Av Bjørn Ola Wiik, Siemens

Transkript

1 Av Bjørn Ola Wiik, Siemens Sammendrag Kontrollanlegget og vern i transformator- og koblingsstasjoner blir stadig mer intelligent og komplisert. Enkle relévern erstattes av vern med kraftig prosessorkapasitet, mulighet for selvovervåkning og endring av parametersett under drift. Introduksjon av datamaskinbaserte kontrollanlegg innebærer at ikke bare tilstanden til primærkomponenter og nettet overvåkes, men også tilstanden til komponentene i kontrollanlegget må følges opp. Dette krever kjernekompetanse og spisskompetanse på komponenter som er i kontinuerlig utvikling. For anleggseier kan dette bli ressurskrevende og kostbart. En komponentfeil i kontrollanlegget kan føre til avbrudd i leveransen av elektrisk energi. Det er da viktig at feilsøking og feilretting hurtig kommer i gang og at normal drift kan gjenopprettes. I denne sammenhengen er leverandøren av kontrollanlegget en viktig nøkkelspiller. Med sin detaljkunnskap på komponentene og erfaring fra ulike kunder og løsninger kan de bidra til en mer forutsigbar levetid for kontrollanlegget og hurtigere feilretting i feilsituasjoner. Leverandørene har mulighet til å bruke erfaringer på tvers av kunder og på denne måten preventivt forhindre komponentfeil. Kontrollanlegg med vern kan betraktes som nervesystemet i transmisjons- og distribusjonsnettet (her: kV). Det overvåker effektflyten ut i nettet, situasjonen i transformator- og koblingsstasjoner og muliggjør omlegging av driften i nettet via fjernforbindelse til sentrale kontrollsenter. Vernene monitorerer tilstanden for linjer og kabler opp mot definerte grenseverdier og sørger for automatisk utkobling av linjer med feil. Kunnskap om datamaskinbaserte kontrollanlegg omfatter i så måte kunnskap om datamaskiner, software, nettverk og dataprotokoller, spenningsnivåer fra noen få volt signalspenning opp til 420kV, og hvordan komponentene fungerer sammen. Hver enkelt komponent har en gitt levetid og anbefalte serviceintervaller. Det oppstår gjerne behov for utskiftinger, oppgraderinger eller utvidelser gjennom anleg- 353

2 gets totale levertid. Dette fordrer kompabilitet mellom eksisterende anlegg og ny komponenter. Hvordan sikres funksjonaliteten til anlegget med en forventet total levetid på år når enkelte bestanddeler må byttes etter eksempelvis 5-10 år? Er det mulig å detektere et problem, planlegge og gjennomføre en utskifting før det blir en feil? Forskrift om forebyggende sikkerhet og beredskap i energiforsyningen (beredskapsforskriften)[1] stiller krav til kraftforsyningens beredskapsorganisasjon til å inneha kompetanse og ressurser til å sikre at energiforsyningen opprettholdes og at normal forsyning gjenopprettes etter en feilsituasjon. Kontrollanleggsleverandøren innehar kjerne- og spisskompetanse på alle komponenter i sin leveranse og kontrollanlegget som helhet. Leverandøren kan derfor følge opp situasjoner i kontrollanlegget som ikke innbefatter den daglige driften og respondere hurtig ved eventuelle feilsituasjoner. Håndtering av kontrollanleggets livsløp starter etter ferdigstilling av prosjekt (når anleggseier tar over ferdigstilte anlegg fra leverandør) og varer til beslutting om utskifting av anlegget som helhet tas. I Siemens PTD har vi valgt å betegne dette som Life Cycle Management (LCM). I denne rapporten fokuseres det i hovedsak på kontrollanlegget i stasjonen. Service og oppfølging av primærkomponenter som eksempelvis transformatorer (oljeregenerering), brytere (bryterrevisjon) og batterianlegg faller også inn under LCM-konseptet, men blir ikke omtalt i større grad i denne rapporten. 354

3 Datainnsamlingen forgår fra enkeltkomponentene via releér inn på feltapparat og vern. Her blir de digitalisert og sendt videre på dataprotokoll mot Human Machine Interface (HMI) og Remote Terminal Unit (RTU). Driftsentral (anleggseierssentral) mottar informasjon fra flere stasjoner i nettet og drifter nettet på bakgrunn av denne informasjonen og øvrige planer. Kontrollanlegget består derfor enkelt sett av en rekke datamaskiner som kommuniserer med hverandre over definerte grensesnitt. Dette omtales gjerne som automation technology (AT), men skiller seg prinsipielt ikke stort fra information technology (IT). De siste årene har både tilgjengeligheten og informasjonsbehovet på AT-siden økt, enten det dreier seg om smarte nett (smart grids) eller introduksjon av distribuert produksjon som vindparker og småkraft med mer. For å møte trendene i samfunnet og markedene er det en kontinuerlig utvikling av produkter og løsninger. Resultatet av dette er at behovet for oppdateringer av maskinvare og mykvare må gjennomføres med større frekvens enn det som forventes av anlegget som helhet. Motivasjonen for å følge en preventiv overvåkning av kontrollanlegget er bedre kontroll på faktisk tilstand i anlegget på et gitt tidspunkt og samtidig unngå å havne i situasjoner der det har oppstått en feil som ikke lar seg rette på 355

4 grunn av gammel teknologi. I ytterste konsekvens kan en slik feil innbære utskifting av større deler av kontrollanlegget. Det fører igjen til relativt store uforutsette utgifter for anleggseier, både i form av investeringer i mye nytt utstyr og eventuelle avbrudd i leveransen av elektrisk kraft. Anlegget som helhet må også tas med i betraktningen. Kvaliteten på informasjonen inn til vern og feltapparat må sikres. Overvåking og revisjon av feltskap, rekkeklemmer og lignende bør inngå som en del av den regelmessige servicen. Eksempelvis kan en liten vannlekkasje i et feltskap føre til korrosjon av rekkeklemmer med overslag og påfølgende feil. Myndighetene stiller krav til kraftforsyningens beredskapsorganisasjon (KBO) gjennom Forskrift om forebyggende sikkerhet og beredskap i energiforsyningen (beredskapsforskriften)[1]. Dette kapittelet av rapporten tar for seg hvordan LCM kan være med å styrke oppfyllelsen en del punkter i beredskapsforskriften. LCM som konsept består av reaktiv-, proaktiv- og ytelsesforbedrendekundestøtte. Intensjonen med denne kategoriseringen er et system for å respondere hurtig ved feil for å redusere nedetid og jobbe målrettet mot å avdekke potensielle situasjonen som kan skape hinder i den daglige driften. LCM fokuserer også på kjernevirksomhet med mulighet for rådgivning, finansiering og drift. Denne fjerde kategorien omfatter innovativ kundestøtte, men vil ikke bli behandlet i denne rapporten. 1-1.Formål Innenfor formålene i energiloven 1-2, skal forskriften sikre at energiforsyningen opprettholdes og at normal forsyning gjenopprettes på en effektiv og sikker måte i og etter ekstraordinære situasjoner for å redusere de samfunnsmessige konsekvensene Drift i ekstraordinære situasjoner og gjenoppretting av funksjon Alle KBO-enheter skal i ekstraordinære situasjoner drive de anlegg og den del av energiforsyningen enheten har ansvaret for, herunder driftskontrollfunksjoner, og gjenopprette nødvendige funksjoner i og etter ekstraordinære situasjoner. 356

5 Reaktiv kundestøtte er et hurtig respons team som skal minimaliserer nedetid ved eventuelle feil. Dette sikres ved hjelp av god kjennskap til anleggseierens anleggsbase og teknisk tilstand for anlegget på det aktuelle tidspunktet. Feilsøking- og retting foregår på telefon, fjernoppkobling eller ved at personell hurtig rykker ut og bistår anleggseieren på anlegg. Denne formen for service gjenspeiler formålet i beredskapsforskriftens 1.1, og 4.3, når det sees i sammenheng med kontrollanlegget. Reaktiv kundestøtte kan også avtales i forbindelse med andre komponenter i anlegget Risiko og sårbarhetsanalyse Alle KBO-enheter skal gjennomføre risiko- og sårbarhetsanalyser knyttet til ekstraordinære forhold. Analysene skal ha et slikt omfang at enheten kan identifisere risiko og sårbarhet ved alle funksjoner, anlegg og tiltak av betydning for å oppfylle kravene i forskriften. Analysene skal minimum gjennomgås årlig og oppdateres ved behov. Proaktiv kundestøtte innebærer forebyggende vedlikehold, avtalte serviceintervaller, reservedelsstyring og teknisk støtte. Dette kan enten gjøres via regelmessige besøk på anlegget eller via fjernforbindelse til anlegget i de tilfellene det er mulig. Gjennom jevnlig kontakt med anleggseier og befaring på anlegget kan leverandøren supplere anleggseieren med konkret informasjon om tilstanden i anlegget og eventuelle utbedringer som bør gjennomføres. Dette kan anleggseier benytte seg av i risiko- og sårbarhetsanalyser, samt i planleggingen av oppgraderinger og moderniseringer. Dette gir forutsigbarhet, både teknisk og økonomisk Kompetanse og personell Alle KBO-enheter skal ha personell med nødvendig kompetanse som kreves for kunne håndtere ekstraordinære situasjoner på en sikker og effektiv måte. Alle KBO-enheter skal dekke dette personellbehovet og ha tilgang på personell for å forsterke kapasiteten og holde driften gående i ekstraordinære situasjoner. For å dekke kravet til kompetanse og personell skal det foreligge en plan som angir kompetansebehovet, og som omfatter eget og innleid personell Ytelsesforbedrende kundestøtte handler om modernisering/migrering av eksisterende kontrollanlegg. Derunder kommer også IT-sikkerhet og oppdatering av mykvare. Gjennom å alltid sørge for oppdatert kontrollanlegg reduseres risikoen for ekstraordinære situasjoner. Anleggs- 357

6 eierens kompetanse heves gjennom kursing som er i tråd med den faktiske situasjonen. Opplæring vil da gjenspeile den tilstanden anlegget befinner seg i. Ved nybygging og større oppgraderinger av koblings- og transformatorstasjoner velger anleggseier leverandør på bakgrunn av flere forhold. Disse forholdene er gjerne pris, tekniske løsninger, tidligere forhold til leverandør og termin. Andre forhold kan også spille inn. Vektingen av disse forholdene er det anleggseier selv som står for. I vernsammenheng kan det være krav om dublering av vern fra to ulike leverandører. Anleggseier ender da gjerne opp med x antall anlegg fra y antall leverandører. Over en tidsperiode på l år blir da m antall komponenter kombinert til n antall løsninger. Dette kan uttrykkes med ligningen: Anleggseier kan da velge å selv inneha total kompetanse på disse løsningene. Kostnadene for å holde denne kompetansen ved like er høye og det vil kreve relativt store ressurser. Det er viktig å merke seg at det i denne sammenheng ikke er snakk om kompetanse på daglig betjening av anlegget, men dyptgående kompetanse til å gjennomføre feilsøking og feilretting ved komponent- eller systemfeil. Kunnskap og kompetanse for daglig drift ligger hos anleggseier så frem dette ikke er en avtalt tjeneste som leverandøren står for. Leverandørene innehar allerede kompetanse på sine komponenter og leveranser. De har også erfaring gjennom prosjekter mot ulike kunder. Gjennom at anleggseier (kunde) og leverandør etablerer et samarbeid med definert ansvar vil både tilgang på kompetanse sikres og risiko ved en eventuell feil i kontrollanlegget minimeres. Leverandøren tilpasser sin organisasjon for å kunne respondere mot kunde innenfor et avtalt tidsrom ved eventuelle oppståtte feil. En avtale mellom leverandør og anleggseier som innebærer forpliktelser til å yte beredskap, service og vedlikehold er også fordelaktig for leverandøren. Leverandøren har da mulighet til å legge langsiktige 358

7 planer og sikre ressurser til å håndtere kundehenvendelser i mye større grad enn ved en mer passiv serviceorganisasjon. Kunnskapen om tilstanden til tidligere leverte anlegg øker. Dette er fordelaktig i forbindelse med serviceoppdrag, kritiske feil og det kan danne grunnlag for bedre tekniske løsninger ved andre leveranser til kunden. Det er rimelig å anta at en økt dialog mellom kunde og leverandør som omhandler tekniske aspektet kan bidra til at feil oppdages på et tidligere tidspunkt og at derfor effekten av feilen begrenses. For leverandører med tett oppfølging av kundeanlegg mot flere kunder kan en feil hos én kunde bidra til at risikoen fanges opp. Erfaringen kan brukes mot andre kunder slik at det blir gjort utbedringer før en feilsituasjon oppstår. Ny teknologi og valg av komponenter med data- og kommunikasjonskapasitet åpner for mange muligheter i fremtidens transmisjons- og distribusjonsnett. Tilstanden i kontrollanlegget må overvåkes for å sikre at funksjon opprettholdes. Gjennom samarbeid mellom anleggseier og leverandør er det mulig å gjennomføre en tettere oppfølging av kontrollanlegg i transformator- og koblingsstasjoner. Samarbeider hjelper anleggseier med å oppfylle deler av beredskapsforskriften, det sikrer at leverandøren har god kjennskap til anlegget i en servicesituasjon og det kan føre til at problemer avdekkes og løses før de blir en kritisk feil. Dette gir anleggseier en større forutsigbarhet og er et nyttig verktøy i forbindelse med risikoanalyser og planlegging. [1] Lovdata.no, Forskrift om forebyggende sikkerhet og beredskap i energiforsyningen 359