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1 Sistemi di monitoraggio diagnostici per il macchinario e le apparecchiature AT delle Daris Falorni Vincenzo Iuliani Terna Giacomo Cordioli Siemens Mauro Puricelli ISA stazioni della RTN L esperienza condotta da Terna insieme ad ISA e SIEMENS per la diagnostica on-line di componenti delle stazioni AAT, quale strumento complementare dei controlli eseguiti tramite operatore, allo scopo di pervenire ad una manutenzione di tipo predittivo sempre più efficace. Sistemi per il mantenimento e l esercizio degli impianti e prime esperienze di monitoraggio on-line a fini diagnostici Nel 2003 Terna ha introdotto in maniera sistematica, a supporto delle decisioni di mantenimento degli impianti, il sistema centralizzato Monitoraggio & Business Intelligence (MBI) [1, 3]. Detto sistema decisionale elabora i parametri ed i segnali rappresentativi dello stato fisico dei singoli componenti (indicatori di degrado) e, attraverso opportuni modelli ingegneristici e apposite logiche decisionali definite dalla pluriennale esperienza di Terna, indica ai tecnici l'intervento più idoneo da effettuare al momento opportuno, consentendo così di passare da una manutenzione periodica ad una manutenzione su condizione ed omogeneizzarne i relativi comportamenti. Sempre nel 2003 Terna ha dato inizio alla ricerca di sistemi di monitoraggio on-line a fini diagnostici di componenti installati in stazioni AAT, allo scopo di rilevare, mediante appositi sensori montati su detti componenti, le grandezze ritenute significative e di elaborarle localmente per generare un segnale di allarme (informazione di sintesi), da trasmettere al sistema MBI. Su alcuni autotrasformatori sono stati monitorati: le perdite dielettriche (tgδ) nei passanti, i gas disciolti in olio, il contenuto di acqua in olio, la temperatura dell'olio, il numero delle manovre dei variatori sotto carico [2]. Su alcuni interruttori nuovi, dotati di sistema di monitoraggio integrato, sono stati rilevati: i tempi di manovra, la densità del fluido di interruzione e la pressione di quello di manovra, le correnti di guasto interrotte, la tensione ausiliaria dei comandi, la continuità delle bobine ed altri parametri di minor importanza. Su alcuni scaricatori sono stati rilevati tramite idonei sensori il valore di cresta della corrente di dispersione totale ed il valore efficace della sua componente di terza armonica. È stata inoltre effettuata in un impianto una esperienza di monitoraggio sui sezionatori per valutare il corretto funzionamento dei comandi tramite la misura della corrente assorbita dai motori, al fine di controllare: la corsa, le manovre di apertura e chiusura ed i relativi sforzi. Infine sono stati installati sistemi di monitoraggio su impianti blindati isolati in SF 6 per misurare la densità del gas SF 6 di ciascun comparto, le cor- L Energia Elettrica 1 luglio-agosto 2011

2 renti di guasto interrotte, la densità del fluido di interruzione e la pressione di quello di manovra dell interruttore, nonché i tempi di manovra e la tensione ausiliaria di comando sia degli interruttori che dei sezionatori. Nel 2006 Terna ha introdotto anche un nuovo sistema (denominato MRE) utilizzato per remotizzare le informazioni inerenti le perturbazioni e gli eventi di rete, utilizzabile anche per riportare in remoto i dati del monitoraggio dei componenti AT. In questo modo oltre ad avere informazioni on-line disponibili per MBI, vengono incrementati dati disponibili in rete a supporto dell esercizio (piattaforma PSE). Evoluzione del sistema di monitoraggio on-line Sulla base delle varie esperienze sopra descritte Terna nel 2007 è giunta alla conclusione che, per poter disporre di un sistema di monitoraggio affidabile, estensibile su vasta scala a tutte le tipologie di apparecchiature (indipendentemente dal costruttore e dal modello) era necessario progettare e realizzare un sistema ad hoc basato sui seguenti principi: applicabilità anche ad apparecchiature già in esercizio; affidabilità; non invasività; essenzialità dei parametri da monitorare in relazione al contenimento dei costi ed alla semplicità di interpretazione dei dati rilevati; integrazione nei sistemi di gestione della manutenzione Terna (MBI); ed in grado di ottenere i seguenti benefici: rilevazione tempestiva dei fenomeni di degrado a rapida evoluzione; ottimizzazione delle azioni manutentive su condizione; informazioni integrative sulle cause di guasto; ampliamento della conoscenza di fenomeni e comportamenti attraverso la raccolta di dati da un elevato numero di apparecchiature e macchinario AT di costruttori diversi. Sulla base di quanto sopra esposto sono stati definiti: i componenti AT che dovevano essere considerati per il monitoraggio continuo; i parametri di questi componenti che dovevano essere monitorati; i criteri diagnostici che dovevano essere applicati; le soglie di allarme. Nel seguito sono indicati i componenti considerati ed i relativi parametri da monitorare per ciascuno di essi. Macchinario trasformatori/reattori/pst: gas disciolti in olio; temperature olio; correnti di carico. Per quanto riguarda il macchinario un altro fenomeno che in futuro si ritiene opportuno monitorare è quello delle scariche parziali in esercizio, al fine di individuare precocemente l eventuale degrado delle condizioni di isolamento e prevenire guasti rilevanti. Tale tipologia di misura, una volta validata, potrebbe trovare impiego per il monitoraggio on-line di macchine particolarmente importanti per il servizio elettrico [5, 6, 7, 8]. Apparecchiature AT di stazioni isolate in aria (AIS) Interruttori: tempi di manovra; sommatoria delle correnti di guasto interrotte; variazione nel tempo della densità del gas SF 6 ; numero delle manovre. Trasformatori di corrente isolati in SF 6 : variazione nel tempo della densità del gas SF 6. Trasformatori di tensione capacitivi: misura delle tensioni secondarie. Scaricatori: valore di cresta della corrente di conduzione totale; valore efficace della componente di terza armonica della corrente di conduzione totale; numero degli interventi. Sia per i TVC che per gli scaricatori, di fatto, sono state automatizzate le procedure di controllo periodico, di norma annuali, tramite operatori. In particolare il monitoraggio di queste due tipologie di apparecchiature assume particolare importanza ai fini della sicurezza (eventuali danni provocati dalla proiezione di materiali a seguito di guasti interni; carenze funzionali con conseguente mancanza di protezione del sistema). Per quanto riguarda i sezionatori non si è ritenuto essenziale il loro monitoraggio on-line, considerata la difficoltà di interpretare correttamente ai fini diagnostici le grandezze rilevate. Impianti isolati in gas SF 6 (GIS) Interruttori: tempi di manovra; sommatoria delle correnti di guasto interrotte; variazione nel tempo della densità del gas SF 6 ; numero delle manovre. L Energia Elettrica 2 luglio-agosto 2011

3 Per tutti i comparti: variazione nel tempo della densità del gas SF 6. Scaricatori (ove presenti): valore di cresta della corrente di conduzione totale; valore efficace della componente di terza armonica della corrente di conduzione totale; numero degli interventi. Come sopra detto un criterio fondamentale assunto nella progettazione del sistema è consistito nel fatto che l installazione dei dispositivi di controllo non dovesse abbassare l affidabilità globale del sistema. Come conseguenza di questo criterio sono stati impiegati componenti di estrema affidabilità e minima invasività nei confronti delle apparecchiature e macchinario monitorato e del sistema di controllo. L architettura del sistema è la seguente: ogni componente da monitorare, sia esso di nuova o vecchia costruzione, viene equipaggiato con una unità di monitoraggio ; le varie unità, nel caso di impianti AIS, sono connesse tramite fibre ottiche ad un concentratore di stallo installato nel chiosco che ospita anche il sistema di protezione comando e controllo. Nel caso di impianti GIS ogni stallo fa capo ad una unità di monitoraggio di stallo le quali fanno capo ad un concentratore di impianto. Dal concentratore le misure e le segnalazioni sono riversate, ove presente, alla unità periferica del sistema MRE. Alcuni segnali di allarme e indicatori di degrado vengono poi trasmessi al sistema MBI. Nella figura 1 sono riportati gli schemi di principio adottabili per remotizzare i sistemi di monitoraggio del macchinario, delle apparecchiature AT e degli impianti GIS. Nel seguito sono descritti due sistemi di monitoraggio on-line, già in esercizio, realizzati secondo i principi sopra esposti. Il primo sistema riguarda il monitoraggio di apparecchiature AT realizzato dalla ditta ISA nella sezione 380 kv della stazione di Lacchiarella (MI) (impianto AIS); il secondo, realizzato dalla ditta SIEMENS, effettua il monitoraggio della sezione 245 kv nella stazione di Grugliasco (impianto GIS). Sistema di monitoraggio ISA Il sistema di monitoraggio della sezione AT 380 kv di Lacchiarella é caratterizzato da un insieme di periferiche dedicate a ciascuna apparecchiatura da monitorare [4]. Queste periferiche inviano le misure mediante fibra ottica ad una unità centrale che provvede ad elaborarle, a rilevare eventuali allarmi ed A B C Figura 1 Schemi di principio per la remotizzazione dei sistemi di monitoraggio: A del macchinario, B delle apparecchiature AT e C degli impianti GIS. L Energia Elettrica 3 luglio-agosto 2011

4 Figura 2 L architettura del sistema MCS della ISA. a identificare per alcune di queste il trend di lungo termine. Ogni unità centrale a sua volta é connessa al sistema MRE di supervisione mediante protocollo IEC ; in ogni caso altri protocolli sono disponibili, come per esempio IEC L architettura del sistema MCS della ISA è rappresentata nella figura 2. FIgura 3 La periferica dell interruttore. Periferica Interruttore In questa periferica sono presenti vari ingressi digitali per la misurazione dei tempi di manovra su ciascuna fase, basandosi sulla relazione temporale fra comandi di apertura (primo e secondo circuito) e di chiusura ed i relativi contatti ausiliari che rappresentano lo stato dell interruttore (figura 3). Quando un comando di apertura o chiusura viene inviato all interruttore, la periferica rileva i tempi di manovra, che vengono poi inviati all unità centrale per successive elaborazioni, quali tolleranze sui tempi, allarmi ecc. Sono presenti anche vari ingressi analogici per la misura della densità di ciascuna fase dell interruttore; in questo modo è possibile deter- L Energia Elettrica 4 luglio-agosto 2011

5 A B Figura 4 A Trasduttore di misura SF 6 per installazioni esterne che viene connesso alle periferiche interruttore e TA. Il corpo è in acciaio inox, sigillato contro l intrusione di polveri ed acqua; B Installazione dei sensori SF 6. In entrambi i casi il trasduttore è stato connesso ad un attacco per il rabbocco del gas già presente sugli interruttori. minare non solo la densità del gas SF 6 ma anche l eventuale trend di perdita sul lungo periodo (figura 4). Periferica correnti interrotte Questa periferica è installata all interno del chiosco relativo al montante da monitorare e misura le correnti interrotte da ciascuna fase durante le manovre di apertura. Nel computo della sommatoria delle correnti interrotte non vengono prese in considerazione correnti inferiori al 10% del valore della corrente di interruzione nominale di corto circuito per la quale è dimensionato l interruttore (figura 5). Per la misura delle correnti, tra la periferica ed i TA d impianto sono interposti tre TA toroidali con primario passante, in modo da non avere alcuna invasività sugli altri sistemi di protezione, controllo e misura. I TA toroidali sono inseriti su uno dei secondari protezioni dei TA d impianto. Figura 5 Installazione della periferica delle correnti interrotte nel chiosco di montante. L Energia Elettrica 5 luglio-agosto 2011

6 Periferica TA in gas SF 6 Questa periferica è stata installata sotto uno dei tre trasformatori in gas SF 6 relativi ad una linea, e misura, come per la periferica interruttore, la densità del gas all interno della terna di TA. In questo modo vengono calcolati i trend di A B Figura 6 A Installazione sensori SF 6 ; B Periferica TA. perdita di lungo periodo, al fine di prevenire la necessità di un rabbocco gas. Nella figura 6 l installazione di un sensore di densità connesso ad uno dei rabbocchi del gas e della relativa periferica. Periferica TVC Per verificare il corretto funzionamento dei trasformatori di tensione capacitivi (per esempio, eventuale deterioramento di alcuni condensatori elementari che compongono la parte capacitiva del TVC), è necessario misurare simultaneamente ( t max 100 ms), il valore della tensione secondaria di tutti i TVC dell'impianto sottoposti alla stessa tensione di fase. Possono essere evidenziate eventuali anomalie confrontando fra loro i valori rilevati delle tensioni secondarie ed elaborando i risultati tramite apposito algoritmo di calcolo dedicato; la verifica è tanto più affidabile quanto più numerosi sono i TVC oggetto di analisi (figura 7). La periferica acquisisce in maniera simultanea le tensioni prelevate dai secondari dei TVC e li trasmette al sistema MRE dove viene calcolata la media delle varie misure e la relativa deviazione standard; se la percentuale della deviazione standard rispetto alla media è superiore al doppio della classe di precisione dei TVC in esame, viene identificato come componente che ha la maggior probabilità di essere guasto, quello che presenta il valore della tensione secondaria che più si discosta rispetto alla media delle misure (figura 8). Figura 7 Installazione della periferica TVC. L Energia Elettrica 6 luglio-agosto 2011

7 Periferica scaricatore Le misure relative agli scaricatori ad ossido di zinco sono acquisite da tre unità: una centrale e due periferiche (figura 9). Ogni unità include: un dispositivo di misura di bassissime correnti (poche decine di µa) per la verifica del corretto funzionamento dell apparecchiatura secondo gli standard definiti dalla Norma IEC A1. Vengono misurati sia il valore di picco della corrente di conduzione totale che il valore efficace della sua componente di terza armonica; un dispositivo per la misura delle correnti impulsive di scarica con forma d onda 8/20 µs, con valori di picco di alcuni ka. Quest ultimo dispositivo funge anche da contascariche fornendo il numero di interventi dello scaricatore. Unità centrale L unità raccoglie, mediante collegamenti in fibra ottica, tutte le misure provenienti dalle varie periferiche e le elabora inviando allarmi e calcolando trend e misure, per tutti i dispositivi sotto controllo. La sincronizzazione con il sistema scada è garantita da un ingresso IRIG-B, presente nei chioschi (figura 10). Le periferiche sono interrogate periodicamente, mediamente ogni 10 s; il tempo di interrogazione è programmabile. Ove l invio di misure fallisse le unità periferiche mantengono in memoria le misure fino al successivo invio. Software dell unità centrale Il sistema operativo è stato basato su Win CE e quindi tutto il software è stato sviluppato con tool di Microsoft. Le caratteristiche principali sono le seguenti: monitoraggio delle periferiche; attivazione/disattivazione delle periferiche; immagazzinamento dei risultati giornalieri/- mensili/annuali in un database di semplice consultazione; possibilità di definire soglie di allarme e di modificarle in base alle reali esigenze; calcolo del trend di perdita del gas SF 6 ; possibilità di interrogare localmente o da remoto (indirizzo IP), l unità; trasmissione delle misure al sistema Scada. Il software è facilmente configurabile in modo da garantire la massima flessibilità. Sistema di monitoraggio Siemens Di seguito viene presentata l applicazione di un sistema di sorveglianza, chiamata ECGIS, per monitoraggio di condizione per le stazioni GIS Figura 8 Visualizzazione in MRE dello stato dei TVC, a seguito elaborazione dei valori delle relative tensioni secondarie tramite apposito algoritmo di calcolo. Figura 9 Installazione della periferica scaricatori. Figura 10 Unità centrale. L Energia Elettrica 7 luglio-agosto 2011

8 secondo quanto previsto dalla specifica tecnica di Terna INGGIS001. Le immagini fanno riferimento all installazione realizzata per la stazione GIS 245 kv di Grugliasco (TO). Sistemi di monitoraggio di componenti di stazioni isolate in SF 6 sono già stati approcciati nel passato, e sono tutt ora in servizio. Queste esperienze hanno consentito di usare il ritorno diretto dal campo per proseguire nello sviluppo di questi temi ed arrivare alle attuali soluzioni di seguito descritte. Gli apparecchi e le condizioni che sono previste essere soggette a monitoraggio sono: interruttori; densità gas SF 6 dei vari comparti; scaricatori isolati in SF 6 (quando presenti). L architettura del sistema ECGIS è rappresentata nella figura 11. Essa è basata su un unità base denominata EC102, installata nell armadio di montante, che monitora il funzionamento dell interruttore di quel montante acquisendo ed elaborando segnali specifici. L unità EC102 fa da master di comunicazione della rete di unità remote, chiamate EC103, destinate alla sorveglianza della densità del gas SF 6 dei diversi comparti di montante e a quella degli eventuali scaricatori (figura 12). Figura 11 Architettura del sistema. A B Figura 12 A Modulo EC102 installato all interno dell armadio di controllo di montante, B Moduli EC103 installati in apposito armadio, dedicati alla sorveglianza della densità del gas SF 6. L Energia Elettrica 8 luglio-agosto 2011

9 Le unità EC103 sono collegate tramite fibra ottica all unità EC102 di montante di riferimento. L uso di collegamenti in fibra ottica consente di controllare con efficacia gli aspetti di interferenza elettromagnetica. Le unità EC102 sono collegate via fibra ottica ad uno switch ottico posto all interno dell armadio concentratore. Un PC touch-screen, posto nello stesso quadro, dialoga con tutte le unità EC102 e, tramite un software specifico, visualizza localmente informazioni e dati relativi al monitoraggio della stazione blindata (figura 13). La trasmissione in remoto dei dati del monitoraggio avviene tramite con protocollo IEC Tutte le unità EC103 ed EC102 di montante sono alimentate dall armadio di montante. Ciò permette di eseguire la manutenzione del sistema ECGIS di montante senza impatti sull esercizio della stazione. I toroidi per il calcolo delle correnti interrotte dall interruttore sono posti all interno della cassetta TA del montante cui l interruttore appartiene. Unità base di monitoraggio EC102 L unità EC102, installata in ciascun armadio di montante, rileva i tempi di manovra dell interruttore e registra internamente gli eventi in vari log. I tempi manovra, rilevati attraverso contatti ausiliari concordi, sono registrati sia in manovre singole di apertura e chiusura che in occasione di cicli rapidi quali quello di richiusura. L unità rileva anche il valore della tensione ausiliaria in corrente continua di comando delle manovre. Questo valore di tensione influenza direttamente i tempi di manovra. L unità EC102 gestisce anche i segnali provenienti da 3 TA toroidali rivelatori di picco per la misura delle correnti primarie, in modo da registrare il valore massimo di corrente interrotta dall interruttore per tener conto di un eventuale componente unidirezionale. La misura delle correnti interrotte consente di elaborare l indicatore sommatoria correnti interrotte ai fini dalla valutazione dell usura contatti. È possibile impostare il valore minimo di corrente di guasto interrotta a partire dal quale avviene l usura contatti d arco (le correnti di normale servizio non sono considerate usuranti). L unità EC102 prevede in uscita tre contatti per le segnalazioni di anomalia lieve, anomalia grave ed anomalia sistema di sorveglianza (autodiagnosi). Figura 13 Armadio con PC concentratore e relativa schermata che visualizza lo stato della densità SF 6 dei vari comparti. Tutti gli ingressi sono optoisolati e isolati fra loro (2,5 kv ca ) per tipologia di circuito. Il corredo di porte prevede anche la presenza di una RS 232 dedicata alle operazioni di aggiornamento firmware e di service locale in generale, fermo restando la possibilità di aggiornamento da remoto. Unità ausiliaria remota EC103 per monitoraggio SF 6 Nel caso di una stazione isolata in SF 6, il monitoraggio della densità del gas SF 6 nei diversi comparti è di fondamentale importanza sia ai fini del mantenimento del livello di isolamento che per l individuazione precoce di eventuali situazioni di perdita. Ogni unità EC103 consente l interfacciamento con tre segnali dal campo originati da sensori per il monitoraggio continuo della densità del gas SF 6 (figura 14). Ogni EC103 viene montato in esecuzione ripetitore ottico in modo da distribuire la rete di comunicazione e realizzare un bus. Nella figura 15 è mostrata la schermata allarmi legati al monitoraggio della densità SF 6 in un dato comparto. Oltre all indicazione di perdita di gas in corso, viene anche valutato il tempo che dovrebbe intercorrere alla comparsa di allarme lieve di bassa pressio- L Energia Elettrica 9 luglio-agosto 2011

10 ne. Questa informazione consente al personale di esercizio di valutare la tempistica di rabbocco. Figura 14 Sensore densità gas SF 6. Figura 15 Quadro allarmi monitoraggio gas SF 6. Software di gestione del sistema ECGIS Il sistema ECGIS è gestito e configurato dal software installato nel PC touch-screen posto all interno dell armadio concentratore. Il software permette la visualizzazione dello stato istantaneo dei parametri sorvegliati di tutti i comparti sorvegliati dal sistema. I Log dei dati raccolti dal sistema vengono inviati, a chiamata, al Server remoto di Terna dove verranno realizzate le statistiche di esercizio. Nel PC Concentratore resta quindi la possibilità della visualizzazione istantanea e gli eventuali allarmi, essendo i file Log immagazzinati nelle unità EC102. La chiamata e il conseguente download dei Log da parte del Server remoto di Terna avviene sul PC concentratore. Conclusioni I sistemi di monitoraggio on-line sopra descritti risultano molto flessibili in quanto applicabili, oltre che su nuovi impianti, anche su tutte le apparecchiature e macchinario da monitorare già in esercizio. Inoltre le unità centrali possono essere implementate con vari protocolli per dialogare con il sistema Scada. L installazione di tali sistemi ha un impatto minimo sui circuiti esistenti ed è implementabile in tempi brevi; se applicato su larga scala costituisce un valido strumento per passare da una manutenzione programmata ad una manutenzione su condizione, riducendo i costi, migliorando la sicurezza degli impianti ed aumentando la vita utile delle apparecchiature e del macchinario. bibliografia [1] Bisci D., Corsetti G., Gallanti M.: MBI il sistema di supporto al processo di manutenzione per la rete di trasmissione italiana. ANIPLA-Enersis 2004, aprile [2] Mobili S., Giorgi A., Di Bartolomeo E.: Tecnologie per migliorare la disponibilità ed affidabilità della rete di trasmissione nazionale. Rendiconti AEI - Genova, giugno [3] Di Bartolomeo E., Valant A.: Sistemi di Business Intelligence a supporto della manutenzione degli impianti di trasmissione dell'energia elettrica. Rendiconti AEIT - Capri, settembre [4] Amadi G., Puricelli M., Gastaldelli M.: The new integrated on-line continuous substation diagnostic system: system description and results. Conferenza internazionale CPRI (Central Power Research Institute), Bangalore, gennaio [6] Montanari G.C., Cavallini A., Fagiani D., Vellucci E.: Experience on partial discharge monitoring of power transformers. IEEE ISEI, Indianapolis, Indiana (USA), ottobre [7] Cavallini A., Fabiani D., Montanari G.C.: Tecniche innovative per la diagnostica dei sistemi isolanti elettrici mediante la misura di scariche parziali. Rendiconti AEIT -Capri, settembre [8] Contin A., Cavallini A., Montanari G.C., Pasini G., Puletti F.: Digital detection and fuzzy classification of partial discharge signals. IEEE-Transaction on Dielectrics and Electrical Insulation, Vol.9, n.3, giugno [9] Cavallini A., Chen X., Montanari G.C., Ciani F.: Diagnosis of EHV and HV transformers through an innovative partial-discharge - based technique. IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 25. n. 2, April L Energia Elettrica 10 luglio-agosto 2011

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