornici i upravljački uređaji u polju o električki ili mehanički vezani na procesne uređaje o pretvornici prate vrijednosti i prosljeđuju trenutno stanje mjerene veličine u analognom ili digitalnom obliku udaljenim krajnjim jedinicama o upravljački uređaji primaju upravljačke poruke udaljenih krajnjih jedinica i djeluju na elemente polja • Udaljene krajnje jedinice o osiguravaju sučelja do analognih i digitalnih senzora i ostalih pretvornika i upravljačkih uređaja u polju o dekodiraju upravljačke poruke centra upravljanja i šalju signale do upravljačkih jedinica polja • Komunikacijski sustavi o povezuju udaljene krajnje jedinice i centre upravljanja • Središnja upravljačka stanica u centru upravljanja (moguće su tri hijerarhijske razine centra upravljanja: nacionalna, regionalna i područna) • Računalni sustav odjela procesne informatike u centru upravljanja. U prvim danima SCADA-sustavi temeljili su se na relejima. Ugradnjom digitalne elektronikedobiveni su programabilni logički kontroleri (PLC; Programmable Logic Control) koji su još i danas uširokoj uporabi. Na njih su spojeni različiti senzori i mjerni uređaji koji mjere određene veličine bitne zaodvijanje procesa. Razvojem procesora i digitalnih tehnologija, dijelovi SCADA sustava postaju sveinteligentniji i sve su manjih dimenzija. Danas su tržišno dostupni i u sve široj su uporabi senzorskičvorovi s ugrađenom inteligencijom PLC-ova, tzv. inteligentni elektronički uređaji (IED, IntelligentElectronic Device), koji uključuju dovoljnu inteligenciju za dohvaćanje podataka i njihovo odašiljanjedrugim uređajima. Svi uređaji za sekundarne sustave se danas proizvode u digitalnoj tehnologiji, čime suotvarena vrata za potpuno nov način korištenja i upravljanja elektroenergetskim sustavom.2

Str. 105 Proizvođači prvih SCADA-sustava običavali su razvijati vlastitu programsku podršku zakomunikaciju sa sklopovskom podrškom vlastite proizvodnje prema specifičnom protokolu prihvaćenomod određenih proizvođača pa su SCADA-sustavi specifični za određenog proizvođača bili uobičajenorješenje od prvih sustava 1950-tih godina pa do 1980-tih. Ovakva rješenja značila su vezanost zaodređenog proizvođača, veću cijenu sustava, izoliranost sustava, složenije tehničke zahvata pripovezivanju s drugim sustavima i potrebu za specifičnim znanjem tehničkog osoblja elektroprivrede.Pozitivna strana ovakvih zatvorenih rješenja je smanjen rizik za sustav u smislu mogućnosti zlouporabe. Potreba za standardizacijom i mogućnošću zajedničkog rada sustava različitih subjekata iliopreme različitih proizvođača u istom sustavu postala je očita i sve šire prepoznata pa su senormizacijska tijela počela baviti standardizacijom aplikacija za daljinsko vođenje. Ovaj trend posebice jeje naglašen 1990-tih kad je došlo do usporavanja industrijskog rasta diljem svijeta. Kako je rast usporen,poslovanje je postalo podložnije tržišnom nadmetanju i osjetljivije na smanjenje troškova na svimrazinama organizacije. Nadalje, restrukturiranje tržišta električnom energijom stavilo je poseban naglasakna profitabilnost i dovelo do preispitivanja uporabe cjelokupnih sekundarnih sustava. Traži se efikasnijeupravljanje EES-om, smanjenje prekida napajanja, optimalno korištenje imovine, bolja analiza kvara, višakvaliteta nadzornih funkcija i smanjenje troškova. Nadalje, restrukturiranjem energetskog tržišta povećavase broj sudionika na tržištu i raste potreba za povezivanjem SCADA-sustava s ostalim sustavima isteorganizacije ili sa sustavima drugih elektroprivrednih organizacija. Ovakva situacija rezultirala jepojačanim naporima normizacijskih tijela da definiraju norme za otvorene SCADA-sustave i tako smanjecijenu međusobnog povezivanja sustava i njihovog održavanja. Osnovna prednost otvorenih sustava je mogućnost zajedničkog rada opreme različitihproizvođača što vodi do šire raspoloživosti opreme, niže cijene i lakše integracije različitih komponenata.Ostale kratkoročne prednosti korištenja otvorenih normi su potreba podržavanja manjeg broja protokola uistom elektroenergetskom objektu, programska podrška je jeftinija, nije potrebna konverzija protokola,vrijeme isporuke je kraće, potrebno je manje ispitivanja, održavanja i obuke, moguće je organiziratineovisno ispitivanje sukladnosti, a rješenja su bolje dokumentiran. Dugoročno gledano, kod otvorenihsustava je jednostavnije izvesti proširenje sustava, lakše je prihvatiti nove tehnologije, dostupno je višeproizvoda s dodanom vrijednošću i dolazi do značajnijih ušteda u pogonu. U skladu s tim, kasnih 1980-tih IEC je započeo rad na normi IEC 870 (kasnije preimenovano u60870) za opremu i sustave daljinskog vođenja, čiji se peti dio odnosni na transmisijske protokole. Urazdoblju od 1900. do 1995. u cijelosti je definiran otvoreni protokol IEC 60870.5 za SCADA-komunikaciju. Otvoreni protokoli su oni koji odgovaraju specifikacijama i preporukama javno dostupnihnormi, tj. normi otvorenih za sve, čime je omogućeno da se oprema bilo kojeg proizvođača, ukoliko jesukladna s normom, može koristiti u istoj mreži ili sustavu. Protokol IEC 60870.5 je definiran na fizičkom sloju, sloju podatkovne veze i aplikacijskom slojuOSI referentnog modela, što znači da uključuje definiciju podatkovnih struktura na aplikacijskom sloju istruktura poruka na sloju podatkovne veze. pa su proizvođači mogli koristiti protokol i razvijati sustavesposobne raditi u suradnji sa sustavima drugih proizvođača. U dijelu IEC 60870-5-101 definiran jeprijenos podataka preko serijskog komunikacijskog kanala male brzine. Od početaka korištenja protokola IEC 60870-5-101 postojao je interes za mogućnost korištenjastandardnog mrežnog profila za prijenos SCADA-poruka, što se posebice pojačalo nakon sveintenzivnijeg korištenja lokalnih računalnih mreža i mreža širokog područja. Trendovi pokazuju da se sveviše koriste tehnologije poznate iz svijeta informacijske tehnologije, npr. MS Windows kao OS, TCP/IP zakomunikaciju, čijim se korištenjem značajno smanjuju troškovi izgradnje i uporabe sustava. Tako je zbograširenog korištenje mrežnih tehnologija, IEC 60870 u prosincu 2000. definirao i komunikaciju prekomreže uz korištenje protokolnog složaja TCP/IP u dijelu IEC 60870-5-104. Na nižim slojevima se prijenospodataka protokolom IEC 60870-5-104 najčešće rješava korištenjem mrežne tehnologije IEEE802.3/Ethernet. Općenito, zahtjevi elektroprivreda na telekomunikacijski sustav su: • Velika pouzdanost – zbog toga je neophodno smanjiti u najvećoj mogućoj mjeri mogućnost gubitka komunikacije i neuočenih promjena podataka koji se prenose • Visoka raspoloživost – u slučaju ispada uslijed nedostataka sklopovske ili programske podrške prihvatljive su tek minimalne degradacije funkcioniranja sustava • Brz odziv – izuzetno je bitan odziv u stvarnom vremenu, posebice za relejnu zaštitu • Ekonomičnost – zahtijevane performanse treba ostvariti uz poštivanje ekonomskih kriterija • Fleksibilnost – telekomunikacijska mreža se mora jednostavno prilagoditi promjenama parametara EES-a. Jedan od načina je standardiziranost i ugrađena zalihost propusnosti • Mogućnost održavanja –zahtjevi telekomunikacijske mreže vezani uz održavanje trebaju biti minimalni. 3

Str. 106 Sustav SCADA je jedan od kritičnih sustava za pouzdan, siguran i besprekidan rad EES-a kojigeneriraju promet u stvarnom vremenu i spadaju u kritičnu nacionalnu infrastrukturu i zahtijevaju velikuinformacijsku sigurnost kako bi se osigurala raspoloživost, cjelovitost i tajnost procesnih informacija. Sustav SCADA u stvarnom vremenu prikuplja podatke o trenutnom stanju EES-a, obrađujeprikupljene podatke i upravlja procesom. Podaci se osvježuju svake 2 s. Zbog toga kašnjenje u prijenosupodataka ne smije biti veće od 2 s. Zahtijeva se odgovarajuća redundanciju kako nikakav gubitakfunkcionalnosti opreme ili telekomunikacijskog kanala ne bi uzrokovao gubitak informacija iz značajnogdijela VN mreže. To znači da pouzdanost treba biti takva da jedna greška može uzrokovati samo gubitakinformacije iz izolirane TS. U skladu s tim, za komunikacije između MC-a i daljinskih stanica, odnosnostaničnih računala u hrvatskom EES-u razlikujemo tri klase elektroenergetskih objekata - klasa 0, A i B -za koje se zahtijeva različita raspoloživost komunikacija - 99,99%, 99,9%, odnosno 99%. Zbog ovakvih zahtjeva na telekomunikacijski sustav, SDH tehnologija je 1990-tih odabrana zaosnovicu izgradnje privatne transmisijske mreže HEP-a kao pouzdana i sigurna tehnologija visokeraspoloživosti i predvidive kvalitete usluge. Glavnina SDH-mreže izgrađena je kroz 10-tak godina, sprvom fazom do 2004. (25 čvorova) i drugom fazom od 2004.-2006. (58 čvorova) kad je nabavljenaoprema nove generacije. Izgrađena je da zadovolji sve telekomunikacijske zahtjeve procesnih sustava sosobitim naglaskom na visoke zahtjeve SDV-a i sekundarne regulacije u pogledu raspoloživosti (od 99%do 99,99 %) i vremena kašnjenja (1 s – 5 s). Danas se koristi za glavninu telekomunikacijskih potrebaprocesnih sustava HEP-OPS-a, za procesne potrebe dijela DP-ova i proizvodnje, za komutacijsku mrežuHEP-a i za vanjske telekomunikacijske korisnike HEP-a. HEP-OPS je ustrojio Odjele za telekomunikacije,kao i osposobio i opremio njihove radnike za održavanje optičke i bakrene infrastrukture i SDH/PDHopreme. Ovi su odjeli sudjelovali u definiranju razvoja i u izgradnji SDH mreže, a kontinuirano se bavenjenim održavanjem.2.1 Sustav daljinskog vođenja u HEP-OPS-u U sklopu projekta Funkcije vođenja EES-a u HEP-OPS-u je u tijeku zamjena postojećeprogramske podrške SCADA ABB-ovom platformom Network Manager. Nova programska podrškaSCADA instalira se u dvorazinskoj hijerarhiji: • Prva razina je NDC, odnosno pričuvni NDC SCADA, EMS i AGC instalirani su u NDC-u na istom poslužitelju, s tim da se koristi redundantna grupa poslužitelja: 2 poslužitelja smještena u NDC-u (vodeći i prateći kao vruća rezerva) i 2 sinkronizirana poslužitelja u pričuvnom NDC-u.: 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 će postojati vodeći poslužitelj i njegova vruća pričuva. Komunikacija sustava unutar svakog od centara temeljiti će se na udvojenoj lokalnoj mreži (eng.Local Area Network - LAN). Svi uređaji bit će opremljeni s dvije mrežne kartice spojene na dva segmentaLAN-a: LAN1 i LAN2, između kojih nema usmjeravanja. Prikupljanje podataka iz pripadnih daljinskih stanica i staničnih računala, te prosljeđivanjeupravljačkih naloga prema istima u normalnom režimu rada obavljat će se u pripadnom MC-u po IEC60870-5-104 komunikacijskom protokolu. Programska podrška SCADA na vodećem poslužitelju prima podatke određene daljinske stanicepreko jednog LAN-a. Za prateću SCADA-aplikaciju na drugom poslužitelju uspostavljena je logička vezado te daljinske stanice koja koristi drugi LAN, ali nije aktivna. Između programske podrške SCADA idaljinske stanice ili staničnog računala istovremeno može biti aktivna samo jedna logička veza preko kojese šalju i primaju podaci, odnosno šalju upravljačke poruke, što znači da se za slanje i primanje podatakakoristi samo jedan LAN. Za daljinske stanice i stanična računala osigurani su konverteri ili dogradnja kojima će seomogućiti komunikacija s objektima EES-a za potrebe sustava SCADA protokolom IEC 60870-5-104. Za novi sustav SCADA predviđena je mogućnost višelokacijskog rada (engl. multisite) kojapodrazumijeva mogućnost preuzimanje nadležnosti među centrima i to u slučaju pada MC-a ili unormalnom režimu rada.4

Str. 107 U normalnom režimu rada prikupljanje podataka iz objekata koji su u nadležnosti pojedinogprijenosnog područja obavljat će se preko sustava u pripadnom MC-u. U slučaju pada oba poslužiteljanekog MC-a omogućit će se ručno preusmjeravanje linkova pripadajućih stanica na NDC, koji jepredviđen i za funkciju pričuvni MC-a za SDV bilo kojeg PrP-a. U tom slučaju preuzimanje nadležnostinad regijom koja nije trenutno nadzirana obavit će na slijedeći način: • U centru koji preuzima regiju koja nije nadzirana operater pridjeljuje nadležnost nad tom regijom svom sustavu • Operater ručnim nalogom aktivira veze prema IEC 60870-5-104 linkovima iz svog centra. Moguće je i preuzimanje nadležnosti nad određenim PrP-om u normalnom režimu rada. U tomslučaju preuzimanje nadležnosti obavljat će se na slijedeći način: • Operater u određenom centru, šalje zahtjev za ustupanje nadležnosti nad svojom regijom drugom centru. • Operater u drugom centru primit će zahtjev za preuzimanje koji može prihvatiti/odbiti. • Operater u centru koji je dao zahtjev, primit će obavijest o akciji koju je poduzeo operater u drugom centru. Prema navedenom, za novi SCADA sustav koji se izgrađuje tijekom 2010. godine područnatelekomunikacijska mreža PrP Rijeka treba osigurati kako slijedi: • prijenos IEEE 802.3/Ethernet prometa između 26 objekata EES-a i MC-Rijeka, • kod ispada MC-a, prijenos podataka između 26 objekata 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-Pehlin, odnosno u NDC-u u funkciji pričuvnog MC-a Pritom treba osigurati vrijeme odziva ispod 2 s i raspoloživost 99,99%, 99,9%, odnosno 99%. Na razini područne telekomunikacijske mreže HEP-a izgrađene su dvije infrastrukture:SDH/PDH-mrežu i IP/CWDM mrežu, koje obje uz nadogradnju mogu biti transportna osnova zarješavanje komunikacijskih potreba novog sustava SCADA. HEP-OPS se odlučio za ovu namjenu i dalje koristiti SDH/PDH mrežu, a osnovne prednostitakvog rješenja su osigurano besprekidno napajanje uređaja, zajamčeno vrijeme zaštite prometa ispod 50ms, odvojenost prometa na fizičkoj razini i osigurano kvalitetno održavanje unutar HEP-OPS-a, dok jenedostatak to što samo SDH-stanice nove generacije (engl.: Next Generation SDH, NG SDH) moguprihvaćati Ethernet promet, s tim da dio tih stanica nije opremljen potrebnim karticama. U svrhu prihvataEthernet-prometa, potrebna je dogradnja SDH/PDH mreže: - kod lokacija s NG SDH-opremom trebat će dogradnja karticama za prihvat Etherneta na NGSDH-opremi - kod lokacija sa starom SDH-opermom i/ili PDH-opremom trebat će dogradnja modulimaCIMnx64E za prihvat Ethernet-prometa na PDH-opremi.3. ORGANIZACIJA SDH, PDH MREŽE U PRIJENOSNOM PODRUČJU RIJEKA Kroz skoro dva desetljeća SDH je bila prevladavajuća transportna tehnologija za mrežeizgrađene optičkim vlaknima. SDH je dizajniran za vezno orijentirane usluge i omogućava istodobnovišekanalno komuniciranje po jednom spojnom putu. Osnovni signal SDH-sustava je STM-1 brzinesignaliziranja 155,52 Mbit/s, a signali više razine, STM-N, imaju točno N puta veću brzinu. Osnovni kapacitet SDH-mreže PrP-a Rijeka izgrađene do 2003. godine bio je 155 Mbit/s (STM-1signal) i ta je mreža imala korisnička sučelja kapaciteta 2 Mbit/s (E1), 34 Mbit/s (E3) i 155 Mbit/s (STM-1).PDH mreža osiguravala je analogna telefonska sučelja, 4-žično E&M, ISDN S0, X.21, X.24, V.11, V.24 iV.35 sučelja,kao i podatkovna 64 kbit/s i nx64 kbit/s sučelja. Od 2004. godine SDH-mreža preuzima ulogu područne transmisijske mreže. Od te godinenabavlja se NG SDH-oprema kod koje su tradicionalnoj SDH tehnologiji dodane nove tehnologijedefinirane preporukama Međunarodne telekomunikacijske udruge ITU-T: generički postupci uokvirivanja(GFP), prividno ulančavanje (Vcat) i shema prilagođavanja kapaciteta veze (LCAS). Zahvaljujući tome, uNG SDH-stanicama osim gore navedenih sučelja E1, E3 i STM-1 postoje i sučelja za priključenje opremetemeljene na Ethernet, Fast Ethernet i Gigabit Ethernet (samo kod uređaja kapaciteta STM-16)tehnologiji, a SDH-mreža omogućava uspješan rad s podatkovnim prometom uz zadržavanje svihpogodnosti tradicionalnog SDH-prijenosa, tj. Ethernet veze preko SDH (EoS, Ethernet over SDH). Isto tako, u novije vrijeme pojavile su se kartice za prihvat Ethernet prometa na PDH opremi pa jei objekte bez SDH tehnologije moguće koristiti za prihvat Ethernet-prometa novog SCADA-sustava. 5

Str. 108 Osnovni kapacitet današnje SDH-mreže PrP-a Rijeka je 622 Mbit/s (STM-4 signal) na glavnimpravcima SDH-prstena dok su priključni pravci kapaciteta 155 Mbit/s (STM-1 signal) ili 622 Mbit/s (STM-4signal) ovisno o potrebama pojedinih korisnika. Za nadzor i upravljanje SDH-mrežom koristi se programska podrška TNMS, centraliziran isveobuhvatan nadzorni sustav za transportne mreže HEP-a. Tijekom 2010 godine puštena je u radzadnja vezija nadzornog sustava (TNMS Core version 12) koja je integrirala NG SDH stanice u TNMSCore Server tako se izgubila potreba za zasebnim serverom za NG SDH stanice. TNMS Core Server jekao i do sada spojen na TNMS Net Server preko kojeg ostvaruje vezu s SDH-mrežom. Kreiranje iupravljanje uslugama vrši se pomoću TNMS Core Servera kao i upravljanje mrežom SDH elemenata.Unutar TNMS sustava upravljanja formiraju se servisi koji predstavlja korisničke veze između dvije točke(ili više točaka u NG SDH) u SDH-mreži. Svi servisi ostvareni su na principu radnog i zaštitnog puta te setako postiže brza i učinkovita funkcija zaštite i prebacivanja prometa u roku od najviše 50 ms. Na Slici 1vidi se sadašnje stanje SDH, PDH mreže Prijenosnog područja Rijeka. Na osnovu iskustava stečenih ueksploataciji SDH-mreže tijekom godina te na osnovu procijenjenih potreba za kapacitetima vezaprocijenjeno je da su kapaciteti zadovoljavajući za sve sadašnje i buduće potrebe u upravljanju EES-omHEP OPS-a. Napajanje SDH opreme naponom 48 V DC je sustavno rješeno u svim objektima OPS-a.Neprekinutost napajanja ostvarena je korištenjem sustava besprekidnog napajanja s akumulatorskimbaterijama autonomije rada od nekoliko sati. Sadašnje stanje SDH/ PDH mreže Prijenosnog područja Rijeka prikazano je na Slici 1. Svi elektroenergetski objekti PrP-a Rijeka trebaju biti povezani s MC Rijeka kao primarnimcentrom upravljanja i s NDC-om kao rezervnim centrom upravljanja za slučaj ispada primarnog centra.Veza prema NDC-u koristit će se i za korisnike koji će primarno biti organizirani tako da će se na lokacijiNDC-a nalaziti serveri koji će služiti za skupljanja i obradu željenih podataka. Sve veze prema primarnom MC i prema NDC-u biti će ostvarene na principu radnog i zaštitnogputa i korištenjem EoS tehnologije. Tamo gdje će se koristiti PDH oprema kao priključna točka zapovezivanje prema MC-u koristit će se SDH stanice starije generacije koje će omogućiti formiranje radnihi zaštitnih putova te time osigurati pouzdanost veza potrebnu za siguran rad sustava. TS Divaca TS Švarca (OPS PrP ZG) TS Il.Bistrica TS Kopar CS KrižTS Katoro TS Pehlin br. Lokve CHE Fužine TS Pehlin TS Buje TS Buzet TS Matulji TS 35/10 Kupjak EVP Moravice TS Porec TS Rovinj CHE Lepenica TS Matulji DP El.Istra TS Rijeka br. Bajer TS Melina PSZ Matulji HT Rijeka TS Rijeka (za HE Rijeka) TS Butoniga DP HE Rijeka Potkoš TS Vrbovsko El. Prim. CS Lic HT Matulji Rijeka DC TS Sušak Potkobiljak HE Gojak TS Melina (OPS PrP ZG) TS Lovran DP TS Delnice PSZ Matulji HT Rijeka HT Opatija El. Prim. SPI Rijeka PZ Rijeka TS Krasica Razomir DP HE Rijeka TS Pazin PSZ Opatija TE Rijeka El. Prim. Rijeka DC AST HE Vinodol HT Matulji TS Sušak RP Omišalj HT Opatija DP SPI TS Krasica uprava El. Prim. Rijeka HE Vinodol TS Lovran Rijeka PZ TE Plomin (ras) TS Krk TS Crikvenica PSZ Opatija TE Rijeka TE Plomin I KK Konjin TS Vincent VE Vrataruša TS Dubrova DP El.Prim. TS Brinje pog. Krk TS Raša KK Mali Bok TS Dunat G.Polje Razomir KK HE Senj AST HE Vinodol Merag Šumecica TS Otocac Švica KK Surbova TS Pula Šijana Selište RP Omišalj uprava TS Pula Dolinka HE Vinodol KK Stojan TS Crikvenica HE Sklope TS Rab TS Krk KK KonjinLEGENDA: KK DP El.Prim. VE Vrataruša Vašibaka pog. Krk TS Dunat TS Lošinj KK Deda KK Koromacno KK HE Senj KK Toreta Mali Bok SDH TS Novalja TS Licki Osik KK NG SDH (OPS PrP ST) TS Karlobag Merag PDH TS Pag (OPS PrP ST) KK Surbova TS Sv. Rok TS L.Cerje Tunel SDH STM-1 KK Selina Sveti Rok DP El. Lika SDH STM-4 KK Kulina pog. Gracac PDH TS Nin (OPS PrP ST) TS GracacTS Pula Dolinka objekti obuhvaceni projektom \" Funkcije vodenja EEs-a\" TS Obrovac (OPS PrP ST) TS Lošinj objekti obuhvaceni projektom \"Funkcije vodenja EES-a\" bez optike TS Zadar RHE Velebit stari (OPS PrP ST) (OPS PrP ST) PSZ Opatija ostali objekti TS Zadar centar (OPS PrP ST) Slika 1. Sadašnje stanje SDH/PDH mreže Prijenosnog područja Rijeka HEP OPS-a6

Str. 109 Osnovni problem područne telekomunikacijske mreže PrP-a Rijeka je spajanje Istre na ostatakmreže jednom optičkom vezom bez rezervnog pravca. Taj problem može se riješiti zamjenom zemnogužeta OPGW-om na DV 220 kV Plomin – Pehlin čime bi se dobila druga alternativna veza prema ostatkusustava. Također postoji mogućnost spajanja na pravcima Melina – Ilirska Bistrica (postojeća veza) i Buje– Kopar (postoji OPGW) te ostvarivanja rezervnih trasa kroz postojeći SDH sustav ElektroprivredeSlovenije (ELES). Za prihvat veza potrebnih za sustav SCADA u MC-u Rijeka koristit će se SDH stanica Surpass7070 opremljena Ethernet L2 karticama koje će se Gigabit Ethernet vezama povezati s mrežnimpreklopnicima MC-a Rijeka i preko njih s novim SCADA sustavom. Povezivanje MC-a Rijeka s ostalim MC-ovima i NDC-om ostvariti će se kroz u tu svrhu izgrađeneveze magistralne telekomunikacijske mreže HEP-a realizirane u tehnologije gustog valnog multipleksa,DWDM. Svaka veza se također realizira na principu radnog i zaštitnog puta kroz DWDM mrežu HEP-a. Kapaciteti koji će se koristiti za spajanje energetskih objekata PrP-a Rijeka s MC Rijeka su2x2Mb/s realizirani na principu radnog i zaštitnog puta. Isti kapaciteti i principi spajanja primijenit će se ina vezama prema NDC-u čime se omogućava brzo i sigurno preusmjeravanje prometa. Dio objekata trenutno nema NG SDH-stanice te je u njima predviđena ugradnja kartica za prihvatEthernet prometa preko PDH-opreme. Na ovaj način bit će riješene telekomunikacijske potrebe sustavaSCADA. Za rješavanje telekomunikacijskih potreba drugih aplikacija elektroenergetskih objekata potrebnaje izgradnja procesnog LAN-a i/ili dogradnja SDH-mreže ili izgradnja nove telekomunikacijskeinfrastrukture.Slika 2 prikazuje SDH/PDH mrežu PrP-a Rijeka nakon dogradnje za novi sustav SCADA. Dva objekta PrP-a predviđena za uključenje u novi sustav SCADA Rijeka trenutno nisu uključenau optičku mrežu HEP-a: TS Lošinj i EVP Moravice. Dok se spajanje EVP Moravice planira kroz projektpuštanja u rad TS Vrbovsko (potrebno je položiti OPGW na DV 110 kV Vrbovsko – Moravice) te jerješenje tog problema izvjesno u bliskoj budućnosti, optičko povezivanje TS Lošinj nije predviđeno uskorijoj budućnosti. Zbog toga je pokrenut postupak zakupa kapaciteta kod lokalnog telekomunikacijskogoperatera za TS Lošinj kako bi se osiguralo njegovo adekvatno spajanje na MC Rijeka.TS Divaca TS Švarca (OPS PrP ZG) TS Il.Bistrica TS Kopar TS Pehlin CS Križ CHE Fužine TS Pehlin br. LokveTS Katoro TS 35/10 Kupjak TS Matulji TS Buje TS Buzet TS Matulji EVP Moravice TS Rijeka CHE Lepenica TS Porec TS Rovinj PSZ Matulji HT Rijeka br. Bajer TS Rijeka (za HE Rijeka) DP El.Istra TS Melina TS Vrbovsko DP HE Rijeka Potkoš HE Gojak (OPS PrP ZG) TS Butoniga HT Matulji El. Prim. TS Sušak Potkobiljak CS Lic TS Melina TS Lovran Rijeka DC SPI TS Delnice PSZ Matulji HT Rijeka DP HT Matulji HT Opatija El. Prim. HT Opatija Rijeka PZ Rijeka TS Lovran DP HE Rijeka TS Pazin PSZ Opatija TE Rijeka TS Krasica Razomir AST HE Vinodol El. Prim. TS Sušak Rijeka DC RP Omišalj DP El. Prim. SPI TS Krasica uprava Rijeka PZ Rijeka HE Vinodol TE Plomin (ras) TS Krk TS Crikvenica PSZ Opatija TE Rijeka TE Plomin I KK Konjin TS Vincent VE Vrataruša TS Dubrova DP El.Prim. TS Brinje pog. Krk TS Raša KK Mali Bok TS Dunat G.Polje Razomir KK HE Senj AST HE Vinodol Merag Šumecica TS Otocac Švica KK Surbova RP Omišalj TS Krk TS Pula Šijana Selište uprava TS Pula Dolinka HE Vinodol KK Stojan TS Crikvenica HE Sklope TS Rab KK Konjin KK DP El.Prim. VE Vrataruša Vašibaka pog. Krk TS Dunat TS Lošinj KK Deda KK Koromacno KK HE Senj KK Toreta Mali Bok TS Novalja TS Licki Osik KK (OPS PrP ST) TS Karlobag Merag TS Pag (OPS PrP ST) KK SurbovaLEGENDA: TS Sv. Rok TS L.Cerje objekti riješeni PDH Ethernet opremom Tunel objekti riješeni NG SDH KK Selina Sveti Rok DP El. Lika objekti van EES-a KK Kulina pog. Gracac MC Pehlin TS Nin (OPS PrP ST) TS Gracac TS Obrovac (OPS PrP ST) TS Zadar RHE Velebit stari (OPS PrP ST) (OPS PrP ST) TS Zadar centar (OPS PrP ST)Slika 2. Dogradnja SDH/PDH mreže PrP Rijeka za potrebe uspostave suvremenog MC Rijeka 7

Str. 110 Ethernet kartice za NG SDH-opremu osiguravaju Ethernet ulaze na korisničkoj strani (LAN-ulaz) ilinijske ulaze na strani SDH-mreže (WAN-ulaz). SDH-oprema osigurava preslikavanje Ethernet okvira uSDH kontejnere i njihov prijenos kroz SDH-mrežu korištenjem protokola GFP-F. Ethernet sučelja NG SDH-opreme prihvaćaju Ethernet okvire sukladne normama IEEE 802.3,802.1p i 802.1q. Podaci o VLAN-u i podaci o prioritetima sadržani u Ethernet-okvirima primljenim naEthernet-ulazima NG SDH-opreme transparentno se prenose kroz SDH-mrežu. Također, Ethernet karticeza NG SDH-opremu podržavaju L2 funkcionalnost pa omogućuju označavanje/skidanje oznaka za IEEE802.1Q VLAN, filtriranje i prosljeđivanje, kao i L2 združivanje i L2 preklapanje prometa. Ethernet paketi primaju se na LAN-ulazima. Korištenjem L2 funkcionalnosti primljeni Ethernetpromet pridružuje se određenom WAN-ulazu i šalje kroz SDH-mrežu u kojoj je za svaki WAN-ulazdefiniran radni i rezervni put kroz SDH-mrežu od WAN-ulaza do odredišta. Na taj način osigurano je dase u slučaju ispada optičke mreže promet prespaja s radnog na rezervni put, a to prebacivanje je uvremenu kraćem od 50 ms kao i kod tradicionalnog SDH-prometa Radi zahtjeva za višelokacijski rad sustava SCADA, za LAN-ulaz na koji se spaja udaljena krajnjajedinica preko konvertera protokola uz pridruživanje WAN-ulazu za koji je definiran radni i rezervni put doMC Rijeka, bit će definirano i pridruživanje drugom WAN-ulazu preko kojeg će se promet usmjeravati doNDC-a kao pričuvnog MC Rijeka. Kako u MC-ovima, kao i u NDC-u, postoji udvojeni LAN i udvojeni SCADA-poslužitelji, uodredišnom Surpass 7070 uređaju se koriste 2 LAN-ulaza za spajanje dva mrežna uređaja (L2/3preklopnika). Na svaki od ta dva mreža uređaja spojen je jedan od udvojenih SCADA-poslužitelja. Ovisnoo tome koji je od dva SCADA-poslužitelja u određenom trenutku aktivan, koristit će se odgovarajući LAN-ulaz na Surpass uređaju. To znači da će jedna TCP/IP sesija ići na jedan, a druga na drugi LAN-ulazSurpass uređaja 7070 u upravljačkom centru, ali koju će se u određenom slučaju koristiti ne ovisi oSurpass uređaju 7070, već o L3 preklopnicima u procesnom LAN-u upravljačkog centra. Ovisno o tome postoji li procesni LAN u krajnjem objektu EES-a, VLAN-ovi će se definirati najedan od sljedeća dva načina: • Ukoliko postoji procesni LAN, što je rjeđi slučaj, L2 preklopnik će dodijeliti oznaku VLAN-a i ta će se oznaka transparentno prenositi kroz SDH-mrežu • Ukoliko ne postoji procesni LAN, Surpass uređaj, koji je ujedno i L2 preklopnik, će dodijeliti oznaku VLAN-a i proslijediti Ethernet okvir s oznakom VLAN-a na LAN-ulaz uređaja Surpass. Paketi se po dolasku u Surpass hit uređaj u mrežnom centru koncentriraju na jedan LAN-ulaz tetakvi ulaze u Ll3 preklopnik/usmjernik koji ih preusmjerava na odgovarajući poslužitelj ovisno opripadnosti VLAN-u. Prilikom slanja podataka iz upravljačkog centra L3 preklopnik/usmjernik dodjeljuje oznaku VLAN-a svakom paketu s obzirom na pripadajuću aplikaciju. Surpass-uređaj pridružuje VLAN na odgovarajućiWAN-ulaz prema transformatorskoj stanici u kojoj se nalazi korisnik na osnovu MAC adrese. U krajnjemobjektu EES-a je svaki WAN-ulaz pridružen određenom LAN-ulazu Surpassa pa se dolazni promet putemtog LAN-ulaza usmjerava do krajnjeg uređaja. 4. ZAKLJUČAK Projektom Funkcije vođenja mijenjaju se tehnološki temelji procesnog sustava koji prelazi nastandardne komunikacijske protokole i standardne komunikacijske uređaje. Zahvaljujući primjenistandardiziranih i otvorenih komunikacijskih rješenja postići će se neovisnost aplikacija o komunikacijskojarhitekturi i omogućiti jednostavna razmjena podataka između sustava, kao i sustava s ostalimsudionicima tržišta električne energije. Komuniciranje energetskih objekata s upravljačkim centrima za potrebe sustava SCADAprotokolom IEC 60870-5-104 nameće potrebu prihvata Ethernet prometa i njegovog prijenosa krozpodručnu telekomunikacijsku mrežu. Mada se kroz projekt Funkcije vođenja EES-a nije moglo osiguratiNG SDH stanice za sve objekte obuhvaćene projektom iznađeno rješenje dogradnje područnetelekomunikacijske mreže u potpunosti zadovoljava zahtjeve aplikacija novih centara upravljanja. Na ovajnačin dobit će se sigurnu i pouzdanu područnu telekomunikacijsku mrežu koja će zadovoljavati zahtjeveprocesnih sustava PrP-a Rijeka u narednom petogodišnjem razdoblju.8

Str. 111HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA 3-25ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ9. simpozij o sustavu voĊenja EES-aZadar, 8. - 10. studenoga 2010.Viktor Lovrenĉić Miran MarinšekC&G d.o.o. Ljubljana ELES Elektro – Slovenija, [email protected] [email protected] MODERNE TEHNOLOGIJE MONITORINGA I DIJAGNOSTIKE ELEMENTI »SMARTGRIDS« U SLOVENSKOM PRIJENOSNOM SUSTAVU SAŽETAK Slovenski prijenosni sustav se aktivno ukljuĉuje u izgradnju elektroenergetske prijenosnemreţe budućnosti, napredne mreţe (SmartGrids) sa vizijom, koja temelji na liberalizaciji trţišta ipromjenama u tehnologijama proizvodnje kako bi se ispunili zahtjevi prema okolišu i budućoj upotrebielektriĉne energije. Osnovna ideja naprednih mreţa je uĉinkovito korištenje (proizvodnja, prijenos,distribucija i potrošnja) energije, uz istovremeno smanjenje troškova i gubitaka energije te povećanjekvalitete i pouzdanosti opskrbe. Uz standardne in provjerene tehnologije upravljanja i odrţavanjaprijenosnog sustava uvode se nove tehnologije. Moderna tehnološka rješenja i inovacije u slovenskojprijenosnoj mreţi su predmet sistematiĉnog rada organizacije i struĉnjaka već niz godina.Prezentirane moderne tehnologije ţele potvrditi jedan od ciljeva da je inovativnost ekonomski pokretaĉza obnovu elektriĉne mreţe kod osiguravanja sigurnosti dobave i samo ozdravljenje. Kljuĉne rijeĉi: Smartgrids, moderne tehnologije, monitoring, dijagnostika, LiDAR, mjerenjetemperature nadzemnog vodiĉa, OTLM MODERN MONITORING AND DIAGNOSTICS TECHNOLOGIES AS „SMARTGRIDS“ ELEMENTS IN SLOVENIAN TRANSMISSION SYSTEM SUMMARYThe Slovenian transmission system is actively involved in building electricity transmission networks ofthe future, smart grids with a vision. These are based on market liberalisation and productiontechnology modification to fulfil environmental demands and future use of electrical energy. The basicidea of smart grids is effective use (production, transmission, distribution and consumption) ofelectrical energy, while at the same time lowering costs and electrical energy loss and improvingsupply quality and reliability. New technologies are implemented alongside standard and verifiedtransmission network management and maintenance technologies. Modern technological solutionsand innovations in the Slovenian transmission network are a result of systematic several years’ workof the organisation and experts. The goal of presented modern technologies is to confirm innovationas the economical power for electrical network renewal that assures secure supply and self-recovery. Key words: Smart grids, modern technologies, monitoring, diagnostics, LiDAR, overhead linetemperature measurements, OTLM 1

Str. 1121. UVOD Slovenski prijenosni sustav se aktivno ukljuĉuje u izgradnju elektroenergetske prijenosnemreţe budućnosti, napredne mreţe (SmartGrids) sa vizijom, koja temelji na liberalizaciji trţišta ipromjenama u tehnologijama proizvodnje kako bi se ispunili zahtjevi prema okolišu i budućoj upotrebielektriĉne energije. Osnovna ideja naprednih mreţa je uĉinkovito korištenje (proizvodnja, prijenos, distribucija ipotrošnja) energije, uz istovremeno smanjenje troškova i gubitaka energije te povećanje kvalitete ipouzdanosti opskrbe. Napredne mreţe moraju podrţati energetsku strategiju i cilj Europske unije 20:20:20 do 2020.godine. Uz standardne i provjerene tehnologije upravljanja i odrţavanja prijenosnog sustava uvode senove tehnologije. Moderna tehnološka rješenja i inovacije u slovenskoj prijenosnoj mreţi su predmetsistematiĉnog rada tvrtke i njenih struĉnjaka već niz godina. ELES, nacionalni koordinator tehnološkeplatforme za elektro energetske mreţe (SmartGrids) slijedi europskim strateškim smjernicama. ELESupotrebljava inovativne proizvode i servise zajedno s inteligentnim nadzorom, kontrolom,komunikacijom i dijagnostikom. Neke od tih inovacija još su u fazi istraţivanja i razvoja, dok su neke već zapoĉeleimplementaciju. Poĉetci su bili kod uvoĊenja sustava praćenja i lokalizacije atmosferskih izbijanja kojise je nadgradio sa korelatorom lociranja mogućeg mjesta kvara zbog munje (SCALAR). ELES jeizgradio vlastiti sustav monitoringa vremenskih podataka, temperature okolice, smjera i brzine vjetra tesunĉanog sijevanja izgradivši sustav DAMOS sa sedam vremenskih stanica. S ciljem kvalitetne i toĉne obrade podataka o svojim dalekovodima i transformatorskimstanicama ELES je laserski snimio (LiDAR) kompletnu 110, 220 i 400 kV mreţu i praktiĉno sve TS.Zahvaljujući tim digitalnim 3D podacima omogućeno je uvoĊenje informatiĉkih sustava GRID.MC,GMS i PSA odnosno mobilnog odrţavanja. U fazi implementacije je nakon uspješnog testiranja uvoĊenje toĉkastog mjerenja temperaturevodiĉa nadzemnog voda (OTLM). Uskoro će biti pušten u pogon prvi sustav linijskog mjerenjatemperature vodiĉa (OPPC) s tehnologijom prognoze opterećenja s sustavom VALCAP. Podaci će bitidostupni u SCADA u republiĉkom centru upravljanja pomoću sustava ODIN, koji u 3D konfiguracijiprikazuje dispeĉeru padove napona na cijelom prijenosnom sustavu te nivo opterećenosti dalekovoda. Krenuo je pilot projekt analize statiĉne i dinamiĉne prijenosne mogućnosti 110 kV dalekovodaAjdovšĉina – Idrija, koji će objediniti sve spomenute moderne tehnologije. Prezentirane moderne tehnologije ţele potvrditi jedan od ciljeva da je inovativnost ekonomskipokretaĉ za obnovu elektriĉne mreţe kod osiguravanja sigurnosti dobave i samo ozdravljenje. ELES već dugo sudjeluje u projektu UCTE danas ENTSO-E koji ima za cilj izgradnjusustavnog monitoringa frekvencije i napona (WAMS).2. ELES GRADI NAPREDNU PRIJENOSNU MREŽU Praktiĉno nema struĉnog elektroenergetskog skupa [1], u posljednje vrijeme, gdje se ne bivodila rasprava o definiciji postignutog nivoa razvoja mreţa za distribuciju i prijenos elektriĉneenergije. Logiĉna je i razlika izmeĊu prijenosnih i distribucijskih struĉnjaka u razumijevanju nazivaSmartgrids (europski) odnosno Smart grid (sjevernoameriĉki) jer su sustavne obveze i koncept mreţaodnosno ciljevi razliĉiti. Struĉnjaci prijenosa elektriĉne energije projekt Smartgrids prihvaćaju kao odliĉan generatorideja odnosno poticaj za ukljuĉivanje inovacija u proces izgradnje moderne prijenosne mreţe. Sadruge strane u diskusijama o pametnim ili o inteligentnim ili o naprednim mreţama izraţavaju blagiprotest smatrajući da su današnje prijenosne mreţe u sustavu ENTSO-E (od 1. srpnja 2009. godineENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity), odnosno Europskamreţa operatora prijenosnih sustava za elektriĉnu energiju) preuzela je djelatnosti šest bivšihEuropskih udruga operatora prijenosnih sustava, ukljuĉujući i UCTE (Union for the Coordination ofTransmission of Electricity)) na takvom razvojnom nivou da ispunjavaju osnovnu ideju naprednihmreţa (Smartgrids) a to je uĉinkovito korištenje (proizvodnja, prijenos, distribucija i potrošnja) energije,uz istovremeno smanjenje troškova i gubitaka energije te povećanje kvalitete i pouzdanosti opskrbe(www.entsoe.eu i www.ucte.org).2

Str. 113 Da bi izbjegli polemiku o tome da li su europske prijenosne mreţe već sada naprednepotrebno je prihvatiti razmišljanje da ima još puno prostora napretku i razvoju s novim modernimalatima od informatiĉkih sustava preko novih metoda dijagnostike i monitoringa te metoda odrţavanja(npr. rad pod naponom) uz upotrebu novih tehnologija u gradnji dalekovoda i transformatorskih stanicatako kod primarne i sekundarne opreme. Navedeni argumenti struĉnjake ELEKTRO-SLOVENIJA d.o.o. (ELES), operater slovenskogprijenosnog sustava (SOPO ili OPS ili TSO) i njihovih partnera obvezuju k izgradnji napredneprijenosne elektroenergetske mreţe [2,3]. Prihvaćeno je da su napredne elektroenergetske mreţezajedniĉki naziv za nove tehnologije u modernizaciji elektriĉnih energetskih mreţa na svim razinamaod mikro-mreţa (microgrids) do super-mreţa (supergrid).2.1. Smartgrids – Europska tehnološka platforma za elektroenergetske mreže budućnosti Smartgrids - 'Europska tehnološka platforma za elektroenergetske mreţe budućnosti(www.smartgrids.eu), (http://www.smartgrids.si/index.html), (http://www.fer.hr/sg/smartgrids) osnovanaje 2005. godine. Jedna je od kljuĉnih Europskih tehnoloških platformi kojima se definiraju prioriteti uistraţivanjima i razvoju strateški vaţnih podruĉja Europskog napredka, konkurentnosti i odrţivosti. Europa odnosno Europska komisija generira izuzetno mnogo dokumenata (npr. smjernice)veoma brzim tempom koje široki krug struĉnjaka jako teško prati jer su dopune, promjene i generiranjenovih vrlo ĉeste. Danas struĉnjaci moraju pratiti smjernice koje odreĊuju uske struĉne aktivnosti pa i onevezane na globalne aktivnosti kao što su one vezane na klimatski paket. Po drugoj strani veoma je teško pratiti i poznavati sve nove pojmove i sinonime u europskimdokumentima. Oteţano je praćenje i razumijevanje što nas prisiljava u upotrebu engleskih pojmova iskraćenica (en. Framework Programme, sl. Okvirni program, hr. EU Okvir) u velikoj europskoj porodici- pogledajmo na primjer tumaĉenje oznake FP7 (sl. 7. OP, hr. EU Okvir 7) ili SRA, SDD, SET, … [4,5]. Poĉetkom 2008. godine Europska komisija objavila je Smjernicu za poticanje proizvodnje izOIE, kako bi je, uz odreĊene izmjene i dopune krajem 2008. godine Europski parlament usvojio. Glavni cilj novog energetskog i klimatskog paketa je povećati sigurnost opskrbe elektriĉnomenergijom, riješiti ekonomsku krizu i smanjiti efekt staklenika. Paket je usvojio izmjenu EU ETS-a(europske sheme trgovanja emisijama), zakonodavni okvir za skladištenje CO2 u svrhu realizacijeprojekata novih visokouĉinskih tehnologija s nultim emisijama CO2, smanjenje emisija CO2 iz ispušnihplinova automobila i poboljšanje kvalitete goriva u transportu. Ovaj paket mjera i postavljeni ciljevi daju nadu za rješavanje klimatske, ekonomske ifinancijske krize u EU, jer se brojnim ulaganjima u istraţivanje i razvoj otvaraju i nova radna mjesta ipotiĉe se razvoj zapostavljenih sredina. EU ciljevi klimatsko energetsko paketa pod geslom „20-20-20 do 2020“ sadrţe tri glavneokosnice zadanih ciljeva poznatih kao: 1) smanjenje emisija stakleniĉkih plinova za 20%, 2) povećanje udjela OIE od 20% u neposrednoj potrošnji energije, 3) poboljšanje energetske uĉinkovitosti za 20%. EU, kao što je zapisano, donosi politiĉke odluke sa ciljem prihvaćanja i podrţavanja razliĉitihoblika istraţivanja i suradnje. Tako su EU Okviri i tehnologijske platforme najkvalitetniji oblicipodrţavanja istraţivanja te udruţivanja tvrtki, ustanova, institucija, agencija i udruga. Europska tehnologijska platforma naprednih mreţa okupila je sve interesne grupe izelektroenergetskog podruĉja s ciljem ucrtavanja puta prema mreţi budućnosti a koja mora biti(http://www.fer.hr/sg/europske_tehnologijske_platforme): Fleksibilna: ispunjavati zahtjeve potrošaĉa istovremeno odgovarajući na buduće promjene i izazove Pristupaĉna: Omogućiti pristup svim korisnicima mreţe, osobito za obnovljive izvore energije i visoko uĉinkovite lokalne proizvoĊaĉe koji imaju malu ili nikakvu emisiju stakleniĉkih plinova. Pouzdana: Osigurati i stalno poboljšavati sigurnost i kvalitetu napajanja, u skladu sa zahtjevima digitalnog doba, mreţa mora biti otporna na rizike i nesigurnost. Ekonomiĉna: Osigurati najveću vrijednost kroz inovativnost, uĉinkovito upravljanje energijom i trţišno natjecanje Kljuĉni elementi te vizije su (http://www.fer.hr/sg/europske_tehnologijske_platforme): Stvaranje skupa dokazanih tehniĉkih rješenja koja se mogu brzo i povoljno implementirati, omogućavajući postojećoj mreţi da prihvaća nove izvore energije 3

Str. 114 Uskladiti regulatorne i trţišne standarde u Europi kako bi se olakšalo prekograniĉno trgovanje i energetskim i mreţnim uslugama, osiguravajući da mogu zadovoljiti veliki raspon potencijalnih situacija Postaviti zajedniĉke tehniĉke standarde i protokole koji će osigurati otvoreni pristup, omogućavajući implementaciju bilo kojeg proizvoĊaĉa Razviti informacijski, raĉunalni i telekomunikacijski sustav koji omogućava proizvoĊaĉima iskorištavanje novih usluţnih mogućnosti kako bi povećali uĉinkovitost i poboljšali uslugu Osigurati uspješan zajedniĉki rad, automatizaciju i upravljanje starom i novom mreţnom opremom Na slici 1 je prikazan dobro poznat „Smartgrids trokut“ [6] (unutrašnje trţište : sigurnostopskrbe : okoliš): Slika 1. SmartGrids trokut (http://www.fer.hr/sg/europske_tehnologijske_platforme)2.2. ELES nacionalni koordinator savjetodavnog vijeća TP za EEO Po uzoru europske tehnologijska platforme naprednih mreţa SmartGrids su slovenski subjekti(tvrtke, ustanove, instituti) organizirali 2006. godine Tehnološko platformo za elektroenergetskaomreţja (TP za EEO) [7]. ELES je postao nacionalni koordinator TP za EEO, a C&G je meĊu utemeljiteljima TP za EEO,koja ima danas 20 ĉlanova. Tehnološka platforma za elektroenergetske mreţe (TP za EEO) jerazradila prioritete razvoja i aktivna je u ĉetiri SmartGrids radne grupe – WG1: Mreţna imovina, WG2:Mreţne operacije, WG3: Potraţnja i mjerenje i WG4: Proizvodnja i pohrana. TP za EEO je nakon utemljenja pratila sve europske dokumente i ciljeve: EU Okvir 7 u podruĉju prijenosnih i distribucijskih mreţa (2006. godine, od 2007-2013) Strateški razvojni dokument SDD (ETP SmartGrids → ERA-NET), (2008. Godine) [8]. Projekt i konzorcij ERA-Net (2009. - 2012. godine) [9]. TP za EEO je aktivna i imala je već više radnih sastanaka i radionica na kojima je obradilaaktualne teme. Definirani su i pojedini strateški projekti u koordinaciji TP za EEO u kojem suraĊujuĉlanovi ((http://www.smartgrids.si/index.html). ELES je polazeći prvenstveno iz uloge SOPO (OPS) preuzeo odgovornost do realizacijeeuropskih ciljeva (Smartgrids) te ukljuĉio u svoje godišnje i desetogodišnje planove razvoja aktivnostikoji vode k zajedniĉki postavljenoj viziji. U nastavku su prikazane aktivnosti ELES-a na postizanju Smatrgrids vizije s ilustracijommodernih tehnologija monitoringa i dijagnostike koji predstavljaju rezultat sistematiĉnog rada zadnjihdeset godina vlastitih struĉnjaka i partnera ELES-a.4

Str. 1153. MODERNE TEHNOLOGIJE MONITORINGA I DIJAGNOSTIKE DALEKOVODA U ELES-URukovodstvo i struĉnjaci ELES-a donijeli su zakljuĉak da nije moguće uvoditi modernetehnologije monitoringa i dijagnostike bez kvalitetnih informatiĉkih baza tehniĉkih podataka [10,11].Suoĉeni s zahtjevom zakonskih obveza sistemskog operatera prijenosnog sustava (SOPO)bilo je logiĉno donijeti takve odluke, koje će kratkoroĉno omogućiti sigurno upravljanje i pogonprijenosnog sustava. Zastarjeli naĉin obrade podataka uz pomoć neprovjerene papirnatedokumentacije (projekti izvršenih radova) uz mogućnost ljudske greške nije davao optimistiĉku sliku zabrzo i kvalitetno donošenje odluka na rukovodećem i struĉnom nivou tvrtke.Rukovodstvo ELES-a se je srelo sa gotovo nepremostivim problemima nadgradnje odnosnorekonstrukcije starih dalekovoda a naroĉito sa izgradnjom novih dalekovodnih trasa.S druge strane je potrošnja elektriĉne energije u zadnjem desetljeću neoĉekivano brzo rasla(recesija je nekoliko zaustavila praktiĉki nekontroliranu rast) što je ugroţavalo prijenosne mogućnostimreţe za unutrašnji i tranzitni promet s elektriĉnom energijom.U nedostatku objektivnih podataka o svojoj mreţi pokrenuta je odluĉna akcija dokumentiranjasvih dalekovoda i transformatorskih stanica uz intenzivnu dijagnostiku primarne opreme.ELES je donio odluku da obradi prvo sve svoje dalekovode laserskim snimanjem uz pomoćhelikoptera a nakon toga i laserski snimi sve svoje transformatorske stanice.ELES je tako laserski snimio (LiDAR) svoju mreţu:dalekovodi 400 kV 508 kmdalekovodi 220 kV 328 kmdalekovodi 110 kV 1727 kmUz pomoć helikoptera realizirana je i dijagnostika s infracrvenom kamerom i korona kameromte tako otkrivena slaba mjesta na mreţi.Zbog ograniĉenja mogućnosti prezentacije obraĊene su metode monitoringa i dijagnostikedalekovoda s svjesnim rizikom da slika aktivnosti neće biti kompletna.3.1. Moderne tehnologije obrade tehniĉkih podataka dalekovoda S otvaranjem trţišta elektriĉne energije i s tim povezanih novih zahtjeva za smanjenje obimaneisporuĉene elektriĉne energije nameće se potreba da se pri pregledavanju i odrţavanju VN vodovaukljuĉi nova metoda mjerenja tj. dijagnostike i traţenja grešaka, koja će pripomoći što kvalitetnijemodrţavanju i uĉinkovitome otkrivanju grešaka što iskljuĉuje subjektivne faktore koji su bili koddosadašnjih pregleda dalekovoda ovisni od pojedinog montera (savjesnost, struĉnost, sposobnostopaţanja). ELES je laserski snimio cjelokupnu 110, 220 i 400 kV mreţu te ima u elektronskom obliku svepotrebne geometrijske podatke prijenosnih DV (baza GRID.MC i GMS). Ti podaci su od velike pomoćikod analize pogonskih uvjeta te odreĊivanja kritiĉnih raspona u realnom prostoru [12]. Za realizaciju projekta bila je upotrijebljena oprema ALTM 3100 (Airborne Laser TerrainMaping) kanadskog proizvoĊaĉa. Oprema koja je bila montirana na helikopter je kombinacijalaserskog mjerenja udaljenosti (LIDAR) inercijskog navigacijskog sistema, GPS prijemnika raĉunala,digitalne kamere velike rezolucije i video kamere. U tom sistemu LIDAR vrši funkciju mjerenja ikartografiranja, video digitalna kamera ĉiji su podaci prostorno i vremenski usklaĊeni s laserskimpodacima, sluţi prepoznavanju terena i indentifikaciji laserskih podataka. Stanje dalekovoda u cjelini ili njegove pojedine komponente u toku njegove upotrebe (ţivotnedobi) neprestano se mijenjaju, zbog rekonstrukcije ili popravaka, radi razliĉitih uvjeta pogona teklimatskih uvjeta. Da bi dobili podatke o maksimalnom prijenosnom kapacitetu, pouzdanostikomponenata dalekovoda, da bi poboljšali uĉinkovitost odrţavanja moramo imati toĉnu i objektivnuinformaciju o stanju dalekovoda i njegovih pojedinih komponenata. Opisani postupci pregledavanja VN vodova s helikopterom i prednosti takvih pregleda su usvijetu poznati i sve ĉešće se koriste u prakisi. S helikopterom moţemo uĉinkovito pregledati trasedalekovoda i njegovih temeljnih komponenata, kao što su stupovi, vodiĉi, zaštitna uţad i izolatori. U tunamjenu moguće je uĉinkovito upotrijebiti sljedeće metode: video pregled lasersko skeniranje termografski pregled korona pregled. Sabrani podaci se zatim oblikuju u izvješće koje pokazuje mjesto greške s video slikom teGPS podacima što olakšava lociranje greške. Najveća prednost metode je dugoroĉno smanjenje 5

Str. 116troškova odrţavanja, manji broj ispada radi kvarova ili odrţavanja te smanjenje vremena otklanjanjakvara. Jedna od uĉinkovitijih metoda dobivanja traţenih podataka je metoda zraĉnog laserskogsnimanja. Tako dobiveni i s posebnim programima naknadno obraĊeni podaci izmeĊu ostalogomogućuju: ustanovljavanje stvarnog stanja na trasi dalekovoda dokumentiranje dalekovoda i objekta koji se nalaze u pojasu dalekovoda odreĊivanje geometrijskih i geodetskih parametara u izmjerenom pojasu prikaz parametara koji odstupaju od projektne dokumentacije odreĊivanje stupnja zarašćenosti i prikaz kritiĉnih mjesta projektiranje zamjene vodiĉa i uţeta za uzemljenje projektiranje novih dalekovoda. Slika 3. Primjer obrade podataka dalekovoda3.2. Moderne tehnologije monitoringa dalekovoda U zadnjem desetljeću je uĉinjen znaĉajan korak u ELES-u u organizacijskom, struĉnom ifinancijskom smislu na prepoznavanju i uvoĊenju modernih tehnologija monitoringa dalekovoda. Nakon što je tvrtka elektroniĉki obradila tehniĉke podatke o svojoj mreţi ukljuĉivši podatke ubaze (MAXIMO, GRID.MC, GSM, PSA in druge) krenulo se je na definiranje mogućih monitoringa. ELES uvoĊenjem monitoringa u prijenosnu mreţu ţeli dobiti odgovore kod: povećane potrošnje i prijenosa elektriĉne energije što veće sigurnosti pogona i raspoloţivosti prijenosnih putova. ELES z uĉinkovitim gospodarenjem s podacima monitoringa postiţe trajne ciljeve: povećati prijenos, sigurnost i razpoloţivost postojećih prijenosnih putova, pripremiti podloge za razvoj i gradnjo novih prijenosnih putova: – lakša i vremenski kraća gradnja dalekovoda, – statistiĉki podatci za planiranje gradnje i rekonstrukcije dalekovoda. ELES ima kod planiranja povećanja prijenosnih kapaciteta više mogućnosti: 1. gradnja novih prijenosnih putova (dugotrajan proces planiranja), 2. modernizacija i rekonstrukcija dalekovoda (zamjena starih s novim vodiĉima, novi vodiĉi većeg presjeka, novi vrući vodiĉi, nova izolacija, prijelaz s jednog na dva sistema, prijelaz s niţeg na viši naponski nivo, novi konstrukcijski zahvati, …), 3. uporaba drugih tehnologija (monitoring, nadzor, zaštita, informacijski sustavi, diagnostika). ELES je realizirao i uveo u praksu kroz pilot projekte te ispitao više tehnoloških novostimonitoringa dalekovoda: 1. Sustav za sakupljanje i obradu podataka o atmosferskim praţnjenjima te on-line korelacija ispada VN vodova sa udarima munja (SCALAR – realizacija EIMV)6

Str. 117 2. Sustav za praćenje vanjskih vremenskih utjecaja na dalekovode (DAMOS – vlastiti razvoj), 3. Temperaturni monitoring stanja dalekovoda (OTLM – realizacija C&G), 4. 3D prikaz naponskih prilika/profila dalekovoda (ODIN – realizacija EIMV). Sistem SCALAR [13] je zanimljiv kod obrade statistike udara munje što je vaţno kodplaniranja izgradnje novog dalekovoda te posebno koristan kod korelacije udara munje i kvara VNdalekovoda. Toĉno odreĊenje lokacije udara munje omogućuje pozicioniranje kvara na dalekovoduukoliko je isti nastao zbog atmosferskog praţnjenja. Tako se skraćuje vrijeme traţenja kvara ipovećava uĉinkovitost otklanjanja kvara. Kolerator je aktivan već desetljeće i dao je odliĉne rezultate. Slika 4: Sustav za sakupljanje i obradu podataka o atmosferskim praţnjenjima »SCALAR« DAMOS (DAljnovodni MOnitoring Sistem) je rezultat vlstitog razvoja struĉnjaka u ELES-u(Slika 5). U toku nekoliko godina izgraĊena je mreţa vremenskih postaja, njih sedam smještenih, šestu transformatorskim stanicama i jedna na stupu, koja ima znaĉaj i praćenja zaleĊenja. Sve postaje usustavu DAMOS mjere tempereturu okolice, toĉno mjerenje brzine i smjera vjetra te ultrasonoĉnemjeraĉe (sunĉevo sijevanje) i mjeraĉe zraĉnog tlaka [14]. Sustav DAMOS omogućuje vezu sa SCADA, prognozu mogućeg opterećenja, kratkotrajnuprognozu vjetra i podatke za projektiranje (zaleĊenje, vjetar).Slika 5: Primjer ugradnje vlastitog sustava DAMOS u TS Beriĉevo i Podlog 7

Str. 118 Maksimalno iskorištavanje kapaciteta prijenosne sposobnosti nadzemne elektroenergetskemreţe moguće je postići poznavanjem razliĉitih tehniĉkih parametara (sigurnosna visina voda, kriţanjesa ostalim vodiĉima, vegetacija). Najvaţniji parametar je poznavanje provijesa i trenutaĉnetemperature dalekovodnog vodiĉa [15,16]. Naprava OTLM (Slika 6.) neposredno mjeri temperaturu dalekovodnog vodiĉa i uz toĉnovrijeme mjerenja te podatke preko GSM/GPRS mreţe prenosi u nadzorni centar (SCADA). Napajanjenaprave je izvedeno indukcijom (obuhvatni transformator) iz struje u vodiĉu na kojemu je montiran tenije potrebno nikakvo redovito odrţavanje, što bitno utjeĉe na troškove eksploatacije OTLM sustava. Nadzor temperature vodiĉa u realnom vremenu je uz monitoring u normalnom pogonu mnogoznaĉajnije kod velikih opterećenja/preopterećenja u ekstremnim vremenskim uvjetima (visokatemperatura okolice, bez vjetra, visoko sunĉano sijevanje). Slika 6: Montaţa naprave OTLM na DV 400 kV Beriĉevo – Podlog ODIN je informacijski sustav [17] za vizualizacijo naponskih profila i opterećenja dalekovodaprijenosne mreţe u realnom vremenu. Vizualizacija (3D grafiĉki prikaz) omogućuje jednostavan i brzpregled na pogonskim stanjem što olakšava rad operatera u centru upravljanja. ODIN je zasnovantako da ga je moguće upotrijebiti i za druge vizualizacije. Slika 7: ODIN - 3D vizualizacija naponskih profila i opterećenja dalekovoda prijenosne mreţe8

Str. 1194. PILOT PROJEKT ODREĐIVANJA PRIJENOSNE MOGUĆNOSTI 110 kV DALEKOVODA Zahvaljujući organiziranom i planskom pristupu ELES je dobio mogućnost provjeritiprezenirane metode dijagnostike i monitoringa dalekovoda na konkretnom primjeru dalekovoda 110kV izmeĊu Ajdovšĉine i Idrije s ciljem odreĊivanje prijenosne mogućnosti tog dalekovoda. Dalekovod je zanimljiv za osiguranje faktora N-1 u sjeverno primorskoj zamci nakon ukljuĉenjaPHE Avĉe. Pilotski projekt će biti aktiviran u srpnju 2010 kada će dalekovod biti isklopljen zbog redovnogodrţavanja te će se u to vrijeme montirati naprave za mjerenje temperature vodiĉa OTLM. U pilot projektu će sudjelovati partneri: ELES (sluţbe prijenosa, odrţavanja i upravljanja) EIMV (analiza podataka i odreĊivanje prijenosne mogućnosti dalekovoda) C&G (isporuka naprava OTLM i OTLM Center). ELES ima kvalitetnu tehniĉku bazu podataka te će za analizu koristiti podatke, koji će posebnooni u elektronskom obliku biti od velike koristi zbog svoje toĉnosti i aktualnosti:  papirnata dokumentacija (projekt izvedenih radova)  lasersko skeniranje (podaci u bazi GRID.MC i GMS)  video pregled (podaci u bazi GRID.MC i GMS)  termografski pregled (podaci u bazi GMS)  korona pregled (podaci u bazi GMS). Na osnovu podataka dobivenih s laserskim snimanjem će se odrediti tri toĉke mjerenjatemperature vodiĉa (montaţa OTLM naprave) a da bi izraĉun prijenosne mogućnosti dalekovoda biošto vjerodostojniji koristiti će se podaci monitoringa u realnom vremenu dobivenih iz naprava i senzorate pojedinih tehniĉkih baze podataka: toĉkasto mjerenje temperature vodiĉa (OTLM), vremenska postaja v TP Divaĉa (DAMOS), javna vremenska postaja (ARSO), softwere (sistem GRID.MC, GMS, GIS, OTLM Center, ODIN …). Konaĉni rezultati će biti analizirani s ciljem da se provjeri mogućnost dinamiĉke prognozeopterećenja dalekovoda u prijenosnom sustavu ELES-a. Ukoliko će rezultati biti kvalitetni metoda ćese koristiti na ostalim dalekovodima sa nadprosjeĉnim opterećenjem onim znaĉajnim za osiguranjesigurnosti prijenosa u izuzetnim situacijama sa ciljem odrţavanja faktora N-1 odnosno sigurnognapajanja potrošaĉa [18,19].5. ZAKLJUĈAK ELES se je aktivno ukljuĉio u europska nastojanja izgradnje naprednih mreţa (Smartgrids).Aktivan je kao nacionalni koordinator TP za EEO. Uspješno je realizirao brojne pilot projekte ugradnjei testiranja modernih tehnologija monitoringa i dijagnostike dalekovoda. Povezivanjem pojedinih elemenata snimanja dalekovoda, dijagnostike i monitoringa stvorenisu uvjeti za daljnju upotrebu podataka za potrebe odrţavanja i upravljanja prijenosnim sustavom. Dalekovidno se je pokazala odluka da se kompletna 110, 220 i 400 kV prijenosna mreţaSlovenije snimi laserskim skeniranjem (LiDAR) jer je tako dobivena izuzetno toĉna i aktualna tehniĉkabaza podatka o realnom stanju dalekovoda (geometrija dalekovoda sa svim dimenzijama i razmacimavodiĉa, poloţaj na terenu, lokacije parcela – vlasništvo, simulacija opterećenja preko CIGRE formula,simulacije sa PLS CAD-om) koja se koristi za potrebe odrţavanja, upravljanja i planiranjarekonstrukcije i gradnje dalekovoda. Pošto je jedan od glavnih zahtjeva Smartgrids u prijenosnom sustavu sigurnost i samoozdravljenje mreţa svi podaci moraju biti operativno dostupni dispeĉeru u centru upravljanja kaoupozorenje pomoću alarma (na primjer dostizanje kritiĉne temperature vodiĉa pojedinog dalekovoda)kada govorimo o statiĉnom nivou opterećenja ili kao mogući vozni red pojedinog kritiĉnog dalekovodaukljuĉujući realne podatke iz vremenskih postaja i temperature vodiĉa što znaĉi da dispeĉer imadinamiĉku sliku s prognozom mogućnosti opterećivanja za sat ili dva. Kada se poveţu podaci iz baze GRID.MC i GMS (LiDAR) sa vremenskim podacima DAMOS iOTLM odnosno OTLM Center moguće je preko ODIN prezentirati 3D vizualizaciju opterećenjadalekovoda. Tim podacima je moguće dodati alarm prvog i drugog stupnja (preporuĉuje se razmakizmeĊu alarma 10 0C) kao upozorenje dispeĉeru da je dalekovod preopterećen, statiĉki preopterećen. Kvalitetni programski paket moţe sve podatke iz monitoringa ukljuĉiti i ponuditi dispeĉeruprognozu opterećenja, dinamiĉkog opterećenja. 9

Str. 120 Nalazimo primjere u praksi da su pojedini vodiĉi u kritiĉnim rasponima već u neopterećenomstanju blizu sigurnosne visine izmeĊu vodiĉa i objekata ispod njih. Ti rasponi tako diktiraju protoksnage, koji zbog sigurnosnih parametara u kritiĉnom rasponu ne postiţe optimalne vrijednosti. Nakon analize mogućeg opterećenja i geometrije dalekovoda struĉnjaci za planiranje iprojektanti mogu donijeti odluku o mogućem „uprating i upgrading“ postojećeg dalekovoda.Reinţinjering dalekovoda u ova teška vremena za na novo umještanje dalekovoda u prostor jealternativni put u traţenju povećanja prijenosne mogućnosti za cijeli sustav.6. LITERATURA[1] En.forum, Pametna omreţja, izziv za danes!, Energetika.NET, GZS, Ljubljana, 9.2.2010.[2] Sistemska obratovalna navodila za prenosno omreţje elektriĉne energije (SONPO), ELES, Ljubljana, 28.2.2007. (on line: http://www.eles.si/)[3] Strategija razvoja elektroenergetskega sistema Republike Slovenije, Naĉrt razvoja prenosnega omreţja v Republiki Sloveniji od leta 2009 do 2018, Elektro-Slovenija d.o.o., Ljubljana, marec 2009. (on line: http://www.eles.si/)[4] Podnebno-energetska pobuda Evropske unije (on line http://www.europarl.europa.eu/sides/getDoc.do?pubRef=-//EP//TEXT+IM- PRESS+20080121STO19278+0+DOC+XML+V0//EN)[5] Decision No. 1982/2006/ec of the European parliament and of the council of 18 December 2006 concerning the Seventh Framework Programme of the European Community for research, technological development and demonstration activities (2007-2013), Official Journal of the European Union, L 412/1, 30.12.2006 (on line http://ec.europa.eu/research/fp7/understanding/index.html) in (on line http://cordis.europa.eu/era/concept_en.html)[6] Vision and Strategy for Europe's Electricity Networks of the Future, European Technology Platform (ETP) SmartGrids, 2006 (on line www.smartgrids.eu)[7] Papiĉ I., Tehnološko platformo za elektroenergetska omreţja (TP za EEO), 8. konferenca slovenskih elektroenergetikov CIGRE, Ĉateţ, 28.5. - 1.6.2007. (on line www.smartgrids.si)[8] Strategic Deployment Document for Europe's Electricity Networks of the Future, European Technology Platform (ETP) SmartGrids, 2008 (on line www.smartgrids.eu)[9] SmartGrids ERA-NET (on line http://www.eranet-smartgrids.eu/)[10] M. Polak, Sodobne tehnologije za podporo obratovanju, vzdrţevanju in naĉrtovanju, Nove tehnologije in izzivi v daljnovodni tehniki, Panel 4, 9. Konferenca slovenskih elektroenergetikov CIGRE – CIRED, Kranjska gora, 2009.[11] V. Lovrenĉiĉ, M. Gabrovšek, M. Marinšek, M. Polak, Conductor temperature monitoring in the slovenian transmission network, Transmission&Distribution, EUROPE 2010, Amsterdam, 29.3.- 31.3.2010.[12] V.Lovrenĉiĉ, A.Pirc, M.Ţiberna, E.Vuletić, Slovenska iskustva primjene laserskog skeniranja u projektiranju i odrţavanju visokonaponskih dalekovoda, CIGRE - Šesto savjetovanje HK komiteta, Referat B2-12, Cavtat, 9. - 13. studeni 2003.[13] Slovenski Center za Avtomatsko Lokalizacijo Atmosferskih Razelektritev »SCALAR” (on line http://www.scalar.si/)[14] K. Bakić, DAMOS 3 OHL monitoring system, ELES –Slovenian National Grid Co., Ljubljana, Slovenia, Rio de Janeiro, 10th September 2005.[15] V. Lovrenĉiĉ, Z. Dimoviĉ, B. Mekhanoshin, A. Borodin, V. Shkaptsov, A. Salnikov, Overhead line uprating using als and real time monitoring of conductor temperature, ISH 2007, Ljubljana, avgust 2007.[16] V. Lovrenĉiĉ, M. Polak, R. Tomaţiĉ, S. Peulić, Diagnostika nadzemnih vodov omogoĉa pridobitve upravljalcu prenosnih poti, 9. Konferenca slovenskih elektroenergetikov CIGRE – CIRED, Kranjska gora, 2009.[17] A. Souvent, R. Mandeljc, Informacijski sistem za vizualizacijo napetostnih profilov in obremenjenosti daljnovodov prenosnega omreţja v realnem ĉasu, Posvetovanje informatikov energetike Slovenije - PIES 2009, Fiesa, 2009.[18] How overhead lines are redesigned for uprating/upgrading, Analysis of the replies to the questionnaire, CIGRE, WG B2.06, Techincal brochure No. 294, June 2006[19] Guidelines for increased utilization of existing overhead transmission lines, CIGRE, WG B2.13, Techincal brochure No. 353, August 200810

Str. 121HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ9. savjetovanje HRO CIGRÉ D2-04Cavtat, 8. - 12. studenoga 2009.Aldis Černicki Mijić Gordana DonkovićKONČAR Inženjering za energetiku i transport HEP Operator prijenosnog [email protected] [email protected] PrevišićKONČAR Inženjering za energetiku i [email protected] SCADA SUSTAVA U HEP- u Operatoru prijenosnog sustava SAŽETAK Članak daje opis tehničkog rješenja i arhitekture SCADA sustava koji će biti implementiraniprojektom „Funkcije vođenja EES-a“ u HEP-u Operatoru prijenosnog sustava (HEP OPS): u mrežnimcentrima, Nacionalnom dispečerskom centru te rezervnom Nacionalnom dispečerskom centru. Uzpregled multisite koncepcije SCADA sustava u HEP OPS-u u članku će biti dana sažeta usporedbaklasičnih hijerajskih SCADA konfiguracija i multisite konfiguracije.Ključne riječi: SCADA sustav, multisite koncepcija, komunikacijski protokol IEC 60870-5-104 THE CONCEPT of SCADA in HEP Transmission System Operator SUMMARY The article gives description of technical solution and architecture of SCADA which will beimplemented in control centers by project „Electric power system supervisory control functions “ in HEPTransmission System Operator (HEP TSO): National Dispatching Centre, Regional Control Centers andEmergency Control Center. In overview of multisite concept of SCADA system in HEP TransmissionSystem Operator in article will be concise comparison of classical hierarchy SCADA configuration andmultisite configuration. Key words: SCADA, multisite concept, communication protocol IEC 60870-5-1041. UVOD SCADA sustavi suočeni su s velikim zahtjevima korisnika u pogledu pouzdanosti te se robusnostsustava jamči jedino oslanjanjem na već ispitana, prihvaćena standardna rješenja. Odabrana multisitekoncepcija SCADA sustava temeljena na standardnom mrežnom protokolu IEC 60870-5-104 omogućit ćepouzdan i siguran rad te fleksibilno, pouzdano i sigurno preuzimanje nadzora i upravljanja nad dijelovimaprijenosne mreže među centrima prema organizaciji u HEP OPS-u. Temelj multisite koncepcije jenehijerahijska struktura SCADA sustava za razliku od dosadašnje strogo hijerahijske: Nacionalnidispečerski centar – mrežni centri i karakterizirana je sinkronim prosljeđivanje podataka svim SCADAsustavima u konfiguraciji. U normalnom režimu rada prikupljanje podataka iz objekata koji su unadležnosti pojedinog prijenosnog područja obavljat će se preko SCADA sustava u pripadnom mrežnomcentru, dok će SCADA sustav u NDC-u prikupljati podatke za automatsku regulaciju proizvodnje (podaci 1

Str. 122za sekundarnu regulaciju djelatne snage i frekvencije), podatke koji se razmjenjuju preko TASE.2 sasusjednim operatorima prijenosnog sustava i centrima sliva proizvodnje te podatke iz ostalih aplikacija uNDC-u. Navedeni podaci prikupljeni u pojedinom centru zajedno s ručno upisanim i izvedenim podacimaprosljeđivat se svim ostalim centrima i na taj način uspostaviti jedinstvena baza podataka. U svakomcentru, zahvaljujući fleksibilnoj koncepciji autorizacije, omogućen je nadzor nad svim podacima, dok jeupravljanje dozvoljeno samo nad «vlastitim» podacima pod normalnim pogonskim uvjetima uz mogućnostpreuzimanja upravljanja od bilo kojeg drugog centra, uključujući i funkcionalnost NDC-a u slučajuneraspoloživosti drugog centra. Radi osiguranja konzistencije podataka i jednostavnijeg održavanja SCADA sustava u multisitekoncepciji inženjering podataka, prikaza i simbola je centraliziran s definiranim pravima pristupapodacima. Mehanizam nadležnosti za definiranje podataka u centralnoj bazi podataka za održavanjezasnivat će se na definiciji regija i korisnika kojima su pridijeljene ovlasti.2. KONCEPTI SCADA SUSTAVA Tradicionalni SCADA sustavi temeljeni su na hijerahijskoj strukturi gdje se podaci prikupljaju izprocesa u daljinskim stanicama/SCADA sustavima u EE objektima (u daljem tekstu eng. IntelligentElectronic Device - IED) iz kojih se prosljeđuju u upravljački centar. U slučaju postojanja više upravljačkihcentara različite hijerarhije upravljanja (npr. regionalni i Nacionalni dispečerski centar), SCADA sustavi uregionalnim centrima nadziru i upravljaju određenim dijelom elektroenergetskog sustava preko „svojih“IED-ova u EE objektima. U ovakvim hijerarhijskim strukturama SCADA sustava tok podataka jehijerarhijski: od EE objekata prema regionalnim upravljačkim centrima te prema nadređenomupravljačkom centru. Iako se SCADA sustavi dizajniraju redundantno, prekid u radu SCADA sustava uregionalnom upravljačkom centru onemogućava upravljanje određenog dijela elektroenergetskog sustava(EES). Multisite koncept SCADA sustava povećava sigurnost i fleksibilnost upravljanja EES-om. Sviupravljački centri su ravnopravni u smislu da regionalni i nadređeni upravljački centar (npr. Nacionalnidispečerski centar) imaju istu bazu podataka za rad u stvarnom vremenu i da svaki centar može preuzetikomunikaciju prema svim IED-ovima. Svaki centar distribuira podatke prema svim ostalim centrima, štoznači da bilo koji centar može zamijeniti bilo koji drugi centar. U nastavku je dan je opis koncepcijetradicionalnih hijerarhijskih SCADA sustava i koncepcije multisite SCADA sustava koji se implementira uHEP OPS-u, te bitne razlike između njih.2.1. HIJERARHIJSKI SCADA SUSTAVI Opća blok shema tradicionalnog hijerarhijskog SCADA sustava prikazana je na slici 1. Slika 1. Hijerarhijski SCADA sustavi2

Str. 123 Osnovna koncepcija hijerarhijskih SCADA sustava je da svaki SCADA sustav prikuplja podatke izdaljinskih stanica/SCADA sustava u EE objektima koje su direktno spojene i može upravljati samo timobjektima uz mogućnost upravljanja iz nadređenog centra. Pojedini SCADA sustav šalje određenipodskup svojih podataka u nadređeni upravljački centar. U ovoj konfiguraciji svaki SCADA sustav imasvoju bazu podataka koja se razlikuje od ostalih, te ne postoji međusobna komunikacija između njih. Uslučaju prekida rada nekog SCADA sustava upravljanje EES-om nije moguće za dio EES-a za koji je tajSCADA sustav nadležan.2.2. MULTISITE SCADA SUSTAVI Multisite koncept temelji se na principu ravnopravnih upravljačkih centara u kojem je omogućenofleksibilno pridjeljivanje funkcija nacionalnog i regionalnih upravljačkih centara u smislu SCADA funkcija. Na slici 2 prikazana je općenita koncepcija multisite SCADA sustava. Slika 2. Multisite koncept SCADA sustava Osnovna značajka ovog koncepta je identična baza podataka stvarnog vremena u svim SCADAsustavima što omogućava upravljanje cjelokupnim EES-om i u slučaju prekida rada pojedinog SCADAsustava. Komunikacijski, svaki SCADA sustav i u ovoj koncepciji prikuplja podatke iz IED-ova u EEobjetima za koje je primarno nadležan, no dobivene podatke distribuira svim ostalim SCADA sustavima (uregionalnim i Nacionalnom upravljačkom centru) preko komunikacijskog modula koji je sastavni dioSCADA sustava. Osnovna razlika između tradicionalnog SCADA sustava i multisite SCADA sustava je utome što u slučaju prekida rada bilo kojeg od njih, njegovu ulogu može preuzeti bilo koji drugi SCADAsustav. Preuzimanje uloge odnosi se na komunikaciju prema IED-ovima u EE objektima, kao i distribucijupodataka prema ostalim SCADA sustavima. Navedenom distribucijom podataka osigurava se da nepostoji gubitak informacija iz procesa te je upravljanje cijelim elektroenergetskim sustavom omogućenobez prekida. U multisite konceptu, uz uvjet odgovarajuće telekomunikacijske infrastrukture, svaki SCADAsustav može ostvariti vezu prema bilo kojem EE objektu. Za nadzor i kontrolu veza u ovom konceptumoraju biti osigurani mehanizmi međusobno sinkronizirani između svih centara u cilju praćenja stanja 3

Str. 124svih veza prema IED-ovima. U slučaju prekida rada jednog SCADA poslužitelja automatski se prebacujekomunikacija na pričuvni SCADA poslužitelje unutar istog centra ili na drugi SCADA sustav unutar nekogdrugog centra. Redosljed odabira veza je konfigurabilan. Svaka promjena stanja komunikacijskih vezagenerira događaje/alarme u svim sustavima. Osim podataka iz procesa koji se prikupljaju preko IED-ova u EE objektima u pojedinom SCADAsustavu podaci se generiraju i lokalno: indikacije i mjerenja (rezultati proračuna, rezultati korisničkidefiniranih programa, podaci koji se prikupljaju preko API-a, itd...), oznake koje se postavljaju naelemente, te brisanje i potvrđivanje alarma. Zbog osiguranja identičnosti baza podataka između centaraimplementiraju se mehanizmi za sinkronizaciju i ovih tipova podataka.2.3. PARAMETRIRANJE I INŽENJERING PODATAKA Glavni ciljevi koje je potrebno ispuniti kada se radi inženjeringu i parametriranje podataka umultisite sustavu je jednostavnost korištenja, sigurnost podataka, te centralno održavanje svih sustava. Baza podataka za inženjering podataka mora biti organizirana kao centralna baza podataka izkoje se populiraju svi SCADA sustavi, što je razlika u odnosu na tradicionalne SCADA sustave gdje svakiSCADA sustav ima svoju bazu za inženjering podataka. U multisite konceptu svaki podatak se unosi imijenja na jednom mjestu te se populira u sve centre što osigurava identičnost svih baza podataka zarad u stvarnom vremenu.3. SCADA SUSTAVI U HEP OPS-U Prema projektu „Funkcije vođenja EES-a“ SCADA sustavi (Network Manager) će se instalirati učetiri mrežna centra (MC Zagreb, MC Rijeka, MC Split i MC Osijek), Nacionalnom dispečerskom centru(NDC) i rezervnom Nacionalnom dispečerskom centru prema organizaciji u HEP-Operatoru prijenosnogsustava. Međusobno će biti povezani prema multisite konceptu koji omogućava fleksibilno, pouzdano isigurno preuzimanje funkcija nadzora i upravljanja među centrima. Multisite koncept definira nadležnostiupravljanja unutar svakog pojedinog centra i za sve centre prema dodjeli uloga. Multisite konceptzahtjeva istu bazu podataka stvarnog vremena u svim centrima (konzistentnost podataka). SCADAsustav će u svakom centru biti u redundantnoj konfiguraciji i to na način da svi poslužitelji rade u hot-standby konfiguraciji koja je ostvarena na aplikacijskoj razini. Specifične glavne značajke multisiteSCADA sustava koje čine osnovnu razliku u odnosu na tracionalne SCADA sustave su: • Prikupljanje i distribucija podataka među centrima • Sinkronizacija baza podataka među centrima • Nadzor sustava • Princip dodjeljivanja nadležnosti među centrima • Preuzimanje nadležnosti upravljanja među centrima Osnovni preduvjet za sigurno i pouzdano preuzimanje nadležnosti među centrima u multisitekonceptu su jednake baze podataka i pouzdani podaci u bazama podataka u svim centrima. Mehanizmidistribucije podataka u stvarnom vremenu koje će biti implementirani osigurat će sigurnu distribucijupodataka među centrima.3.1. KONFIGURACIJA SCADA SUSTAVA U NACIONALNOM DISPEČERSKOM CENTRU Na slici 3 prikazana je logička shema Network Manager sustava u Nacionalnom dispečerskomcentru sa svim komponentama Network Manager sustava u kojem SCADA sustav funkcijski predstavlja iizvor podataka za ostale sustave.4

Str. 125 Radne stanice Operaterske Radne stanice za Radne stanice za radne stanice inženjering podataka ispitivanje (WS500) (WS500) (DE400, PED500) SCAD/AGC REZERVNI NACIONALNI Redundantni LAN DISPEČERSKI CENTAR WAN Kontroler Videozida SCADA/EMS/AGC HIS WebAccess Administracija (UDW) (WS500 Thin Client) SCADA/EMS/AGCVideo zid (DE400) Slika 3. Logička shema Network Manager sustava u NDC-uSvi poslužitelji sustava NM sustava biti će u redundantnoj konfiguraciji: • SCADA, EMS, AGC - zbog optimalnih performansi sustava biti će smješteni na istom poslužitelju; na ovom poslužitelju nalaziti će se programski modul namijenjen prikupljanju podataka s objekata bilo preko pripadajućih MC-a ili izravno (moguće dinamički određivati uz poštivanje autorizacijskih koncepata), • Povijesna baza podataka (eng. Utility Data Warehouse – UDW) sadržavati će arhivske podatka, a način i intervali pohrane podataka su konfigurabilni, • WS500 Thin Client Server - namijenjen udaljenom pristupu funkcijama Network Manager sustava, • DE400 (Data Engineering) – namijenjen je centralnom inženjeringu podataka za SCADA sustave kao i za EMS i AGC gdje je pristup iz MC-ova omogućen primjenom udaljenih DE klijenata.Konfiguracije radnih stanica ovise o njihovoj namjeni: operaterske radne stanice (s klijentskomaplikacijom NM-a: WS500); radne stanice za inženjering podataka (s aplikacijom NM-a: DE400 klijent zacjelokupan inženjering podataka, PED500 za grafičke modifikacije slika generiranih kroz DE400) ze radnestanice za ispitivanje (WS500).Konfiguracija sustava u rezervnom dispečerskom centru, na lokaciji Žerjavinec, omogućava preuzimanjekritičnih funkcija upravljanja EES-om.3.2. KONFIGURACIJA SCADA SUSTAVA U MREŽNIM CENTRIMA Na slici 4 prikazana je logička shema Network Manager sustava u mrežnim centrima. 5

Str. 126 Slika 4. Logička shema Network Manager sustava u MC-ovima Poslužitelji NM sustava u mrežnim centrima bit će u redundantnoj konfiguraciji: SCADAposlužitelji, poslužitelji povijesne baze podataka (UDW) te WS500 Thin Client Server.Konfiguracije radnih stanica, kao i u NDC-u, ovise o njihovoj namjeni: operaterske radne stanice (sklijentskom aplikacijom NM-a: WS500); radne stanice za udaljeni inženjering podataka (s aplikacijom NM-a: DE400 klijent za cjelokupan inženjering podataka, PED500 za grafičke modifikacije slika generiranihkroz DE400) ze radne stanice za ispitivanje (WS500).Za udaljen pristup EMS funkcijama Network Manager sustava instaliran u NDC-u, bit će instaliran WS500Thin Client.3.3. DISTRIBUCIJA PODATAKA MEĐU CENTRIMA I SINKRONIZACIJA BAZA PODATAKA Prikupljanje podataka iz pripadnih daljinskih stanica i staničnih računala, te prosljeđivanjeupravljačkih naloga prema istima u normalnom režimu rada obavljat će se u pripadnom MC-u po IEC60870-5-104 komunikacijskom protokolu putem komunikacijskog modula- Gateway. U NDC-u će sekomunikacijski modul Gateway (IEC 60870-5-104 protokol) koristiti i za prikupljanje podataka te izdavanjeregulacijskih naloga elektranama, za prikupljanje podataka iz Sustava mjerenja izvan SDV-a i WAMS(Wide Area Monitoring System) sustava. Daljinske stanice i stanična računala bit će konfigurirana daistovremeno šalju podatke samo jednom centru. Sve prikupljene podatke Gateway će dalje distribuirati ostalim centrima preko WAN mreže.Gateway će imati ugrađene mehanizme za sprječavanje gubitaka informacija u slučajevima kratkotrajnihprekida komunikacijskih veza među centrima. Komunikacijski moduli moduli koji su dio SCADA sustavapreuzimati će podatke iz vlastitog Gateway-a i Gateway-a ostalih centara i pohranjivati ih u svoju bazupodataka stvarnog vremena. Svi prateći poslužitelji sinkronizirat će se direktno sa vodećih poslužitelja. Uslučaju gubitka veze među centrima, nakon ponovne uspostave veze sve informacije će se osvježiti strenutno aktualnim vrijednostima.6

Str. 127 Podaci stvarnog vremena kojima su izvori sustavi TASE.2 Gateway EH, TASE.2 GatewayNonEH, WAMS i ostali sustavi instalirani u NDC-u u okviru ovog projekta, a prosljeđuju se u SCADAsustav u NDC-u preko Application Programm Interface-a (API) ili IEC 60870-5-104 distribuirat će se izNDC-a u mrežne centre. Uz postojeću sinkronizaciju baza podataka u realnom vremenu implementirati ćese i distribucija sljedećih podataka: ručni unosi mjerenja i indikacija, oznake (tagovi), potvrde i brisanjaalarma, podaci dobiveni putem API-a te izračunati podaci. Mehanizmi za sinkornizaciju baza podataka za rad u stvarnom vremenu temelje se na dvaosnovna mehanizma: inicijalna sinkronizacija prilikom pokretanja sustava i kontinuirana sinkronizacijatijekom rada. Inicijalnu sinkronizaciju, koja se događa prilikom pokretanja sustava, inicira sustav koji sepokreće i kao prvi korak pronalazi sve aktivne sustave na mreži s njihovim stanjem i podacima o regijikoju pojedini sustav nadzire. Slijedi sinkronizacija svih procesnih podataka iz aktivnih sustava (podaci kojise prikupljaju iz IED-ova u EE objektima), nakon čega se sinkroniziraju lokalno nastali podaci. Nakon toganastavlja se sa sinkronizacijom sljedećeg aktivnog sustava dok se ne sinkroniziraju svi aktivni sustavi. Nakraju inicijalne sinkornizacije sustav koji se sinkronizirao postaje aktivan i svi aktivni sustavi imajuidentične baze podataka za rad u stvarnom vremenu. Inicijalna sinkronizacija svakog sljedećeg sustavaodvija se po istom principu. Kontinuirana sinkronizacija odvija se između aktivnih sustava. Kontinuiranasinkronizacija također se sastoji od sinkronizacije procesnih podataka i lokalno nastalih podataka, noprincip sinkronizacije se razlikuje: svi pristigli procesni podaci i svi lokalno generirani podaci automatskise prosljeđuju u sve ostale aktivne centre. Ovaj način sinkronizacije – distribucije podataka odvija sekontinuirano u vremenu.3.4. NADZOR KOMPONENTI SCADA SUSTAVA Sustavi Network Manager u mrežnim centrima i u NDC-u nadzirat će pogonsko stanje vlastitihposlužitelja, radnih stanica i perifernih uređaja internim nadzornim modulom. To uključuje i veze IED-ovakoji komuniciraju s pojedinim sustavom Network Manager. Stanja svih računala/aplikacija prikazivat će sena posebnim prikazima, a promjene stanja generirat će događaje i alarme.Dodatno, u NDC-u će se implementirati centralni nadzor komponenti sustava Network Manager u svimmrežnim centrima. Aplikacijski poslužitelj rezervnog NDC-a nadzirat će se iz NDC-a.Konfiguracija i trenutna raspodjela nadležnosti upravljanja po regijama nadzirat će se u svakom centru iprikazivati na posebnim slikama. Uz raspodjelu nadležnosti po regijama slike će prikazivati i stanjaNetwork Manager sustava. U mrežnim centrima prikazivati će se stanje sustava Network Manager udotičnom centru, dok će se u NDC-u prikazivati stanje sustava u svim centrima.3.5. NADLEŽNOSTI UPRAVLJANJA Kako pojedini SCADA sustav nadzire određeni dio EES-a (geografske regije) nadležnosti izmeđuSCADA sustava podijeljene su u regije. Svaki SCADA sustav može nadzirati jednu ili više regija neovisnoo tome koji sustav prikuplja podatke iz IED-ova koji pripadaju navedenoj regiji, te u kojoj regiji se nalazinavedeni sustav. Prilikom pokretanja SCADA sustava, preduvjet za upravljanje je preuzimanjenadležnosti nad određenom regijom. Nadležnost je moguće preuzeti jedino nad regijom za koju niti jedansustav nije nadležan. Upravljanje je moguće samo s onim dijelom mreže koja pripada regiji koju njegovSCADA sustav nadzire. Kako bi se osigurala sigurnost sustava, jednu regiju može nadzirati i upravljatinjenim EE objektima samo jedan SCADA sustav, što je osigurano implementacijom mehanizama nadzorai kontrole nadležnosti nad regijama. Kontrola stanja aktivnosti pojedinih SCADA sustava provodi se upravilim vremenskim intervalima. Unutar intervala provjere svaki SCADA sustav dojavljuje stanjeaktivnostii svim ostalim sustavima. Ova stanja sinkroniziraju se između svih SCADA sustava čime jeomogućeno da se na bilo kojem SCADA sustavu u bilo kojem trenutku može vidjeti stanje aktivnosti svihostalih sustava, kao i podaci o nadležnosti nad pojedinom regijom. Svaka promjena stanja bilo kojegsustava ili nadležnosti nad regijama generira događaja/alarme u svim sustavima. Za prijenos nadležnostiizmeđu regija mora postojati suglasnost između centara. Definicija nadležnosti temelji se na dva osnovna mehanizma: Authority Explorer – standardni diosustava Network Manager i pridruživanje regija kao funkcija specifična za organizaciju HEP OPS-a. 7

Str. 128 Standardni alat za definiranje nadležnosti je Authority Explorer koji služi za definiranje uloga,definiranje korisnika sustava i pridjeljivanje uloga korisnicima. Uloge sadržavaju definicije dozvoljenihoperacija, podsustava i radnih stanica na kojim ih je moguće aktivirati. Određena uloga operateru ćeomogućiti nadzor i upravljanje samo onim dijelom mreže koja je sadržana u ulozi. Postupak preuzimanja nadležnosti u slučaju prekida rada nekog od SCADA sustava (prekid radaoba SCADA poslužitelja) odvija se prema sljedećem: • mehanizmi za nadzor sustava i regija registrira neaktivnost sustava s prekidom u radu uz bilježenje u listama događaja/alarma svih sustava; • mehanizmi za nadzor i kontrolu veza automatski preusmjeravaju komunikaciju prema IED-ovima koji su bili spojeni na sustav s prekidom u radu na jedan od aktivnih sustava prema pred definiranom redosljedu kako bi se komunikacija prema procesu što prije ostvarila; • procesni podaci iz navedenih IED-ova se distirbuiraju prema ostalim aktivnim centrima.Opisanim mehanizmom se osigurava kontinuiran nadzor i upravljanje cjelokupnim EES-om.3.6. CENTRALNI INŽENJERING SUSTAVA Za inženjering i parametriranje podataka u NM-u dostupno je nekoliko alata: alati za inženjeringbaze podataka, editor slika, editor korisničkih programa i editor nadležnosti. Kako bi se za definiranjepodataka nastalih navedenim različitim alatima osigurala istovjetnost u svakom SCADA sustavu,implementirane su i centralne baze za održavanje slika, korisničkih programa i nadležnosti operatera.Navedene centralne baze imaju slične principe nadležnosti i mehanizme za praćenje verzioniranja slika,korisničkih programa i nadležnosti operatera kao alati osnovnog inženjeringa sustava . Kako bi se osigurala identičnost svih baza, implementirani su mehanizmi provjere i praćenjapopulacija sustava. Budući da svaka regija održava svoje podatke preko daljinskog pristupa centralnojbazi za inženjering podataka, u centralnoj bazi implementirana je funkcija nadležnosti u odnosu na regiju.Za inženjering podataka omogućeno je definiranje tipova korisnika: obični (eng. ordinary user),administriratore (eng. administaror) i superkorisnike (eng. super user). Neovisno o tipu korisnika, jednomkorisniku je dodijeljena jedna regija. Obični korisnici mogu mijenjati samo one podatke koji se nalaze unjihovoj regiji, a ostali dio baze im je nedostupan. Administratorima je moguće mijenjanje podataka kojise nalaze u njihovoj regiji, te zajedničke podatke za sve regije (npr. grupa obrade alarma zaindikacije/mjerenja, grupe obrade kašnjenja za indikacije/mjerenja, podsustave, itd...). Administratoritakođer mogu vidjeti i podatke iz ostalih regija, te mogu populirati sve SCADA sustave. Superkorisnicimogu mijenjati sve podatke neovisno o regiji kojoj podaci pripadaju i neovisno o regiji kojoj oni samipripadaju. Oni također mogu mijenjati podatke koji su zajednički svim regijama te ih populirati svimSCADA sustavima. Ovim mehanizmima nadležnosti osigurava se sigurnost i istovjetnost podataka.4. ZAKLJUČAK Opisana multisite konfiguracija SCADA sustava ima temelj u činjenici da sustavi više centara imajuidentičnu bazu podataka. Pri tome je uvažena činjenica da mrežni centri primarno prikupljaju procesnepodatke nezavisno jedan od drugoga iz IED-ova koji pripadaju određenom prijenosnom području (regiji)te obavljaju funkcije upravljanja na svom područja. Multisite konfiguracija koja se implementira u HEP OPS-u omogućava međusobno povezivanjecentara kroz LAN/WAN TCP/IP protokolom tvoreći hijerarhijske i/ili druge međusobne kombinacije na istojrazini. Svi centri zadržavaju svoju autonomiju i nezavisnost u smislu prikupljanja podataka, nadzora iupravljanja, no procesni podaci, kao i rezultati izračuna raspoloživi su svim centrima. Multisite koncepcijaSCADA sustava, koja se imlementira u HEP OPS-u, bazirana je na mrežnom protokolu IEC 60870-5-104. Odgovor na zahtjev održavanja operativne sigurnosti u prijenosnoj mreži HEP OPS-a i zahtjevana pouzdanu razmjenu podataka stvarnog vremena sa susjednim operatorima sustava, upravo jemultisite koncepcija, koja omogućava pouzdan i siguran rad SCADA sustava kao izvora podatakastvarnog vremena.8

Str. 129 Dodatna značajna prednost opisanog koncepta je preuzimanje pojedinih funkcija među centrimau izvanrednim uvjetima, te pružanje fleksibilnog okvira za širenje funkcionalnosti sustava i podloge zabuduću konsolidaciju centara.5. LITERATURA [1] KONČAR Inženjering za energetiku i transport, \"Izjava o radovima –projekt „Funkcije vođenja EES-a“, lipanj 2008. [2] Power Systems and Communications Infrastructures for the future”, Beijing, September 2002 [3] “Standard IEC 61850 for substation automation and other power system applications” Karlheinz Schwarz SCC, Karlsruhe, Germany [4] “Technologies for uniting the enterprise”, Peter M. Batty [5] “Next Generation Information Communication Infrastructure and Case Studies for Future Power Systems”, Bin Qiu - Virginia Polytechnic Institute and State University, 2002 [6] “Action plan towards standardized communication interfaces”, Dr. Christine Schwaegerl (Siemens AG), Michael Schwan (FGH e.V.), Yves-Marie Saint-Drenan (DRT/DTEN/SCSE/GENEC), Michael Heidenreich (Arsenal Research Ges.m.b.H), Aitor Kortajarena (LABEIN), Fernando Cobelo (ZIV), Cornel Ensslin, Alexander Badelin (ISET e.V.), October 2003, [7] Future-oriented switchyard process control in realised projects” (ETZ-article: \"edition 17/2003\") [8] “Application of IEC 61850 for modeling of control center view of substation and for the communication between substation and control centers”, report to the IEC TC 57 SPAG – Seamless Telecontrol Communication Arcitecture (57(TF-SCA)Report/R1.0), 2002 9

Str. 130HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ9. savjetovanje HRO CIGRÉ D2-05Cavtat, 8. - 12. studenoga 2009.Stjepan Sučić, dipl.ing. Hrvoje Keserica, dipl.ing.Končar - Inženjering za energetiku i transport d.d. Končar - Inženjering za energetiku i transport [email protected] [email protected] IEC 62351 – INFORMACIJSKA SIGURNOST U ELEKTROENERGETSKOM SUSTAVU SAŽETAK Komunikacijski sustavi u elektroenergetici tradicionalno su bili izolirani od ostalih informacijskihinfrastruktura i novih tehnoloških trendova. Osnovni kriteriji za njihov rad bili su kvaliteta, pouzdanost,brzina, ali ne i sigurnost. Sigurnost se ostvarivala korištenjem specijaliziranih, nejasnih i zatvorenihkomunikacijskih protokola. Razvojem novih protokola (IEC 61850, IEC 60870-5, ICCP/TASE.2)temeljenih na otvorenim standardima i arhitekturama, pristup sigurnosti se značajno promijenio. Deregulacija tržišta električne energije i očuvanje kritične infrastrukture samo su neki odznačajnih čimbenika koji su naglasili važnost informacijske sigurnosti u komunikacijskom sustavuelektroenergetske mreže. Kao odgovor na nametnute sigurnosne zahtjeve nastao je skup normiIEC 62351. Ključne riječi: IEC 62351, kritična infrastruktura, SCADA sigurnost IEC 62351 – INFORMATION SECURITY IN ELECTRICAL POWER SYSTEMS SUMMARY Communication systems in the power industry, historically, have been isolated from otherinformation infrastructures and latest trends in technology. Most important working criteria were quality,reliability, speed, but not security. Security was based on specialized, obscure and enclosedcommunication protocols. By development of new protocols for power systems (IEC 61850, IEC 60870-5,ICCP/TASE.2) based upon open standards and architectures, view on security has changed significantly. Deregulation of electrical power market and defending critical infrastructure are only some of thekey points that stress importance of information security for communication systems in the powerindustry. Mentioned security issues led to creation of security standards IEC 62351. Key words: IEC 62351, critical infrastructure, SCADA security1. UVOD1.1. Osnovni razlozi uvoĎenja informacijske sigurnosti u elektroenergetski sustav Uvođenjem sve većeg broja inteligentnih elektroničkih uređaja (engl. IED – Intelligent ElectronicDevice) kao što su digitalni zaštitni releji i cjelokupnom modernizacijom elektroenergetskog sustavaznačajno se povećao utjecaj informacijske infrastrukture na sigurnost elektroenergetske mreže.Komunikacijski protokoli postali su ključan čimbenik u razmjeni informacija i upravljanjuelektroenergetskim sustavom. Usprkos tome, dosadašnji protokoli gotovo da nisu uključivali sigurnosnemjere u vidu kriptiranja informacija, provjere ovlaštenog korištenja i sigurnosnih politika. Sigurnost setemeljila na nejasnim i zatvorenim implementacijama protokola (engl. Security by Obscurity) koji su imali 1

Str. 131specijalizirane uloge u sustavu. Uvođenjem novih, otvorenih protokola i stvaranjem tržišta električneenergije, gdje poznavanje informacija može bitno utjecati na ishod konačne cijene energije, pogled nasigurnost morao se korjenito promijeniti. Povećanjem općenite dostupnosti informatičkih tehnologijaprijetnje kao što su hakerski ili teroristički napadi s ciljem raspada elektroenergetske mreže sada supostali mnogo vjerojatniji i lakše izvedivi. Upravo iz ovih razloga stvoren je skup normi IEC 62351 kako bise postavili temelji za ostvarivanje informacijske sigurnosti u elektroenergetskom sustavu.2. PREGLED NORME IEC 623512.1. Razvoj norme Radna grupa 15 (engl. WG15 – Working Group 15) IEC tehničkog odbora 57 (engl. TC57-Technical Committee 57) stvorena je 1999. godine s ciljem razvoja sigurnosnih normi za komunikacijskeprotokole izdane od strane istog odbora. Štićeni protokoli spadaju među opće prihvaćene međunarodneindustrijske standarde namjene upravljanju i automatizaciji postrojenja u elektroenergetskom sustavu.Normom obuhvaćeni slijedeći protokoli: IEC 60870-5 Skup protokola za komunikaciju između digitalnih releja i za rad sa SCADA sustavom na razini trafostanica. Protokoli su ostvareni serijskom (IEC 60870-5-101, -102, -103 ) i TCP/IP vezom (IEC 60870-104) [1] DNP3 Komunikacijski protokol za SCADA sustave proizašao iz IEC 60875-5 protokola. Najčešće korišten u Sj. Americi i Australiji. Izuzev elektroenergetskog sustava, koristi se za automatizaciju i u drugim industrijskim sustavima (plinovodi, kanalizacija). IEC 60870-6 (ICCP/TASE.2) Protokol za razmjenu informacija među dispečerskim centrima. Služi za upravljanje većim dijelom elektroenergetskog sustava [2]. IEC 61850 Najnoviji skup protokola za komunikaciju između digitalnih releja i za rad sa SCADA sustavom na razini trafostanica [3]. Za razliku od prethodnih protokola (IEC 60870-5) IEC 61850 izlazi izvan okvira komunikacijskog isključivo komunikacijskog protokola, tj. uključuje objektno orijentirani model automatiziranog sustava trafostanice.Slika 1. Komunikacijski protokoli u elektroenergetskom sustavu 2

Str. 1322.2. Veza energetske i informacijske infrastrukture Kako bi se najjednostavnije definirale moguće prijetnje i sigurnosni propusti, istovremeno supromatrana dva ključna dijela elektroenergetskog sustava, energetska i informacijska infrastruktura [4]. Energetska infrastruktura sastavljena je od elektrana, trafostanica i energetskih vodova, a njomesu obuhvaćeni sustavi relejne zaštite, SCADA DMS (engl. Distribution Management System) sustavi iEMS (engl. Energy Menagement System) funkcije. Informacijska infrastruktura sastavljena je odkomunikacijskih vodova među pojedinim dijelovima elektroenergetskog sustava, upravljačkih dispečerskihcentara i terminalskih jedinica, a obuhvaća upravljanje komunikacijskom mrežom, podacima i mrežnomsigurnošću. Međuovisnost ovih dvaju dijelova ima za posljedicu da se upravljanjem pouzdanošćukomunikacijske infrastrukture možemo bitno utjecati na pouzdanost energetske infrastrukture [4]. Slika 1. Energetska i informacijska infrastruktura2.3. Sigurnosne prijetnje i zahtjevi Sigurnosne prijetnje koje se uzimaju u obzir ovom normom dijele se na nenamjerne (sigurnosnipropusti, neispravna oprema, nepažnja i prirodne katastrofe) i namjerne (nezadovoljni zaposlenici,industrijska špijunaža, krađa identiteta, vandalizam, hakerski i teroristički napadi) [5]. U svim štićenimsustavima, pa tako i u elektroenergetskom, kao odgovor na sigurnosne prijetnje postavljaju se osnovnisigurnosni zahtjevi: Povjerljivost: Informacijama mogu pristupati samo ovlašteni korisnici. Integritet: Informacije smiju mijenjati samo ovlašteni korisnici. Raspoloživost: Informacija mora biti dostupna ovlaštenim korisnicima i u uvjetima koji su otežani kvarom ili neželjenom aktivnošću Neporecivost: Ne smije se dozvoliti poricanje izvedenih radnji.2.4. Proces ostvarivanja informacijske sigurnosti u elektroenergetskom sustavu Osnovni preduvjet za ostvarivanje informacijske sigurnosti su prethodno planiranje i dizajniranjesigurnosnog sustava. Sigurnost pretpostavlja stalan proces nadogradnje i izobrazbe kako bi se ispunilisigurnosni zahtjevi sustava. Proces ostvarivanja informacijske (engl. Information Security ManagementSystem) sigurnosti obuhvaća pet ključnih radnji [5]: Procjena sigurnosti Procjena sigurnosti podrazumijeva analiziranje vjerojatnosti uspješnih napada, te potrebna ulaganja za obranu. Kao rezultat ovih analiza uvode se nove sigurnosne politike i ugrađuju se novi sigurnosni alati. Procjena se izvodi periodički kako je definirano sigurnosnom politikom. 3

Str. 133 Sigurnosne politike Sigurnosne politike uključuju politike upravljanja, uvođenja i raspodjele sigurnosti unutar sigurnosne domene. Preporuke proizašle iz procjene sigurnosti se revidiraju prije uključenja u sigurnosnu politiku. Implementacija sigurnosti Implementacija sigurnosti je kombinacija instaliranja sigurnosnih alata zajedno s uvođenjem sigurnosnih politika. Izobrazba o sigurnosti Stalno obrazovanje i usavršavanje najbolji su način za upoznavanje s novim sigurnosnim tehnologijama i sigurnosnim prijetnjama. Nadzor sigurnosti Nadzorom sigurnosti otkrivaju se sigurnosni napadi, sigurnosni propusti i procjenjuje se trenutno stanje sigurnosnog sustava. Prema unaprijeđenom modelu sigurnosnih domena zahtijeva se stalan nadzor sigurnosne infrastrukture [4].2.5. Podjela norme IEC 62351 IEC 62351 norma podijeljena je u sedam dijelova od kojih pet ima status izdanih dokumenata, adva su radnim verzijama.2.5.1. IEC 62351-1: Uvod U prvom dijelu objašnjeni su razlozi za nastanak ovog skupa normi namijenjenih ostvarivanjuinformacijske sigurnosti u elektroenergetskom sustavu i prikazan je sadržajni pregled svih dijelova [5].2.5.2. IEC 62351-2: Rječnik U drugom dijelu nalazi se popis definicija izraza i kratica korištenih u svim dijelovima norme.Korišteni izrazi su u skladu sa postojećim sigurnosnim i industrijskim komunikacijskim standardima [6]. IEC 62351 dijelovi norme 3-6 odnose se na sigurnost komunikacijskih protokola za SCADAsustave i protokola za međustaničnu razmjenu informacija za koje je odgovoran TC 57.2.5.3. IEC 62351-3: Sigurnost komunikacijskih protokola koji uključuju TCP/IP protokole U ovom dijelu standarda opisan je način ostvarivanja sigurnosti za protokole čija se komunikacijazasniva na TCP/IP mrežnoj arhitekturi. To uključuje IEC 60870-6 (ICCP/TASE.2), IEC 61850 ACSI(engl. Abstract Communication Service Interface) za TCP/IP i IEC 60870-5-104 [7]. Prema uzoru na standardna rješenja korištena za ostvarivanje sigurnosti na mrežnom itransportnom sloju OSI stoga i u ovom slučaju se preporuča korištene TLS (engl. Transport LayerSecurity) enkripcijskog protokola. U dokumentu su opisane postavke i načini uspostavljanja TLS-a kojimse ostvaruje nekoliko sigurnosnih zahtjeva za štićene protokole, a to su zaštita od prisluškivanja prometa,zaštita od ponavljanja prometa i onemogućavanje imitiranja sigurnosnih certifikata. Također, digitalnimpotpisivanjem štiti se od presretanja poruka (engl. man-in-the-middle attack) [1].2.5.4. IEC 62351-4: Sigurnost komunikacijskih protokola koji koriste MMS MMS (engl. Manufacturing Message Specification) je međunarodni standard (ISO 9506) zaostvarivanje jedinstvenog zapisa poruka na aplikacijskom sloju OSI stoga namijenjen procesnimuređajima (IED, PLC, roboti). U ovom dijelu norme prikazan je način ostvarivanja sigurnosti za protokole koji koriste MMS, tj. zaIEC 61850 i IEC 60870-6 (ICCP/TASE.2) [8].Pomoću TLS-a provjerava se autentičnost entiteta koji međusobno komuniciraju i koriste se dodatnesigurnosne mjere u ACSE (engl. Association Control Service Element) protokolu. ACSE se koristi kaoprotokol za upravljanje komunikacijom između aplikacija koje koriste MMS poruke. Kako nije moguće istovremeno sigurnosno nadograditi sve sustave, ostavljena je mogućnostistovremenog rada sa nesigurnim implementacijama protokola [4]. 4

Str. 1342.5.4. IEC 62351-5: Sigurnost komunikacijskih protokola IEC 60870-5 i njegovih izvedenica (DNP3) Velik broj sigurnosnih zahtjeva za TCP/IP verzije IEC 60870-5 protokola su ispunjene uIEC 62351-3 tako da se u ovom dijelu dodatno još definira provjera autentičnosti poruka i primjenjivesigurnosne mjere za serijske verzije protokola. Protokoli koji koriste serijsku komunikaciju uglavnom su ostvareni na medijima relativno malepodatkovne propusnosti i uređajima slabije procesorske snage. Korištenje složenijih enkripcijskih metodaza sam protokol u ovim uvjetima nije moguće primijeniti. Jedina sigurnosna mjera koja se može ostvaritiza serijsku verziju komunikacije je provjera autentičnosti poruka. Na ovaj način može se spriječitineovlašteno korištenje, ponovno slanje i modifikacija paketa, i nekoliko vrsta napada sa ciljemuskraćivanja usluge. Sigurnosni zahtjevi za koje je potrebna enkripcija tj. zaštita od prisluškivanja ianalize prometa, te osiguranje neporecivosti mogu se riješiti korištenjem VPN tehnologije ili uvođenjemhardverskih uređaja za enkripciju [4]. U trenutnoj verziji dokumenta definirane su dvije vrste ključeva: ključ sjednice (često se mijenja) iključ za nadogradnju (postavlja i mijenja ključ sjednice). Oba ključa su simetrična. Strana koja započinjekomunikaciju daje ključ za nadogradnju drugoj strani prije uspostavljanja veze neovisnim, sigurnimputem, a ne štićenim protokolom [9].TC 57 WG 10 trenutno vodi raspravu o uvođenju treće vrste ključeva koji bi bili asimetrični. Na taj način bise omogućilo upravljanje sa javnim i privatnim ključevima i štićeni protokol bi se koristio za razmjenuključeva [4].2.5.5. IEC 62351-6: Sigurnost Peer-to-Peer komunikacijskih protokola IEC 61850 U IEC 61850 definirana su tri protokola koji koriste izravno mapiranje na Ethernet.. Radi se oGOOSE (engl. Generic Object Oriented Substation Event), GSSE (engl. Generic Substation StatusEvent) i SMV (engl. Sampled Measured Values) koji omogućuju peer-to-peer komunikaciju multicastdatagramima u lokalnim mrežama u transformatorskim stanicama [3]. Navedeni protokoli koriste se zahorizontalnu komunikaciju u trafostanicama, tj za razmjenu poruka između zaštitnih releja (IED).Najvažniji među njima je GOOSE koji upravlja radom releja i čije poruke trebaju biti dostavljene ispod4ms. Zbog visokih zahtjeva za brzinom izvođenja i minimalnom procesorskom obradom, jedinasigurnosna mjera koja se može primijeniti je provjera autentičnosti poruka [4]. U IEC 62351-6 definirani sumehanizmi koji omogućuju digitalno potpisivanje poruka uz minimalne računalne zahtjeve [10]. Za razliku od prethodna tri dokumenta koji opisuju sigurnost komunikacijskih protokola, u IEC62351-7 dani su prijedlozi za ostvarivanje potpune sigurnosti informacija (engl. end-to-end security).Takva sigurnost uključuje različite sigurnosne mehanizme poput sigurnosnih politika, upravljanjaključevima i kontrole pristupa.Slika 3. Veze između dijelova IEC 62351 norme i štićenih protokola 5

Str. 1352.5.5. IEC 62351-7: Ostvarivanje sigurnosti upravljanjem mrežom i sustavom Za ostvarivanje visoke razine sigurnosti i pouzdanosti u današnjem elektroenergetskom sustavu,koji je izrazito ovisan o inteligentnim elektroničkim uređajima (zaštitni releji) i komunikacijskoj mreži,ključno je upravljanje informacijskom infrastrukturom. Kako bi ispunili te ciljeve, WG15 je razvioapstraktne podatkovne objekte za upravljanje mrežom i sustavom (engl. NSM DO– Network and systemmanagement data objects). Upravljanje komunikacijskom mrežom u elektroenergetskom sustavom se temelji na SNMP(engl. Simple Network Management Protocol) protokolu. Postojeći SNMP protokol pomoću bazepodataka za upravljanje (engl. MIB – Menagement Information Base) definira objekte koje nadzire kako bidobio povratnu informaciju o stanju sustava i mreže. Uređaji za koje postoje objekti u MIB bazama sumrežni prolazi (engl. gateways), usmjerivači (engl. routers) i preklopnii (engl. switches). Norma IEC 62351-7 definira MIB podatkovne objekte (NSM DO) prilagođene elektroenergetskomsustavu. Među osnovne MIB objekte uključen je model zaštitnih releja (IED), sustavi za provjeruintegriteta komunikacijske mreže i stanja aplikacija, sustavi za otkrivanje napada (engl. IDS – Intrusiondetection system) i sigurnosne zaštitne stijene. NSM podatkovni objekti dijele se na obvezne,preporučene i izborne a predstavljeni su tablicama i UML modelima. NSM podatkovni objekti mogu semapirati na IEC 61850, IEC 60870-5, IEC60870-6, SNMP, Web servise ili bilo koji odgovarajućiprotokol [11]. Slika 4. Prikaz NSM podatkovnih objekata u elektroenergetskim postrojenjima2.6. Ostali radovi na standardizaciji informacijske sigurnosti u elektroenergetskom sustavu Izuzev IEC-a i druge organizacije aktivno sudjeluju u razvoju sigurnosnih standarda veznih zaelektroenergetski sustav. IEEE je razvio tri standarda vezana uz sigurnost SCADA sustava u transformatorskim stanicama.P1686 definira osnovne zahtjeve za siguran rad zaštitnih releja (IED), P1689 definira opće, a P1711posebne zahtjeve za zaštitu protokola koji koriste serijsku komunikaciju [12]. NERC (engl. North America Electric Reliability Corporation) je definirao niz zakonskih regulativaza očuvanje kritične infrastrukture vezane uz elektroenergetsku mrežu pod nazivom CIP (engl. CriticalInfrastructure Protection) [13]. Prema brojim izvorima, još uvijek nema jasnih pokazatelja mogu li oveprisilne zakonske norme uspješno zamijeniti sigurnosne norme izdane od strane međunarodnih odbora(IEC, IEEE) [14]. Temelji za razvoj svih sigurnosnih normi vezanih uz elektroenergetski sustav postavljeni su uEPRI (engl. Electric Power Research Institute) Intelligrid [15, 16] projektu kojim su definirani odnosiinformacijske i energetske infrastrukture [4]. 6

Str. 1363. ZAKLJUČAK Ostvarivanje informacijske sigurnosti elektroenergetskog sustava je složen i dugotrajan proces.Uvođenjem digitalnih zaštitnih releja (IED) i protokola temeljenih na otvorenim mrežnim arhitekturamapromijenjena je slika o neranjivosti sustava. Primjena sigurnosnih normi na SCADA protokole koji sekoriste u elektroenergetskim postrojenima je prvi korak k ostvarivanju sigurnosti. Skup normi IEC 62351možemo smatrati “de facto” standardom za informacijsku sigurnost automatiziranih sustava uelektroenergetskom sustavu jer se štićeni protokoli uvode u preko 90 posto novih postrojenja [4].4. LITERATURA[1] IEC 60870-5-SER, Telecontrol equipment and systems - Part 5: Transmission protocols[2] IEC 60870-6, Telecontrol equipment and systems - Part 6: Telecontrol protocols compatible with ISO standards and ITU-T recommendations[3] IEC 61850-SER, Communication networks and systems in substations[4] F. Cleveland, “IEC TC57 security standards for power systems information infrastructure - beyond simple encryption,” in Proc. IEEE Power Engineering Society General Meeting, Tampa, FL, Jun. 24-28 2007.[5] IEC 62351-1, Power systems management and associated information exchange - Data and communications security - Part 1: Communication network and system security - Introduction to security issues[6] IEC 62351-2, Power systems management and associated information exchange - Data and communications security - Part 2: Glossary of terms[7] IEC 62351-3, Power systems management and associated information exchange - Data and communications security - Part 3: Communication network and system security - Profiles including TCP/IP[8] IEC 62351-4, Power systems management and associated information exchange - Data and communications security - Part 4: Profiles including MMS[9] IEC 62351-5, Power systems management and associated information exchange - Data and communication cecurity - Part 5: Security for IEC 60870-5 and Derivatives (draft)[10] IEC 62351-6, Power systems management and associated information exchange - Data and communications security - Part 6: Security for IEC 61850[11] Power systems management and associated information exchange - Data and communication security - Part 7: Network and system management (NSM) data object models (draft)[12] http://www.digitalbond.com/wiki/index.php/IEEE_Security _Standards[13] NERC, “Standard CIP-002-1 to 009-1 - Cyber Security, Draft 4,” January 2006.[14] M. Naedele, Addressing IT Security for Critical Control Systems, Proceedings of the 40th Hawaii International Conference on System Sciences, 2007[15] http://www.intelligrid.info/[16] http://intelligrid.epri.com/ 7

Str. 137HRVATSKI OGRANAK MEðUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ9. savjetovanje HRO CIGRÉ D2-12Cavtat, 8. - 12. studenoga 2009.Tomislav Todorović Suzana Javornik VončinaHEP-Operator prijenosnog sustava d.o.o. HEP-Operator prijenosnog sustava [email protected] [email protected] ISKUSTVA SA SDH-MREŽOM KAO TRANSPORTNOM OSNOVICOM INFORMACIJSKO-KOMUNIKACIJSKOG SUSTAVA HEP-OPS-a SAŽETAK Članak daje prikaz sadašnjeg stanja SDH-mreže Prijenosnog područja Rijeka. Opisuje razvoj ipromjene koje su se dogodile sa SDH-mrežom te iskustva u održavanju iste. Opisane su mogućnostiSDH-mreže po pitanju raspoloživosti i održivosti za potrebe sustava predviñenih projektom Funkcijevoñenja EES-a. Ključne riječi: SDH, sinkrona digitalna hijerarhija, Ethernet veze preko SDH, održavanje, raspoloživost, voñenje EES-a EXPERIENCE WITH SDH NETWORK AS TRANSPORT BASE OF INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY SYSTEM OF HEP OPS SUMMARY The paper provides a today’s state of the SDH network of Rijeka transmission area. Thedevelopment and changes in the SDH network are described as well as experiences in the network'soperation and maintenance. The possibilities of SDH network regarding availability and survivability aredescribed and requirements of the systems specified in the project “ Funkcije voñenja EES-a” are given. Key words: SDH, Synchronous Digital Hierarchy, Ethernet over SDH, Maintenance, Availability, Power System Management1. UVOD Kod informacijsko komunikacijskog sustava koji podržava voñenje elektroenergetskog sustava,najveći prioritet se pridaje raspoloživosti informacija, a tek zatim njihovoj cjelovitosti i tajnosti informacija.U skladu s tim, osnovni zahtjevi elektroprivreda na tk mrežu su visoka raspoloživost veza (od 99% do99,99%) i jamstvo da vremensko kašnjenje podataka za aplikacije u stvarnom vremenu neće prelazitizadane gornje granice (od 2 s do 5 s). Kako se kod elektroenergetskog sustava pri razvoju i izgradnjiuvijek vodi računa o kriteriju N-1, što znači o osiguravanju funkcioniranja sustava u slučaju pojavejednostruke greške, to se i od telekomunikacijskog sustava očekuje otpornost na pojavu greške. Zbog izuzetne važnosti telekomunikacija za sigurno voñenje elektroenergetskog sustava, HEP jekao i većina elektroprivreda u svijetu, izgradio vlastitu telekomunikacijsku (tk) mrežu. Razvoj tk mrežezapočet je zbog potreba pogona i pratio je razvoj elektroenergetske (EE) mreže. Od sredine 90-tih godinaprošlog stoljeća HEP vlastitim telekomunikacijama počinje rješavati i potrebe poslovnih aplikacija HEP-a 1

Str. 138da bi danas glavninu procesnih i poslovnih potreba za razmjenom govora, slika i podataka ostvarivaoputem vlastitih telekomunikacijskih sustava.2. KRATKI PREGLED RAZVOJA SDH-MREŽE HEP-A Početkom 90-tih godina prošlog stoljeća pristupilo se izradi temeljnih dokumenata za sustavanpristup razvoju digitalne tk mreže veza HEP-a, sa zahtjevom da se na cjelovit način zadovoljiinformacijske i komunikacijske potrebe svih kategorija korisnika iz tehnoloških i poslovnih sustava HEP-a,od procesne informatike, telefonske mreže dispečerske službe, službe sekundarne regulacijeenergetskog sustava, službe zaštite dalekovoda i mreže obračunskih mjerenja, do komutacijske mrežeHEP-a i mreže poslovne informatike. Za prioritetni transmisijski medij nacionalne tk mreže HEP-a odabran je optički kabel gdje seprednost daje postavljanju novog zaštitnog užeta s ugrañenim optičkim nitima (engl. Optical Ground Wire,OPGW). Izgradnja optičkih OPGW-veza započeta je 1995. godine. Prvi OPGW-i sadržavali su 10 ili 20optičkih vlakana, dok u kasnijoj izgradnji prevladava OPGW sa 48 i 72 optičkih vlakana. Za nacionalnu transmisijsku mrežu za povezivanje NDC-a, CDU-ova (danas mrežni centri) inajznačajnijih objekata HEP-a bila je odabrana sinkrona digitalna hijerarhija (SDH) kao pouzdana isigurna tehnologija visoke raspoloživosti i predvidive kvalitete usluge, a za područne transmisijske mrežeza povezivanje EE objekata s CDU-ovima unutar svakog od četiri PrP-a pleziokrona digitalna hijerarhija(PDH). Do 2003. izgrañena je SDH-mreža kapaciteta STM-1 (155 Mbit/s) s 25 SDH-čvorova u 3 PrP-aorganizirana u prstenaste strukture. U Prijenosnom području Rijeka SDH/PDH mreža je u potpunosti puštena u rad još 2000. godine. Koncepciju daljnjeg razvoja tk sustava 2004. godine definira Generalni plan razvoja mreže vezaHEP [1]. HEP je 2004. godine započeo dogradnju kapaciteta magistralne transmisijske mreže uvoñenjemtehnologije valnog multipleksa (engl.: Wavelength Division Multiplex, WDM) kod koje se preko istogvlakna različiti signali prenose preko različitih valnih duljina. SDH-mreža preustrojena je na tri područnetransmisijske mreže (zagrebačka, riječka i splitska), a njenu prijašnju ulogu magistralne transmisijskemreže preuzima mreža izgrañena korištenjem gustog valnog multipleksiranja (engl. Dense WavelengthDivision Multiplex, DWDM. Na kritičnim dijelovima mreže podignuta je razina SDH-hijerarhije do STM-4(622 Mbit/s). Od 2004. do 2006. godine izgrañena je SDH i PDH-mreže HEP-a na prostoru PrP-a Osijekkapaciteta do STM-16 (2,5 Gbit/s). Tijekom 2006. godine izvedena je i 2. faza izgradnje optičke mrežeHEP-a kojom je montirano oko 1100 km OPGW-a. Danas HEP ima više od 4000 km optičkih kabela OPGW-a, a od 172 lokacija koje su krajnjičvorovi informacijsko komunikacijskog sustava HEP-OPS, njih 82 ima SDH stanice nove generacije, 20ima stare SDH stanice, 36 lokacija ima samo PDH opremu, a 7 lokacija je u izgradnji koja uključuje iosiguravanje optičke povezanosti i SDH-stanice nove generacije (vidi Sliku 1).3. ORGANIZACIJA SDH-MREŽE U PRIJENOSNOM PODRUČJU RIJEKA Kroz skoro dva desetljeća SDH je bila prevladavajuća transportna tehnologija za mrežeizgrañene optičkim vlaknima. SDH omogućava istodobno višekanalno komuniciranje po jednom spojnomputu i dizajniran je za vezno orijentirane usluge. Osnovni signal SDH-sustava je STM-1 brzine signaliziranja 155,52 Mbit/s, a signali više razine,STM-N, imaju točno N puta veću brzinu. Osnovni kapacitet SDH-mreže PrP-a Rijeka izgrañene do 2003. godine bio je 155 Mbit/s (STM-1signal) i ta je mreža imala korisnička sučelja kapaciteta 2 Mbit/s (E1), 34 Mbit/s (E3) i 155 Mbit/s (STM-1)[2][3]. PDH mreža osiguravala je analogna telefonska sučelja, 4-žično E&M, ISDN S0, X.21, X.24, V.11,V.24 i V.35 sučelja, kao i podatkovna 64 kbit/s i nx64 kbit/s sučelja. Mreža je rasla zajedno s potrebama korisnika i izgradnjom optičke infrastrukture HEP-a isadašnje se stanje uveliko se razlikuje od početnog. Usporedbe radi na Slici 2 prikazano je stanje mreže2003. i stanje mreže 2009. godine. Kako je rečeno u prethodnom poglavlju, od 2004. godine SDH-mreža preuzima ulogu područnetransmisijske mreže. Od te godine nabavlja se SDH-oprema nove generacije (engl.: Next GenerationSDH, NG SDH), koja je na Slici 2 označena narančastom bojom. Kod te opreme su tradicionalnoj SDHtehnologiji u svrhu učinkovitijeg prijenosa podatkovnog prometa dodane nove tehnologije definiranepreporukama Meñunarodne telekomunikacijske udruge ITU-T: generički postupci uokvirivanja (GFP),prividno ulančavanje (Vcat) i shema prilagoñavanja kapaciteta veze (LCAS) [4][5].2

Str. 139 HE VARAŽDIN TS ČAKOVEC TS PRELOG KL Va HE ČAKOVEC HE DUBRAVA TS NEDELJANEC TS VARAŽDIN TS LUDBREG TS IVANEC MAðARSKA TS STRAŽA AR TS KOPRIVNICA IVANSCICA TS VIRJE TS KRAPINA TS BJELOVAR TS MLINOVAC TE JERTOVEC 1 RPPODSUSED TS ZABOK TS KRIŽEVCI 2 TS ZAPREŠIĆ RR. MC ŽERJAVINEC 3 TS SAMOBOR S LJE ME SLOVENIJA 4 TS ZDENČINA 2 TS DUGO SELO 3 1 EL-TO 89 8 TS TRPIMIROVA TS VIROVITICA 5 TS RAKITJE 5 10 TS BELI MANASTIR 9 TS DUBEC 6 TS JARUN 6 TS DONJI MIHOLJAC 4 7 NDC TE-TO 10 TS RESNIK TS S LATINA 7 TS BOTINEC TS CEMENTARA TS VALPOVO CDU TUM BRI TS IVANIĆ GRAD NAŠICE TS OSIJEK 3 HE OZALJ TS OSIJEK 4 TS MRACLIN MC OSIJEK TS DARUVAR TS OSIJEK 1 TS OSIJE K 2** TS ERNESTINOVO TS NAŠICE TS POKUPLJE TS SIS CIA TE SISAK EVP LUDINA TDG KUTINA TS KATORO R.TS POREČ TS BUJE TS BUZET CDU PEHLIN KUPJAČ KI TS DUBOVAC TS ŽELJEZARA TS MEðURIĆ TS ðAKOVO 2 TS ðAKOVO 3 TS VUKOVAR TS ROVINJ TSDELNICE TSKUPJAK VRH EVP MORAVICE TS ŠVARČA TS PRAČNO TS PETRINJA TS POŽEGA TS RIJEKA* TS MELINA TS BUTONIGA TS M ATULJI HE GOJAK EVP SUNJA TS ðAKOVO HE RIJEKA TS VINKOVCI R . CRKVE NI VRH TS SUŠAK CHE FUŽI NE TS VRBOVSKO HE LEŠĆE TS GLINA HE VINODOL TS OŠTARI JE TS PAZIN TE RIJEKA TS KRASICA TS DONJ I ANDRIJEVCI TS LOVRAN TS NOVA GRADIŠKA TS SLAVONSKI BROD R. U ČKA RP OMIŠALJ EV P ANDRIJ EVCI TS NIJEMCI TS TUPJAK RP PLOMIN TS CRIKVENICA TS SLAVONSKI BROD 2 TS ŽUPANJA TS VINČENT TS KRK VE VRATARUŠA SRBIJA TS DUBROVA RP/TS BRINJ E TS RAŠA TS DUNAT HE SENJ KK SURBOVA GUS PI Ć POLJE TS Š IJANA Š UME ČI CA TS DOLINKA TS OTOČAC BOSNA i HERCEGOVINA KK STOJAN TS RAB R .S TIPANOV GRIČ HE SKLOPE R. VE L. P LJEŠ EVICA TS LOŠINJ TS NOVALJA TS KARLOBAG TS LIČKI OSIK TS PAG REZIME: UKUPNO SU 172 LOKACIJE OBUHVAĆENE PROJEKTOM FUNKCIJE VOðENJA EES-a VE RAVNE TS GRAČAC TS ŽUPANJA 82 LOKACIJE IMAJU NG SDH STANICE TS OBROVAC TS NIN TS ZADAR CENTAR RHE VELEBIT TS ðAKOVO 3 7 LOKACIJA JE U IZGRADNJI KOJA UKLJUČUJE OPTIKU I NG SDH TS ZADAR STARI TDG KUTINA 26 LOKACIJA NEMA OPTIKU HE GOJAK 20 LOKACIJA IMA STARE SDH STANICE TS BENKOVAC HE MILJACKA TS KNIN 37 LOKACIJA IMA PDH OPREMU T-Com OKLAJ HE GOLUBIĆ TS BIOGRAD AR. P ROMI NALEG EN DA: VE TRTAR TS DRNIŠ HE PERUČA TS NIJEMCI KRTOLIN HE JARUGA TRASA OPTIČKE VEZE RS LOZOVAC T-Com S INJ UHE SINJ TS SINJ CS BUŠKO BLATO TRASA OPTIČKE VEZE U IZGRADNJI CDU BILICE HE ORLOVAC RADIJSKA VEZA KORIŠTENA ZA SDH RAZINE STM-1 1 TS DUJMOVAČA TS KONJSKO HE ðALE RADIJSKA VEZA PDH RAZINE 8 3IME OBJEKTA CDU VRBORAN 2 TS KAŠTELA TS 1IME OBJEKTA SDH TRANSMISIJSKI ČVOR ILI SDH PRISTUPNA STANICA TROGIR 2 3 TS DUGOPOLJ EIME O BJEKTA 45 4 TS DOBRI TS SUĆIDAR 6 HE ZAKUČAC TS IMOTSKI 7 HE KRALJEVAC 5 TS VIS OKA 6 TS METERIZE TS NEREŽIŠĆA TS KRALJEVAC TS ZAGVOZD 7 TS DUGI RAT RR.V IDOVA GORA 8 VE POMETENO TS MAKARSKA BRDO TS VRGORAC TS STARIGRAD NDC ZAGREB HIDROELEKTRANA R.VIS TS PLOČE CDU ili MC TERMOELEKTRANA TS KORČU LA TS OPUZEN TRAFOSTANICA VJETROELEKTRANA TS STON TS BLATO EVP LOKACIJA IZVAN HEP-OPS-ovog PROCESNOG SUSTAVA TS KOMOLAC R. REPETITOR LOKACIJA IZVAN HEP grupe HE ZAVRELJE LOKACIJA IZVAN RH HE DUBROVNIK CRNA GORA Slika 1. Opremljenost lokacija informacijsko komunikacijskog sustava HEP-OPS-a SDH/PDH-opremom Zahvaljujući tome, u čvorovima opremljenim SDH-stanicama nove generacije osim gorenavedenih sučelja E1, E3 i STM-1 postoje i sučelja za priključenje opreme temeljene na Ethernet, FastEthernet i Gigabit Ethernet (samo kod ureñaja kapaciteta STM-16) tehnologiji, a SDH-mreža omogućavauspješan rad s podatkovnim prometom uz zadržavanje svih pogodnosti tradicionalnog SDH-prijenosa. NaSlici 2 vidi se da u PrP-u Rijeka danas prevladava SDH oprema nove generacije. Postojeća SDH-mreža PrP-a Rijeka koristi se za glavninu procesnih potreba HEP-OPS-a, za dioprocesnih potreba DP-ova i proizvodnje, za komutacijsku mrežu i za vanjske tk korisnike HEP-a. Osnovni kapacitet današnje SDH-mreže PrP-a Rijeka je 622 Mbit/s (STM-4 signal) na glavnimpravcima SDH-prstena dok su priključni pravci kapaciteta 155 Mbit/s (STM-1 signal) ili 622 Mbit/s (STM-4signal) ovisno o potrebama pojedinih korisnika. Na osnovu iskustava stečenih u eksploataciji SDH-mrežetijekom godina te na osnovu procijenjenih potreba za kapacitetima veza može se reći da su kapacitetizadovoljavajući za sve sadašnje i buduće potrebe u upravljanju EE sustavom HEP OPS-a. Napajanje SDH opreme naponom 48 V DC je sustavno rješeno u svim objektima OPS-a.Neprekinutost napajanja ostvarena je korištenjem sustava besprekidnog napajanja s akumulatorskimbaterijama autonomije rada od nekoliko sati Za nadzor i upravljanje SDH-mrežom koristi se programska podrška TNMS, centraliziran isveobuhvatan tk nadzorni sustav za transportne mreže HEP-a kojim se nadzire i DWDM. Za potrebeupravljanja i nadziranja NG SDH-stanica instaliran je novi TNMS - M Server koji je spojen na postojećiTNMS Net Server i preko njega na TNMS Core Server. Na ovaj način sačuvana je postojeća strukturaSDH-mreže i u nju su uključene NG SDH-stanice. 3

Str. 1402003 g. 2009 g. Slika 2. Usporedba SDH mreže PrP-a Rijeka 2003. i 2009. godine Sve nove NG SDH-aplikacije podržane su novim programskim paketima nadzornog sustava.Kreiranje i upravljanje uslugama i dalje se vrši pomoću TNMS Core Servera kao i upravljanje mrežomSDH elemenata. Konfiguriranje novih elemenata pomoću LCT programskih paketa (upravljački paketirazvijeni za pristup SDH elementu mreže) radi se kroz TNMS - M Server. Unutar TNMS sustava upravljanja formiraju se servisi koji predstavlja korisničke veze izmeñudvije točke (ili više točaka u NG SDH) u SDH-mreži. Svi servisi ostvareni su na principu radnog i zaštitnogputa te se tako postiže brza i učinkovita funkcija zaštite i prebacivanja prometa u roku od najviše 50 ms. Dok su optički kabeli i SDH-oprema PrP-a Rijeka u zakupu HEP-Operatora prijenosnog sustava,nadzorni sustav TNMS nije i u nadležnosti je HEP-ovog Sektora za informatiku i telekomunikacije. Održavanje SDH-opreme je u domeni Odjela za telekomunikacije PrP-a Rijeka, uz podrškuvanjskih poduzeća. Zaposlenici odjela za telekomunikacije se redovito i kontinuirano školuju za rad sureñajima SDH-mreže i pripadnim mjernim instrumentima od početaka izgradnje mreže. Za podršku održavanju 2. i 3. razine sklapaju se ugovori sa isporučiteljem opreme. Sklapanjeugovora je u nadležnosti HEP-ovog Sektora za informatiku i telekomunikacije.3.1. Raspoloživost i otpornost HEP-ove SDH-mreže Telekomunikacijski sustav treba održavati raspoloživim, sigurnim i cjelovitim, a posebice trebaodržavati njegovu sposobnost zadržavanja funkcije u slučaju pojave kvarova na bilo kojoj razini. Meñuparametrima koji definiraju kvalitetu telekomunikacijskog sustava operatora prijenosnog sustava ključnomjesto zauzimaju raspoloživost i otpornost: • Raspoloživost A(t) je vjerojatnost da sustav ispravno radi u trenutku t. Ovaj parametar kvalitete izražava zahtjev da prekidi rada sustava budu što kraći. • Otpornost na neispravnosti izražava stupanj sposobnosti sustava da može nastaviti korektno obavljati specificirane funkcije i nakon pojave sklopovskih i programskih neis- pravnosti. Ovaj parametar kvalitete izražava zahtjev da sustav može ispravno raditi i u slučaju pojave neipravnosti. ITU-T definira vremensku raspoloživost veza na slijedeći način: a) ako omjer pogrešnih bitova (engl. Bit Error Rate, BER) lošiji od 10-3 postoji dulje od 10 neprekinutih sekundi veza je u tom vremenu neraspoloživa b) ako je vrijeme s BER lošijim od 10-3 kraće od 10 sekundi veza je raspoloživa, ali degradiranih performansi c) neraspoloživo vrijeme prestaje kada je tijekom 10 neprekinutih sekundi BER bolji od 10-3, a raspoloživo vrijeme započinje po isteku tih 10 sekundi Raspoloživost transmisijske veze ovisi o pouzdanosti opreme, organizaciji održavanja iredundanciji u samoj mreži.4

Str. 141 Osnovna formula za računanje raspoloživosti veze glasi: A = MTBF MTBF + MTTR gdje je: • A - raspoloživost (engl.: Availability) • MTBF - srednje vrijeme izmeñu kvarova (engl.: Mean Time Between Failures) • MTTR - srednje vrijeme od nastanka kvara do popravka (engl.: Mean Time to Repair) Prema tome, na raspoloživost utječu dva parametra: srednje vrijeme do pojave kvara, MTBF, isrednje vrijeme potrebno za otklanjanje kvara, MTTR. Parametar MTBF pokazuje kvalitetu opreme kojasudjeluje u vezi i redundanciju opreme (redundantni napojni, kontrolni i linijski moduli) i definira jeproizvoñač opreme. Parametar MTTR je vrijeme u kojem će služba održavanja otkloniti kvar i vratiti vezuponovno u funkciju, te pokazuje kvalitetu organizacije, obučenosti i opremljenosti službe za održavanje. Nakon što se definiraju parametri potrebni za proračun raspoloživosti (MTTR i MTBF) potrebno jedefinirati konfiguraciju za koju se radi proračun. Potrebno je paziti kako su povezani pojedini elementiopreme. Za transmisijsku vezu za koju postoji glavni i obilazni transmisijski put, u pravilu postoje elementikoji su zajednički za oba puta i elementi koji su uključeni isključivo u glavni ili rezervni spojni put. Zasustav elemenata vezanih u seriju, ukupna raspoloživost je umnožak pojedinačnih raspoloživosti budućida je sustav raspoloživ samo u slučaju kad su svi elementi u seriji raspoloživi. Za sustav komponenatavezanih u paralelu, raspoloživost sustava se izračunava preko neraspoloživosti. Sustav nije raspoloživkad nijedna paralela nije raspoloživa pa je ukupna neraspoloživost umnožak pojedinačnihneraspoloživosti paralela. Može se zaključiti da se raspoloživost može poboljšati ugradnjom kvalitetne opreme sredundantnim napojnim, kontrolnim i linijskim modulima i redundantnim linkovima s jedne strane ikvalitetnom organizacijom održavanja s druge strane. U proračunima raspoloživosti veza transmisijske mreže HEP-a [6] korištene su sljedećevrijednosti za MTTR: • 2 h, za veze NDC-a s CDU-ovima (danas MC-ovima), • 4 h, za veze CDU-ova s SDH-čvorovima te • 6 h, za veze CDU-ova s PDH čvorovima. Kako bi se omogućilo postizanje tih vrijednosti, održavanje optičke, SDH i PDH-mreže HEP-aprovodi se lokalno po odjelima telekomunikacija prijenosnih područjima kao centrima održavanja blizutočaka kojima gravitira velik broj veza. Osoblje u tim centrima je kvalitetno i kontinuirano školovano iuglavnom raspolaže svim tehničkim sredstvima koja su mu potrebna za rad, od mjernih instrumenata,pričuvnih dijelova i modula preko sredstava veza do transportnih vozila. U radu koriste upravljačkonadzorni sustav TNMS u svrhu indiciranja i lociranja kvarova u mreži i time skraćivanja vrijeme dojavekvara. Da bi se osigurala raspoloživost veze mreža mora omogućavati pružanje usluga i u slučajupojave kvara, što se naziva otpornost na neispravnosti ili održivost (engl.: survialibility). Zbog toga semreža gradi na način da se konfiguriraju zaštitni putevi, preko kojih se preusmjerava promet u slučajukvara na radnim linkovima. Na slici 2 vidi se da je mreža grañena od prstenova meñusobno spojenih u po dva čvora. Na tajnačin omogućeno je jednostavno ostvarenje alternativnog puta za svaku vezu. Zaštitnim mehanizmimaSDH-tehnologije u slučaju kvara osigurano je prebacivanje prometa na drugo optičko vlakno unutar 50ms, zbog čega je SDH veoma pouzdana tehnologija.4. POTREBE PROCESNIH KORISNIKA U PRIJENOSNOM PODRUČJU RIJEKA Optička, SDH i PDH-mreža preko priključnih točaka na PDH ili SDH-razini, a u zadnje vrijeme ina optičkoj razini, osigurava pouzdanu komunikaciju procesnim korisnicima HEP-a. U PrP-u Rijeka ovikorisnici danas gotovo 90 % svojih komunikacijskih potreba ostvaruju preko SDH i PDH-mreže. U tablici I. navedene su aplikacije informacijsko komunikacijskog sustava HEP-OPS-a i ostaleaplikacije za čije telekomunikacijsko povezivanje se uglavnom koristi područna transmisijska SDH-mrežaPrP-a Rijeka. 5

Str. 142 Tablica I: Korisnici SDH-mreže PrP-a RijekaDanašnje stanje Projekt FV EES-a Opis Napomena nadzor i upravljanje nadSustav daljinskog ABB Network pogonskim stanjem nakon izgradnje novih MC-nadzora Manager SCADA transformatorske stanice ova i integracije postojećihtrafostanica (SDV) IEC 60870-5-104 daljinska mjerenja i daljinska DC-a i CDU-a napušta se signalizacija sastavni su dio ova vrsta nadzora EES-aSustav daljinskog sinoptičkih ploča u svakommjerenja i dispečerskom centru (DC) Implementacijomdaljinske redundantni sustav za procesnog LAN-a nadzor,signalizacije prikupljanje, prijenos i obradu očitavanje i parametriranje mjerenja iz EES-a i za ureñaja postaje jedan odSustav mjerenja nadogradnja prikupljanje analognih vrijednosti procesnih podsustava teizvan SDV-a koncentratora iz stanica EES-a se tehnologijom VLAN-a protokolom IEC Automatskom regulacijom šalju odvaja od ostalih aplikacija 60870-5-104 se iz NDC-a impulsi upravljanja dok osnovna funkcija radom generatora u HE Vinodol i ostaje na sadašnjimSustav ABB Network HE Senj vezama radi sigurnosti Iautomatske Manager AGC Prikupljanje podataka s ureñaja brzine djelovanjaregulacije snage i IEC 60870-5-104 obračunskog mjerenja (brojila i Predviña sefrekvencije registratori radne i jalove el. implementacija novog energ.) i mjerenja kvalitete el. sustava dispečerskeSustav za Novi sustav energije u svrhu prikupljanja telefonije temeljenog na IPprikupljanje IEC 60870-5-104 podataka, obračuna razmjene tehnologiji koji bi bioobračunskih energije i analize potrošnje zasebni servis unutarmjernih podataka procesne IP mreže Ostvaruje se kao diferencijalna iliZaštita dalekovoda distantana zaštita (na nekim Koristi cijela HEP grupaRelejna zaštita dalekovodima obje zaštite rade paralelno), a spaja se preko Ovisno o potrebama i daljeSustav komutacije SDH/PDH mreže ili direktno na se planiraju povezivanjaza potrebe optičke niti koja nalaže budućadispečerske izgradnja EE sustavaslužbe Dispečerska služba, kao glavna služba sa stanovišta upravljanjaKomutacijske energetskom mrežom, imapotrebe HEP osiguran zaseban sustavOPS-a komuniciranja unutar HEP-ovog sustava komutacijeKomunikacijskepotrebe distribucije Povezanost centrala ostvarenai proizvodnje kroz SDH osigurava jeftin i pouzdan način komunikacijeWAMS Nadogradnja i Na zajedničkim točkama EE proširenje sustava ostvarene su veze koje omogućavaju neometan i pouzdan rad sustava 400 kV i 220 kV TS, GPS, za nadgledanje stabilnosti napona, oscilacije snage, faznih kutova i frekvencijske stabilnosti Takoñer, u Tablici I je navedeno očekuju li se zamjene i proširenja tih aplikacija kroz projekt HEPOPS-a Funkcije voñenje EES-a čija je realizacija u tijeku (FV EES).6