Procesna informatika i komunikacije u prijenosnom sustavu

Str. 193 UCTE ELES NDC Zagreb SCADA PMU PDC ERNESTINOVO PSGuard_WP PMURADNO MJESTO PMU PMU 4 3 2 1ŽERJAVINEC MELINA TUMBRI PMU 5 KONJSKO Slika 1. Pregledna shema HEP WAMS-a Svaka jedinica za mjerenje fazora (PMU) mjeri napon i struju u jednom vodnom polju u sve trifaze te iz mjerenih vrijednosti određuje fazore direktnog sustava i druge izvedene veličine poput iznosa igradijenta frekvencije (f i df/dt) te djelatne, jalove i prividne snage. Ove veličine prenose se u centaroptičkim vezama s učestalošću do 50 uzoraka u sekundi (svake periode), no konačna brzina uzorkovanjana serveru u NDC-u iznosi 100ms (10 uzoraka u sekundi). Uz standardne funkcije mjerenja, pohrane ivizualizacije te postojoće funkcije nadzora naponske stabilnosti i termičkog stanja vodova sustav jeopremljen funkcijama nadzora faznog kuta, nadzora stabilnosti frekvencije i nadzora oscilacija. U okviruprojektnog rješenja predviđena je i mogućnost razmjena podataka s vanjskim operatorima sustava (ELESi UCTE Swissgrid). Funkcija pohranjivanja i izvoza podataka omogućuje arhiviranje rezultata mjerenja i aplikacija ubazi povijesnih podataka za kasniju analizu i prikaz, kao i izvoz podataka u obliku tekstualnih CSV(Comma Separated Value) datoteka za obradu i pregledavanje u nezavisnim programskim alatima.Pohrana podataka je konfigurirana kao prstenasti spremnik (ring buffer). Procesni podaci se spremaju urezoluciji 100 ms, dok se rezultati aplikacija pohranjuju s vremenskom rezolucijom od 1 sekunde i čuvajutijekom četiri tjedna. Nadzor oscilacija snage (POM) je napredna aplikacija namijenjena za identifikaciju dominantnogmoda elektromehaničkih oscilacija iz pojedinog ulaznog signala. U HEP WAMS-u je instalirano osam (8)tzv. instanci POM funkcije, od kojih svaka koristi drugu mjerenu veličinu kao ulazni signal. Četiri instance,tzv. „sistemski“ POM, kao ulazne signale koriste razlike faznih kutova, a ostale četiri, tzv. „lokalni“ POM,koriste tokove djelatnih snaga u odabranim prijenosnim vodovima. Ulazni signali propuštaju se krozpojasno propusne filtre ugođene na frekvencijsko područje elektromehaničkih oscilacija od interesa (0.1do 2 Hz). POM trajno estimira parametre nadomjesnog linearnog modela sustava (zadanog reda),određuje njegov spektar svojstvenih vrijednosti i na izlazu daje parametre dominantnog oscilatornogmoda – frekvenciju, prigušenje i amplitudu – odabranog prema nekom unaprijed definiranom kriteriju. Ukonkretnoj aplikaciji u HEP WAMS-u kao dominantni mod odabire se onaj s najnižim prigušenjem. Ovdjevalja istaknuti da se izlazni rezultati POM funkcija filtriraju niskopropusnim filtrima i tek nakon togavizualiziraju npr. u obliku stupčastih grafova ili krivulja trenda.3. ANALIZA ODABRANIH DOGAĐAJA U ovom se odjeljku kao ilustracija mogućnosti interpretacije poremećaja u sustavu iz WAMSzapisa razmatraju dva snimljena događaja. U oba slučaja zapisi iz HEP WAMS-a korelirani su s dodatniminformacijama dobivenih iz UCTE-a.3.1. Ispad velike proizvodne jedinice u Španjolskoj Na slikama 2 i 3 prikazani su zapisi frekvencije, tokova djelatne snage u vodovima i napona učvorištima, snimljeni 2. 12. 2007. u 4:26. Sve su veličine registrirane s periodom uzorkovanja od 0,1s.Odmah valja naglasiti da u tom trenutku nisu bile dostupne nikakve informacije o mjestu, veličini i vrstiporemećaja nego je čitava interpretacija tek kasnije dopunjena informacijama iz UCTE. 3

Str. 194 Frekvencija - Ispad proizvodnje 02.12.2007. Spanjolska Ernestinovo Konjsko 50.04 0Is4p:a26d:P17J.5(E_ISS)PAD AGREGATA NPP Ernestinovo 420 Napon - Ispad proizvodnje 02.12.2007. Spanjolska Melina 50.03 Va0nd4e:2llo6:s1I7I Španjolska Konjsko 50.02 Melina I0s4p:a2d6:P1J7.(5E_SI)spad agregata 50.01 Tumbri Zerjavinec NP04P:2V6a:1n7dellos II, Španjolska Tumbri 50 Zerjavinec 419 418 417 Δf ≈ 0.033 Hz 416 uz BUCTE ≈ 30000 MW / Hz ΔP ≈ 990 MWf [Hz] 415 U [kV] 414 413 49.99 412 411 49.98 10 15 20 25 30 35 40 45 50 410 10 15 20 25 30 35 40 45 50 040:26:10 5 t [s] 004:26:10 5 t [s] Slika 2. Ispad NE Vandellós unit (Španjolska) – HEP WAMS zapisi frekvencije (lijevo) i napona (desno) Vremenski odzivi frekvencije u 400 kV čvorištima (slika 2, lijevo) pokazuju da je u 04:26:17frekvencija iznenada pala za približno 0.033 Hz, što ukazuje na trenutnu promjenu bilance proizvodnje iopterećenja u sustavu. Također se može zamijetiti da se frekvencija svih pet čvorišta u hrvatskomsustavu ponaša istovjetno, što ukazuje na koherentno gibanje čitavog hrvatskog sustava prema ostatkuUCTE interkonekcije i time vodi na zaključak da se poremećaj dogodio negdje u udaljenom dijelu UCTE. Istovremeno, ustaljeni iznosi djelatnih snaga u 400 kV vodovima nakon poremećaja nisu seznatnije promijenili u odnosu na stanje prije poremećaja, a maksimalne amplitude oscilacija djelatnesnage su unutar 40 MW od vrha do vrha (slika 3, lijevo). Može se zaključiti da su promjene nadziranihtokova djelatne snage praktično zanemarive. Tek se detaljnijim uvidom pokazuje da postoji malo ukupnopovećanje netto toka u smjeru zapada, iz čega se može zaključiti da je poremećaj nastupio u udaljenomdijelu UCTE-a zapadno od hrvatskog sustava. Na temelju procijenjene konstante regulacije UCTE sustava λ=ΔP/Δf=30000 MW/Hz i iznosanagle promjene frekvencije (-0,033 Hz), može se zaključiti da je poremećaj izazvan ispadom proizvodnjeod cca 900 MW. Sve ove konstatacije su potvrđene kasnije dobivenom informacijom iz UCTE da je došlodo ispada nuklearne elektrane Vandellos II u Španjolskoj s proizvodnjom od cca 1000 MW.Ernestinovo- Tokovi snaga - Ispad proizvodnje 02.12.2007. Spanjolska Analiza toka djelatne snage -Zerjavinec -20 20 P [MW] -60 Obradjen zapis toka djelatne snage na 400 kV DV Ernestinovo-Zerjavinec -100 37 MW Prony-eva aproksimacija dominantnog moda 15 SNR=17.5 dB -140 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 10 45 50Konjsko- 0 45 50 -Velebit -120 45 50 P [MW] 45 50 -160 -200 37 MW 5 5 10 15 20 25 30 35 40Mellina- -240 P [MW ] 0 -Velebit 0 36 MW P [MW] -20 -60 -100 -140 -5 0Zerjavinec- Tumbri--Tumbri -Zerjavinec P [MW] 5 10 15 20 25 30 35 40 -10 660 41 MW 620 580 540 5 10 15 20 25 30 35 40 -15 P [MW] 0 f0 ≈ 0.23 Hz, T = 4.35s, ζ ≈ 0.05 -540 -20 -580 400 kV dalekovod Blagoevgrad (BG) - Thessaloniki (GR) _izvan pogona -620 42 MW -660 0 5 10 15 20 25 30 35 40 -25 04:26:10 04:2I6s:p1a7.d5_PIsJp(aEdSa)gregata t [s] 9.9 11.9 13.9 15.9 17.9 19.9 21.9 23.1 NPP Va0n4d:e2l6lo:s17II, ES 04:26:19.900 t [s] Slika 3. Ispad NE Vandellós II (Španjolska) – tokovi djelatne snage (lijevo) u hrvatskom EES-u i rezultati Pronyjeve analize s identificiranim dominantnim međupodručnim modom (desno) U ovom slučaju ponovno se u svim signalima, uključujući i napone u čvorištima, jasno videkarakteristične međupodručne oscilacije koje se zabilježene u više navrata. Pronyjevom analizomodabranih odsječaka signala dobiveni su parametri dominantnog međupodručnog moda, frekvencija4

Str. 195f=0,23 Hz i relativno prigušenje ζ=0,05 (Slika 3 desno), što je prihvatljivo premda ne i posebno dobroprigušeno. Pritom valja naglasiti da u ovom stanju 400 kV dalekovod Blagoevgrad (BG) – Thessaloniki(GR) nije bio u pogonu. Zaključno, sa stanovišta sigurnosti hrvatskog sustava radilo se o vrlo blagom poremećaju.3.2. Odvajanje, otočni rad i resinkronizacije elektroenergetskih sustava Grčke++ Drugi, interesantniji slučaj koji se razmatra temelji se na zapisima od 24. srpnja 2007. u razdobljuod 15:58 do 16:15 sati, kad je iz UCTE dobivena informacija, popraćena zapisom iz UCTE WAMS-a, daje došlo do odvajanja sustava Grčke od UCTE sustava (u 15:59:56) i njegove resinkronizacije (u16:10:42). U tom trenutku nije još bio poznat slijed događaja, osim što je, prema informacijama dobivenimod operatora grčkog sustava, do odvajanja došlo uslijed kvarova i isključenja dalekovoda izvan Grčke. Natemelju ovih informacija i zapisa iz HEP WAMS-a pokušalo se načiniti preliminarnu rekonstrukciju ključnihčinjenica o tijeku poremećaja. Iz dinamike frekvencija (slika 4) i tokova djelatne snage u vodovima u hrvatskom sustavu (slika5), zaključuje se da je do poremećaja došlo u blizini hrvatskog sustava. Zanimljiv je sam početni diopojave, okružen crvenom linijom na slici 4, koji je povećano prikazan na slici 4 desno. U tom se dijelurazabire nekoliko poremećaja. Prije svega, šiljci u odzivu frekvencije (slika 4 desno, kružić 1 i 2) neodslikavaju elektromehaničku prijelaznu pojavu nego su posljedica izobličenja valnog oblika napona izkojeg se frekvencija određuje, a što ukazuje na razmjerno bliske kvarove. Može se, međutim, uočiti da suovi šiljci, a i amplituda stvarnih elektromehaničkih tranzijenata iza toga (slika 4 desno, kružić 3), najveći uTS Konjsko i da od tog čvora opadaju prema zapadu, pa se procijenilo da je do poremećaja došlo u dijelusustava istočno od Konjskog. Situacija se mijenja u trenutku odvajanja sustava Grčke (slika 4, desnokružić 4), kad odstupanje frekvencije postaje najveće u TS Ernestinovo, što ukazuje na značajnupromjenu konfiguracije u istočnom dijelu sustava. FrekvBeunscfirjeeqčuvenocriiešsta- S–yOstedmvasjeapnajreatGionrč2k4e-0+7+-220407.7G.2re0e0c7e.++ 50.11 FreBkuvsefnrecqijueenčcvioersiš-tSays–teOmdsveapjarnajteioGn 2rč4k-0e7+-2+02047.G7.r2ee0c0e7+.+ 50.150.12 odvajanje Grčke++ Ernestinovo Ernestinovo 50.1 (15:59:56) Konjsko 50.09 Konjsko Melina 50.08 Melina50.08 Tumbri Tumbri Zerjavinec 2 Zerjavinec 50.07 50.06 50.06 3z] z]Hf[ 50.04 H[f 50.05 1 50.0450.02 50.03 50.0250 resinkronizacija 50.01 4 (16:10:42) 50 5 150:59:50 t [s]49.98 10 15150:58:00 100 200 300 400 500 600 700 800 900 t [s]Slika 4. Odvajanje (15:59:56) i resinkronizacija (16:10:42) Grčke++ - dinamika frekvencija tijekom cijelog događaja (lijevo) i detaljniji prikaz tijekom odvajanja GR++ (desno) Zapisi djelatnih snaga na vodovima prikazani su na slici 5 zajedno s osnovnim podacima ostacionarnom stanju preuzetim iz sustava DAM u NDC-u Zagreb. Prema usvojenoj konvenciji tok snage učvorište ima pozitivan predznak. Nakon odvajanja Grčke tokovi snaga u vodovima Ernestinovo –Žerjavinec, Konjsko – Velebit i Melina-Velebit mijenjaju smjer dok je tok snage u vodu Tumbri –Žerjavinec povećanog iznosa, ali u istom smjeru kao prije poremećaja. Iz toga slijedi da se nakonodvajanja u istočnom dijelu sustava pojavio višak snage koji tada počinje teći u smjeru zapada, dok je ustanju prije poremećaja Grčka uvozila električnu energiju. 5

Str. 196 HEP WAMS Zapisi tokova djelatnih snaga na vodovima STACIONARNO STANJE: u 15:59:00 (prije odvajanja GR++) u 16:01:00 (poslije odvajanja GR++)Eeonnosv-rti Zeanecv-rji ] 200 TAocktiovveipsonwaegraflo–wOs d- SvaysjatenmjesGeprčakraet+io+n 24-.077.2-2000077. Greece++ 287 W 100 304 M[ 125 MW P 0 30 -100 5 10 15 20 25 30oks-j Vebe-til ] -200 30 398 137Kno W 103 MW 30 13 176 362 M[ 0 30 P 200 5 10 15 20 25 137 113 338 100 362 110 17 110 MW 0 231 -100 5 10 15 20 25 83 -200 192 MW 0 5 10 15 20 25 100 193 MWnae-lli Vebe-tli ] 0M W -100 5 10 15 20 25 M[ -200 P -300 odvatj[sa] nje Grčke++ 0b-ri Zeaenvc-rji ] 480 102 76mTu W 380 M[ 280 P 180 80 0Zeaencvr-ji bri ] -80 mTu- W -180 M[ -280 P -380 -480 0 15:59:50 Slika 5. Odvajanje Grčke++ (15:59:56) - HEP WAMS zapisi djelatne snage (lijevo) i stacionarno stanje hrvatskog sustava (desno) Dodatne informacije zatražene su potom od operatora sustava u Srbiji od kojeg je dobivenakronologija događaja koja je potvrdila početne pretpostavke i dala detaljniju sliku događaja. Na temeljuraspoloživih izvora informacija načinjena je sljedeća rekonstrukcija (slika 6). Poremećaj je započeo ispadom 400 kV dalekovoda Kosovo B – Niš uslijed djelovanja distantnezaštite. Odmah nakon toga dolazi do prorade distantne zaštite i ispada 400 kV dalekovod Kosovo B –Ribarevina. Prije poremećaja u čvor Kosovo B dolazilo je oko 480 MW iz smjera Niša i oko 70 MW izsmjera Ribarevine. Istodobno, 220 kV dalekovodi od Kosova prema sjevernom dijelu sustava bili su izvanpogona. Prije poremećaja Grčka je putem 400 kV DV Blagoevgrad – Thessaloniki iz Bugarske preuzimalaoko 700 MW. Nakon ispada obaju 400 kV dalekovoda prema čvorištu Kosovo B došlo je dopreraspodjele tokova u sustavu što je rezultiralo povećanjem toka snage na 400 kV DV Blagoevgrad –Thessaloniki iznad 1200 MW. Prekoračenjem ove granice aktivirao se plan obrane grčkog sustava,odnosno prvi stupanj sistemske zaštite koji inicira selektivno i kontrolirano isključenje dijela potrošnje ugrčkom sustavu. Ova je mjera bila uspješna i spasila bi sustav da tijekom sljedećih nekoliko desetakamilisekundi nije došlo do ispada dviju proizvodnih jedinica u području Kosova, agregata G4 (130 MW) uKosovu A i agregata G1 (250 MW) u Kosovo B. To u ovom području izaziva daljnji manjak proizvodnje odoko 380 MW pa se dodatno opterećuje 400 kV DV Blagoevgrad – Thessaloniki. U trenutku kadopterećenje tog voda dostiže 1500 MW, aktivira se drugi stupanj sistemske zaštite i vod se isključuje iGrčka s dijelom Makedonije, Albanije i Kosova prelazi u otočni rad. Zahvaljujući efikasnosti i dobrojuvježbanosti operativnog osoblja u grčkom sustavu, otok je ponovno sinkroniziran s UCTE mrežom u16:10:42, samo 11 minuta nakon odvajanja.6

Str. 197 ISK- 400 kV DV Kosovo B - Niš 50.11 Frekvencije čvoFrriešktvaen–cijOa -dRvaaspjaadn2je4.0G7.r2č00k7eG+r+cka24.7.2007. 50.1 ISK- 400 kV DV Kosovo B - Ribarevina Ernestinovo 50.09 50.08 1.st. 400 kV DV Blagoevgrad - Tessaliniki Konjsko 50.07 Melinaf [Hz] 480 MW ISPADI agregata u Kosovo A i B (cca 400 MW Tumbri Niš ISK.-400 kV DV kosovo B - Skopje Zerjavinec 1A) 15:59:48 OHL Niš 2 – Kosovo B, 3. st. 2B) 15:59:52 OHL Ribarevina -Kosovo B, 1. st. 700 MW 2.st. 400 kV DV Blagoevgrad - Tessaliniki Ribarevina xx70 MW x 1B) 15:59:48 OHL Kosovo B-Niš, 1. st. 2A) 15:59:52 OHL Kosovo B – Ribarevina, 1. st. Kosovo B 3B) 15:59 ispad G1(250 MW) 4) 16:00:26 OHL Kosovo B-Skopje, 2. st. 50.06 Kosovo A 460 MW Skopje Blagoevgrad 3A) 15:59 ispad G4(130MW) 400 kV DV BG-GR 50.05 1 .st 1200MW 2 .st 1500MW 50.04 50.03 Thessaloniki 50.02 50.01 50 5 15:59:56 10 15 496 MW 0 Odvajanje Gt [Rs]++ 15:59:50 Slika 6. Odvajanje Grčke++ - dinamika frekvencija iz zapisa HEP WAMS-a i identificirani slijed događaja (lijevo), te slijed događaja prikazan na karti područnog sustava (desno)Konačno, interesantno je promotriti rezultate POM funkcije (slika 8) tijekom cijelog trajanja događaja. Zalakšu usporedbu s izvornim ulaznim signalima na slici 7 su prikazane razlike faznih kutova napona koji sekoriste u « sistemskim » instancama POM-a. U svakom trenutku svaka instanca POM-a daje po tri parametra (frekvenciju, prigušenje iamplitudu) identificiranog dominantnog moda odabranog prema usvojenom kriteriju (ovdje : najnižeprigušenje). Izlaz iz POM-a potom se filtrira niskopropusnim filtrom i pohranjuje svake sekunde. Zbogovog filtriranja prijelazi od jednog do drugog moda su postupni i ovise o parametrima filtriranja. Takođervalja zamijetiti da je prigušenje izraženo u obliku tzv. « alternativnog » prigušenja d , kao relativni padamplitude signala u jednoj periodi oscilacija (d=(y(t)-y(t+T)/y(t)*100%), a ne kao uobičajeni relativnikoeficijent prigušenja ζ. Ova definicija jest intuitivna i stoga vjerojatno prikladna za operativne svrhe, nokad se uspoređuju kriteriji prigušenja potrebno je uzeti u obzir nelinearnu ovisnost d i ζ (1). d = ⎛⎜⎜1 − e −2πζ ⎟⎞ ⋅ 100% (1) 1−ζ 2 ⎟ ⎝⎠ RPazhaliksee afangzlneihdifkfeurteonvcae nofabpuosnvaolčtavgoersiš-tSay–steOmdvsaepjaanrajetioGnr2č4k-e0+7-+202047.7G.2re0e0c7e+. + RPahazsliekeanfaglzendihiffekruetnocveaonf baupsovnoaltačgveosri-šStays–temReres-isnyknrcohnroiznaiscaijtiaonG2r4č-k0e7+-2+00274.G7r.e2e0c0e7+.+8 26 0 Konjsko-Ernestinovo -24 Melina-Ernestinovo Melina-Konjsko -4 °[] -62 Melina-Zerjavinec δu0 -8 Konjsko-Ernestinovo Melina-Ernestinovo -2 Melina-Konjsko°[] Melina-Zerjavinecδu -4 -6-8 -10-10-12 -12-14 5 10 15 20 25 30 -14 5 10 15 20 25 30 150:59:50 t [s] 160:10:40 t [s]Slika 7. Odvajanje i resinkronizacija Grčke++ - razlike faznih kutova napona prilikom odvajanja (lijevo) i resinkronizacije (desno) 7

Str. 198 POM - Frekvencije oscilacija - Odvajanje Grčke++ 24.7.2007. POM - Alternativno prigušenje oscilacija - Odvajanje Grčke++ 24.7.2007. 100 1.15 1.05 E F Ernestinovo-Zerjavinec - iz toka snage 90 Konjsko-Ernestinovo - iz razlike faznih kutova napona Konjsko-Velebit - iz toka snage Melina-Ernestinovo - iz razlike faznih kutova napona 0.95 Melina-Konjsko - iz razlike faznih kutova napona Melina-Velebit - iz toka snage ] Melina-Zerjavinec - iz razlike faznih kutova napona %[ 80 z] 0.85 Tumbri-Zerjavinec - iz toka snage aaocscijli 70 H[ 0.75 Aoaasccjilli 0.65 C ej naeekvcrfij 0.55 B D pguenšri 60 0.45 oaneanvrttli 50 40 Ernestinovo-Zerjavinec - iz toka snage 0.35 Konjsko-Ernestinovo - iz razlike faznih kutova napona Konjsko-Velebit - iz toka snage 30 Melina-Ernestinovo - iz razlike faznih kutova napona 0.25 20 Melina-Konjsko - iz razlike faznih kutova napona 0 1 Melina-Velebit - iz toka snage 15:55:00 200 Melina-Zerjavinec - iz razlike faznih kutova napona 0.15 200 400 600 800 1000 1200 400 600 Tumbri-Zerjavinec - iz toka snage 1200 0 t [s] 800 1000 15:55:00 t [s] 2.5 POM - Amplitude oscilacija - Odvajanje Grčke++ 24.7.2007. 170 POM - Amplitude oscilacija - Odvajanje Grčke++ 24.7.2007. Konjsko-Ernestinovo - iz razlike faznih kutova napona 160 Ernestinovo-Zerjavinec - iz toka snage Melina-Ernestinovo - iz razlike faznih kutova napona Konjsko-Velebit - iz toka snage 2.25 Melina-Konjsko - iz razlike faznih kutova napona 150 Melina-Velebit - iz toka snage Melina-Zerjavinec - iz razlike faznih kutova napona Tumbri-Zerjavinec - iz toka snage 2 140 1 1 130 2 2 1.75 120 ] 200 400 600 800 1000 1200 °][ W 110 t [s] M[ aaosccliij 1.5 aaoccsjili 100 1.25 90 80 udaptil 1 pudatil 70 ma 0.75 60 ma 50 40 0.5 30 0.25 20 10 0 0 200 400 600 800 1000 1200 0 0 15:55:00 t [s] 15:55:00 Slika 8. Odvajanje ( 15:59:56) i resinkronizacija (16:10:42) Grčke++ - parametri dominantog moda iz funkcije nadzora oscilacija (Power Oscillation Monitoring - POM) u HEP WAMS-u Tijekom promatranog perioda kao dominantni mod identificiran je već spomenuti međupodručnimod s frekvencijom 0,23-0,25 Hz. Povremeno se iz pojedinih POM funkcija (tzv. instanci) identificirajudominantni modovi s višim frekvencijama (iznad 0,45 Hz), kao što se može vidjeti gore lijevo na slici 8(kružići A, B, C i D). Najvjerojatnije se radi o pobudi moda frekvencije 0,6-0,7 Hz karakterističnog zagrupu hidroagregata u južnom dijelu sustava Hrvatske i BiH, no zbog efekata filtriranja teško je točno rećio kojim se frekvencijama radi. Izbor dominantnog moda u POM-u ovisi o osmotrivosti pojedinih modova uodabranim ulaznim signalima. Bolji uvid bi se dobio da se promatraju nefiltrirani izlazni rezultati ili čakdinamika (trendovi) parametara cijelog nadomjesnog spektra sustava. Frekvencija dominantnog moda identificiranog iz razlike kutova faznih napona u TS Konjsko i TSErnestinovo odmah nakon odvajanja Grčke++ (slika 8, gore lijevo, kružići E i F) upitna je jer se znatnorazlikuje od dominantnih modova identificiranih iz ostalih signala. Amplitude dominantnih modova (slika 8, donji red) jasno pokazuju značajno povećani intenzitetoscilacija tijekom odvajanja (kružić 1) i resinkronizacije (kružić 2). Kad se usporedi amplituda određena iztoka snage na 400 kV DV Konjsko – Velebit s maksimalnom amplitudom oscilacija u vremenskom odzivuna slici 5 lijevo, čini se da amplituda u POM-u nije korektno određena. Ovo svakako zahtijeva pomnijuanalizu. Relativno prigušenje dominantnog moda d iz POM-a tijekom čitavog perioda promatranje bolje jeod 30% (ζ≈0,06) što bi bilo sasvim prihvatljivo. Samo jednom, neposredno prije odvajanja (slika 8 goredesno, kružić 1) i samo u jednom signalu (fazne razlike kutova napona Melina – Ernestinovo) prigušenjepada na 20% (ζ≈0.04). Rezultati dobiveni Pronyjevom analizom na odabranim segmentima četirijusignala faznih razlika kutova napona odmah nakon odvajanja nešto su manje optimistični. Prigušenjedominantnog moda u tom periodu odabranog po kriteriju maksimalne energije signala (mod sidentificiranom frekvencijom 0,228 Hz) nešto je niže, ζ=0.032 (odgovara d=18%).8

Str. 1994. ZAKLJUČAK U sadašnjoj fazi HEP WAMS omogućuje trajno motrenje rada sustava u pet ključnih 400 kVčvorišta, pri čemu se kroz dodatne informacije iz aplikacija u centru ostvaruje viša kvaliteta nadzora. Ubudućem razvoju sustava trebalo bi ostvariti potpunu integraciju WAMS funkcija u sustav vođenja, a bilobi korisno razmotriti podešenja nekih funkcija poput nadzora oscilacija (POM). Nadalje, u sadašnjojizvedbi WAMS-a u svakoj stanici se mjeri struja samo u jednom vodnom polju. Kako su sva 400 kVčvorišta u kojima su instalirani PMU-ovi ujedno i rubna čvorišta hrvatskog sustava, bilo bi korisno dopunitimjerenja na tim mjestima u najmanju ruku strujama u 400 kV interkonekcijskim vodovima, a pomogućnosti i strujama u svim poljima, za što bi bilo potrebno instalirati dodatne jedinice za mjerenjefazora (PMU). Kroz dva primjera zapisa pri većim poremećajima izvan hrvatskog sustava, jednom u udaljenom idrugom u blizini hrvatskog sustava, prikazano je kako WAMS zapisi daju vrijedne informacije za analizudogađaja ako ih se zna protumačiti. Ovi zapisi su također dragocjeni provjeri sigurnosti sustava i njegoveotpornosti na različite interne i vanjske poremećaje. Funkcija nadzora oscilacija (POM) jedna je od naprednih aplikacija koja može poboljšati nadzordinamičke sigurnosti sustava, no potrebno ju je pažljivo podesiti i temeljito testirati za razne scenarije ioblike ulaznih signala. Sadašnji prikaz rezultata POM-a prikladan je za korištenje pri vođenju sustava, alibi za potrebe analiza dinamike sustava trebalo razmisliti i o drukčijim oblicima prikaza.5. LITERATURA[1] System Design, HEP-OPS PSGuard Project, Project Nr. 503598, Doc-No. :PTUTT07-501100, ABB Switzerland Ltd, 4. 10. 2007.[2] Technical Reference Manual, Phasor Measurement Terminal RES 521*1.0, 1MKR 511 115-UEN, ABB, November 2004[3] Korba, P. Real-time Monitoring of Electromechanical Oscillations in Power Systems: First Findings, IET Generation, Transmission and Distribution, Vol. 1, No.1, January 2007, P.80-88[4] Johnson, J.M., Trudnowski, D. J. DSITools, Ringdown Analysis Tool – Users Manual, Battelle Memorial Institute 1998[5] Breulmann, H. et al. Analysis and Damping of Inter-Area Oscillations in the UCTE/CENTREL Power System, CIGRE Paris Session 2000, Paper No. 38-113 9

Str. 200HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA 1-18ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. simpozij o sustavu vođenja EES-aCavtat, 9. - 12. studenoga 2008.Dr.sc. Srđan Skok Mr.sc. Igor Ivanković[email protected] [email protected]. Ivica Pavić Mr.sc.Neven Baranović[email protected] [email protected] Barta, dipl.ing. Zdeslav Čerina, [email protected] [email protected] elektrotehnike i računarstva Renata Matica dipl.ingUnska 3, Zagreb [email protected] Ivan Šturlić, dipl.ing [email protected] HEP-Operator prijenosnog sustava d.o.o. Kupska 4, Zagreb HIBRIDNI MODEL PRORAČUNA ESTIMACIJE STANJA EES-a NA TEMELJUSINKRONIZIRANIH MJERENJA FAZORA I SCADA MJERENJA 400kV MREŽE SAŽETAK U radu je opisana nova hibridna nelinearna metoda za proračun estimacije stanjaelektroenergetskog sustava zasnovana na sinkroniziranim mjerenjima fazora napona i struje, te klasičnimmjerenjima prilagođenim SCADA sustavu. Zasnovanom metodom predlaže se da se pomoću fazoranapona i struje na početku i na kraju prijenosnog voda izračuna trenutna impedancija voda (on-lineimpedancija voda). Izračunate vrijednosti trenutne impedancije voda koriste se u klasičnom proračunuestimacije stanja elektroenergetskog sustava. Ključne riječi: Wide Area Monitoring – WAM, sinkronizirana mjerenja, SCADA, impedancija voda HYBRID STATE ESTIMATION MODEL BASED ON PMU AND SCADA MEASUREMENTS ON 400kV GRID SUMMARY In this paper a new method of a of hybrid non-linear state estimation with PMU and SCADAmeasurements will be proposed where the voltage and current phasors are used for the calculation ofreal time transmission line parameters (impedance and admittance). Calculated parameters of thetransmission lines based on the real time PMU measurements are used for conventional state estimation.The simulation results were carried out on 400 kV Croatian power system. Key words: WAM, PMU, State Estimation, SCADA, Line Impedance 1

Str. 2011. UVOD Energetski sustav u današnjim uvjetima predstavlja vrlo složenu cjelinu čije vođenje trebaudovoljiti brojnim zahtjevima kako onima tehničke prirode tako i onim ekonomskim koji posljednjih godina,u skladu sa liberalizacijom tržišta dolaze sve više do izražaja te postavljaju sve veće zahtjeve predoperatere. Sustavi zbog intenzivnog razvoja i povećane potrošnje postaju sve veći i kompleksniji.Postizanje optimalnih uvjeta rada u ovakvom okolišu postaje sve teže zbog brojnih zahtjeva kojima valjaudovoljiti, a koji su često oprečne prirode zbog iznimno složene regulative. Funkcija proračuna estimacije stanja (ES) danas postaje sve važnija kao primarni alat za nadzorelektroenergetskog sustava (EES-a) na temelju prikupljenih mjerenja iz realnog sustava i utvrđenetopologije. Sve napredne funkcije današnjih SCADA/EMS (Energy Management System) sustava kao štosu analiza sigurnosti, optimalni tokovi snaga itd. koje omogućuju pouzdano i ekonomično vođenje sustavauvelike ovise o točnosti podataka dobivenih iz proračuna estimacije stanja. Unapređenje funkcija za nadzor i upravljanja u SCADA/EMS sustavima danas je moguće ostvaritiuvođenjem novih tehnologija kao što je Wide Area Monitoring (WAMS) koji omogućuje nadzor EES-a urealnom vremenu i s vrlo visokom točnosti. Mjerni uređaji koji predstavljaju temelj svakog WAM sustavasu PMU (eng Phasor Measurement Unit) odnosno uređaji za sinkronizirano mjernje fazora. Tradicionalnipristup proračunu estimacije stanja korisie statičke vrijednosti mjerenja dobivenih iz SCADA sustava ualgoritmu procjene stanja. Za razliku od SCADA mjerenja, PMU uređaji mogu mjeriti fazore napona istruja u čvorištu u kojem je jedinica ugrađena. Uvođenje preciznih mjerenja iz PMU uređaja uSCADA/EMS sustav može se unaprijediti mjerljivost promatranog dijela EES-a te povećati točnost ipouzdanost proračuna estimacije stanja. U referatu je dan kratak opis modela klasičnog proračuna estimacije stanja koji se koristi danas usvijetu a temelji se na telemetriranim podacima i topologiji mreže dobivene iz SCADA sustava. Nadalje jeza usporedbu dan opis linearnog proračuna estimacije stanja zasnovanog isključivo na PMU mjerenjima.U nastavku referata opisan je hibridni model nelinearnog estimatora stanja u kojemu su mjerenja iz PMUuređaja iskorištena za računanje parametara prijenosnih vodova (impedancije i admitancije) u realnomvremenu. Izračunati parametri vodova uz pomoć PMU mjerenja zatim su korišteni za klasični proračunestimacije stanja. U referatu je proveden i off-line proračun estimacije stanja EES-a s izračunatimparametrima vodova te uspoređena s klaičnim proračunom estimacije stanja. Simulacija hibridnogmodela provedena je na 400kV mreži Hrvatskog EES-a iz mjerenja PMU jedinica koje su ugrađene ustanice TS Tumbri, TS Žerjavinec, TS Melina, TS Konjsko i TS Ernestinovo.2. LINEARNI I NELINEARNI PRORAČUN ESTIMACIJE STANJA Proračun estimacije stanja ključna je aplikacija u sustavima za upravljanje energijom - EMS.Izvršenje i kvaliteta naprednih aplikacija EMS sustava ovise o robustnosti i kvaliteti rezultata estimatorastanja. Proračun estimacije stanja koristi analognu i statusnu telemetriju kako bi dao potpuno naponskorješenje za model EES-a te tokove djelatne i jalove snage. Daljinska mjerenja obično su dijelom netočnazbog pretpostavljenih smetnji uslijed mjerenja i prijenosa podataka, što uzrokuje i greške u proračunuestimacije stanja. Uz primjenu matematičke statistike koja je povezana s rezultatima mjerenja mogu seprocijeniti prave vrijednosti podataka. Za rješavanje problema proračuna estimacije stanja postoji širokibroj tehnika, no najčešće korišteni pristup u rješavanju procjene stanja je metoda najmanjih kvadrata(eng. Weighted Least Squares – WLS). Klasična WLS metoda je nelinearna metoda koja se zasniva nanesinkroniziranim mjerenjima iz SCADA sustava. Ova je metoda ukratko opisana u poglavlju 2.1. Ukolikou sustavu postoji dovoljan broj PMU uređaja tako da je sustav u potpunosti pokriven, dolazi se do drugognačina proračuna estimacije stanja, tzv. linearnog proračuna estimacije stanja (opisano je u poglavlju2.2.).2.1. Metoda najmanjih kvadrata Metoda najmanjih kvadrata najčešće je upotrebljavana metoda za procjenu stanja međudanašnjim modelima za proračun estimacije stanja. U ovoj metodi pretpostavlja se da vrijednost pogreškeu svakom mjerenju može podjednako vjerojatno biti pozitivna i negativna. Također se pretpostavlja da jevrijednost kvadrata pogreške normalna, da ima standardnu devijaciju σ te da je korelacija izmeđumjerenja jednaka nuli.Budući da mjerenje nije točno može se prikazati kao komponenta greške u obliku:2

Str. 202 z = zT + v (1)Gdje je z izmjerena vrijednost, zT prava vrijednost, a v greška mjerenja koja prikazuje nesigurnost umjerenju. Općenito, izmjerena vrijednost kao što je prikazano u jednadžbi (1) može se povezati sastanjem x sa: z = h(x) + v (2)gdje je h(x) vektor nelinearne funkcije, a povezuje mjerenja sa stanjem varijabli. Indeksi djelovanja (PI) seračunaju kako bi se mogla napraviti rang lista događaja. Ovaj pristup se postiže izjednačavanjemvrijednosti varijabli stanja koje minimiziraju indekse djelovanja, J (zbroj vaganih kvadrata pogrešaka).Formula za indeks djelovanja glasi: (3) J(x) = [z − h(x)]T R−1[z − h(x)]Gdje je R težinski faktor i dijagonalna matrica mjerenja s elementima 1/σi2.Kao što je pokazano u jednadžbi (3) zbroj težinskih koeficijata definira se kao inverzna varijacija mjerenja.Kao rezultat ovoga, mjerenja veće kvalitete imaju manje varijacije što za posljedicu ima da njihovikoeficijenti imaju veće vrijednosti dok sukladno tome mjerenja manje kvalitete imaju veće varijacije.U cilju minimiziranja indeksa djelovanja derivacija J(x) treba biti jednaka nuli, što dovodi do slijedećejednadžbe: H(xk )T R−1(z − h(x)) = 0 (4)Gdje H(x) predstavlja Jacobianovu matricu sastavljenu od izmjerenih podataka reda mxn (gdje mpredstavlja broj mjerenja, a n predstavlja broj stanja) dobivenu u k-toj iteraciji.Linearizirani odnos između varijabli dobivenih mjerenja i varijabli stanja se dobiva proširenjem Taylorovogreda funkcije h(x) oko točke xk.2.2. Proračun estimacija stanja s PMU mjerenjimaPreglednost sustava u estimatoru stanja definirana je kao mogućnost da se procjeni jedinstveno rješenjesustava upotrebom datih mjerenja. Analiza preglednosti sustava potrebna je iz razloga da se odaberuispravna mjerna mjesta kako bi proračun estimacije stanja konvergirao i u najrazličitijim mrežnimtopologijama. Implementacija PMU uređaja predstavlja poboljšanje preglednosti sustava a samim time iproračuna estimacije stanja. Ukoliko u sustavu postoji dovoljno PMU uređaja da je cijeli sustav pokrivenisključivo s PMU uređajima, tada se proračun estimacije stanja može definirati s linearnim modelom. Iakoje danas teško očekivate da će se potpuna pokrivenost sustava ostvariti isključivo s PMU mjerenjima,može se pretpostaviti da će za par godina ovi uređaji postati standardna oprema u svim stanicama.U slučaju prpačuna estimacije stanja samo s PMU mjerenjima, relacija između mjerenih fazora i stanjasustava postaje linerana te se može opisati slijedećom jednadžbom: z =H⋅x +v (5)Gdje je z mjereni vektor s realnim i imaginarnim vrijednostima mjerenih fazora napona i struja, H jemjerena Jakobijeva matrica koja je funkcija parametrara mreže, dakle konstantna, x je vektor stanja kojisadrži imaginarne i realne vrijednosti fazora napona te je v greška mjerenja.3. HIBRIDNI MODEL ZA PRORAČUN ESTIMACIJE STANJA U referatu je prikazana nova metoda proračuna estimacije stanja, tzv. nelinearni hibridni model zaproračun estimacije stanja koji za estimaciju koristi SCADA mjerenja te indirektno i mjerenja PMUuređaja. Sinkronizirani fazori napona i struje koriste se izračun električnih parametara vodova(impedancije i admitancije). Parametri prijenosnih vodova ključni su za točniji proračun estimacije stanja.Poznato je da su parametri vodova promijenjivog iznosa te da ovise o vanjskim utjecajima, primjericetemperaturi, zračenju itd.. Korištenjem mjerenja iz PMU uređaja izračunate su impedancije vodova, te su one uspoređene sizmjerenim kataloškim vrijednostima. Zaključeno je da parametri prijenosnih vodova mogu varirati i do10% od vrijednosti koji su dane od proizvođača pri nominalnoj temepraturi od 20°C u periodu od jednegodine. 3

Str. 2033.1. Modeliranje prijenosnih vodova Ukoliko se pretpostavi simetričan trofazan sustav, parametri voda mogu se prikazatiekvivalentnom jednosfaznom π-shemom prikazanoj na slici 1. Pri čemu su: • Serijska admitancija Yij koja se sastoji od konduktancije Gij i serijske susceptancije Bij između dva čvorišta i i j: Yij =1 = Gij + jBij =Y ∠β (6) Zij ij • Poprečna admitancija Y0i sastavljena od kapacitivne reaktancije B0i i B0j te susceptancije G0i i G0j između vodiča i zemlje. Poprečna admitancija koja je ravnomjerno distribuirana duž dalekovoda u ekvivalentnoj se shemi prikazuje kao: Y0i = Y0 j = Y0 = G0 + j B0 (7) 2 2 2 • Vektori struja između čvorišta i i j su definirani kao: vektor struje između čvorišta i i j, Iij = Iij ∠ψ ij i vektor struje između čvorišta j i i: I ji = I ji ∠ψ ji . Vektori struja su mjereni fazori struja od PMU uređaja te se oni uvode u izračun impedancije voda za potrebe estimacije stanja • Vektori napona Vi = Vi ∠δi i Vj = Vj ∠δ j su bazni naponi na krajnjim čvorištima i i j. Iij Yij = Gij + jBij I ji j i> > Vi Y0i = G0i + jB0i Y0 j = G0 j + jB0 j Vj Slika 1. Ekvivalentna π-shema za prijenosni vodIzraz za struje se može napisati na slijedeći način: ( )Iij = Vi −Vj ⋅Yij + Vi ⋅ Y0 (8) 2 ( )−I ji = Vj −Vi ⋅Yij +Vj ⋅ Y0 (9) 2Zbrajanjem jednadžbi (8) i (9) dobije se slijedeći izraz za izračun admitancije dobije se slijedeći izraz zaizračun admitancije Yij. Yij = Iij ⋅Vj + I ji ⋅Vi (10) Vi 2 −Vj 2Iznos napona duž voda definiran je odnosom napona/struje na krajevima voda. Uz pretpostavku da sunapon i struja na jednom kraju voda poznati, te koristeći jednadžbe za modeliranje vodova s ditribuiranimparametrima poprečna admitancija i impedancija voda se može odrediti pomoću slijedećih jednadžbi: Zij = Zi*j ⋅ shθ (11) θ Y0 = Y0* th θ 2 2 2 (12) ⋅ θ 24

Str. 204Gdje su Zij* i Y0* impedancija i admitancija izračunata u prethodnoj iteraciji; θ konstanta propagacijedefinirana kao:θ= Zi*j ⋅Y0* = l ⋅ Z* ⋅ Y0*1 (13) ij 1Matematičkom kombinacijom izraza (11), (12) i (13) mogu se dobiti slijedeći izrazi za impedanciju iadmitanciju voda:Zij = Zi*j ⋅ sh Zi*j ⋅Y0* (14) Y0*Y0 = Y0* ⋅ th Zi*j ⋅Y0* (15)2 Zi*j 2Impedancija i admitancija se naosnovu dobivenih izraza određuje iterativnim metodama.3.2. Simulacijski model Simulacija proračuna estimacije stanja pomoću predloženog hibridnog modela izvedena je na400 kV mreži EES-a Republike Hrvatske. Simulacija je bila moguća upotrebom mjerenja dobivenih od 5PMU uređaja koji su sastavni dio nadzora 400 kV prijenosnog sustava Republike Hrvatske. Spomenutihpet PMU uređaja ugrađeno je u 400kV stanice s ciljem mjerenja frekvencije te fazora napona i struja na400kV dalekovodima (slika 2). PMU Slika 2. Prikaz ugrađenih PMU uređaja u EES-u Republike Hrvatske3.3. Rezultati provedene simulacije Simulacija proračuna estimacije stanja prema predloženom hibridnom modelu provedena je narelativno „malom“ EES-u (5 PMU uređaja i 4 prijenosna voda). Pretpostavlja se da nije poznato mjerenjenapona u čvorištu Ernestinovo, te ga je potrebno estimirati. Proračuni su provedeni na dva načina:sukladno tradicionalnom proračunu estimacije stanja uzimajući u obzir konstantne, kataloške vrijednostiparametara svih prijenosnih vodova, te prema predloženom modelu uzimajući u obzir on-line izračunatevrijednosti parametara vodova. Na slijedećim slikama su prikazani dobiveni rezultati. 5

Str. 205Slika 3. Mjerene vrijednosti u 2:30 (28.1.2008) bez Slika 4. Estimirane vrijednosti s konstantnim PMU mjerenja vrijednostima parametara vodova Slika 5. Estimirane vrijednosti s on-line izračunatim vrijednostima parametara vodova na osnovu PMU mjerenja Na slici 2 prikazana je 400kV mreža hrvatskog EES-a na čijem se modelu izvela simulacijahibridnog estimatora stanja. Na slici 3 su prikazana mjerenja od 28.01.2008 godine u 2:30 spretpostavkom za su za taj dan i sat nedostajala mjerenja napona na 400kV sabirnicama u TSErnestinovo. Iz tih mjerenja provedena je estimacija stanja s kataloškim podacima parametara vodova(slika 4). Tradicionalnim estimatorom stanja izračunat je napon od 416kV na sabirnicama 400kVErnestinovo. Primjenom hibridnog estimatora stanja s on-line izračunatim parametrima vodova na osnovuPMU mjerenja, na 400kV sabirnicama u TS Ernestinovo estimiran je napon od 423kV (slika 5). Iz dvarazličita načina estimacije dobila se razlika u estimiranoj vrijednosti napona od 1.5%. Isti tip simulacije izveden je na podacima mjerenja od 11.02.2008 godine u 9:30 ujutro. Na slici 6prikazani su mjereni podaci za navedeni dan i sat. Pretpostavljeno je kao i u prethodnoj simulaciji danedostaju mjerenja iz 400kV čvorišta Ernestinovo. Iz estimacije stanja provedene s kataloškim podacimaza parametre vodova procijenjena vrijednost napona iznosi 409kV (slika 7), dok procijenjena vrijednostnapona s izračunatim parametrima vodova iz PMU uređaja iznosi 410kV (slika 8). Dva različita načinaestimacije vrijednosti napona u ovome slučaju nisu pokazala značajnu razliku u vrijednosti estimiranognapona na sabirnicama Ernestinovo. Razlika iznosi oko 0.25%. Tablični prikaz rezultata obiju estimacija prikazan je na tablici 1.6

Str. 206Slika 6. Mjerene vrijednosti u 9:30 (11.02.2008) Slika 7. Estimirane vrijednosti s konstantnim bez PMU mjerenja vrijednostima parametara vodovaSlika 8. Estimirane vrijednosti s on-line izračunatim vrijednostima parametara vodova na osnovu PMU mjerenjaTablica 1. Rezultati provedene simulacije proračuna estimacije stanja Čvorište Estimacija s Estimacija s RazlikaErnestinovo konstantnim izračunatim estimacije s konstantim i parametrima parametrima izračunatimDatum Sat vodova vodova parametrima vodova28.01.2008 2:30 416kV 423kV 1.5%11.02.2008 9:30 409kV 410kV 0.2% Iz rezultata provedenih simulacija može se zaključiti da razlika između dva načina estimacijenajviše dolazi do izražaja u prvoj simulaciji od 28.01.2008 u 2:30. Razlog tomu su mjerenja zabilježena unoćnim satima, dok je 400kV mreža manje opterećena te se on-line izračunati parametri vodova znatnorazlikuju od kataloških parametara. Analogno tome, dva načina estimacije stanja za 9:30 ujutro se nerazlikuju znatno budući da je 400kV mreža više opterećena, a time i vodiči više zagrijani te se izračunatekonstante vodova poklapaju u većoj mjeri s kataloškim podacima. 7

Str. 207Pretpostavlja se da bi on-line proračun vrijednosti parametara većeg broja prijenosnih vodova doveo dojoš veće točnosti estimiranih vrijednosti. Trenutačna konfiguracija WAM sustava uključuje mali broj PMUuređaja te da za većinu vodova ne postoje mjerenja PMU uređaja s obje strane voda. Podrazumijeva seda bi implementacija većeg broja PMU uređaja u EES-u dala i bolje rezultate estimacije stanja.4. ZAKLJUČAK U ovom radu predstavljen je hibridni model za proračun estimacije stanja koji indirektno koristimjerenja PMU uređaja kao ulazne podatke u tradicionalni proračun estimacije stanja. Na osnovu mjerenjaPMU uređaja može se zaključiti da impedancija i admitancija vodova može varirati više od 10% odnominalne vrijednosti unutar vremenskog perioda od godine dana. Predloženi hibridni model za proračun estimacije stanja predlaže on-line proračun parametaraprijenosnih vodova (impedancije i admitancije) na osnovu mjerenja PMU uređaja. Tako izračunatevrijednosti parametara prijenosnih vodova koriste se kao ulazni podaci za tradicionalni proračunestimacije stanja. Hibridni model je ispitan na 400 kV prijenosnoj mreži Republike Hrvatske. Rezultati provedenesimulacije pokazali su različitost estimiranih vrijednosti napona proračunatih na tradicionalni način i naosnovu predloženog hibridnog modela. Isto tako, zaključeno je da se proračuni estimacije najvišerazlikuju u noćnim satima kada je mreža podopterećena, te se konstante vodova razlikuju u znatnoj mjeriod kataloških vrijednosti. Time se pokazazalo da mjerenja PMU uređaja, te on-line proračun parametaraprijenosnih vodova utječu na proračun estimacije stanja.5. LITERATURA[1] S.Skok, I.Pavic, A.Barta, I.Ivankovic, N.Baranovic, Z.Čerina, R.Matica: „Hybrid state estimation model based on PMU and SCADA measurements“, 2nd international conference of Monitoring of power system dynamics performance, Saint Petersburg, Russia, 28.-30.4.2008[2] Zhou M.,Centeno V.A, Thorp J.S., Phadke A.G.: „An Alternative for Including Phasor Measurements in State Estimators“, IEEE transactions on power systems, vol. 21, no. 4, november 2006 P.1930-1937.[3] Phadke, A. G., Thorp J. S., Karimi K. J.,: “State Estimlation with Phasor Measurements” IEEE Transactions on Power Systems, Volume 1, Issue 1, Feb. 1986 Page(s):233 – 238.[4] Zhou, M., Centeno V.A., Thorp J.S., Phadke A.G.: “An Alternative for Including Phasor Measurements in State Estimators” IEEE Transactions on Power Systems, Volume 21, Issue 4, Nov. 2006 Page(s):1930 - 1937[5] Phadke A.G.: “Synchronized phasor measurements in power systems”, Computer Applications in Power, IEEE Volume 6, Issue 2, April 1993 Page(s):10 - 15[6] Phadke, A.G., Thorp, J.S.: “History and applications of phasor measurements”, Power Systems Conference and Exposition, 2006. PSCE '06. 2006 IEEE PES Oct. 29 2006-Nov. 1 2006 Page(s):331 - 335[7] X. Dongjie, H. Renmu, W. Peng, X. Tao: “Comparison of several PMU placement algorithms for state estimation”, Developments in Power System Protection, 2004. Eighth IEE International Conference on Volume 1, 5-8 April 2004 Page(s):32 - 35 Vol.1[8] Burnett R.O Jr., Butts M.M., Cease T.W., Centeno V., Michel G., Murphy R.J., Phadke A.G. : “Synchronized phasor measurements of a power system event”, Power Systems, IEEE Transactions on Volume 9, Issue 3, Aug. 1994 Page(s):1643 - 1650[9] Jiang W., Vittal V., Heydt G.T.: “A Distributed State Estimator Utilizing Synchronized Phasor Measurements”, Power Systems, IEEE Transactions on Volume 22, Issue 2, May 2007 Page(s):563 - 571[10] Zhao L., Abur A.: ”Multi area state estimation using synchronized phasor measurements”, Power Systems, IEEE Transactions on Volume 20, Issue 2, May 2005 Page(s):611 – 617[11] Patel M. Y., Girgis A. A.: “Two-Level State Estimation for Multi-Area Power System”, Power Engineering Society General Meeting, 2007. IEEE 24-28 June 2007 Page(s):1 – 6[12] Thorp J. S., Phadke A. G., Karimi K. J., “Real time voltage-phasor measurements for static state estimation”, IEEE Trans. Power App. Syst., vol. PAS-104, no. 11, pp. 3098–3104, Nov. 1985.8

Str. 208 1-21HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. simpozij o sustavu vođenja EES-aCavtat, 9. - 12. studenoga 2008.Vjeran Šimunić Neven MilinovićHEP d.d. HEP [email protected] [email protected] POVEZIVANJE SUSTAVA DALJINSKOG VOĐENJA HEP OPS-a PUTEM VIŠEUSLUŽNE IP MREŽE HEP-a SAŽETAK Uslijed potrebe za modernizacijom sustava daljinskog vođenja (SDV) HEP Operatora prijenosnogsustava (HEP OPS) i brzog razvoja telekomunikacijskih standarda i tehnologija baziranih na IPorijentiranim mrežama, otvorila se mogućnost povezivanja sustava daljinskog vođenja putem višeuslužneIP mreže HEP-a. Ovim referatom dan je prikaz novih tehnologija u IP okruženju i dan prijedlog mogućegnačina povezivanja SDV OPS-a putem višeuslužne IP mreže HEP-a. Ključne riječi: Internet protokol (IP), Lokalna mreža (LAN), Virtualna lokalna mreža (VLAN),Višeprotokolno preklapanje pomoću labela (MPLS), Virtualno usmjeravanje i prosljeđivanje (VRF),Kvaliteta usluge (QoS) CONNECTING REMOTE POWER CONTROL SYSTEM USING HEP'S IP MULTISERVICE NETWORK SUMMARY The need for modernization of remote power control system used by Croatian transmissionsystem operator company (HEP OPS) and the fast development of telecommunications standards andtechnologies based on IP oriented networks, opened the possibility of connecting remote power controlsystems via HEP’s IP multiservice network. This paper presents possibilities of new technologies in an IPenvironment and proposes possible way of linking power control system using HEP’s IP multiservicenetwork. Key words: Internet Protocol (IP), Local area network (LAN), Virtual LAN (VLAN), MultiProtocolLabel Switching (MPLS), Virtual Routing and Forwarding (VRF), Quality of Service (QoS) UVOD Za povezivanje sustava daljinskog vođenja HEP OPS-a putem višeuslužne IP mreže HEP-amoraju biti zadovoljeni zahtjevi na komunikacijsku infrastrukturu. Ovaj članak dat će osvrt na zahtjeve,kao i prijedlog povezivanja SDV OPS-a putem višeuslužne IP mreže HEP-a. Također, članak će datiprikaz mehanizama za osiguravanje navedenih zahtjeva. 1

Str. 2091. ZAHTJEVI NA KOMUNIKACIJSKU INFRASTRUKTURU Zahtjevi na komunikacijsku infrastrukturu sustava daljinskog vođenja dani su u viduraspoloživosti, kašnjenja, vremenskog rasapa podataka i brzini prijenosa u [1]. Objekti sustava vođenja EES-a sastoje se od tri hijerarhijske razine: - Nacionalni dispečerski centar (NDC) - Mrežni centri (MC) - Vođeni elektroenergetski (EE) objekti1.1. Raspoloživost Raspoloživost komunikacija za potrebe SDV-a između NDC-a i MC mora biti 99.99%, a vođeniEE objekti glede raspoloživosti komunikacija podijeljeni su u klase 0, A i B s traženom raspoloživošću99,99 %; 99,9% i 99 %. Objekti klase “0” su: objekti koji ulaze u automatsku sekundarnu regulaciju,objekti razmjene el. energije sa susjednim državama, proizvodni objekti koji ulaze u ekonomski dispečing.Objekti klase “A” su: 400 kV, 220 kV TS i ostale elektrane i važniji objekti 110 kV koji ulaze u računarskimodel mreže za programe proširenog stvarnog vremena. Svi ostali objekti su klase “B”.1.2. Kašnjenje Kašnjenje za kritične funkcije ne smije prijeći 2s.1.3. Vremenski rasap podataka Vremenski rasap podataka kroz cijeli sustav ne smije biti veći od 2s.1.4. Brzine prijenosa Tražene brzine prijenosa za potrebe SDV-a iznose: - 1 Gbit/s između NDC-a i MC-a - 2 Mbit/s (ili više, prema potrebi) za ostale veze1.5. Sigurnosni zahtjevi Sustav mora osigurati slijedeće sigurnosne zahtjeve: - Zaštita, tajnost i integritet podataka - Dostupnost prema klasi objekta - Izdvojeni promet od svih ostalih sustava koji koriste IP infrastrukturu - Omogućena primjena firewall uređaja i demilitariziranih zona (DMZ) za kontrolu i filtriranje komunikacije2. PRIKAZ VIŠEULUŽNE IP MREŽE HEP-A2.1. IP Okosnica IP okosnica (core) se sastoji od četiri čvorišta: Zagreb, Pehlin, Vrboran, Osijek. Čvorišta supovezana putem DWDM (Dense wavelength division multiplexing) sustava. U samim čvorištima senalaze potpuno redundantni uređaji kapaciteta n x 10 Gbit/s sa podrškom za MPLS (MultiProtocol LabelSwitching) protokol.2

Str. 2102.1.1. MPLS MPLS je Layer 2/3 tehnologija a razdvajanje korisničkog prometa na razini IP protokola seostvaruje pomoću labela. MPLS omogućuje podršku za veliki broj Layer 2 i Layer 3 servisa preko IPmrežne okosnice sa mogućnošću definiranja QoS-a (Quality of service) za pojedine korisnike.2.2. Pristupna Mreža Pristupna mreža (edge, access) se sastoji od CWDM (Coarse Wavelength Division Multiplexing)okosnice kapaciteta n x 1 Gbit/s i koristi Gigabit Ethernet switching / routing tehnologiju. CWDMmultipleksori, preklopnici (switchevi) i usmjerivači (routeri) nalaze se na velikoj većini upravljanihelektroenergetskih objekata HEP OPS-a na kojima je dostupna optička infrastruktura. U pristupnom dijeluHEP-ove višeuslužne IP mreže koriste se mehanizmi VLAN i VRF-Lite+GRE za osiguravanje kvaliteteusluge.2.2.1. VLAN Tehnologija Layer 2 VLAN-ova omogućuje odvajanje prometa dodatnim označavanjem Ethernetokvira. Korištenjem te tehnologije je omogućena redundancija propagiranjem VLAN-a preko različitihfizičkih veza. Također je moguća klasifikacija i markiranje prometa na temelju ulaznog sučelja. Dodatno jeomogućena prioritizacija i/ili rezervacija određene količine bandwidth-a za određeni promet, čime sedirektno utječe na parametre kašnjenja i vremenskog rasapa podataka. Procesni LAN vođenog Mrežni Centar elektroenergetskog objekta SW2 SW1 Int 3 Int 2 VLAN Trunk IEC IEC Pristupna reža IEC IEC 60870- 60870- 60870- 60870- 5-104 5-104 5-104 5-104 TASE 2 TASE 2 TASE 2 TASE 2 TCP TCP TCP TCP IP IP IP IP Ethernet/ VLAN VLAN Ethernet/ PPP/HDLC TAG TAG PPP/HDLC Ethernet/ Ethernet/ PPP/HDLC PPP/HDLC Slika 1. VLAN tehnologija2.2.2. VRF-Lite+GRE Kombinacija VRF-Lite+GRE tehnologija omogućuje odvajanje prometa na unajmljenim vezamapreko kojih nije moguće izvršiti propagaciju VLAN-a (Frame Relay, ATM, Layer 2 Metro Ethernet).Omogućena je redundancija temeljena na dinamičkim protokolima usmjeravanja kroz IP mreže (OSPF) teprioritizacija i/ili rezervacija određene količine bandwidth-a (LLQ, CBWFQ…) za određeni promet natemelju klasifikacije i markiranja prometa. 3

Str. 211Procesni LAN vođenog Mrežni Centar elektroenergetskog objekta GRE Tunel R2 R1 Int 2 Int 3 IEC IEC Pristupna mreža IEC IEC 60870- 60870- 60870- 60870- 5-104 5-104 5-104 5-104 TASE 2 TASE 2 TASE 2 TASE 2UDP/TCP UDP/TCP UDP/TCP UDP/TCP IP IP IP IP Ethernet/ GRE GRE Ethernet/PPP/HDLC PPP/HDLC IP IP Ethernet/ Ethernet/ PPP/HDLC PPP/HDLC Slika 2. GRE tehnologija3. PRIJEDLOG POVEZIVANJA SDV OPS-A PUTEM VIŠEUSLUŽNE IP MREŽE HEP-A Za potrebe realizacije SDV OPS-a, na DWDM sustavu uspostavit će se novi linkovi (putemposebnih valnih duljina) za redundantno povezivanje NDC-a, rezervnog NDC-a (Žerjavinec) i mrežnihcentara (Slika 3). Komunikacija između NDC-a i mrežnih centara ostvarit će se putem IP/MPLS okosnice.Korištenjem tzv. „multiclock“ kartica na DWDM-u putem jedne valne duljine ostvarena je podrška zaGigabitEtherent i/ili FiberChannel (FC) tehnologiju. U NDC-u i mrežnim centrima već se nalazeusmjerivači tipa Cisco 12000 (u budućnosti i Cisco CRS) s podrškom za IP/MPLS. U okosnici za samu komunikaciju SDV OPS-a koristit će se Layer 2 i Layer 3 VPN (Virtual PrivateNetwork) servisi koji su već integrirani u postojeći HEP IP/MPLS sustav. Slika 3. HEP IP okosnica - ciljano stanje U pristupnom dijelu za potrebe spajanja vođenih EE objekata koristit će se CWDM pristupnamreža. Pristupna mreža je isključivo Layer 2 mreža, tako da je osigurana propagacija SDV OPS VLAN-a(Virtual Local Area Network) od vođenog elektroenergetskog objekta do mrežnog centra. Zahvaljujućikorištenju VLAN-a moguće je realizirati: redundanciju propagiranjem VLAN-a preko različitih fizičkih veza,4

Str. 212klasifikaciju i markiranje prometa na temelju ulaznog sučelja i prioritizaciju i/ili rezervaciju određenekoličine bandwidth-a za promet SDV OPS VLAN-a. Layer 3 promet se pojavljuje propagacijom SDV OPSVLAN-a kroz unajmljene veze. Zbog sigurnosti poželjno je korištenje GRE+VRF-Lite (Generic RoutingEncapsulation i Virtual Routing and Forwarding) tehnologije (Layer 3 tuneliranje). Daljnja propagacijaOPS VLAN-a do mrežnog centra ponovno se može izvršiti na drugom sloju mreže. Za razdvajanje SDV OPS promet-a od ostalog prometa koristit će se vatrozid uređaji (firewall) nacentralnim lokacijama. Nadalje, za ostvarivanje sigurnosti sustava aktivna mrežna oprema omogućuje:konfigurirati i posebno označiti samo nužni broj sučelja za SDV OPS VLAN, a ostala trenutnoneiskorištena SDV OPS VLAN sučelja postaviti u shutdown stanje, konfigurirati Port security na uređajučime je omogućena komunikacija preko SDV OPS VLAN sučelja isključivo unaprijed definiranim MACadresama na preklopniku. Spajanje računala u NDC i MC će biti obavljeno putem ethernet sučelja. Spajanje staničnihračunala na IP VPN moguće je samo putem ethernet sučelja, što stanična računala već omogućuju. Kodstarijih tipova daljinskih stanica (RTU) koja ne posjeduju ethernet sučelje potrebno je osiguratiprilagođavanje daljinskih stanica na ethernet sučelje IEC IEC IEC IEC 60870 - 60870 - 60870 - 60870 - 5-104 5-104 5-104 5-104 TASE 2 TASE 2 TASE 2 TASE 2 TCP/ TCP/ TCP/ UDP UDP TCP/ UDP UDP IP IP IP IPEthernet VLAN 1 Ethernet Tag VLAN 1 Tag Ethernet Ethernet Pristupna mrežaProcesni LAN vođenog SDV VLAN 1 SDV VLAN 1 SDV VLAN 1 Mrežni Centar elektroenergetskog SDV VLAN 1 objekta SDV SDV VLAN SDV VLAN 1 SDV VLAN 1 SDV VLAN 1 Centralna lokacija lokacija 1.Klasifikacija (ulazno sučelje) 1.Klasifikacija (ulazno sučelje) 2.Markiranje (CoS, DSCP) 2.Markiranje (CoS, DSCP) 3. Prioritizacija (WRR) 3. Prioritizacija (WRR)4.Rezervacija bandwith-a (WRR) 4.Rezervacija bandwith-a (WRR) 1. Prioritizacija (WRR, LLQ, CBWF) 2.Rezervacija bandwith-a (WRR, LLQ, CBWF) Slika 4. Realizacija korištenjem VLAN tehnologije IEC IEC IEC IEC IEC 60870 - 60870 - 60870 - 60870 - 60870 - 5-104 5-104 5-104 5-104 5-104 TASE 2 TASE 2 TASE 2 TASE 2 TASE 2 TCP/ TCP/ TCP/ TCP/ TCP/ UDP UDP UDP UDP UDP IP IP IP IP IP VLAN 1 VLAN 2 Ethernet Ethernet GRE Tag Tag Mrežni CentarProcesni LAN vođenog Ethernet IP Ethernet elektroenergetskog objekta SDV VLAN 1 Ethernet Pristupna mreža SDV GRE SDV VLAN 2 lokacija Frame Relay (ATM, ISDN, MetroEthernet ) 1.Klasifikacija (ulazno sučelje) 1. Prioritizacija (WRR, LLQ, CBWF) 1.Klasifikacija (ulazno sučelje) 2.Markiranje (CoS, DSCP) 2.Rezervacija bandwith-a (WRR, LLQ, 2.Markiranje (CoS, DSCP) 3. Prioritizacija (WRR) 3. Prioritizacija (WRR) CBWF)4.Rezervacija bandwith-a (WRR) 4.Rezervacija bandwith-a (WRR)Slika 5. Realizacija korištenjem VRF-Lite+GRE tehnologije 5

Str. 213 Povezivanje uređaja iz procesnog LAN-a u NDC-a i MC-ima moguće je ostvariti redundantno spostojećom aktivnom mrežnom opremom u okosnici. Također, u vođenim EE objektima moguće jeredundantno spajanje uređaja iz procesnog LAN-a s CWDM pristupnim uređajima, uz potrebuzajedničkog definiranja karakteristika i smještaja opreme u procesnom LAN-u (Slika 6). POSTROJENJE TK PROSTORIJAPOSTROJENJE OADM PROCESNI LAN PROCESNI- CWDM-SW1 CWDM SW1 CWDM-SW» OADM SCADA PROCESNI- SW2 POSTROJENJE TK PROSTORIJAPOSTROJENJE OADMPROCESNI LAN PROCESNI- PROCESNI- CWDM-SW1 CWDM SW3 SW1 CWDM-SW» PROCESNI- OADM SW2SCADA PROCESNI- SW4Slika 6. Mogućnosti redundantnog spajanja opreme Nadzor mreže moguće je ostvariti kao jedinstveni portal koji omogućuje nadzor nad ključnimparametrima za funkcioniranje SDV OPS-a, a omogućuje uvid u greške, alarme i promet VPN-ova krozmrežu, kao i nadzor ulaznog/izlaznog prometa na procesnim LAN-ovima vođenih elektroenergetskihobjekata. Nadalje, sustavno će se pratiti zahtijevani parametri radi kontrole i kontinuiranog poboljšanjaperformansi sustava. Slika 7. Primjer programskog alata za nadzor mreže6

Str. 2144. IDEJNO RJEŠENJE SDV OPS-A PUTEM VIŠEUSLUŽNE IP MREŽE HEP-A Na slici je prikazano idejno rješenje sustava sa svim komponentama. Komunikacija između NDC-a, rezervnog NDC-a (Žerjavinec) i mrežnih centara ostvaruje se putem IP/MPLS okosnice, dok sekomunikacija s vođenim EE objektima ostvaruje putem CWDM pristupne mreže. Odvajanje procesnogLAN-a HEP OPS-a od poslovnog LAN-a HEP-a ostvareno je vatrozidnim uređajima. Navedenimrješenjem moguća je jednostavna implementacija u postojeću višeuslužnu IP mrežu HEP-a. Modularnostprikazanog rješenja u slučaju povećanja zahtjeva omogućava jednostavnu nadogradnju sustava.OPS VPN PRISTUPNA MREŽA PROCESNI LANOPS VPN MPLS OKOSNICA VOĐENOG ELEKTROENERGETSKOG OBJEKTA CWDM PRISTUPNI SUSTAV-ZAGREB OPS LAN NDC OPS LAN ŽERJAVINECHEP LAN/WAN HEP LAN/WAN Vatrozid NDC Žerjavinec VatrozidVatrozid OPS LAN MC 1 MPLS OKOSNICA OPS LAN MC n Vatrozid IP VPN MC1 MC 2, MC 3,MC 4 …….. MC n CWDM PRISTUPNI CWDM PRISTUPNI SUSTAV SUSTAV PROCESNI LAN PROCESNI LAN VOĐENOG VOĐENOGELEKTROENERGETSKOG ELEKTROENERGETSKOG OBJEKTA OBJEKTASlika 8. Idejno rješenje SDV OPS-a putem višeuslužne IP mreže HEP-a5. ZAKLJUČAK Ovim referatom dano je idejno rješenje mogućeg načina realizacije sustava daljinskog vođenjaHEP OPS-a putem višeuslužne IP mreže HEP-a. Za navedeno rješenje dan je prikaz tehnologija putemkojih je moguće zadovoljiti zahtjeve izražene u vidu kapaciteta linkova, raspoloživosti sustava, zaštitepodataka i sigurnosnih postavki. Također, prikazano rješenje dovoljno je fleksibilno da zadovolji budućezahtjeve za proširenjem sustava. Sve navedeno omogućava realizaciju kvalitetnog, sigurnog i robusnogsustava koji u potpunosti zadovoljava sve zahtjeve vođenja EES-a.6. LITERATURA[1] Fakultet elektrotehnike i računarstva, \"Generalni plan razvoja mreže veza HEP-a v2.0“, srpanj 2004.[2] Siemens, „Dogradnja DWDM prijenosnog sustava – IT centri, mrežni centri SDV (MC) i podatkovni centri (DC)“, 2008[3] CS – Computer systems, „Revizija idejnog tehničkog rješenja: Dogradnja IP/MPLS okosnice – IT centri okosnice i mrežni centri SDV (MC)“, 2008[4] CS – Computer Systems, „Tehničko rješenje konsolidacije database poslužitelja na području čvorišta Zagreb“, rujan 2005.[5] CS – Computer Systems, „Tehničko rješenje konsolidacije database poslužitelja na području čvorišta Split“, rujan 2005.[6] CS – Computer Systems, „Tehničko rješenje konsolidacije database poslužitelja na području čvorišta Rijeka“, rujan 2005.[7] CS – Computer Systems, „Tehničko rješenje konsolidacije database poslužitelja na području čvorišta Osijek“, rujan 2005. 7

Str. 215[8] Cisco Systems, http://cisco.com/, travanj 2008.8

Str. 216 1-22HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. simpozij o sustavu vođenja EES-aCavtat, 9. - 12. studenoga 2008.Tomislav Todorović Suzana Javornik VončinaHEP-OPS PrP Rijeka HEP-OPS Sektor za [email protected] [email protected] Donković Denis KlafurićHEP-OPS Sektor za ICT HEP-OPS PrP [email protected] [email protected] ZAHTJEVI NOVOG SUSTAVA VOĐENJA EES1-a NA TELEKOMUNIKACIJE I PROCESNU IP2-MREŽU SAŽETAK HEP-OPS dograđuje i tehnološki unapređuje informacijsko komunikacijske sustave za podrškuvođenju EES-a i funkcioniranju tržišta električne energije. Uvode se nove funkcije i integracija sustava naaplikacijskoj razini, na razini modela podataka i na komunikacijskoj razini. U članku su opisani budućisustavi i okruženje u svrhu sagledavanja njihovih zahtjeva na tk3 i IP-mrežu. Ključne riječi: vođenje elektroenergetskog sustava, Ethernet, Internet, IP, IEC 60870-5-104, propusnost, raspoloživost, kašnjenje, kritična nacionalna infrastruktura, informacijska sigurnost REQUIREMENTS OF THE NEW POWER CONTROL SYSTEM ON TELECOMMUNICATIONS AND THE IP NETWORK SUMMARY HEP-OPS rebuilds and enhances ICT4 system for power system operation and energy marketmanagement. New functions are introduced and systems are integrated at the application, data modeland communication level. The article describes new program systems and their surrounding in order tounderstand their requirements on the telecommunication network and process IP network. Key words: Power System Operation, Ethernet, Internet Protocol, IP, IEC 60870-5-104, bandwidth, availability, delay, critical infrastructure protection, information security1. UVOD HEP-OPS je u studenom 2007. ugovorio modernizaciju sustava za informacijsko-komunikacijskupodršku (u daljnjem tekstu: Ugovor) čime je pokrenut projekt „Funkcije vođenja EES-a“ (u daljnjem tekstu:Projekt). Uz provedbu Ugovora projekt uključuje i dodatne aktivnosti potrebne za ostvarenje punefunkcionalnosti novog ICT-sustava HEP-OPS-a. Projektom će se komunikacija izvora podataka i aplikacija, odnosno klijentskih i poslužiteljskihkomponenata SCADA5-sustava i ostalih sustava realizirati korištenjem IP-a i/ili mrežne tehnologije IEEE802.3 (u daljnjem tekstu: Ethernet). Zbog toga upravljački centri, daljinske stanice, stanična računala,mrežni objekti i uređaji koji se koriste za vođenje EES-a i funkcioniranje dereguliranog tržišta električne 1

Str. 217energije moraju biti spojeni na isti WAN6.koji će biti transportna osnovica buduće procesne IP-mreže. Usvim objektima EES-a izgradit će se LAN7-ovi temeljeni na tehnologiji IEEE 802.3 Ethernet. Neke od prednosti prelaska na otvorenu IP-mrežnu infrastrukturu su jednostavnija konfiguracija irekonfiguracija mreže, smanjenje troškova njene izgradnje i održavanja, mogućnost korištenja opremerazličitih proizvođača, kao i jednostavnije spajanje sa sustavima drugih sudionika dereguliranog tržištaelektrične energije. Sve prednosti i poboljšanja do kojih bi trebalo doći prelaskom na korištenje procesneIP-mreže ovise o tome koliko će dobro IP-mreža biti dizajnirana, pri čemu posebnu pozornost trebaposvetiti prepoznavanju svih sigurnosnih rizika i ugradnji mehanizama za njihovo prevladavanje. Dizajnmreže treba započeti zahtjevima aplikacijske razine kao i sagledavanjem sadašnjeg organizacijskog,regulatornog i tk okruženja HEP-OPS-a.2. PROCESNI INFORMACIJSKO KOMUNIKACIJSKI SUSTAV HEP-OPS-A Temeljne djelatnosti HEP-OPS-a su prijenos električne energije, vođenje EES-a, pružanje uslugaEES-a, pogon i održavanje, razvoj i izgradnja prijenosne mreže i pripadajućeg informatičkog ikomunikacijskog sustava te obračun električne energije i usluga [1]. Vođenje EES-a objedinjuje funkcijeplaniranja rada sustava, upravljanja, nadzora nad jedinicama mreže i procesnim parametrima EES-a ustvarnom vremenu i osiguravanja pomoćnih usluga [2]. U svrhu obavljanja djelatnosti HEP-OPS koristisustav daljinskog vođenja, sustav za dispečersku analizu mreže, sustav sekundarne regulacije snagerazmjene i frekvencije, aplikacije za podršku rada tržišta električne energije, obračunsko-mjerni sustav,sustav relejne zaštite. Komunikacijska osnova za te funkcije je tk sustav. Nakon deregulacije i liberalizacije tržišta električne energije dolazi do razmjene električne energijeizmeđu sve više sudionika na tržištu. To je uzrokovalo potrebe za novim funkcijama, dodatnim podacima istandardiziranim razmjenjivanjem podataka s drugim OPS-ovima i ostalim sudionicima tržišta. Uz topotrebno je usuglašavanje sa susjednim regulacijskim područjima i koordinatorom rada europskihoperatora sustava unutar UCTE8-a. Javlja se potreba za značajnijim uvođenjem informacijskokomunikacijske podrške, a da bi se na temelju objedinjene primjene računalnih tehnologija i komunikacijaosigurao prihvat, pohranjivanje, razmjena i jednostavno korištenje svih vrsta informacija. Zbog navedenog kao i zbog zastarjelosti te tehnološke različitosti postojećih sustava HEP-OPS je2005. pokrenuo projekt revitalizacije ICT sustava. Procesni ICT sustav uključuje informatičku opremu iprogramske sustave u NDC9-u i MC10-ovima, opremu i sustave u TS-ovima i rasklopnim stanicamaprijenosne mreže, sustav obračunskih mjerenja, sustav relejne zaštite, pripadne telekomunikacije ikomunikacije, sustav sekundarne regulacije i poslovno-tehnički informacijski sustav. Projektom i sklopljenim Ugovorom kreće se u modernizaciju ICT-sustava HEP-OPS-a. Zadržanaje hijerarhijska konfiguracija sustava, ali na koncepciji 4 MC-a, NDC i pričuvni NDC (4+1+1).3. OKRUŽENJE PROCESNOG ICT SUSTAVA Pri dizajniranju IP-mreže i pripadnog WAN-a treba uzeti u obzir sadašnje organizacijsko,regulatorno i telekomunikacijsko okruženja HEP-OPS-a.3.1. Organizacijsko okruženje Uspostava hrvatskog energetskog tržišta zahtijevala je reorganizaciju HEP-a te je 2005. g. HEPorganiziran u obliku koncerna kao grupacija povezanih društava unutar koje je osnovano poduzeće HEP-OPS. Unutar HEP grupe upravljački, računovodstveno i pravno su odvojena društva koja obavljajuregulirane djelatnosti (prijenos i distribucija) od nereguliranih djelatnosti (proizvodnja i opskrba).Dugotrajna materijalna i nematerijalna imovina je u vlasništvu vladajućeg društva [3], koje s ovisnimdruštvima sklapa ugovore o njenom zakupu čime se imovina daje na upravljanje ovisnim društvima radiosiguravanja materijalne osnove za njihov rad. U sklopu HEP-OPS-a organiziran je Sektor zainformacijsko komunikacijske tehnologije zadužen za koordinaciju, standardizaciju i razvoj cjelokupnogprocesnog sustava informacijske i komunikacijske tehnologije HEP-OPS-a [1], što je najavilo znatnijeuvođenje informacijsko komunikacijskih tehnologija. U svakom PrP-u HEP-OPS je zadržao ustrojene iekipirane Odjele za telekomunikacije nadležne za pogon, pripremu održavanja, održavanje, zamjenu,prilagođenje, parametriranje, ispitivanje, unapređenje uređaja i sustava telekomunikacija u postrojenjimaprijenosnog područja i MC-ovima, koji osiguravaju odzivno vrijeme i vrijeme popravka potrebno zapostizanje zahtijevane raspoloživosti.2

Str. 218 Vladajuće društvo i ovisna društva preuzimaju rizik poslovanja svaki u svojem djelokrugu rada [3].Prema tome HEP-OPS preuzima rizik poslovanja za prijenos el. energije, vođenje EES-a, pružanjeusluga EES-a, pogon i održavanje, razvoj i izgradnja prijenosne mreže i pripadajućeg informatičkog ikomunikacijskog sustava te obračun el. energije i usluga. U skladu s tim jedan od ciljeva Projekta jepovećanje sigurnosti EES-a i povećanje sigurnosti procesne informacijske infrastrukture korištenjemnajnovijih preporuka i standarada za sigurnost ICT infrastrukture u kritičnim nacionalnim infrastrukturama.Zbog toga procesna IP-mreža treba biti zaštićena i odvojena od vanjskog informatičkog svijeta i odposlovne mreže HEP-a na način koji će osigurati tajnost, cjelovitost i raspoloživost procesnih informacija.Procesna IP-mreža i pripadna tk mreža trebaju biti pouzdane i neosjetljive na radove i kvarove ostalihdijelova tk i IP-infrastrukture HEP-a kako bi osigurale traženu raspoloživost. Pouzdanost i sigurnostprocesnog ICT sustava značajno doprinosi pouzdanosti i sigurnosti EES-a i njegovom besprekidnog rada. Na razini HEP grupe središnje mjesto u području tk ima Sektor za informatiku i telekomunikacije(SIT), koji upravlja tk infrastrukturom i tk sustavom vladajućeg društva i HEP grupe u cjelini.3.2. Regulatorno okruženje HEP djeluje na energetskom (uređeno Zakonom o energiji, Zakonom o tržištu električne energije[4] i Zakonom o regulaciji energetske djelatnosti) i na telekomunikacijskom tržištu. Oba tržišta prepoznajutržišne i regulirane usluge i definiraju pravila za njihovo pružanje. Povezana društva HEP grupacije obavljaju energetske djelatnosti od kojih su neke tržišne, a nekeregulirane. Regulirana djelatnost HEP-OPS-a je prijenos električne energije [4]. Obavlja se kao javnausluga dostupna u svako vrijeme svim kupcima i energetskim subjektima po reguliranoj cijeni i premareguliranim uvjetima pristupa i korištenja usluge, uvažavajući sigurnost, redovitost i kvalitetu usluge,zaštitu okoliša, učinkovitost korištenja energije i zaštitu klime. Nakon otvaranja hrvatskog tk tržišta HEP d.d. je ponudio višak kapaciteta tk mreže i vanjskimkorisnicima, te je HEP-ova tk mreža danas javna i na nju se odnose odredbe zakona [5]. HEP imadozvolu Hrvatske agencije za telekomunikacije za obavljanje usluge davanje u najam tk vodova, uslugedavanja u najam tk mreže i njenih dijelova, te usluge pristupa Internetu. HEP-OPS nije registriran zadavanje tk usluga niti ima dozvolu za njihovo davanje, već je korisnik tk vodova i tk mreže HEP-a. Prema [5], poduzeću koje ima znatniju tržišnu snagu na energetskom tržištu zabranjeno jesubvencionirati cijene tk sluga iz područja u kojima ima posebna ili isključiva prava, a za određivanjerazine cijena usluga na tk tržištima mora primjenjivati načelo troškovne usmjerenosti, što znači da cijenemoraju biti utemeljene na troškovima koji nastaju kod pružanja navedene usluge, računajući i razumnustopu povrata na ulaganja. Također, takvo poduzeće obvezno je razdvojiti, u pogledu ustrojstva iobračuna, poslovne aktivnosti na mjerodavnom tk tržištu od poslovnih aktivnosti na energetskom tržištu. Ukoliko bi HEP imao znatniju tržišnu snagu na tk tržištu, bio bi podvrgnut još strožoj regulativi imorao bi svim sudionicima na tržištu pružati usluge pod usporedivim okolnostima, jednakim uvjetima i naistoj razini na kojoj obavlja te usluge za vlastite potrebe ili za potrebe povezanih društava. Interes HEP-OPS je da pri korištenju HEP-ove tk infrastrukture ne nastanu nikakvi posebnimomenti zbog aktivnosti HEP d.d. ili njegovih sadašnjih ili budućih članica na tk tržištu.3.3. Telekomunikacijsko okruženje Zbog izuzetne važnosti tk sustava za sigurno vođenje EES-a, HEP je kao i većinaelektroprivreda u svijetu, izgradio vlastitu tk mrežu da bi na cjelovit način zadovoljio informacijske ikomunikacijske potrebe svih korisnika iz tehnoloških i poslovnih sustava HEP-a i osigurao visokuraspoloživost prema zahtjevima sustava vođenja EES-a. Za izgradnju, postavljanje i uporabu privatnih tkmreža i pripadajuće tk infrastrukture i opreme nije potrebna koncesija niti dozvola. Osnovni fizički medij uHEP-ovoj tk mreži je optička nit, pretežno u zaštitnom užetu dalekovoda (OPGW). Transmisijska mrežaHEP-a dijeli se na magistralnu, područnu i pristupnu razinu. Magistralnu transmisijsku mrežu činiDWDM11 prijenosni sustav krajnjeg kapaciteta 32 valne duljine. Za potrebe procesnog ICT sustavu krozDWDM sustav danas su osigurane valne duljine za radni i zaštitni put između NDC-a i MC Split, teizmeđu NDC-a i MC Rijeka i to modulima koji omogućavaju prijenosni kapacitet od 2,5 Gbit/s po valnojduljini. Pokrenuta je dogradnja DWDM-sustava za ostale potrebe povezivanja upravljačkih centara.Područna transmisijska mreža izgrađena je SDH12 tehnologijom, a pristupna PDH13-tehnologijom. SDH-mreža je realizirana u prstenastoj konfiguraciji, kapaciteta od STM-1 (155 Mbit/s) do STM-16 (2,5 Gbit/s).SDH-mreža nije realizirana na dijelu južne Dalmacije i Istre. Većina SDH-čvorova (58 čvorova) riješena jenovom generacijom SDH-opreme koja podržava sučelja za priključenje opreme temeljene na Ethernet,Fast Ethernet i Gigabit Ethernet sustavima. Održavanje SDH i PDH mreže u domeni je Odjela zatelekomunikacije HEP-OPS-a čiji su radnici kontinuirano školovani za rad s instaliranom opremom. Za 3

Str. 219potrebe povezivanja IP mreža poslovne informatike na područnoj razini izgrađene su područne CWDM14mreže. Važeći planski dokument za izgradnju HEP-ove telekomunikacijske mreže je GPRMV15 iz 2004.Prema koncepciji GPRMV-a, procesna IP-mreža je korisnik tk usluga čiji čvorni elementi su u ingerencijiHEP-OPS-a. Na mjestima sučeljavanja s tk mrežom mora zadovoljiti uvjete kompatibilnosti u smislukorištenja standardiziranih i uobičajenih komunikacijskih sučelja. GPRMV navodi osnovne karakteristiketipičnih aplikacija, kao što je sustav daljinskog vođenja koji između NDC i MC-a zahtijeva raspoloživost99,99%, dok između MC-a i objekata EES-a zahtijeva 99,99%, 99,9%, odnosno 99% jer razlikuje tri klaseobjekata. Raspoloživost veza koje se koriste za sekundarnu regulaciju treba biti 99,99%. Definira da serazmjena podataka za kritične funkcije glede sigurnosti, raspoloživosti i vremena odgovora izvodinekomutiranim kanalima, tj. isključivo kapacitetima transmisijske mreže, ali naznačuje da će se situacijapromijeniti s novom generacijom opreme za daljinsko upravljanje koja će imati veće komunikacijskemogućnosti. GPRMV daje prednost SDH-u pred IP/MPLS-mrežom koja 2004. nije ocijenjena kao zrelatehnologija za koju se može jamčiti vrijeme obnavljanja u granicama kakve osigurava SDH. S obzirom na vrijeme izrade (2004. g) GPRMV ne obuhvaća sve potrebe HEP-OPS-a koje sesada rješavaju Projektom i ne sagledava sve zahtjeve koji iz njih proizlaze. Također, u odnosu na 2004.,proširene su i unaprijeđene mogućnosti kako SDH-mreža, tako i IP-mreža. SDH/PDH i CWDM mreža mogu biti transportna osnova za procesnu IP mrežu. Za SDH/PDHmreže osigurano je kvalitetno održavanje unutar HEP-OPS-a, zajamčeno je kratko vrijeme zaštite (manjeod 50 ms) i odvojenost prometa na fizičkoj razini. Osnovna prednost korištenja CWDM mreže jepokrivenost većeg broja lokacija, a nedostaci neadekvatno riješeno besprekidno napajanje, održavanjenije u domeni HEP-OPS-a i veća izloženost sigurnosnim rizicima uz mehanizme zaštite na logičkoj razini.4. KARAKTERISTIKE PROJEKTA FUNKCIJE VOĐENJA BITNE ZA KOMUNIKACIJSKI SUSTAV Ugovorom se postojeća SCADA, Netvision DAM16 i sustav sekundarne regulacije zamjenjujuABB-ovom platformom Network Manager (SCADA/EMS17/AGC18 sustavi), a decentralizirani sustav zaobračunska mjerenja zamjenjuje se novim centraliziranim. Uspostavlja se pričuvni NDC i MC Zagreb. Usvim centrima upravljanja grade se LAN-ovi. Uvode se novi programski sustavi i to za: upravljanjetržištem (uz integraciju postojećih aplikacija i aplikacija u fazi realizacije kroz projekt ICT.0), upravljanjevjetroelektranama, lociranje atmosferskih pražnjenja i za vremensku sinkronizaciju. Uspostavlja se sustavupravljanje informacijskom sigurnošću, sustav za upravljanje mrežom i sigurnošću kao i centralnoskladište podataka i područna skladišta podataka za podršku poslovnom odlučivanju. Proširuje sefunkcionalnost sustava WAM19 u koji se uključuju nove lokacije i povezuje ga se s drugim operatorimaprijenosnih sustava. Dio postojećih sustava ostaje u funkciji s tim da se povezuju na novi sustav. To su:,EH20, PSS/E21, WAMS, Sustav mjerenja izvan SDV22-a, NetVision Plan rada sustava (zaprimanjeugovornih rasporeda razmjene, proizvodnje, potrošnje električne energije te plana rada elektrana uprimarnoj, sekundarnoj i tercijarnoj regulaciji i izrada plana rada sustava), NetVision DAM (kreiranjeDACF23 i Snapshot datoteka i pohrana na poslužitelj Koordinacijskog centra SWISSGRID), NetVisionKontrolni blok (razmjena i usuglašavanje planova razmjene regulacijskih područja/bloka, obračunnenamjernih odstupanja i izrada kompenzacijskih programa za regulacijska područja/blok). Zadržava se iprogramska podrška za integraciju aplikacija procesnog i poslovno-tehničkog informacijskog sustavaHEP-OPS-a i njihovo povezivanje s vanjskim korisnicima. Centralnu ulogu imaju MMS24 i programska platforma Network Manager koja uključuje: SCADA,EMS, AGC, sustav za obuku operatera, povijesnu bazu podataka, podršku za pristup preko weba i alateza inženjering podataka. Osnovna prednost novog procesnog ICT sustava je integracija temeljena na ICTrješenjima koja omogućava jednostavnu razmjenu podataka između različitih sustava i jednostavnijurekonfiguraciju, proširenje i održavanje sustava. Integracija se ostvaruje programskim rješenjima iotvorenom arhitekturom temeljenom na opće prihvaćenim standardima na sljedeća tri osnovna područja: • Integracija komunikacijskim protokolom IEC 60870-5-104 koji se prenose IP i Ethernet mrežama, • I ntegracija podatkovnom sabirnicom (engl.: Enterprise Service Bus) i web portalom i • Integracija na razini podatkovnog modela.4.1. Integracija komunikacijskim protokolom, IP-mrežom i IEEE 802.3 Ethernet mrežama Komunikacija aplikacija procesnog ICT sustava unutar svakog od centara temeljit će se naudvojenom LAN-u. U sklopu Ugovora su aktivna i pasivna oprema za LAN-ove upravljačkih centara,implementacija sustava za otkrivanje upada, segmentiranje LAN-ova na demilitarizirane zone korištenjemvatrozidova, konverteri za daljinske stanice i uspostava centralnog sustava za upravljanje mrežom i4

Str. 220sigurnošću, dok LAN-ove za objekte EES-a i ostalu aktivnu mrežnu opremu treba osigurati kroz Projekt.Osnovni segmenti u NDC-u i MC-u su: segment aplikacija u stvarnom vremenu, segment za potporuposlovnom procesu (“back office”), segment za podršku vanjskim korisnicima (“front office”) i segment zaupravljanje mrežom i sigurnošću. Aplikacije u stvarnom vremenu komuniciraju korištenjemkomunikacijskog protokola IEC 60870-5-104. Za daljinske stanice osigurat će se konverteri kojima će seomogućiti komunikacija s objektima EES-a za potrebe SCADA-e protokolom IEC 60870-5-104. Konverteriće u razdoblju migracije omogućavati komunikaciju prema starom i prema novom SCADA-sustavu.Upravljački centri bit će međusobno spojeni preko WAN-a. U sklopu Projekta potrebno je osigurati tkinfrastrukturu te definirati i dograditi IP-mrežu prema zahtjevima programskih sustava iz Projekta.4.2. Integracija na razini podatkovnog modela Implementirat će se CDM25 i primijeniti za definiranje struktura baze podataka, interne aplikacijskepodatkovne strukture, strukturu poruka za komunikaciju preko podatkovne sabirnice, kao i za definiranjepodatkovne sabirnice i aplikacijskih sučelja. Struktura pripadnih baza podataka temeljit će se na CIM26-uprema normi IEC 61970. CDM je temelj zajedničkog jezika za razmjenu informacija između aplikacija kojiminimizira broj potrebnih programskih transformacija formata između aplikacija i osigurava jedinstvenostpodataka u svim aplikacijama i sustavima, te konzistentnost i pouzdanost cijelog sustava.4.3. Integracija podatkovnom sabirnicom i web portalom Za segment potpore poslovnom procesu predviđena je primjena SOA27 i razmjena podatakatemeljena na infrastrukturi podatkovne sabirnice kojom će se razmjenjivati XML28-poruke. Jedinstveno mjesta za ujednačen pristup aplikacijama, podacima i poslovnim procesima bit ćeWeb portal. Web portal će se u NDC-u koristiti za pristup internih i vanjskih korisnika sustavima zapotporu poslovnom procesu i izvještaje iz DWH2. DWH će se puniti podacima iz povijesne baze podataka SCADA/EMS/AGC-a i sustava zaupravljanje tržištem, za lociranje atmosferskih pražnjenja, za obračunska mjerenja i za upravljanjeenergijom vjetra. On će biti informacijska podrška poslovnoj inteligenciji i poslovnom upravljanjuprocesima.5. SIGURNOST PROCESNE IP-MREŽE Ugovorom se u HEP-OPS-u uspostavlja sustav za upravljanje informacijskom sigurnošću premastandardima ISO/IEC 27001, ISO/IEC 27002 i standardima specifičnim za područje EES-a radi optimalnezaštite informacija i informacijskih sustava na način da informacije budu dostupne, vjerodostojne ipovjerljive. Elektroprivreda treba koristiti privatne komunikacijske kanale. Ukoliko nije moguće koristiti fizičkiprivatne linije, treba koristiti jake enkripcijske i autentikacijske tehnike kako bi se stvorile prividne privatneveze. Uređaji trebaju implementirati pristupne hijerarhije s različitim razinama dozvola za promatranjepodataka i mijenjanje postavki. Potrebno je koristiti lozinke, ograničenja pristupa i autentifikaciju korisnika,kao i osigurati perimetar mreže sa skenerima virusa, vatrozidovima i sustavima za uočavanje upada.Ukoliko se kod komunikacije koristi javna pristupna mreža, potrebno je koristiti enkripciju podataka teimplementirati upravljački sustav i odgovarajuću politiku. Sva komunikacija koja se odvija preko nesigurneili javne mreže treba koristiti tehnologiju VPN30-a radi zaštite kanala. Preporuka je da svi preklopnici iusmjernici u TS-u odgovaraju normi IEEE 1613 za otpornost na elektromagnetske utjecaje i druge faktoreokruženja [6]. Komunikacijski sustav treba dizajnirati uz primjenu tehnika oporavka od katastrofe.6. KORISNICI PROCESNE IP-MREŽE U nastavku su ukratko opisani svi programski sustavi novog procesnog ICT-sustava na temeljupodataka iz [7], [8] i [9] radi sagledavanja njihovih zahtjeva na IP i tk mrežu. SCADA, EMS i AGC instalirani su na istom poslužitelju, s tim da se koristi redundantna grupaposlužitelja: 2 poslužitelja smještena u NDC-u (vodeći i prateći kao vruća rezerva) i 2 sinkroniziranaposlužitelja u pričuvnom NDC-u. Prateće računalo je uvijek spremno preuzeti ulogu vodećeg, aautomatski je preuzima u slučaju ispada vodećeg ili ukoliko vodeći traži zamjenu uloga. Ukoliko padnuoba poslužitelja u NDC-u, u pričuvnom centru treba ručno pokrenuti sustav čime jedan od sinkroniziranihposlužitelja postaje vodeći (pasivna konfiguracija). 5

Str. 221 Poslužitelji svih sustava su u dvostrukoj konfiguraciji, osim poslužitelja sustava za upravljanjeenergijom vjetra i sustava za praćenje atmosferskih pražnjenja. SCADA u stvarnom vremenu prikuplja podatke o trenutnom stanju EES-a, obrađuje prikupljenepodatke i upravlja procesom. Podaci se osvježuju svake 2 s. Izvršavat će se u NDC-u, pričuvnom NDC-ui MC-ovima. Svaki MC prikuplja podatke iz pripadnih daljinskih stanica i staničnih računala i prosljeđujeupravljačke naloge prema njima protokolom IEC 60870-5-104. Podaci se pohranjuju u procesnu bazupodataka stvarnog vremena. Podaci prikupljeni u MC-u prosljeđivat će se svim ostalim centrimakorištenjem protokola RSP proizvođača ABB (proprietary protocol). To je jedan od preduvjeta zavišelokacijsku koncepciju rada (engl.: multi-site concept) prema kojoj su svi mrežni objekti distribuiranisvim MC-ovima i moguće je preuzimanje nadležnosti među centrima. Premda će jednim prijenosnimpodručjem istovremeno moći upravljati samo jedan centar, postojat će mogućnost prenošenja nadležnostiupravljanja s centra na centar. Ulogu NDC-a može preuzeti samo pričuvni NDC. Preuzimanje nadležnostizamišljeno je i u normalnom režimu rada i u slučaju pada oba SCADA-poslužitelja nekog centra. Unormalnom režimu rada operater šalje zahtjev za ustupanjem nadležnosti nekom drugom centru čijioperater može prihvatiti ili odbiti zahtjev. U slučaju pada poslužitelja u nekom centru mehanizam nadzoranadležnosti generirat će alarm, drugi centar preuzima nadležnost, a operater tog centra će ručnimnalogom aktivirati preuzimanje upravljanja. SCADA u pričuvnom NDC-u u normalnom pogonu neće biti direktno povezana s izvorimapodataka, a njena procesna baza podataka će se sinkronizirati replikacijom baze podataka iz NDC-a. Izvještaji s podacima iz aplikacije SCADA generirat će se iz povijesne baze podataka i prikazivatipreko web portala. Inženjering podataka radit će se na središnjoj relacijskoj bazi podataka za održavanjesmještenoj u NDC-u. Izmjene će se distribuirati svim MC-ovima. U NDC-u će SCADA primati podatke i iz WAMS-a i sustava mjerenja izvan SDV-a korištenjemprotokola IEC 60870-5-104, kao i od aplikacija TASE.2 Gateway EH i non-EH preko sučelja OPC31. EMS uključuje estimator stanja, analizu sigurnosti, proračun kratkog spoja, tokove snaga, analizunaponske i prijelazne stabilnosti, upravljanje i optimizacija napona i izračun prijenosnih kapaciteta.Omogućava rad u stvarnom vremenu i studijski način rada. Instalira se u NDC-u, a sa stanica u MC-ovima će biti moguć pregled rezultata i pokretanje svih funkcija preko weba. Ulazne podatke osiguravaSCADA. Dio izlaznih podataka je ulaz za AGC pa se pripadni dio EMS-a instalira i u pričuvnom NDC-u. AGC obuhvaća sekundarnu regulaciju snage razmjene i frekvencije sustava, ekonomskidispečing u uvjetima otvorenog tržišta električne energije i nadzor raspoloživih rezervi. Komunikacija selektranama ostvarit će se protokolom IEC 60870-5-104. Zahtjevi za podizanje/spuštanje proizvodnjeslat će se bilo izravno na agregate, bilo kao grupne vrijednosti na elektranu, centar sliva ili komandulanca. Vrijeme kašnjenja signala od AGC-a do sustava upravljanja u elektrani prema zahtjevima UCTE-a[9] ne smije prijeći 5 s. Sustav će biti instaliran i u pričuvnom NDC-u. MMS uključuje aplikacije za planiranje, nabavu, prodaju, obračun i naplatu temeljenih na SOA.Aplikacije sadrže poslužiteljske komponente usluge, grafička korisnička sučelja na web portalu, razmjenupodataka preko podatkovne sabirnice i sučelja prema vanjskim sustavima: web stranice namijenjenevanjskim korisnicima i mehanizme automatske razmjene poruka s njihovim informatičkim sustavima. TASE32.2 gateway EH je postojeći sustav koji se koristi za razmjenu podataka stvarnog vremenas ostalim operatorima, koordinatorima regulacijskih blokova i koordinacijskim centrom unutar UCTE-a.Tražena periodičnost prikupljanja podataka je 10 s. Aplikacija je sastavni dio HEP-OPS-ovog EH-čvora.Zahtjevi za EH su raspoloživost bolja od 99,8 %, kašnjenje u prijenosu u normalnim okolnostima manjeod 2 s, ne smije imati direktnu vezu na druge vanjske mreže i koriste je samo OPS-ovi za prijenospodataka stvarnog i izvan stvarnog vremena, a i elektroničku poštu za posebne aplikacije. Razmjenapodataka svarnog vremena odvija se prema standardiziranom protokolu ICCP33. TASE.2 Gateway će sepovezati na SCADA-u sučeljem OPC. Sustav će biti instaliran i u pričuvnom NDC-u. TASE.2 gateway non-EH je postojeći sustav za razmjenu podataka s čvorovima izvan EH i to zavezu s komandom lanca Varaždin. Povezat će se na SCADA-u sučeljem OPC. U NDC-u će se implementirati centralizirani sustav za obračunska mjerenja koji podržavaprikupljanje podataka, upravljanje podacima, validaciju, izvještavanje i razmjenu podataka. Sustav ćepodatke prikupljati izravno iz brojila ili iz registratora mjernih podataka . Ukoliko su isti opremljeni mrežnimsučeljem, podaci će se prikupljati preko LAN/WAN mreže, a u suprotnom preko serijskih veza. Sustavpodržava protokol DLMS34 za vezu s postojećim brojilima ZQ i protokol SCTM35 za vezu s postojećimregistratorima. Također podržava protokol IEC1107 (IEC62056-21). Bit će instaliran modul za vezu saSAP obračunskim sustavom. Komunikacija s ostalim sustavima ostvarivat će se putem sučelja za webusluge i podatkovne sabirnice. U prijelaznom razdoblju sustav će podatke prikupljati i iz postojećihsustava za prikupljanje i obradu mjernih podataka C2000 instaliranih u sjedištima PrP-ova. Sustav mjerenja izvan SDV-a je redundantni sustav za prikupljanje, prijenos i obradu mjerenja izEES-a i za prikupljanje analognih vrijednosti iz stanica EES-a. Obuhvaća važnije TS s dalekovodima6

Str. 222razmjene hrvatskog regulacijskog područja i dio proizvodnih objekata. Područni komunikacijskikoncentratori PrP-ova i glavni komunikacijski koncentrator u NDC-u moraju se nadograditi protokolomIEC60870-5-104 za komunikaciju s novom SCADA-om. Sustav će biti instaliran i u pričuvnom NDC-u. WAM je postojeći sustav koji omogućava nadgledanje stabilnosti napona, oscilacije snage, faznihkutova i frekvencijske stabilnosti i obuhvaća 5 PMU36-ova. Nadograđuje se aplikacijom za bilježenje iarhiviranje temeljem unaprijed definiranih događaja, uvođenjem dodatnih 5 PMU-ova, protokolomIEC60870-5-104 za povezivanje s novom SCADA-om i komunikacijskim pristupnikom za povezivanje s 2druga operatora prijenosnog sustava, a veza će se realizirati postojećom Elektroničkom magistralom.Standardni protokoli PMU uređaja IEEE1344 i IEEE C37.118 koristit će se za vezu prema vanjskimsustavima. Svakoj lokaciji s PMU uređajem treba dodijeliti kanal brzine 2 Mbit/s za komunikaciju s NDC-om. Maksimalno dozvoljeno vrijeme prijenosa podataka po jednom spojnom putu je 20 ms. U NDC-u će se implementirati Sustav za upravljanje energijom vjetra koji se sastoji odaplikacije za prognoziranje snage vjetra, algoritma za planiranje rada elektrana i aplikacije Upravljanjeenergijom vjetra koja je alat za donošenje odluka o uravnoteženju. Sustav će omogućiti prikupljanja svihpodataka stvarnog vremena iz postojećih i budućih polja vjetroelektrana potrebnih za integraciju uSCADA/EMS/MMS sustav i podataka potrebnih za aplikaciju prognoziranja snage vjetra. Osim mjerenjaproizvodnje energije na poljima vjetroelektrana, izvori podataka aplikacije za prognoziranje snage vjetrabit će numeričke prognoze vremena dobivene od Državnog hidrometeorološkog zavoda i meteorološkamjerenja. Aplikacija će održavati bazu tih podataka, validirati podatke, obnavljati modele predviđanja, teizračunavati predviđanja odmah po pristizanju novih podataka. Sustav za upravljanje energijom vjetra bitće povezan sa sustavom SCADA, DWH i web portalom putem sučelja za web i podatkovne sabirnice. Sustav za lociranje atmosferskih pražnjenja (LLS37)se sastoji od većeg broja senzoraraspoređenih na nekom širem prostoru radi uočavanja atmosferskih pražnjenja. Kako bi se moglo uočitinailazak olujnih nevremena potreban je sustav senzora smještenih na mnogo većem području odgeografskog područja RH te je odabrano priključenje na europski sustav za lociranje munja LINETproizvođača Nowcast. Za NDC se nabavlja Programska podrška za prikupljanje, prikaz i održavanjepodataka koja će omogućiti korištenje podataka prikupljenih sustavom LINET s dvije radne stanice.Senzor se sastoji od senzorske antene za detekciju magnetskog polja i GPS38- antene spojenih na PC iusmjernika za ostvarenje veze na LINET preko procesne IP mreže i Interneta (potreban 24-satni spoj).Podaci o udarima atmosferskih pražnjenja prikupljeni senzorima šalju se neobrađeni putem Internetasredišnjem sustavu LINET-a, koji obrađuje podatke. Obrađene podatke središnji sustav LINET-a ustvarnom vremenu dostavlja sustavu LLS u NDC-u koji ih arhivira radi daljnjeg korištenja. U prvoj faziProjekta odredit će se potreban broj senzora (predviđeno 6) i najpovoljnije lokacije. Udar munje uprijenosni vod treba biti automatski prikazan unutar 10 s, a točnost lociranja udara munje treba biti 100 m. Vremenski i frekvencijski podsustav treba osigurati jedinstveno vrijeme za cijeli sustav,centraliziranu vremensku sinkronizaciju sustava, mjerenje frekvencije i nadzor odstupanja frekvencije ivremena.7. ZAKLJUČAK Projektom Funkcije vođenja mijenjaju se tehnološki temelji procesnog ICT sustava koji prelazi nastandardne komunikacijske protokole i standardne komunikacijske uređaje. Zahvaljujući primjenistandardiziranih i otvorenih komunikacijskih rješenja postići će se neovisnost aplikacija o komunikacijskojarhitekturi i omogućiti jednostavna razmjena podataka između sustava i s ostalim sudionicima tržištaelektrične energije. S druge strane, otvorena rješenja nameću druge probleme, u prvom redu pitanjezaštite sigurnosti informacija, informacijskih sustava, a samim time i EES-a. Najvažnija funkcija budućeprocesne IP-mreže je jamčiti pouzdanu isporuku SCADA-podataka i ostalih procesnih i poslovnihpodataka HEP-OPS-a na pravu adresu i u dopuštenim granicama kašnjenja i pritom jamčiti sigurnostprenošenih podataka. Članak daje kratki pregled novog procesnog ICT sustava kao podlogu za rješavanje otvorenihpitanja: dizajniranja procesne IP-mreže i definiranje tk povezivanja objekata EES-a i centara upravljanja.8. LITERATURA[1] Pravilnik o organizaciji i sistematizaciji HEP-OPS-a, Bilten Vjesnika HEP-a broj 167, 8.5.2006.[2] Mrežna pravila elektroenergetskog sustava, Ministarstvo gospodarstva, rada i poduzetništva, 6.3.2006.[3] Ugovor o međusobnim odnosima za elektroenergetske djelatnosti, HEP, 2005. 7

Str. 223[4] Zakon o tržištu električne energije, „Narodne novine“ br. NN 177/04[5] Zakon o telekomunikacijama, „Narodne novine“ br. 122/03, 158/03, 60/04 i 70/05[6] „Funkcije vođenja EES-a“, HEP-OPS, veljača 2007. - Dokumentacija za javno nadmetanje[7] „Funkcije vođenja EES-a“, Končar-Inženjering za energetiku i transport d.d. - Ponuda[8] „Funkcije vođenja EES-a“, Končar-Inženjering za energetiku i transport d.d., svibanj 2008. - Izjava o radovima[9] IEEE 1615 Draft Recommended Practice for Network Communication in Electric Power Substations, May 2006[10] UCTE Operation Handbook, June 2004 KRATICE1 EES elektroenergetski sustav2 IP3 tk protokol Internet Internet Protocol4 ICT telekomunikacijska5 SCADA informacijsko komunikacijska tehnologija Information and Communication Technology6 WAN Supervisory Control and Data Acquisition7 LAN mreža širokog područja Wide Area Network lokalna računalna mreža Local Area Network8 UCTE Asocijacija za koordinaciju prijenosa Union for the Co-ordination of Transmission of9 NDC električne energije Electricity10 MC nacionalni dispečerski centar mrežni centar11 DWDM gusti valni multipleks12 SDH Dense Wavelength Division Multiplex13 PDH sinkrona digitalna hijerarhija Synchronous Digital Hierarchy pleziokrona digitalna hijerarhija Plesyochronous Digital Hierarchy14 CWDM rijetki valni multipleks15 GPRMV Generalni plan razvoja mreže veza HEP Coarse Wavelength Division Multiplex16 DAM dispečerska analiza mreže17 EMS sustav za dispečersko upravljanje Energy Management System18 AGC mrežom19 WAM(S) automatsko upravljanje proizvodnjom Automatic Generation Control Wide Area Measurement and Monitoring20 EH elektronička magistrala System21 PSS/E Electronic Highway22 SDV sustav daljinskog vođenja Power System Simulator for Engineering23 DACF24 MMS sustav upravljanja tržištem Day Ahead Congestion Forecast25 CDM zajednički podatkovni model Market Management System26 CIM zajednički informacijski model Common Data Model27 SOA arhitektura orijentirana na usluge Common Information Model28 XML Service Oriented Architecture29 DWH skladišta podataka Extensible Markup Language30 VPN prividna privatna mreža Data Warehouse31 OPC otvorena povezivost Virtual Private Network32 TASE Open Connectivity33 ICCP uređaj za mjerenje fazora napona i Telecontrol Application Service Element 234 DLMS Inter center control protocol35 SCTM Distribution Line Message Specification36 PMU Serial Coded TeleMetering Phasor Measurement Unit37 LLS struje Lighting Location System sustav za lociranje atmosferskih38 GPS pražnjenja Global Positioning System sustav za globalno pozicioniranje8

Str. 224HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA D2-03ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. savjetovanje HRO CIGRÉCavtat, 4. - 8. studenoga 2007.Ana Šaškor Tonči TadinHEP-OPS d.o.o. HEP-OPS [email protected] [email protected] Jurasović[email protected] KOMUNIKACIJA S UREĐAJIMA SEKUNDARNE OPREME PREKO ETHERNETA/INTERNETA SAŽETAK Komunikacija za potrebe održavanja i analize podataka s uređajima procesne informatike irelejne zaštite uglavnom se odvija serijskom komunikacijom putem dial-up linija. S obzirom na važnostpodataka javlja se problem sigurnosti takvog pristupa. Pošto je u većini trafostanica izgrađena lokalnamreža koja je ujedno spojena i na Intranet, postoji mogućnost sigurnijeg i bržeg prisupa korištenjem teiste infrastrukture. U referatu će biti opisan prijedlog i prednosti takvog rješenje. Ključne riječi: serijska komunikacija, održavanje releja zaštite, daljinski dohvat arhiviranih podataka, serijska komunikacija preko Ethernet-a COMMUNICATION WITH SUBSTATION CONTROL AND PROTECTION DEVICES VIA ETHERNET/INTERNET SUMMARY Communication to protection relays and substation control systems used for maintenancepurpose and remote access to archive data is mostly via dial-up lines. This kind of access is insecure,especially when the high importance of data is taken into account. Many substations have recently beenconnected to corporate Intranet, so there is a possibility for more secure access to these systems usingexistent infrastructure. This paper will describe proposed solution and its advantages. Key words: serial communication, protection relay maintenance, remote access to archive data, serial over IP1. UVOD Trenutno se za potrebe analize poremećaja u energetskoj mreži i održavanja uređaja sekundarneopreme unutar objekata koji su pod nadležnosti prijenosnog područja Zagreb koristi daljinski pristup prekodial-up veze. Uređajima procesne informatike, relejne zaštite i mjerenja pristupa se preko posebnihmodema i telefonskih linija, korištenjem specijaliziranih programskih paketa. Sve razvijenija optičkainfrastruktura i izgradnja poslovne mreže (WAN/LAN-a) po objektima nametnula je ideju o korištenjunovoizgrađene infrastrukture da bi se ostvario brži i sigurniji pristup uređajima sekundarne opreme.Odjel procesne informatike za dohvat arhiviranih podataka iz objekata koristi programske pakete: a) KRD8+ (pristup DAS803 stanicama) 1

Str. 225 b) LSA Process (za pristup LSA stanicama) c) Promass (za pristup LSA stanicama sa LSAVIEW paketom) Odjel relejne zaštite za dohvat podatak događaja te mijenjanja podešenja u relejima koristislijedeće programske pakete: a) CAP540 (pristup relejima proizvođača ABB ) b) DIGSI (pristup relejima proizvođača SIEMENS) Navedeni programski paketi koriste serijsku komunikaciju po protokolima IEC 60870-5-101,RS232. Stanicama u kojima se arhiviraju podaci na računalima sa operacijskim sustavom Windowspristupa se direktno računalima. Trenutno izvedeni način dohvata podataka vremenski je izuzetno zahtjevan. Koriste se odvojenelinije za potrebe odjela koje imaju jako nisku razinu sigurnosti i podaci prenose malim brzinama. Sobzirom da na tržištu postoje uređaji koji omogućavaju pretvorbu sa serijske komunikacije na Ethernet,postoji mogućnost pristupa uređajima preko Etherneta/Interneta. Na taj bi se način osigurala bržakomunikacija, a i otvorila bi se mogućnost automatizacije procesa dohvata podataka i stvaranja centralnearhive po odjelima. Omogućio bi se i sigurniji pristup uređajima korištenjem integriranih sigurnosnihmehanizama (VLAN, algoritmi kriptiranja podataka). Uređaji imaju i mogućnost ograničavanja pristupapojedinim portovima korištenjem korisničkog imena i lozinke, te bi se na taj način ograničio pristupuređajima koji nisu u nadležnosti pojedinog odjela. Za noviju generaciju objekata koja koristi Ethernet za komunikaciju između uređaja u samomobjektu (IEC 61850 protokol) uređajima bi se pristupalo preko odvojene komunikacijske linije koja nijepovezana sa poslovnom mrežom HEP-a. U referatu je opisano rješenje pristupa uređajima sekundarne opreme preko pretvornika serijskekomunikacije na Ethernet, te jedno od mogućih rješenja ostvarivanja sigurne komunikacije sa objektimakoji komuniciraju po IEC 61850 protokolu.2. SHEME POSTOJEĆIH KOMUNIKACIJA U STANICAMA Za potrebe odjela procesne informatike dial-up linije se koriste za daljinski dohvat podataka na 4različita tipa sustava. Dohvat podataka sa daljinskih stanica DAS 803 kojih je najviše obavlja se pristupom KRD kartici(kronološki registrator događaja). Koristi se RS232 komunikacija i daljinski dohvat se obavlja prekomodema putem programskog paketa KRD8+. Slika 1. udaljeni pristup DAS 803 stanicama Distribuirani LSA sustavi starije generacije arhivirane podatke spremaju na posebnom modulu ucentralnoj jedinici kojem je moguće pristupiti putem serijske komunikacije po protokolu IEC 60850-5-101.Podacima se pristupa preko programskog paketa LSAProcess.2

Str. 226 Slika 2. shema daljinskog pristupa podacima LSA sustava starije generacije Distribuirani LSA sustavi novije generacije kao i MicroScada, arhivirane podatke spremaju naračunalima (koje je ujedno i radno mjesto) sa instaliranim operacijskim sustavom Windows 2000. Daljinskipristup se izvodi direktno preko računala. Slika 3. shema daljinskog pristupa podacima LSA sustava nove generacije Odjel relejne zaštite u svrhu dohvata lista događaja (engl. Disturbance List, Faultrecording) te pregleda i/ili mijenjanja podešenja (engl. Parameter Settings) u relejima koristi takođermodemsku dial-up vezu prema pojedinim stanicama. 3

Str. 227 Trafostanica / Elektrana Starcoupler Modem Telefonska linija Centar relejne zaštite Modem CRZ ` PC [Digsi / CAP540] Slika 4. shema daljinskog pristupa uređajima relejne zaštite3. KORIŠTENE APLIKACIJE ZA ANALIZE Aplikacija KRD 8+ služi za daljinsko pozivanje kronolološke liste događaja iz daljinskih stanicatipa DS 803. Izvodi se pod operacijskim sustavom Windows. Uz funkciju pozivanja liste događaja,aplikacija služi i za podešavanje tekstova u kronološkom registratoru događaja. Sadrži imenik svih stanicakoje se pozivaju jedna po jedna. Aplikacija LSAProcess služi isključivo za pozivanje, spremanje, pretraživanje i pregled arhiviranihpodataka iz LSA centralne jedinice. Aplikacija se izvodi pod OS2 operacijskim sustavom i datoteke se nemogu prebaciti u nijedan od standardnih formata. Kako je OS2 zastarjeli operacijski sustav koji izlazi izupotrebe javlja se problem sa spajanjem sustava na lokalnu mrežu (zahtjeva vlastiti pisač), te problemi sapronalaskom drivera i instalacijom na nova računala. Aplikacija Promass je novija aplikacija za pozivanje arhiviranih podataka sa LSA sustava. Izvodise na operacijskom sustavu Windows i omogućava usporedbu podataka iz više stanica. Sastavni je dioLSAView paketa i koristi se kada je radno mjesto u LSA sustavu WinCC jer je za rad potreban FastCMIposlužitelj. FastCMI poslužitelj je zadužen za komunikaciju sa centralnom jedinicom i spremanjepodataka na računalo. Ima mogućnost exporta podataka u excel i txt datoteke.Noviji sustavi kao što je MicroSCADA arhiviraju liste događaja direktno na računalo (Windows OS) unekom od standardnih formata podataka. Podacima se pristupa preko mreže računala. SICAM PASarhivira podatke u Microsoft SQL Server bazi podataka. Podacima se također pristupa umrežavanjemračunala. Aplikacija Digsi služi za kako lokalno tako i daljinski dohvat i konfiguriranje podešenja numeričkihreleja kompanije Siemens. Također se s dotičnom aplikacijom mogu dohvatiti i pregledavati oscilogramikvarova (engl. Oscillographic Fault Records) te lista kvara (engl. Trip Log). Komunikacija aplikacije sanumeričkim relejom ostvaruje se preko serijske komunikacije RS-232 direktno ili pak daljinskim pristupomputem dial-up veze. Sve gore navedeno za aplikaciju Digsi također vrijedi i za aplikaciju CAP540 kojomse pristupa numeričkim relejima kompanije ABB.4. OPIS PREDLOŽENOG RJEŠENJA I MOGUĆNOSTI NADOGRADNJE APLIKACIJA Trendovi u procesnoj industriji i standardi o sigurnosti SCADA sustava (NIST CIP, IEC 62351,ISA 99) preporučuju minimiziranje točaka u kojima se SCADA mreža povezuje sa poslovnom mrežom.Međutim s obzirom da su financijska sredstva ograničena i da je izgrađena infrastruktura poslovne mrežeu stanicama, preporuča se privremeno korištenje resursa poslovne mreže za pristup uređajima kojikoristre serijsku komunikaciju do izgradnje odvojene procesne mreže. Testirani uređaji se jednostavnoprebacuju na novu mrežu uz eventualnu prilagodbu IP adresa.4

Str. 2284.1. Pretvorba serijske komunikacije na Ethernet S obzirom da je većina navedenih komunikacijskih protokola za daljinski pristup sustavima ustanicama serijska potrebno je po stanicama ugraditi serijske poslužitelje koji su zaduženi za pretvorbu.Za sve su navedene aplikacije testirana dva poslužitelja različitih proizvođača. Poslužitelji su industrijskeizvedbe i zadovoljavaju standarde za ugradnju u visokonaponske stanice. Postoji mogućnost izbora broja (1-16) i tipa serijskih com portova (RS232, RS485). Na računalona kojem će se nalaziti aplikacija instalira se programsko sučelje koje pridjeljuje preko IP adreseposlužitelja i broju serijskog izlaza virtualni COM port na računalo. Aplikacija koja pristupa uređajimaodabire COM port i pristupa uređaju. Serijski poslužitelj pakete prenosi putem RawSocket protokola kojiporuke serijske komunikacije enkapsulira u TCP/IP pakete. Poslužitelj šalje podatke podređenom portukojeg je aplikacija pozvala. Brzina komunikacije ne ovisi samo o komunikacijskom putu već je ograničena i samomsklopovskom opremom i mogućnostima komunikacije uređaja. Tako da se znatno ubrzanje neće moćipostići za sve aplikacije.4.2. Mogućnosti nadogradnje aplikacija uz predloženo rješenje Aplikacije za dohvat arhiviranih podataka za odjel procesne informatike koriste nestandardneformate podataka, što otežava analizu liste događja prilikom poremećaja u mreži. OS/2 Warp operacijskisustav izlazi iz upotrebe i ne razvija se što onemogućava njegovu instalaciju na novija računala. Iz toga jerazloga potrebno aplikaciju LSAProcess zamijeniti LSAView paketom. Jedan od mogućih načinaimplementacije sustava je instalacija FastCMI poslužitelja na udaljeno radno mjesto. On preko virtualnogporta može pristupati portu na serijskom poslužitelju koji je povezan sa centralnom jedinicom ikonfiguriran za automatsko periodično pozivanje arhive. Na isti je način moguće rasteretiti i radno mjesto operatera konfiguriranjem odvojenog porta naLSA centralnoj jedinici. Periodično prozivanje arhiviranih podataka zauzima resurse na radnom mjestu iusporava rad računala. Moguć je i razvoj korisničkih aplikacija u koje bi se ugradilo automatsko pozivanje podataka izobjekata i centralizirali arhivirani podaci iz svih tipova sustava u jedinstvenu bazu da bi se olakšaopregled i analiza podataka.4.3. Prijedlog rješenja pristupa podacima za sustave temeljene na IEC61850 protokolu Za pristup stanicama koje su temeljene na IEC 61850 protokolu, odnosno stanicama u kojimauređaji sa staničnim računalom komuniciraju protokolima temeljenim na Ethernetu ne preporučava sespajanje na poslovnu mrežu radi velikog stupnja rizika. Pristupom na bilo koji uređaj, potencijalni napadačima nadzor nad cijelom stanicom što bi omogućilo izdavanje komandi, prepodešenja zaštite i sl. Rezultatbi mogao biti prekid u opskrbi elekrtičnom energijom, štete na VN opremi i u najgorem slučaju opasnostza osoblje. Zbog toga ove sustave treba osigurati najvećim stupnjom sigurnosti. Isto tako, ovi su sustavipodložniji virusima jer imaju standardne načine komunikacije i operacijske sustave što olakšava širenjevirusa i spyware-a i može rezultirati rušenjem sustava upravljanja i nadzora u trafostanicama. IEC 61850 nudi mogućnost preparametriranja i pregleda uređaja preko Etherneta. Da bi sepostigao odgovarajući stupanj sigurnosti, a istovremeno iskoristila mogućnost daljinskog pristupauređajima zaštite i upravljanja za potrebe održavanja potrebno je izgraditi odvojenu procesnu mrežu.Primjer rješenja dan je na slici 5. 5

Str. 229 Daljinski pristup Relejna Procesna zaštita infromatika RSG2100 Switch Router RX1000 Stanica 1 Stanica 2 Router RX1000 RX1000 Router Switch RS8000 Switch RS8000 CENTRALNO CENTRALNO RAČUNALO RAČUNALO Slika 5. prijedlog rješenja daljinskog pristupa stanicama sa procesnim LAN-om Predloženo je korištenje usmjerivača (router-a) koji je certificiran po IEC61850 protokolu zbognjegove moguće iskoristivosti i za komunikaciju s novim centrima daljinskog upravljanja.5. ZAKLJUČAK Trenutno rješenje daljinskog pristupa sustavima procesne informatike i relejima zaštite za potrebeanalize i održavanja ima jako nisku razinu sigurnosti što s obzirom na štete koje mogu nastati nijeprihvatljivo rješenje. Isto tako pozivanje podataka prilikom poremećaja u većem dijelu EES-a jedugotrajno, podaci su u raznim formatima i zahtjeva mnogo dodatne obrade. Pretvornici serijskekomunikacije na Ethernet omogućavaju brži, sigurniji i jednostavniji pristup uređajima, a otvaraju imogućnosti automatizacije postupka. Uređaji koji unutar stanice komuniciraju protokolima koji sutemeljeni na Ethernet komunikaciji zbog visokog stupnja rizika ne bi se smjeli spajati na poslovnu mrežu.6. LITERATURA[1] RUGGEDCOM, \"Rugged Operating System v3.2. Users Guide for use with RS400“, siječanj, 2007.[2] RUGGEDCOM, \"RuggedServer™ RS400“, siječanj, 2007.[3] RUGGEDCOM, \"RuggedRouter™ RX1000“, siječanj, 2007[4] IEEE P1615 Draft 1.0, Recommended Practice for Network Communication in Electric Power Substations, siječanj, 2005.[5] MOXA, \"NPort 5600 Series User Manual“, srpanj, 2006.6

Str. 230HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA D2-06ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ Boris Golub, dipl. ing.8. savjetovanje HRO CIGRÉ Končar – KET d.d.Cavtat, 4. - 8. studenoga 2007. [email protected]. sc. Ivan JanešKončar – KET [email protected] ARHITEKTURA ORIJENTIRANA USLUGAMA (SOA) U ELEKTROENERGETSKIM IT SUSTAVIMA SAŽETAK Kako bi se realizirala jednostavna integracija informacija unutar elektroenergetskog sustava,industrija čini mnogo napora s ciljem normiranja komunikacijskih protokola i podatkovnih modela.Objavljeno je nekoliko informacijskih modela vezanih uz elektroenergetske sustave i opremu, kao naprimjer CCAPI i UCA 2.0 od EPRI-a, IEC 61970 i IEC 61850 od IEC-a, itd. Ove norme definirajuzajedničke informacijske formate i sučelja usluga u korist interoperabilnosti funkcija proizvodnje,prijenosa, distribucije i trgovine električnom energijom. Navedene informacijske norme predstavljajutemelj za realizaciju arhitekture temeljene na uslugama (eng. Service Oriented Architecture - SOA).Arhitektura orijentirana uslugama omogućava izgradnju otvorene, fleksibilne i skalabilne infrastrukture zaintegraciju različitih programskih sustava. U članku će se obrađivati koncepti i prednosti koje donosiarhitekture orijentirane uslugama s posebnim naglaskom na izgradnju informacijskih sustava uelektroprivrednim organizacijama. Ključne riječi: SOA, interoperabilnost, IEC, Web usluga, WSDL, sabirnica usluga, repozitorij usluga SERVICE ORIENTED ARCHITECTURE (SOA) IN ELECTRIC POWER INDUSTRY IT SYSTEMS SUMMARY In order to achieve simple information integration in utility, industry invests a great deal of effort inmaking communication protocols and information models standard. Several information models regardingutility system and equipment have been published, e.g. CCAPI and UCA 2.0 by EPRI-a, IEC 61970 andIEC 61850 by IEC-a, etc. These standards define common information formats and service interfaces toaccompany interoperability of production, transmission, distribution and financial utility functions.Mentioned information standards represent foundation for realization of Service Oriented Architecture(SOA). SOA provides elements for building open, flexible and scalable infrastructure for various systemsintegration. This article deals with concept and advantages of SOA with emphasis on building IT systemsfor utility industry. Key words: SOA, interoperability, IEC, Web service, WSDL, service bus, service repository 1

Str. 2311. UVOD Mnogo je toga napisano o arhitekturi orijentiranoj uslugama (eng. Service Oriented Architecture -SOA), koja se pokazala vrlo učinkovitom u stvaranju informacijskih sustava fleksibilnijim, učinkovitijim isposobnijim za praćenje poslovnih zahtjeva. Mnoge industrije, uključujući financijske usluge, vladu,lokalnu upravu i zdravstvo su već počele postavljati SOA rješenja, premda arhitektura SOA još nijepostala opće prihvaćena u industrijama vezanim za električnu energiju, naftu i plin. Za očekivati je da setakva situacija promijeni čim poduzeća iz elektroindustrije počnu komunicirati s poslovnim partnerima,dobavljačima i kontrolnim tijelima koja već imaju implementirano SOA rješenje. Arhitektura SOA, tj. ideja predstavljanja informacijskih sustava kao skupa interoperabilnih,diskretnih poslovnih funkcija, nije nova, ali je zadobila novo povjerenje razvojem Web usluga zasnovanimna standardima. Web usluge omogućuju jednostavno i relativno jeftino integriranje IT aplikacija prekointraneta/Interneta. Korištenjem Web usluga postaje moguće kreiranje ponovno iskoristivih poslovnihusluga poput \"procesiraj uplatu\" ili \"provjeri kreditnu sposobnost\", te međusobno spajanje tih usluga kakobi podržale poslovni proces. Kao što samo ime kaže, SOA je filozofija arhitekture, ne nešto što je mogućeu cjelosti kupiti od jednog IT dobavljača. Dodatno, zahtijeva svjež pristup kreiranju i korištenjuinformacijskih sustava. Naglasak nije toliko na specifičnom tehnološkom napretku koliko je riječ ootvorenoj arhitekturi, zasnovanoj na standardnom povezivanju podataka. IT odjeli unutar elektroindustrije već neko vrijeme koriste Web usluge na Internetu i intranetu. No,važno je naglastiti da unutar arhitekture SOA, paradigma usluga se ne odnosi samo na korištenje Webusluga, te da SOA nije ograničena samo na korištenje Interneta. SOA svaku komponentu distribuiranogračunalnog okruženja smatra uslugom. U to se ubrajaju čak i preostala velika centralna računala koja sejoš uvijek koriste unutar mnogih sustava. SOA specifične postupke unutar večih računalnih sustava,poput velikih centralnih računala, opisuje kao usluge. Prema tome, unutar koncepta i terminologijearhitekture SOA, \"usluga\" nije samo Web usluga već može biti bilo što od standardnog potprogramanegdje na mreži dizajniranog da radi neku određenu funkciju, pa sve do velike kolekcije takvihpotprograma. Arhitektura SOA smatra i postupa mrežnim i svim ostalim računalnim sustavima uslugom. Timemože bezšavno spojiti vrlo različite usluge, te tako iskoristiti pune mogućnosti bitno različitih stvari iprvotno razdvojenih sustava za sakupljanje, manipuliranje i korištenje informacija. SOA nije strategija kojazahtijeva izbacivanje postojećih starijih aplikacija i sustava. Umjesto toga, omogućuje da se ti postojećisustavi izlože i postanu dostupni unutar cijelog poduzeća ili šire. Prvi dio rada navodi i ukratko opisuje elemente arhitekture orijentirane uslugama, te njeneprednosti s tehničke i poslovne strane, dok drugi dio rada opisuje mogućnosti primjene arhitektureorijentirane uslugama u elektroenergetskim IT sustavima.2. ARHITEKTURA ORIJENTIRANA USLUGAMA2.1. Elementi arhitekture orijentirane uslugama Arhitektura orijentirana uslugama (eng. Service Oriented Architecture – SOA) zasniva se na četiriključne apstrakcije: aplikacijski frontend, usluga, repozitorij usluga i sabirnica usluga (eng. service bus),što se vidi na Slici 1. 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.2

Str. 232 SOAAplikacijski Usluga Repozitorij Sabirnica usluga frontend uslugaUgovor Implementacija Sučelje Poslovna logika Podaci Slika 1. elementi Arhitekture orijentirane uslugama 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. Aplikacijski frontend-i su aktivni elementi SOA arhitekture isporučujući njenu vrijednost krajnjimkorisnicima. Međutim, uvijek je potrebno uzeti u obzir da usluge pružaju strukturu SOA arhitekture. Iakousluge mogu često ostati nepromijenjene, aplikacijski frontend-i su podložni promjenama kao i poslovniprocesi poduzeća. Stoga, životni vijek aplikacijskih frontend-a je mnogo kraći od životnog vijekainherentnih usluga. Zato se usluge smatraju primarnim entitetima od strateške važnosti u SOA arhitekturi.Na Slici 2 se može uočiti razlika u životnom vijeku usluga, aplikacijskih frontend-a i tehnologija. 3

Str. 233 Podaci / Sadržaj Usluge Aplikacijski frontend Teh. inovacije / proizvodi Tehnologija (životni vijek instalacije ) godine 0 5 10 15 20 Slika 2. predviđeni životni vijek usluga, aplikacijskih frontend-a i tehnologija2.1.1. Aplikacijski frontend Aplikacijski frontend-i su aktivni igrači arhitekture SOA. Oni pokreću i upravljaju svim aktivnostimainformacijskog sustava. Postoje različite vrste aplikacijskih frontend-a. Najjednostavniji primjer jeaplikacijski frontend s grafičkim korisničkim sučeljem, kao na primjer Web aplikacija ili bogati klijent kojiizravno međudjeluje s krajnjim korisnicima. Međutim, aplikacijski frontend-i ne moraju nužno izravnomeđudjelovati s krajnjim korisnicima. Batch programi ili dugotrajni procesi koji periodički ili kao rezultatodređenih događaja koriste pojedinu funkcionalnost su također valjani primjeri aplikacijskih frontend-a. Unatoč tomu, sasvim je moguće da aplikacijski frontend delegira većinu svoje odgovornosti zaposlovni proces na jednu ili više usluga. Međutim, u konačnici uvijek je aplikacijski frontend taj kojipokreće poslovni proces i prihvaća rezultate.2.1.2. Usluga Usluga je komponenta programske podrške koja ima karakteristično funkcijsko značenje kojeobično enkapsulira poslovni koncept visoke razine. Sastoji se nekoliko dijelova, kao što se vidi na Slici 3.4

Str. 234 Usluge Ugovor usluge ImplementacijaSučelje A- Operacija 1 Poslovna logika Podaci- Operacija 2- Operacija 3- ...Sučelje B- Operacija 1- Operacija 2- Operacija 3- ... ... Slika 3. sastavni dijelovi usluge • Ugovor – Ugovor usluge pruža neformalnu specifikaciju namjene, funkcionalnosti, ograničenja i korištenja usluge. Oblik ove specifikacije može varirati ovisno o vrsti usluge. Jedan neobavezan element ugovora usluge je formalna definicija sučelja zasnovana na jeziku poput IDL-a ili WSDL- a. Iako nije obavezna, formalna definicija sučelja nosi važan doprinos, tj. pruža dodatnu apstrakciju i neovisnost o tehnologiji, uključujući programske jezike, middleware, mrežni protokol, te izvršno okruiženje. Međutim, važno je razumijeti da ugovor usluge pruža više informacija od formalne specifikacije. Ugovor može nametnuti detaljnu semantiku na funkcionalnost i parametre koji nisu dio IDL ili WSDL specifikacije. • Sučelje – Funkcionalnost usluge je putem sučeljem izložena klijentima koji su spojeni na uslugu korištenjem mreže. Iako je opis sučelja dio ugovora usluge, fizička implementacija sučelja se sastoji od zamjenskih elemenata usluge koji su ugrađeni u klijente usluge. • Implementacija – Implementacija usluge fizički pruža potrebnu poslovnu logiku i odgovarajuće podatke. Ona predstavlja tehničku realizaciju koja ispunjava ugovor usluge. Implementacija usluge se sastoji od jednog ili više dijelova poput programa, konfiguracijskih podataka i baza podataka. • Poslovna logika – Poslovna logika, koja je enkapsulirana unutar usluge, je dio implementacije usluge. Dostupna je preko sučelja usluge. • Podaci – Usluga može također sadržavati podatke. Posebice, to je i namjena podatkovno orijentirane usluge. Kako je prije spomenuto, usluge nisu samo enkapsulacija koda nižih razina aplikacija. Svakausluga predstavlja entitet karakterističnog funkcijskog značenja koji u pravilu enkapsulira poslovni entitetvisoke razine. Usluge nameću čvrsto vertikalno prorezivanje aplikacije (eng. vertical slicing) koje definirakrupnozrnatu strukturu čitavog sustava, što je slično komponentno orijentiranom dizajnu progamskepodrške. Prema tome, sa stajališta klijenta usluga predstavlja crnu kutiju. Usluge se mogu podijeliti u četiri klase. To su osnovne usluge, posredničke usluge, procesnoorijentirane usluge i javne usluge. • Osnovne usluge – Osnovne usluge su temelj arhitekture SOA. One predstavljaju osnovne elemente vertikalne domene. Osnovne usluge se dijele na podatkovno orijentirane i logički orijentirane usluge. • Posredničke usluge – Dijele se na tehnološke pristupnike, adaptere, fasade i usluge koje dopunjavaju funkcionalnost. Poput procesno orijentiranih usluga, mogu imati ulogu i klijenta i poslužitelja u arhitekturi SOA. Međutim, za razliku od procesno orijentiranih usluga, ne zadržavaju stanje. 5

Str. 235 • Procesno orijentirane usluge – Enkapsuliraju znanje poslovnih procesa osrganizacije. Procesno orijentirane usluge su u pravilu i klijent i poslužitelj u arhitekturi SOA, te zadržavaju stanje procesa. • Javne usluge – Javne usluge pružaju sučelja za integraciju između poduzeća. Prema tome, one su krupnije zrnatosti i moraju omogućiti odgovarajuće mehanizme, poput razdvajanja, sigurnosti, naplate ili robusnosti.2.1.3. Repozitorij usluga Repozitorij usluga pruža sredstva za otkrivanje usluga i preuzimanje svih informacija potrebnih zanjihovo korištenje, posebice u slučaju kada te usluge moraju biti dostupne izvan funkcijskih i vremenskihokvira projekta u kojem su nastale. Iako je veći dio zahtijevanih informacija dio ugovora usluge, repozitorijusluga može pružati dodatne informacije, poput fizičke lokacije, informacija o pružatelju usluga, kontaktosoba, cijene korištenja, tehničkih ograničenja, te dostupne razine usluga. Potrebno je napomenuti da se fokusiramo na repozitorije usluga koji su uglavnom koriste unutargranica jednog poduzeća. Repozitoriji koji se koriste za integraciju usluga između poduzeća uglavnomimaju drukčije zahtjeve, a pogotovo oni koji su javno dostupni putem Interneta. Ovi zahtjevi moguobuhvaćati pravna pitanja (uvjeti korištenja), način prikaza, sigurnost, registraciju korisnika, pretplatu nauslugu, naplaćivanje, te verzioniranje. Repozitorij usluga je očito vrlo koristan element arhitekture SOA. Iako se arhitekturu SOA možeizgraditi i postići mnogo koristi bez uspostavljanja repozitorija usluga, dugoročno gledano repozitorij jeneophodan. Arhitektura se može nositi bez repozitorija u slučajevima kad je opseg usluge samo jedanprojekt, ako ima mali broj usluga ili ako su svi projekti ekipirani istim članovima. U stvarnosti, večinascenarija su obilježena velikim brojem istovremenih projekata, promjenama timova i različitim vrstamausluga. Repozitorij usluga može biti proizvoljno jednostavan; s jedne strane, nije potrebna nikakvatehnologija. Skupina ispisanih ugovora usluga smještenih u uredu i dostupnih svim projektima predstavljavaljani repozitorij usluga. Međutim, postoje bolji načini pružanja ovih informacija uz zadržavanjejednostavnosti repozitorija. U nastavku su navedeni primjeri informacija koje bi trebale biti sadržane u repozitoriju usluga narazini poduzeća: • Oznake usluga, operacija i argumenata, na primjer u obliku jezika WSDL ili XML sheme. • Vlasnik usluge. Kod arhitekture SOA na razini poduzeća, vlasnici usluga mogu djelovati na poslovnoj razini (odgovorni za pitanja i zahtjeve za promjenama na funkcijskoj razini), razvojnoj razini (odgovorni za tehnička pitanja i zatjeve za promjenama) i operativnoj razini (odgovorni za pitanja u svezi najboljeg načina spajanja na uslugu, ili operativnih problema). • Prava pristupa, kao na primjer informacije o listama kontrole pristupa i inherentnom sigurnosnom mehanizmu, ili opis procesa koji se mora pratiti unutar poduzeća kako bi novi sustav mogao koristiti određenu uslugu. • Informacije o namijenjenim performansama i skalabilnosti usluge, uključujući prosječna vremena odziva i potencijalne limite na propusnost. Ovo se može sažeti kao dio generičkog predloška SLA (eng. Service Level Agreement) dokumenta. • Transakcijska svojstva usluge i njenih pojedinih operacija. Ovo uključuje informacije o karakteristikama čitaj/piši/ažuriraj, idempotentnosti operacije, te pridruženoj logici kompenzacije.2.1.4. Sabirnica usluga Sabirnica usluga međusobno povezuje sve sudionike SOA usluga i aplikacijskih frontend-a. Naprimjer, ako aplikacijski frontend mora pozvati neku funkciju osnovne usluge, sabirnica usluga obavljaposao poziva. Sabirnica usluga se nužno ne sastoji od samo jedne tehnologije, već od različitih proizvodai koncepata. Potrebno je istaknuti sljedeće karakteristike sabirnice usluga: • Povezivost – Primarna svrha sabirnice usluga je povezivanje sudionika arhitekture SOA. Ona pruža sredstva koja omogućuju aplikacijskim frontend-ima i uslugama pozivanje funkcija drugih usluga. • Heterogenost tehnologije – Sabirnica usluga mora podržavati različite tehnologije. Stvarno stanje u poduzeću je obilježeno heterogenim tehnologijama. Kao posljedica toga, sabirnica usluga mora moći povezati sudionike temeljene na različitim programskim jezicima, operacijskim sustavima ili6

Str. 236 izvršnim okruženjima. Nadalje, u poduzećima se često može naići na mnoštvo middleware proizvoda i komunikacijskih protokola, a sve to mora biti podržano sabirnicom usluga. • Heterogenost komunikacijskih koncepata – Kao i kod heterogenosti tehnologije, sabirnica usluga također mora podržavati i različite komunikacijske koncepte. Zbog različitih zahtjeva pojedinih aplikacija, sabirnica usluga mora omogućiti različite načine komunikacije. Očito je da je potrebno najmanje imati sredstva za sinkronu i asinkronu komunikaciju. • Tehničke usluge – Iako je primarna svrha sabirnice usluga komunikacija, također mora pružati usluge poput evidentiranja, revizije, sigurnosti, transformacije poruka ili transakcija.2.2. Ključna svojstva usluga Usluge pružaju brojne tehničke i poslovne koristi. Primarne karakteristike dizajna, implementacijei upravljanja uslugama su: • Mala spregnutost (eng. loosely coupled), • Pravilno definirani ugovori usluga, • Suvislost korisniku usluga, • Zasnovanost na normama. Usluga bi također trebala posjedovati što je više moguće sekundarnih karakteristika kako bidonosila najviše poslovnih i tehničkih koristi: • Predvidivi sporazumi o razini usluge, • Dinamičnost, upravljanost meta-podacima, • Oblikovanje ugovora usluga s obzirom na pripadajuće usluge, • Neovisna implementacija o ostalim uslugama, • Podrška za više načina poziva, • Bez zadržavanja stanja, • Oblikovanje usluga uzimajući u obzir performanse. Za najveću poslovnu vrijednost i ponovnu iskoristivost, svaka usluga bi trebala posjedovati svenavedene karakteristike. Međutim, to nije uvijek moguće. Štoviše, ponekad je trošak dodavanja pojedinekarakteristike usluge (npr., karakteristika ne zadržavanja stanja) nedopustiv s obzirom na ciljeveorganizacije. U ovakvim situacijama, potrebno je fokusirati se na primarne karakteristike koje su ključneza ostvarivanje najvećih poslovnih i tehničkih koristi.2.3. Tehničke koristi arhitekture SOA Usluge koje posjeduju prethodno navedene karakteristike pružaju sljedeće tehničke koristi: • Učinkoviti razvoj, • Bolja ponovna iskoristivost, • Pojednostavljeno održavanje, • Inkrementalno uvođenje u primjenu, • Graceful evolucija. Navedeno se smatra tehničkim koristima jer daje najviše koristi IT organizaciji u obliku nižegrazvojnog troška, bržeg razvojnog ciklusa i nižeg troška održavanja. Neki od ovih koristi takođerpridonose i poslovnim koristima navedenim u sljedećem potpoglavlju.2.4. Poslovne koristi arhitekture SOA Usluge koje posjeduju prethodno navedene karakteristike pružaju sljedeće poslovne koristi: • Povećana poslovna vrijednost, • Bolja poslovna usklađenost, • Povećano zadovoljstvo korisnika, • Poboljšan ROI (eng. Return on Investment) postojećih sredstava, 7

Str. 237 • Smanjeni troškovi integracije, • Smanjeni troškovi promjene isporučitelja opreme.3. MOGUĆNOSTI ARHITEKTURE ORIJENTIRANE USLUGAMA U ELEKTROENERGETSKIM IT SUSTAVIMA Potencijal arhitekture SOA unutar elektroindustrije leži u činjenici da ona preuzima postojećestanje kakvo jest, zajedno s mnoštvom različitih sustava, arhitektura, protokola, operacijskih sustava, te ihintegrira u informacijski sustav. SOA sama za sebe ne daje složenu poslovnu inteligenciju (eng. businessintelligence – BI) koja mora biti prisutna na rukovodečem stolu, ali je sposobna dostaviti sve te informacijedo tog BI sustava, neovisno o tome gdje se nalazi unutar mrežnog sustava. SOA omogućuje prikupljanjenovih i različitih podataka koji možda nisu bili dostupni u prošlosti. To je nešto što je u elektroindustrijinedostajalo, osim u rijetkim slučajevima sa sofisticiranim sustavima pohrane podatka. Pa čak i u takvimsustavima podaci se gledaju kao preslike ili izvan stvarnog vremena. S arhitekturom orijentiranomuslugom, poduzeća bi trebala biti u mogućnosti dostaviti sve podatke o svom poslovanju upravi ustvarnom vremenu. Dodatno, SOA se može implementirati postupno, bez potrebe za velikom pompomoko dana instalacije, od čega već svi, s pravom, zaziru. Kao filozofija za rad s različitim informacijskim sustavima, arhitektura SOA bi trebala biti relativnojednostavna za implementaciju i, kao što je već spomenuto, cijena implementacije nije visoka, pogotovokad se usporedi s iznosima koje su poduzeća več utrošila na tehnologiju koje još uvijek ne omogućujenužan sveobuhvatan pregled poslova koej vodstvo očajno traži. Implementacija arhitekture SOA, jednom kad se usvoji njena filozofija, zahtijeva nekoliko koraka.Pojednostavljenim jezikom, ti koraci su: • Kreiranje poslovnih usluga – obično je prvi korak ka SOA rješenju usvajanje Web usluga. To tipično uključuje izlaganje postojećih aplikacija i sustava korištenjem sučelja baziranih na standardima koja olakšavaju integraciju između sustava. • Registar – Registar poslovnih usluga daje način za objavu, pronalazak, uređivanje i upravljanje poslovnim uslugama. Registar zapisuje detalje opisa i informacija o korištenju SOA usluga, unutar registra poslovnih usluga koji je pretraživ, pouzdan i s jedinstvenim mjestom upravljanja. • Upravljač pravilima (eng. Policy manager) – Upravljač pravilima je proizvod baziran na standardima. Pojednostavljuje kreiranje, podešavanje i primjenu pravila unutar arhitekture SOA u fazi prije produkcije. Pravila podržavaju poslovne i informacijske zahtjeve za upravljanjem, poput zahtjeva na sigurnost i slično. Korištenje upravljača pravilima osigurava da svi servisi u arhitekturi SOA dostignu potrebnu razinu kvalitete i podudaranja. Tada mogu biti postavljeni i podijeljeni s povjerenjem. • Upravljanje za vrijeme izvođenja – Ovo osigurava da pravila kreirana u vremenu prije puštanja u produkciju mogu biti mjerena, kontrolirana i nametnuta na sustavima koji su u produkciji odnosno za vremena izvođenja. Potpun krug upravljanja zahtijeva integraciju između upravljača pravilima i konzole za upravljanje. • Konzola za upravljanje – To je rješenje upravljanja koje omogućuje korisnicima da nadziru, upravljaju i osiguravaju Web usluge i SOA usluge s jednog kraja na drugi u realnom vremenu. Dodatno osiguravaju da \"nestašni\" sustavi budu pronađeni, osigurani, nadgledani i procesirani. Omogućuje nametanje pravila sustavima za vrijeme izvođenja. Elektroindustrija je puna \"nestašnih\" sustava koji idu na mrežu iz različitih odjela i koji žele kreirati ili instalirati vlastitu programsku podršku ili \"usluge\" bez ikakve koordinacije sa središnjim sustavom upravljanja. Konzola za upravljanje pruža neophodnu sigurnost za arhitekturu SOA. • Univerzalni prevoditelji ili brokeri, ponekad nazivani i prevoditelji poruka – To su programski moduli stavljeni ispred svake usluge kako bi se njeni unutarnji servisi/usluge mogli kontaktirati putem zajedničkog jezika sustava, a opet kako bi se mogli procesirati putem mreže na uobičajenom jeziku mreže, često XML-u.4. ZAKLJUČAK Budući je riječ više o \"filozofiji\" nego o \"sustavu\", arhitektura SOA ne predviđa puno novogkompliciranog kodiranja. Ona zahtijeva strogu dosljednost pri implementaciji otvorenih standarda, štomnogi dobavljači za elektroindustriju nisu činili. Zahtijeva pažljivo planiranje strategije kako bi samaimplementacija bila valjana. Nagrade za uložen trud čine se znatnima. Ne samo što bi industrija po prvi8

Str. 238put imala u potpunosti integrirane sustave unutar mreže, zajedno s detaljnim uvidom u sve detalje izakučice, već bi bila i znatno fleksibilnija. Jednom instalirana, dodavanje nove usluge ili čak većeg brojausluga je jednostavan procses. Cijena je još jedan bitan faktor u korist arhitekture SOA. Troškovi implementacije su niski, apotpuno integriran sustav nudi mnoštvo raznih mogućnosti uštede poput eliminacije suvišnih sustava,boljih odluka temeljenih na kvalitetnijim podacima u stvarnom vremenu. Troškovi neprestalnog upravljanjasustavom mogu biti relativno značajni, ali vjerojatno manji nego troškovi upravljanja nizom mreža isustava koji su se tijekom vremena nakupili unutar industrije. U nedavnom istraživanju u kojem jesudjelovalo više od 900 IT rukovoditelja koji su počeli koristiti SOA rješenje, više od 90% je prijavilo nekioblik uštede putem arhitekture SOA. Na vrhu ljestvice razloga uštede je povećanje ponovne iskoristivostiusluga, pojednostavljena integracija i unaprijeđena produktivnost razvoja. Budući je riječ o relativno novoj filozofiji, broj dobavljača koji pružaju nužnu programsku podršku iupute za implementaciju je ograničen. Međutim, u mnogim velikim poslovnim sustavima izvanelektroindustrije, arhitektura SOA je uspješno instalirana sa značajnim povratom ulaganja. S izuzetkom nekoliko prvih usvajača, elektroindustrija tek počinje otkrivati arhitekturu SOA.Međutim, vjeruje se da će interes rasti s porastom interakcije s vladinim agencijama te nakon što seučinkovitost arhitekture dokaže u praksi. Također, vjerujemo da SOA može pružiti neophodnu arhitekturukoja će napokon omogućiti voditeljima unutar elektroindustrije pristup vitalnim informacijama o njihovomsustavu.5. LITERATURA[1] Eric Newcomer, Greg Lomow, \"Understanding SOA with Web Services\", Addison Wesley Professional, 2004.[2] Qizhi Chen, Hamada Ghenniwa and Weiming Shen, \"Web-Services Infrastructure for Information Integration in Power Systems”, Power Engineering Society General Meeting, IEEE, 2006.[3] Jun Zhu, \"A Web-Services-Based Framework for Integration of Power System Applications”, IEEE power & energy magazine, 2003.[4] Siew Poh Lee, Lai Peng Chan and Eng Wah Lee, \"Web Services Implementation Methodology for SOA Application”, IEEE, 2006.[5] Eric Newcomer, \"Understanding Web Services - XML, WSDL. SOAP, and UDDI\", Addison-Wesley, 2002.[6] Joachim Rossberg, Rickard Redler, \"Pro Scalable .NET 2.0 Application Designs\", Apress, 2006. 9

Str. 239 3 – 07HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ7. simpozij o sustavu vođenja EES-aCavtat, 5. - 8. studenoga 2006.Rok Pirnat Janez SterleIskra Sistemi, d.d., Ljubljana, Slovenija University of Ljubljana, Faculty [email protected] Electrical Engineering, Ljubljana, Slovenija [email protected] UPOTREBA MREŽNIH TEHNOLOGIJA ZA PRIJENOS USLUGA DALJINSKE ZAŠTITE SAŽETAK U ovom se radu analizira mogućnost upotrebe paketnih tehnologija kao što su Ethernet, IP, iMPLS za posluživanje primarnih funkcija i automatizaciju energetskih mreža. Najprije su opisaneokolnosti koje služe razumijevanju argumenata za upotrebu paketnih umrežavanja. Tome slijedi opis stogova protokola i arhitekture telekomunikacijske mreže. Usporedba običnihimplementacija (izvedba) primarnog upravljačkog sustava (TDM) i sustava paketnog umrežavanja sebazira na zahtjevima prijenosa daljinske zaštite. Posebna je pažnja dana na pouzdanost, zaštitumehanizama, suvišnost, mrežnu kvalitetu usluga (QoS) i probleme same zaštite koji se često pojavljuju umrežnoj okolini. U ovom su radu istaknuti neki od glavnih problema te predložena neka rješenja na osnoviEtherneta, IP-a i MPLS mehanizama. Predložena rješenja i uređaji su ocijenjeni diljem zahtjeva usluga primarnih upravljačkih sustava. Ključne riječi: stog protokola, paketna mreža, Ethernet, IP, MPLS, QoS, 802.1p, DiffServ, IntServ, FRR, pouzdanost, zaštita, sigurnostTHE USE OF NETWORK TECHNOLOGIES FOR TELEPROTECTION SERVICESUMMARY The following paper analyzes the possibility to use packet technologies such us Ethernet, IP andMPLS for serving primary function in power network automation. Some main backgrounds, which helpconsidering the usage of packet networking solutions, are given first. This is followed by the description ofprotocol stacks and telecommunication network architecture. The comparison of conventionalimplementation of primary management systems (TDM) and packet networking systems given here isbased on the requirements of teleprotection service transmission. The main focus is on reliability,protection mechanisms, redundancy, network quality of service (QoS) and security problems, which arecommon in networking environments. The paper points out some of the main problems and proposessolutions based on Ethernet, IP and MPLS mechanisms. Proposed solutions and mechanisms areevaluated throughout the service requirements of primary management systems.Key words: protocol stack, packet networks, Ethernet, IP, MPLS, QoS, 802.1p, DiffServ, IntServ, FRR, reliability, protection, security 1

Str. 2401. INTRODUCTION The operation of modern electrical power systems depends on reliable and accurate informationabout different system elements in the power network. This holds true for secondary control functions,e.g. supervisory control and data acquisition (SCADA) function, and primary management function ofautomation processes alike. The former is subject to even more stringent technical requirements. This isdue to the sensitivity of power systems, to large-scale malfunctions and consequently to costs. The ever-growing need for electrical energy leads to the expansion of power systems. These oftenrequire many dedicated communication resources, which are not optimally exploited. The obvious solution,which leads to the optimization of information infrastructure, is to use shared resources at the expense oftechnical performance. Another reason for the implementation of packet networking technologies is theubiquitous use of these solutions in other areas, especially in public and private information infrastructure. Thismay lower the costs of information infrastructure development, upgrade and maintenance. In addition, thesolutions are verified and tested by a large community, an aspect that should not be neglected.1.1. Service requirements In order to maintain high quality of teleprotection service as one of the components to ensure reliablesupply of electrical energy and stability of power systems, technical requirements have to be considered. The nature of teleprotection service traffic favours the use of packet technologies. Events in a powersystem, which have to be transmitted via teleprotection service, are rare but in case of such event, data (alsoknown as commands) need to be transmitted in a very short period of time. This leads to a very bursty trafficprofile. Otherwise, the requirements for bandwidth are minimal since only a relatively small amount ofmaintenance and supervision data needs to be exchanged through a form of virtual connection. Further more, dependability and command transmission security (hereafter: reliability) of suchservice is paramount. These two parameters need to be considered. Errors on the communication pathcan cause corruption of transmitted frames/packets, which in consequence causes errors in teleprotectionservice. In this case, the transmitted commands are not received correctly or are not received at all.Dependability requirements depend on command mode, but recent TDM based teleprotection equipmentcan achieve channel dependability in order of 10-2 at BER=10-3, that is, in average every 102 command islost. On the other hand, errors in communication path can cause reception of unwanted commands.Reliability could be even more important in some teleprotection schemes as dependability because itcauses unwanted and unnecessary further action. It is in the order of 10-12 (at BER=0.15). An aspect of networking which cannot be left out when discussing power system automationrequirements is network security. Since this is not entirely technical issue it is not covered extensively, butwhen designing a communication platform for teleprotection service it has to be taken into account. Toovercome security problems (with limited effort/costs) is probably the biggest challenge when consideringthe implementation of teleprotection service in a large-scale packet network. As mentioned above, one of the most critical parameter of teleprotection service is delay. A faultor malfunction in a power system requires extremely short command transmission times since theprobability of large-scale fallout increases with every millisecond. Modern teleprotection equipment suchas DZ9 from manufacturer Iskra Sistemi based on a TDM network infrastructure requires a fewmilliseconds (~ 3 ms) to transmit, receive and process a number of fully independent commands (notincluding propagation delay and relay trip time). Generally, this delay should be kept below 10 ms (IEC-60834) for digital transmission, although delays up to 50 ms are tolerable in some cases (power systemoperator dependant). Jitter, on the other hand, does not play an important role in the case ofteleprotection service as long as its contribution to overall delay is negligible. Almost all the connections for teleprotection service transmission currently installed are point-to-point. This does not suggest that there is no requirement or potential market for systems with multipointconnections although most of these connections are related to power lines, which are by nature point-to-point. It is a consequence of TDM concept, which does not lend itself easily to multipoint connections.1.2. Packet based networks for teleprotection services If we focus on requirements set in previous chapter, we can analyze dependability and reliability ona physical layer. Errors in communication channel originate in different sources: ubiquitous white noise, highfrequency radio interferences, EMC interferences affecting equipment, high-speed electronic circuitry inswitches and others. Since this has minor impact in core network due to the employment of fibre optics,2

Str. 241high-cost electronics and controlled environment, it presents more problems in access network. Here, maintransmission media is still UTP, STP or coaxial cable and equipment is situated in electro-magneticallypolluted environment. This is why new teleprotection equipment like DZ9 from manufacturer Iskra Sistemiincorporates forward error correction (FEC) mechanisms to correct most of these errors. When an error occurs in TDM based network, it is detected but not processed. Traffic is stilldelivered to an end terminal, which has to handle it with its own protocol stack. Lack of FEC is one of thegreatest flaws in packet-based networks. All of them rely on strong error detection techniques withautomatic repeat request (ARQ) which leads to long delays caused by the discard of the packets (packetis lost) and retransmission. In the worst case, none of the packets is delivered in time despite relativelylow bit-error rate. The only exception is the use of “cut-through” mode on Ethernet switches, which is nota co not usually used. There are other factors that contribute to the overall delay experienced by packets as they traversenetwork: forwarding delay, queuing delay, propagation delay and serialization delay. Forwarding delay is theamount of time it takes the router to receive a packet, make forwarding decision and begins transmitting thepacket through the uncongested output port. This usually takes place in a range of tens or hundreds ofmicroseconds. Queuing delay is the amount of time a packet has to wait in a queue as the system performsstatistical multiplexing and while other packets are being serviced before it can be transmitted through the outputport. This delay can vary a lot over time and is subjected to router and network configuration. It depends on theport speed, the number and the length of packets queued and on the priority mechanisms (if any). Propagationdelay is the amount of time it takes electrons or photons to traverse a physical link and is based on the speed oflight. When estimating propagation delay across an optical point-to-point link, we can assume one millisecond (1ms) of propagation delay per 200 km and slightly less (delay) over copper link. Serialization delay is the amountof time it takes to place the bits of a packet onto the wire of an output port and is the function of an interfacespeed. It should be noted that propagation and serialization delay are also experienced in TDM systems. Table I. Serialization delay in core network - Packet size vs. port speed40 byte DS-1 DS-2 OC-3 OC-12 OC-48 OC-192265 byte 0.2073 ms 0.0072 ms 0.0021 ms 0.0005 ms 0.0001 ms <0.0001 ms320 byte 1.3264 ms 0.0458 ms 0.0132 ms 0.0033 ms 0.0008 ms 0.0002 ms512 byte 1.6580 ms 0.0572 ms 0.0165 ms 0.0041 ms 0.0010 ms 0.0003 ms1500 byte 2.6528 ms 0.0916 ms 0.0264 ms 0.0066 ms 0.0016 ms 0.0004 ms 7.7720 ms 0.2682 ms 0.0774 ms 0.0193 ms 0.0048 ms 0.0012 ms There are other two factors, which contribute to overall service delay, but they are more importantin equipment/terminal design rather than network. Packetization delay is the time needed to fill a packetwith payload. If teleprotection (TP) service transmission needs more packets to traverse network before itcan make a decision on commands (for reliability purpose) jitter from all the variable packet delays isaccumulated before decision is made. Bandwidth requirements for teleprotection service are by today’s core and access technologicalstandards very low and they do not present any obstacle when considering packet based platform forteleprotection service. Gigabit Ethernet and other high-seed core network connections are commonnowadays and the only remaining issue are costs.2. CHARACTERISTICS OF INFORMATION AND COMMUNICATION NETWORKS Modern information and communication networks (ICN) which are used in business and serviceprovider environments present a uniform transport platform for all types of traffic. They are designed andbuild for transmission of various applications and services (data, critical data, video and voice). Theseservices have different requirements on system resources, such as: • delay, • jitter (delay variation), • packet loss, • bandwidth, • reliability, • availability, • security. 3

Str. 242 One of the key challenges of converged network infrastructure represents potential securityproblems. There are many different servers and user terminal devices in network environment, which canbe accessed by a great number of users. Many business processes demand interaction with publicservices (e-mail, www), networks are therefore typically connected to the internet. This is why convergedinfrastructure is vulnerable to direct and indirect user attacks (viruses, worms, Trojan horses, DOS) andconsequently also to malfunctions of terminal and server equipment. Tight security of control and dataplane is needed, as well as security of the applications themselves. Security presents a complex aspectof networking. In the paper, potential solutions are pointed out but not analyzed in detail. From a technological point of view, the ICN networks are based on Ethernet switches andIP/MPLS routers. They represent packet switched systems, which perform packet forwarding. Statisticalmultiplexing allows oversubscription of network resources (statistical multiplex gain). In the case ofnetwork overload traffic congestions can occur. Due to packets queued, increase in delay, jitter andpacket loss is experienced. To ensure adequate conditions to the critical applications in congestednetwork, quality of service (QoS) mechanisms have to be introduced into the system. The most demanding application from the system resource point of view (delay, jitter, packet loss,constant bandwidth, security), for which existent ICN networks are built, is Voice over IP (VoIP). Minimalsystem requirements, which have to be met for VoIP, are: • delay under 150 ms (ear-to-mouth), • packet loss under 1 %, • network availability 99.999 %, which is typically not achieved in ICT (TDM network), • constant bandwidth (codec dependant), • suitable level of security. These characteristics of packet based systems need to be considered in the early stages of networkplanning and with introduction new applications into existing system. The following discussion outlines some ofthe mechanisms to ensure QoS, availability, redundancy and security in IP/Ethernet networks.2.1. Ethernet systems Ethernet was primarily designed as a technology for local area networks (LAN). Currentlypresents “de-facto” standard for transporting IP traffic in LAN environments. Consistent development,high-speed interfaces, low costs and reliability have enabled Ethernet, with implementation of 802.3ae(10 Gbit/s Ethernet) standard, to become complementary solution to classical MAN and WANtechnologies. Public networks are evolving as transport technology for Ethernet services and also astechnology for transporting time critical TDM traffic. The basic question remains: Is Ethernet technology matures enough to meet the requirements fortransport of primary control and automation functions of power systems?2.1.1. Delay and packet loss Ethernet switches are basically packet switches, which perform Ethernet forwarding. EachEthernet node adds a certain amount of time to the overall delay, which mainly consist of the forwardingdelay (propagation in serialization delay are small). Forwarding function comprises of three elements: • Ethernet frame reception, • look-up in MAC forwarding table (exact match search), • forwarding Ethernet frame to a suitable output interface. If the switch is not overloaded and no queuing occurs, a delay introduced by a node is constant.In case of well-designed switch, this delay is typically a few 100 milliseconds. Of course, conditions(delay, packet loss) are dramatically different if a switch experiences traffic overload. Frames are waitingin queues, which adds to the overall delay or even results in the loss of packets if a given queueoverflows. In case of congestion traffic has to be prioritized by IEEE 802.1p (802.1D/Q) mechanisms.Some better implementations of switches also enable the use of differentiated services mechanismsDiffServ. However, it is important to point out that priority handling QoS mechanisms also add tocumulative end-to-end delay. Delay introduced by each node can also be heavily influenced by other enabled functionalities ina switch, such as security functions, multicasting, etc.4