Post on 11-Nov-2014
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Forum Telecontrollo Reti Acqua Gas ed Elettriche Torino, 3-4 novembre 2011
Come gestire la qualità del servizio elettrico?Il telecontrollo della rete di distribuzione di media tensione della società multiservizi STET Spa di Pergine Valsugana (TN)
Giuseppe Menin
giuseppe.menin@copadata.it
www.copadata.it
Il contesto
• 6 comuni gestiti dalla società STET di Pergine Valsugana (TN)
• 35.000 abitanti circa• 6 reti di distribuzione MT • 3 cabine primarie 60KV• 200 cabine secondarie 20KV
L’intervento
• Aggiornamento della rete di telecontrollo:– interfacciamento agli apparati di protezione e controllo esistenti– Aggiornamento della modalità di interconnessione tra centro e
siti periferici– Aggiornamento del sistema SCADA di telecontrollo– Implementazione della funzionalità di gestione della qualità del
servizio elettrico secondo la direttiva 333/07 dell’Autorità per l’Energia Elettrica
L’architettura
Nr. 7 Sub-RTUconnessi su linee
DSL dedicate
VPNIPSEC
LAN
SCADASERVER
SCADASTAND-BY
Nr. 17 Sub-RTUconnessi su rete UMTS
Nr. 1 Sub-RTUconnesso su rete
pubblica ADSL
SQL DB
CLIENT remoto
GISCentro di Telecontrollo
IEC 61131-3 IEC 61131-3 IEC 61131-3
Connettività
• Realizzazione di VPN basata sullo standard IPSEC
• Comunicazione tra centro e Sub-RTU utilizzando il protocollo standard IEC60870-5-104
– Sincronizzazione oraria– Invio su eccezione del cambio di stato– Invio su eccezione e periodico di misure– Invio del time-stamp con risoluzione msec.– Bufferizzazione su SUB-RTU di eventi e misure in caso di sconnessione– Comandi verso organi di manovra
• Connessione a SAP® per informazioni anagrafico utenti
• Connessione a sistema GIS per localizzazione geografica
Funzionalità
• Conduzione della rete• Gestione pronto intervento• Analisi storica dell’assetto di rete• Gestione della qualità del servizio
Modalità Online
• Visualizzazione topologica stato cabine
• Visualizzazione misure e andamenti
• Visualizzazione allarmi/eventi
• Comando degli organi
• Gestione dei turni per il pronto intervento
Dettaglio cabina primaria
Modalità Offline
• Utilizzo delle stesse pagine topologiche collegando dati storici archiviati su SQL DB
• Analisi postuma dell’assetto di rete durante l’evoluzione di un guasto.
SQL
RTU
OFFLINE
ONLINE
SCADA
OFFLINE - Assetto di rete.
In giallo le cabine fuori servizio.
Situazione all’istante T1
OFFLINE - Assetto di rete.
In giallo le cabine fuori servizio.
Situazione all’istante T2
Gestione interruzioni
Interazione con l’operatore:•Accorpamento delle interruzioni secondo i criteri dell’Autorità dell’Energia•Inserimento causa e origine dell’interruzione•Altre informazioni (preavviso, sospensione di emergenza)
Generazione report
• Report realizzato in automatico dal sistema.
• Include:– Data/ora di inizio fine interruzione
– Assetto di rete durante l’interruzione
– Causali inserite dall’operatore
– Eventuale lista allarmi dal sistema di telecontrollo
Dietro le quinte
Alcune particolarità della piattaforma SCADA
Una piattaforma di sviluppo integrata
• Funzionalità SCADA / DMS
• Configurazione della connettività verso il campo: IEC60870, IEC61850, DNP3 ed altri 300 driver di comunicazione
• Funzionalità “Process Gateway” per l’interconnessione verso altri sistemi (IEC60870, OPC UA, SQL, DNP3, SAP)
• Implementazione di “soft-RTU” complete di logica IEC61131-3 e connettività IEC60870-5-104, IEC61850
• Ambiente di sviluppo Microsoft VISTA integrato che include c#, vb.NET
Rappresentazione topologica della rete
• Colorazione automatica delle linee attraverso la sola progettazione grafica.
• Disponibili elementi con funzione specifica: Interruttori, sezionatori, trasformatori, utilizzi, …
• Funzionalità di zoom e panning
• Decluttering automatico degli elementi in pagina
• Possibilità di puntamento a zone di pagina attraverso etichette predefinite (es: nome della cabina)
Localizzazione dei guasti
• Acquisizione delle informazioni provenienti da protezioni distanziometriche, di massima corrente, …
• Riconoscimento e rappresentazione grafica dell’area interessata dal guasto.
• Riconoscimento di:– Guasto verso terra– Guasto tra fasi
Guasto verso terra: esempio
1) Situazione iniziale
Guasto verso terra: esempio
2) In giallo l’area interessata dal guasto
Guasto verso terra: esempio
3) Viene isolata l’area aprendo i sezionatori e alimentando da UW West
Guasto verso terra: esempio
4) Guasto ripristinato
Comandare in sicurezza gli attuatori
• Interblocco dell’attuatore in uso sulle altre postazioni SCADA.
• Utilizzo diretto della funzionalità “seleziona prima di operare (SBO)” tipica di IEC60870-5-104, IEC61850 e DNP3
• Interblocco della manovra sulla base dello stato topologico di rete.
• Controllo timeout su operazioni di apertura/chiusura.
• Cambio modalità di gestione: Es.montante fuori servizio, dispositivo guasto, dispositivo in manutenzione, …
• Log completo su Cronologic Event List
Gestione pronto intervento
• Comunicazione automatica al personale reperibile attraverso:– Messaggi SMS
– Messaggio vocale
• Messaggio con indicazione precisa del guasto.
• Richiesta la conferma di avvenuta ricezione del messaggio
• Possibilità di ripristino allarme o di esecuzione di funzioni sul sistema
• Gestione dei turni di reperibilità
• Log completo su Cronoligic Event List
Voice messages
SMS
Interfaccia .NET
Realizzazione di estensioni applicative utilizzando:• Ambiente di sviluppo Microsoft
Visual Studio Tools for Applications (VISTA)
• Linguaggi object oriented (Microsoft c#, vb.NET)
• Le funzionalità offerte da .NET Framework
• Le funzionalità offerte dalle API della piattaforma SCADA
RTU utilizzando piattaforme HW standard
IEC 61131-3 Engine
IEC 61850server + GOOSE
IEC 60870-5-104
slave/master
MODBUSRTU,TCP
Custom HWI/O driver
Fieldbus:Modbus, Profinet, CAN, ...
Custom software
In sintesi
• Adozione di tecnologie di comunicazione standard (IPSEC, IEC60870-5-104, DSL, UMTS).
• Un unico sistema centrale per:– Conduzione rete– Pronto intervento– Analisi storica evoluzione guasto– Reportistica sulla qualità del servizio conforme
ai dettami della norma 333/07
• Apparati sub RTU basati su piattaforme HW standard che integrano logiche PLC IEC61131 e connettività IEC60870-5-104
Benefici
• Migliore interoperabilità:– piattaforme HW intercambiabili – protocolli di comunicazione standard.
• Riduzione delle attività manuali • Migliore accuratezza delle informazioni prodotte.
Riduzione costi del personale Riduzione del costo totale di proprietà (TCO) Miglioramento della Qualità del Servizio
• 24 anni di esperienza nel software di supervisione e controllo per l’industria
• Società indipendente,150 addetti, fatt. 2010: 14M€ • Headquarter: Salisburgo (A)• Filiale Italiana: Appiano (BZ)• Più di 80.000 installazioni in tutto il mondo
• Il progetto è stato realizzato dalla società Impel Systems di Noventa Padovana (PD)
• Piattaforma utilizzata: SCADA zenon energy edition
Grazie per l’attenzione.
Giuseppe Menin giuseppe.menin@copadata.it
Mobile: +39 335 1033095
Ing. Punzenbergher COPA-DATA Gmbh
www.copadata.it