Virtuelle vern- og kontrollsystem i trafostasjoner

I forskningssenteret SecurEL jobber forskere sammen med nettbransjen for å undersøke nye utviklingstrekk som påvirker kraftsystemet og, ikke minst, foreslå løsninger som kan bidra både til raskere elektrifisering og god forsyningssikkerhet.

Virtualisering i digitale stasjoner kan bidra til nettopp det.

Vern- og kontrollteknologien (PAC) for transformatorstasjoner har ofte en levetid på cirka 20 år, og noen ganger enda lenger. Kraftsystemet har til nå vært relativt forutsigbart. Det har derfor gjerne ikke vært nødvendig med endringer i funksjonalitet for transformatorstasjonens kontrollanlegg i levetiden.

Når kontrollanlegget til slutt har blitt byttet ut, har nødvendige endringer blitt gjort.

Krever mer dynamikk

Dagens kraftsystem er i endring, noe som krever mer dynamikk enn tidligere. Det er større etterspørsel fra store lastuttak som datasentre, i tillegg til nye ikke-konvensjonelle kraftkilder som kommer inn i miksen.

Kraftsystemet har tradisjonelt vært utviklet litt og litt over lang tid, med stor grad av forutsigbarhet. Dette er ikke lenger virkeligheten. Når kraftsystemet ender seg, må også kontrollanleggene som styrer, overvåker og beskytter kraftsystemet ha muligheten til å endre seg.

Kraftsystemet henger sammen, og dermed påvirker kontrollanleggenes funksjonalitet ikke kun transformatorstasjonen eller kraftstasjonen det overvåker – det har også et samspill med andre tilstøtende stasjoner.

Utfordringer med utdaterte anlegg

Statiske kontrollsystem med programvare knyttet til fastinstallert maskinvare kan bli utfordrende å håndtere i fremtiden. Hvis kontrollanleggene blir utdaterte eller ikke har de nødvendige funksjonene er det ikke bare å laste inn nye funksjoner i utstyr som er 15, 20 eller 30 år gammelt.

Det er også knyttet utfordringer til å gjøre endringer i transformatorstasjonens kontrollanlegg med tanke på interoperabilitet mellom ulike leverandører eller ulike generasjoner kontrollanlegg fra samme leverandør.

Et virtualisert system kan være løsningen på denne utfordringen. Denne type installasjoner kan enten benytte eksisterende vernutrustning som støtter standarden IEC 61850-9-2 for overføring av måleverdier, eller det kan installeres i parallell med eksisterende kontrollanlegg, da utstyret ikke skal erstatte den fysiske plassen som dagens kontrollanlegg allerede tar opp i transformatorstasjonen eller kraftstasjonen.

Samler funksjonalitet sentralt

Det viktigste konseptet med virtualisering er at vi sentraliserer og separerer applikasjon og funksjonalitet for kontrollanlegget fra den fysiske maskinvaren den blir installert på.

Det må fortsatt være et fysisk grensesnitt som må ha en tilkobling til transformatorstasjonens utrustning som brytere, målertransformatorer og liknende. Det som er nytt, er at disse grensesnittene som tidligere også inneholdt applikasjonene og programvaren nå kan fristilles og samles sentralt.

I et virtuelt system beholder vi applikasjonene som vi vet fungerer, men har også mulighetene til å legge til funksjonalitet. Eksempler på dette er applikasjoner som er under utvikling av leverandører som benytter KI for å detektere feilhendelser i kraftnettet.

Det gir også mulighet for at kraft- og nettselskaper selv utvikler applikasjoner for overvåking og kontroll til bruk i egne anlegg.

Utviklingen av teknologien

Vern- og kontrollteknologien (PAC) for transformatorstasjoner har utviklet seg fra å bruke elektromekaniske og transistorbaserte releer til dagens digitaliserte miljø som er bygget på mikroprosessorbasert maskinvare. I denne teknologien ligger det avanserte kommunikasjonsløsninger som gjør det enklere å overføre data mellom den fysiske enheten og serveren.

De første digitaliserte PAC-systemene brukte én‑til‑én kablet kommunikasjon, for eksempel basert på seriedatametoder. I senere tid har den digitale stasjonen gjort det mulig å håndtere digital datakommunikasjon der flere enheter kan dele informasjon samtidig i et felles system.

Digitaliseringen av PAC‑systemene har vært mulig takket være utviklingen innen både halvlederteknologi og informasjons- og kommunikasjonsteknologi. I tillegg har integrasjonen av standarden IEC 61850 muliggjort digitalisering og videre utvikling av PAC‑systemer.

Konseptet med virtualisering

Det virtualiserte og sentraliserte vern- og kontrollsystemet (vPAC) bruker teknologien beskrevet i IEC 61850 innenfor virtualiseringsplattformen.

Virtualisering er en teknikk som frikobler programvare fra leverandørspesifikk maskinvare og gjør det mulig å legge til funksjonalitet fra ulike leverandører slik at maskinvaren utnyttes effektivt. vIED, altså et virtuelt Intelligent Electronic Device (IED) kan defineres som en programvarebasert implementering av det tradisjonelle, fysiske IED‑et.

Fordelene med de nye vPAC‑løsningene er at de gir et lavt fysisk fotavtrykk ved implementering, legger til rette for skalerbarhet, forenkler vedlikehold og reduserer administrasjonskostnadene knyttet til relévern.

Virtualisering et aktuelt tema

Virtualisering av vern- og kontrollanlegg er under utvikling hos mange leverandører. I Norge er det økende interesse og samarbeid mellom aktører i bransjen.

Norge er representert blant annet i Cigre sin arbeidsgruppe B5.84 om temaet, og det er også representasjon fra Norge i IEC TC57 sin arbeidsgruppe for tilpasninger av IEC 61850-standarden.

Parallelt med dette jobbes det med kontrete pilotforslag og FOU-arbeid. Konkrete forslag som ses på, er utnyttelse av stasjoner som allerede har prosess-bus tilgjengelig for overføring av målerdata fra vern. Denne type anlegg kan enkelt utvides med en sentralisert plattform som får og tilfører tilleggsfunksjoner i anlegget.

Den andre vesentlige fordelen med vPAC er som nevnt fotavtrykket i stasjonen. I eldre stasjonsanlegg kan det være plassutfordringer. Endrede krav kan også gjøre det kostbart å etablere ytterligere kontrollanleggsutrusninger i kontrollrommet.

Ved å benytte vPAC sammen med en distribuert målerinnsamling og prosessgrensesnitt (PUI), kan man distribuere dette nærme de fysiske komponentene i anlegget. Selve funksjonalitet og vernfunksjoner vil ligge sentralt på server i kontrollrommet.

Overordnet konseptskisse for vPAC med lokasjon av komponentene som systemet består av.

Teknologien bak

Høy reaksjonshastighet er en av de viktigste egenskapene ved PAC‑systemer og er nødvendig for å oppdage unormale tilstander i kraftsystemet slik at det raskt kan settes i gang korrigerende tiltak for å holde systemet i normal drift. vPAC‑teknologien må derfor kunne garantere denne raske responsen.

Datamaskiner med høy hastighet er nødvendig for å få et vPAC-system opp og gå. Dette er typisk servere som er konstruert for å tåle miljøet ved stasjonen, for eksempel ekstreme temperaturer eller elektromagnetisk påvirkning.

Åpen kildekode

vPAC‑teknologi benytter virtuelle maskiner for å emulere maskinvare­ressurser og tillate at flere operativsystemer kjører på én fysisk server, styrt av en såkalt hypervisor. En annen teknologi er bruk av containere. Dette er et lettere alternativ der vertssystemets operativsystem deles. Fordelene med containere er blant annet raskere utrulling og enkel skalerbarhet.

Linux Foundation‑prosjektet Seapath er en åpen kildekode‑hypervisor utviklet for å drifte vPAC. Dette open‑source‑initiativet har begynt å vise frem krav og fordeler ved vPAC. Vertsmaskinene i vPAC‑systemer må også sikre svært presis synkronisering for korrekt hendelseslogging og at vernfunksjonene er utført på en pålitelig måte.

Forenkler koordinering og datadeling

Den økende andelen omformerbaserte enheter (IBR – Inverter based resources) i transmisjons- og distribusjonsnettet utfordrer de tradisjonelle, enveis vernsystemene i transformatorstasjoner.

Dette skaper et behov for koordinering av vern og datautveksling mellom nettselskap og systemoperatør (Statnett). vPAC‑systemet kan tilpasses integrasjonen av IBR ved å muliggjøre pålitelig datatrafikk, kommunikasjon med lav forsinkelse og høyhastighetsprosessering – uten behov for mer plass dersom det legges til i eksisterende infrastruktur.

Tilpasset et kraftsystem i endring

Virtuelle vern- og kontrollsystemer gir store muligheter i dynamisk drift og gjør det mulig å håndtere endringer og implementere nye løsninger raskere enn vi har vært vant til.

Et kraftsystem i endring krever endringer også i de systemene som overvåker, kontrollerer og verner kraftsystemet.

Et kraftsystem blir ikke tilpasset vern og kontroll, men vern og kontroll må tilpasses kraftsystemet det skal overvåke. Hastighet i utbygging og tilpasningsmuligheter er nøkkelen for å fortsatt ha et stabilt og trygt kraftsystem.

Santiago Sanchez-Acevedo er forsker i Sintef Energi og tilknyttet forskningssenteret SecurEL. Han jobber med digitalisering, digitalt vern og stabilitet i kraftsystem.   Han har bakgrunn fra Universidad Tecnologica de Pereira, Colombia og doktorgrad fra Norges teknisk-naturvitenskapelige universitet (NTNU) innen stabilitet i kraftsystemer med kraftelektronikkomformere.

Ruben Hodnebrug er fagansvarlig relevern i Glitre Nett og tilknyttet forskningssenteret SecurEL. Han jobber med vern og kontrollanlegg og utvikling av nye konsepter for fagområdet i Glitre. I tillegg er han medlem av NEK NK57, og TC 57 WG10 i IEC. Ruben er også medlem av Cigre og er deltager i studiekommiten B5.84 «Recommendations and constraints for development and interfacing of virtual Intelligent Electronic Device implemented in Protection, Automation and Control Systems».