Procesna informatika i komunikacije u prijenosnom sustavu

Str. 143 SDV i regulacija su kritični sustavi za pouzdan, siguran i besprekidan rad EES-a koji generirajupromet u stvarnom vremenu i spadaju. Njihovi zahtjevi na tk mrežu su raspoloživost 99%, 99,9 % ili99,99% (objekti sekundarne regulacije) i kašnjenje ispod 2 s (SDV), odnosno ispod 5 s (regulacija). Prema Generalnom planu [1], obvezujućem dokumentu po pitanju telekomunikacija HEP-a,razmjena podataka za kritične funkcije glede sigurnosti, raspoloživosti i vremena odgovora izvodi senekomutiranim kanalima, odnosno isključivo kapacitetima transmisijske mreže. Zbog toga se potrebeSDV-a, mjerno-obračunskog sustava, regulacije i zaštite dalekovoda nastoje rješavati putem SDH/PDHinfrastrukture. Na području PrP-a Rijeka ukupno 39 lokacija predstavlja krajnje čvorove informacijskokomunikacijskog sustava HEP-OPS-a. Meñu tim lokacijama, 21 je opremljena NG SDH-stanicama, 9starim SDH-stanicama, 6 ima samo PDH-opremu, a 3 lokacije nemaju optiku već komunicirajukorištenjem visokofrekvencijskih veza putem visokonaponskih dalekovoda. U izgradnji su 2 nove lokacijeza koje izgradnja uključuje optiku i NG SDH-stanice. U tijeku je realizacija projetka Funkcije voñenja EES-a kojim će se promijeniti karakter prometaprocesnog sustava. Krajnje lokacije tih sustava generirat će paketno orijentirani promet (IEEE802.3/Ethernet) pa će pristupna i područna tk mreža izmeñu MC-a i objekata EES-a, odnosno izmeñuNDC-a i objekata EES-a morati osigurati transport paketnog Ethernet-prometa. Kao sljedeći korak, predviña se izgradnja procesnih LAN-ova u transformatorskim stanicamaHEP-OPS-a. Dok je, npr. sustav daljinskog voñenja u PrP Rijeka danas realiziran isključivo SDH/PDHmrežom (osim kod 3 lokacije koje nemaju optičku veuzu), nakon implementacije procesnog LAN-a taj ćesustav kao i ostali postati jedan od procesnih podsustava procesnog LAN-a te će se tehnologijomvirtualnih LAN-ova (VLAN) odvajati od ostalih aplikacija TS-a [8]. Nova generacijA SDH ureñaja u potpunosti podržava tehnologiju virtualnih LAN-ova (VLAN)predviñenu za odvajanje pojedinačnih usluga u budućoj procesnoj LAN mreži. Ovaj način spajanja i razdvajanja prometa pomoću VLAN tehnologije već se primjenjuje u SDH-mreži PrP-a Rijeka za potrebe odjela mjerenja (Obračunska mjerenja) te odjela zaštite i sustavadaljinskog voñenja za potrebe očitavanje i parametriranje ureñaja.4.1. Zahtjevi projekta Funkcije voñenja EES-a na područnu telekomunikacijsku mrežuProjektom Funkcije voñenja EES-a mijenjaju se tehnološki temelji procesnog ICT sustava kojiprelazi na standardne komunikacijske protokole i standardne komunikacijske ureñaje. Time će se postićineovisnost aplikacija o komunikacijskoj arhitekturi i omogućiti jednostavna razmjena podataka izmeñusustava i s ostalim sudionicima tržišta električne energije. S druge strane, otvorena rješenja namećudruge probleme, u prvom redu pitanje zaštite sigurnosti informacija, informacijskih sustava, a samim timei EES-a. Najvažnija funkcija buduće procesne IP-mreže je jamčiti pouzdanu isporuku SCADA-podataka iostalih procesnih i poslovnih podataka HEP-OPS-a na pravu adresu i u dopuštenim granicama kašnjenjai pritom jamčiti sigurnost prenošenih podataka. Projekt FV EES uključuje izmeñu ostalogRFC 793 (Transmission Control Protocol) TRANSPORTNI SLOJ zamjenu sustava daljinskog voñenja (SDV), (4. sloj) sustava sekundarne regulacije radne snage i frekvencije (regulacija) i sustava za obračunska mjerenja. Kao rezultat, krajnje lokacije tihRFC 791 (Internet Protocol) MREŽNI SLOJ sustava komunicirat će korištenjem protokola (3. sloj) IEC 60870-5-104 [9]. Ovaj protokol koristi transportne funkcije iz protokolnog profila RFC 1661 RFC 1661 SL OJ TCP/IP-a (engl.: Transmission Control (PPP) (transm isija POD ATK OVN E Protocol/Internet Protocol) prikazanog na slici 3. IP- dat ag rama VEZE Najuobičajenije rješenje je korištenje IEEE RFC 1662 (2. sloj) 802.3/Ethernet mreže. U tom slučaju krajnje(PPP u uokviravanju preko lokacije tih sustava generirat će paketno Ethernet m reže) orijentirani IEEE 802.3/Ethernet-promet pa kao HDLC) FIZIČKI pristupna i područna tk mreža izmeñu MC-a i objekata EES-a, odnosno izmeñu NDC-a iX.21 IEEE 802.3 SL OJ objekata EES-a moraju osigurati transport (1. sloj) paketnog Ethernet-prometa. Od SDH-stanica samo NG SDH stanice moguSlika 3. TCP/IP protokolni složaj direktno prihvatiti Ethernet-promet novih aplikacija projekta FV EES. 7

Str. 1445. PRIMJER VEĆEG KVARA I NJEGOVOG UTJECAJA NA SDH/PDH MREŽELEGENDA Za ilustraciju pouzdanosti i brze intervencije djelatnika Odjeka za Pribli` no mjesto pucanja OPGW-a telekomunikacije HEP OPS-a možemo pogledati sliku 4. koja pokazuje OPGW u prekidu dogañanja tijekom siječnja 2003 g. Dio za{ titnog u` eta (OPGW-a) na tlu, nakon prekida OPGW-a na dalekovod van pogona potrebna sanacija dalekovoda mogu} prekid OPGW-a dalekovodima TS Novalja – TS L.Osik i TS Gračac – TS Knin. Unatoč Slika 4. Prekid OPGW-a u siječnju 2003. prekidu dva od tri glavna pravca komunikacije Zagreb – Split korisnici praktični nisu ni osjetili prekid na vezama jer je konfiguracija SDH- mreže i servisa u TNMS-u u potpunosti kompenzirala prekide veza te proslijedila komunikaciju jedinim preostalim ispravnim putem. Treba napomenuti da je zbog sanacije dalekovoda na potezu TS Melina – HE Vinodol bilo potrebno preusmjeriti dio veza što je odrañeno u koordinaciji Odjela telekomunikacija te je i taj mogući prekid komunikacije izbjegnut. SDH se kroz 9 godina korištenja u PrP-u Rijeka dokazala kao pouzdana tehnologija koja ima učinkovitu shemu multipleksiranja, unosi mala kašnjenja i sadrži učinkovite mehanizme zaštite. Njezina pouzdanost i sposobnost prebacivanja prometa na pričuvni put u roku od najviše 50 ms, u kombinaciji s velikim mogućnostima u nadzoru same mreže utemeljile su njenu uspješnost.6. ZAKLJUČAK SDH-mreža čini osnovicu telekomunikacijske mreže putem koje se odvija prijenos informacija zapotrebe različitih HEP-OPS-ovih procesnih korisnika, kao što su: sustav daljinskog upravljanja, zaštitadalekovoda, sustav za prikupljanje obračunskih mjernih podataka te mreža komutacije. Tijekom svih ovih godina nije bilo većih prekida u radu ovih aplikacija uzrokovanih kvarovimaSDH mreže. Kvarovi su nastajali kao posljedica grešaka u sustavu napajanja ili je dolazilo do prekidaoptičkih niti. Moguće posljedice prekida optičkih niti SDH-mreža je zbog svoje prstenaste struktureuspješno apsorbirala te nikada nije došlo u pitanje sigurno i neometano voñenje EE sustava HEP-a. Danas nakon gotovo 10 godina od uvoñenja SDH/PDH tehnologije u eksploataciju možemo rećida je SDH mreža postala pouzdana okosnica svih HEP-OPS-ovih potreba u voñenju i upravljanju EEsustavom.7. LITERATURA[1] Generalni plan razvoja mreže HEP-a, Sveučilište u Zagrebu Fakultet Elektrotehnike i računarstva, Zagreb, 2004.[2] S. Javornik Vončina, M. Andrić, T. Todorović, J. Zrno, “ Prikaz organizacije upravljanja i održavanja optičke, SDH i PDH-mreže HEP-a“, 6. savjetovanje CIGRE, Zbornik radova, Cavtat, Hrvatska, studeni 2003. 8

Str. 145[3] T. Todorović, S. Javornik Vončina, “ Prikaz korištenja SDH i PDH-mreže Prijenosnog područja Opatija“, 6. simpozij o sustavu voñenja EES-a, Zbornik radova, Cavtat, Hrvatska, studeni 2004.[4] T. Todorović, S. Javornik Vončina, “Nove generacije SDH ureñaja“, 7. simpozij o sustavu voñenja EES-a, Zbornik radova, Cavtat, Hrvatska, studeni 2006.[5] T. Todorović, S. Javornik Vončina, “Korištenje Ethernet-veza preko SDH-mreže u Prijenosnom području Rijeka“, 8. savjetovanje HRO CIGRÉ, Cavtat, 4. - 8. studenoga 2007[6] Idejni projekt Mreža veza HEP – Plan transmisijskih veza HEP, Elektroprojekt d.d., Zagreb, 1996.[7] „Idejno rješenje procesnog LAN-a u transformatorskim stanicama“ ,PRO INTEGRIS , Zagreb, 2008.[8] IEC 60870-5-104 „Telecontrol equipment and systems Part 5-104: Transmission protocols - Network access for IEC 60870-5-101 using standard transport profiles“, 2006 9

Str. 146 1-05HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. simpozij o sustavu vođenja EES-aCavtat, 9. - 12. studenoga 2008.Mr.sc. Ante Martinić, dipl.ing. Marko Šmalcelj, dipl.ing.Končar–Inženjering za energetiku i transport d.d. Končar–Inženjering za energetiku i transport [email protected] [email protected] Šturlić, dipl.ingHEP - Operator prijenosnog sustava [email protected] IMPLEMENTACIJA SUSTAVA ZA UPRAVLJANJE INFORMACIJSKOM SIGURNOŠĆU U SUSTAVIMA PROCESNE INFORMATIKE PREMA STANDARDU ISO 27001 SAŽETAK Elektroprivredne organizacije se pri radu u suvremenom poslovnom okruženju sve više oslanjajuna sustave procesne informatike. Sustavi procesne informatike postaju sve sofisticiraniji i složeniji te jeosiguravanje njihova pouzdanog rada sve zahtjevniji zadatak. Jedan od najvažnijih aspekata kojiosiguravaju pouzdan rad informatičkih sustava predstavlja realizacija različitih sigurnosnih mehanizama.Zbog sve veće složenosti suvremenih informatičkih sustava implementaciji sigurnosti potrebno je pristupitisistematično na način da se realizira sveobuhvatni sustav za upravljanje informatičkom sigurnošću (eng.Information Security Management System - ISMS) Za uspostavu sustava ISMS najčešće se upotrebljava međunarodno prihvaćeni standard ISO/IEC27001. Ovaj standard propisuje općenite procedure namijenjene uspostavi sustava ISMS u bilo kojeminformacijskom sustavu. Stoga je osnovni zadatak kod implementacije standarda ISO/IEC 27001 zapotrebe sustava procesne informatike primjena na specifično poslovno okruženje. Primjenom standardaosigurava se implementacija sveobuhvatnog sustava za upravljanje informacijskom sigurnošću. U članku je opisan standard ISO/IEC 27001 te način implementacije sustava informatičkesigurnosti pomoću ovog standarda. Posebno je obrađena procedura i koraci implementacije sustavaISMS koji se odnose na sustave procesne informatike. Ilustrirani su koraci implementacije sustavasigurnosti od analize rizika do same implementacije kontrola. . Ključne riječi: ISO/IEC 27001, ISMS, sustav za upravljanje sigurnošću IMPLEMENTATION OF INFORMATION SECURITY MANAGEMENT SYSTEM IN ELECTRIC POWER INDUSTRY ACCORDING TO ISO 27001 SUMMARY In modern business environment electric power organizations use information systems more andmore extensively. Information systems are becoming more sophisticated and complex, and keeping themin operation is not a simple task. One of the most important aspects that assures reliable operation ofinformation systems is implementation of various security mechanisms. Because of the increasedcomplexity of modern information systems it is necessary to apply systematic approach forimplementation of comprehensive Information Security Management System – ISMS. International standard ISO/IEC 27001 is generally used for setting up ISMS. This standarddescribes general procedures for setting up ISMS in any information system. The main goal inimplementing ISO/IEC 27001 in information systems in electric power organizations is its application in 1

Str. 147this specific business environment. Usage of standard assures implementation of comprehensiveInformation Security Management System. This article deals with the description of standard ISO/IEC 27001 and usage of this standard toimplement ISMS. It deals with practical implementation of security mechanisms which address securityaspects of information systems in electric power organizations. Steps of ISMS implementation, rangingfrom risk analysis to controls implementation, are illustrated on the example. Key words: ISO/IEC 27001, ISMS, Information Security Management System1. UVOD Kako bi se osigurao pouzdan i efikasan rad elektroenergetskog sustava kao cjelineelektroprivredne organizacije moraju imati implementiran robustan sustav procesne informatike. Jedan odključnih aspekata svakog suvremenog informatičkog sustava, pa tako i sustava procesne informatike, jestimplementacija sigurnosnih mehanizama. Da bi sigurnosni mehanizmi u potpunost ispunili svoju svrhupotrebno ih je implementirati na način da postanu integralni dio sustava. To je moguće samo ako seimplementaciji informatičke sigurnosti pristupi sustavno. Potrebno je izvršiti podrobno planiranjeimplementacije sigurnosnih mehanizama, ostvariti planiranu implementaciju te uspostaviti procedure zakontinuirani nadzor i poboljšanje sigurnosti sustava. Kako bi se postigla i održala zadovoljavajuća razinasigurnosti sustava potrebno je imati razrađen i implementiran sveobuhvatan sustav za upravljanjeinformacijskom sigurnošću (eng. Information Security Management System - ISMS). Temeljit pristup implementaciji sustava za upravljanje informacijskom sigurnošću osiguravaprimjena općeprihvaćenih standarda. Najčešće primjenjivani standard za uspostavu sustava upravljanjainformacijskom sigurnošću je međunarodni standard ISO/IEC 27001. Navedeni standard opisuje modelza planiranje, uspostavu, upravljanje, nadgledanje, održavanje i usavršavanje sustava za upravljanjeinformacijskom sigurnošću. Standard ISO/IEC 27001 je općeniti standard primjenjiv na bilo koju vrstuorganizacije i temelji se na identifikaciji i analizi poslovnih rizika organizacije. Specifičnost primjenestandarda ISO/IEC 27001 u sustavima procesne informatike elektroprivrednih organizacija odnosi se naspecifičnosti rizika u navedenim sustavima. Kod odabira i provođenja metoda za sučeljavanje s rizicimatakođer se posebno moraju uvažavati specifičnosti sustava procesne informatike. U sljedećem poglavlju opisan je standard ISO/IEC 27001 i njegova uloga u procesu uspostaveinformatičke sigurnosti. U trećem poglavlju opisana je procedura implementacije sigurnosnihmehanizama. Opisani su koraci koji se provode da bi se određeni rizik identificirao, da bi se izvršilanjegova procjena i na kraju primjenom odabrane kontrole sveo na najmanju moguću mjeru. Uposljednjem poglavlju dan je osvrt na najznačajnije zaključke obrađene teme.2. STANDARD ISO 27001 Standard ISO 27001 pripada skupu standarda ISO/IEC 27000 koji se bave upravljanjemsigurnošću informacija. Do sada su objavljeni standardi: • 27001:2005 Information technology - Security techniques - Information security management systems - Requirements - obuhvaća specifikaciju zahtjeva na sigurnost sustava za upravljanje informacijama, prema ovom standardu obavlja se certificiranje • 27002:2005 Information technology - Security techniques - Code of practice for information security management – opisuje preporučene prakse upravljanja sigurnošću informacija • 27006:2007 Information technology - Security techniques - Requirements for bodies providing audit and certification of information security management systems – daje upute za provođenje procesa certifikacije i registracijeOsim tri navedena, u pripremi je i dokument ISO/IEC 27000 koji će sadržavati uvod, pregled te pojmoverelevantne za sustav za upravljanje informacijskom sigurnošću. ISO 27001:2005 je formalni standardu prema kojem organizacije mogu implementirati i certificiratisvoje sustave za upravljanje informacijskom sigurnošću (ISMS). Standard donosi zahtjeve na zasnivanje,implementaciju, upravljanje, nadzor, reviziju, održavanje i unaprjeđenje dokumentiranog ISMS-a kaodijela sveukupnog djelovanja organizacije na polju upravljanja rizicima. Standardom se zahtjevaimplementacija sigurnosnih kontrola, ali u mjeri u kojoj je to za pojedinu organizaciju prikladno.2

Str. 148 Sam standard nastao je 1999. godine kao drugi dio standarda BS 7799 (eng. British Standard7799). Godine 2002. standard je revidiran pri čemu je značajna promjena bila uvođenje upravljačkogmodela Planiraj-Provedi-Provjeri-Djeluj (eng. Plan-Do-Check-Act). Godine 2005. standard je prihvaćenkao međunarodni standard ISO/IEC 27001:2005.Zainteresirane Planiranje Zainteresirane strane strane Zasnivanje ISMS-a Provođenje Izvedba i Održavanje i Djelovanje upravljanje unaprijeđenje ISMS -om ISMS-aOčekivanja i Nadzor i Upravljanje zahtjevi na revizija ISMS -a sigurnošću sigurnost informacija informacija Provjera Slika 1. Model Planiraj-Provedi-Provjeri-Djeluj primijenjen na ISMS Prema definiciji ISO/IEC povjerenstva odgovornog za obitelj standarda 27000, namjenastandarda ISO/IEC 27001 je pomoć organizacijama pri ostvarivanju slijedećih ciljeva: • Formulacija sigurnosnih zahtjeva i ciljeva • Osiguranje financijski učinkovitog upravljanja rizicima • Osiguranje poštivanja relevantnih zakona i propisa • Osiguranje postizanja sigurnosnih ciljeva organizacije • Razrada postojećih i ustanova novih poslovnih procesa važnih za sigurnost informacija • Iskaz stvarnog stanja sigurnosti informacija unutar tvrtke odnosno organizacije • Omogućavanje egzaktne procjene poštivanja relevantnih sigurnosnih normi u kontekstu pružanja odgovarajućih uvjerenja poslovnim partnerima • Unaprjeđenje općenitog poslovanja kroz povećanje sigurnosti Tokom faze planiranja ISMS-a obavlja se revizija poslovnih procesa i određuju se resursi kritičniza njihovo odvijanje. Najčešće već sam uvid u aktualne poslovne procese dovodi do ideje o njihovojefikasnijoj implementaciji. Inicijalno je potrebno identificirati potencijalne prijetnje. Za svaku identificiranu prijetnjuprocjenjuje se vjerojatnost njezina ostvarenja te štetne posljedice ukoliko do njena ostvarena ipak dođe.Na temelju vjerojatnosti pojave i mogućih posljedica određuje se stupanj rizika kojemu je tvrtka izložena.U uvjetima ograničenih financijskih resursa namijenjenih sigurnosti informacija i informacijskim sustavimaopćenito, ovaj pristup omogućava određivanje takvih prioriteta djelovanja koji osiguravaju maksimalnuposlovnu učinkovitost. U okviru ISMS-a postoje različite vrste odgovora na rizike koji nisu nužno vezani uz informacijsketehnologije. Načini upravljanja rizicima mogu se podijeliti u slijedeće kategorije: • Uvođenje novih ili modifikacija postojećih informacijskih sustava – npr. uvođenje dodatnih vatrozidova kao novih sustava, dodatno osiguranje poslužitelja i radnih stanica (eng. hardening) kao modifikacija postojećih sustava • Uvođenje novih ili modifikacija postojećih općenitih sigurnosnih mehanizama – npr. uvođenje sustava video nadzora kao novog sustava, uvođenje grupa i uloga za finiju kontrolu pristupa putem sustava sigurnosnih brava kao modifikacija postojećeg sigurnosnog mehanizma 3

Str. 149 • Uvođenje novih ili modifikacija postojećih poslovnih procesa uz školovanje djelatnika – npr. uvođenje procesa revizije dnevničkih zapisa sustava kontrole fizičkog pristupa s ciljem otkrivanja promjena ponašanja osoblja kao novi proces, odlaganje tajnih dokumenata u uništavač papira umjesto odbacivanja u kontejner za stari papir kao promjena postojećeg procesa • Raspodjela rizika – osiguravanje od požara, poplave i sličnih nesreća uz definiranje ugovora o razini usluge s ciljem prijenosa rizika na treće osobe • Evidentiranje rizika bez posebne akcije – za rizike koji nisu dovoljno veliki da bi njihovo uklanjanje bilo financijski opravdano Postupak revizije poslovanja uvođenjem ISMS-a na temelju standarda ISO/IEC 27001 dovodi dopovećanja učinkovitosti informacijskog sustava, a time i pozitivnih efekata na sveukupno poslovanjetvrtke.3. IMPLEMENTACIJA SUSTAVA ISMS PREMA ISO 27001 Implementacija sustava za upravljanje informacijskom sigurnošću prema standardu ISO 27001može se podijeliti na sljedeće korake: • Dobiti podršku rukovodstva kompanije za cjelokupni proces uspostave, provođenja i revizije sustava za upravljanje informacijskom sigurnošću • Odrediti područja na koja će se primjenjivati ISMS (tzv. područje pokrivenosti) • Identificirati primjenjivu legislativu • Definirati metodu analize rizika • Identificirati resurse koje treba zaštititi • Identificirati rizike • Provesti procjenu rizika • Odrediti ciljeve i kontrole koje će se primijeniti • Odrediti politike i procedure kojima će se kontrolirati rizici • Osigurati resurse za kontinuirano vođenje ISMS-a3.1 Podrška rukovodstva kompanije Rukovodstvo kompanije ima izrazito važnu ulogu za uspješnu implementaciju kao i daljnjeprovođenje ISMS-a. Rukovodstvo mora osigurati potrebne resurse za kontinuirano vođenje ISMS-a ipobrinuti se da svi zaposlenici na koje se primjenjuje ISMS imaju primjerenu kompetentnost, obuku, isvijest o ISMS-u. Uloga rukovodstva očituje se kroz donošenje osnovnog dokumenta sigurnosne politike,dokumenta o globalnim sigurnosnim ciljevima i planovima, uvođenje uloga i odgovornosti vezanih uzinformacijsku sigurnost unutar same organizacije, naglašavanje važnosti informacijske sigurnosti,osiguranje resursa potrebnih za uspostavu i vođenje ISMS-a, sudjelovanje u određivanju prihvatljiverazine rizika, sudjelovanje u reviziji ISMS-a te osiguranje primjerene obuke zaposlenika iz područjainformacijske sigurnosti. Osnovni dokument sigurnosne politike treba biti kratak dokument koji ističe važnost informacijskesigurnosti i navodi ciljeve koji se moraju ostvariti provođenjem sigurnosne politike. Primjer ciljeva možebiti: „Informacije moraju biti dostupne samo ovlaštenim osobama unutar i izvan organizacije.“, „Svizaposlenici moraju imati primjerenu obuku iz područja informacijske sigurnosti.“, „Rukovoditeljinformacijske sigurnosti je odgovoran za provođenje sigurnosne politike i pružanje podrške za vrijemenjezine implementacije.“, itd.3.2 Područje pokrivenosti ISMS-om U ovom koraku potrebno je odrediti na koje poslovne procese organizacije će se primjenjivatiISMS. Potrebno je uzeti u obzir dokumente iz prethodnog koraka i dodatno analizirati poslovne procesena koje će se primijeniti ISMS. Kod određivanja područja pokrivenosti bitno je razmišljati u okvirimaposlovnih procesa, a ne postojeće strukture organizacije (odjeli, službe). Područje pokrivenosti treba bitinavedeno u posebnom dokumentu ili zajedno s dokumentima iz prethodne točke.4

Str. 1503.3 Primjenjiva legislativa S obzirom na vrstu organizacije, potrebno je identificirati svu postojeću legislativu (zakone inorme) koja se odnosi na poslovne procese navedene u području pokrivenosti te ih uzeti u obzir prilikomuspostave ISMS-a. U dokument koji definira područje pokrivenosti potrebno je uvrstiti dodatne napomenekoje se tiču primjene legislative vezane uz određeni proces. U slučaju većeg broja zakona i standardakoje treba primijeniti, opis legislative može se premjestiti u zaseban dokument.3.4 Metoda analize rizika Prije provođenja analize rizika potrebno je definirati i dokumentirati metodu analize rizika. ISO27001 ne specificira koju metodu treba koristiti, ali navodi da se odabranom metodom mora biti umogućnosti procijeniti rizik temeljen na razinama povjerljivosti, cjelovitosti i dostupnosti, postaviti ciljevesmanjenja rizika, odrediti kriterije prihvaćanja rizika te procijeniti opcije sučeljavanja s rizicima. Dvijepoznatije metode koje se mogu koristiti kako bi se zadovoljili prethodno navedeni zahtjevi su ISO/IEC13335 i NIST SP 800-30. U ovom koraku nastat će dokument koji će opisati način na koji će organizacijaupravljati rizikom koji se odnosi na informacijsku sigurnost te kriterije za procjenu rizika i potrebnu razinusigurnosti. U sljedećim koracima ovaj dokument će se proširivati podacima o resursima koje treba zaštititi,rizicima vezanim uz svaki resurs i listom kontrola koje će se koristiti za smanjivanje rizika na prihvatljivurazinu.3.5 Identifikacija resursa Kako bi se provela identifikacija i procjena rizika potrebno je napraviti listu informacijskih resursakoje treba zaštititi i koji pripadaju području pokrivenosti ISMS-om. Uz svaki resurs, ovisno o odabranojmetodologiji u prethodnom koraku, bit će naveden njegov vlasnik, lokacija te vrijednost koja označavakoliko je kritično ili teško zamijeniti taj resurs. Poželjno je da se resursi grupiraju u kategorije kako bi seosigurala preglednost i kasnija lakša provedba analize rizika.3.6 Identifikacija rizika Za svaki resurs identificiran u prethodnom koraku potrebno je identificirati rizike i klasificirati ihprema njihovoj važnosti. Dodatno, treba odrediti koliki je utjecaj gubitka povjerljivosti, cjelovitosti idostupnosti na određeni resurs. Identifikacija rizika započinje identificiranjem potencijalnih prijetnji te ranjivosti svakog resursa.Prijetnja je sve što može uzrokovati štetu u odnosu na određeni resurs dok je ranjivost potencijalna štetakoja može nastati zbog određene karakteristike resursa. Razina rizika određena je kombinacijom razineprijetnje i razine ranjivosti resursa. Za svaki resurs procjenjuje se njegova ugroženost s obzirom na karakter prijetnji kojima jeizložen. Pri tome se prijetnje dijele u tri široke skupine: • Prijetnje integritetu informacije – neovlaštena i šetna promjena podataka kao rezultat kvara, slučajnog ili namjernog djelovanja, • Prijetnje tajnosti informacije – neovlašten dostup do informacije kao posljedica neopreza rukovatelja ili ciljane aktivnosti neovlaštene osobe • Prijetnje dostupnosti informacije – nemogućnost dostupa do informacije od strane osoba kojima je namijenjena kao rezultat ispada informacijskog sustava bilo zbog slučajnog kvara, neopreza ili kriminalne aktivnosti3.7 Procjena rizika Nakon što su rizici identificirani potrebno je dodijeliti vrijednosti za svaki rizik. Vrijednosti ćepomoći u procjeni koliko je rizik prihvatljiv i treba li koristiti kontrole za njegovo svođenje na prihvatljivurazinu. Kako bi se odredila vrijednost rizika potrebno je uzeti u obzir vrijednost resursa koji se štiti,vjerojatnost iskorištavanja određene ranjivosti resursa te štetu koju ostvarivanje rizika može uzrokovati zaorganizaciju i njezine kupce ili partnere. U ovom koraku potrebno je i sudjelovanje rukovodstva koje ćeodlučiti koju razinu rizika će prihvatiti za određeni resurs. 5

Str. 151 Tablica I. Primjer tablice procjene rizika Resurs Detalji Vlasnik Lokacija CIA* Vrijednost Opis rizika Razina Kontrola Kontrola NDC profil zamjene rizika dovoljna?Automatska Prijenos ICT Izmjena ili Visoka Izolirani isekundarna podataka do sektor NDC C: Niska sprečavanje udvojeni DA regulacija Srednje Srednja kom. put elektrane ICT Srednja prijenosa DA Sustav za sektor I: podataka korištenjeobračunska Web pristup Visoko HTTPS/ obračunskim do mjerenja A: regulacijske TLS podacima Visoko protokola i elektrane enkripcije C: Visoko Presretanje podataka I: tijekom Visoko prijenosa A: Nisko*C – Confidentiality, I – Integrity, A - Availability3.8 Ciljevi i kontrole Nakon procjene rizika potrebno je odabrati strategiju odgovora na svaki pojedini rizik. Strategijaodgovora na rizik sastoji se od: • opcije odgovora na rizik i • pristupa implementaciji odabrane opcije.Od opcija odgovora na rizik moguće je odabrati: • Preuzimanje (eng. assumption) • Izbjegavanje (eng. aviodance) • Prijenos trećoj strani (eng. transfer) • Kontrolu (eng. control) Nakon odabira opcije potrebno je provesti evaluaciju i odabir mogućih pristupa njeneimplementacije. Uobičajeni naziv za način implementacije opcije odgovora na rizik je kontrola. Kontrole semogu odabrati iz standarda ISO/IEC 27002 ili iz preporuka specifičnih za vrstu organizacije. Kao rezultatovog koraka dobivaju se dokumenti Plan obrade rizika (eng. Risk Treatment Plan) i Izvješće oprimjenjivosti (eng. Statement of Applicability). Plan obrade rizika sadrži opis metode obrade svakogrizika, opis postojećih i dodatnih predloženih kontrola te vremenski plan implementacije novih kontrola. UIzvješću o primjenjivosti navode se ciljevi kontrola i kontrole odabrane iz aneksa A standarda ISO/IEC27001. To je obično tablica u kojoj se za svaku kontrolu iz aneksa A navodi obrazloženje razloga njenogusvajanja ili neusvajanja, kao i referenca na dokument kojim se opisuje korištenje te kontrole.3.9 Politike i procedure kojima će se kontrolirati rizici Za svaku odabranu kontrolu moraju postojati odgovarajuće sigurnosne politike ili u nekimslučajevima detaljne procedure. One služe kako bi omogućile zaposlenicima s odgovarajućim ulogama uISMS-u konzistentno provođenje kontrola. Svi dokumenti koji su dio ISMS-a moraju biti primjerenokontrolirani što znači da je potrebno donijeti i procedure kojima se kontrolira upravljanje dokumentacijomISMS-a.3.10 Osiguranje resursa za kontinuirano vođenje ISMS-a Primjereni resursi (osoblje, financijski resursi) moraju biti osigurani za vođenje ISMS-a ifunkcioniranje implementiranih kontrola. Također, zaposlenici koji su dio ISMS-a moraju imati primjerenuobuku. Uspješnost programa obuke mora biti analizirana kako bi se osiguralo da je obuka efektivna.6

Str. 152 Sadržaj Uvod Područje pokrivenosti Sigurnosni ciljevi i zahtjevi na sigurnost Prihvatljivi rizici Opis glavnih ranjivosti Opis glavnih prijetnji Rezidualni rizici Analiza nesigurnosti Pretpostavke Vanjske ovisnosti Planirana poboljšanja Efektivnost kontrola Planirane kontrole Obrada rezidualnog rizika Pojmovi i definicije Skala rizika Definicije povjerljivosti, cjelovitosti, dostupnosti i opis posljedica njihova nepostojanja Definicije ključnih pojmova (resurs , vlasnik, rizik, ranjivost ,...) Vrednovanje resursa , identifikacija rizika, analiza kontrola (Tablica procjene rizika ) Izvješće o primjenjivosti Objašnjenje odabira kontrola Objašnjenje izostavljanja kontrola Slika 2. Primjer sadržaja dokumenta procjene rizika s uključenim rezultatima procjene i Izvješćem o primjenjivosti4. ZAKLJUČAK Kontinuiran rad informatičkih sustava u suvremenom poslovnom okruženju postao je preduvjetefikasnog funkcioniranja cjelokupnih organizacija. To osobito vrijedi za elektroprivredne organizacije ipripadajuće im sustave procesne informatike pomoću kojih se nadzire i upravlja radom čitavogelektroenergetskog sustava. Jedan od osnovnih preduvjeta kontinuiranog rada informatičkih sustava jeimplementacija sigurnosnih mehanizama kojima se informatički sustavi zaštićuju od različitih sigurnosnihprijetnji. Zbog složenosti suvremenih informatičkih sustava postoji čitav niz različitih prijetnji koje više ilimanje ugrožavaju rad sustava. Stoga je njihovoj identifikaciji i uklanjanju potrebno pristupiti na temeljitnačin što se osigurava primjenom standarda kao što je ISO/IEC 27001. Praćenjem preporuka danih ovimstandardom generira se niz dokumenata počevši od onih kojima se definiraju općenite smjernice zaostvarivanje sigurnosti do onih kojima se opisuju konkretne fizičke implementacije sigurnosnih kontrola.Nakon provedenih analiza provodi se implementacija odabranih sigurnosnih mehanizama te donoseprocedure njihovog kontinuiranog praćenja i unaprjeđivanja. U obzir se uzima i ograničenost financijskihresursa te se identifikacijom i kontrolom samo bitnih rizika postiže optimalna zaštićenost sustava uzadekvatne financijske izdatke. Kao rezultat dobiva se sveobuhvatan sustav za upravljanje informacijskomsigurnošću (ISMS) kojim se postiže maksimalna zaštićenost sustava procesne informatike. Samim timebitno se povećava sigurnost te se pridonosi kontinuitetu i efikasnosti rada cjelokupnog elektroenergetskogsustava.5. LITERATURA[1] ISO/IEC 27001:2005, \"Information technology – Security techniques – Information security management systems – Requirements\", Switzerland, 2005.[2] ISO/IEC 27002:2005, \"Information technology – Security techniques – Code of practice for information security management\", Switzerland, 2005.[3] Atsec information security corporation, “ISMS Implementation Guide, v1.1“, USA, 2007.[4] National Institute of Standards and Technology, “Risk management guide for information technology systems” - NIST SP 800-30, USA, July 2002. 7

Str. 153 1-07HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. simpozij o sustavu vođenja EES-aCavtat, 9. - 12. studenoga 2008.Ksenija Žubrinić-Kostović Ana ŠaškorHEP Operator prijenosnog sustava d.o.o. HEP Operator Prijenosnog sustava [email protected] [email protected] OBRADA ALARMA U MODERNIM CENTRIMA VOĐENJA PRIJENOSNE MREŽE SAŽETAK U radu je opisan Multilevel Flow Model MFM koji se primjenjuje u modernim centrima nadzora iupravljanja prijenosne mreže. Za vrijeme poremećaja u elektroenergetskom sustavu u Mrežne centreprijenosnih područja dolazi velik broj signala što otežava brzo otkrivanje uzroka poremećaja terekonstrukciju kaskadnih ispada pojedinih dijelova mreže čime je otežan rad osoblja zaduženih zavođenje elektroenergetskog sustava. Navedene su osnovne karakteristike tog modela te njegov sadržaj:zadani ciljevi (goals), komponente, funkcije, grupe funkcija te njihove relacije. Opisana je povezanost modela s „Common Information Model“ CIM-om koji se koristi u centrimavođenja elektroenergetskog sustava EES-a, podacima koji se koriste iz CIM modela, te kompatibilnostnavedenih modela. Za potrebe analize događaja u realnom vremenu potrebni su podaci iz SCADA sustava, te su uradu opisani podaci i njihov način korištenja za potrebe inteligentne obrade alarma prilikom kaskadnogporemećaja u EES-u. Na kraju su navedeni zaključci o korisnosti primjene takvog sustava u NacionalnomDispečerskom Centru i Mrežnim Centrima prijenosa obzirom na mogućnost automatske dijagnostikekvara u realnom vremenu koja je neovisna o točnom vremenu pojave i redoslijedu dolaska alarma. Ključne riječi: inteligentna obrada alarma, centri upravljanja, prijenosna mreža, analizaporemećaja INTELLIGENT ALARM PROCESSING IN ADVANCED TSO CONTROL CENTRES SUMMARY The paper addresses Multilevel Flow Model MFM in advanced centers for supervision and controlof transmission grid. During disturbances in electric power systems, the control centers of transmissionareas receive a large number of signals, which makes it difficult for the dispatchers to detect adisturbance cause and reconstruct the gird. Basic properties of the model have been given and theircontents; goals set, components, functions, functional groups, and their relations. Interconnection of the model with the Common Information Model (CIM) used in National ControlCenters and data used from CIM Model and the models compatibility has been depicted. For real time event analysis, data from SCADA are required so the paper discusses the data andits method of usage for the needs of intelligent alarm processing in case of cascade disturbance inelectric power systems. The conclusions have been given of the system efficiency in the National Control Centers andArea Control Centers in terms of possible automatic diagnosis of a real time failure that does not dependon exact time of alarm occurrence and its receipts. Key words: intelligent alarm processing, control centers, transmission grid, disturbance analysis 1

Str. 1541. UVOD U elektroenergetskim sustavima se prilikom većih poremećaja u mreži generira velika količinaalarma i događaja. Analiza poremećaja u takvim slučajevima izrazito je komplicirana, posebno uslučajevima gdje vremenska sinkronizacija na širokim područjima nije u potpunosti točna i precizna.Dispečerima je u slučajevima kaskadnih poremećaja teško otkriti izvorni ispad i donijeti odluku o ponovnojuspostavi mreže. Sustavi inteligentne obrade alarma služe kao potpora dispečerima u ovim situacijama. Na tržištuje dostupan široki skup proizvoda temeljenih na različitim pristupima i algoritmima. Neki od dostupnihproizvoda izrazito su komplicirani za održavanje jer koriste veliku količinu ulaznih podataka za kreiranjebaze znanja. Zbog kompleksnosti i važnosti pogonske raspoloživosti elektroenergetskog sustava testiran je odstrane EPRI-a i Švedskog Operatora prijenosnog sustava „Svenska Kraftnät“ Multilevel Flow Model MFMza potrebe inteligentne obrade alarma za vrijeme poremećaja u elektroenergetskom sustavu. Ovaj tipinteligentne obrade alarma u potpunosti je neovisan od vremena dolaska događaja i temelji se isključivona tokovima u EE mreži. Jednostavno se integrira sa SCADA sustavom i jednostavan je za održavanje, jer koristi modelmreže koji je već upisan za druge funkcije vođenja. Ispitivanjem se pokazao kao izrazita potpora za otkrivanje izvornog kvara prilikom kaskadnihispada.2. OPIS MODELA Kako bi se olakšalo nadzor i upravljanje dispečerima elektroenergetskog sustava, razvijeni suprogramski sustavi za inteligentnu obradu alarma koji koriste MFM model. Takav model koristiti se zamodeliranje procesa u različitim industrijskim automatiziranim procesima. Pojedini dijelovi procesa opisujuse korištenjem grafičkih simbola koji su navedeni u poglavlju osnovne karakteristike MFM modela.2.1. Osnovne karakteristike MFM modela Ovaj model je temeljen na prezentaciji procesa korištenjem dva osnovna principa, a to sudefiniranje odnosa sredstvo-cilj te odnosa cjelina-dio u složenim postrojenjima. Model je objektnoorijentiran, objekti predstavljaju apstrakciju iz stvarnog fizičkog sustava. Kako bi se razlikovala ova dva osnovna principa za odnos sredstvo-cilj i cjelina-dio, potrebno jedefinirati ciljeve, funkcije i fizičke komponente koji su sadržani unutar različitih razina odnosa dio-cjelinaprocesa. Glavni tipovi dekompozicije procesa na pojedine dijelove i određivanje odnosa sredstvo-ciljprikazani su na slici 1. Slika 1. Tipovi dekompozicije procesa u postrojenju2

Str. 155 Za izradu modela koriste se grafički simboli koji predstavljaju objekte i njihove međusobneodnose, kako bi se opisali goals (ciljevi), components (komponente), functions (funkcije), network (mrežaili grupa funkcija) i relations (relacije među objektima). [1] Ciljevi predstavljaju stanja procesa koja želimo kontrolirati. Izražavaju se riječima npr.'proizvodnja električne energije'. Komponente predstavljaju fizičku strukturu sustava (sabirnica, vod, generator, relejna zaštita,prekidač itd.). Funkcije predstavlja ulogu pojedinih dijelova sustava. Model sadrži 10 osnovnih funkcija: sources(izvori), sinks (odvodi), transports (prijenos), barriers (prepreke), storage (skladište), balance(izjednačenje), observer (promatrač), decision (odluka), actors (čimbenici), managers (menadžment).Grafički simboli tih ciljeva i funkcija prikazani su na slici 2. [2] Slika 2. Grafički simboli ciljeva i funkcija MFM modela Funkcije su grupirane (network) na način da svaka grupa opisuje tok materije, informacija ilienergije. Grafički simboli grupe funkcija i relacija prikazani su na slici 3. Postoji četiri vrste relacija: – Achieve relations – relacije između grupe funkcija i ciljeva, označava usmjerenost svih funkcija u grupi postizalju cilja. – Achive-by-management relations - relacije između menadžmenta i cilja, označava pokretanje toka funkcije djelovanjem dispečera ili automatski. – Condition relations - relacije između ciljeva i funkcija, označava raspoloživost funkcije tek nakon što je postignut cilj. – Realize relations – relacije između funkcija i komponenti, označava koja komponenta realizira funkciju. Slika 3. Grafički simboli grupe funkcija i relacija MFM modela2.2. Primjena MFM modela na elektroenergetski sustav U sljedećem primjeru opisat ćemo, grafičkim simbolima modela, segment mreže EES-a. Osnovnekomponente su generator, sabirnice, relejna zaštita, vod, potrošač te prekidači na krajevima voda. Naslici 4. prikazan je pojednostavljen dio mreže EES-a s komponentama bez ucrtanih prekidača. Na slici 5prikazana je primjena grafičkih simbola MFM modela na tu mrežu. 3

Str. 156 Postrojenje 1 Postrojenje 2 G Relejna zaštita X Relejna zaštita Slika 4. Jednostavan primjer mreže EES-a Na slici 5 prikazani su objekti : ciljevi, funkcije, relacije i uvjeti. Komponente modela su: generator,sabirnice, vod, potrošač. Postrojenje 1 predstavlja cilj grupe funkcija: generator-izvor, prijenos, sabirnice-spremište i prekidač-sudionik. Objekt A označava relaciju između grupe funkcija i cilja - Achieve relationsPostrojenje je povezano preko dalekovoda (objekt B) kojeg štiti relejna zaštita (objekt C). Postrojenje 2predstavlja cilj grupe funkcija potrošač-odvod, prijenos, sabirnice-spremište i prekidač-sudionik (objekt F). Vod 1 B Zaštita 1 C Postrojenje 1 Postrojenje 2 A F Vod 2 D Zaštita 2 E Slika 5. Grafički simboli modela primijenjeni na mrežu EES-a Ovako opisani sustav omogućuje otkrivanje primarnog događaja kod kaskadnog poremećaja uEES-u. Algoritam modela omogućuje kod svakog kvara analizu da li je kvar primaran ili je uzrokovankvarom u susjednom objektu. Analiza kvara se obavlja korak po korak uspoređivanjem parova. Na primjer, ako na vodu 1 zbog kvara na vodu isklopi zaštita 1, doći će do preopterećenja voda2. Analizom uzroka događaja prikazat će se prvi događaj kao uzrok, a drugi događaj kao posljedica, timese smanjuje broj kaskadnih alarma na jednostavan prikaz uzroka i posljedice. Proizvođači su razvili mogućnost povezivanja modela sa SCADA sustavom te korištenjeautomatskog generiranja podataka iz topologije mreže. Ovakav sustav omogućuje jednostavnu i točnuanalizu poremećaja u EES-u neovisno o informaciji nastanka pojedinog događaja, te se primjenjuje uanalizi u realnom vremenu. [3]3. INTEGRACIJA SA SCADA SUSTAVOM3.1. CIM model Jedna od prednosti inteligentne obrade alarma temeljene na MFM modelu je jednostavnoodržavanje. CIM model (IEC 61970) je standardni model za opis podataka u elektroenergetskimsustavima čime se znatno olakšava razmjena informacija među aplikacijama. MFM model se jednostavno4

Str. 157prevodi u CIM model što omogućava integraciju statičkih ulaznih podataka s bazom održavanjaSCADA/EMS sustava. Svaka promjena u bazi održavanja SCADA/EMS sustava se automatski konvertira u interni modelfunkcije inteligentne obrade alarma, čime se smanjuje mogućnost greške, osigurava konzistencija krozsustave i olakšava održavanje. Kompletna baza znanja potrebna za rad algoritma obrade alarma se generira automatski iz CIMmodela. Ručno održavanje (inženjering) ovakvih sustava je ograničeno na unos novih tipova elemenatamreže u slučajevima kada ne postoje u MFM modelu.3.2. Razmjena podataka stvarnog vremena Uz statičke podatke kojima se opisuje EE mreža, sustav razmjenjuje i dinamičke podatkestvarnog vremena sa SCADA sustavom. Ulazni podaci koje algoritam koristi su identični podacima iz SCADA sustava koje dispečer koristiu radu. Oni uključuju mjerenja snaga, položaje prekidača i signale zaštite. Minimalni skup podataka nužnih za rad algoritma analize izvornog uzroka poremećaja su:izmjereni tokovi i pripadajući pragovi, te stanja prekidača. Signali zaštite nisu nužni za ispravan radalgoritma, međutim korisni su za provjeru konzistencije između ulaza te precizniju dijagnostiku. Događaji sa SCADA/EMS sustavom u stvarnom vremenu se mogu razmjenjivati korištenjemOPC-a. Prilikom svakog pristiglog događaja sustav pokreće izvođenje algoritma i prezentaciju rezultata.Greške na mjerenjima u SCADA sustavu mogu uzrokovati pogrešnu analizu izvornog uzroka poremećaja.4. ANALIZA IZVORNOG UZROKA POREMEĆAJA U STVARNOM VREMENU Izvorni uzrok ili inicijalni događaj je događaj u EE sustavu ili opremi čija pojava uzrokuje daljnjupojavu posljedičnih događaja. Izvorni uzrok može biti kvar na visokonaponskoj opremi ili kvar u samomEE sustavu (ispad dalekovoda ili preopterećenje na dijelu EE mreže). Dispečerima je u slučajevima gdjese generira veliki broj posljedičnih događaja i alarma iznimno teško otkriti izvorni uzrok i sukladno tomeodrediti akcije koje moraju poduzeti. Analiza izvornog uzroka temeljena na MFM modelu je neovisna o vremenskim oznakamadogađaja. Vremenska oznaka događaja pokazala se nepouzdanom prilikom analiza izvornog uzroka izviše razloga: • Dio događaja ne dolazi sa vremenskom oznakom iz TS, već im se vrijeme pridjeljuje u SCADA sustavu što automatski uzrokuje vremenski pomak. • Većina događaja se prikupljaju na uređajima s različitim vremenima uzorkovanja što znači da čak i u situacijama gdje je u potpunosti riješena vremenska sinkronizacija, postoji odstupanje od stvarnog vremena nastanka događaja • Događaji vezani uz prelaske pragova mjerenja u pravilu, zbog načina obrade ne nose stvarnu i preciznu vremensku oznaku • Neki događaji u EE sustavu po svojoj se prirodi razvijaju jako brzo (ispadi zaštita), dok se drugi događaji razvijaju jako sporo (grijanje namota transformatora). U ovim se situacijama može dogoditi da se posljedični događaj generira prije izvornog. Algoritam analize izvornog uzroka poremećaja temeljen je na MFM modelu i osnovnom skupupravila koje opisuju uzročno – posljedične veze među povezanim komponentama. Postoji točno određenbroj veza među MFM simbolima, a za svaki tip veze se definiraju odgovarajuća pravila. Algoritam zapronalaženje izvornog uzroka radi na principu primjene odgovarajućih definiranih pravila na svaki parpovezanih simbola. Osnovne karakteristike algoritma za analizu izvornog uzroka koji je temeljen na MFM modelu suslijedeće: • MFM zahtijeva inicijalne uzorke tokova za postavljanje skupa pravila kojima se definiraju uzročno – posljedične veze među komponentama opisanim MFM modelom. • Algoritam je neosjetljiv na vremenske informacije, ne uzima u obzir vremenske oznake jer su se pokazale nepouzdane. • MFM modelom je moguće opisati i ostale podsustave u EE sustavu kao što su napajanja, transformatori, hlađenje, grijanje i sl. u slučajevima gdje se vodi dovoljno informacija iz takvih podsustava u SCADA/EMS sustav. 5

Str. 158 • Ukoliko MFM model točno i dovoljno opisuje sustav i ukoliko su mjerenja tokova ispravna, algoritam u potpunosti izvodi analizu izvornog uzroka • Algoritam pronalazi izvorne uzroke za sve moguće kombinacije kvarova, uključujući i višestruke, međusobno nepovezane uzroke. • Algoritam je brz i efikasan. Nekoliko tisuća događaja analizira se u vremenu manjem od sekunde.5. OBRADA I PREZENTACIJA ALARMA Za potrebe jednostavnije analize alarma koji nisu direktno vezani uz kaskadne poremećaje, aligeneriraju velike količine događaja i alarma razvijen je skup dodatnih funkcija za obradu alarma: • Dinamičko dodjeljivanje prioriteta alarmima, koristi se za stupnjevanje alarma u slučaju višestrukih izvornih kvarova na sustavu i za sortiranje alarma po stanicama ovisno o trenutnom operativnom stanju mreže i trafostanice. • Grupiranje alarma po stanicama kojima pripadaju. Ovi tipovi alarma su često nebitni dispečerima, međutim u pojedinim slučajevima mogu biti bitni za donošenje ispravne odluke. Npr. alarmi vezani uz besprekidna napajanja u TS mogu biti bitni u situacijama gubitka napajanja i u tim slučajevima im se dodjeljuje visoki prioritet. • Ručno i automatsko skrivanje alarma se koristi u slučajevima kada je dispečer svjestan da su neki alarmi pogrešno podešeni (alarmi pragova) ili u sličnim slučajevima gdje se alarmi svjesno skrivaju od dispečera. Alarmi su minimalno podijeljeni u dvije odvojene liste. U prvoj su listi prikazani i prioritiziraniizvorni uzroci (primarni događaji), a u drugoj listi posljedični događaji. Kao dodatna pomoć dispečerimapreporučuje se uvođenje pregledne sheme EE sustava s vizualizacijom izvornog i posljedičnih kvarova nadijelovima EE mreže.[4] Slika 6. Primjer prikaza izvornog događaja i posljedičnih događaja na preglednoj shemi EE sustava6. ANALIZA POREMEĆAJA NA PRIMJERU KASKADNOG ISPADA NA PODRUČJU PRPRIJEKA Zbog sve većih zahtjeva tržišta na raspoloživost EES-a potrebno je omogućiti dispečerimasustava mogućnost brze analize događaja koji nastaju prilikom poremećaja u sustavu.6

Str. 159 Opterećenost velikim brojem informacija je problem koji onemogućuje brzo poduzimanjeaktivnosti vraćanja sustava u normalno stanje. U sljedećem tekstu su navedene osnovne informacije oporemećaju koji je doveo da prekida napajanja velikog broja potrošača kao i informacije o opterećenostiSCADA sustava prilikom poremećaja.6.1. Analiza poremećaja Zbog grmljavinskog nevremena došlo je do ispada vodova 220kV Plomin-Melina i Plomin-Pehlin,djelovanjem distantne zaštite u TS Plomin i TS Melina. Početak nastanka poremećaja, prema KRD list iz PROZA OPEN sustava, u TS Plomin je15:30:30.178 na vodu prema TS Melina te u 15:30:30.179 na vodu prema TS Pehlin. Vodovi suobostrano štićeni distantnom zaštitom. Uzrok kaskadnog poremećaja desio se u TE Plomin na vodu prema TS Melini i TS Pehlin.Nastala su pobude u fazama R, S te prema zemlji, distantna zaštita djelovala je u I. stupnju tropolno naisklopne svitke prekidača. Vod 220kV Plomin-Melina isključen je u 15:30:30.254, a vod 220kV Plomin–Pehlin u15:30:30.381. Na strani TS Meline dolazi također do djelovanja distantne zaštite na prekidač i neuspješnogAPU-a zbog kvara u fazi S koji nije ugašen sa strane Plomina - kvar prekidača (pol S). U TS Pehlin distantna zaštita je također osjetila kvar u fazama R, S prema zemlji te odradilauspješni 3p APU. Posljedica odvajanja vodova 220kV prema TE Plominu je preopterećenost voda 110kV Lovran-Plomin. U TS Lovran u 15:30:45.578 dolazi do isklopa prekidača djelovanjem distantne zaštite u III.stupnju te nakon toga zbog preopterećenja voda 110 kV Buje-Kopar dolazi do isklopa prekidačadjelovanjem nadstrujne zaštite u TS Koper što je dovelo do prekidana napajanja velikog broja potrošača. Analizom prethodno opisanog događaja uočeno je neslaganje vremena u KRD listi pojedinihpostrojenja te je time otežana analiza takvog događaja. Inteligentno alarmiranje bez obzira na vrijeme nastanka događaja omogućuje trenutnu analizuuzroka i posljedice poremećaja u EES-u, čime bi se operaterima u Mrežnim centrima smanjio broj signalaza analizu poremećaja te olakšalo normaliziranje poremećenog stanja.6.2. Opterećenje SCADA sustava U Mrežni centar MC Rijeka pristigao je veliki broj signala i prelaska pragova mjerenja. U tablici I.navedeni su podaci o opterećenju koji su nastali u periodu od jedne minute od početka poremećaja .Podaci su dobiveni iz Proza Open sustava MC Rijeka. Tablica I. Opterećenje SCADA sustava u MC RijekaOpis podatka iz Proza Open sustava Broj signalaKRD lista – broj signala 467Lista događaja – broj signala 157Broj prelaska praga mjerenja 155Ukupan broj podataka 779 Lako je uočiti veliki broj pristiglih informacija, što dokazuje da inteligentna analiza kaskadnihispada te brzo otkrivanje primarnog događaja kod kaskadnog poremećaja uvelike olakšava snalaženje ianalizu poremećaja zbog velikog broja podataka koji su na raspolaganju dispečerima u MC-u.7. PRIMJENJIVOST OVAKVOG SUTAVA NA NOVE MREŽNE CENTRE Primjena ovakvog sustava za potrebe upravljačkih centara postaje sve više nužnost, jer se brojprocesnih signala iz elektroenergetskih postrojenja konstantno povećava. Sve više će se ukazivatipotreba za specijalističkim analizama događaja u postrojenjima i posljedica tih događaja. U ovakav model mogu se ugraditi relacije između procesnih signala i na taj način olakšati radosoblju u centrima koji nisu specijalisti za pojedina područja. Za takav opis sustava potrebno je uložiti 7

Str. 160dodatne napore i angažirati specijalističke timove koji bi za pojedina područja definirali signale i njihovumeđusobnu povezanost u svrhu otkrivanja inicijalnog događaja uslijed kvara u nekom dijelu postrojenja, anakon toga njegove posljedice.8. ZAKLJUČAK Ovakvi modeli ispitivani su i primijenjeni u nekim zemljama te bi korisno bilo primijeniti takavmodel i sustav u centrima vođenja, obzirom na mogućnost automatske dijagnostike kvara u realnomvremenu koja je neovisna o točnom vremenu pojave i redoslijedu dolaska alarma. Prednosti ovakvog sustava su jednostavno održavanje i efikasnost u analizi kaskadnihporemećaja u EE sustavu.9. LITERATURA[1] Lind, „Modeling Goals and Functions of Complex Plant“, The Tehnical University of Denmark[2] Ohman , „Discrete Sensor Validation with Multilevel Flow Models“, IEEE Inteligent Systems 2002, 05/06, 2002[3] Larson, Ohman, Calzada, „Real-Time Root Cause Analysis for Power Grids“, Cigre 2007, Pariz, Francuska, 06, 2007,[4] „Model-Based Root Cause Analysis for Information Overload Management“, EPRI, November 20068

Str. 161 1-09HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. simpozij o sustavu vođenja EES-aCavtat, 9. - 12. studenoga 2008.Aldis Černicki-Mijić Vesna ZadravecKONČAR Inženjering za energetiku i transport KONČAR Inženjering za energetiku i [email protected] [email protected] MIGRACIJSKI POSTUPAK PRI ZAMJENI SCADA/EMS-a U HEP - OPERATORU PRIJENOSNOG SUSTAVA SAŽETAK Članak opisuje koncepciju, tijek i način zamjene opreme u projektu Funkcije vođenja EES-a uNacionalnom dispečerskom centru (NDC) i mrežnim centrima (MC) HEP Operatora prijenosnog sustava.Opisani migracijski postupak uvažava raznolikost postojećeg stanja opremljenosti u nadziranimelektroenergetskim objektima i osigurava besprekidan rad voditeljima sustava kroz usporedan rad starog inovog sustava. Ključne riječi: migracija, OPS, SCADA, EMS, AGC, MMS MIGRATION PROCEDURE FOR HEP-TSO SCADA/EMS REPLACEMENT SUMMARY This article defines a concept, flow and means for replacing equipment in project: “Supervising inNational Control Center (NCC) and Regional Control Centers (RCC) of the HEP Transmission Operator”.Considering the existing equipment status in supervised electro energy stations, proposed migrationprocess assures parallel operation of both old and new systems, giving to a system dispatcher means foruninterrupted operation. Key words: migration, TSO, SCADA, EMS, AGC, MMS1. OSNOVNE POSTAVKE MIGRACIJE Zamjena hijerarhijskog SCADA/EMS sustava daljinskog vođenja HEP-OPS kompleksan jepostupak zbog sljedećih razloga, proizašlih iz namjene i postojećeg stanja sustava: - Postoji veliki tehnološko-generacijski raskorak između opreme, koncepata i mogućnosti starih i novih centara; - Sustav koji će se implementirati ima opsežnu i složenu konfiguraciju od 5 povezanih SCADA sustav („multisite“ koncept) i velikog broja nadziranih objekata (blizu 150); - Postupak je sigurnosno zahtjevan jer je potrebno stalno osiguravati nesmetani rada osnovne opreme i operatora sustava. Zbog navedenog zamjena centara može se obaviti jedino pažljivo planiranim faznim postupkomkoji će osigurati nesmetani paralelni rad postojećih centara i nadograđenih aplikacija tijekom cijelogpostupka pripreme i ispitivanja novih centara, a da za to vrijeme novi centri također raspolažu s aktualnimpodacima. Tek kad novi centri budu potpuno verificirani i opremljeni za vođenje, stari će se centri ipripadna oprema deaktivirati. 1

Str. 162STARI KONCEPT 1980.-te 2010 .-> NOVI KONCEPT NDC ECC MCRKnet NDC RSP MC WAN ADLP-80 IEC60870-5-104MCobjekti SDV objekti Slika 1. Usporedba koncepta postojećeg i novog sustavaMigracija se temelji na slijedećim postavkama:- Baza podataka novih centara, koja će biti jednaka u svim centrima, priprema se koristeći automatski postupak prijenosa postojećih podataka i parametara i time se osigurava jedinstveno korištenje adresa podataka i komandi za sve objekte, bez potrebe za preadresiravanjem u objektima;- Svi elektroenergetski objekti koji su uključeni u sustav daljinskog vođenja se adaptiraju za istovremeni, paralelni rad i sa starim i sa novim centrima;- Cijeli postupak migracije obavlja se paralelno u svim centrima uz koordinirano ispitivanje između NDC-a i mrežnih centara.BEZ PROMJENA ZAJEDNIČKA PRIPREMA NDC OFF-LINE ECC MC KONVERZIJARKnet PODATAKA NDC MC + RSPADLP-80 ADAPTACIJA WAN PROTOKOLA MCobjekti IEC60870-5-104 I ADRESA ISTOVREMENA MIGRACIJA U SVIM CENTRIMA PARALELAN RAD STARIH I NOVIH CENTARA TIJEKOM MIGRACIJE Slika 2. Osnovne postavke migracije2. MIGRACIJSKE ADAPTACIJE POSTOJEĆE OPREME Prilikom migracije neće se raditi nikakvi zahvati ni promjene u postojećim centrima. Njihovastrojna oprema, programska podrška, baze podataka te postojeće dodatne aplikacije i podsustav kojikoriste podatke stvarnog vremenena iz starog SCADA sustava: ProzaOpen, Konvertor Izlaznih Podataka,NetVision DAM, Dispečer i sustav sekundarne regulacije snage razmjene i frekvencije, radit će uneizmjenjenom obliku.2

Str. 163 Minimalne komunikacijske adaptacije moraju se obaviti u svim objektima u sustavu daljinskogvođenja: staničnim SCADA računalima i daljinskim stanicama. Te adaptacije obavljaju se u svrhuosiguravanja istovremene paralelne komunikacije svakog objekta prema: - starom SCADA sustavu - po ADLP-80 protokolu – kao i do sada - novim SCADA sustavima - po IEC60870-5-104 protokolu kroz internu HEP-OPS mrežu. Budući da u objektima postoji raznorodna komunikacijska i računalna oprema po: tipu,proizvođaču i kapacitetu, predviđa se 3 osnovna tipa adaptacije objekata: - adaptacija daljinskih stanica DS803 zamjenom postojeće ADLP-80 komunikacijske jedinice s EDCU21Net+DualProtokol komunikacijskom jedinicom; - adaptacija PROZA R/F staničnih računala, koja samostalno komuniciraju po ADLP80 protokolu, obavit će se jednostavnim parametriranjem postojećeg načina posluživanja nadređenih centara; - adaptacija ostalih staničnih računala (tipa: LSA, SicamPAS, MicroSCADA), koja komuniciraju sa starim SCADA centrom preko posebnog komunikacijskog konvertera IEC101/ADLP80 (tipa: TEKO, SINDAS), obavit će se dodavanjem KKU/IEC komunikacijskog konvertera za paralelni rad s 2 nadređena centra različitih protokola.U sva 3 tipa adaptacije objekata osigurano je da se podaci i komande proslijeđuju po adresama koje su unovim centrima unaprijed pripremljene inicijalnim automatskim prijenosom parametara, što će uvelikeolakšati i ubrzati postupak ispitivanja novih centara. ADLP-80 ADLP-80 ADLP-80ADLP kom.jed. KONVERTER ADLP kom.jed. DAS803T IEC60870-5-101 SC SC PROZA R/F s RFDAS /ADLP LSA, SicamPAS MicroSCADAADLP-80 IEC60870-5-104 ADLP-80 IEC60870-5-104 ADLP-80 IEC60870-5-104 KONV. KKU/IEC ADLP kom .jed. SWEDCU 21Net + IEC60870-5-101 SC RFDAS2DualProtokol SC PROZA R/F s RFDAS /ADLP DAS803T LSA, SicamPAS, MicroSCADA ,...FTAB* + ERMI Slika 3. Tipovi adaptacije objekata3. RAD SUSTAVA TIJEKOM MIGRACIJE Tijekom migracije, vođenje sustava bit će nesmetano korištenjem starog centra, kao i do sada, uzmogućnost praćenja novog sustava. Ukoliko se novi centar nalazi na drugoj lokaciji, osigurat će seudaljeno radno mjesto, u svrhu ispitivanja i praćenja aktivnosti te usporedbe i verificiranja rezultatapojedinih funkcija i aplikacija. S obzirom da svi objekti neovisno poslužuju i stare i nove centre, diskontnuiteti rada starogsustava neće utjecati na aktivnost novog sustava i isto tako prekidi rada novog sustava neće utjecati narad starog sustava. 3

Str. 164 Komunikacijski adaptirani objekti, osim sa starim SCADA sustavom u mrežnom centrom, mogukomunicirati s bilo kojim novim mrežnim centrom ili NDC-om. Zbog tog svojstva, moguće je da bilo kojinovi centar preuzme prozivanje nekih objekata u razdobljima neaktivnosti novog mrežnog centra. Tijekom migracije sve posebne aplikacije i podsustavi koji su povezani na stari SCADA sustavnastavljaju sa svojim radom, kao i do sada, jer ih stari centri nastavljaju na jednak način posluživatipodacima. ADLP80 i interni protokoli IEC60870-5-101 IEC60870-5-104 ASR KIP NDC PROZA D/R NM RCS GW GKK NV/EMS KIP PROZA D/R NM RCS GW MC PKK IEC104 TEKO KKU/IEC objekti AR2 EDCU21+ regHE IEC104 IEC104 DAS803T EDCU21+ SC/IEC101 SC/RFDAS RFDAS2 IEC104 ADLP IEC104 FTAB* + ERMI Slika 4. Komunikacija tijekom migracije Tijekom migracije moguće je dodavati nove objekte u SCADA sustave. Novi objekt koji se dodajei u stari i u novi centar, mora biti upisan i parametriran, po uzoru na postojeće objekte, poštujući principadresne mape koja nastaje automatskom konverzijom podataka iz starog SCADA sustava u novi. Noviobjekt koji se uvodi samo u novi centar, bit će upisan i parametriran kao i svaki novi objekt nakonmigracije korištenjem alata za inženjering podataka i ekranskih prikaza novog sustava bez ograničenja naadresiranje iz migracijskog postupka .4. RAD SUSTAVA NAKON MIGRACIJE Predviđene adaptacije u objektima obaviti će se tako da, nakon završetka migracije i ispitivanjanovih centara, deaktivacija starih centara i komunikacijskih puteva, neće zahtijevati promjene: strojneopreme, programske opreme, baze podataka u novim centrima; staničnim SCADA računalima i daljinskimstanicama po objektima. Tehničko rješenje migracije ne postavlja nikava ograničenja na budući rad novog sustava nitimogućnost njegove nadogradnje kao i dodavanja novih objekata raznih proizvođača. Način spajanjanovog objekta ovisit će isključivo o njegovim komunikacijskim mogućnostima opreme koja se ugrađuju(lokalni SCADA sustav ili daljinska stanica), pa su tako mogući i direktan spoj i spoj preko adekvatnihkonvertera.4

Str. 165 IEC104 WAN IEC104 Konverter IEC104 SC na IEC104 Lokalni SCADA sustav 101<->104 S IEC104 protokolom bilo koji konverter Telekontrolni uređaji Telekontrolni IEC101 protokol SCTelekontrolni uređaji Lokalni SCADA sustav BEZ IEC104 protokola Telekontrolni uređajiBEZ STANIČNOG SA STANIČNIM SCADA SUSTAVOMSCADA SUSTAVA Slika 5. Načini spajanja novih TS objekata u SDV HEP-OPS5. POSEBNOSTI MIGRACIJSKOG POSTUPKA U NDC-u U odnosu na mrežne centre, novi sustav u NDC-u ima znatne dodatne funkcijske zahtjeve kojiusložnjavaju njegovu migraciju. SCADA sustav u NDC povezuje se s drugim sustavima među kojima sunajvažniji: sustav za upravljanje energijom (eng. Energy Management System), automatsko upravljanjeproizvodnjom (eng. Automatic Generation Control) i sustav za upravljanje tržištem energije u domenioperatora prijenosnog sustava (eng. Market Management System). Postupak NDC migracije osigurava postojećim verzijama EMS, AGC i MMS sustava nesmetanrad za cijelo vrijeme pripreme i ispitivanja novih EMS i AGC sustava te povezivanja s novim MMS-om.Migracija osigurava da i stari i novi sustavi primaju sve potrebne podatke. Postojeći EMS dobivat će tijekom migracije sve podatke stvarnog vremena preko KonvertoraIzlaznih podataka do trenutka deaktivacije starog SCADA sustava, a nakon toga iz novog SCADAsustava bez potrebe izmjena u postojećem EMS-u. Do početka ispitivanja AGC-a u NDC-u, u svim regulacijskim hidroelektranama bit ćeimplementirana oprema koja će omogućavati komunikaciju po IEC60870-5-104 protokolu premapostojećem i novom AGC-u istovremeno - primati regulacijski zahtjev i status uključenosti u regulaciju teu oba sustava dojavljivati mjerenja i statuse. Ako oprema u hidroelektranama neće imati mogućnostkomunikacije s dva AGC sustava istovremeno, to će se ostvariti instalacijom privremenog KKU/IEC-DualCentar konvertera. Ostali ulazni podaci za sustav sekundarne regulacije snage razmjene ifrekvencije bit će prosljeđivani u oba sustava u formatu koji sustavi podržaju. Budući da je osigurana nezavisnost stare i nove inačice istog aplikacijskog sustava, deaktivacijastarih sustava neće utjecati na funkcioniranje novih.6. VREMENSKI PLAN MIGRACIJE Sve pripremne aktivnosti odvijaju se kod isporučitelja sustava i svaka se faza pripreme verificiraodgovarajućim tvorničkim testom (FAT) koji potvrđuje spremnost opreme i programskih sustava zainstalaciju na terenu: u centrima i objektima. Nakon instalacije slijedi razdoblje ispitivanja sustava ustvarnom radu (SAT) te nakon toga ispitivanje raspoloživosti u normalnom pogonu. 5

Str. 166 Zbog velikog broja objekata, njihova adaptacija, tj, postupak osposobljavanja za rad i sa starim i snovim SCADA centrima, započinje prvi, kako bi bio pravovremeno završen prije ispitivanja novih centara.Pripreme adaptacija objekata odvijaju se do kraja 2008.g. i zatim tijekom cijele 2009.g se obavljajuadaptacije po objektima na terenu. Redoslijed radova po objektima odredit će se detaljnim planom naosnovu pogonskih zahtjeva pojedinih centara i raspoloživosti ekipa. Paralelno s adaptacijama objekata, tijekom 2009., integrirati će se oprema i odvijati inženjeringbaze podataka i ekranskih prikaza SCADA sustava novih centara kod isporučitelja sustava. Istovremenoće se kod proizvođača EMS i AGC programskog sustava odvijati razvoj programske podrške koji seodnosi na izmjene prema zahtjevima projekta, priprema podataka i integracija. Cijela 2010. godina predviđena je za ispitivanje SCADA funkcija svih novih centara te EMS i AGCfunkcija u NDC-u. EMS i AGC ispitivanje će se nastaviti i početkom 2011.g., te nakon verifikacije svihkomponenti, započinje probni rad novog SDV-a. 2008. 2009. 2010. 2011. Priprema adaptacije FAT Priprema SCADA centara FAT ADAPTACIJA OBJEKATA SCADA ISPITIVANJE SAT Priprema EMS i AGC za NDC EMS i AGC ISPITIVANJE SAT Probni rad Slika 6. Vremenski plan migracije u SDV HEP-OPSCijeli postupak izvodit će se temeljem detaljnog vremenskog plana migracije, koji definira sve potrebneradove, njihov redoslijed, izvršitelje i međuzavisnosti pojedinih zahvata.7. ZAKLJUČAK Za zamjenu SCADA/EMS/AGC-a u projektu „Funkcije vođenja EES-a“ primjenit će se migracijskipostupak koji je zahtjevan s obzirom na izvedbu i obuhvaća razvoj složene programske podrške zaadaptaciju u objektima i centrima, ali u potpunosti osigurava paralelan rad postojeće opreme inovoinstalirane do trenutka deaktivacije postojeće. Opisani migracijski postupak omogućava okruženjenesmetanog rada voditelja elektroenergetskog sustava te osigurava optimalne uvjete izvoditeljima zaimplemetaciju novog sustava i predstavlja osnovu za izvedbu važnog projekta u HEP Operatoruprijenosnog sustava.8. LITERATURA[1] Jean-Louis Pâquet (Cybectec ), “Step by Step Substation Modernization Using the SMP Gateway”[2] Joe Hughes (Electric Power Research Institute) and Electricity Innovation Institute Consortium for Electric Infrastructure to Support a Digital Society (CEIDS), “The Integrated Energy and Communication Systems Architecture, Volume I: User Guidelines and Recommendations” , 2004.[3] Ralph Mackiewicz (SISCO, Inc.), “IEC 61850:Application Migration, Conformance and Interoperability Testing” (International Conference IEC 61850, Rio de Janeiro), March 30, 2005[4] “Generic front-end” Tehnički opis, Trasiys-Energy Belgium[5] KONČAR-Inženjering za energetiku i transport – interni tehnički dokumenti, 20086

Str. 167 1-10HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. simpozij o sustavu vođenja EES-aCavtat, 9. - 12. studenoga 2008.mr.sc. Ivan Janeš, dipl.ing. Nela Bilčar, [email protected] [email protected] Golub, dipl.ing HEP – Operator prijenosnog [email protected] d.o.o., ZagrebKončar - Inženjering zaenergetiku i transport d.d., ZagrebPROGRAMSKA PODRŠKA TRŽIŠNIM FUNKCIJAMA OPERATORA PRIJENOSNOG SUSTAVA SAŽETAK Liberalizacija tržišta električne energije uvodi učestale promjene u poslovnom procesu kao i novefunkcije operatora prijenosnog sustava orijentirane prema tržištu što rezultira velikom potrebom zaprogramskom podrškom koja će omogućiti nesmetano obavljanje tih funkcija. Te funkcije obuhvaćajuplaniranje rada sustava, upravljanje pomoćnim uslugama sustava i energijom uravnoteženja, upravljanjeprekograničnim prijenosnim kapacitetima, te obračun i naplatu. Ovaj rad je podijeljen u dva dijela. Prvi dioobrađuje pojedine tržišne funkcije operatora prijenosnog sustava, dok je u drugom dijelu predstavljenaarhitektura programske podrške navedenim funkcijama. Također je dan kratki pregled bitnih sigurnosnihmehanizama. Ključne riječi: Tržišne funkcije, liberalizacija tržišta, SOA, Web usluga, upravljanje poslovnimprocesom, sigurnost MARKET MANAGEMENT SYSTEM FOR TRANSMISSION SYSTEM OPERATOR SUMMARY Liberalization of electricity market is introducing frequent changes in business process as well asnew market oriented functions of transmission system operator which is resulting with a great need for asoftware system that will enable easier fulfillment of those functions. These functions include systemoperation scheduling, ancillary service and balancing energy management, transmission capacitymanagement, and settlement and billing. This paper is divided into two parts. First part deals withindividual market functions of transmission system operator, while the second part presents thearchitecture of the market management system. Also, a brief overview of essential security mechanismsis given. Key words: Market functions, market liberalization, SOA, Web service, business processmanagement, security1. UVOD Uloga centra vođenja elektroenergetskog sustava mijenja se pojavom dereguliranog tržištaelektričnom energijom te su nove kombinacije funkcija i usluga potrebne kako bi se odgovorilo zahtjevima 1

Str. 168regulatora kao i poslovnim procesima. Tržišni model i struktura elektroenergetskog sektora u Hrvatskojodređeni su važećim energetskim zakonima no izgledne su izmjene zakonskih i podzakonskih akata, a sciljem usklađivanja hrvatske regulative s europskom. Restrukturiranje energetskog sektora te liberalizacija tržišta električne energije doveli su doznačajnog povećanja razmjene električne energije između sve većeg broja sudionika na tržištu. Kako bise u takvoj kompleksnoj, rastućoj mreži održao siguran i učinkovit rad elektroenergetskih sustava, nužnaje stalna kontrola parametara rada sustava, kako vlastitog tako i vanjskih. Unutar hijerarhijskeorganizacije UCTE-a provodi se harmonizacija poslovnih procesa: planiranja rada sustava, nadzora ivođenja sustava u stvarnom vremenu te analize i obračuna. U cilju automatizacije i standardizacijerazmjene podataka, ETSO Task Force 14 grupa definira niz EDI (Electronic Data Interchange) standardabaziranih na općenitim funkcijskim opisima tržišta električnom energijom u EU, kao i na postojećimprimjerima u dereguliranom tržištu. Standardi (ETSO Scheduling System (ESS), ETSO CapacityAllocation and Nomination System (ECAN), ETSO Reserve Resource Planning System (ERRP), ETSOSettlement Process (ESP)) definiraju poslovne procese općenito te ih je moguće prilagoditi specifičnimzahtjevima lokalnih tržišta. Primjena ovih standarda će, nakon njihovog usvajanja, postati obvezna zarazmjenu podataka na razini Operator sustava – Operator sustava i Operator sustava – više hijerarhijskerazine UCTE udruženja. U radu će se dati pregled funkcija operatora prijenosnog sustava na tržištu električne energije, teopisati arhitektura programske podrške za obavljanje spomenutih funkcija.2. FUNKCIJE OPERATORA PRIJENOSNOG SUSTAVA U OKRUŽENJU LIBERALIZIRANOG TRŽIŠTA Sustav za podršku tržišnim funkcijama (eng. Market Management System – MMS) služi kaopotpora praćenju aktivnosti operatora sustava koje pripadaju sljedećim grupama: • Planiranje rada sustava, • Upravljanje pomoćnim uslugama sustava i energijom uravnoteženja, • Upravljanje prekograničnim prijenosnim kapacitetima, • Obračun i naplata.2.1. Planiranje rada sustava U fazi planiranja rada sustava, tržišni sudionici (potrošači, opskrbljivači, trgovci i proizvođači)prema vlastitim procjenama i potrebama trguju električnom energijom te okvirne i konačne planoveproizvodnje, razmjene i potrošnje za dan/dane unaprijed i u danu provedbe dostavljaju, u formi ugovornihrasporeda, operatoru sustava (posredstvom operatora tržišta i/ili izravno). Temeljem ugovornih rasporedatržišnih sudionika, operator sustava izrađuje plan rada sustava te provjerava njegovu izvodljivost obziromna: procjenu zagušenja u mreži, prijavu korištenja prekograničnih prijenosnih kapaciteta, uravnoteženostugovornog rasporeda tržišnog sudionika, usuglašenost planova razmjene na granici regulacijskogpodručja s nadležnim operatorom. Operator sustava procjenjuje i na tržištu nabavlja energiju potrebnu za pokriće gubitaka uprijenosnoj mreži. Količinu energije potrebno je što točnije odrediti vodeći pri tom računa o nizu faktora okojima ovise gubici u mreži (planirana razmjena, neplanirani tokovi, topologija vlastite i susjednih mreža,raspored proizvodnje, …). Zadaća operatora sustava je i procjena potrošnje regulacijskog područja te njena usporedba spotrošnjom procijenjenom od strane tržišnih sudionika (potrošnja pokrivena ugovorenom nabavom).Temeljem dobivenih rezultata, određuju se potrebne regulacijske rezerve i energija uravnoteženja.2.2. Upravljanje pomoćnim uslugama sustava i energijom uravnoteženja Operator sustava zadužen je za održavanje sigurnog i urednog rada elektroenergetskog sustavaza što je nužan preduvjet da snaga proizvodnje kontinuirano i pravovremeno (istodobno) prati promjenesnage potrošnje elektroenergetskog sustava. Kako bi bio u mogućnosti održavati ravnotežuelektroenergetskog sustava u stvarnom vremenu, Operator sustava nabavlja pomoćne usluge sustava ienergiju uravnoteženja. Nakon što se prilikom izrade plana rada sustava kao i za vrijeme njegove provedbe procijenevrijednosti potrebnih količina rezervi i energije, ulazi se u proces nabave. U okruženju liberaliziranog2

Str. 169tržišta daje se prednost tržišnim mehanizmima nabave potrebnih regulacijskih rezervi i energijeuravnoteženja. Česti su slučajevi da tržište energije uravnoteženja organizira i njime upravlja operatorsustava. Ponude tržišnih sudionika (proizvođača / potrošača koji nude povećanje / smanjenje njihoveproizvodnje / potrošnje, a u cilju održavanja ravnoteže proizvodnje i potrošnje) zaprimaju se u danutrgovanja ili unutar zadanih intervala u danu provedbe. Operator sustava, uvažavajući pri tom ekonomskei tehničke kriterije, ocjenjuje ponude i odabire ponuđače.2.3. Upravljanje prekograničnim prijenosnim kapacitetima Proces upravljanja prekograničnim prijenosnim kapacitetima započinje nizom aktivnosti kojeprethode samoj dodjeli prekograničnih prijenosnih kapaciteta, a u kojoj operatori sustava proračunavaju,određuju i usuglašavaju prekogranični prijenosni kapacitet (eng. Net Transfer Capacity – NTC),raspoloživi prijenosni kapacitet (eng. Available Transmission Capacity – ATC) te iznos kapaciteta zanuđenje. Slijedi dražbeni postupak u kojem se objavljuje kapacitet za nuđenje, zaprimaju se i ocjenjujuponude tržišnih sudionika, određuju se ponuđači i objavljuju rezultati. Kako bi se osigurala što većaiskoristivost prekograničnih prijenosnih kapaciteta, omogućava se vraćanje dodijeljenog kapaciteta teprenošenje stečenih prava korištenja na drugog tržišnog sudionika (tzv. sekundarna prodaja). U fazi koja slijedi dražbeni postupak prati se korištenje dodijeljenih prava korištenjaprekograničnih prijenosnih kapaciteta. Neiskorišteni kapacitet se oduzima i raspoloživ je za dodjelu nasljedećoj dražbi. Operator sustava može, u slučaju nepredviđenih događaja u mreži, a u cilju održanja operativnesigurnosti sustava, ograničiti korištenje već dodijeljenih prava.2.4. Obračun i naplata Funkcije Operatora sustava u postupku obračuna i naplate obuhvaćaju: obračun nenamjernihodstupanja regulacijskog područja, obračun gubitaka u prijenosnoj mreži, obračun prekograničnihprijenosnih kapaciteta, obračun pomoćnih usluga sustava, obračun energije uravnoteženja, itd. Operator sustava provodi inicijalni, konačni i ponovni obračun s nadležnim partnerima uodređenom poslovnom procesu (operator sustava, voditelj regulacijskog bloka, sudionik u dodjeliprekograničnih prijenosnih kapaciteta, korisnik prava korištenja prekograničnih prijenosnih kapaciteta,pružatelj pomoćnih usluga sustava, subjekt odgovoran za odstupanje, ...). Postupak obračuna obuhvaćadistribuciju ulaznih podataka i rezultata obračuna, rješavanje sporova, utvrđivanje neospornihobračunskih veličina, izdavanje faktura, praćenje plaćanja. U postupku obračuna nenamjernih odstupanja regulacijskog područja Operator sustava određujeodstupanja ostvarene razmjene električne energije regulacijskog područja od planirane / ugovorenerazmjene. Obračun obuhvaća izradu i usuglašavanje tjednih kompenzacijskih programa kojima se, premapravilima UCTE-a izravnavaju nenamjerna odstupanja regulacijskih područja. Obračun gubitaka na poveznim dalekovodima susjednih elektroenergetskih sustava određuje:ukupne gubitke na poveznim dalekovodima, udjele svakog od operatora u ukupnim gubicima (svođenjena granicu osnovnih sredstava) te količinu energije koja se isporučuje/preuzima u cilju poravnavanjagubitaka. Operatori sustava određuju iznos ukupnih gubitaka u prijenosnoj mreži u ostvarenom pogonu teiznos gubitaka u prijenosnoj mreži koji nastaju zbog neplaniranih/nedogovorenih (tzv. \"kružnih\") tokovaelektrične energije. Gubitke nastale zbog neplaniranih tokova električne potrebno je što točnije odrediti izbog uspostave realnog i poštenog kompenzacijskog ustroja među regulacijskim područjima uinterkonekciji. Određuju se i obveze operatora prema sudioniku s kojim se sklopio ugovor o kupnji električneenergije za pokrivanje gubitaka u mreži. Proces obračuna i naplate za dodijeljeni prijenosni kapacitet slijedi proces dodjele i korištenjaprekograničnih prijenosnih kapaciteta. Po završetku obračunskog razdoblja, određuju se obaveze:• Sudionika dodjele za dodijeljeni prekogranični prijenosni kapacitet,• Korisnika prekograničnih prijenosnih kapaciteta (penalizacija za neiskorišteni kapacitet), te 3

Str. 170 • Operatora sustava za ograničenja prava korištenja dodijeljenih kapaciteta te sekundarnu prodaju. Obračun troškova operatora za regulacijsku rezervu u sustavu u okviru kojeg se određuju iobveze operatora prema svakom pojedinačnom tržišnom sudioniku za isporučenu energiju i/ili nuđenikapacitet vrši se temeljem podataka za obračun definiranih međusobnim ugovorima te temeljem analizeiskorištenih ugovornih obveza. Obračun energije uravnoteženja obuhvaća određivanje troškova operatora sustava za ugovorenui isporučenu energiju uravnoteženje, te obveza tržišnih sudionika odgovornih za odstupanje ostvarenja odplana.3. PROGRAMSKA PODRŠKA TRŽIŠNIM FUNKCIJAMA3.1. Tehnički koncept programske podrške Programska podrška tržišnim funkcijama operatora prijenosnog sustava bazira se na arhitekturiorijentiranoj uslugama. Arhitektura orijentirana uslugama (eng. Service Oriented Architecture – SOA)zasniva se na četiri ključne apstrakcije: aplikacijski frontend, usluga, repozitorij usluga i sabirnica usluga(eng. service bus), Iako je aplikacijski frontend vlasnik poslovnog procesa, usluge pružaju poslovnufunkcionalnost koju mogu koristiti aplikacijski frontend-i i ostale usluge. Usluga se sastoji odimplementacije koja pruža poslovnu logiku i podatke, ugovora usluge koji definira funkcionalnost,korištenje i ograničenja za klijenta usluge, te sučelje usluge koje fizički izlaže samu funkcionalnost.Repozitorij usluge pohranjuje ugovore pojedinih usluga, dok sabirnica usluga međusobno spajaaplikacijske frontend-e i usluge. Klijent usluge može biti aplikacijski frontend ili neka druga usluga. Cijeli koncept SOA arhitekture se fokusira na definiciju poslovne infrastrukture. Kada se koristitermin \"usluga\", misli se na poslovnu uslugu kao na primjer zaprimanje planova razmjene ili dobivanjepristupa bazi podataka korisnika. Ove usluge pružaju poslovne operacije poput dohvati plan razmjene,odobri plan razmjene ili dohvati profil korisnika. Za razliku od poslovnih usluga, usluge tehničkeinfrastrukture, kao na primjer usluga perzistencije ili transakcijska usluga, omogućavaju operacije poputzapočni transakciju, ažuriraj podatke ili otvori kursor. Iako je ova vrsta tehničke funkcionalnosti vrlokorisna prilikom implementacije poslovne operacije, ona ima malo strateške primjerenosti sa stajalištaSOA arhitekture. Govoreći općenito, tehnologija ne smije imati utjecaja na strukturu aplikacija na visokojrazini ili izazvati međuovisnost komponenti. Zapravo, SOA mora razdvojiti poslovne aplikacije odtehničkih usluga i učiniti poduzeće neovisnim o određenom tehničkom implementacijom ili infrastrukturi.3.2. Arhitektura programske podrške3.2.1. Logički dizajn programske podrške Na Slici 1 prikazan je logički dizajn programske podrške tržišnim funkcijama.4

Str. 171 Prezentacijski Web sloj Imenik – LDAP, Active DirectoryPrezentacijski Međusloj – Enterprise Service Bus sloj klijenta PreglednikSloj Web usluga Aplikacijski sloj – Aplikacijski poslužitelj B2B Podatkovni sloj – RDBMS Sigurnosni sloj Slika 1. Logički prikaz slojeva sustava MMS Sustav MMS je izgrađen slojevito, što omogućuje veliku agilnost i fleksibilnost za praćenjepromjena poslovnih procesa. Sljedeći slojevi su implementirani: • Podatkovni sloj – Sadrži podatkovni repozitorij kojeg koriste sve pojedinačne aplikacije sustava MMS. Koristi se usklađeni logički model podataka zasnovan na standardu CIM i ekstenzijama vezanim uz tržišne funkcije. Dodatna proširenja su potrebna za integraciju s aplikacijama koje nisu pokrivene standardom uz zadržavanje pristupa. Ovakav pristup olakšava integraciju između komponenti različitih proizvođača i rezultira s minimalnim brojem transformacija koje omogućuju razmjenu podataka između različitih komponenti. • Aplikacijski sloj – Sadrži implementaciju poslovne logike pojedinih aplikacija, usluge koje se odnose na infrastrukturu, te BPEL (eng. Business Process Execution Language) mehanizam. Većina aplikacija sustava MMS su podatkovno orijentirane. Važna komponenta aplikacijskog sloja je standardni J2EE aplikacijski poslužitelj koji pruža podršku za implementaciju Web usluga korištenjem standardni J2EE mehanizama koji oblikuju infrastrukturu. Na primjer, oni uključuju mehanizme za spajanje na bazu podataka, razmjenu poruka i protokol SOAP. • Međusloj – Mehanizam razmjene poruka odnosno komunikacije između pojedinih aplikacija predstavlja podatkovna sabirnica (eng. Enterprise Service Bus). Poruke između aplikacija razmjenjuju se u XML formatu kao standardnom formatu za platformski neovisnu razmjenu poruka. • Imenik – Sadrži podršku za pristup akreditacijama korisnika putem protokola LDAP. • Prezentacijski Web sloj – Pruža pristup Web uslugama, statičkim i dinamičkim HTML stranicama, te portletima Web portala kako korisnik ne bi imao direktan pristup sloju aplikacijskog poslužitelja, tj. samim aplikacijama sustava MMS. Prezentacijski Web sloj je izgrađen korištenjem J2EE arhitekture i pruža dinamičke JSP (eng. JavaServer Pages) i JSF (eng. JavaServer Faces) stranice koje koriste AJAX tehnologiju za implementaciju bogatih grafičkih korisničkih sučelja. Ove HTML stranice se mogu pregledavati u bilo kojem uobičajenom Web pregledniku koji čini prezentacijski sloj klijenta. Ovakva arhitektura tankog klijenta ne zahtjeva instalaciju bilo kakve vlasničke programske podrške na računala klijenata i pruža maksimalnu fleksibilnost prilikom distribucije i održavanja sustava. Korisnička sučelja su implementirana putem Web portala, koji pruža jedinstven pristup svim funkcijama sustava MMS. • Sloj Web preglednika – Točka pristupa krajnjeg korisnika sustava. Sustav MMS također uključuje sučelja prema vanjskim sustavima. Ova sučelja obuhvaćaju Webstranice namijenjene vanjskim korisnicima kao i mehanizme automatske razmjene poruka sinformacijskim sustavima ostalih tržišnih sudionika. Ovi mehanizmi su implementirani primjenom B2B(eng. Business-to-Business) platforme. 5

Str. 1723.2.2. Upravljanje poslovnim procesom Arhitektura orijentirana uslugama nalaže korištenje alata za upravljanje poslovnim procesima(eng. Business Process Management – BPM) za koordinaciju i orkestraciju poslovnih procesaupotrebljavanjem usluga izloženih aplikacijskim modulima. Prema tome, poslovni proces koji se odvijaprilikom zatvaranja tržišta (na primjer tržišta pomoćnih usluga) se može koordinirati ovim alatima. SustavMMS koristi jezik BPEL za definiranje orkestracije Web usluga koje pružaju funkcionalnost pojedinogposlovnog procesa. Neki od poslovnih procesa koji se koordiniraju i orkestriraju u sustavu MMS su: • Zatvaranje tržišta, • Izvršavanje procesa validacije ponude, • Ručno pokrenuta notifikacija tržišnih sudionika o podatkovnim problemima, • Ispravka podataka od strane tržišnog sudionika ili operatora prijenosnog sustava, ili uključivanje referentne ponude, • Prijenos ponuda u programski modul za kliring, • Izvršavanje kliringa, • Objavljivanje rezultata. Alati za nadgledanje poslovnih procesa pružaju mogućnost mjerenja performansi poslovanja uodnosu na ključne poslovne ciljeve. Podaci o performansama, kao na primjer vrijeme potrebno zaizvršavanje aktivnosti, odziv tržišnih sudionika i ostale mjere se mogu sakupiti i prezentirati u oblikunadzornih ploča (eng. dashboards), automatiziranih notifikacija i alarma u stvarnom vremenu izravno izalata za upravljanje poslovnim procesima.3.2.3. Fizički dizajn programske podrške Na sljedećem dijagramu dan je prikaz platforme programskog sustava koji služi kao podloga zaimplementaciju MMS funkcija i to korištenjem konkretnih IBM programskih rješenja. Naglašene su osnovekomponente infrastrukture programske podrške, te prikazana njihova međusobna povezanost. Osim togaprikazana je i veza s vanjskim sudionicima. Slika 2. Platforma sustava MMS Na dijagramu (Slika 2.) je prikazan koncept rješenja arhitekture sustava MMS. Prilikom izradeaplikacija maksimalno se mora uzeti u obzir velika vjerojatnost promjena funkcijske specifikacijeprogramskog sustava. Uzevši to u obzir, kao arhitekturalno rješenje se nameće ono koje podržava laganuprilagodljivost već izrađenih komponenti, te jednostavno uključivanje novih. Programske komponente kojepodržavaju takvo rješenje (a u duhu arhitekture orijentirane uslugama) su:6

Str. 173 • WebSphere Message Broker – U kontekstu rješenja sustava MMS, programski sustav WebSphere Message Broker, osim što omogućuje međusobno spajanje različitih komunikacijskih protokola korištenjem adaptera, daje i mogućnost prevođenja poruka koje se razmjenjuju na sabirnici. Na taj način osigurava kasnije lakše adaptacije sustava za prihvat neke dodatne programske komponente i njezinu koordinaciju s već postojećim sustavima. • Web usluge (eng. Web Services) – Predstavljaju diskretne programske blokove koji obavljaju točno definiranu funkciju. Prilikom definiranja razine usitnjenja, mora se voditi računa da odabrana funkcionalnost ima smisla (ne bude ni previše, a ni premalo usitnjena), odnosno da predstavlja logičnu cjelinu koju je moguće iznova koristiti u različitim poslovnim kontekstima (ili programskim ukoliko je riječ o nekoj od usluga koje po svojoj prirodi pripadaju infrastrukturalnim uslugama). Web usluge mogu biti izvedene na bilo kojoj od platformi (Java ili .NET) čime se jamči interoperabilnost. • WebSphere Process Server – Procesni poslužitelj (BPM), odnosno programska komponenta (na IBM-ovom J2EE aplikacijskom poslužitelju) koja omogućuje koordinaciju svih dostupnih poslovnih usluga. Moguće je definirati poslovne procese korištenjem Web usluga, te iste kombinirati i s nekim od postojećih usluga sustava (bitno je da su orijentirani podacima, na primjer pristup nekoj od postojećih baza podataka ili sustava). Poslovni procesi se mogu kombinirati u složene poslovne procese. Definiranje detalja programskih procesa se obavlja putem programskog alata WebSphere Business Modeler. • WebSphere Business Monitor – Za praćenje rada procesa, te lakše uklanjanje problematičnih situacija. • WebSphere Portal Server (preko Web poslužitelja) – Obogaćeni J2EE aplikacijski poslužitelj koji omogućuje pokretanje i izvršavanje portala. Prati poslovne procese koji se vrte na procesnom poslužitelju, prikazuje rezultate i forme za unos podataka korisnika. • Web Browser – Neovisno o tome na kojem od računala je pokrenut (radna stanica unutar kontrolnog centra, neko od računala poslovnih partnera) ima ulogu klijenta grafičkog okruženja.3.3. Sigurnosni mehanizmi U sustavima gdje postoji više kategorija sudionika, što je slučaj kod sustava MMS, vrlo je važnoostvariti sigurnu razmjenu podataka. To se postiže primjenom sljedećih mehanizama odnosnotehnologija: • Autentifikacija/autorizacija, • Infrastruktura javnog ključa (eng. Public Key Infrastructure – PKI), • Vatrozidovi (eng. firewall). Sigurnosni sloj sustava MMS implementira PKI infrastrukturu korištenjem standardnih digitalnihcertifikata. Uz autentifikaciju korisnika, ovaj sloj je zaslužan i za sljedeće aktivnosti: • Uspostavljanje pristupnih prava korisnika prema njegovom identitetu i dopuštanje pregledavanja i ažuriranja podataka za koje korisnik ima pravo, • Omogućavanje održavanja povjerljivosti i integriteta podataka koji se razmjenjuju primjenom enkripcije, • Pružanje traga revizije praćenjem vremena pristupa korisnika sustavu i omogućavanje odgovarajuće reakcije prilikom neautoriziranog pokušaja pristupa, • Osiguranje neporicljivosti, odnosno uspostavljanje činjenice o provedenim transakcijama autentificiranog korisnika sustava. Ovo je od velike važnosti za sustav MMS gdje se svaka provedena transakcija mora moći dokazati i neosporno pridružiti određenom korisniku. Također čini tržište transparentnim, osiguravajući da se ne podnose nikakve aktivnosti koje mogu narušiti funkcioniranje tržišta. Budući se programska podrška tržišnim funkcijama operatora prijenosnog sustava sastoji od nizarazličitih aplikacija međusobno integriranih, bitno je omogućiti korisniku nesmetan rad sa svimaplikacijama bez ponovnog dokazivanja identiteta. U tu svrhu sustav MMS podržava mehanizam Single-Sign On.3.3.1. Podrška za Single-Sign On 7

Str. 174 Po definiciji, kada se korisnik jednom uspješno prijavi unutar Single-Sign On (SSO) domene, višese od njega ne traži da ponovno dokaže svoj identitet. Uspostavljeno povjerenje se koristi za automatskuautentifikaciju pristupa korisnika prema svim aplikacijama unutar SSO domene. U kontekstu Web portala situacija je ponešto kompliciranija. Web portal sustava MMS čestopristupa i nekim vanjskim aplikacijama (npr. meteorološkim servisima koji se plaćaju) koje također traženeki oblik korisničke autentifikacije. Korisnički akreditivi za te aplikacije su drugačiji od onih zaWebSphere portal, odnosno SSO domenu. Premda je moguće za svaku takvu aplikaciju korisnika pitatiza unos akreditiva, takav pristup nije zadovoljavajući. Za rješavanje navedenog problema, sustav MMS podržava prošireni Web SSO ukratko opisan unastavku.3.3.2. Prošireni Web SSO obrazac Prošireni SSO obrazac (Slika 3) omogućava SSO prema pozadinskim aplikacijama koje su izvansigurnosne domene sustava MMS. Moguće je da aplikacije u SSO domeni ne dijele iste akreditive.WebSphere portal dolazi sa svim uslugama (eng. credential vault) potrebnim za pohranu takvih akreditivaza pristup pozadinskim aplikacijama. Vanjska SSO sloj MMS Aplikacija 1 aplikacija MMS Aplikacija 2 Mapirani akreditivi Izvorni akreditiviKlijentski sloj Sustav MMS Slika 3. Prošireni Web SSO obrazac4. ZAKLJUČAK Funkcije odnosno poslovni procesi operatora prijenosnog sustava vezani uz tržište električneenergije su podložni učestalim promjenama zbog kontinuiranih izmjena srodnih zakona i pravilnika.Također, europske organizacije poput UCTE-a i ETSO-a redovito izdaju nove inačice prijedloga poslovnihprocesa i standarda za razmjenu podataka između operatora sustava koje su operatori sustava prije ilikasnije dužni implementirati. Zbog navedenih razloga, programska podrška tržišnim funkcijama operatora prijenosnog sustavamora biti dizajnirana i realizirana kako bi omogućila brzo usvajanje promjena poslovnih procesa iprilagođavanje novo nastalima. Kako bi to postigao, sustav MMS je izgrađen koristeći sljedeće osnovnekomponente/postavke: • Repozitorij podataka za sve tržišne funkcije zasnovan na standardnom modelu, • Podatkovna sabirnica za razmjenu podataka između aplikacija sustava MMS, kao i s vanjskim entitetima, korištenjem platformski neovisnog formata XML, • Izlaganje pojedinih aplikacija odnosno funkcija kroz Web usluge, • Korištenje alata za upravljanje poslovnim procesima definiranim u jeziku BPEL, • Korištenje alata za nadgledanje poslovnih procesa, te • Web portal kao jedinstveno grafičko korisničko sučelja za pristup svim aplikacijama sustava MMS.8

Str. 1755. LITERATURA[1] Eric Newcomer, Greg Lomow, “Understanding SOA with Web Services”, Addison-Wesley Professional, 2004.[2] Eric Newcomer, “Understanding Web Services - XML, WSDL. SOAP, and UDDI”, Addison-Wesley, 2002.[3] Ben Margolis, Joseph Sharpe, “SOA for the Business Developer: Concepts, BPEL, and SCA”, First Edition, MC Press, 2007.[4] Michele Galic, “A Secure Portal Extended With Single Sign-On”, IBM Red Book, First Edition, 2004 9

Str. 176 1-11HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. simpozij o sustavu vođenja EES-aCavtat, 9. - 12. studenoga 2008.Aldis Černicki Mijić Boris GolubKončar - Inženjering za Končar - Inženjering zaenergetiku i transport d.d., Zagreb energetiku i transport d.d., [email protected] [email protected] Previšić Damjan MeđimorecKončar - Inženjering za HEP-Operator prijenosnog sustava d.o.o.energetiku i transport d.d., Zagreb [email protected]@koncar-ket.hrSaša CazinHEP-Operator prijenosnog sustava [email protected] PROGNOZA RADA VJETROELEKTRANA I URAVNOTEŽENJE SUSTAVA SAŽETAK Razvoj programske podrške za predviđanje energije vjetra rezultirao je razvojem niza različitihmodela predviđanja. Postojeći modeli se neprekidno ocjenjuju (npr. Anemos projekt) i poboljšavaju. Zbognemogućnosti potpunog uklanjanja pogreške, moderni programski sustavi pogreške u prognozamakoriste u procesu planiranja rada sustava. Operator sustava, na temelju prognoza energije vjetra i procjene greške, mora osigurati dovoljnekoličine rezerve za pokrivanje razlike između prognoziranog i stvarnog doprinosa vjetroelektrana uproizvodnji. Na taj način održava ravnotežu elektroenergetskog sustava. Međutim, energija vjetra se ne smije razmatrati u izolaciji. U cjelini, gotovo je potpuno nevažnošto se događa ukoliko jedan vjetroagregat ili jedan vjetropark prestanu s radom. Bitno je promatratiukupan doprinos energije vjetra unutar sustava. Mnogi čimbenici, poput npr. efekta zaglađivanjageografski distribuiranih vjetroelektrana pozitivno utječu na smanjenje varijabilnosti energije vjetra. Ključne riječi: Vjetroelektrana, predviđanje, tržište, energija uravnoteženjaWIND POWER FORCAST AND SYSTEM BALANCING SUMMARY Development of wind forecast software support resulted in number of wind farm power outputprediction models. Existing methods are constantly being evaluated (for example Anemos project) andimproved. Due to inability to fully remove forecast errors, modern software systems use forecast errors insystem planning process. System operator must, based on wind power forecast and error assessments, make up for thedifference between forecasted energy values and real-time wind farms production in order to balance thesystem. Wind power in the system should not be analyzed in isolation. In terms of overall power supply, itis largely unimportant what happens when the wind stops blowing at a single wind turbine or wind farmsite. It is the net output of all wind turbines on the system or large groups of wind farms that matters.Many factors, like for example smoothing effects of geographically distributed wind power plants,decrease wind power variability. Key words: Wind power plant, forecast, market, balancing energy 1

Str. 1771. UVOD1.1. Europska perspektiva Ovisnost o uvezenim fosilnim gorivima je postala prijetnja ekonomskoj stabilnosti Europe.Ponajviše zbog velikog utjecaja sve većih cijena fosilnih goriva na osnovicu cijene električne energije.Promicanje energetske efikasnosti, posebice obnovljivih izvora energije, poprima sve veću važnost. Kakobi energija vjetra mogla zadovoljiti znatniji dio Europske energetske potražnje, na nivou usporedivomonom konvencionalnih izvora energije, bitno je efikasno integrirati znatnije količine energije vjetra uelektroenergetski sustav. Tom problemu mora se pristupiti iz više perspektiva: tehničke, ekonomske, ali izakonodavne. S druge strane dolazak ere energetske nesigurnosti koincidira sa sve većom nužnošću brige ookolišu. Nastavak korištenja fosilnih goriva na sadašnjem nivou, a bez adekvatnih mjera za smanjenjemenergetske potražnje, dovest će do nepovratnih oštećenja globalnog ekosustava. Energija vjetra ima sljedeće bitne karakteristike: radi na besplatno „gorivo“, nema rizika porastacijene „goriva“, niska cijena održavanja i rada. Za razliku od konvencionalnih goriva, vjetar je nepresušniizvor energije, bez dodatnih geo političkih rizika. Osim navedenog, energija vjetra je i tipičan predstavniktzv. zelene energije, bez opasnosti od dodatnih zagađenja okoliša.1.2. Promjenjivost energije vjetra Snaga vjetra se nerijetko krivo opisuje kao isprekidan izvor energije. Ispravno je reći da je vjetarizvor energije s promjenjivim izlazom. Često se krivo smatra da je energija vjetra inherentno nepouzdanazato što je promjenjiva. Međutim, u kontekstu elektroenergetskog sustava, pojam promjenjivosti je oduvijek prisutan.Općenito govoreći i proizvodnja i potrošnja su po prirodi visoko varijabilne veličine. Na njih utječe velikbroj planiranih i neplaniranih čimbenika. Npr. prosječna potrošnja kućanstva uvelike ovisi o promjenjivimvremenskim prilikama, klasične elektrane i razna elektro-oprema u prijenosnoj mreži se kvari unepravilnim intervalima. Dodatno, ekstremne vremenske prilike poput npr. suša uvelike utječu na radhidroelektrana i nuklearnih elektrana. Prema tome, promjenjivost nije novi fenomen u elektroenergetskojindustriji, a zadaća operatora je oduvijek bila da bude spreman ujednačiti sve te planirane i neplaniranepromjene u proizvodnji i potrošnji. Vjetar je promjenjive snage, ali njegova se snaga može predvidjeti. Tonaravno ne znači da promjenjivost nema utjecaja na rad sustava. Integracija energije vjetra uvelike utječena rad posebno u sustavima s visokim stupnjem integracije energije vjetra. Prevladavajuće je mišljenje daje sposobnost sustava da primi veće količine energije vjetra prije svega određeno ekonomskim iregulatornim pravilima nego tehničkim ili praktičnim ograničenjima. U ovom članku biti će dan osvrt trenutnog stanja prognoziranja energije vjetra, kao preduvjeta zauspješnu integraciju, kratak pregled utjecaja energije vjetra na energetski sustav, s posebnim naglaskomna uravnoteženje sustava.2. PROGNOZIRANJE ENERGIJE VJETRA Jedan od najvećih problema energije vjetra, u usporedbi s konvencionalnim izvorima električneenergije, jest njegova ovisnost o promjenjivoj prirodi vjetra. Ta promjenjivost se očitava i kod upravljanjasamim vjetroagregatima (aktivno upravljanje u rasponu od milisekunda do sekunda) i prilikom integracijeenergije vjetra u električnu mrežu (od minuta do tjedana). U tom kontekstu se mogu izdvojiti tri tipaprimjene: 1. Iznimno kratkoročne prognoze (ili prognoze neposrednog razvoja vremena), od milisekunda do nekoliko minuta, koje se koriste za aktivnu kontrolu vjetroturbina. 2. Prognoze za sljedećih 48-72 sati nazivaju se kratkoročne prognoze. Koriste se kao izvor podataka za upravljanje elektroenergetskim sustavom i trgovinom energije. Na temelju njih mogu se donositi odluke o korištenju konvencionalnih elektrana (eng. Unit commitment) i za optimizaciju rasporeda rada tih postrojenja (eng. Economic dispatch). Ovaj tip prognoza može se podijeliti na: a. kratkoročne prognoze koje obuhvaćaju vremenski period do 6 sati b. dugoročnije prognoze koje obuhvaćaju vremenski period do 72 sata2

Str. 178 3. Zanimljivi su i duži horizonti za planiranje radova na održavanju. Međutim točnost dugoročnih vremenskih prognoza, uslijed nepreciznosti numeričke prognoze meteoroloških varijabli, dramatično pada ako gledamo npr. 5-7 dana u budućnost. Valja imati na umu da već kod prognoza koje obuhvaćaju vremenski period do 72 sata najveći doprinos pogrešci daju upravo greške u prognoziranim meteorološkim podacima (zbog velike promjenjivosti brzine i smjera vjetra).2.1. Metodologija prognoziranja Najjednostavnije metode se zasnivaju na klimatologiji i/ili prosječnim vrijednostima arhivskihpodataka o proizvodnji. Često se smatraju i referentnim točkama za ocjenjivanje naprednijih pristupa.Jedna od popularnih referentnih metoda je naivan pristup koji pretpostavlja da će proizvodnja energije ubudućnosti biti ista kao posljednja izmjerena vrijednost. Premda očito vrlo jednostavna ova metoda sepokazuje vrlo dobrim pokazateljem kvalitete prognoza za horizonte od 4-6 sati. Napredniji pristupi za prognoziranje energije vjetra uglavnom pretpostavljaju korištenjepredviđanja vrijednosti meteoroloških varijabli. Dodatno se razlikuju u načinu na koji se prognozevrijednosti meteoroloških varijabli pretvaraju u prognoze proizvodnje energije vjetra. Tradicionalno senaprednije metode dijele u dvije grupe: fizički i statistički pristup prognoziranju.2.1.1. Fizički pristup prognoziranju energije vjetra Meteorološke prognoze su dane za specifične točke u prostornoj mreži. Budući farmevjetroelektrana nisu smještene u tim čvorovima potrebno je ekstrapolirati dobivene prognoze na željenulokaciju i visinu vjetroturbine. Ovakvi pristupi temelje se na nizu pod-modela koji zajedno omogućujupreslikavanje prognoze vjetra na nekoj točki i visini u prognozu energije na traženom mjestu. Radi se omatematičkim modelima koji opisuju fizičke procese relevantne za translaciju. Prema tome bitno je znanje uključenih procesa (fizikalna pozadina strujanja zraka, načina radavjetroagregata). Jedna od ključnih ideja fizikalnog pristupa je rafiniranje numeričkog modela korištenjeminformacija o hrapavosti terena (eng. roughness). Kada postane poznata brzina vjetra na visinivjetroagregata prelazi se na sljedeći korak - pretvorba brzine vjetra u energiju. Obično se koristeenergetske krivulje (bilo teoretske od proizvođača ili „naučene“ praksom) ili odgovarajući empirijski modelikoji iz brzine i smjera vjetra, te izmjerene snage vrše procjenu krivulja snage. Kako bi se pratile pogreškemodela proizišle iz prognoze vremena ili pristupa modeliranju obično se integrira i MOS (eng. ModelOutput Statistics) za naknadnu obradu greške.2.1.2. Statistički pristup prognozi Statističke prognoze se zasnivaju na jednom od nekoliko modela koji uspostavljaju vezu izmeđupovijesnih podataka o snazi, prognoziranih i povijesnih podataka o meteorološkim varijablama, temjerenjima snage vjetra. Parametri modela se procjenjuju iz skupa podataka iz prošlosti, oni se redovitoobnavljaju čim dodatne informacije postanu dostupne (meteorološke prognoze ili mjerenja snage). Statistički modeli uključuju linearne i nelinearne modele, ali i tzv. strukturalne i modele crne kutije.Strukturalni modeli se zasnivaju na ekspertizi analitičara dok su modeli crne kutije konstruirani izpodataka na prilično „mehanički“ način – primjer su umjetne neuronske mreže (eng. Artificial NeuralNetworks - ANN) ili npr rekurzivni autoregresijski modeli (npr. rekurzivni najmanji kvadrati seksponencijalnim zaboravljanjem). Postoje modeli koji su kombinacija – radi se o ekspertnim modelima.Oni uče iz iskustva, a moguće je uključiti i podatke iz prošlosti (odnosno unijeti početno znanje u sustav).Obično se tada govori o modelu sive kutije. Danas se razvoj statističkih metoda uglavnom oslanja na upotrebu višestrukih meteorološkihprognoza (različitih meteoroloških zavoda) i njihovih kombinacija kao ulaza za prognoziranje, te naoptimalno korištenje mjernih podataka za smanjivanje pogreške prognoze ili alarmiranju u slučajupotencijalno velikih nesigurnosti prognoze. Noviji pristupi modeliranju koriste više od jednog modela. U tom slučaju se onda finalna prognozaproizvodnje energije dobiva težinskom kombinacijom prognoza dobivenih od pojedinog modela. 3

Str. 1792.1.3. Način rada Sustav za prognozu proizvodnje energije vjetroelektrana prima ulazne podatke iz SCADAsustava, geolokacijskog sustava (GIS sustava), a putem različitih sučelja prima i vremenske prognoze, tekorisničke naredbe i podatke. Kontekstni dijagram prikazan je na slici 1. Korisničko sučeljeOnline podaci vjetroelektrana Model za prognozu Sustav za pohranu proizvodnje energije Raspored vjetroelektrana Orografija Hrapavost terena Numeričke vremenske prognoze Slika 1. Kontekstni dijagram sustava za prognoziranje energije vjetra Način rada modula za prognozu proizvodnje energije polja vjetroturbina može se ugrubo opisatislijedećim koracima: 1. čitanje prognoziranih meteoroloških podataka; 2. lokalizacija prognoziranih meteoroloških podataka na geolokacije vjetroagregata (tzv. eng. downscaling); 3. konverzija lokaliziranih brzina vjetra u snagu korištenjem krivulja snage vjetroagregata; 4. generiranje prognoze proizvodnje energije pojedine vjetroagregate; 5. integracija prognoze proizvodnje energije na parkove vjetroelektrana ili (opcionalno) grupe vjetroparkova (tzv. eng. upscaling).2.2 Predviđanje meteoroloških varijabli Generiranje energije vjetra je direktno povezano s vremenskim uvjetima. Prognoziranje vremenase radi korištenjem numeričkih modela (eng. Numerical Weather Prediction). Takvi su modeli zasnivanina jednadžbama koje opisuju gibanja i sile koje utječu na gibanje fluida. Od znanja o trenutnom stanjuatmosfere putem jednadžbi dolazi se do procjene vrijednosti meteoroloških varijabli: temperature, brzine,vlažnosti, tlaka. Prostorna rezolucija modela varira od nekoliko kilometara pa sve do 50 kilometara.Vremenski horizont prognoze je između 48 i 72 sata, s vremenskom rezolucijom između jednog i tri sata. Meteorološke prognoze rade meteorološki zavodi. U Hrvatskoj ga radi Državni HidrometeorološkiZavod. Atmosferski model je numerička aproksimacija fizičkog opisa stanja atmosfere u bliskojbudućnosti. Obično se izračunava na superračunalima. Svaki izračun započinje s početnim uvjetima kojipotiču od nedavnih mjerenja. Izlaz se sastoji od očekivanih vrijednosti fizikalnih varijabli na različitimvertikalnim nivoima u horizontalnoj mreži i to sve u vremenskim koracima od po nekoliko po pokretanju. Postoji nekoliko razloga zašto atmosferski modeli samo aproksimiraju stvarnost. Prije svega umodel nisu uključeni svi relevantni atmosferski procesi. Dodatno, početni uvjeti mogu sadržavati greškekoje se u najgorem slučaju mogu propagirati, čak štoviše početni uvjeti „stare“ – već u trenutku pokretanjaizračuna modela više se ne radi s trenutnim vrijednostima atmosferskih varijabli. Osim toga izlazne suvrijednosti dostupne samo za diskretne točke u prostoru i vremenu. Dostupni su mnogi atmosferski modeli. Često korišteni su HiRLAM (High Resolution Limited AreaModel korišteni u Danskoj, Nizozemskoj, Finskoj), UKMO (UK), Lokalmodell (Njemačka i Europa), Alladin(Francuska i Europa), MM5 (USA) itd.4

Str. 1802.3 Nesigurnosti u prognoziranju energije vjetra Izlazne vrijednosti prognoza energije vjetra su diskretne vrijednosti u nekom vremenskomtrenutku. Prednost im je što su lake za razumijevanje jer jedna vrijednost opisuje sve o generiranjuenergije u budućnosti. Danas se još uvijek velika većina istraživanja fokusira na daljnjem rafiniranjumodela i poboljšanju rezolucije fizikalnih modela kako bi se bolje opisala lokalna svojstva farmivjetroelektrana. Međutim nemogućnost potpunog uklanjanja pogreške proizlazi iz nemogućnosti obuhvaćanja imodeliranja svih procesa koji utječu na događaje u budućnosti. Stoga kao dodatak tradicionalnimprognozama bitno je numerički opisati i evaluirati točnosti tih prognoza. Informacije o pogreškama unosedodatnu dimenziju u rezultate prognoze i mogu bitno olakšati u procesu odlučivanja temeljenom naprognozama energije vjetra.3. INTEGRACIJA ENERGIJE VJETRA U SUSTAV3.1. Utjecaj energije vjetra na elektroenergetski sustav Kratkoročni učinci očituju se u uravnoteženju tijekom operative, dočim su dugoročni vezani zadoprinos energije vjetra adekvatnosti sustava, tj. njegovoj sposobnosti da odgovori vršnim zahtjevima svisokom pouzdanošću. Tablica I. Utjecaj energije vjetra na elektroenergetski sustav (preuzeto iz [2]) Utjecaj ili element Područje Vremenski Utjecaj energije vjetra na koji utječe rasponKratkoročni Upravljanje Lokalno Minutni Farme vjetroelektrana se mogu koristitiučinci naponom za (dinamičnu) kontrolu napona (ovisno oDugoročniučinak dizajnu same vjetroturbine) Produktivna Sustav 1-24 sata Utjecaj ovisi o načinu na koji se upravlja efikasnost na razini ili sustavom i na korištenju kratkoročnih termalnih i lokalno prognoza hidroelektrana Efikasnost prijenosa Sustav 1-24 sata Ovisno o nivou penetracije, farme i distribucije ili vjetroelektrana mogu stvoriti dodatne energije lokalno troškove ili dodatne beneficije. Energija vjetra može smanjiti mrežne gubitke. Regulacijska Sustav Od Energija vjetra može djelomično rezerva nekoliko pridonijeti primarnoj i sekundarnoj minuta do kontroli sati Odbačena energija Sustav Sati Energija vjetra (na visokim nivoima (vjetra) penetracije) može prekoračiti iznos koji sustav može apsorbirati Pouzdanost Sustav Godine Energija vjetra može pridonijeti (zaliha sustava kapaciteta) adekvatnosti energetskog (adekvatnost sustava (putem tehnološke diversifikacije proizvodnje i i neovisnosti generacije) prijenosa) Energija vjetra ima utjecaj i na lokalnom i na nivou cijelog sustava. Lokalno, vjetroelektrane,poput svih ostalih elektrana, utječu na napon mreže. Na nivou cijelog sustava vjetroelektrane utječu nanaponske nivoe i tokove u mreži. Ti efekti mogu biti i korisni, pogotovo ukoliko su vjetroelektranesmještene blizu mjesta povećane potrošnje i negativni uslijed velikih gubitaka tijekom prijenosa energije. S druge strane, povećanje penetracije energije vjetra zahtijeva nužne nadogradnje u infrastrukturiprijenosne (specijalno interkonekcije) i distribucijske mreže. Osnovna je ideja maksimalno koristiti efektzaglađivanja geografski distribuiranog vjetra i povećati udio fiksne energije. Energija vjetra zahtijevaodređenu količinu regulacijske rezerve kao i svaka druga tehnologija (sekundarna i tercijarna kontrola).Ovisno o nivou penetracije i karakteristikama lokalne mreže utječe na efikasnost ostalih generatora usustavu (i obrnuto). U odsustvu dostatnih inteligentnih sustava za upravljanjem razmjene između regija ili 5

Str. 181zemalja, određena kombinacija potražnje (s kojom ne možemo upravljati) i proizvodnje može rezultiratisituacijom da se određena količina energije vjetra treba odbaciti. Valja naglasiti da energija vjetra igra i pozitivnu ulogu u održavanju stabilnosti sustava i pridonosinjegovoj adekvatnosti. Utjecaji prije spomenutih efekata na sustav uvelike ovise o nivou penetracije (omjer godišnjepotrošnje pokrivene energijom vjetra i ukupne potrošnje), veličini mreže i kombinaciji različitih tipovageneratora. Trenutno je prosječna penetracija u Europi oko 2.5%, a planira se postići 12% do 2020. Natim niskim i srednjim nivoima penetracije cijene integracije su umjerene. Procjena kretanja cijenaintegracije na nivoima iznad umjerenih (preko 25%) ovisi prvenstveno o tome kako će se kretati razvojmreže. Npr. predviđa se povećanje proizvodnje zasnovane na plinu što će povećati fleksibilnost sustava iomogućiti postepeno povećanje integracije energije vjetra. Sustav s dominantnom mješavinom elektranana plin i hidroelektrana je puno fleksibilniji od onog s nuklearnim ili na ugljen, budući može brže odgovoritina promjene u proizvodnji i potrošnji. Za uspješnu integraciju energije vjetra, potrebno je razriješiti probleme u područjima: radasustava (kapaciteti rezerve i upravljanje uravnoteženjem, kratkoročno prognoziranje energije vjetra,upravljanje tokovima preko granica), spajanja energije vjetra u mrežu i tranzijentne stabilnost (mrežnapravila i kvaliteta snage, tehnologija vjetroagregata i problemi upravljanja), infrastrukture mreže(upravljanje zagušenjem, proširenja, specifičnosti off-shore elektrana, interkonekcija), doprinosaadekvatnosti sustava (na nivou generacije, izvora energije i prijenosa), redizajniranja tržišta kako biomogućilo integraciju energije vjetra (upravljanje potrošnjom, skladištenje, obračun uravnoteženja,vrijeme između izrade rasporeda i isporuke na tržištu), institucionalnih problema (vertikalna integracija,pitanja vlasništva, inicijativa zainteresiranih strana, pristup mreži bez diskriminacijskih pravila, promjene upristupu i stavu). Praktična iskustva s integracijom većih količina energije vjetra svjedoče da se ne radi samo oteoretskoj diskusiji. Mogućnost integracije s visokim stupnjem integracije dokazana je danas u područjimas penetracijama od 20, 30, ili čak 40 % penetracije (Danska, dijelovi Njemačke i Španjolske).3.2. Energija vjetra i upravljanje rezervama Za efikasnu integraciju energije vjetra na višim nivoima penetracije neophodne su promjene umetodama upravljanja sustavom. Veće količine energije vjetra utječu na količine rezervi potrebne za uravnoteženje sustava nasvim vremenskim razinama, od sekunda i minuta pa do sati i dana. Nesigurnosti u sustavu nastaju kaokombinacija u fluktuacijama potražnje i proizvodnje iz konvencionalnih i obnovljivih izvora. Te varijacijeopćenito gledajući nisu međusobno povezane što djeluje pozitivno (efekt zaglađivanja) na cijeli sustav.Dodatno, dobre veze sa susjednim sustavima također pomažu smanjivanju cijene uravnoteženja sustava. Potrošnja električne energije varira na minutnoj, satnoj i dnevnoj razini. Budući ravnoteža morabiti stalno uspostavljena proizvodnja se planira tako da pokriva dugoročne varijacije. Takav ekonomskidispečing se koristi kao odgovor na predviđene trendove u potražnji (primarna i sekundarna rezerva sekoriste samo kao odgovor na neočekivana odstupanja). Primarna rezerva se aktivira automatski prilikom pojave odstupanja frekvencije sustava.Generatori u primarnoj kontroli brzo reagiraju (unutar minute). Na količinu primarne rezerve alocirane usustavu ponajviše utječe ispad dominantne termoelektrane ili nagli pad potrošnje. Razvoj energije vjetraima mali utjecaj na potrebnu količinu primarne energije. Na sekundnoj, odnosno minutnoj osnovi brzevarijacije u ukupnoj proizvodnji vjetra se pojavljuju nasumično, a kada se spoje s odstupanjima u potrošnjii konvencionalnoj proizvodnji, njihov je utjecaj zanemariv. Sekundarna rezerva je aktivna ili reaktivna snaga koja se aktivira ručno ili automatski unutar 10do 15 minuta po pojavljivanju odstupanja u frekvenciji. Ona podržava primarnu rezervu i traje sve dok jene zamijeni dugoročna tercijarna rezerva ili prestane potreba za rezervom. Sekundarna rezerva može bitirotirajuća (npr. hidroelektrane ili termoelektrane u parcijalnom pogonu) ili stojeća (plinski generatori ilirasterećenje potražnje). Operatori imaju informacije o planovima proizvodnje, potrošnje i interkonekciji. Dodatno koristeon-line podatke i prognoze (npr. potrošnje ili proizvodnje energije vjetra) za planiranje rada sustava.Tijekom rada prate sustav i po potrebi zovu subjekte koji pružaju energiju ili povećavaju potrošnju kako biuravnotežili sustav. Kako bi se obradio utjecaj vjetra na količinu sekundarne/tercijarne rezerve, bitno je obraditi satnaodstupanja. Većina istraživanja pokazuje da čak i u ekstremnim slučajevima izlaz iz „virtualne“vjetroelektrane (distribuirani vjetroparkovi se mogu smatrati jednom virtualnom vjetroelektranom) nevarira više od 10% ukupnog instaliranog kapaciteta na velikim područjima, ili 25% na manjim područjima.6

Str. 182Za korištenje rezervi sva nepredviđena odstupanja igraju ulogu. Određena količina energije vjetra je većuzeta u obzir prilikom planiranja rada, no određen dio energije ostaje nepredviđen. Gomilanje odstupanjaenergije vjetra s ostalim devijacijama u sustavu (posebno pogreškama u prognozi potrošnje) će odreditiukupno odstupanje u mreži, odnosno potrebne količine rezerve. Proizvođači mogu korištenjem trgovine iliponovnim planiranjem svojih konvencionalnih kapaciteta pokušati ispraviti proizvodne nivoe premaplaniranim vrijednostima sve do sata provedbe. Ukoliko je to učinjeno tada satno odstupanje energijevjetra utječe samo na sekundarnu rezervu. U suprotnom učinak je dugoročniji. Najveći utjecaj energija vjetra ima na način planiranja rada konvencionalnih jedinica kako bipratile potražnju na satnim i dnevnim nivoima. Npr. tijekom jutarnjeg povećanja potrošnje potrebno jeangažirati više jedinica. Ukoliko se s velikom sigurnošću može prognozirati rast energije vjetra tada sekoličina dodatne konvencionalne energije smanjuje. Obrnuto, energija vjetra može i padati u danomintervalu. Stoga točna prognoza energije vjetra za dan/dva unaprijed pomaže u boljem planiranju radasustava, odnosno boljem odabiru angažiranih jedinica. U odsutnosti nepogrešive prognoze planangažiranja ima komponentu nesigurnosti. To rezultira situacijama da je jedinica angažirana bez potrebe iobrnuto. U tom kontekstu velik je i učinak kombinacija generatora u sustavu. Što je sustav fleksibilniji toodluka o angažiranju može biti kvalitetnija. Za iznimno kratkoročne prognoze (10min do 3 sata) on-line podaci o proizvodnji energije vjetraomogućuju precizne prognoze. Te prognoze se koriste za planiranje rada sustava, ali i za trgovinu. Pritomje nužno da model tržišta podržava brzinu reakcije na promjene u planovima rada sustava.3.3. Opcije za povećanje fleksibilnosti sustava Dostupnost različitih rješenja za uravnoteženje sustava je važan čimbenik uspješne integracijeenergije vjetra u energetski sustav. U tom smislu energija vjetra unosi neke novosti koje tek treba pomnijeistražiti.3.3.1. Fleksibilna generacija Postojeća rješenja za uravnoteženje uglavnom uključuju korištenje konvencionalnih elektrana.Korištenjem hidroelektrana s pripadnim brzim vremenom odziva, marginalnom cijenom koja se približavanuli, te opcija „skladištenja“ energije povećava se fleksibilnost sustava. Tome pridonosi i povećanaupotreba elektrana baziranih na upotrebi plina.3.3.2. Arhiviranje energije Različita tehnološka rješenja dostupna su za različite tipove primjene skladištenja energije.Najčešće se koristi hidroelektrana (eng. pumped-hydro power), ali postoje i druga rješenja.3.3.3. Upravljanje potrošnjom Na uravnoteženje se utječe povećanjem ili smanjenjem potrošnje. Principi koji se koriste suvremenski pomak (grijanje ili hlađenje se planira za pogodniji vremenski period). Ovo je manje korištenorješenje u odnosu na upravljanje proizvodnjom.3.3.4. Upravljanje grupama vjetroelektrana Grupe vjetroelektrana se mogu koristiti kao virtualne elektrane. Gomilanjem geografski disperznihsustava (uglavnom se radi o off-shore vjetroparkovima) u grupe (prema različitim kriterijima) unapređujese kvaliteta upravljanja mrežom. Grupama se upravlja kao velikim konvencionalnim elektranama.Štoviše, takav pristup vjetroelektranama omogućuje njihovo korištenje kao pružatelja pomoćnih uslugasustavu. Tako postavljen sustav omogućuje: • Doprinos energije vjetra u uklanjanju zagušenja. Povremeno generacija vjetra premaši maksimalne dopuštene vrijednosti. Takve situacije se mogu predvidjeti i izbjeći pomoću prognoza proizvodnje vjetra i limitiranjem energije vjetra na unaprijed postavljene nivoe. Dodatno, različite vjetroelektrane se mogu različito ograničiti unutar grupa čime se otvara prostor za ekonomsku optimizaciju procesa • Smanjenje gubitaka, optimizacija aktivnih i reaktivnih tokova snage. Generacija vjetra je varijabilna ne samo u vremenskoj nego i u prostornoj dimenziji. Geografske varijacije mogu 7

Str. 183 dovesti do tokova preko velikih udaljenosti s pripadnim gubicima. Takve situacije se mogu unaprijed predvidjeti i gotovo u potpunosti spriječiti interakcijom grupe vjetroparkova s konvencionalnim izvorima energije. Prijenosom reaktivne snage se može upravljati na sličan način. • Smanjivanjem troškova uravnoteženja. Implementacijom navedenih operativnih metoda bitno se doprinosi povećanju ekonomske vrijednosti energije vjetra u sustavu. Tablica II. Upravljanje grupama vjetroparkova Razina grupiranja ZahtjeviJedna vjetroelektrana • Siguran i pouzdan rad • Maksimalan energetski doprinosVjetropark • Mogućnost postavljanja graničnih vrijednosti • Struja kratkog spoja • Isključivanje u slučaju nužde • Koordinirano uključivanje i isključivanjeGrupa vjetroparkova • Neovisan rad • Ograničenje snage • Konstantan izlaz • Isporuka kontrolne energije Aplikacije za upravljanje koje koristi operator za upravljanje grupama vjetroparkova zasnivaju sena navedenim idejama upravljanja. One omogućuju generaciju i upravljanje bazirano na profilima: • uzimajući u obzir on-line podatke i prognoze • gomilanje i distribuciju predviđene snage vjetra na različite grupe • uzimanje u obzir mrežnih ograničenja zbog topologije mreže • uzimanje u obzir ograničenja nastala planiranjem rada elektrana i trgovanjem • alociranjem ciljnih vrijednosti na različite grupe vjetroparkova4. ZAKLJUČAK Brojne iscrpne studije bavile su se pitanjem veze između uvođenja energije vjetra i povećanjatroškova uravnoteženja (u Danskoj, Njemačkoj, Velikoj Britaniji, Irskoj i Španjolskoj). Usprkos velikimrazlikama u pretpostavkama, optimizacijskim kriterijima i karakteristikama sustava raspon predviđenihdodatnih troškova se ne razlikuje bitno. Postoji postepen rast dodatnih troškova uravnoteženja s povećanjem penetracije energije vjetra.Zbog pozitivnog učinka geografskog zaglađivanja rezultati iz navedenih studija pokazuju da energetskisustavi u geografski velikim područjima mogu integrirati energiju vjetra s nižim troškovima. Slično, dobreveze sa susjednim operatorima smanjuju troškove uravnoteženja. Prema tim studijama dodatne potrebne količine rezerve se mogu namiriti iz postojećihkonvencionalnih elektrana. Valja spomenuti i činjenicu da su procjene troškova prilično osjetljive napreciznost prognoza energije vjetra, kao i na praksu njihove upotrebe unutar tržišnih pravila. Za očekivatije daljnji intenzivan rad na razvoju metoda prognoziranja i metoda integracije u energetske sustave.5. LITERATURA[1] EWEA, „LARGE SCALE INTEGRATION OF WIND ENERGY IN THE EUROPEAN POWER SUPPLY: analysis, issues and recommendations“[2] Holtinen, H., \"The impact of large scale wind power on the Nordic electricity system“, VTT Publications 554, 2004 (doktorska dizertacija)[3] Lange, Focken, „Physical Approach to Short-Term Wind Power Prediction“, Springer-Verlag, Berlin Heidelberg 2006[4] Per Nielsen, EMD International A/S, „WindPRO 2.5 User Guide“, 2006.8

Str. 184HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA 1-15ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. simpozij o sustavu vođenja EES-aCavtat, 9. - 12. studenoga 2008.Tedi Babić, dipl. ing. Ksenija Kostović Žubrinić, dipl.ing.HEP – OPS, PrP Rijeka HEP – OPS, PrP [email protected] [email protected] Belić, dipl.ing.ARBOR Informatika, [email protected] VIZUALIZACIJA LOKACIJE KVARA NA DALEKOVODIMA PRIMJENOM GEOGRAFSKOG INFORMACIJSKOG SUSTAVA SAŽETAK U referatu je opisan informacijski sustav za potrebe modernih centara vođenja EES-a (mrežnicentri) kako bi se u slučaju poremećaja u EES-u brzo i učinkovito odredilo lokaciju kvara na dalekovodimate omogućilo voditelju mrežnog centra što bržu organizaciju intervencije na otklanjanju kvara. Opisan jeautomatizirani informacijski sustav prikupljanja podataka iz numeričkih uređeja relejne zaštite. Centarrelejne zaštite na zahtjev korisnika poziva modemskom vezom ili preko mrežne infrastrukture numeričkereleje iz pojedinih postrojenja u kojima je došlo do djelovanja distantne zaštite. Kreirana je baza podatakas Gauss-Krueger koordinatnim sustavom pozicija stupova dalekovoda kao i sa ostalim podacima ostupovima i vodičima. Program automatski izračunava udaljenost između stupova dalekovoda, a samimtime prikaže poziciju mjesta kvara dobivenu očitanjem iz uređaja relejne zaštite. Ovim sustavom voditeljmrežnog centra ima prikaz moguće lokacije kvara na dalekovodu i time se skraćuje vrijeme otklanjanjaistog, te se smanjuje vrijeme pogonske neraspoloživosti kvarnog dijela EES-a.Ključne riječi: lokacija kvara, relejna zaštita, dalekovodi, održavanje, koordinatni sustav INTRANET VISUALIZATION OF DEFECT LOCATION ON TRANSMISSION LINES USING GIS SUMMARY The paper describes the information system used by advanced EPS Control Centres to trackquickly and efficiently, in case of disturbance, the location of possible defect on the transmission lines andenable the control centre operator to organize the quickest possible remedy of defect. Automatedinformation system of data gathering from relay protection numerical devices has been depicted. At theuser's request, the relay protection centre calls by a modem link or by a network infrastructure numericaldevices in individual pieces of equipment where the distance protection operated. A data basis has beencreated with Gauss-Krueger coordinate system of transmission line towers position and with other dataon towers and conductors. The program calculates automatically the distance between the transmissionline towers and shows the location of defect by reading out the relay protection devices. With this system,the control centre operator gets a display of possible location of defect on the transmission line thusmaking the time for defect remedy and unavailability of that part of EPS shorter. 1

Str. 185 Keywords: defect location, relay protection, transmission lines, maintenance, coordinatesystem 1. UVOD Osnovne karakteristike informacijskog sustava intranet vizualizacije lokacije kvara nadalekovodima, odražavaju se u modernoj interakciji korisnika sa aplikacijom preko web sučelja, na načinda krajnjem korisniku za pregled i ispis željenih podataka nisu potrebni nikakvi dodatni software-skiresursi. Aplikacijsko rješenje bazirano je na arhitekturi modernih web poslužitelja (servera) čime jeomogućen rad na gotovo svim operativnim sustavima. Aplikacija podržava korištenje postojećih detaljnih vektorskih ili raster geografskih karata ( ArcGIS- SHP, AutoCAD-DWG, TIFF, JPEG ) i prikaz objekata ( dalekovodi, trafostanice, kabelske kućice ) na timkartama. Preko web sučelja interaktivno je omogućeno grupiranje, sortiranje, filtriranje i eksport unesenihpodataka u Excel, PDF, XML, CSV format kao i formiranje željenih izvješća. Sigurnost sustava je važna funkcija u intranet razvoju aplikacija. Određeni sadržaj zasigurnonesmije biti transparentan prema svim korisnicima, te je nadalje od bitnog značaja analiza tko je, kadapristupio kojim podacima i tko je izmjenio sadržaj ili strukturu podataka – sve navedeno je sastavni diogore opisanog sustava. Ovim sustavom voditelj mrežnog centra ima prikaz moguće lokacije kvara na dalekovodu i timese skraćuje vrijeme otklanjanja istog, te se smanjuje vrijeme pogonske neraspoloživosti kvarnog dijelaEES-a.2. PRINCIP OČITANJA PODATAKA IZ UREĐAJA RELEJNE ZAŠTITE Za korisnike je bitno da su u mogućnosti uspostaviti komponentni sustav različitih aplikacija,različitih proizvođača software-a i geografski proizvesti te informacije. Drugim rječima uspostavitijednoznačnu on-line komunikaciju između učitanih informacija o lokacijama kvarova s uređaja relejnezaštite i unesenih Gauss-Kruger-ovim koordinatama svakog pojedinog stupa i pridruženih vektorskihodnosno raster mapa. Sustav je baziran na očitanju podataka o kvarovima relejne zaštite koji seautomatski radi svakog dana u određeno vrijeme, no proširivost sustava očituje se i u ciljanom pozivanjuodređenih uređaja numeričke zaštite na zahtjev voditelja mrežnog centra. U tom smislu jako je bitno da podaci budu ne samo korektno strukturirani već i da se pratikvaliteta unesenih prostornih lokacija objekata EES sustava. Ovo je dakle temeljni dio aplikacijskogsustava i osnova za postizanje točne vizualizacije i analize učestalosti pojavljivanja podataka o kvarovima(Slika 1.) na pojedinom dijelu dalekovoda i stvaranje podloge za olakšano održavanje i ažuriranje istih.Obzirom da se unos vodi putem intranet web sučelja te stoga nije potrebna nikakva instalacija nitiodržavanje klijent aplikacija koje su osnova za jednostavan i brz način ažuriranja prostornih i ostalihtekstualnih podataka, a pristup podatcima prati se preko centraliziranog sustava autorizacije. 2

Str. 186 Slika 1. Prikaz učestalosti pojavljivanja kvara3. UNOS PROSTORNIH (GEOGRAFSKIH) PODATAKA O POSTROJENJIMA Najveći problem prilikom strukturiranja prostornih (geografskih) podataka očituje se u tome štoopćenito ne postoji unificirana definicija “GIS podataka”, odnosno postoje disperzirani Autodesk podaci,Intergraph , ArcInfo (SHP) podaci, TIFF ili podatci nekih drugih proizvođača. To pokazuje potrebuprihvata, predaje i transformacije podataka u jednoznačni Gauss-Kruger koordinatni sustav (Slika 2.) štoje u biti prema našem iskustvu najveći faktor koji direktno utječe na produljenje vremena realizacijeaplikativnog sustava. Ulazimo li u takav postupak, posebnu pažnju trebamo posvetiti drugačijoj strukturi podataka ishema, želimo li imati ispravan prikaz i ispis tih istih podataka unutar web okruženja. Također postoje imnogi drugi detalji kao npr. preciznost podataka, njihova kvaliteta, te starost podataka (praćenje datumaunosa podataka) odnosno izvor (tko je napravio izmjeru) ili nekih drugih načina izmjere koji se trebajuprenijeti na naš web aplikacijski sustav. Slika 2. Prikaz podataka sa Gauss-Krueger-ovim koordinatama stupova dalekovoda4. ON-LINE VIZUALIZACIJA I ANALIZA LOKACIJE KVARA NA DALEKOVODIMA Zahvaljujući novim GIS i web tehnologijama omogućeno nam je korištenje i vizualizacija podatakaputem intranet mreže, te su nam na raspolaganju mogućnosti različitih upita kako nad bazom podataka o 3

Str. 187prostornim (geografskim) atributima postrojenja tako i nad bazom podataka o kvarovima na dalekovodimaiz uređaja relejne zaštite sa svim pripadajućim karakteristikama (Slika 3.). Na taj način se efektivnouspostavlja veza između gore navedenih baza podataka koje su fizički odijeljene i odvojeno vođene -unutar cjelovitog sustava mreže računala HEP domene. Slika 3. Podaci iz uređaja relejne zaštite o kvaru na dalekovodu Usklađenosti prostornih podataka i očitanja kvarova iz uređaja relejne zaštite rezultira webpregledom (Sika 4.) gdje se omogućuje ne samo detalnji prikaz atributa događaja već i interakcijakorištenjem Zoom-In i Zoom-Out funkcionalnosti.Slika 4. Vizualizacija mjesta kvara na dalekovodu (satelit) 4

Str. 188 Opcionalno vizualizaciju možemo prilagoditi kartografskom prikazu (Slika 5.) koristeći kaopodlogu raster (TIFF) mape ili vektorske (SHP) mape. Slika 5. Vizualizacija mjesta kvara na dalekovodu (karta)5. ZAŠTITA SUSTAVA OD NEOVLAŠTENOG PRISTUPA PODACIMA Sigurnost sustava je važna funkcija u intranet razvoju aplikacija. Određeni sadržaj zasigurno nesmije biti transparentan prema svim korisnicima, te je nadalje od bitnog značaja analiza tko je i kadapristupio i nadasve kojim podacima, te nadalje tko je izmijenio sadržaj ili strukturu podataka – svenavedeno je sastavni dio aplikativnog sustava. Sustav dozvola i pristupa podatcima implementira se prema potrebama korisnika i infrastrukturipodataka, dakle postoje različite grupe korisnika i pridružene im privilegije, a usko je vezan uzcentralizirani ActiveDirectory servis unutar HEP domene (Slika 6.).Slika 6. Centralizirana autorizacija korisnika putem web sučelja 5

Str. 1896. MOGUĆNOST PROŠIRENJA FUNKCIONALNOSTI SUSTAVA Fleksibilnost aplikativnog sustava odražava se u vrlo jednostavnom proširenju funkcionalnostiputem realizacije pregleda jednopolnih shema, karte EES-a (Slika 7.), pristup ISOHEP bazi podataka,sustavu on-line izrade izvješćaja i dokumenata. Slika 7. Shematski prikaz EES-a PrP Rijeka7. ZAKLJUČAK GIS tehnologija, kao proširenje kartografske znanosti, unaprijedila je učinkovitost i analitičkusnagu tradicionalnog kartiranja. Karte EES-a i geografske informacije o lokacijama postrojenja objedinjenisa podacima iz uređaja relejne zaštite mogu se spajati te voditelj mrežnog centra dobiva točnu lokacijukvara na dalekovodu, čime se skraćuje vrijeme otklanjanja kvara – odnosno smanjuje se vrijemepogonske neraspoloživosti kvarnog dijela EES-a. Zahtjevi za GIS podacima iz dana u dan sve su veći, te je korisnicima omogućen jednostavanpristup podacima i njihovo implementiranje za vlastite potrebe. Pri tome je veoma važna činjenica da ćekorisnici razmjenjivati upite u baze podataka, čime će im biti omogućeno prikazivanje trenutačnihrezultata njihovih upita. Bitno je naglasiti da se GIS aplikacijom stvara paralelno „asset management“ kompleksniinformacijski sustav, gdje dakle nije potrebno investirati strojne i IT resurse za strukturiranje istog, jer jeon samom realizacijom GIS sustava već u funkciji, dakle financijski efekt (ušteda) kao i brzi pristupdinamičkim podacima (mogućnost ažuriranja i pregleda podataka bez prethodne instalacije aplikativnogsustava) za upravljanje imovinom daljnje su prednosti ovog sustava koje zasigurno ne smiju bitizanemarene. 6

Str. 190 Uvođenjem prostornih podataka o dalekovodima i postrojenjima omogućuju se velika poboljšanjau vođenju i održavanju EES-a. S točnim geografskim koordinatama svih stupova dalekovoda i postrojenjate iz podataka iz uređaja relejne zaštite o mjestu kvara na dalekovodu mogu se točno pratiti koje dionicedalekovoda su najviše podložne kvarovima. Na temelju tih podataka mogu se poduzeti određenerekonstrukcije na dalekovodu za smanjenje kvarova. S prostornim podacima o udaljenosti sjedišta ekipe za održavanje dalekovoda do pojedinihstupova dalekovoda i s točnim mjestom nastanka kvara na dalekovodu može se maksimalno skratitivrijeme otklanjanja kvara na dalekovodu uz minimalne troškove. 8. LITERATURA[1] GOOGLE MAP API reference[2] Geodetski elaborati izmjere dalekovoda 7

Str. 191 1-16HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. simpozij o sustavu vođenja EES-aCavtat, 9. - 12. studenoga 2008.Darko Nemec Igor Ivanković[email protected] [email protected] Stojsavljević Zdeslav Č[email protected] [email protected] Matić Renata [email protected] [email protected] za elektroprivredu i energetiku d.d HEP Operator prijenosnog sustava d.o.o. SISTEMSKI NADZOR HRVATSKOG ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA (HEP WAMS) U ANALIZI POREMEĆAJA – PRVA ISKUSTVA SAŽETAK U radu je ukratko prikazana struktura i mogućnosti sadašnjeg HEP WAM sustava (HEP WAMS) azatim su opisana prva iskustva korištenja njegovih zapisa u analizi poremećaja koji su se dogodili izvanhrvatskog sustava. Analizirana su dva slučaja: prvi, ispad bloka 1000 MW u nuklearnoj elektrani NPPVandellos u Španjolskoj i drugi odvajanje od UCTE interkonekcije i ponovna sinkronizacija na UCTEelektroenergetskog sustava Grčke i dijelova elektroenergetskih sustava Makedonije i Albanije na 400 kVdalekovodu Blagoevgrad (Bugarska) – Thessaloniki (Grčka). Pokazano je kako se analizom odzivafrekvencije napona u čvorištima i tokova djelatne snage na vodovima mogu uspješno procijeniti odnosnoidentificirati određeni poremećaji i time uvelike olakšati razumijevanje događanja u sustavu. Komentiranisu rezultati HEP WAMS aplikacije nadzora oscilacija u sustavu (Power Oscillation Monitoring – POM). Ključne riječi: WAMS, dinamika elektroenergetskog sustava, međupodručne oscilacije WAMS IN CROATIAN POWER SYSTEM USED IN DISTURBANCE ANALYSIS – INITIAL EXPERIENCE SUMMARY Structure and capablities of the present WAMS in Croatian power system (HEP WAMS) arebriefly presented. Initial experience with use of WAMS recordings in disturbance analysis are describedbased on two cases with disturbances in the external power system. The first case is outage of the 1000MW unit at NPP Vandellos in Spain and the second one is separation and resynchronisation to UCTE ofpower system of Greece with parts of power systems of Macedonia and Albania at the 400 kV tie lineBlagoevgrad (Bulgaria) – Thessaloniki (Greece). It is shown that some disturbances can successfully beidentified and interpreted from bus frequency and line power flow recordings which can help tounderstand events in the systems. Finally, results from the Power Oscillation Monitoring function (POM)implemented in HEP WAMS are discussed. Keywords: WAMS, power system dynamics, interarea oscillations 1

Str. 1921. UVOD Korist sustava za mjerenje WAMS kao alata za poboljšanje osmotrivosti, upravljivosti i sigurnostielektroenergetskog sustava prepoznata je u suvremenoj svjetskoj praksi vođenja elektroenergetskihsustava te se u novije vrijeme WAM sustavi sve više ugrađuju širom svijeta. Danas je osnovna funkcijaWAMS-a da osigura trajno, istovremeno i vremenski sinkronizirano mjerenje fazorskih veličina napona istruja u međusobno udaljenim čvorištima u sustavu te da na temelju tih mjerenja i iz njih izvedenihveličina poput razlika faznih kutova napona, frekvencije, temperature vodiča prijenosnih vodova i sl.omogući trajni nadzor rada sustava. Mjerene i izvedene veličine prikupljaju se na jednom mjestu,pohranjuju, obrađuju i potom se rezultati vizualiziraju na prikladan način za analize događaja i vođenjesustava. Ove temeljne funkcije nadzora i registriranja sve se češće nadopunjavaju naprednimaplikacijama kako bi se operatoru sustava priskrbile dodatne informacije o stanju sustava koje mogu bitipodloga za pravovremeno donošenje odluka. Razvoj na tom polju je veoma intenzivan te se možeočekivati da će povratna informacija od korisnika o eksploatacijskim iskustvima sa WAMS aplikacijamapridonijeti unapređenju postojećih, pa čak i razvoju novih aplikacija. Očito je da je bliska suradnja izmeđukorisnika i proizvođača WAM sustava ne samo poželjna nego čak i nužna, pogotovo u ovoj fazi razvojakad se u aplikacije moraju ugrađivati znanja o svojstvima konkretnih sustava i o fizikalnoj prirodi pojava.Namjera je ovog rada da pokaže kako se zapisi iz WAMS-a mogu koristiti u analizi pogonskih događaja išto se sve može zaključiti direktno na temelju sistem-inženjerske analize takvih zapisa. Prvo će se u najkraćim crtama prikazati sadašnje stanje WAMS-a u hrvatskomelektroenergetskom sustavu, a potom će se za ilustraciju prikazati analiza dvaju događaja koji su sedogodili izvan Hrvatske. Prvi od njih je ispad velikog agregata u Španjolskoj a drugi je odvajanje iresinkronizacija elektroenergetskog sustava Grčke i dijelova susjednih sustava koji su ostali u otočnomradu s grčkim sustavom. Analiza ovog drugog slučaja popraćena je komentarima zapisa iz funkcijenadzora oscilacija (Power Oscillation Monitoring – POM) instalirane u hrvatskom WAMS-u.2. DANAŠNJE STANJE WAM SUSTAVA U HRVATSKOJ Razvoj WAMS projekta u hrvatskom EES-u odvijao se u dvije faze. Prva od njih bila je pilot-projekt u osnovi namijenjen nadzoru važnog prijenosnog puta između 400 kV TS Žerjavinec i Tumbri(slika 1). Sustav se sastojao od dvije jedinice za mjerenje fazora (PMU) i središnjeg sustava zaprikupljanje, pohranjivanje i obradu podataka, PSGuard 830, u NDC Zagreb. Uz osnovne funkcijemjerenja i nadzora bile su instalirane dvije aplikacije za nadzor dopuštenog opterećenja na tom dijelutrase – nadzor naponske stabilnosti (Voltage Stability Monitoring) i nadzor zagrijavanja vodiča (LineThermal Monitoring). Ova faza razvoja završena je 2003. godine te su tijekom priprema za rekonekciju 1.i 2. sinkrone zone UCTE-a i tijekom same rekonekcije prikupljena dragocjena iskustva za sljedeću fazurealizacije projekta. Ta druga faza projekta, u kojoj je bilo predviđeno da se sustav proširi na nadzorključnih čvorišta 400 kV prijenosne mreže, dovršena je 2007. godine. Pregled današnjeg stanja HEPWAMS-a prikazan je na slici 1. Vidi se da su pokrivena praktično sva 400 kV čvorišta u hrvatskomsustavu (osim RHE Velebit). Sve mjerne jedinice (PMU) su istog tipa (RES 521).2