Come rendere smart una rete di trasmissione/distribuzione? Il contributo degli specialisti software nell implementazione di smart grid. Giuseppe Menin - COPA-DATA GmbH giuseppe.menin@copadata.it 11.2010
Il software e l energia Un ruolo sempre più importante: Evoluzione dei sistemi i di protezione Passaggio da siti presidiati a telecontrollati Evoluzione logiche di controllo: Da pannelli a relé, cablaggi in rame A sistemi a microprocessore, bus di campo
Smart Grid: una nuova sfida Un approccio multidisciplinare: Specialisti in ingegneria g elettrica Produttori di apparati Specialisti ICT Software specialist System integrators Gestori delle reti
Il contributo del software Protocolli di comunicazione i Sistemi di Logica Programmabile(IEC61131-3) Apparati di campo Sistemi di supervisione (SCADA) Process gateway, RTU Energy Management System (EMS) Distribution Management System (DMS) IEC 60870-5-104
La sfida: l interoperabilità Un requisito fondamentale Integrazione di apparati da produttori diversi Strumenti di configurazione comuni Maggiore scambio di informazioni, minori tempi di reazione Libertà di scelta degli apparati Diffusione del know-how (tecnici, manutentori, utilizzatori)
Gli standards La base per l interoperabilità In particolare per Trasmissione & Distribuzione: NIST(National Institute for Standards and Technology USA) e IEC elencano alcuni Smart Grid Standards, come ad esempio: IEC61850 e IEEE C37.118. C37.118 IEC61131-3
IEC61850 Un protocollo di comunicazione Client-server (IED SCADA) Peer to peer ad alta velocità tra IED (GSSE/GOOSE) Un modello descrittivo Configurazione di apparati (ICD IED Capability Description) Configurazione di intere sottostazioni (SCD Substation Configuration Description)
IEC61850: Tools di ingegneria g IEC61850 è uno standard complesso Il progettista di un impianto deve ricorrere a vari componenti (software e librerie) e legarli assieme attraverso la scrittura di codice. Skill, competenze elevate / tempi di progettazione lunghi La sfida: ridurre i tempi di progettazione ed il livello ll di competenze richiesto Strumenti in grado di configurare apparati e sistemi in modo semplice e veloce. Garantendo l interoperabilità. Possibilità di configurazione i semi-automatica ti
Best practice
1) Substation automation La specifica SAS2006 di Terna Spa Adozione di IEC61850 (incluso GOOSE e SCL) Logiche di stazione scritte secondo IEC61131-3
1) Sottostazione Terna SAS2006 Engineering g Workstation Client Workstation STATION Computer Web client Telecontrollo IEC60870 5 104 master SERVER STAND BY WAN LAN BAY 1 BAY 2 BAY n Rappresentazione semplificata degli apparati di controllo e supervisione
1) Sottostazione Terna SAS2006 Engineering g Workstation Client Workstation STATION Computer Web client Telecontrollo IEC60870 5 104 master SERVER STAND BY WAN LAN BAY 1 BAY 2 BAY n SCADA (server ridondati, funzionalità client-server, Web server) Protocollo IEC61850 Protocollo SNMP PLC engine IEC61131-3 Process gateway IEC60870-5-104 Rappresentazione semplificata degli apparati di controllo e supervisione
1) Sottostazione Terna SAS2006 Engineering g Workstation Client Workstation STATION Computer Web client Telecontrollo IEC60870 5 104 master SERVER STAND BY WAN LAN PLC engine IEC61131-3 HMI (Human Machine Interface) Protocollo IEC61850 incluso GOOSE BAY 1 BAY 2 BAY n Rappresentazione semplificata degli apparati di controllo e supervisione
1) Sottostazione Terna SAS2006 Engineering g Workstation Client Workstation STATION Computer Web client Telecontrollo IEC60870 5 104 master Piattaforma di ingegneria comune: Editor SCADA Editor Logica programmabile IEC61131-3 WAN SERVER STAND BY Configuratore IEC61850 Configuratore Gateway IEC60870-5-104 LAN Condotte guidate via software per riconfigurazioni impianto Configurazione, BAY 1 BAY 2 BAY n Rappresentazione semplificata degli apparati di controllo e supervisione
2) WAMS/PMU based real time applications Applicazione su rete geograficamente distribuita Sistema che utilizza le misure di fasori sincronizzati (sincrofasori) provenienti dai diversi nodi di una rete. Scopo: Migliorare l affidabilità della rete prevenendo condizioni di instabilità.
2) WAMS/PMU based real time applications Da funzione di registrazione e monitoraggio dei dati provenienti da dispositivi PMU (Phasor Measurement Unit) (analisi off-line / post-mortem) A sistema attivo che utilizza i dati provenienti dai PMU per effettuare azioni sulla rete (real-time control system)
2) WAMS/PMU based real time applications SCADA IEC 61850 GPS Time synch. IEC 61131-33 PDC IEC 61850 IEEE C37.118 PMU WAN PMU PMU PMU PMU: Phasor Measurement Unit PDC: Phasor Data Concentrator :
2) WAMS/PMU based real time applications SCADA IEC 61850 GPS Time synch. IEC 61131-33 PDC IEC 61850 IEEE C37.118 PMU PMU PMU PMU WAN Contributi: ti Logica programmabile IEC61131-3 SCADA / Historian Protocollo IEC61850 incluso GOOSE Protocollo PMU: IEEE Phasor C37.118 Measurement Unit Piattaforma PDC: Phasor di ingegneria Data Concentrator comune :
Riassumendo Le sfide: Interoperabilità, tools di configurazione comuni Team work Implementazione user friendly di tecnologie complesse Qual é il contributo degli specialisti software? Ridurre la barriera all ingresso verso le tecnologie SMART GRID
Grazie per l attenzione Giuseppe Menin giuseppe.menin@copadata.it Ing. Punzenberger COPA-DATA GmbH Head Quarter: Salzburg (A) Filiale Italiana: Frangarto (BZ)