Caratteristicheeprimeesperienze di esercizio di una rete ... · di esercizio di una rete elettrica...

Caratteristiche e prime esperienzedi esercizio di una rete elettricasmart

Sezione Trentino - Alto Adige Südtirol

Seminario tecnico

smart

Relatori

Gastone Guizzo – AEIT TAAStefan Rainer - En-co

Università di Trento, 20 gennaio 20171

Principali prestazioni funzionali della rete MT della Cooperativa Centrale Elettrica Fleres

� RIED (punto di interconnessione

principale)

- potenza in immissione: 5300 kW

- potenza disponibile: 2500 kW

� RIED (punto di interconnessione

principale)



Parametri contrattuali relativi ai punti di interconnessione fra Reti

� Ponticolo (punto di interconnessione

di emergenza)



� Ponticolo (punto di interconnessione

di emergenza)



Potenza massima immessa e prelevata nel punto di connessione

principale-anno 2016

2

principale-anno 2016

Periodo gennaio-settembre 2016:

- energia immessa: 8.680.657,57 kWh

- energia prelevata: 868.676,53 kWh

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Po

ten

za (

kW

)

Potenza massima immessa/prelevata-anno 2016

Potenza max immessa (kW) Potenza max prelevata (kW)

Situazione ante 2014

Principali caratteristiche della rete MT della Cooperativa Centrale Elettrica Fleres

3

� Cavi MT: tipologia prevalente ARG7H1R/32 sez. 95

mm2, sviluppo: 17451 m

� Cabine MT/BT di sola distribuzione: n. 11

� Utenti: BT: n. 447, MT: n.2

� Impianti di produzione:

- MT: n. 5, Pinst.: 5106 kVA dei quali il 96% di tipo

idroelettrico;

- BT: n. 2, 112,2 kW di tipo FV.

Principali caratteristiche della rete MT della Cooperativa Centrale Elettrica Fleres

Situazione transitoria

4

� Cavi MT: tipologia prevalente ARG7H1R/32 sez. 95 mm2 e

ARP1H5EX 12/20 sez. 185 mm2, sviluppo complessivo: 28159 m

(compreso tratto fuori servizio);

� Cabine MT/BT di sola distribuzione: n. 12;

� Utenti: BT: n. 446, MT: n. 4;


- MT: n. 7, Pinst.: 6404 kVA dei quali il 85% di tipo idroelettrico;

- BT: n. 2, 112,2 kW di tipo FV

IMS-TLC Interruttore-TLC

Protezioni Rivelatori di guasto di tipo non

direzionale per max corrente

Rivelatori di guasto di tipo

direzionale per max corrente

- Misura delle tensioni su tutti i trasformatori MT/BT,

lato BT ed in MT presso le centrali

Principali prestazioni costruttive della rete MT

Situazione attuale

5

Principali prestazioni costruttive della rete MT

Situazione futura

6

� Cavi MT: tipologia prevalente ARG7H1R/32 sez. 95 mm2 e

ARP1H5EX 12/20 sez. 185 mm2, sviluppo complessivo: 27468 m

� Cabine MT/BT di sola distribuzione: n. 12

� Utenti: BT: : n. 446, MT: n. 4


- MT: n. 7, Pinst.: 6404 kVA dei quali il 85% di tipo idroelettrico;

- BT: n. 2, 112,2 kW di tipo FV.

Principali prestazioni SDSSDS della rete MT

Perché è stata implementata di funzionalità innovat ive (SDS) la rete MT della Cooperativa?

Garantire una miglioremigliore qualità,qualità, continuitàcontinuità ee sicurezzasicurezza deldelservizioservizio elettricoelettrico eded unauna ottimaleottimale gestionegestione deidei flussiflussi didi potenzapotenza(prodotta/assorbita)(prodotta/assorbita)..

Le funzionalità innovative applicate hanno riguardato:

a) Monitoraggio

7

a) Monitoraggio: raccolta dati in tempo reale, finalizzata allaosservabilità dei flussi di potenza, ai valori di tensione ecorrente, THD e registrazione eventi/guasti

b) Controllo: raccolta dati in tempo reale, finalizzata allaregolazione della tensione, alla diagnostica, allo stato degliapparecchi

c) Protezione: selettività logica, localizzazione del tronco sede diguasto, funzionamento in isola intenzionale, telescatto(intervento SPI) della GD per intervento protezioni.


Sistema di protezione

Nei punti di interconnessione con edyna, il SPG ed il SPI sono conformi a quantoprescritto dalla Norma CEI 0-16.Le medesime protezioni sono state applicate alle protezion i lungo linea conselettività logica.

Selettività logica e telescatto

8

La medesima logica di funzionamento avviene La medesima logica di funzionamento avviene nel caso di alimentazione da nel caso di alimentazione da PonticoloPonticolo



Selettività logica

• Selezione dei guasti polifasi e doppio monofase a terra

• CEI 0-16, Caso 1: terza soglia PG 50 o 50N: tempo estinzione guasto: ≤ 0,2 s ≤ 0,2 s

(tap: 0,07 s, trp: 0,13 s)

• Condizioni: rete MT Utente in cavo e previa comunicazione scritta al

Distributore

9

PL PG

Ried/Ponticolo Ladurns1/Ast

P1edyna

PL

Ch

Ap

PGCh

Ap

TRR

P1

Ch

Ap (*): t eg≤200 ms(*)

P.d.C.



Selettività logica

• Selezione dei guasti monofasi a terra

• CEI 0-16, art. 8.5.12.7

PL PG

Ried/Ponticolo Ladurns1/Ast

P1edyna

10

PL

Ch

Ap

PGCh

Ap

P1

Ch

Ap(*): t eg≤450 ms

(*)


Localizzazione guasti

In questa fase i guasti vengono solosolo segnalatisegnalati al posto centrale ed al personalereperibile, tramite invio di un allarme su cellulare, che ri porta l’aperturadell’interruttore a monte del guasto. Il personale individ ua il tronco guasto sutablet o sul posto centrale.

I rilevatori di guasto installati di produzione THYTRONIC, sono sia di tipodirezionaledirezionale didi correntecorrente ((5050,, 5151)) cheche nonnon direzionaledirezionale.

La scelta del tipo di rilevatore di guasto è stata subordinat a dal contributo allacorrente di corto circuito dei generatori .

11

corrente di corto circuito dei generatori .

Il criterio di scelta adottato, consente di avere la corrett acorretta informazioneinformazione deldel troncotroncoguastoguasto indipendentemente dall’assetto di esercizio della rete.

RG1 RG2 RG3 RG4 RG5P1PG

Ethernet

Centro elaborazione/controllo

Scatto P1


Localizzazione guasti

Tronco sede di guasto

12


Regolazione della tensione

13


Regolazione della tensione qualche dato

20200

20300

20400

20500

20600

20700

20800

20900

21000

21100

21200

0:00

0:45

1:30

2:15

3:00

3:45

4:30

5:15

6:00

6:45

7:30

8:15

9:00

9:45

10:3

0

11:1

5

12:0

0

12:4

5

13:3

0

14:1

5

15:0

0

15:4

5

16:3

0

17:1

5

18:0

0

18:4

5

19:3

0

20:1

5

21:0

0

21:4

5

22:3

0

23:1

5

Tens

ione

(kV

)

Andamento della tensione sui nodi della rete-22/5/2016

Tensione Ried Tensione Fernerbach

Tensione Boden Tensione Tofring

14

0:00

0:45

1:30

2:15

3:00

3:45

4:30

5:15

6:00

6:45

7:30

8:15

9:00

9:45

10:3

0

11:1

5

12:0

0

12:4

5

13:3

0

14:1

5

15:0

0

15:4

5

16:3

0

17:1

5

18:0

0

18:4

5

19:3

0

20:1

5

21:0

0

21:4

5

22:3

0

23:1

5

ora

2928,13

2548,690,99

0,37

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

-700

-200

300

800

1300

1800

2300

2800

3300

0:0

0

0:4

5

1:3

0

2:1

5

3:0

0

3:4

5

4:3

0

5:1

5

6:0

0

6:4

5

7:3

0

8:1

5

9:0

0

9:4

5

10:

30

11:

15

12:

00

12:

45

13:

30

14:

15

15:

00

15:

45

16:

30

17:

15

18:

00

18:

45

19:

30

20:

15

21:

00

21:

45

22:

30

23:

15

c.d.

t. (%

)

Pote

nza

atti

va (

kW)/

reat

tiva

(kV

Ar)

Andamento delle potenze in immissione e della c.d.t. massima- 22/5/2015

Potenza attiva Ried Potenza reattiva Ried c.d.t. (%)

N.B.:

c.d.t. tra P.d.C-

C.le Fenerbach


Funzionamento in isola intenzionale: distributore s otteso distributore sotteso autorizzatoautorizzato

Distributore sotteso non dotato di trasformatori di separazionenon dotato di trasformatori di separazionenei punti di interconnessione

SPI nei punti di interconnessione : conforme a Norme CEI 0-

15

SPI nei punti di interconnessione : conforme a Norme CEI 0-16 (protezione 81 soglia permissiva/restrittiva)

SPI impianti di produzione che partecipano alfunzionamento in isola : soglie non restrittive (protezione 81)

SPI impianti BT: secondo quanto prescritto al punto8.8.8.2.2, Modalità definitiva SPI, CEI 0-16


Funzionamento in isola intenzionale

Interruzione del 9/10/2016 su linea MT Fleres di edyna: cause esterne

TC

Sez. Fichter

TC

TCRaminghes

AE

Fleres

16

Rete a neutro compensato

Linea di tipo mista

Automazione logica FRG

Taratura protezioni:

51.1: 240 A, t i:1s

51.2: 810 A, t i: 0,25 s

51.3: 1410 A, t i: 0,05 s

67.1: 6 V, 20 mA, t i: 1 s , t i contr .: 0,3 s

D.R.A.: RR:0,6 s, RL:30 s, RM:120 s

ciclo:RR+RL+RM+RM

C.P.

Prati

di Vizze

Psaro

Nuova

Bagni di

MaggioRied

Novale

Sez. Colle

TCTC

TC

TC-A

- Potenza immessa a Ried: 270 kW

- Carico passivo: 650 kW



Interruzione del 9/10/2016: sequenza temporale eventi

C.P

.

Ch

Ap

67.1:

ti:1stap: 53 ms

tah: 59 ms

67.1: ticontr.:

270 ms

tap: 54 ms

tRL: 30 s

67.1: ticontr.:

270 ms

TD: 5s

TN: 120 st : 59 ms

TN:

67.1: ticontr.:

270 ms

tap: 53 ms

TN=TD: 120 s

10:28:29,894

10:33:00,981

17

tRR: 592ms

tah: 59 ms TN: 120 s

tah: 58 mstah: 59 ms

TN:

120 stah: 59 ms

TD: 2,5s

Ch

ApBL

10:31:25:0,08..

Ch

Ap

10:29:12,200

10:28:29,947

tap: 55 ms

<81.S1:

ti:144 ms 10:28:30,147

10:28:29,948

15,834 s

C.s.

Bagni di

Maggio

IMS_2

AE Fleres:

DDI

45,758 5



Interruzione del 9/10/2016: andamento tensioni e potenze

18



Prove del 22/11/2016: corto circuito trifase

- Potenza immessa a Ried (prima del

funzionamento in isola): 1890 kW

- Carico passivo(durante funzionamento in isola):

400 kW

*

*

c.to c.to

trifase

Ast JaggiFluener

RG /67 RG Protezione

* Dispositivi che hanno rilevato il guasto

*

*Bauhof

X

~~

~~ ~~~~

Fenerbach

~530 A

19

400 kW*Siedlung

X~ ~~~

ValmingTofringBoden Ladurns_1



Prove del 22/11/2016: corto circuito trifase

15:15:00: inizio funzionamento isola15:15:30,253:scatto NA60 AST

15:15.30,308: interruttore AST

aperto

20


Attività diagnostica

La principale attività diagnostica riguarda:

lo stato delle protezioni

lo stato dei rilevatori di guasto di massima corrente direzionale

21

corrente direzionale

la sincronizzazione degli orologi

lo stato degli interruttori MT

la comunicazione

lo stato delle centrali


Raccolta e gestione dati

Le informazioni principali da acquisire e gestire sono le seguenti:

misura delle tensioni concatenatemisura delle tensioni concatenate lato BT del trasformatore MT/BT, e lato MT presso le centrali, secondo CEI EN 50160; vengono determinati i valori massimi, minimi e medi;

misura delle correnti MT misura delle correnti MT presso le centrali e nei punti dove sono installate le protezioni e gli SME-I, con le stesse modalità della misura della tensione; vengono determinati i valori massimi, minimi e medi;

Le informazioni principali da acquisire e gestire sono le seguenti:

misura delle tensioni concatenatemisura delle tensioni concatenate lato BT del trasformatore MT/BT, e lato MT presso le centrali, secondo CEI EN 50160; vengono determinati i valori massimi, minimi e medi;

misura delle correnti MT misura delle correnti MT presso le centrali e nei punti dove sono installate le protezioni e gli SME-I, con le stesse modalità della misura della tensione; vengono determinati i valori massimi, minimi e medi;

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vengono determinati i valori massimi, minimi e medi;misura potenza attiva e reattiva nei quattro quadrantimisura potenza attiva e reattiva nei quattro quadranti, secondo

modalità….; vengono determinati i valori massimi, minimi e medi per ciascun quadrante;

misura dell’energia attiva e reattiva prelevata/immessa; misura dell’energia attiva e reattiva prelevata/immessa;

misura del contenuto armonico di tensione e corrente, misura del contenuto armonico di tensione e corrente, secondo CEI EN 50160;

classificazione delle interruzioni secondo del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE)classificazione delle interruzioni secondo del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE);

oscillografia;oscillografia;

osservabilità dei flussi di potenza e dello stato delle risorse diffuse sulle osservabilità dei flussi di potenza e dello stato delle risorse diffuse sulle reti MT (livelli OSSreti MT (livelli OSS--1 e OSS1 e OSS--2), del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE).2), del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE).

vengono determinati i valori massimi, minimi e medi;misura potenza attiva e reattiva nei quattro quadrantimisura potenza attiva e reattiva nei quattro quadranti, secondo

modalità….; vengono determinati i valori massimi, minimi e medi per ciascun quadrante;

misura dell’energia attiva e reattiva prelevata/immessa; misura dell’energia attiva e reattiva prelevata/immessa;

misura del contenuto armonico di tensione e corrente, misura del contenuto armonico di tensione e corrente, secondo CEI EN 50160;

classificazione delle interruzioni secondo del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE)classificazione delle interruzioni secondo del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE);

oscillografia;oscillografia;

osservabilità dei flussi di potenza e dello stato delle risorse diffuse sulle osservabilità dei flussi di potenza e dello stato delle risorse diffuse sulle reti MT (livelli OSSreti MT (livelli OSS--1 e OSS1 e OSS--2), del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE).2), del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE).


Possibili sviluppi futuri

selezione automatica del tronco guasto

possibile interrompibilità per alcuni utentidurante funzionamento in isola

definire un archivio integrato contenente le

selezione automatica del tronco guasto

possibile interrompibilità per alcuni utentidurante funzionamento in isola

definire un archivio integrato contenente le

23

definire un archivio integrato contenente leinformazioni della rete (caratteristichecomponenti, dati di sintesi dei valori di tensione,corrente, potenze, ecc.) per una ottimalegestione della stessa.

definire un archivio integrato contenente leinformazioni della rete (caratteristichecomponenti, dati di sintesi dei valori di tensione,corrente, potenze, ecc.) per una ottimalegestione della stessa.

Principali caratteristiche costruttive del SDSSDS della rete MT

Principali componenti: dispositivi rilevatori di gu asto

� Rilevatori di guasto (67N, 50N/51N, 50) e di assenza tensione

�� Sovracorrenti di forte intensità (corto circuito) Sovracorrenti di forte intensità (corto circuito) d i ampiezza superiore a 600 A (soglia fissa) e di durata ≥ 80 ms.Soglia di tipo adirezionale;

� Sovracorrenti per doppio guasto monofase a terraSovracorrenti per doppio guasto monofase a terra, d i ampiezza superiore a 150 A (soglia fissa) e di durata ≥ 80 ms.Soglia di tipo adirezionale ;

Tipi di guasto selezionabili

24

Tipologie di guasto selezionabili

Soglia di tipo adirezionale ;

� Guasto monofase a terra:Guasto monofase a terra:

• soglia tensione omopolare: 1-32% di V 0 a passi di 1%;• soglia massima corrente omopolare: 1-16 A a passi di 0,5 A;• durata del guasto: ≥ 80 ms.

� La taratura delle soglie di tensione omopolare e co rrente omopolare devono essere tali da selezionare le stesse resistenze di guasto della protezione direzionale di terra di linea MT.

�� Presenza/assenza tensione MT:Presenza/assenza tensione MT:

• per V ≥ 80% di V n: presenza tensione;• per V < 20% di V n: assenza tensione.

THYTRONIC

tipo SME2

Funzioni di protezione� 27-59 Presenza tensione - RVL – Una soglia a tempo indipendente� 32P Direzionale di Potenza Attiva – Una soglia a tempo indipendente� 50/51/67 Massima corrente direzionale/non direziona le Massima corrente direzionale/non direzionale – Quattro soglie, la prima a tempo inverso� 50N/51N Massima corrente residua – Due soglie a tempo indipendente


Principali componenti: dispositivi rilevatori di gu asto

�Rilevatori di guasto (67N, 67, 50N/51N), con funzion i evolute di protezione, controllo e comunicazione

� 50N/51N Massima corrente residua – Due soglie a tempo indipendente� 67N Direzionale di terra – Quattro soglie a tempo indipendente� Ritenuta di seconda armonica

Funzioni di automazione� 79 Richiusura automatica� Selettività logica

Funzioni di gestione GD� Telescatto� Regolazione di tensione� Bilancio di PotenzaMisure� U, I, P, Q, cosφ, distorsione armonica, registrazione, guasti, even ti, oscillografia

25Protocollo di comunicazione : IEC61850

THYTRONIC

tipo SME-I


Principali componenti: relè di protezione

Le protezioni installate nei P.d.C. sono conformi

alle Norme CEI 0-16, sia per quanto riguarda l’SPG

che per quanto riguarda l’SPI

Principali componenti: cavo MT

THYTRONIC:

- SPG e lungo linea: tipo NA60

- SPI: tipo NV10P

26

Principali componenti: cavo MT

� Cavo tipo ARP1H5EX 3x1x185 mm 2 12/20 kV Prysmian P-Laser:utilizzato nella realizzazione della nuova linea; posa in tubo.

Principali caratteristiche

- temperatura di funzionamento 105 °C

- temperatura di cortocircuito:300 °C

- isolante: mescola in elastomero

termoplastico (qualità HPTE).


Principali componenti: sensori per misura tensione e corrente MT

� Smart Termination : terminali sconnettibili a cono esterno consensori di misura tensione e corrente integrati

Tali terminali sono stati utilizzati per fornire i se gnali di ingresso (tensione, corrente) ai rilevatori di guasto (67N, 67, 50N/51N)

Principali caratteristiche- tensione nominale di isolamento (U 0/U): 12/20 kV

27

- tensione nominale di isolamento (U 0/U): 12/20 kV- corrente nominale: 300 A- trasduttore di tensione : misura tramite partitore di

tensione capacitivo; classe di precisione 0,5/3P- trasduttore di corrente : misura tramite principio

bobina di Rogowsky.Limiti di errore:

Corrente

(I/Ipn)

Errore di rapporto

(%)

Errore d'angolo

(°)

0,01 ± 5 ± 2

0,05 ± 5 ± 2

1 ± 1 ± 2

20 ± 5 ± 2

3M

Quadri MT

struttura modulare, unità singola o forniti a blocchi di unità funzionali;� isolamento in gas SF6;� classe dei diaframmi: PM;� categoria di perdita della continuità del servizio:

- LSC2A: unità con fusibili


Principali componenti: quadri MTCabina Ladurns 1

� accessibilità compartimenti: - compartimento sbarre: non accessibile- compartimento apparecchiatura di manovra: non accessibile- compartimento cavi, unità con o senza fusibili:

tramite interblocco;� classificazione tenuta arco interno (montaggio a

parete): IAC A FL 21 kA 1 s

� MTBF: 18,155 anni

- LSC2A: unità con fusibili- LSC2B: unità senza fusibili;

28Siemens, tipo 8DJH


Aspetti fondamentali

struttura della rete di comunicazione: struttura della rete di comunicazione: per migliorare le prestazioni funzionali della rete elettrica occorrono soprattutto avere sicurezza e tempi rapidi di risposta (selettività logica, regolazione di tensione, ecc.);

utilizzo di adeguati protocolli utilizzo di adeguati protocolli per la comunicazio ne tra i diversi componenti per la comunicazione tra i diversi componenti in tempo reale: in tempo reale: impiego di protocolli standard per il telecontrollo previsti dalle norme: IEC61850 e IEC60870-5-104, che consentono il dialogo tra componenti di diversi costruttori, funzionamento di reporting, requisiti in tempo reale, possibilità di “bufferazione”, risparmio risorse di rete;

struttura della rete di comunicazione: struttura della rete di comunicazione: per migliorare le prestazioni funzionali della rete elettrica occorrono soprattutto avere sicurezza e tempi rapidi di risposta (selettività logica, regolazione di tensione, ecc.);

utilizzo di adeguati protocolli utilizzo di adeguati protocolli per la comunicazio ne tra i diversi componenti per la comunicazione tra i diversi componenti in tempo reale: in tempo reale: impiego di protocolli standard per il telecontrollo previsti dalle norme: IEC61850 e IEC60870-5-104, che consentono il dialogo tra componenti di diversi costruttori, funzionamento di reporting, requisiti in tempo reale, possibilità di “bufferazione”, risparmio risorse di rete;

29

“bufferazione”, risparmio risorse di rete;

sincronizzazione dell’ ora di tutti gli elementi attivi (protezioni, rilevatori di guasto, RTU, PLC ecc.) con un server NTP, per garantire la cronologica di archiviazione dei vari eventi in rete;

archiviazione dei dati centralizzata archiviazione dei dati centralizzata basata su server SQL che consente di ottenere prestazioni ottimali; prevenzione della perdita dei dati: sistemi RAID e backup dei dati (NAS storage);

ergonomia del sistema di controllo: ergonomia del sistema di controllo: per garantire una gestione chiara e intuitiva; basata su sistema SCADA di ultima generazione;

garantire le prestazioni richieste dalla Norma CEI 0garantire le prestazioni richieste dalla Norma CEI 0--16 16 p.e. teledistacco, frequenza permissiva.

“bufferazione”, risparmio risorse di rete;

sincronizzazione dell’ ora di tutti gli elementi attivi (protezioni, rilevatori di guasto, RTU, PLC ecc.) con un server NTP, per garantire la cronologica di archiviazione dei vari eventi in rete;

archiviazione dei dati centralizzata archiviazione dei dati centralizzata basata su server SQL che consente di ottenere prestazioni ottimali; prevenzione della perdita dei dati: sistemi RAID e backup dei dati (NAS storage);

ergonomia del sistema di controllo: ergonomia del sistema di controllo: per garantire una gestione chiara e intuitiva; basata su sistema SCADA di ultima generazione;

garantire le prestazioni richieste dalla Norma CEI 0garantire le prestazioni richieste dalla Norma CEI 0--16 16 p.e. teledistacco, frequenza permissiva.


Architettura del sistema

30


Architettura del sistema

Quadro rack 19’’

Server HP ProLiant ultima

generazione

Sistema virtualizzato VM-Ware

ESXi

31

ESXi

Alimentazione ridondata UPS

Firewall ZyXEL

2xWAN, 4xLAN differenziati,

Server VPN per connessione da

remoto

Managed core Switch industriale

MOXA serie IKS

24G-port full Gigabit (SFP slots)

Fibre ottiche verso cabine,

centrali e punti di consegna

Topologia a stella


Protocollo di comunicazione

IEC 60870-5-104

� lo standard IEC60870 definisce i sistemi usati per il

telecontrollo

� La parte 5-104 fornisce un profilo di comunicazione per

spedire messaggi di telecontrollo tra due sistemi tramite reti

Ethernet

32

Ethernet

� protocollo attualmente più diffuso e stabilito per telecontrollo

in Europa

� comunicazione client – server di tipo bidirezionale – eventi

(RTU=>SCADA) – comandi (SCADA=>RTU)

� eventi/comandi con timestamp in tempo reale

� eventi bufferati da RTU


Protocollo di comunicazione

IEC 61850� standard per progettazione di sottostazioni elettriche omnicomprensivo (diviso in 21 parti)� IED- Intelligent Electronic Device (protezioni, app. di misura, rilevatori, analizzatori, RTU ecc.) con

modello di dati basato su SCL (System Configuration Language)� modello di dati può essere «mappato» su un diverso numero di protocolli (MMS, GOOSE, SMV)

basato su TCP/IP o Ethertype ethernet

� comunicazione Client/Server tra IED e sistemi SCADA: (con possibilità di routing)

� controllo/configurazione dei dispositivi IED (con tecnologie come SBO Select Before Operate)

� trasmissione spontanea di eventi in rete (tecnologia di buffered Reporting )

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� trasmissione spontanea di eventi in rete (tecnologia di buffered Reporting )

� datalogging (tecnologia request/response o unbuffered Reporting )

� file transfer (p.e. Comtrade files)

� comunicazione publisher/subscriber tra IED e IED o SCADA: (SMV, GOOSE)

IEC 61850 GOOSE� GOOSE Generic Object Oriented Substation Event: (p.e. usato per selettività logica)� protocollo in tempo reale con tempi di risposta inferiore a 4ms

� indipendente dal costruttore del IED

� meccanismo di ritrasmissione avanzata (periodo variabile)

� trasmissione multicast per raggiungere più dispositivi contemporaneamente

� tecnologia time allowed to life controllato dal subscriber per riconoscere una perdita di dati



Selettività logica: circuiti I/O virtuali (THYTRONIC)comunicazione tempo reale: IEC 61850 GOOSE

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Tale sistema consente di:� Disporre di sedici uscite e trentadue ingressi indi pendentemente programmabili dall’utente� Semplificare il cablaggio utilizzando come unico ca nale la rete Ethernet� Eliminare la necessità di installare dispositivi di comunicazione e/o conversione esterni� Ridurre significativamente i costi� Modificare dinamicamente da sw le connessioni e le funzioni di protezione e controlloassociate.


sincronizzazione dell’ ora

Struttura degli archivi

NTP� server NTP centralizzato� tutti gli orologi in rete vengono sincronizzati sullo stesso tempo� distribuzione via Ethernet� accuratezza di 200 microsecondi al interno di una rete LAN a condizioni ideali

SQL Server

� archiviazione dei dati tramite sistema SCADA di ultima generazione

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� archiviazione dei dati tramite sistema SCADA di ultima generazione� l’applicazione di protocolli in tempo reale (timestamp) e la sincronizzazione degli orologi con server NTP garantisce l’ordine cronologico dell’archiviazione dei eventi e il logging delle misure richieste� il software per la funzionalità di topologia della rete di distribuzione è stata sviluppata dalla ditta EN-CO (non è fornita dal sistema di SCADA); di base si tratta di due applicazioni:� topologia realtime per calcolare lo stato della rete attuale con colorazione dinamica delle linee e interruttori (eventi in tempo reale)� topologia storica per recuperare lo stato della rete nel passato con colorazione dinamica delle linee e interruttori (archiviazione SQL) – funzionalità step by step attraversando gli eventi archiviati ci permette di raggiungere qualunque situazione passata della rete di distribuzione (non è solo una foto)� controllo versione della topologia storica recupera anche lo sviluppo della rete di distribuzione� la topologia storica rappresenta la base per la documentazione richiesta dall’AEEGSI, deliberazione 646/2015/R/eel.


topologia storica Finestra di navigazionecon descrizione

dell‘evento

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recupero sviluppo della rete con controllo

versione

Timestamp della situazione attualmente

riportata

Principali prestazioni costruttive della rete MTergonomia

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simbologia� simbologia chiara appoggiata alla norma� possibilità di filtrazione dei informazioni riportati sullo schermo� livello di zoom impostabile

Principali prestazioni costruttive della rete MTergonomia

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wi-fi� possibilità di controllo sul posto (p.e. in cabina)� accesso tramite protocolli standard come RDP o VNC

Caratteristicheeprimeesperienze di esercizio di una rete ... · di esercizio di una rete elettrica...

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