Verona, ottobre 2013!

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1 Verona, ottobre 2013!

2 IEC dalle centrali di potenza alle Microgrid Value Added Reseller Antonio Zingales SAET Michele Ceccarello SAET Verona 30 Ottobre 2013

3 Il convegno si propone di analizzare le interfacce tra i sistemi di controllo ed i sistemi elettrici. Un ruolo fondamentale ha in questo campo il protocollo IEC nato per il monitoraggio delle sottostazioni elettriche di Alta Tensione (potenze, correnti, tensioni, commutatori, protezioni) ma che si applica anche in media tensione con il controllo degli interruttori, degli attuatori, dei motori che invece di essere gestiti da DCS (con segnali hardwired) possono essere gestiti da bay control unit. IEC 61850

4 OUTLINE LA COMUNICAZIONE E LO STANDARD IEC IL SISTEMA ELETTRICO & IEC IEC UN APPLICAZIONE ESTESA IEC BUS DI CAMPO DCS ELETTRICO e DCS DI PROCESSO SISTEMA DI CONTROLLO MICROGRID CONCUSIONI

5 Comunicazione & IEC Nei primi anni 2000 viene introdotto il protocollo IEC per lo scambio di informazioni nelle sottostazioni SUPPORTO LINGUAGGIO Il supporto Oggi è stato scelto l Ethernet perché largamente utilizzato e adatto per la sua una ampiezza di banda, sufficiente per le applicazioni di automazione di sottostazione. Tuttavia lo standard IEC61850 volendo essere orientato al futuro e quindi a possibili future soluzioni, non é legato all Ethernet e quindi aperto a possibili soluzioni che potranno sorgere nel prossimo futuro. Il linguaggio La comunicazione nelle sottostazioni come in quasi in tutti i sistemi di processo è svolta attraverso protocolli. Il protocollo comunica indirizzando una informazione definita in un registro. Il modo di comunicare strutturato nel IEC61850 è per concetti astratti (Abstract node).

6 Comunicazione & IEC lo standard definisce vari aspetti della struttura del modo di comunicare in 10 capitoli come rappresentati nella tabella 1. I maggiori requisiti/obiettivi che il protocollo IEC si propone sono: TAB 1 - interoperabilità - accesso ai dati/ controllo remoto - apparecchiature che si auto definiscono - report automatici (per differenza) - gestione degli eventi di sottostazione - sicurezza/integrity - sincronizzazione temporale - gestione della rete di comunicazione - comunicazione peer to peer - espansibilità - facile manutenzione - struttura funzionale indipendente 1 Introduction and Overview 2 Glossary of terms 3 General Requirements 4 System and Project Management Communication Requirements for Functions and Device Models Configuration Description Language for Communication in Electrical Substations Related to IEDs Basic Communication Structure for Substation and Feeder Equipment Principles and Models Abstract Communication Service Interface (ACSI) Common Data Classes (CDC) Compatible logical node classes and data classes 8 Specific Communication Service Mapping (SCSM) Mappings to MMS(ISO/IEC 9506 Part 1 and Part 2) and to ISO/IEC Specific Communication Service Mapping (SCSM) 9.01 Sampled Values over Serial Unidirectional Multidrop Point-to- Point Link Sampled Values over ISO/IEC Conformance Testing

7 Comunicazione & IEC Un importante aiuto allo sviluppo di un progetto basato su IEC61850 è il tool di configurazione che utilizza il linguaggio SCL e indica i formati di file ICD, CID SCD e SSD per descrivere: le caratteristiche degli IED.

8 Comunicazione & IEC Linguaggio ad oggetti orientato all engineering BayA/XCBR.Pos.stVal Logical Device IED che fornisce i dati Logical Node Funzione el. scambio dati IED Data Object Proprietà del Logical Node Attribute Attributo Proprietà LN

9 Il Sistema Elettrico & IEC La classica architettura di controllo di una sottostazione, prevedeva ruoli ed unità separate per: Protezioni Controllo locale Monitoraggio Interblocchi Automazione Teleconduzione IEC Per scambio dati Misure SPCC Protez. RTU

10 Il Sistema Elettrico & IEC Ora anche nella Substation Automation con IEC si passa dalle unità di acquisizione remote RTU, alle unità intelligenti distribuite IED... grande ruolo in questa evoluzione ha avuto la tecnologia delle protezioni; che ora sono digitali, multifunzione, con logiche programmabili, oltre che protezioni una intelligenza distribuita in campo

11 Il Sistema Elettrico & IEC IFD Intelligent Field Device (Processo) IED Intelligent Electroninc Device Sistema Elettrico il miglioramento delle prestazioni: (Sfruttando la tecnologia digitale si possono elaborare gli ingressi, Es saturazione TA). il miglioramento dell'affidabilità: (con la tecnologia e la semplificazione HW protezioni digitali) Miglioramento diagnostica : autodiagnosi e sui sensori così come sulla risposta del processo. E ad esempio possibile per un relè intelligente monitorare lo stato dell'interruttore su cui opera, così come per un azionamento controllare il funzionamento del motore pilotato. le capacità di comunicazione: HMI + dialogo tra SCADA e IED

12 Il Sistema Elettrico & IEC Con queste potenti IED, con la condivisione in una rete LAN sincronizzata, delle sofisticate e molteplici informazioni disponibili, si rende possibile un SISTEMA INTEGRATO con: la correlazione di una serie di eventi e misure la misura di energia per aree/utenze di impianto la ricerca del tipo di guasto in base all analisi oscilloperturbografica il mantenimento di un Data Base con la storia delle criticità elettriche dei principali componenti.

13 Il Sistema Elettrico & IEC E spesso oltre alla funzione di MONITORAGGIO COORDINATO il sistema viene chiamato a FUNZIONI INTEGRATE DI CONTROLLO E COMUNICAZIONE: Controllo (Substation Automation, ma anche Load Shedding, Load Sharing, Load Restoration, SART, Black start etc) Telecontrollo (controllo da centro remoto o da altra area di impianto) Teleallarme (chiamata operatore con GSM ma anche outsoursing gestione ). Accesso Web alle IED (con Web server- browser) Gruppi Multipli di Taratura

14 Il Sistema Elettrico & IEC Sistema Integrato delle Protezioni Potremo quindi parlare di Sistema integrato per la Gestione Elettrica SGE (DCS Elettrico) Quando si realizzano le funzioni di: PROTEZIONE MISURA MONITORAGGIO CONTROLLO COMUNICAZIONE in un unico sistema integrato

15 Il Sistema Elettrico & IEC Sistema per esaminare le cause di guasto SGE (DCS Elettrico) Oscilloperturbografia Storage of different bays Pre-trigger in un unico sistema integrato

16 Ma proprio questo aumento delle informazioni da gestire, richiede un nuovo approccio nella definizione e nella gestione del Data Base del sistema. Di qui la necessità di un NUOVO MODO DI COMUNICARE IEC per scambio info tra oggetti ingegnerizzati Protection Metering Control Monitoring HMI Setting Common Core Software Application Software IED IEC IEC /101 Tele operation From remote center

17 Il Sistema Elettrico & IEC Questo nuovo protocollo di comunicazione di cui si è iniziato a parlare nel 1995 per la definizione della comunicazione in sottostazione si propone di: Coprire tutte le informazioni e tutte le funzioni in sottostazione Definire le informazioni, senza specificare le tecnologie (apertura nuove tech) Promuovere una completa interoperabilità tra componenti del sistema (superando la codifica IEC )

18 Il Sistema Elettrico & IEC Alcune peculiarità IEC Struttura Client-Server Interoperabilità Separazione tra applicazione e comunicazione Consultazione via Browser XML Auto Driver (self description) Report : innescato in automatico per differenza e non in polling ciclico Modellistica ad oggetti, applicazioni Peer to Peer

19 Il Sistema Elettrico & IEC Architettura a 3 livelli + 1 IEC /101 RTU - gateway towards National Dispatching Center Power Station level Digital control System IEC Feeder 1 Feeder 1 Feeder 1 Bay Level Digital Protection System IEC Field Level Primary field bus devices With comands and measures SUBSTATION AUTOMATION SYSTEM LEVELS

20 GPS Area Remota IEC Ridondato per TERNA HMI 1 HMI 2 Area di stazione Server 1 Server 2 Oscillo workstation ETHERNET SWITCH OPTICAL FIBRE ETHERNET SWITCH 3 Step up bays T1-T2-T3 Busbar and coupler Nr. 4 lines Nr. 2 spare lines T60 B90 D60 D60 Nr. 2 existing45mva L30 Transformers bays BCU BCU BCU F.O. T60 D60 D60 BCU BCU BCU BCU BCU T60 D60 L30 BCU BCU F.O. D60 BCU Area di stallo Ethernet connection with IEC protocol BCU

21 Il Sistema Elettrico & IEC Il ruolo della BCU Bay Control Unit Ia funzionalità BCU è richiesta per la generalità degli interruttori di impianto (per i montanti generatore, per gli stalli del sistema AT, per i montanti trasformatori elevatori, trasformatori ausiliari, quadri MT, arrivi e congiuntori quadri di distribuzione principale (PC/PMCC) e per il gruppo elettrogeno) la gestione viene realizzata con l impiego di apparecchiature a microprocessore multifunzione ( tipo bay computer ) aventi un elevato livello d immunità ai disturbi (classe 4 in accordo alle norme applicabili CEI EN serie 61000), talvolta si associa anche una espansione per aumentare gli I/O disponibili, o misure analogiche (tipico pressione SF6) o misura da termocoppie RTD (tipico nei trasformatori).

22 Il Sistema Elettrico & IEC Funzioni in capo alla BCU Bay Control Unit Apertura /Chiusura organi di interruzione Monitoraggio di stallo (acquisizione stati, misure,allarmi) Logiche di stallo Gestione parallelo (Sincro-check) Eventuali interblocchi a livello di stazione Diagnostica (seq. Eventi, oscilloperturbografia, localizzazione guasti) Eventuale Monitoraggio/Manutenzione preditiiva (I 2 t,gas disciolti, tgδ) Sul pannello BCU può essere prevista la predisposizione locale/distante per la scelta del posto di comando.

23 Il Sistema Elettrico & IEC Interfaccia BCU con eventuale DCS di impianto L architettura convenzionale prevedeva l interfacciamento diretto del DCS ai quadri di potenza per i comandi e acquisizione di tutti i segnali di stato (pronto elettrico, aperto, chiuso, sezionato, intervento protezione ecc.) e delle misure di interesse (tramite convertitori 4-20 ma). Questo comporta notevoli costi d impianto per i convertitori di misura, per le logiche locali a relè e soprattutto per i cablaggi verso il DCS,. Architettura tradizionale di stallo Comandi DCS cablati all interruttore

24 Il Sistema Elettrico & IEC Interfaccia BCU con eventuale DCS di impianto Sfruttando le comunicazioni standard delle nuove protezioni è facile realizzare la LAN delle varie protezioni (AT/MT/Q.BT principali) Architettura con BCU integrate Comandi attraverso IED basate sui protocolli standard (ETHERNET TCP-IP e 61850) per centralizzare tutte le informazioni ed effettuare una completa gestione del sistema elettrico tramite uno SCADA indipendente dal DCS di processo. Ciò consente d acquisire e gestire una quantità molto elevata di segnali e di misure senza costi aggiuntivi di cablaggio e senza PLC aggiuntivi e di disporre di un intelligenza distribuita in campo

25 Il Sistema Elettrico & IEC Con la grande riduzione dei collegamenti hard-wired per collegare il PLC agli organi di manovra, all aumentare dell estensione dell impianto (sia in superficie che in complessità) diventa sempre più rilevante il risparmio delle connessioni rispetto alla soluzione tradizionale E la differenza cresce ulteriormente tenendo conto della posa dei cavi, e soprattutto della messa in servizio che beneficia di grossi risparmi di tempo nelle prove in bianco (battitura dei cavi, misura segnali).

26 IEC61850 Applicazione estesa Per visitare SAET Per celebrare un importante commessa Per presentare le soluzioni Centrale SMART Edison 800 MW Simeri Crichi (2 Turbogas + 1 Turbina Vapore) con stazione GIS 400 kv

27 IEC61850 Applicazione estesa Per visitare SAET Per celebrare un importante commessa Per presentare Pacchetto le soluzioni di protezione SMART e controllo e SCADA ELETTRICO per la centrale completa

28 IEC61850 Applicazione estesa Applicazione IEC all intera centrale Per visitare SAET Value Added Reseller Per celebrare un importante commessa 3 Montanti AT GIS di generazione 1 Montante di linea GIS 3 Montanti di Per Macchina presentare Protezioni MT (105)- Protezioni BT (95) + Sistema le HMI soluzioni ridondato SGE SMART e Protezioni + Lan doppio anello con switches distribuiti

29 IEC61850 Applicazione estesa Per visitare SAET Per celebrare un importante commessa Per presentare le soluzioni SMART

30 IEC61850 Applicazione estesa Per visitare SAET Per celebrare un importante commessa Per presentare le soluzioni SMART

31 IEC61850 Applicazione estesa Esempi GOOSE : modalità orizzontale rapida Per visitare SAET BCU linea 1-3 Per celebrare un importante commessa Per presentare le soluzioni SMART BCU congiuntore Comunicazione orizzontale Tra le BCU stalli GIS 400 kv

32 IEC61850 Applicazione estesa Esempi GOOSE : modalità orizzontale rapida ATS Trasferimento Automatico Veloce Sbarre Ausiliari 10kV

33 IEC Bus di campo Livello di Campo Livello di Stallo Livello di Stazione Attualmente per limitare i cavi di segnale (sopratutto amperometriche) le protezioni e relativi ausiliari sono nei chioschi di stallo

34 IEC Bus di campo Ci sono due livelli di comunicazione in una sottostazione : Station BUS tra IED e SCADA

35 IEC Bus di campo Process BUS tra IED e campo

36 IEC Bus di campo Zone 2 Zone 1 CT-1 CB CT-2 Z2 TRIP IED-2 Z1 TRIP IED-1 Functional definition of the Brick I segnali amperometrici e voltmetrici vengono trattati in Fibra ottica con il protocollo IEC

37 IEC Bus di campo Livello di Campo / di stallo Livello di Stazione Patch Panel La stessa riduzione dei cavi con il BRICK a livello di campo consente di evitare i chioschi e relativi ausiliari accorpando tutto in sala comando

38 BPU1_B95 PATCH PANEL 1) La differenziale distribuita con il BRICK HARDFIBER 2) E sufficiente un BRICK per ogni stallo ed un unica B95 a livello centrale interfacciata con il Patch Panel Collettore

39 DCS ELETTRICO e DCS di PROCESSO Alcune considerazioni sul DCS elettrico Il sistema elettrico di una centrale può essere funzionalmente suddiviso in due sezioni. Sezione Utenze di processo Gestione utenze in sequenza (sopratutto motori) Sezione Rete Elettrica Organi di Interruz.AT/MT/BT Trafo- Q-MT/BT Distribuz.

40 DCS ELETTRICO e DCS di PROCESSO per il processo per la Rete Elettrica Occorre in genere una competenza interna, c è la centralizzazione delle competenze nel DCS di stabilimento Potrebbe bastare un servizio outsourcing; il monitoraggio ed il controllo va comunque centralizzato soprattutto se ci sono anche funzioni di SUBSTATION AUTOMATION DCS SGE DCS elettrico

41 DCS ELETTRICO e DCS di PROCESSO SGE DCS Elettrico comprende in un unica LAN non solo le protezioni, ma anche tutte le unità che servono alla gestione del sistema elettrico Protezioni Multifunzione Protezioni a singola funzione Bay computer di stallo BCU (logica di stallo) Sistemi di misura locali Dispositivi di commutazione automatica Regolatori automatici prese trafo Apparecchi di monitoraggio (interr. Trafo etc) SISTEMA DI SINCRONIZZAZIONE GPS SERVER DI SISTEMA (logica di stazione) STAZIONE DI INGEGNERIA

42 DCS ELETTRICO e DCS di PROCESSO Funzioni del sistema Elettrico integrato (funzioni specifiche di protezione) Garantire un adeguata protezione all impianto ed a tutte le apparecchiature, con gerarchia definita Isolare le aree coinvolte nel guasto in modo da minimizzare l impatto sul funzionamento del sistema elettrico Minimizzare i tempi di eliminazione dei guasti in modo da aumentare la stabilità del sistema elettrico Realizzare la Selettività di intervento delle protezioni

43 DCS ELETTRICO e DCS di PROCESSO Funzioni del sistema Elettrico integrato (funzioni estese alla gestione) Funzione di controllo nella sottostazione AT Data Base per la diagnostica (di supporto alla manutenzione predittiva) Misure (di area, di reparto, di macchina, + Recorder misure fiscali) Stazione di Ingegneria per RCE ed Oscillo Parametrizzazione protezioni (ed archivio tarature) Interfaccia con DCS di processo e con GRTN Eventuale Telecontrollo e funzione di Teleallarme

44 DCS ELETTRICO e DCS di PROCESSO Benefici dell architettura moderna DCS Elettrico - IEC Intelligenza distribuita Approccio ingegneristico Facile da estendere ( a bassi costi) Non legato alla specifica tecnologia In particolare per sottostazioni Ciascuno stallo indipendente dagli altri Minor numero di cablaggi Nessun disturbo nelle connessioni ottiche Aggiunta di segnali e comandi facilitata

45 DCS ELETTRICO e DCS di PROCESSO Benefici dell architettura moderna DCS Elettrico - IEC Ma i benefici maggiori si devono ancora vedere, quando la progettazione dei sistemi elettrici avrà recepito il potente messaggio di integrazione. DCS Elettrico - IEC Sono una fase di RE-ENGINEERING

46 IEC & MICROGRIDS MICROGRID & STORAGE MICROGRID è una utenza quasi autonoma della distribuzione

47 IEC & MICROGRIDS MICROGRID è una utenza quasi autonoma e può essere a singolo consumatore (Consumer Microgrid) oppure a consumatori multipli (Community Microgrid). Ma è vista dalla distribuzione come un singolo utente.

48 IEC & MICROGRIDS MICROGRID è una utenza quasi autonoma con una distribuzione di carichi e di sorgenti (rinnovabili) bilanciati da un utilizzo smart di una batteria energy storage con sistema EMS (Energy Management System). Ipoteticamente: Sorgente PV Sorgente Wind Energy Storage Sistema Protezione & Controllo EMS con PCS

49 IEC & MICROGRIDS CHE COSA È NECESSARIO PER IMPLEMENTARE IL SISTEMA DI CONTROLLO PER UNA MICROGRID? Un sistema di protezione e controllo in grado di realizzare : selettività isolamento guasto (self healing) fast restoration e/o automatic islanding Un sistema di comunicazione rapido in grado di abilitare queste funzioni integrandole con le informazioni del mercato dell energia.

50 IEC & MICROGRIDS E anche in questo caso, potrebbe aiutarci l IEC con la struttura peer to peer

51 CONCLUSIONI Il protocollo IEC e lo sviluppo delle protezioni a microprocessore hanno semplificato soluzioni ingegneristiche di impianto con grossi vantaggi nelle connessioni e nel commissioning. La soluzione del Bus di campo IEC (standard a F.O. per TA e TV) migliora ulteriormente la situazione soprattutto con lunghe distanze tra il campo e la sala controllo con le protezioni. L applicazione intensiva del protocollo IEC non solo in Sottostazioni AT, ma anche in centrali convenzionali, centrali da fonti rinnovabili ed ora anche MICROGRID STORAGE ha dato risultati ingegneristicamente apprezzabili, nella direzione della OTTIMIZZAZIONE DEI COSTI COMPLESSIVI.

52 CONCLUSIONI Grazie per l attenzione 51