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1 Verona, ottobre 2013!

2 L interfaccia tra i sistemi di controllo ed i sistemi elettrici: nuove architetture basate su reti e/o bus di comunicazione Andrea Bazzani Michele Monaco Sergio Guardiano

3 SISTEMI PER IL CONTROLLO E PER LA SUPERVISONE DELLE RETI ELETTRICHE NEGLI IMPIANTI PROGETTATI DA SAIPEM ELENCO DEI PRINCIPALI SOTTOSISTEMI: SCADA ELETTRICO (Controllo e supervisione) PMS (Gestione della produzione di energia elettrica) LS (Stacco carichi) SIMULATORI (Simulazione di eventi e dinamiche) MMS (Motor Management System) 2

4 ARCHITETTURA GENERALE 3

5 ARCHITETTURA GENERALE Il livello 1 (impianto) include: Stazioni operatore e di ingegneria nella sala controllo principale con due monitor e con stampante Server ridondati per l installazione dei programmi e per l archiviazione dei dati Acquisizione della data e dell ora da GPS Simulatore statico e dinamico Interconnessione tra le sottostazioni elettriche con cavi in fibra ottica Interfacce con altri sistemi di controllo 4

6 ARCHITETTURA GENERALE Il livello 2 (sottostazioni) include: Quadro di interfaccia della sottostazione elettrica (SIB) Unità di controllo ridondate (SCU) PLC dei sistemi PMS e LS (solo per la sottostazione principale) Convertitori di protocollo Convertitori di segnali cablati (AI/AO/DI/DO) in segnali modulati su protocolli di comunicazione e viceversa Lan-Switches Porte per la connessione di unità di supervisione portatili Interconnessioni con i quadri elettrici con cavi in fibra ottica multimodale 5

7 ARCHITETTURA GENERALE Il livello 3 (quadri elettrici) include: Lan-Switches ring managed type Concentratori di segnali IED (Intelligent Electronic Device) Relè di protezione Power Quality Managers Motor Management Unit (MMU) per motori di bassa tensione Unità remote di conversione dei segnali digitali (RTU o RIO) Pannelli touch screen Interconnessioni tra i Lan-Switches e gli IEDs 6

8 ARCHITETTURA GENERALE Schemi tipici Cabina elettrica principale Cabine elettriche distribuite 7

9 FUNZIONI DELLO SCADA ELETTRICO Comandi (da stazione operatore principale): Apertura e chiusura interruttori e sezionatori della rete elettrica Trasferimenti di carico tra alimentazioni Lo SCADA non effettua comandi sui motori e sulle utenze di processo Supervisione (da stazione operatore): Stati degli interruttori e dei sezionatori della rete elettrica Misure grandezze elettriche Misure non elettriche (temperature avvolgimenti) Allarmi e guasti Stati dei motori 8

10 FUNZIONI DELLO SCADA ELETTRICO Logiche e sequenze: Verifiche congruità operazioni e comandi Elaborazione soglie di allarme e di attenzione Gestione del sistema elettrico di generazione di emergenza Rifasamento Controllo commutatori sotto carico dei trasformatori Raccolta dati per: Visualizzazione sulle stazioni operatore con grafici e trends Archiviazione Invio dati a PMS e LS Analisi eventi Sequenza degli eventi Visualizzazione oscillopertugrafie 9

11 FUNZIONI DEL PMS (POWER MANAGEMENT SYSTEM) SISTEMA ATTO A COORDINARE IL FUNZIONAMENTO DI SISTEMI DI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA IN PARALLELO TRA LORO E/O CON LA RETE DI ALIMENTAZIONE ESTERNA. TIPICAMENTE COMPOSTO DA DUE PLC RIDONDATI. Avviamento e fermata gruppi di generazione Selezione modalità di funzionamento (Isocrono drooppotenza costante) Gestione del parallelo con la rete elettrica esterna Ripartizione della potenza attiva Ripartizione della potenza reattiva Regolazione della tensione e della frequenza Elaborazione delle liste di stacco carichi Interfaccia con: SCADA, LS, UCP dei generatori 10

12 FUNZIONI DEL LS (LOAD SHEDDING) SISTEMA ATTO A PREVENIRE ED A SALVAGUARDARE LA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA IN CASO DI GUASTI. TIPICAMENTE COMPOSTO DA DUE PLC RIDONDATI. Scarico delle liste di stacco carichi dal sistema PMS Controllo degli eventi che attivano la sequenza Invio dei segnali di stacco carico su una LAN dedicata e su schede d uscita digitali riservate Verifica del ripristino dei valori normali di tensione e di frequenza IL SISTEMA SI ATTIVA PER: Guasto di turbina Guasto generatore elettrico Apertura interruttore generatore Apertura interruttore rete elettrica esterna Apertura congiuntori su quadro principale 11

13 FUNZIONI DEL SIMULATORE IL SISTEMA DI SIMULAZIONE HA LA FUNZIONE DI SIMULARE EVENTI E REAZIONI DEL SISTEMA DI CONTROLLO ELETTRICO DURANTE LA FASE DI COLLAUDO IN FABBRICA E DURANTE LA MESSA IN SERVIZIO. SERVE INOLTRE PER L ADDESTRAMENTO DEGLI OPERATORI IL SIMULATORE STATICO CONSISTE IN UN QUADRO COMPLETO DI: Relé di protezione tipici installati sui quadri Spine di prova Selettori e manipolatori Lampade Trasformatori di corrente e di tensione LAN switches per interfaccia con stazione operatore 12

14 FUNZIONI DEL SIMULATORE IL SIMULATORE DINAMICO CONSISTE IN MODELLI MATEMATICI (ALGORITMI CHE GIRANO SU PC COLLEGATI AI PLC DEL PMS) PER: Riprodurre la reazione dinamica della rete elettrica in tensione ed in frequenza in seguito a perturbazioni (variazioni di carico, guasti e perdite di potenza) Acquisire le azioni correttive elaborate dei sistemi PMS e del LS in seguito alle perturbazioni simulate Riprodurre la successiva reazione della tensione e della frequenza di rete in seguito all azione dei sistemi PMS e LS 13

15 MMS (MOTOR MANAGEMENT SYSTEM) SISTEMA PER IL COMANDO E PER LA SUPERVISIONE DELLE UTENZE DI PROCESSO Il sistema MMS è interconnesso con il livello 3 del sistema ENCMS. Si tratta di un sistema di comunicazione via bus tra le unità funzionali elettriche e talvolta è connesso anche al DCS Il sistema MMS è installato: in tutti i quadri elettrici di media tensione nei quadri elettrici principali di bassa tensione, denominati anche Power Centres Il sistema MMS è collegato o interfacciato con: relè di protezione dei motori di media tensione relè di protezione a microprocessore (motor management units - MMU) dei motori di bassa tensione 14

16 MMS (MOTOR MANAGEMENT SYSTEM) Ha cominciato a svilupparsi alla fine degli anni 90 con l avvento dei relè di protezione dotati di comunicazione via bus Dopo i relè di protezione destinati agli impianti di alta e di media tensione, si sono sviluppati anche i relè di bassa tensione con comunicazione via bus I relè a microprocessore di bassa tensione, chiamati anche MMU, sostituiscono i tradizionali relè termici a bimetallo ed i relè di tipo elettronico puro 15

17 MMS (MOTOR MANAGEMENT SYSTEM) Caratteristiche degli MMU (relè a microprocessore di bassa tensione) tendono ad avere (in modo più semplificato) le stesse funzioni dei relè di protezione dei motori di media tensione hanno funzioni non disponibili con i tradizionali relè termici, dotati solo di protezione di sovraccarico e di mancanza fase Tali funzioni sono: Protezione di sovraccarico a multi-curva di intervento Protezione di mancanza fase e sequenza inversa Protezione di guasti a terra Immagine termica del motore Logiche booleane o simili Conversione di segnali via bus in contatti di uscita Conversione di segnali digitali in ingresso in segnali via bus 16

18 MMS (MOTOR MANAGEMENT SYSTEM) Con l avvento dei relè a microprocessore l interfaccia tra il DCS e le unità funzionali delle utenze di processo si è evoluto, passando per le seguenti fasi: 1 fase - Interfaccia completamente cablata (Relè senza microprocessore) 2 fase Interfaccia seriale solo per il monitoraggio delle unità funzionali (relè a microprocessore) 3 fase - Interfaccia seriale per il monitoraggio delle unità funzionali e il comando di start/stop solo per le unità funzionali con bassa criticità sul processo (relè a microprocessore) 4 fase - Interfaccia seriale per il monitoraggio e il comando di tutte le unità funzionali (relè a microprocessore) 17

19 MMS (MOTOR MANAGEMENT SYSTEM) Vantaggi del collegamento seriale: Riduzione dei cavi di interconnessione tra i sistemi di controllo e i sistemi elettrici Riduzione dei quadri per i relè di interfaccia (IRP) tra i sistemi di controllo e i sistemi elettrici Riduzione del numero delle schede di I/O (e relativi armadi di marshalling) dei sistemi di controllo per ridotto scambio hardwired Quindi riduzione di spazi e di costi Svantaggi del collegamento seriale: Tempi di comunicazione più lunghi rispetto all interfaccia hardwired Disponibilità / affidabilità della comunicazione dipendente dal livello di ridondanza della comunicazione seriale (per aumentare la tolleranza ai guasti) 18

20 INTERFACCIA ENCMS CON I SISTEMI DI CONTROLLO DCS I sistemi di controllo di processo (tipicamente basati su DCS) si interfacciano con i sistemi elettrici in due possibili modi: Sistemi integrati Sistemi interconnessi Ad eccezione di casi specifici (es. centrali termiche) in cui si riesce ad utilizzare una piattaforma unica per coprire entrambe le esigenze, nella maggior parte degli altri casi l architettura integrata non ha dato grandi risultati nell esperienza di Saipem. Le esigenze dei due sistemi in termini di tempi di risposta e necessità di aggregare i dati sono significativamente diverse: DCS: scan time 1s, enorme quantità di dati, prevalenza di complessi algoritmi per il controllo continuo (dei quali il controllo PID è il più semplice) ENCMS: scan time 10ms, minore quantità di dati (con tendenza a crescere rapidamente), prevalenza di logiche combinatorie 19

21 INTERFACCIA ENCMS CON I SISTEMI DI CONTROLLO DCS Nel settore petrolchimico prevale l architettura interconnessa. I due sistemi girano su piattaforme diverse ma si scambiano informazioni a vari livelli attraverso: Scambi di segnali cablati Reti o bus di comunicazione Nel caso della generazione elettrica, ad esempio, la gestione delle turbine resta sotto il controllo del DCS e dei suoi sottosistemi mentre la gestione del generatore è affidata al sistema elettrico. 20

22 ARCHITETTURE SISTEMI MMS Le architetture proposte si basano sulle seguenti considerazioni 1. Occorre garantire tempi di risposta accettabili nel punto di ingresso dei quadri 2. Occorre garantire un efficace ridondanza sulla linea di comunicazione, spostata il più possibile verso il relè di protezione 3. Risulta opportuno ridurre al minino le potenziali interferenze elettriche tra il livello 3 del sistema ENCMS e il sistema DCS 4. Non esiste ancora un uniformità per il protocollo adottato dai relè di bassa tensione, MMU 5. I relè di bassa tensione, MMU, hanno solo una porta di comunicazione (tranne pochissime eccezioni) 6. I relè di media tensione hanno una porta con protocollo standard IEC 61850, non disponibile nei più diffusi DCS. L utilizzo di altre porte comporrebbe di aumentare i bus all interno dei quadri 21

23 ARCHITETTURE SISTEMI MMS Dispositivo di interfaccia (concentratore) Rientra nella pratica corrente di Saipem Con un attenta configurazione, non introduce significativi ritardi di elaborazione delle informazioni e risulta utile per i seguenti motivi: Conversione del protocollo di comunicazione, data la diversa disponibilità lato DCS e lato relè di protezione Ottimizzazione delle mappe seriali da parte del DCS, a tutto vantaggio della riduzione di costi e dei tempi di risposta Interfaccia con il sistema ENCMS che non dipende dai protocolli utilizzati per i motori di bassa tensione Gestione di grandezze tipicamente elettriche relative ai quadri di bassa tensione Indipendenza temporale per l approntamento dei motorii elettrici e del DCS (maggiore segregazione dell ingegneria di progetto) Esecuzione di semplici logiche combinatorie Quando serve solo una conversione di protocollo si può usare un semplice gateway 22

24 PROTOCOLLI DI COMUNICAZIONE NEI SISTEMI DI CONTROLLO ELETTRICO I PROTOCOLLI PIÙ USATI SONO: IEC su supporto Ethernet TCP/IP: Utilizzato da tutte le protezioni elettriche e da quasi tutti gli IEDs (esclusi gli MMU) Specifico per i Livelli 2 e 3 ed adatto per il Livello 1 Permette il dialogo diretto tra gli IEDs a livello 3 senza coinvolgere livelli superiori (funzionalità Goose) Permette facile crono-datazione degli eventi utilizzando lo stesso hardware Mappatura dei dati prefissata e non personalizzabile 23

25 PROTOCOLLI DI COMUNICAZIONE MOD-BUS TCP/IP su supporto Ethernet: Utilizzato da apparecchiature diverse dagli IEDs Specifico per i Livelli 2 e 3 ed adatto per il Livello 1 Utilizzato da alcune tipologie di relè MMU dei motori di bassa tensione Crono-datazione molto complicata Mappatura personalizzata MOD-BUS RTU su supporto RS 485: Utilizzato da apparecchiature diverse dagli IEDs Utilizzato da alcune tipologie di relè MMU dei motori di bassa tensione Specifico per il Livello 3 Crono-datazione molto complicata Mappatura personalizzata Altri protocolli (PROFINET, PROFIBUS, DEVICENET E DP3) vengono utilizzati sulla base di esigenze specifiche di progetto 24

26 INTERFACCIA MOTORI DI MEDIA TENSIONE CON DCS E ENCMS Soluzione 1: sistema di gestione motori (MMS) completamente separato dalla rete IEC61850 del quadro elettrico (Livello 3). VANTAGGI: Ridondanza della comunicazione del sistema MMS (sistema multi-drop): due switch Livello 3 e MMS completamene separati Comprovata esperienza operativa per Saipem SVANTAGGI: Maggiore complessità impiantistica Necessità di doppia porta sui relè (una per MMS, l altra per ENCMS) Utilizzo del supporto RS 485 (in fase di dismissione) 25

27 INTERFACCIA MOTORI DI MEDIA TENSIONE CON DCS E ENCMS Soluzione 2: sistema di gestione motori (MMS) integrato nella rete IEC61850 del quadro elettrico (Livello 3). VANTAGGI: Ridondanza della comunicazione del sistema MMS Semplicità impiantistica SVANTAGGI: Livello 3 e MMS non completamente separati Scarsa esperienza operativa 26

28 INTERFACCIA MOTORI DI BASSA TENSIONE CON DCS E ENCMS Soluzione 1: sistema di gestione motori di bassa tensione (MMS) con rete RS 485 VANTAGGI: Ridondanza della comunicazione del sistema MMS (sistema multi-drop): due dispositivi di interfaccia separati Livello 3 e MMS separati Comprovata esperienza operativa per Saipem SVANTAGGI: Maggiore complessità impiantistica Utilizzo del supporto RS 485 (in fase di dismissione) 27

29 INTERFACCIA MOTORI DI BASSA TENSIONE CON DCS E ENCMS Soluzione 2: sistema di gestione motori di bassa tensione (MMS) con supporto ETHERNET o similare. VANTAGGI: Nessuna prescrizione sul protocollo di comunicazione del relè Minore complessità impiantistica SVANTAGGI: Ridondanza difficilmente possibile a livello dei LAN Switches Cassetti estraibili in esecuzione speciale per connessione ethernet disconnettibile Scarsa esperienza operativa 28

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