Stationsautomation för bättre elförsörjning i Baltikum Jarmo Pöhö, Jan Skogeby Energimyndigheterna i de tre baltiska länderna Estland, Lettland och Litauen arbetar intensivt med att förstärka och modernisera sina transmissions- och distributionsnät för elkraft. Syftet är att förbättra kapaciteten och tillförlitligheten i elförsörjningen. Därmed förstärker de tre länderna sin infrastruktur och bygger upp egen kunskap inom området styrning och övervakning av elkraftnät. ABB spelar en viktig roll i dessa investeringsprojekt genom att leverera, installera och driftsätta såväl högspänningsutrustning som system för skydd, övervakning och styrning. Kallavere Kivimäe Narva I nvesteringarna finansieras delvis med egna medel och delvis med utländska lån, framför allt från IBRD (Världsbanken) och dess europeiska motsvarighet EBRD. Projekten har resulterat i ett flertal beställningar från de baltiska länderna till ABB i Västerås på mikroprocessorbaserade system från företagets produktfamilj SA-inst. 1, system för styrning, övervakning och skydd av elkraftnät. Stationsautomation i två nivåer Ett stationsautomationssystem (SA-system), dvs. ett system för styrning, övervakning och skydd av en transformatorstation kan delas in i två nivåer, nämligen stationsnivå och objektnivå. Stationsnivån innefattar datorstödd man-maskin-kommunikation som bygger på ABB:s programvara MicroSCADA, som finns för såväl kraftnätstyrning som stationsautomation. Med hjälp av stationerna kan personalen enkelt: övervaka hela stationen med avseende på larm och viktiga händelser 1 Viktiga automatstationer Telsiai Klaipeda/ Uostas, Tauralaukis granska stationen i sin helhet eller delar av den via bilder som uppdateras i realtid med statusindikeringar och mätvärden manövrera brytare, lindningskopplare, frånskiljare etc. Tukums Jelgava Siauliai Litauen Estland Sindi Ropazi Salaspils Valmiera Alytus Raseiniai Kaunas Vilnius Prienai Marijampole/ Kvietiskis Lettland Karta över de Baltiska staterna med de större SA-installationerna markerade ta fram driftrapporter som t.ex. störningsoscillogram, störningsstatistik och information för fellokalisering Blockschemat i 2 visar en typisk systeminstallation, medan 3 och 4 visar exteriören och interiören av en av ABB tidning 2/2001 49
Technology Review 2 Blockschema över en typisk SA-inst.-station Händelser/alarm skrivare Lokalt nätverk (LON) REC 561 Styrterminal x 2 REL 511 Linjeskydd x 4 x 2 de många transformatorstationer som utrustats. Objektnivån består av terminaler (se tabell) med analoga och binära inoch utgångar mot kraftprocessen, kommunikationsportar och programvara för: skydd (exempelvis distansskydd, transformatorskydd, överströmsskydd och jordfelsskydd) övervakning (exempelvis störningsregistrering och fellokalisering) styrning (exempelvis till/från-styrning av apparater samt förreglingar) Operatörsstation (MicroSCADA-baserad) RET 521 Transformatorskydd Tabell: Tekniska data för REx 5xx-terminaler Bredd Höjd Djup Signalnivåer, in- och utgångar Kommunikationsprotokoll Kommunikation med styrsystem från ABB eller annan leverantör Bärbar PC för systembilder och underhåll Beroende på användningsområdet har terminalerna olika namn, t.ex. REL 511 för linjeskydd, RET 521 för transformatorskydd, REC 561 för styrning osv. Till funktionsinnehåll samt in- och utgångskapacitet motsvarar i en sådan terminal normalt 1 3 stycken 19-tums reläskåp fyllda med elektromekaniska eller statiska komponenter. Med tanke på att det finns plats för 6 8 sådana terminaler i ett enda skåp kan besparingen av golvyta med mera bli stor. Fram till början av år 1999 har över 1/1, 3/4 eller 1/2 av standard 19 ramverksbredd 267 mm 245 mm 24/30 V - 220/250 V LON, SPA, IEC 870-5-103 (fiber optics) Elektromagnetisk kompatibilitet och isolation enligt IEC:s standarder 100 stycken REx 5xx-terminaler ( 500-terminaler ) installerats i de tre baltiska länderna. Hög tillgänglighet och tillförlitlighet Terminalerna och operatörsstationen samarbetar och utbyter information, men är funktionellt inte beroende av varandra. En orsak till detta är den interna kommunikationsbussen av LON-typ (LON = Local Operating Network) som, tack vare frånvaron av buss-master, fortsätter att fungera även om ett fel skulle uppstå i någon av de anslutna noderna. Detta ger systemet som helhet en hög grad av feltolerans, eftersom fel i en enhet inte påverkar övriga systemkomponenter. Omfattande självövervakning och diagnostik förbättrar tillgängligheten och säkerheten ytterligare. Kostnaderna för drift och underhåll av SA-system baserat på SA-inst. blir därför betydligt lägre än för konventionella system. Tillgängligheten och tillförlitligheten i skydds-, övervaknings- och styrutrustningen har betydelse även för högspänningsutrustningen i stationen, såsom brytare, transformatorer och ställverk, vilket därmed påverkar tillgängligheten och tillförlitligheten i hela kraftnätet. Därför investeras det ofta i skydds-, övervaknings- och styrutrustning innan det investeras i ställverk och annan högspänningsutrustning. Den omfattande tendensen att avreglera elmarknaden och den pågående privatiseringen av kraftproducenter är inriktad på kortsiktiga vinster av investeringar och kostnadsnedskärningar. Hand 50 ABB tidning 2/2001
3 En av transformatorstationerna i Ropazi, Lettland, som 4 Operatörsstation och REx 5xx-terminaler utrustats med stationsautomatik från ABB. I bakgrunden ses 110 kv-ställverket. i hand med detta förväntas bolagen visa räntabilitet snabbt. Stora investeringar i syfte att försäkra sig om ökad tillförlitlighet i nät blir därför ofta uppdelade i smärre satsningar som inte enkelt kan utvidgas, men som kan kommunicera med utrustning från andra leverantörer. Detta förhållande sammantaget med avställning av gasturbiner och värmekraft betyder toppbelastningar eller stor kapacitet i uppbackning. Sammantaget orsakar detta att näten belastas allt närmare sina kritiska gränser, vilket understryker vikten av pålitliga system för styrning, reglering skydd och drift. Mot den bakgrunden måste en utvärdering av att installera ett SA system kunna se bortom prislappen för att upptäcka påverkan på drift och underhåll av den ursprungliga utrustningen. SA-inst.-systemens bidrag till ökad prestanda för hela kraftnätet kommer att bli än viktigare när kraftnäten kring Östersjön blir helt sammankopplade inom ramen för projektet Baltic Ring. Kraftnätstyrning / Fjärrkontroll Ett styr- och övervakningssystem för kraftnät täcker normalt många transformatorstationer inom ett geografiskt område. Vissa regioner inom Litauen har investerat i system baserade på S.P.I.D.E.R. Compact SCADA ur ABB:s SA-inst.-serie. Dessa system består av följande huvudkomponenter: SCADA-server, med eller utan redundans Operatörsstationer med 1-3 grafiska bildskärmar samt alfanumeriska och grafiska skrivare Kommunikationsserver för vertikal kommunikation med transformatorstationer eller annan lokal utrustning SCADA-funktionerna omfattar styrning av anslutna transformatorstationer och överföring av data från dessa via något kommunikationsprotokoll. Dessa stationer kan då antingen vara utrustade med er (RTU:er = Remote Terminal Units) och konventionella indikerings- och manöverpaneler för lokal styrning eller med SA-system. Styr- och övervakningssystem för kraftnät på mellanliggande regionala nivåer kommunicerar dessutom ofta med överordnade driftcentraler. Vertikal integration SA-inst.-konceptet medger en effektiv integration, så att samma utrustning på objektnivå med dess anslutningsenheter och signalkablage, kan användas för såväl lokal SA som fjärrkontroll. Denna integration minskar behovet av signalkablar och annan maskinvara i stationerna och sparar på så sätt både utrymme och pengar. Klaipeda Electricity Networks i Litauen har investerat i ett SA-system och 500-terminaler från ABB samt i ett fjärrkontrollsystem baserat på S.P.I.D.E.R. Compact. Systemen kommunicerar med varandra via ABB:s standardiserade kommunikationsprotokoll RP570. Dessutom ABB tidning 2/2001 51
Technology Review 5 Blockschema över det kraftnätstyr- och stationsautomatiksystem som installerats av Klaipeda Electricity Networks Klaipeda regionala kontrollrum Klaipeda distriktet Kontrollrum Redundant SCADA server SCADA S.P.I.D.E.R. Compact 21 färg terminaler Nätstyrsystem från GE Harris Telsiai distriktet Kontrollrum MicroSCADA LAN Rapportskrivare Fjärrkommunikationsserver ELCOM/TCP/IP IEC 870-5-101 RP 570 RP 570 RP 570 RP 570 RP 570 MicroSCADA SPA bus loop/s SPAC 53x C Andra stationer i Klaipeda distriktet Uotas transformatorstation i Klaipeda distriktet Telsiai och andra transformatorstationer i Telsiai distriktet kommunicerar S.P.I.D.E.R. Compact-systemet med två er av typen RTU 210 i två andra transformatorstationer samt med en överordnad driftcentral av främmande fabrikat. Systemet byggs ut under 1999 med ytterligare två er. Blockschemat i 5 visar systemets uppbyggnad i stora drag. Kompatibilitet och stegvis utbyggnad Styr-, skydds- och övervakningsutrustningen måste kunna fungera med såväl gammal som ny utrustning, som transformatorer, ställverk och kraftnätstyrsystem. Utrustningen kommer ofta från olika tillverkare. Tack vare den modulära konstruktionen och den breda uppsättningen I/O-kort, kommunikationskort och kommunikationsprotokoll erbjuder SA-inst.-systemen erforderlig kompatibilitet på samtliga styr- och övervakningsnivåer. Detta gör det möjligt att införa ny teknik steg för steg. Den ovan beskrivna installationen i Klaipeda är ett utmärkt exempel på: 52 ABB tidning 2/2001
Elkraftmarknaden i Baltikum: några fakta Elkraften i de tre Baltiska staterna Estland, Lettland och Litauen genereras, överförs och distribueras av statligt styrda bolag, Éesti-Energia, Latvenergo respektive Lietuvos Energija. Kraften genereras i olika anläggningar som kärnkraft, vattenkraftverk, kondenskraftverk och kraftvärmeverk, pumpkraftverk och vindkraftverk. Den enskilt största produktionsenheten är kärnkraftverket Ignalina i Litauen. Installerad produktionskapacitet 1999 i MW Estland Lettland Litauen Totalt Kärnkraft 2600 3) 2600 Värmekraft 2563 3) 586 2618 3) 5767 Vattenkraft 1523 909 2) 2432 Annat 1 1 Totalt 2563 1) 2110 6127 3) 10800 Produktion 1999 i GWh Estland Lettland Litauen Totalt Kärnkraft 8716 3) 8716 Värmekraft 7415 3) 1346 2387 3) 11148 Vattenkraft 2757 409 4) 3166 Annat 2 2 Totalt 7415 3) 4105 11512 4) 23032 Förbrukning 1999 i GWh Estland Lettland Litauen Totalt Totalt 6819 3) 6060 8638 3) 21517 Kraftnätet i de tre länderna omfattar totalt 4000 km 330 kv-ledningar, 570 km 220 kv-ledningar och 12 500 km 110 kv-ledningar. 3) 4) Inklusive kraftvärmeverk Exklusive förluster i pumpkraftverk Källa: BALTREL vertikal integration mellan kraftnätsnivån, stationsnivån och objektnivån leverantörer kompatibilitet med system från olika kompatibilitet med olika typer av kompatibilitet med olika generationer utrustning på stationsnivå (er av högspänningsutrustning och SA-system) Sådan kompatibilitet är ett viktigt kundkrav på alla kraftnätstyrnings- och SA-system, oberoende av leverantör. God grund för framtida utveckling Projekten har bidragit till uppbyggnaden av de lokala ABB-organisationerna med avseende på försäljning, konstruktion, projektledning, kundstöd, service etc. Syftet är att etablera långsiktiga, förtroendefyllda samarbetsförhållanden med slutkunderna. Vidare har ABB rekryterat en grupp programvaruingenjörer från universitet i Litauen. Ingenjörerna arbetar vid ABB:s kontor i Vilnius och deltar i ABB:s olika projekt över hela världen. De samarbetar med sina kollegor i Västerås via snabba kommunikationslänkar. Typiska arbetsuppgifter för dem är indatagenerering, programutveckling, systemintegration och driftsättning. De gjorda installationerna och de lokala resurserna i kombination med ABB:s internationella kapacitet inom kraftområdet innebär en god grund för framtida samarbete mellan ABB och kunder i hela regionen, till gagn för såväl elleverantörer som konsumenter. 1) Tillgänglig kapacitet 2) Inklusive 800 MW pumpkraftverk Författare Jarmo Pöhö ABB Substation Automation Oy FI-00380 Helsinki, Finland jarmo.poho@fi.abb.com Jan Skogeby ABB Automation Systems AB SE-72167 Västerås jan.skogeby@se.abb.com ABB tidning 2/2001 53