Capitolo 1 INTRODUZIONE

Capitolo 1 INTRODUZIONE Il ruolo fondamentale di un centro di controllo, è quello di soddisfare l esigenza di tenere sotto controllo un determinato processo industriale, grande o piccolo che sia. Nel caso più semplice il processo è equipaggiato con vari tipi di dispositivi di misura (sensori), che svolgono la funzione di monitoraggio, e da dispositivi di esecuzione per il controllo (attuatori). Usando questi strumenti gli operatori del centro devono essere in grado di controllare il processo di cui essi sono responsabili. Quando un processo richiede parecchi sensori e attuatori, è naturale che essi vengano raggruppati in un unico pannello di controllo, talora indicato come mimic board. In questo modo l operatore può ottenere un immagine dello stato del processo da una o più postazioni di lavoro. Nel caso in cui vengano coinvolti grandi processi, è importante riuscire ad ottenere una buona visione d insieme dell evento da un unica posizione di regia. Questa è la ragione per cui vengono costruiti i centri di controllo, dai quali il processo può essere interamente osservato e controllato. Per processi estesi geograficamente, questi centri di controllo sono necessariamente localizzati in edifici separati dall impianto controllato. Una stanza di controllo tradizionale è rappresentata in Fig. 1.1: essa consiste di un pannello di controllo su cui è schematizzato un modello del processo e da varie postazioni di lavoro per gli operatori. Le dimensioni del pannello di controllo sono direttamente proporzionali alle dimensioni e alla complessità del processo da controllare. In passato, pannelli di controllo in marmo con strumenti di ottone costituivano la regola piuttosto che l eccezione ed erano fabbricati con grande abilità e cura riportando ogni aspetto del processo da controllare. Tutte le volte che il processo veniva sostanzialmente modificato, si rendeva però necessario aggiornare il pannello di controllo. Per processi in continua evoluzione come sono le reti elettriche di trasmissione, l aggiornamento del pannello è diventato una procedura complessa e costosa. Nuove linee e nuove stazioni vengono costruite e aggiunte alla rete. In conseguenza di ciò i pannelli di controllo diventano complessi, la visione d insieme diventa problematica e Figura 1.1 Tradizionale stanza di controllo con pannello questo determina un impatto negativo di controllo sull efficienza delle funzioni di

monitoraggio e controllo. Per superare le limitazioni imposte da questa tecnologia costosa e poco flessibile la tecnologia informatica si è proposta come valida alternativa all impiego dei pannelli di controllo. Quando, intorno al 1960, i prezzi dei computer sono diventati accessibili per l industria elettrica, essi sono stati immediatamente integrati nel progetto dei nuovi centri di controllo. In questo contesto il computer elabora tutti i segnali e le misure, visualizzandoli sul video della postazione di lavoro dell operatore; il video-terminale ha dunque rimpiazzato i vecchi pannelli di controllo. In questo modo si sono evoluti i moderni centri di controllo che hanno il loro punto di forza proprio nella flessibilità di esercizio. Molti dei centri di controllo odierni, che possono contare sulle tecniche di visualizzazione più moderne, presentano ancora i pannelli di controllo, ma questi ultimi si presentano in una forma molto più stilizzata che in passato. Essi offrono un mezzo per acquisire rapidamente una visione d insieme del processo e, secondo il parere di alcuni operatori, rappresentano una forma di decorazione per la stessa sala controllo. Occorre tenere presente che il processo energetico è geograficamente esteso ed interconnesso in modo da coprire intere nazioni o addirittura continenti. Questo fatto ha spinto le compagnie elettriche a far uso di centri di controllo e supervisione fin dai primordi della loro attività, per permettere il controllo remoto di attività localizzate in luoghi distanti dal centro. Il progetto di un sistema di supervisione e controllo deve coniugare la complessità di un evoluto sistema informatico con la complessità del processo da controllare. L insieme della produzione, trasmissione e distribuzione dell energia elettrica costituisce forse il processo industriale più avanzato nella moderna società industriale. Applicare ad esso i più sofisticati sistemi di controllo computerizzati costituisce ancor oggi una sfida, in particolar modo dal punto di vista della vasta distribuzione geografica. Non deve quindi sorprendere che i mezzi di controllo usati per l industria elettrica, siano tecnicamente più avanzati di quelli utilizzati per altri processi industriali. Gli odierni sistemi di controllo consistono di elaboratori di differente complessità, operanti in tempo reale. Essi sono spesso organizzati in modo da formare strutture gerarchiche che rispondono meglio alle diverse esigenze. L ampiezza geografica del sistema pone inoltre al sistema di elaboratori del sistema di controllo pressanti esigenze di comunicazione dei dati. Il ruolo degli operatori è quello di tenere sotto costante osservazione il sistema elettrico, usando un interfaccia di comunicazione con i computer del centro che consiste di video-terminali e tastiere. Il video mostra ciò che avviene nella rete in modo rapido, accurato e facilmente comprensibile. 1.1 Tecnologia attuale La necessità di far fronte a complesse esigenze di controllo, ha fatto sì che l industria elettrica si dotasse di strumenti efficienti per assicurare la fornitura di energia elettrica con le desiderate 2

garanzie di qualità e disponibilità, a prezzi contenuti. La supervisione centralizzata fornisce una visione d insieme totale dello stato attuale del sistema elettrico. Per svolgere tutte le funzioni precedentemente descritte e quindi consentire il controllo della rete elettrica, devono essere acquisite dagli operatori del sistema misure e segnalazioni tali da assicurare l osservabilità di ogni impianto. In particolare devono essere supportate le funzioni essenziali di gestione del sistema elettrico, quali ad esempio la stima dello stato, i bilanci, il computo della riserva e delle perdite, secondo quanto verrà definito più avanti. Le informazioni acquisite dagli impianti sono poi elaborate dai vari programmi applicativi residenti nel sistema di controllo, sia in linea sia fuori linea, aventi lo scopo di svolgere e verificare tutte le attività di controllo di pertinenza degli operatori. Le informazioni devono inoltre essere rese disponibili in maniera perfettamente compatibile con il Sistema di Controllo del Gestore, senza riduzione delle sue prestazioni globali. I computer del centro di controllo supervisionano lo stato attuale del sistema, segnalano situazioni di allarme all operatore quando si verificano deviazioni dallo stato normale, come ad esempio operazioni di interruzione non preventivate oppure flussi di potenza attraverso le linee che ne superano il limite operativo. Gli allarmi sono solitamente raggruppati in modo selettivo per aiutare ulteriormente gli operatori nella ricerca rapida delle cause dell inconveniente. I più grandi centri di controllo impiegano strumenti avanzati di analisi e simulazione di reti elettriche per aiutare gli operatori a prevenire i disturbi. Anche programmi di controllo della produzione fanno di solito parte della dotazione software di un centro di controllo; essi ottimizzano economicamente le operazioni dei sistemi di energia. Il controllo centralizzato del sistema elettrico permette di riunire in un unica postazione tutte le azioni necessarie di configurazione e controllo della rete. Gli operatori possono operare interruzioni agendo sugli interruttori delle stazioni e sottostazioni elettriche e controllare le unità di generazione in servizio. Il ruolo degli operatori ha subito grandi mutazioni da quando sono stati introdotti i sistemi di controllo computerizzati. Nei primi tempi il loro compito principale consisteva nell archiviazione di dati e nella registrazione di eventi; ora le loro mansioni hanno un carattere maggiormente analitico. Il sistema computerizzato provvede automaticamente alla registrazione dei dati, li elabora e presenta agli operatori informazioni di contenuto più ricco che permettono loro di preparare operazioni di controllo coordinate secondo una strategia preordinata; tali operazioni sono poi eseguite di nuovo mediante il sistema computerizzato. Il nuovo ruolo degli operatori impone quindi notevoli requisiti all interfaccia tra il sistema di controllo e l utente umano. I requisiti funzionali del sistema di controllo a disposizione delle industrie elettriche sono vasti, ma differiscono, quanto a complessità, a seconda all area di applicazione. Negli impianti sono presenti alcuni apparati che svolgono le funzioni di acquisizione delle informazioni necessarie 3

per tutti i processi di controllo e di difesa, nonché di restituzione dei telecomandi di competenza degli operatori e dei livelli di regolazione verso gli attuatori. I requisiti funzionali più importanti includono sempre la cosiddetta funzione di acquisizione dati, supervisione e controllo, nota anche come SCADA (dall inglese Supervisory Control And Data Acquisition ) e la funzione di gestione dell energia o EMS (dall inglese Energy Management System ) che comprende procedure di calcolo orientate all analisi e simulazione dei sistemi elettrici. Per quanto riguarda i requisiti funzionali, va ricordato che il sistema di controllo deve risultare: gerarchico, distribuito e affidabile. Il requisito di possedere una struttura gerarchica è una conseguenza naturale dell organizzazione dell industria elettrica in cui le decisioni del centro giungono alla periferia del sistema attraverso numerosi stadi organizzativi (vedi Fig. 1.2). Il requisito di avere un sistema di controllo distribuito è motivato dal fatto che il sistema elettrico è geograficamente esteso sopra un area molto vasta. Infine gli oneri economici e sociali derivanti da un non corretto funzionamento del sistema di controllo sono così elevati da giustificare i severi requisiti in merito alla sua affidabilità e sicurezza. Esistono oggi una serie di dispositivi (sostanzialmente computer e sistemi informatici per Figura 1.2 Il sistema di controllo deve essere adatto alla diffusione geografica e alla struttura gerarchica del sistema elettrico 4

l acquisizione di dati in tempo reale) in grado di soddisfare le esigenze della supervisione e controllo dei sistemi elettrici. Una lista anche approssimativa dei centri di supervisione e controllo operativi oggi nel mondo sarebbe necessariamente molto lunga. Solo a titolo d esempio viene mostrato qui il sistema nazionale di controllo e monitoraggio della rete elettrica di trasmissione di un paese in via di sviluppo, di recente messa in servizio. Come si può vedere dalla Fig. 1.3, questo è un esempio di sistema di controllo gerarchico. Il paese è diviso in tre regioni operative: il nord, il centro e il sud. Ogni regione ha un suo centro di controllo, esso è responsabile di ciò che accade nell area di sua competenza. I centri di controllo regionali formano, insieme con il centro di controllo nazionale, un sistema gerarchico, nel quale il centro nazionale è responsabile di coordinare e pianificare le operazioni. Ogni regione ha un suo sistema di controllo al quale sono associate unità di controllo terminali. Il sistema di controllo della regione centrale assume in questo caso le funzioni del centro di controllo nazionale e comunica con gli altri sistemi. In caso di necessità, la funzione di centro nazionale può essere affidata ad uno degli altri due centri regionali. Figura 1.3. Schema del sistema di controllo e monitoraggio per la generazione di energia e la rete ad alta tensione di un paese in via di sviluppo 5

Capitolo 2 ESIGENZE DI CONTROLLO PER I SISTEMI ELETTRICI DI ENERGIA Per far fronte ad esigenze di controllo sempre più complesse, le industrie elettriche necessitano di strumenti efficienti atti a garantire le caratteristiche desiderate di qualità a costi competitivi dell energia elettrica. L obiettivo principale del controllo, sia a breve che a lunga scadenza, è quello di trovare il miglior compromesso tra le esigenze di sicurezza e di economia d esercizio. Questo vuol dire che le azioni di controllo possono essere caratterizzate da tre obiettivi indipendenti e talora contrastanti: qualità, sicurezza ed economia. Qualità: è normalmente definita sotto forma di un profilo accettabile per la tensione (intesa come intervallo ammissibile e assenza di flicker) e per la frequenza elettrica (intesa come valore nominale con una stretta banda di regolazione e una soglia per l errore di tempo). Sicurezza: è molto più difficile da descrivere in termini quantitativi. Di solito esistono regole che riguardano il bilancio delle potenze nei sistemi elettrici, i livelli di carico di linee e trasformatori e così via. Esse hanno lo scopo di prevenire eventuali disturbi ritenuti probabili. Economia: fa riferimento a costi d investimento sulle apparecchiature, i sistemi di controllo ecc., e i costi variabili legati all esercizio per l intero sistema elettrico di potenza. Non esiste una soluzione ideale in grado di combinare i tre obiettivi sopra menzionati nel modo migliore. Inoltre gli obiettivi di sicurezza ed economia sono in contrasto tra loro, in quanto per garantire ragionevoli livelli per ciascuno dei tre obiettivi, è ormai obbligatorio impiegare sistemi di controllo avanzati e quindi abbastanza costosi. Per comprendere pienamente lo sviluppo della tecnologia dei centri di controllo è necessario riflettere brevemente sui compiti delle industrie elettriche. Questo capitolo è quindi dedicato alla descrizione degli obiettivi e delle funzioni svolte, attraverso la pianificazione a breve termine e la gestione giornaliera. Anche le necessità organizzative e le attività di un centro di controllo sono brevemente discusse. Gli aspetti relativi all investimento di risorse economiche in un sistema di controllo computerizzato verranno pure brevemente esaminati. Infine sono fornite alcune osservazioni generali sulla base dell esperienza operativa di molti centri di controllo. 6

2.1 Stati operativi di un sistema elettrico Non c è un unico modo per descrivere le condizioni operative di un sistema elettrico di energia, dal momento che ciascun sistema ha caratteristiche proprie per quanto riguarda la produzione, la trasmissione, la distribuzione e i carichi. Le peculiarità del sistema e dei vincoli di natura fisica e legale, impongono restrizioni anche molto differenti da un caso all altro. Inoltre le attività in un centro di controllo seguono regole severe sviluppate da ciascuna industria elettrica. Gli aspetti operativi che influenzano direttamente il centro di controllo possono essere divisi in tre gruppi che riflettono i differenti orizzonti temporali di competenza: 1) pianificazione a breve termine delle operazioni, da poche ore fino a pochi mesi. Le operazioni pianificate riguardano sia l utilizzazione delle risorse di produzione che le previsioni del carico, come pure la preparazione del personale a fronteggiare potenziali fuori-servizio di parti del sistema; 2) controllo in tempo reale. Questa funzione implica il monitoraggio della produzione, dei carichi e delle tensioni, la verifica di eventuali violazioni dei livelli di sicurezza e azioni di controllo sul sistema in risposta ad eventuali guasti di protezione; 3) archiviazione delle operazioni e registrazione di disturbi. Queste operazioni hanno lo scopo di collezionare dati statistici del funzionamento del sistema, per scopi contabili e in modo da pianificare al meglio gli interventi. La registrazione dei disturbi permette di localizzarli e facilita un veloce ripristino del normale funzionamento. E noto che il funzionamento di un sistema elettrico può essere caratterizzato da uno dei quattro modi o stati operativi mostrati in Fig. 2.1: più precisamente lo stato normale; lo stato di allerta; lo stato d emergenza; lo stato ristorativo. Lo scopo generale delle operazioni svolte dal centro di controllo è quello di mantenere il sistema il più a lungo possibile nello stato normale. Questo è ottenuto individuando tempestivamente ogni possibile evento che porterebbe il sistema in stato di allerta e mettendo in gioco le opportune azioni di controllo per riportarlo il più presto possibile nello stato normale. Se il sistema energetico collassa (cioè se si verifica un black-out) la ripresa di carico in fase ristorativa deve essere graduale, ma comunque abbastanza rapida. Si considerino ora le funzioni di pianificazione delle operazioni e di preparazione dei rapporti per i sistemi elettrici. La pianificazione delle operazioni in un centro di controllo viene principalmente svolta a breve termine (ogni giorno per il successivo). L obiettivo è quello di minimizzare il costo di produzione mediante la programmazione delle generazioni tenendo conto del carico previsto e della programmazione delle unità di generazione in servizio. Anche lo scambio di potenza con altri produttori di energia elettrica viene considerato in questa sede. 7

Figura 2.1 I quattro Stati Operativi Il carico previsto è normalmente calcolato dapprima su base annuale ed è poi riportato per intervalli di tempo più brevi. Quindi la funzione di previsione del carico implica l esame di un gran numero di fonti di informazioni, per esempio relative all andamento della produzione industriale, del terziario, contatti con società locali di distribuzione e grandi consumatori, nonché le previsioni del tempo. La minimizzazione del costo di produzione di un sistema è altamente dipendente dalle risorse energetiche disponibili e dal tipo di impianti di generazione disponibili (idroelettrici, termoelettrici o nucleari). Per un sistema di produzione interamente termoelettrico, la spesa di produzione è soprattutto funzione dell efficienza degli impianti e del costo del combustibile purché quest ultimo sia disponibile. In un sistema di produzione misto con maggioranza di generazione idroelettrica, l ottimizzazione delle risorse è molto complicata. Il costo del combustibile per l energia idroelettrica è sostanzialmente nullo. Il problema è che la fornitura d acqua è limitata e incerta sia in volume che per quanto riguarda la sua distribuzione nel tempo, a causa delle imprevedibilità delle precipitazioni. Inoltre, una volta che un certo volume d acqua ha raggiunto un bacino idrico, bisogna decidere quando esso verrà usato per produrre energia elettrica. Il costo minimo per un sistema misto viene ottenuto utilizzando tutte le risorse idriche e, conseguentemente, con il minimo ricorso alla generazione termoelettrica. La minimizzazione dei costi deve però tener conto di una varietà di limitazioni relative a: ubicazione dei carichi nella rete; programmi di manutenzione; restrizioni delle capacità di generazione; piani di scambio energetico; 8

disponibilità di impianti e unità; variazioni del costo del combustibile e sua disponibilità; previsioni dell afflusso d acqua; restrizioni legali e ambientali; necessità di regolazione, lenta o veloce. 2.1.1 Cooperazione tra industrie elettriche La cooperazione tra industrie elettriche in un sistema interconnesso sta diventando sempre più comune. La cooperazione porta immensi vantaggi economici in termini di migliore stabilità, disponibilità di un maggior numero di impianti di produzione, mantenimento di un livello adeguato di generazione di riserva. Tale cooperazione rende tuttavia indispensabile l acquisizione in tempo reale, presso il centro di controllo, della misura della potenza scambiata attraverso le linee di interconnessione. 2.1.2 Controllo in tempo reale L obiettivo principale del controllo del sistema elettrico è quello di assicurare, istante per istante, la copertura del fabbisogno, ottemperando ai requisiti predefiniti di qualità e continuità del servizio. Per quanto riguarda il controllo in tempo reale, le funzioni di monitoraggio e di controllo possono essere suddivise in due parti: 1) bilancio istantaneo della potenza attiva e controllo della frequenza; 2) valutazione della capacità del sistema di trasmissione con riferimento al controllo dei limiti di transito di corrente lungo le linee e ai livelli delle tensioni. La potenza elettrica richiesta dai consumatori (il carico) deve essere prodotta nel momento stesso in cui è utilizzata. Una variazione del carico deve quindi essere seguita immediatamente da un adeguamento della generazione o si avrà uno squilibrio nel bilancio delle potenze del sistema. Nel caso in cui il carico aumenta senza che abbia luogo alcuna azione di controllo per aumentare la produzione, il deficit di potenza andrà a carico dell energia cinetica delle masse rotanti delle macchine e la frequenza tenderà a scendere. E quindi necessario un incremento di produzione per sostenere la frequenza. L uguaglianza tra carico e generazione è una condizione necessaria per il funzionamento stabile e la variazione della frequenza dal suo valore nominale è una misura dello squilibrio. Un sistema di potenza interconnesso può far fronte nel modo migliore alle variazioni casuali del carico in uno dei differenti sottosistemi dal momento che la maggior parte di tali variazioni tende a compensarsi automaticamente. Tuttavia ci sarà sempre uno squilibrio tra i valori effettivi e quelli pianificati per il sistema carico-generazione; perciò, il 9

centro di controllo, ha il compito di mantenere il bilancio della potenza e la frequenza al livello di qualità desiderata. La rete elettrica ad alta tensione permette la trasmissione di energia dagli impianti di generazione ai consumatori. Generalmente la capacità complessiva di trasmissione di una rete è determinata dalle caratteristiche di stabilità del sistema e dai limiti fisici sul transito di corrente attraverso le linee di trasmissione. Le funzioni di un centro di controllo consistono quindi nel tenere sotto controllo i limiti di transito di potenza preparando il sistema a resistere a possibili situazioni di fuori servizio. Per questo motivo, ogni industria elettrica normalmente stabilisce propri criteri e standard operativi. Per esempio, il sistema elettrico dovrebbe resistere a: fuori-servizio improvviso di un generatore; fuori-servizio di una linea di trasmissione o di un trasformatore; guasti di tipo transitorio. In una situazione di fuori-servizio il centro di controllo deve essere preparato a intraprendere appropriate azioni per modificare la produzione e/o ridisegnare la topologia della rete di trasmissione in seguito all intervento dei dispositivi di protezione. Un requisito fondamentale dell esercizio della rete di trasmissione è che il sistema possa mantenere il livello desiderato di tensione in diverse condizioni operative. Lo strumento principale per una regolazione stabile della tensione è il sistema di eccitazione delle macchine sincrone. Lo scopo del controllo è quello di garantire che ci sia sufficiente margine di eccitazione in entrambe le direzioni. I margini di eccitazione sono espressi in termini del valore di potenza reattiva di riserva disponibile. Nel caso di un disturbo della rete, la potenza reattiva di supporto deve essere disponibile nella stessa area del sistema dove è avvenuto il disturbo. Le stesse considerazioni valgono per le variazioni del carico reattivo assorbito dai consumatori. Per questo motivo vengono impiegati anche i trasformatori con rapporto variabile e dispositivi elettronici come gli SVC ( Static Var Compensator ), dislocati in posizioni strategiche della rete. Il centro di controllo ha il compito di mantenere adeguato il livello della tensione in tutta la rete, mediante un monitoraggio continuo e attivando o disattivando opportunamente i dispositivi di compensazione. La sorveglianza continua delle connessioni degli elementi di rete (posizione degli organi di manovra) e dei dati dinamici degli impianti (misure di potenza, di frequenza e di tensione) consente agli operatori di attuare tutte le azioni di controllo necessarie al fine di conseguire gli obiettivi sotto elencati: Verifica della disponibilità dei componenti del sistema elettrico: l operatore di sala controllo verifica le prestazioni dei gruppi di generazione rispetto al programma di produzione 10

previsto e, tenendo conto di eventuali avarie verificatesi sul sistema elettrico, definisce gli assetti di rete opportuni. Verifica della sicurezza: per garantire un adeguato livello di sicurezza nel servizio ed individuare eventuali aree critiche, l operatore di sala controllo esegue simulazioni in regime stazionario e/o dinamico di guasti ritenuti particolarmente probabili (es. guasti causati da fulminazioni). Nel caso in cui il guasto ipotizzato sia di gravità tale da portare il sistema in uno stato vulnerabile (per esempio, se sono presenti componenti in sovraccarico) o in emergenza (perdita di qualche componente, disalimentazioni, separazione di rete) l operatore interviene immediatamente sul sistema per ricondurlo in condizioni di funzionamento in Sicurezza N-1. Regolazione della frequenza e controllo dell interconnessione con l estero: l operatore, utilizzando la funzione di regolazione frequenza-potenza, mantiene la deviazione fra scambio di energia programmato con gli altri paesi europei e scambio reale ai valori più bassi possibili, e comunque entro i limiti stabiliti dalle regole UCTE. In caso di separazione della rete italiana dall estero questa funzione garantisce il mantenimento della frequenza di rete al valore programmato. Regolazione della tensione: per il controllo dei profili di tensione l operatore utilizza la funzione di regolazione di tensione del sistema di controllo. E definito, inoltre, un piano per la gestione coordinata di inserzione e disinserzione delle batterie di condensatori e dei reattori in derivazione. Qualora i provvedimenti e le risorse disponibili non assicurino un regime di tensione soddisfacente si procede alla variazione dell entità del parco generatori in servizio e, se necessario, anche a variazioni topologiche della rete al fine di variare l apporto di potenza reattiva da parte della rete. Gestione dei piani di difesa e di riaccensione: in occasione di un incidente generalizzato o di grande estensione, l intervento dei dispositivi automatici o manuali previsti nei piani di difesa del sistema elettrico ha l obiettivo di ridurre l entità del disservizio. Se, malgrado questi interventi, il sistema elettrico dovesse evolvere in uno stato di black-out esteso, l operatore dispone l attivazione del piano di riaccensione del sistema elettrico o, in alternativa, dirige tutte le manovre da effettuare per riportare il sistema elettrico in condizioni di normale funzionamento. Nel seguito verranno esaminate le caratteristiche salienti del centro di controllo computerizzato con riferimento al modo in cui i sopramenzionati compiti di controllo sono incorporati nel suo progetto. Le funzioni di un centro di controllo spesso servono a soddisfare i requisiti sia di sicurezza che di economia, almeno nello stato normale. Nello stato di allerta lo scopo è di impedire una separazione della rete, per cui l aspetto della sicurezza del sistema diventa preminente. Nello stato ristorativo lo scopo è quello di riportare il sistema elettrico nello stato normale il più in fretta possibile, prendendo in considerazione sia gli aspetti di sicurezza che di economia. Infine nello stato di emergenza tutti i sistemi di controllo centralizzato vengono fatti funzionare solo 11

mirando all aspetto della sicurezza. La supervisione centralizzata fornisce una visione completa dello stato effettivo del sistema elettrico rendendo possibile il mantenimento dello stato operativo normale. Qualunque scostamento dalle condizioni normalmente pianificate è automaticamente identificato e riportato agli operatori. Essi possono avviare azioni di controllo intese a impedire che un guasto si propaghi a cascata in tutta la rete oppure a modificare condizioni di funzionamento non economiche. La supervisione d insieme è tesa a minimizzare le conseguenze di una parziale interruzione del servizio sfruttando al meglio il sistema di produzione e trasmissione. I più grandi centri di controllo dispongono di strumenti avanzati di supervisione, analisi e simulazione che assistono gli operatori nel compito di prevenire, se possibile, i disturbi. Questi centri usualmente utilizzano tecniche di ottimizzazione per il controllo della produzione e per la pianificazione, mettendo in conto costi e perdite di potenza. Il controllo centralizzato, grazie alla funzione di SCADA, permette di intervenire su tutto il sistema elettrico da una sola postazione. Operazioni sicure e veloci possono perciò essere attuate sia nello stato normale sia nello stato ristorativo abbreviando la durata dei disservizi. In questo contesto il controllo consiste nel comando a distanza degli interruttori. Tutte le parti del sistema possono essere selettivamente interrotte per consentire all operatore di localizzare la causa del disturbo e di impedirne la propagazione. In aggiunta, i dati delle interruzioni sono raccolti in opportuni archivi per consentire agli operatori una dettagliata analisi a posteriori. Oggi i centri di controllo computerizzati possono spesso contenere funzioni per raccogliere dati statistici e rapporti sulle operazioni eseguite; queste ultime sono stampate direttamente o trasferite ad altri sistemi computerizzati per mezzo di un nastro magnetico o direttamente con un collegamento tramite computer. I vantaggi di queste integrazioni sono quelli di avere attendibili informazioni statistiche e alleggerire l operatore da lavoro di routine. 2.2 Organizzazione e attività degli operatori La responsabilità delle operazioni del sistema elettrico e del mantenimento della sicurezza del personale è normalmente assegnata al centro di controllo. A causa dell interconnessione dei sistemi e della più stretta collaborazione tra gli operatori dei diversi sistemi elettrici, questa responsabilità viene ad essere in qualche modo suddivisa tra differenti centri di controllo. Questa suddivisione di compiti ha luogo anche all interno del centro stesso, dal momento che un numero sempre maggiore di funzioni è svolta dai computer del centro e sempre più persone traggono vantaggio da queste funzioni per il loro lavoro. Tale situazione richiede una chiara suddivisione delle responsabilità e delle attività che sono svolte presso il centro. In questo modo operano i centri di controllo gerarchici con le loro differenti strutture operative. Le molte attività di un centro di controllo sono, come precedentemente accennato: controllo della produzione; definizione del sistema di trasmissione; 12

organizzazione della manutenzione; simulazione di fuori-servizio e addestramento degli operatori; supervisione del sistema di controllo. Le prime tre attività sono quelle che tradizionalmente e logicamente hanno la massima priorità. Le due attività che seguono sono state introdotte dall impiego del computer, ma sono tuttavia cruciali. Inoltre, le attività degli operatori possono essere organizzate in tre gruppi, ciascuno dipendente dal particolare orizzonte temporale a cui fa riferimento: pre-dispacciamento, dispacciamento e post-dispacciamento. Le attività di pre-dispacciamento sono destinate a sviluppare il piano delle generazione a breve termine, cioè dall ora presente alle ore successive della giornata. Le attività incluse sono: previsione del carico a brevissimo termine; dispacciamento delle generazioni; pianificazione dell interscambio; pianificazione del carico e della potenza reattiva; pianificazione delle operazioni di manutenzione; sviluppo di operazioni di interruzione pianificate; elaborazione di piani per il ripristino del servizio dopo i disturbi. Le attività di dispacciamento realizzano i piani sviluppati nella fase di pre-dispacciamento e controllano il sistema per far fronte alle necessità effettive che si manifestano in esso per l intervallo di tempo attuale (di solito 1 ora). Queste attività normalmente includono: monitoraggio del sistema di potenza, del suo equipaggiamento e del suo stato operativo; dispacciamento della potenza per ottimizzare i costi di produzione e per realizzare il bilancio tra la generazione e il carico; negoziazione degli interscambi e valutazione degli aspetti economici e di sicurezza derivanti; operazioni di interruzione pianificate oppure conseguenti a disturbi. Le attività di post-dispacciamento analizzano ed elaborano le informazioni raccolte durante il periodo di dispacciamento per soddisfare i requisiti di archiviazione dei dati e identificare i fuori-servizio fra gli effettivi disturbi. Queste attività migliorano la pianificazione e l esercizio dei sistemi elettrici. Fra le attività svolte troviamo: memorizzazione di eventi e dell attività degli operatori; raccolta di dati statistici; preparazione di rapporti sulla generazione di potenza; preparazione di bilanci di energia; 13

analisi dei disturbi. Il sottosistema di comunicazione uomo-macchina di un centro di controllo computerizzato costruisce l interfaccia operativa verso il sistema di potenza e il suo funzionamento. Un profilo concettuale si trova in Fig. 2.2. Stando a quanto visto finora, l efficienza del sottosistema di interfaccia è di fondamentale importanza per il funzionamento del centro di controllo e deve possedere importanti requisiti come la qualità, la funzionalità e la versatilità. 2.3 Fattori economici relativi all investimento L investimento in un sistema di controllo computerizzato implica un gran numero di fonti di spesa al di là dell acquisto dell equipaggiamento di base. Fra questi costi possiamo, per esempio, menzionare l investimento per i sistemi ausiliari (alimentazione di potenza, impianto di condizionamento, sistema di comunicazioni), adattamento del sistema di potenza alla tecnologia del centro, operazioni di manutenzione, mantenimento di pezzi di ricambio e costi di ampliamento del sistema durante tutta la sua vita. Può risultare interessante valutare il costo complessivo del sistema di controllo, relativo all intera durata di vita del centro, per paragonarlo con i benefici che questa tecnologia introduce. A causa del fatto che i requisiti di economia e di sicurezza sono contrastanti, una grande varietà di metodologie sono state sviluppate nell analisi dei costi-benefici di un centro di controllo automatizzato. Figura 2.2 Attività operative, piani concettuali 14

Non esistono quindi metodologie generali per valutare il valore economico o meglio le riduzioni di spesa prodotte dal sistema di controllo. Generalmente ogni industria elettrica sviluppa una propria tecnica di valutazione. In ogni caso, si possono identificare alcuni fattori comuni. Fondamentalmente, i benefici derivanti dall installazione di un sistema di controllo computerizzato possono essere divisi in tre categorie: a. razionalizzazione dell esercizio; b. migliore efficienza economica del sistema; c. migliore affidabilità del sistema elettrico. I benefici relativi alla prima categoria sono facilmente quantificabili economicamente e possono da soli giustificare l investimento di base. Il nuovo sistema impone un mutamento nell organizzazione sia dell esercizio che della manutenzione, per esempio procedendo verso la gestione remota di stazioni e sottostazioni elettriche non presidiate. Questi cambiamenti spesso comportano riduzione del personale e costi di manodopera. In molti paesi c è mancanza di personale qualificato e ciò giustifica le spese d investimento, le quali si possono misurare in termini economici. I benefici della seconda categoria sono generalmente facili da stimare e conseguentemente è possibile assegnare a loro un valore. L ottimizzazione economica delle risorse produttive è sempre stata di grande interesse e sia la pianificazione dell esercizio sia l ottimizzazione della produzione in tempo reale sono ora incluse tra le funzioni di un centro di controllo automatizzato. Una significativa analisi dei costi-benefici può essere svolta per quanto riguarda gli effetti sulla razionalizzazione dell esercizio e sull economia delle operazioni. Questa analisi può includere i miglioramenti economici nel dispacciamento e nella previsione dei carichi. Tuttavia gli investimenti nel sistema di controllo non sono orientati esclusivamente al conseguimento di vantaggi di natura economica e, per questo motivo, l analisi costi-benefici deve comprendere anche il criterio dell affidabilità e sicurezza dell esercizio. L investimento orientato alla sicurezza è spesso considerato come una forma di assicurazione contro i black-out nei sistemi elettrici. Se una industria elettrica ha sperimentato un grande black-out, un analisi dei costi di investimento nelle funzioni orientate alla sicurezza è pressoché inutile. In caso contrario la giustificazione della spesa richiede qualche altro dettaglio. Esistono inoltre due approcci per la valutazione dell investimento dal punto di vista della sicurezza; ciascuno di essi basa la sua valutazione sull aumento dell affidabilità del sistema e su i costi di interruzione. La stima dei costi di interruzione deriva da costi diretti, come per esempio il costo del kwh non fornito e da costi indiretti per la società dovuti ad una disalimentazione del carico totale o parziale. I costi indiretti sono di solito più grandi dei costi diretti, però entrambi questi costi sono in realtà difficili da dedurre e quindi ciascuna società prevede una propria linea di condotta. L introduzione dei centri di controllo automatizzati permette una riduzione dei tempi di 15

disservizio tra il 20% e il 50%. Il complesso di queste valutazioni e la considerazione di eventuali alternative nel progetto e nell esercizio dei sistemi elettrici di energia porta ad affermare che l investimento in un centro di controllo computerizzato rappresenta una spesa alquanto giustificata. 2.4 Esperienza dei centri di controllo Un grande numero di centri di controllo computerizzati sono stati introdotti in tutto il mondo durante l ultimo trentennio. Viste da una prospettiva globale queste realizzazioni sono state spesso una sfida per le industrie elettriche. Questi nuovi strumenti spesso impongono nuove procedure di pianificazione e di esercizio. Oltre a ciò, i nuovi sistemi computerizzati richiedono un tipo di manutenzione al quale il personale addetto non è abituato. Inoltre la lista dei progetti sbagliati e delle consegne ritardate indica che quello dei centri di controllo è un settore soggetto a rapido sviluppo tecnologico. L esperienza insegna che i sistemi standardizzati giocano un ruolo importante per la realizzazione di un progetto di successo. La standardizzazione copre sia l aspetto funzionale che quello di progetto (hardware, software e database), e conferisce al sistema di controllo flessibilità e qualità. La flessibilità è richiesta per adattare il sistema alle differenti necessità delle industrie e per una futura espansione dei sistemi installati. La qualità permette di soddisfare specifici requisiti in termini di tempi di consegna, di funzionalità e di prestazioni. Essa garantisce anche una realizzazione graduale e mantiene la disponibilità del sistema al livello richiesto. I requisiti di base delle industrie elettriche per la supervisione remota ed il controllo, sono vasti e molto differenziati. Le funzioni del sistema SCADA di solito soddisfano le esigenze fondamentali, mentre quelle del sistema EMS forniscono ulteriori applicazioni di calcolo a disposizione degli operatori. Lo sviluppo delle applicazioni orientate ai sistemi elettrici di potenza o funzioni EMS è svolto in parallelo con lo sviluppo delle funzioni del sistema SCADA. L integrazione stretta tra queste funzioni nel sistema di controllo in tempo reale è molto importante con riguardo sia alla comunicazione uomo-macchina che ai programmi di calcolo. Gli sviluppi tecnologici compiuti negli ultimi anni, hanno permesso di ampliare la gamma delle funzioni del centro di controllo; ad esempio i tempi di risposta del sistema di comunicazione uomo-macchina sono tipicamente dell ordine di un secondo, una nuova rappresentazione topologica della rete può essere presentata sul video in qualche secondo e la stima dello stato può essere svolta ciclicamente allo stesso livello dell acquisizione dati. Il livello delle prestazioni del sistema durante un grave disturbo della rete è di grande interesse e si può prevedere per il futuro un incremento dei requisiti relativi al numero di eventi da elaborare e alla classificazione degli allarmi. Oggi, le industrie elettriche si affidano ai centri di controllo computerizzati per il loro esercizio, una situazione che sarà sempre più accentuata in futuro. La disponibilità dei sistemi di controllo 16

diventerà sempre più importante e stimolerà necessariamente la ricerca di nuovi strumenti sia hardware che software. 17

Capitolo 3 FUNZIONI DI SUPERVISIONE E CONTROLLO I sistemi di controllo di supervisione computerizzati delle industrie elettriche sono in attività in tutto il mondo da oltre 30 anni. L esperienza maturata attraverso numerose installazioni ha permesso di stabilire un insieme comune di funzioni base operanti in quasi tutte le realizzazioni esistenti sul mercato, a prescindere dal venditore. Queste funzioni si riferiscono al sistema di acquisizione dati, controllo e supervisione e sono d ora in avanti indicate come funzioni SCADA (dall inglese Supervisory Control And Data Acquisition ). Durante lo sviluppo delle funzioni di SCADA si è affermato un concetto di sistema elettrico abbastanza standardizzato che può adattarsi facilmente alle peculiari caratterisitiche delle differenti realizzazioni. Ne consegue che il sistema SCADA è un complesso di strumenti hardware e software generici in grado di fornire un insieme di funzioni molto flessibile. L effettivo impiego di SCADA è specificato dai parametri contenuti all interno del suo database. Ciò permette di ridurre i costi, aumentare l affidabilità del sistema attraverso il ricorso a progetti già collaudati e rende sicure le fasi dello sviluppo e della realizzazione del sistema. Il sistema SCADA costituisce inoltre la base per l implementazione di altre funzioni avanzate; ad esempio in passato alcune funzioni, come la stima dello stato, venivano svolte in background cioè con bassa priorità ed erano poco integrate con il sistema SCADA. Oggi, alcuni venditori hanno già cominciato la completa integrazione di queste funzioni, non solo dal punto di vista dell interfaccia con l operatore, ma anche nel software e nel progetto del database e questa tendenza è destinata a continuare certamente nel futuro. Requisito fondamentale per la funzione SCADA è quello di consentire un ulteriore sviluppo del sistema di controllo una volta che essa è stata messa in servizio. Questo è importante, per rendere possibile l aggiunta di nuovi componenti al sistema elettrico, i quali devono essere monitorati e controllati dal sistema di controllo. I computer odierni permettono lo sviluppo del software e sono per questo dotati di sistemi di sviluppo e di compilatori di facile uso. Il software, scritto con linguaggi di alto livello, ha un architettura di tipo funzionale e modulare che si adatta facilmente ad aggiornamenti ed espansioni. Mediante l uso dei servizi di database in tempo reale, è possibile introdurre facilmente nuovi dati e nuove strutture nel sistema tutte le volte che è necessario. Questo capitolo fornisce una panoramica delle funzioni SCADA disponibili nei sistemi di controllo odierni. Dapprima è presentata la funzione di acquisizione ed elaborazione dei dati; poi sono descritti il monitoraggio, l elaborazione degli eventi e l utilizzo dei dati. Il sistema di controllo agisce sul sistema elettrico, sia in modo automatico che a richiesta, con differenti funzioni di controllo. Viene presentato il concetto di etichettamento temporale dei dati e ne 18

viene chiarito l uso per la pianificazione e l analisi. Il capitolo si conclude con una descrizione delle funzioni di elaborazione, della preparazione di relazioni e di calcolo matematico. 3.1 Acquisizione dati Le informazioni di base per quanto riguarda il sistema elettrico sono raccolte dai dispositivi che si trovano nelle stazioni, sottostazioni e negli impianti di generazione. Le apparecchiature del sistema di controllo, territorialmente distribuito, permettono l acquisizione di dati remoti. I dati possono anche essere inseriti manualmente oppure calcolati. Questi ultimi sono trattati esattamente come quelli ottenuti con il collegamento dati automatico. Per esempio, i dati relativi a stazioni passive, cioè sprovviste di attrezzature per l acquisizione di dati, possono essere immessi dall operatore dopo che egli ha ricevuto, per telefono, le necessarie informazioni. Altri dati possono anche essere calcolati e immagazzinati nel database utilizzando per il calcolo i valori ottenuti automaticamente; per esempio valori di potenze apparenti possono essere calcolati a partire dai valori misurati delle potenze attive e reattive. 3.1.1 Indicatori di stato Lo stato degli interruttori e dei sezionatori e i segnali d allarme sono indicati con il termine collettivo di indicatori di stato. Normalmente ci sono indicatori di stato sia di tipo singolo (1- bit) che doppio (2-bit). La doppia indicazione è normalmente usata per gli interruttori, i sezionatori e tutti i dispositivi con due stati; un bit rappresenta il contatto chiuso e l altro bit il contatto aperto. Questo facilita l identificazione di valori erronei o di valori transitori (per esempio le combinazioni 00). Ci possono essere anche indicatori di stato a tre bit nei quali il terzo bit indica se, nel periodo compreso tra due successive scansioni delle misure, si è verificata una manovra rapida del tipo chiusura-apertura-chiusura. Gli indicatori di stato sono normalmente trasmessi solo quando ha luogo un cambio di stato. All avvio del sistema (oppure in caso di riavvio del medesimo) è necessario eseguire una completa acquisizione del valore di tutti gli indicatori. I sistemi di controllo procedono all acquisizione di questi dati secondo schemi differenti; per esempio è possibile che tutte le indicazioni vengono raccolte ciclicamente. Questa soluzione richiede però una sufficiente capacità del sistema di trasmissione dei dati. Molto spesso si fa uso della memorizzazione transitoria (o buffering ) dei dati che rende possibile la memorizzazione di più di una variazione di stato durante un ciclo di scansione. In questo modo nessun cambiamento di stato viene perso, anche se si verificano alcuni cambiamenti, per esempio durante la fase di transitorio che fa seguito ad un guasto. 19

3.1.2 Valori misurati Diversi tipi di valori misurati vengono acquisiti dal sistema di controllo; ad esempio, livelli di tensione, flussi di potenza attiva e reattiva, posizione dei variatori di rapporto di trasformatori, temperature del macchinario elettrico. Questi valori rappresentano lo stato istantaneo delle grandezze misurate o punti misura. Vengono raccolti due tipi di valori: valori analogici trasformati in formato binario mediante conversione analogico-digitale valori codificati digitalmente Di solito questi valori istantanei giungono il sistema di controllo sotto forma di pacchetti di stringhe binarie. Ciò significa che è necessario normalizzare questi valori prima che siano memorizzati nel database. I valori delle misure devono essere scalati ed espressi in unità ingegneristiche, prima di essere presentati all operatore. Lo scalamento, generalmente di tipo lineare, è comunemente realizzato come parte delle funzioni del database. Ciò significa che i valori vengono scalati solo quando sono recuperati dal database e non quando essi vi sono memorizzati, perchè quest ultimo è il processo più frequente. Ci sono anche soluzioni progettuali in cui computer speciali, detti computer front-end, effettuano lo scalamento; in questo caso i valori scalati sono poi memorizzati nel database. L acquisizione dei valori misurati è effettuata ciclicamente (è necessario specificare cicli di scansione e gruppi di misure da acquisire per ciascun ciclo), oppure solo in caso di variazione (è necessario specificare una banda morta per ciascun punto misurato; la misura è trasmessa solo quando viene superata la banda morta rispetto all ultimo valore trasmesso). Quest ultimo metodo è frequentemente usato se si dispone di canali di comunicazione a bassa velocità. Naturalmente all avvio del sistema SCADA è necessario svolgere un ciclo completo di acquisizione di tutte le misure. Spesso è realizzato anche un sistema digitale di filtraggio per ridurre ulteriormente la necessità di acquisire dati. I cicli di scansione delle misure e i punti misura appartenenti a ciascun gruppo sono di solito presentati su un apposito terminale video. Le bande morte e i parametri di filtraggio possono essere memorizzati nel centro di controllo e trasferiti alle RTU; eventuali variazioni sono eseguite usando semplici procedure interattive attraverso le unità video. 3.1.3 Valori dell energia La misurazione dei valori di energia è ottenuta per mezzo dei contatori di impulsi. Il conteggio degli impulsi impiega normalmente due registri: un contatore e un registro a intervallo di tempo. L intervallo di tempo normalmente accettato è di un ora. Quando l ora scade, si avvia il trasferimento dal contatore al registro a tempo (congelamento); quindi il contatore riprende a contare per l ora successiva e il contenuto del registro è trasmesso al centro come parte della normale scansione dei dati di misura. Il trasferimento del contenuto del 20

contatore al registro è attuato sulla base del tempo scandito da un orologio locale oppure a richiesta. Talora vengono inviate richieste dei valori dell energia ad intervalli di tempo intermedi. Ciò dà luogo alla raccolta di una successione di valori parziali, per esempio ogni 6 minuti (10 volte all ora), e i successivi calcoli di bilancio energetico permettono agli operatori di tenere sotto controllo gli interscambi e la generazione secondo i programmi. 3.2 Monitoraggio ed elaborazione degli eventi I dati acquisiti dal sistema di potenza sono automaticamente controllati per garantire che i valori calcolati e misurati stiano all interno dei limiti ammissibili. Anche gli indicatori di stato sono monitorati relativamente ai mutamenti di stato e memorizzati nella giusta sequenza temporale. I valori misurati sono controllati anche per quanto riguarda la velocità di variazione e per la registrazione della loro evoluzione nel tempo ( trend continuo). Essi sono anche registrati per permettere l analisi a posteriori dei guasti. Il monitoraggio dei dati raccolti può avere diversi obiettivi e naturalmente differisce a seconda dei dati acquisiti. In caso vengano identificate una violazione dei limiti e una variazione degli indicatori di stato, si procede all elaborazione di eventi. Questa elaborazione assegna l evento a certe classi prestabilite e il risultato di questa viene riportato all operatore, attraverso il sottosistema di interfaccia uomo macchina. 3.2.1 Monitoraggio degli stati Il valore di ciascun indicatore di stato è confrontato con quello precedentemente memorizzato nel database. Quando lo stato cambia, viene generato un evento. Di solito l indicatore di stato è confrontato con uno stato normale selezionato in precedenza. In questo modo si può prevedere una transizione di stato operativo normale/anormale per quel particolare dispositivo che può essere segnalata all operatore. Spesso viene specificato che eventi prodotti da cambiamenti di stato siano presentati all operatore con un ritardo di qualche secondo. Ciò risulta utile per sopprimere segnali d allarme transitori e false posizioni intermedie degli apparecchi di manovra a due stati. Per esempio, il normale tempo di intervento di un sezionatore occupa alcuni secondi il che significa che all operatore verrebbe notificato uno stato temporaneo 00 nel caso di ritardo nullo. La Fig. 3.1 fornisce un esempio di monitoraggio degli indicatori di stato. Spesso sono anche realizzati speciali schemi di ritardo, per identificare operazioni automatiche di richiusura. Nel caso di una richiusura riuscita degli apparecchi di manovra locali, gli allarmi vengono soppressi. Ad ogni modo il sistema automatico di monitoraggio, indica esattamente ciò che è successo nella lista degli eventi. 21