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1 Verona, ottobre 2013!

2 L utilizzo dei protocolli di comunicazione per una efficace integrazione delle utenze elettriche nel DCS SAVE 2013 Luigi Aurelio Borghi Verona 30 Ottobre 2013 PUBLIC INFORMATION Rev 5058-CO900E

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4 3 Agenda Necessità e scopi dell'integrazione Peculiarità dello ECS, del DCS e degli IED L'interfaccia fra ECS e DCS Interfaccia cablata L'interfaccia fra ECS e DCS Interfaccia dati e protocolli di comunicazione Interfacce dati per reti elettriche industriali Soluzioni, problematiche, vantaggi e svantaggi La proposta Rockwell Automation Struttura del sistema e tempi di risposta Conclusioni

5 4 Necessità e scopi dell'integrazione Peculiarità dello ECS come definito nelle DEP SHELL Lo scopo di un sistema di supervisione e controllo per le reti elettriche viene definito in due specifiche con lo stesso titolo e due implementazioni: ELECTRICAL NETWORK MONITORING AND CONTROL SYSTEM FOR INDUSTRIAL NETWORKS SPECIFICATION DEP Gen. December 2008 APPLICATION DEP Gen. August 2009 In general, the objective of an ENMC system is to manage the operation of an industrial electrical network in terms of cost, safety, availability and power quality. The ENMC system shall in principle be limited to the control and monitoring of the on-site electrical network. As far as distribution is concerned, the ENMC system will generally be limited to the high voltage ( 1.000V) systems, but monitoring of low voltage incomers and bus-section switches and where applicable emergency generator systems may also be included.

6 5 Necessità e scopi dell'integrazione Le esigenze delle reti industriali sono diverse da quelle delle utilities Neither DEP Gen nor DEP Gen. cover the specific requirements for large generation and transmission systems such as power plants and electrical networks operated by Public Utility companies. If the need arises to design and install such a system, the Principal shall seek advice from specialist consultants in this field. The ENMC system and its components shall, where relevant, be designed in accordance with the applicable IEC publications, in particular IEC NOTE: The IEC series predominantly deals with systems in substations that are part of (large) transmission and distribution power networks of (Public) Utility companies. In view of the specific nature of industrial power networks, the Principal and Manufacturer may mutually agree to deviate from these IEC standards where applicable.

7 6 Necessità e scopi dell'integrazione L'integrazione ECS/DCS come definito nelle DEP SHELL SPECIFICATION DEP Gen. December 2008 INTEGRATION WITH DCS The Principal shall decide whether the Human Machine Interface (HMI) and engineering facilities of the ENMC will be integrated with the DCS. An option could be that similar functions are implemented in both the ENMC system and the DCS. Details of this shall be advised by Principal in the enquiry stage. Process related controls, e.g. starting and stopping of electric motors, controlling the speed of a VSDS, and running up of generator sets etc. shall normally be accomplished from the DCS. The operation philosophy shall describe in detail the split of control between DCS and ENMC. In cases where control from both systems is deemed to be required, e.g. initiating the synchronising of generators, the hierarchy shall be clearly defined. The operating philosophy document shall be available at the enquiry stage (2.4.1). The Distributed Control System (DCS) controls and monitors the process equipment and systems.

8 7 Necessità e scopi dell'integrazione L'integrazione ECS/DCS come definito nelle DEP SHELL APPLICATION DEP Gen. August 2009 INTEGRATION WITH DCS It is in principle possible to integrate the HMI of the ENMC system with the DCS. When considering this option, full agreement shall be reached with process control and operation specialists / management. This shall be decided prior to sending out enquiries to selected Manufacturers, reference is made to (Part I, 3.2) Integration of the entire ENMC with the DCS is presently not possible owing to the specific performance requirements, in particular response times and sample frequency In most installations a number of overview displays are duplicated from the ENMC to the HMI of the DCS. The Principal / Contractor shall advise details to the Manufacturer in the implementation phase, but the requirement shall be covered in the contract.

9 Necessità e scopi dell'integrazione L'integrazione ECS/DCS tramite lo IMCS IMCS (Integrated Motor Control System) to control, protect and monitor both motors and feeders. Appendix 1 - DEP Gen. February 2011 The IMCS shall be a microprocessor based motor/feeder protection, control and monitoring system generally comprising: MCUs and FCUs mounted in or adjacent to the Functional Units (starter or feeder compartments) of the Assembly. A CCU arrangement per Substation linking the MCUs and FCUs, in that substation, able to be connected to at least one EWS and shall provide separate serial connections to the plant DCS and SCADA systems via a serial link or an Ethernet connection. IMCS designed by the various Manufacturers differ from each other in terms of hardware, software and communication protocols. The Manufacturer should give appropriate details in his quotation and confirm that the functionality as requested in this Appendix and the requisition for IMCS is met.

10 9 Necessità e scopi dell'integrazione La specificità dell interfaccia con gli IED nell'integrazione ECS/DCS Gli strumenti elettronici disponibili per il controllo e la protezione delle apparecchiature elettriche, detti Intelligent Electronic Devices (IED) oppure Integrated Protection and Control Devices (IPCD) diventano sempre più potenti e: Consentono il comando tramite collegamento seriale invece che cablato Mettono a disposizione una quantità di dati che permettono di sviluppare applicazioni di analisi della rete, gestione della manutenzione e analisi dei guasti Richiedono strumenti sofisticati per l acquisizione, gestione e utilizzo della mole di dati disponibili in modo da dare un vero valore aggiunto all impianto in termini di efficienza e riduzione di costi Sono la base per la gestione del Total Cost of Ownership (TCO)

11 Necessità e scopi dell'integrazione L'integrazione ECS/DCS per ridurre il TCO Il Total Cost of Ownership (TCO) è dato dal costo di acquisto dell'impianto a cui vanno aggiunti TUTTI i costi per la gestione dell'impianto stesso e gli impianti per l'industria petrolifera sono progettati per una vita di almeno 30 anni

12 Necessità e scopi dell'integrazione L'integrazione ECS/DCS per ridurre il TCO L'utilizzo degli IED integrati con i dati del DCS consente di: Acquisire misure: per utilizzare gli impianti nel punto di massimo rendimento per ottimizzare il consumo di energia per valutare i Key Performance Indicators (KPI) di processo per valutare gli Energy Performance Indicators (EnPI) per ridurre l'impatto ambientale Gestire allarmi: per individuare i punti critici per facilitare il lavoro degli operatori per ridurre il tempo di indisponibilità Ottimizzare l'uso della rete elettrica Confronto del funzionamento reale con il modello teorico Correzione dei fattori che provocano scarso rendimento Migliorare la manutenzione Raccolta e analisi delle Sequenze degli Eventi e dei tracciati Raccolta e tracciatura dei parametri delle protezioni

13 12 L'interfaccia fra ECS e DCS Interfaccia cablata Tutti i segnali hardwired Svantaggi Progettazione complessa (morsettiere di interfaccia, interconnection diagrams, revisioni in corso d'opera) Grandi quadri di interfaccia, grandi quadri di controllo, grandi spazi occupati Grandi quantità di cavi (costo di acquisto, posa, collaudo, manutenzione, durata) Necessità di convertitori di segnale (digitali e analogici) da cui: Ulteriore complicazioni nel progetto, nella realizzazione, nel collaudo e nell'utilizzo Quadri di interfaccia ancora più grandi e complessi Limitato numero di informazioni per limitare i costi Complessità nella manutenzione con necessità di calibrazione periodica Costo di acquisto elevato Costo di collaudo e messa in servizio elevato Total Cost of Ownership elevato Vantaggi 1. Adatto per essere manutenuto da personale di vecchia generazione

14 L'interfaccia fra ECS e DCS Interfaccia dati e protocolli di comunicazione Dalla metà degli anni '80 si cominciano ad usare i PLC per sostituire le logiche cablate nei quadri elettrici Dalla fine degli anni '80 cominciano a diffondersi le unità di IO distribuite utilizzando reti proprietarie (Profibus, RIO, Genius, DH485 ecc) ad "alta" velocità per il controllo di processo Dalla metà degli anni '90 comincia a diffondersi l'uso degli strumenti di protezione a microprocessore che usano la comunicazione soprattutto per trasferire misure e dati con protocolli non specifici per il controllo di processo Dagli anni 2000 Ethernet supera la "diffidenza" causata dal suo "non-determinismo" e si diffonde sempre più come supporto standard per le comunicazioni industriali estese anche al controllo di processo La diffusione di Ethernet ha un grande impatto anche sui sistemi di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica che, negli stessi anni, cambiano modello di business passando da una struttura di rete tradizionale alla smart-grid che richiede una distribuzione di controllo capillare Proprio per gestire le smart-grid nasce il protocollo IEC agli inizi del 2000

15 14 L'interfaccia fra ECS e DCS Interfaccia dati e protocolli di comunicazione in reti industriali Nell'interfaccia con il DCS i segnali sono trasmessi con un protocollo Vantaggi Riduzione e semplicità di cablaggio Semplificare gli impianti Ridurre i tempi di sviluppo Semplificare la messa in servizio Avere a disposizione grandi quantità di dati per diverse applicazioni Consente il controllo remoto (problemi di cyber security) Svantaggi Richiede personale di manutenzione con una preparazione non "tradizionale" Warning Gestire la ridondanza In sede di progetto chiarezza nella specifica delle interfacce (HW e SW) Documentazione ha contenuti diversi dai tradizionali Pensare alla manutenzione (mantenitiva ed evolutiva) sia della parte elettrica che del DCS Pensare alla cyber security

16 L'interfaccia fra ECS e DCS Interfaccia dati e protocolli di comunicazione L interfaccia fra gli IED e l'enmcs e il DCS deve avere caratteristiche fra loro in contraddizione: Una buona velocità di risposta per eseguire con sicurezza e nei tempi richiesti i comandi (DCS) Una buona potenza elaborativa e capacità di storage per gestire tutti i dati messi a disposizione dagli strumenti di protezione e controllo Possibilità di integrare strumenti di case diverse con protocolli diversi Considerando anche la necessità della affidabilità del sistema questi problemi vengono risolti con efficacia utilizzando interfacce di supervisione e controllo ridondanti e veicolate attraverso gateway di comunicazione che permettono comunicazioni ottimizzate fra DCS ed ECS indipendenti dal protocollo di comunicazione dei singoli strumenti elettronici separando I due mondi che possono essere sviluppati separatamente. Attenzione alla chiara definizione della interfaccia!

17 16 L'interfaccia fra ECS e DCS Interfaccia dati e protocolli di comunicazione Simplified block diagram of IMCS DEP GEN February 2011 Appendix 1 - Page 38

18 17 L'interfaccia fra ECS e DCS Interfaccia dati e protocolli di comunicazione Caratteristica Campo di applicazione Indirizzamento dei dati Time stamp con il dato Trasmissione Possibilità Host multipli Sequence of Events Serie di dati (oscillo) Lettura/scrittura parametri Scambio dati orizzontale Indipendenza dal fornitore Modbus-RTU o TCP Telecontrollo IEC Supervisione protezioni IEC Telecontrollo DNP3 Telecontrollo IEC Substation & feeder automation Indice indice indice indice Nomi gerarchici SI macchinoso SI SI SI SI Master to slave Ciclica o spontanea Ciclica o spontanea Ciclica o spontanea Ciclica o spontanea SI in TCP NO SI SI SI SI macchinoso Si Si Si SI (report) SI macchinoso SI SI SI SI SI macchinoso SI SI SI WEB Server NO NO NO NO GOOSE NO NO NO NO SI nomi standard

19 18 L'interfaccia fra ECS e DCS Interfaccia dati e protocolli di comunicazione La struttura dei dati in Ogni IED è composto da una serie di "device logici" ciascuno composto da "nodi logici" con proprietà e metodi definiti dallo standard sia come nomenclatura che come funzionalità. Questo approccio sposta l'attenzione e l'impegno dello sviluppatore dello SCADA dalla problematica della acquisizione del dato ("in che tabella di questo relè di questo costruttore trovo il dato e che formato ha?") alla gestione dell'informazione. IEC definisce dei modelli di informazione standard fra i diversi costruttori e un linguaggio standard di configurazione della trasmissione delle informazioni (SCL - Substation Configuration Language) La disponibilità di una comunicazione orizzontale fra i diversi IED e la presenza di un "process bus" aprono la strada per una automazione distribuita della distribuzione elettrica.

20 19 Come realizzare reti Ethernet per comunicare con IED installati all'interno di: quadri a colonne o cubicoli fissi Quadri a cassetti estraibili

21 Interfacce dati per reti elettriche industriali La realizzazione di una rete per quadri a colonne o cubicoli fissi N.B.: Tutti gli IED devono avere la funzione di data switch integrata

22 Interfacce dati per reti elettriche industriali La realizzazione di una rete per quadri a colonne o cubicoli fissi PUBLIC INFORMATION Se si perde la comunicazione con un IED (p.e. si spengono gli ausiliari di cella) tutti gli altri relè comunicano grazie alla ridondanza dell'anello

23 Interfacce dati per reti elettriche industriali La realizzazione di una rete per quadri a colonne o cubicoli fissi PUBLIC INFORMATION ma se si spengono due IED in celle non contigue non si ha più possibilità di comunicare con quelli posti fra i due spenti!!!

24 Interfacce dati per reti elettriche industriali La realizzazione di una rete per quadri a colonne o cubicoli fissi questa soluzione risolve tutti i problemi pur avendo una certa complessità di cablaggio legata anche alle esigenze delle unità di trasporto

25 Interfacce dati per reti elettriche industriali La realizzazione di una rete per quadri a colonne o cubicoli fissi PUBLIC INFORMATION e se si spengono due IED in celle non contigue la comunicazione con gli altri IED funziona regolarmente

26 Interfacce dati per reti elettriche industriali La realizzazione di una rete per quadri a cassetti estraibili PUBLIC INFORMATION applicare la soluzione radiale ad un quadro a cassetti estraibili garantisce la funzionalità ma richiede complicazioni di cablaggio (soprattutto considerando gli spazi nei canali di risalita e le dimensioni e il costo dei connettori Ethernet ad innesto)

27 Interfacce dati per reti elettriche industriali La realizzazione di una rete per quadri a cassetti estraibili Con questa soluzione i cassetti possono essere estratti senza problemi; ricordiamo, però, che per avere la ridondanza gli IED nei cassetti debbono avere doppia porta

28 Interfacce dati per reti elettriche industriali La realizzazione di una rete per quadri a cassetti estraibili Applicare ad un quadro a cassetti estraibili la struttura ad anello sembrerebbe molto semplice ma funziona solamente quando tutti i cassetti sono inseriti. N.B.: Tutti gli IED devono avere due porte e la funzione di data switch integrata

29 Interfacce dati per reti elettriche industriali La realizzazione di una rete per quadri a cassetti estraibili ma se ci sono dei cassetti estratti, come accade normalmente durante il commissioning e spesso anche durante il normale funzionamento dell'impianto (si pensi agli spare) è impossibile avere una comunicazione affidabile

30 Interfacce dati per reti elettriche industriali La realizzazione di una rete per quadri a cassetti estraibili La soluzione al problema è di installare un data switch in corrispondenza di ogni cassetto, in questo caso gli IED possono avere una sola porta ma si capisce la complessità e il costo della soluzione; inoltre ci si trova in presenza di un numero elevato di switch che devono essere alimentati e, quindi, le possibili cause di rottura o malfunzionamento aumentano pur considerando l'elevato MTBF degli switch

31 Interfacce dati per reti elettriche industriali La realizzazione di una rete per quadri a cassetti estraibili Una soluzione alternativa ai data switch è l'utilizzo di "by-pass hub"; questi sono componenti passivi rispetto ad Ethernet ma devono essere alimentati tramite un contatto di "cassetto inserito" che alimenta un relè che corto-circuita i fili della rete Ethernet in caso di cassetto estratto; soluzione più economica ma lo MTBF dello hub e del contatto di cassetto estratto è molto inferiore a quello degli switch. N.B.: Tutti gli IED devono avere doppia porta e la funzione di data switch integrata

32 Interfacce dati per reti elettriche industriali Tempi di risposta in Modbus/TCP

33 Interfacce dati per reti elettriche industriali Tempi di risposta in Modbus-Rs485

34 33 Interfacce dati per reti elettriche industriali Soluzioni, problematiche, vantaggi e svantaggi Le interfacce per il controllo di reti di distribuzione industriale interfacciate con il DCS e altri sistemi devono: Garantire l'affidabilità della comunicazione Fornire tempi di risposta compatibili con le esigenze del processo Presentare al DCS una interfaccia di scambio dati che: eviti ogni problematica relativa alla gestione di strumenti di diversi fornitori gestisca in modo autonomo le problematiche relative a possibili errori di comunicazione fornisca le informazioni su tabelle in modo che il DCS non debba accedere al singolo strumento presente in campo mantenga la stessa struttura dei dati indipendentemente dalla posizione fisica dell'utenza da controllare se possibile presenti la stessa configurazione dei dati anche per utenze di tipo diverso (p.e. un motore oppure una partenza feeder o heater) Essere potenti ma sufficientemente semplici da realizzare e, soprattutto, da manutenere Dare la possibilità di trasferire diversi set di dati a diverse applicazioni del DCS Dare la possibilità ad altri sistemi (ENMCS, PMS, DMS) di accedere a informazioni disponibili negli IED non interessanti per il DCS

35 34 La proposta Rockwell Automation L'interfaccia per il quadro di Media Per garantire la ridondanza e l'affidabilità della comunicazione i due bus vengono attrezzati ciascuno con due data switch a cui sono collegati gli IED della sbarra corrispondente; nel caso di IED con una sola porta si deve intraporre un ulteriore data switch (come fatto per la colonna AB)

36 La proposta Rockwell Automation L'interfaccia per il quadro MCC Nel caso dei quadri di bassa tensione gli incomer e i bus-tie possono essere collegati in IEC alla CCU; i motori di bassa sono controllati da IED che comunicano in Modbus-Rs485 collegati su reti ad anello divise per sbarra; nessun hardware aggiuntivo viene installato nel quadro PUBLIC INFORMATION 35

37 36 La proposta Rockwell Automation La Central Control Unit di sottostazione Una tipica CCU comunica con tutti i quadri e i sistemi ausiliari presenti in una sottostazione via IEC-61850, Modbus-RTU; altri protocolli (Modbus/TCP, 104, Profibus/DP, DeviceNet) possono essere gestiti con schede aggiuntive

38 La proposta Rockwell Automation Il sistema esteso ad un impianto con diverse sottostazioni PUBLIC INFORMATION Nel caso di impianti complessi che richiedono il Load Shedding si utilizza un PLC separato che comunica con le sottostazioni periferiche utilizzando una coppia di fibre diversa da quella usata per la supervisione del sistema in modo da garantire una totale indipendenza 37

39 La proposta Rockwell Automation I tempi di risposta ai comandi del DCS PUBLIC INFORMATION Risultato di test eseguiti su impianti reali con la CCU che comunica con tutti i motori presenti; nel caso in alto sono riportati i tempi di risposta del cambio di stato del contattore e del ritorno seriale; nel caso in basso solamente il ritorno seriale (total loop response time) 38

40 39 La proposta Rockwell Automation Alcune referenze di integrazione ENMCS - DCS project controlled substations IED's MV switchb. LV switchb. Kazakhstan Kazakhstan UAE UAE UAE

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42 41 L'integrazione delle utenze elettriche nel DCS Conclusioni - le funzioni base L'interfaccia fra il sistema ECS e il DCS solitamente viene utilizzata per comandare i motori e altre utenze elettriche di servizio (p.e. trace heating) e, pertanto, l'interazione fra i due sistemi deve rispondere ad una esigenza di relativa velocità di risposta coniugata ad una ottima affidabilità delle linee di comunicazione. Per ottenere questo risultato si deve utilizzare un gateway di comunicazione che garantisca la semplicità della integrazione mettendo a disposizione del DCS: Standardizzazione della struttura dati indipendente dal costruttore del quadro elettrico (i motori possono essere controllati da IPCD di diversi costruttori) e del protocollo di comunicazione degli strumenti Eliminazione delle problematiche relative alla comunicazione con il singolo strumento (timeout, cassetto estratto, ecc.) Possibilità di variare la disposizione degli IPCD nel(i) quadro(i) (spostamento di linea seriale, cambiamento di indirizzo, ecc.) senza dover riconfigurare il DCS Riduzione e semplicità dei cablaggi Riduzione del traffico di comunicazione (mappe di scambio dati) Gestione della ridondanza delle linee di comunicazione

43 42 L'integrazione delle utenze elettriche nel DCS Conclusioni - le funzioni avanzate L'interfaccia fra il sistema ECS e il DCS può (deve!) essere utilizzata anche per sviluppare una serie di funzionalità tese a: Valutare il Total Cost of Ownership dell'impianto Alimentare un sistema di Asset Lifetime Management esteso a tutti i componenti presenti nell'impianto Alimentare un sistema di gestione degli allarmi e della manutenzione Ottimizzare il funzionamento delle macchine elettriche confrontando i dati in tempo reale con quelli ottenuti dal modello di rete Valutare gli Energy Performance Indicators oltre ai Key performance Indicators I dati necessari per questo tipo di applicazioni sono molto più numerosi di quelli necessari per il controllo delle utenze, vengono utilizzati in procedure di tipo informatico basate su data-base e necessitano, quindi, di protocolli diversi da quelli preferiti per la gestione del processo.

44 43 L'integrazione delle utenze elettriche nel DCS Conclusioni Il gateway di comunicazione oggetto di questa presentazione supporta sia le funzioni base del controllo di processo che le necessità delle funzioni avanzate di gestione grazie a: La possibilità di comunicare con gli IPCD a diversi livelli di tensione per mezzo di diversi protocolli su diverse tipologie di rete completamente ridondanti (IEC-61850, Modbus) oppure non ridondanti a livello di bassa tensione (Profibus/DP, DeviceNet) Una interfaccia semplice e funzionale verso gli IPCD installati nei cassetti estraibili Una buona velocità di risposta verso gli strumenti in Modbus-Rs485 grazie alle capacità di parallel computing e alla funzionalità del firmware dei coprocessori di comunicazione seriale La possibilità di comunicare con il DCS e con altre applicazioni attraverso diversi protocolli contemporaneamente sia su Ethernet che su Rs-485 La possibilità di sincronizzarsi a server temporali diversi e di oro-datare gli eventi con precisione < 1ms La possibilità di integrare segnali hardwired e seriali presentando al DCS una mappa di scambio dati uniforme La semplicità della installazione e della manutenzione

45 Grazie dell'attenzione! Per informazioni contattare Luigi A. Borghi PUBLIC INFORMATION Follow ROKAutomation on Facebook & Twitter. Connect with us on LinkedIn. Rev 5058-CO900E

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