Nowe serce zarządzania dystrybucją energii dla kolei

Jakub Madrjas, „Rynek Kolejowy”: W spółce PKP Energetyka wdrażany jest system informatyczny SCADA. Dlaczego to ma tak duże znaczenie?

Marek Kleszczewski, członek zarządu PKP Energetyka: Systemy SCADA (ang. Supervisory Control And Data Acquisition) zbierają i analizują dane w czasie rzeczywistym. Jest to szczególnie potrzebne, kiedy mamy do czynienia z infrastrukturą krytyczną. Stosuje się je w ruchu kolejowym, ale również przy produkcji np. samochodów na taśmie montażowej, gdzie potrzebna jest bieżąca kontrola, żeby dostarczyć klientowi oczekiwaną przez niego jakość. Zadaniem PKP Energetyka jest zapewnienie zasilania potrzebnego dla prowadzenia ruchu kolejowego, również w sytuacji krytycznej. Nasza SCADA nadzoruje proces dostarczania energii elektrycznej poprzez stałą obserwację sieci dystrybucyjnej oraz sterowanie nią.

Marcin Bielas, dyrektor departamentu zarządzania ruchem sieci, PKP Energetyka: SCADA, jak każdy tej klasy system działający w czasie rzeczywistym, pozwala na zdalne wykonywanie operacji łączeniowych. Kluczowymi sprawami są dla nas zapewnienie ciągłości i niezawodności dostaw dla wszystkich klientów, w tym dla kolei. Oznacza to jak najszybsze radzenie sobie z zakłóceniami i awariami. System klasy SCADA jest krokiem milowym: daje nam możliwość lepszego reagowania i poszukiwania rozwiązań zastępczych.

MK: Nowy system pozwala na znaczący wzrost jakości naszego działania, w porównaniu z tym, czym dysponowaliśmy pięć lat temu. Po pierwsze, istniejące do tej pory w spółce systemy nie wspierały się wzajemnie; cały kraj był podzielony na 22 regiony, które na własną rękę, ze swoich siedzib – w Warszawie, Ostrowie Wielkopolskim czy Zielonej Górze – sterowały „swoimi” odcinkami sieci energetycznej zasilającej sieć trakcyjną. Po drugie, w momencie, gdy któraś z instalacji wypadała z sieci – np. z powodu pożaru lub awarii, nie było jej redundancji czyli zastępowalności. Po trzecie wreszcie, nasi pracownicy operowali w pełnym rozproszeniu, i to jeszcze przed sytuacją pandemiczną.

Jakie były konsekwencje takiego rozdrobnienia?

MK: Miało ono szereg wad. Dyspozytury nie wspierały się informatycznie, nie można też było uruchomić żadnej z nich w innym miejscu. Co więcej, ich pracownicy, ze względu na wspomniane rozproszenie, nie mogli się wspierać ani uzupełniać. Wzrastały też koszty utrzymania systemów: każdy z nich, będąc odrębną instalacją, potrzebował odrębnego wsparcia. Z drugiej strony, rozpoczynaliśmy największy w historii polskiej kolei program Modernizacji Układów Zasilania (MUZ-a), należało więc uwzględnić fakt, że nowe obiekty (których dzisiaj, w wyniku realizacji MUZ-y, mamy już ponad 200) wymagają zupełnie innego sterowania. Nie można już było dokładać kolejnych urządzeń sterujących do starych systemów – były one tworzone z myślą o innych wielkościach i założeniach.

Uznaliśmy, że dyspozytur regionalnych musi być mniej, ale muszą wspierać się wzajemnie. Potrzebny był też jeden, wspólny dla całego kraju system informatyczny, który można odtworzyć w innym miejscu z tymi samymi funkcjonalnościami. Oczywiście musiał on być tak bezpieczny, jak tylko to dziś możliwe. Chodzi o zabezpieczenie przed włamywaniem się z zewnątrz: sterujemy systemem energetycznym zasilającym całą kolej – i można sobie wyobrazić, że ktoś mógłby próbować ten system unieruchomić. Musimy więc mieć pełną redundancję.

To były powody, dla których podjęliśmy decyzję o wdrożeniu systemu SCADA. Wybraliśmy kilka lokalizacji dla dyspozytur, które pokrywają łącznie cały obszar kraju: znajdują się one w Warszawie, Łodzi, Krakowie, Wrocławiu i Sopocie. Nowe regiony są odpowiednio większe od poprzednich – każdy z nich obejmuje mniej więcej jedną piątą powierzchni Polski.

Jakie jest dziś jego zaawansowanie?

MK: Projekt jest zaawansowany w ok. 60%. Warto podkreślić, że to ogromne wyzwanie nie tylko z punktu widzenia informatycznego, ale i ludzkiego. Nasi pracownicy, przez wiele lat przyzwyczajeni do innego systemu pracy, spotykają się z nowymi technologiami i systemami informatycznymi. Staramy się też eliminować papierowy obieg dokumentów, choć czasami pojawia się jeszcze ta forma przekazywania informacji. Reorganizacja wiąże się też z przemieszczaniem pracowników. Jednocześnie dbamy o swoje kadry, dlatego zapewniamy wsparcie, szkolenia i uwzględniamy sytuacje rodzinne i możliwości zmiany miejsca pracy poszczególnych osób.

MB: Lokalizacje nowych dyspozytur to Warszawa, Łódź, Kraków, Wrocław i Sopot. Cztery z pięciu są już gotowe i przekazane do użytkowania, a ostatnia (warszawska) jest w trakcie budowy. Przekażemy ją do użytkowania z końcem maja tego roku.

Jakie rozwiązania zastosowano, by zwiększyć bezpieczeństwo systemu?

MB: Wykorzystujemy dobrze sprawdzony system, którego dostawcą jest polska firma Mikronika. Jej rozwiązanie Syndis RV jest stosowane w wielu przedsiębiorstwach energetycznych zarówno jako system nadrzędny, jak i sterowania lokalnego. Daje nam on możliwość zastępowalności obszarów z każdego miejsca w Polsce. Jeśli nawet wyobrazimy sobie sytuację skrajną, taką jak atak terrorystyczny na jedną z dyspozytur – będziemy w stanie prowadzić ruch sieciowy zdalnie z każdej innej lokalizacji, choćby z jednej z 4 pozostałych.

Oczywiście chodzi nie tylko o samą budowę narzędzia. Stosujemy całkowicie nowy standard zabezpieczenia obiektów. Uruchomiliśmy dwa nowe centra przetwarzania danych w warstwie serwerowej – podstawowe i rezerwowe. Nawet gdyby te dwa ośrodki przestały funkcjonować, każda z dyspozytur ma trzecią warstwę, umożliwiającą pełne sterowanie na jej obszarze. To olbrzymi postęp, nie tylko jeśli chodzi o narzędzie, ale też co do standardów cyberbezpieczeństwa.

To duży skok jakościowy zarówno w warstwie systemowej, wyposażenia IT, jak i możliwości pracowników. To także nowe, zupełnie inne, nowoczesne i przyjazne miejsca pracy. Mamy nadzieję zapewnić komfort i funkcjonalność pracy służb dyspozytorskich spółki na co najmniej kilkanaście najbliższych lat.

Jakie elementy starych systemów zostaną zmigrowane?

MB: Będzie ich wiele, szczególnie w zakresie telemechaniki i wykorzystywania sygnałów bezpośrednio na obiektach. Jako operator usługi kluczowej poczyniliśmy szereg inwestycji, dostosowując przepływ informacji do nowych standardów i nowych protokołów. Staramy się wykorzystywać łącza – w dużym uproszczeniu – przetwarzając sygnał do nowego standardu. Obecnie powszechnie stosowany w energetyce jest protokół DNP3, dający możliwość zarówno sterowania, jak i pozyskiwania wielu informacji o instalacjach elektrycznych w obiekcie. Ponad 400 kluczowych obiektów spółki zostanie wyposażonych w dodatkowe kanały łączności. Budujemy pełną redundancję, dostawiając łącza, po to, by w sytuacji zakłócającej normalną pracę mieć do dyspozycji przynajmniej jedną rezerwę w sferze łączności.

Budowa nowych dyspozytur to potężny poligon inwestycyjny. Przebudowa całych części obiektów ma charakter kompleksowy. W Warszawie ze stanu wyjściowego zostaną mury dyspozytury – całe jej wnętrze jest już nową inwestycją.

Jakie będą kolejne etapy przedsięwzięcia?

MB: W Łodzi i Krakowie wszystkie stanowiska dyspozytorskie pracują już w nowym systemie. Od października 2020 nowe narzędzie jest wykorzystywane dla obszaru sterowania Białystok. Pod koniec 2020 r. uruchomiliśmy również nowy system SCADA w dyspozyturze we Wrocławiu dla obszarów sterowania Gliwice oraz Ostrów Wielkopolski. Pozostałe będziemy realizowali w kolejnych miesiącach tego roku. Dyspozytura warszawska będzie implementowana do systemu docelowego do końca 2021 r.. Będzie to finał pierwszej części projektu.

W roku 2022 system będzie uzupełniany o dodatkowe funkcjonalności wspomagające pracę służb dyspozytorskich Spółki, w tym dające możliwość wykonywania obliczeń inżynierskich w czasie rzeczywistym. To nasza świadoma decyzja, podyktowana dwoma czynnikami. Po pierwsze, budowanie i wdrażanie nowego systemu wraz z implementacją baz danych rodzi ryzyko problemów, których można uniknąć dzięki etapowaniu prac projektowych. Odseparowaliśmy więc te dwa obszary. Druga sprawa to kwestia nasycenia nowego narzędzia danymi majątkowymi z pozostałych obszarów. Dane z systemu zarządzania majątkiem muszą być zmigrowane po to, by można było wykonywać szereg dodatkowych obliczeń, które przełożą się na efekty związane np. z dalszym skracaniem czasu przerw niedostarczonej energii i poprawą wskaźnika SAIDI (ang. System Average Interruption Duration Index – wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy w zasilaniu). Pojawią się też moduły wspomagające pracę dyspozytora w czasie rzeczywistym, np. jeśli wyłączy się odcinek zasilający danego odbiorcę lub fragment linii kolejowej, system będzie miał funkcję podpowiadającą najszybszy sposób usunięcia awarii lub wykonania ciągu przełączeń w celu minimalizacji skutków zdarzenia. W tym celu musimy migrować dane z systemów wspomagających. Pierwszy krok to jednak „czysty” system sterowania.

Jakie są koszty całego programu?

MK: Podanie dokładnej kwoty nie jest proste przy takiej skali i złożoności projektu, w przybliżeniu możemy mówić o ok. 100 mln zł. Chodzi nie tylko o pięć budynków, dwie serwerownie, system informatyczny i licencje. Na przykład tam, gdzie mamy stary majątek, wybudowany w technologii sprzed 30 lat, a zarządcy deklarują, że nie będą na razie modernizowali swojej infrastruktury – utrzymujemy ten obiekt w sprawności i należytym porządku, a jeśli trzeba – remontujemy. Czasami też musimy doprowadzić do niego łącze światłowodowe, by efektywnie nim sterować.

Spodziewam się, że jeszcze trudniej policzyć korzyści – to zawsze trudne w przypadku zarządzania bezpieczeństwem. Może są jednak bezpośrednie oszczędności, które można podać?

MK: Nie patrzymy na to w kategoriach bezpośrednich oszczędności, tylko z punktu widzenia bezpieczeństwa i niemożliwości dalszego rozwijania starych systemów. Koszt ich rozwoju byłby niewspółmiernie duży do inwestycji w nowy, bardziej niezawodny i nowoczesny system. Właśnie lepsze alokowanie środków w rozwiązania optymalne dla klienta oraz zapewnianie bezpieczeństwa stanowią istotę projektu. Nie wyobrażamy sobie, by z powodu braku sterowania – wywołanego np. chorobą pojedynczego dyspozytora – miał stanąć pociąg albo jakiś zakład miał stracić zasilanie.

Czy nowy system musi uzyskać certyfikację kolejową?

MB: Nie. Jest to system informatyczny odpowiedniej klasy, przeznaczony do konkretnych zadań i certyfikowany pod względem m.in. bezpieczeństwa oraz sposobu funkcjonowania. Nie ma to bezpośredniego związku z certyfikacją kolejową. Oczywiście wszystkie komponenty systemu, w tym łączniki wykorzystywane do sterowania siecią, są odzwierciedlane w tym systemie – i one muszą posiadać certyfikaty umożliwiające ich wykorzystanie jako elementy infrastruktury sieciowej. Częścią tego podsystemu jest oczywiście sprawne sterowanie. Chcemy uniknąć sytuacji, w której punktowo powstaje nowa infrastruktura i nowe lub zmodernizowane szlaki kolejowe, a aparatura PKP Energetyka przywracająca napięcie między stacjami jest nadal sterowana ręcznie. Każda fragment infrastruktury niesie ze sobą pewną dozę awaryjności – i tymi ryzykami trzeba zarządzać. Musimy nadążać za tym, czego chce klient. Jeśli jako państwo inwestujemy w kolej środki krajowe i unijne, a PKP PLK przekładają to na konkretne projekty, to musimy sterować siecią automatycznie. Oczywiście nawet najlepsze urządzenie może się zepsuć, więc wysyłanie pogotowia w teren zawsze będzie konieczne, ale najlepszym sposobem sterowania odcinkiem, na którym nastąpiła awaria, jest sterowanie zdalne za pomocą narzędzi, którymi dysponuje dyspozytor.

A co ze szkoleniami kadry?

MB: 90% naszej kadry przechodzi do pracy z nowym systemem. Wszyscy mają zapewnione szkolenia, w ramach których poznają ten system. Kadra dyspozytorska pracuje w ruchu ciągłym od lat, zatem z ich punktu widzenia jest to tylko poznanie specyfiki nowego narzędzia: innego układu aplikacji, odwzorowania i kilku dodatkowych możliwości. 10% to nowy nabór w celu uzupełnienia kadry i utworzenia „gorącej rezerwy”. Docelowo będziemy zatrudniać 170 dyspozytorów w ramach pięciu Rejonowych Dyspozytur Energetyki oraz Centralnej Dyspozytury Energetyki. Dla nowych pracowników budujemy cykl szkoleniowy dyspozytora od zera. W zależności od tego, jaką szkołę ukończył konkretny pracownik i jakie ma za sobą doświadczenia zawodowe, trwa on od 6 do 18 miesięcy. Jest to świadoma decyzja: automatycznie budujemy zaplecze, które będzie dla nas „zakładką” na wypadek chorób i innych zdarzeń losowych albo odejść emerytalnych.

Czy system jest otwarty na przyszłe modyfikacje?

MK: Zależy nam na tym, by to, co budujemy – nasz „projekt życia” – było rozwiązaniem gotowym na przyjęcie wszystkiego, co może czekać polską kolej, choćby na wprowadzenie nowego systemu zasilania – 2x25 kV lub dowolnego innego. Właśnie systemy zmiennonapięciowe są natywnym miejscem SCAD-owych systemów Mikroniki, z których się zresztą wywodzą. System jest otwarty na przyszłe modernizacje, a jednocześnie gotowy do sterowania wszystkim, co wysyła sygnał elektryczny – choćby instalacjami fotowoltaicznymi. Jest więc komplementarny z programem Zielona Kolej, co było dla nas bardzo ważnym aspektem. Tworzymy zresztą własne instalacje solarne dla potrzeb firmy. Naszą ideą jest, by nikt w przyszłości nie musiał tego systemu wymieniać.

MB: Różnica w stosunku do starych rozwiązań polega na tym, że system SCADA daje nam możliwość wystawienia „końcówki”, czyli terminala dyspozytorskiego, w każdym miejscu, w którym mamy dostępne łącze. Terminal ten jest komputerem, który komunikuje się z całym wnętrzem systemu. Wykonanie takiej operacji jest prostsze i nie wymaga dodatkowej rekonfiguracji. Realizacja takiego zadania może być wykonana właściwie z dnia na dzień. Nowy system jest łatwiejszy w implementacji i wyposażaniu od starego.