caratteristicheeprimeesperienze di esercizio di una rete ... · di esercizio di una rete elettrica...
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Caratteristiche e prime esperienzedi esercizio di una rete elettricasmart
Sezione Trentino - Alto Adige Südtirol
Seminario tecnico
smart
Relatori
Gastone Guizzo – AEIT TAAStefan Rainer - En-co
Università di Trento, 20 gennaio 20171
Principali prestazioni funzionali della rete MT della Cooperativa Centrale Elettrica Fleres
� RIED (punto di interconnessione
principale)
- potenza in immissione: 5300 kW
- potenza disponibile: 2500 kW
� RIED (punto di interconnessione
principale)
- potenza in immissione: 5300 kW
- potenza disponibile: 2500 kW
Parametri contrattuali relativi ai punti di interconnessione fra Reti
� Ponticolo (punto di interconnessione
di emergenza)
- potenza in immissione: 3000 kW
- potenza disponibile: 2000 kW
� Ponticolo (punto di interconnessione
di emergenza)
- potenza in immissione: 3000 kW
- potenza disponibile: 2000 kW
Potenza massima immessa e prelevata nel punto di connessione
principale-anno 2016
2
principale-anno 2016
Periodo gennaio-settembre 2016:
- energia immessa: 8.680.657,57 kWh
- energia prelevata: 868.676,53 kWh
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Po
ten
za (
kW
)
Potenza massima immessa/prelevata-anno 2016
Potenza max immessa (kW) Potenza max prelevata (kW)
Situazione ante 2014
Principali caratteristiche della rete MT della Cooperativa Centrale Elettrica Fleres
3
� Cavi MT: tipologia prevalente ARG7H1R/32 sez. 95
mm2, sviluppo: 17451 m
� Cabine MT/BT di sola distribuzione: n. 11
� Utenti: BT: n. 447, MT: n.2
� Impianti di produzione:
- MT: n. 5, Pinst.: 5106 kVA dei quali il 96% di tipo
idroelettrico;
- BT: n. 2, 112,2 kW di tipo FV.
Principali caratteristiche della rete MT della Cooperativa Centrale Elettrica Fleres
Situazione transitoria
4
� Cavi MT: tipologia prevalente ARG7H1R/32 sez. 95 mm2 e
ARP1H5EX 12/20 sez. 185 mm2, sviluppo complessivo: 28159 m
(compreso tratto fuori servizio);
� Cabine MT/BT di sola distribuzione: n. 12;
� Utenti: BT: n. 446, MT: n. 4;
� Impianti di produzione:
- MT: n. 7, Pinst.: 6404 kVA dei quali il 85% di tipo idroelettrico;
- BT: n. 2, 112,2 kW di tipo FV
IMS-TLC Interruttore-TLC
Protezioni Rivelatori di guasto di tipo non
direzionale per max corrente
Rivelatori di guasto di tipo
direzionale per max corrente
- Misura delle tensioni su tutti i trasformatori MT/BT,
lato BT ed in MT presso le centrali
Principali prestazioni costruttive della rete MT
Situazione futura
6
� Cavi MT: tipologia prevalente ARG7H1R/32 sez. 95 mm2 e
ARP1H5EX 12/20 sez. 185 mm2, sviluppo complessivo: 27468 m
� Cabine MT/BT di sola distribuzione: n. 12
� Utenti: BT: : n. 446, MT: n. 4
� Impianti di produzione:
- MT: n. 7, Pinst.: 6404 kVA dei quali il 85% di tipo idroelettrico;
- BT: n. 2, 112,2 kW di tipo FV.
Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Perché è stata implementata di funzionalità innovat ive (SDS) la rete MT della Cooperativa?
Garantire una miglioremigliore qualità,qualità, continuitàcontinuità ee sicurezzasicurezza deldelservizioservizio elettricoelettrico eded unauna ottimaleottimale gestionegestione deidei flussiflussi didi potenzapotenza(prodotta/assorbita)(prodotta/assorbita)..
Le funzionalità innovative applicate hanno riguardato:
a) Monitoraggio
7
a) Monitoraggio: raccolta dati in tempo reale, finalizzata allaosservabilità dei flussi di potenza, ai valori di tensione ecorrente, THD e registrazione eventi/guasti
b) Controllo: raccolta dati in tempo reale, finalizzata allaregolazione della tensione, alla diagnostica, allo stato degliapparecchi
c) Protezione: selettività logica, localizzazione del tronco sede diguasto, funzionamento in isola intenzionale, telescatto(intervento SPI) della GD per intervento protezioni.
Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Sistema di protezione
Nei punti di interconnessione con edyna, il SPG ed il SPI sono conformi a quantoprescritto dalla Norma CEI 0-16.Le medesime protezioni sono state applicate alle protezion i lungo linea conselettività logica.
Selettività logica e telescatto
8
La medesima logica di funzionamento avviene La medesima logica di funzionamento avviene nel caso di alimentazione da nel caso di alimentazione da PonticoloPonticolo
Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Sistema di protezione
Selettività logica
• Selezione dei guasti polifasi e doppio monofase a terra
• CEI 0-16, Caso 1: terza soglia PG 50 o 50N: tempo estinzione guasto: ≤ 0,2 s ≤ 0,2 s
(tap: 0,07 s, trp: 0,13 s)
• Condizioni: rete MT Utente in cavo e previa comunicazione scritta al
Distributore
9
PL PG
Ried/Ponticolo Ladurns1/Ast
P1edyna
PL
Ch
Ap
PGCh
Ap
TRR
P1
Ch
Ap (*): t eg≤200 ms(*)
P.d.C.
Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Sistema di protezione
Selettività logica
• Selezione dei guasti monofasi a terra
• CEI 0-16, art. 8.5.12.7
PL PG
Ried/Ponticolo Ladurns1/Ast
P1edyna
10
PL
Ch
Ap
PGCh
Ap
P1
Ch
Ap(*): t eg≤450 ms
(*)
Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Localizzazione guasti
In questa fase i guasti vengono solosolo segnalatisegnalati al posto centrale ed al personalereperibile, tramite invio di un allarme su cellulare, che ri porta l’aperturadell’interruttore a monte del guasto. Il personale individ ua il tronco guasto sutablet o sul posto centrale.
I rilevatori di guasto installati di produzione THYTRONIC, sono sia di tipodirezionaledirezionale didi correntecorrente ((5050,, 5151)) cheche nonnon direzionaledirezionale.
La scelta del tipo di rilevatore di guasto è stata subordinat a dal contributo allacorrente di corto circuito dei generatori .
11
corrente di corto circuito dei generatori .
Il criterio di scelta adottato, consente di avere la corrett acorretta informazioneinformazione deldel troncotroncoguastoguasto indipendentemente dall’assetto di esercizio della rete.
RG1 RG2 RG3 RG4 RG5P1PG
Ethernet
Centro elaborazione/controllo
Scatto P1
Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Regolazione della tensione qualche dato
20200
20300
20400
20500
20600
20700
20800
20900
21000
21100
21200
0:00
0:45
1:30
2:15
3:00
3:45
4:30
5:15
6:00
6:45
7:30
8:15
9:00
9:45
10:3
0
11:1
5
12:0
0
12:4
5
13:3
0
14:1
5
15:0
0
15:4
5
16:3
0
17:1
5
18:0
0
18:4
5
19:3
0
20:1
5
21:0
0
21:4
5
22:3
0
23:1
5
Tens
ione
(kV
)
Andamento della tensione sui nodi della rete-22/5/2016
Tensione Ried Tensione Fernerbach
Tensione Boden Tensione Tofring
14
0:00
0:45
1:30
2:15
3:00
3:45
4:30
5:15
6:00
6:45
7:30
8:15
9:00
9:45
10:3
0
11:1
5
12:0
0
12:4
5
13:3
0
14:1
5
15:0
0
15:4
5
16:3
0
17:1
5
18:0
0
18:4
5
19:3
0
20:1
5
21:0
0
21:4
5
22:3
0
23:1
5
ora
2928,13
2548,690,99
0,37
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
-700
-200
300
800
1300
1800
2300
2800
3300
0:0
0
0:4
5
1:3
0
2:1
5
3:0
0
3:4
5
4:3
0
5:1
5
6:0
0
6:4
5
7:3
0
8:1
5
9:0
0
9:4
5
10:
30
11:
15
12:
00
12:
45
13:
30
14:
15
15:
00
15:
45
16:
30
17:
15
18:
00
18:
45
19:
30
20:
15
21:
00
21:
45
22:
30
23:
15
c.d.
t. (%
)
Pote
nza
atti
va (
kW)/
reat
tiva
(kV
Ar)
Andamento delle potenze in immissione e della c.d.t. massima- 22/5/2015
Potenza attiva Ried Potenza reattiva Ried c.d.t. (%)
N.B.:
c.d.t. tra P.d.C-
C.le Fenerbach
Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Funzionamento in isola intenzionale: distributore s otteso distributore sotteso autorizzatoautorizzato
Distributore sotteso non dotato di trasformatori di separazionenon dotato di trasformatori di separazionenei punti di interconnessione
SPI nei punti di interconnessione : conforme a Norme CEI 0-
15
SPI nei punti di interconnessione : conforme a Norme CEI 0-16 (protezione 81 soglia permissiva/restrittiva)
SPI impianti di produzione che partecipano alfunzionamento in isola : soglie non restrittive (protezione 81)
SPI impianti BT: secondo quanto prescritto al punto8.8.8.2.2, Modalità definitiva SPI, CEI 0-16
Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Funzionamento in isola intenzionale
Interruzione del 9/10/2016 su linea MT Fleres di edyna: cause esterne
TC
Sez. Fichter
TC
TCRaminghes
AE
Fleres
16
Rete a neutro compensato
Linea di tipo mista
Automazione logica FRG
Taratura protezioni:
51.1: 240 A, t i:1s
51.2: 810 A, t i: 0,25 s
51.3: 1410 A, t i: 0,05 s
67.1: 6 V, 20 mA, t i: 1 s , t i contr .: 0,3 s
D.R.A.: RR:0,6 s, RL:30 s, RM:120 s
ciclo:RR+RL+RM+RM
C.P.
Prati
di Vizze
Psaro
Nuova
Bagni di
MaggioRied
Novale
Sez. Colle
TCTC
TC
TC-A
- Potenza immessa a Ried: 270 kW
- Carico passivo: 650 kW
Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Funzionamento in isola intenzionale
Interruzione del 9/10/2016: sequenza temporale eventi
C.P
.
Ch
Ap
67.1:
ti:1stap: 53 ms
tah: 59 ms
67.1: ticontr.:
270 ms
tap: 54 ms
tRL: 30 s
67.1: ticontr.:
270 ms
TD: 5s
TN: 120 st : 59 ms
TN:
67.1: ticontr.:
270 ms
tap: 53 ms
TN=TD: 120 s
10:28:29,894
10:33:00,981
17
tRR: 592ms
tah: 59 ms TN: 120 s
tah: 58 mstah: 59 ms
TN:
120 stah: 59 ms
TD: 2,5s
Ch
ApBL
10:31:25:0,08..
Ch
Ap
10:29:12,200
10:28:29,947
tap: 55 ms
<81.S1:
ti:144 ms 10:28:30,147
10:28:29,948
15,834 s
C.s.
Bagni di
Maggio
IMS_2
AE Fleres:
DDI
45,758 5
Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Funzionamento in isola intenzionale
Interruzione del 9/10/2016: andamento tensioni e potenze
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Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Funzionamento in isola intenzionale
Prove del 22/11/2016: corto circuito trifase
- Potenza immessa a Ried (prima del
funzionamento in isola): 1890 kW
- Carico passivo(durante funzionamento in isola):
400 kW
*
*
c.to c.to
trifase
Ast JaggiFluener
RG /67 RG Protezione
* Dispositivi che hanno rilevato il guasto
*
*Bauhof
X
~~
~~ ~~~~
Fenerbach
~530 A
19
400 kW*Siedlung
X~ ~~~
ValmingTofringBoden Ladurns_1
Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Funzionamento in isola intenzionale
Prove del 22/11/2016: corto circuito trifase
15:15:00: inizio funzionamento isola15:15:30,253:scatto NA60 AST
15:15.30,308: interruttore AST
aperto
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Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Attività diagnostica
La principale attività diagnostica riguarda:
lo stato delle protezioni
lo stato dei rilevatori di guasto di massima corrente direzionale
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corrente direzionale
la sincronizzazione degli orologi
lo stato degli interruttori MT
la comunicazione
lo stato delle centrali
Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Raccolta e gestione dati
Le informazioni principali da acquisire e gestire sono le seguenti:
misura delle tensioni concatenatemisura delle tensioni concatenate lato BT del trasformatore MT/BT, e lato MT presso le centrali, secondo CEI EN 50160; vengono determinati i valori massimi, minimi e medi;
misura delle correnti MT misura delle correnti MT presso le centrali e nei punti dove sono installate le protezioni e gli SME-I, con le stesse modalità della misura della tensione; vengono determinati i valori massimi, minimi e medi;
Le informazioni principali da acquisire e gestire sono le seguenti:
misura delle tensioni concatenatemisura delle tensioni concatenate lato BT del trasformatore MT/BT, e lato MT presso le centrali, secondo CEI EN 50160; vengono determinati i valori massimi, minimi e medi;
misura delle correnti MT misura delle correnti MT presso le centrali e nei punti dove sono installate le protezioni e gli SME-I, con le stesse modalità della misura della tensione; vengono determinati i valori massimi, minimi e medi;
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vengono determinati i valori massimi, minimi e medi;misura potenza attiva e reattiva nei quattro quadrantimisura potenza attiva e reattiva nei quattro quadranti, secondo
modalità….; vengono determinati i valori massimi, minimi e medi per ciascun quadrante;
misura dell’energia attiva e reattiva prelevata/immessa; misura dell’energia attiva e reattiva prelevata/immessa;
misura del contenuto armonico di tensione e corrente, misura del contenuto armonico di tensione e corrente, secondo CEI EN 50160;
classificazione delle interruzioni secondo del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE)classificazione delle interruzioni secondo del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE);
oscillografia;oscillografia;
osservabilità dei flussi di potenza e dello stato delle risorse diffuse sulle osservabilità dei flussi di potenza e dello stato delle risorse diffuse sulle reti MT (livelli OSSreti MT (livelli OSS--1 e OSS1 e OSS--2), del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE).2), del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE).
vengono determinati i valori massimi, minimi e medi;misura potenza attiva e reattiva nei quattro quadrantimisura potenza attiva e reattiva nei quattro quadranti, secondo
modalità….; vengono determinati i valori massimi, minimi e medi per ciascun quadrante;
misura dell’energia attiva e reattiva prelevata/immessa; misura dell’energia attiva e reattiva prelevata/immessa;
misura del contenuto armonico di tensione e corrente, misura del contenuto armonico di tensione e corrente, secondo CEI EN 50160;
classificazione delle interruzioni secondo del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE)classificazione delle interruzioni secondo del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE);
oscillografia;oscillografia;
osservabilità dei flussi di potenza e dello stato delle risorse diffuse sulle osservabilità dei flussi di potenza e dello stato delle risorse diffuse sulle reti MT (livelli OSSreti MT (livelli OSS--1 e OSS1 e OSS--2), del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE).2), del. AEEGGSI n. 646/15 (TIQE).
Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Possibili sviluppi futuri
selezione automatica del tronco guasto
possibile interrompibilità per alcuni utentidurante funzionamento in isola
definire un archivio integrato contenente le
selezione automatica del tronco guasto
possibile interrompibilità per alcuni utentidurante funzionamento in isola
definire un archivio integrato contenente le
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definire un archivio integrato contenente leinformazioni della rete (caratteristichecomponenti, dati di sintesi dei valori di tensione,corrente, potenze, ecc.) per una ottimalegestione della stessa.
definire un archivio integrato contenente leinformazioni della rete (caratteristichecomponenti, dati di sintesi dei valori di tensione,corrente, potenze, ecc.) per una ottimalegestione della stessa.
Principali caratteristiche costruttive del SDSSDS della rete MT
Principali componenti: dispositivi rilevatori di gu asto
� Rilevatori di guasto (67N, 50N/51N, 50) e di assenza tensione
�� Sovracorrenti di forte intensità (corto circuito) Sovracorrenti di forte intensità (corto circuito) d i ampiezza superiore a 600 A (soglia fissa) e di durata ≥ 80 ms.Soglia di tipo adirezionale;
� Sovracorrenti per doppio guasto monofase a terraSovracorrenti per doppio guasto monofase a terra, d i ampiezza superiore a 150 A (soglia fissa) e di durata ≥ 80 ms.Soglia di tipo adirezionale ;
Tipi di guasto selezionabili
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Tipologie di guasto selezionabili
Soglia di tipo adirezionale ;
� Guasto monofase a terra:Guasto monofase a terra:
• soglia tensione omopolare: 1-32% di V 0 a passi di 1%;• soglia massima corrente omopolare: 1-16 A a passi di 0,5 A;• durata del guasto: ≥ 80 ms.
� La taratura delle soglie di tensione omopolare e co rrente omopolare devono essere tali da selezionare le stesse resistenze di guasto della protezione direzionale di terra di linea MT.
�� Presenza/assenza tensione MT:Presenza/assenza tensione MT:
• per V ≥ 80% di V n: presenza tensione;• per V < 20% di V n: assenza tensione.
THYTRONIC
tipo SME2
Funzioni di protezione� 27-59 Presenza tensione - RVL – Una soglia a tempo indipendente� 32P Direzionale di Potenza Attiva – Una soglia a tempo indipendente� 50/51/67 Massima corrente direzionale/non direziona le Massima corrente direzionale/non direzionale – Quattro soglie, la prima a tempo inverso� 50N/51N Massima corrente residua – Due soglie a tempo indipendente
Principali caratteristiche costruttive del SDSSDS della rete MT
Principali componenti: dispositivi rilevatori di gu asto
�Rilevatori di guasto (67N, 67, 50N/51N), con funzion i evolute di protezione, controllo e comunicazione
� 50N/51N Massima corrente residua – Due soglie a tempo indipendente� 67N Direzionale di terra – Quattro soglie a tempo indipendente� Ritenuta di seconda armonica
Funzioni di automazione� 79 Richiusura automatica� Selettività logica
Funzioni di gestione GD� Telescatto� Regolazione di tensione� Bilancio di PotenzaMisure� U, I, P, Q, cosφ, distorsione armonica, registrazione, guasti, even ti, oscillografia
25Protocollo di comunicazione : IEC61850
THYTRONIC
tipo SME-I
Principali caratteristiche costruttive del SDSSDS della rete MT
Principali componenti: relè di protezione
Le protezioni installate nei P.d.C. sono conformi
alle Norme CEI 0-16, sia per quanto riguarda l’SPG
che per quanto riguarda l’SPI
Principali componenti: cavo MT
THYTRONIC:
- SPG e lungo linea: tipo NA60
- SPI: tipo NV10P
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Principali componenti: cavo MT
� Cavo tipo ARP1H5EX 3x1x185 mm 2 12/20 kV Prysmian P-Laser:utilizzato nella realizzazione della nuova linea; posa in tubo.
Principali caratteristiche
- temperatura di funzionamento 105 °C
- temperatura di cortocircuito:300 °C
- isolante: mescola in elastomero
termoplastico (qualità HPTE).
Principali caratteristiche costruttive del SDSSDS della rete MT
Principali componenti: sensori per misura tensione e corrente MT
� Smart Termination : terminali sconnettibili a cono esterno consensori di misura tensione e corrente integrati
Tali terminali sono stati utilizzati per fornire i se gnali di ingresso (tensione, corrente) ai rilevatori di guasto (67N, 67, 50N/51N)
Principali caratteristiche- tensione nominale di isolamento (U 0/U): 12/20 kV
27
- tensione nominale di isolamento (U 0/U): 12/20 kV- corrente nominale: 300 A- trasduttore di tensione : misura tramite partitore di
tensione capacitivo; classe di precisione 0,5/3P- trasduttore di corrente : misura tramite principio
bobina di Rogowsky.Limiti di errore:
Corrente
(I/Ipn)
Errore di rapporto
(%)
Errore d'angolo
(°)
0,01 ± 5 ± 2
0,05 ± 5 ± 2
1 ± 1 ± 2
20 ± 5 ± 2
3M
Quadri MT
struttura modulare, unità singola o forniti a blocchi di unità funzionali;� isolamento in gas SF6;� classe dei diaframmi: PM;� categoria di perdita della continuità del servizio:
- LSC2A: unità con fusibili
Principali caratteristiche costruttive del SDSSDS della rete MT
Principali componenti: quadri MTCabina Ladurns 1
� accessibilità compartimenti: - compartimento sbarre: non accessibile- compartimento apparecchiatura di manovra: non accessibile- compartimento cavi, unità con o senza fusibili:
tramite interblocco;� classificazione tenuta arco interno (montaggio a
parete): IAC A FL 21 kA 1 s
� MTBF: 18,155 anni
- LSC2A: unità con fusibili- LSC2B: unità senza fusibili;
28Siemens, tipo 8DJH
Principali caratteristiche costruttive del SDSSDS della rete MT
Aspetti fondamentali
struttura della rete di comunicazione: struttura della rete di comunicazione: per migliorare le prestazioni funzionali della rete elettrica occorrono soprattutto avere sicurezza e tempi rapidi di risposta (selettività logica, regolazione di tensione, ecc.);
utilizzo di adeguati protocolli utilizzo di adeguati protocolli per la comunicazio ne tra i diversi componenti per la comunicazione tra i diversi componenti in tempo reale: in tempo reale: impiego di protocolli standard per il telecontrollo previsti dalle norme: IEC61850 e IEC60870-5-104, che consentono il dialogo tra componenti di diversi costruttori, funzionamento di reporting, requisiti in tempo reale, possibilità di “bufferazione”, risparmio risorse di rete;
struttura della rete di comunicazione: struttura della rete di comunicazione: per migliorare le prestazioni funzionali della rete elettrica occorrono soprattutto avere sicurezza e tempi rapidi di risposta (selettività logica, regolazione di tensione, ecc.);
utilizzo di adeguati protocolli utilizzo di adeguati protocolli per la comunicazio ne tra i diversi componenti per la comunicazione tra i diversi componenti in tempo reale: in tempo reale: impiego di protocolli standard per il telecontrollo previsti dalle norme: IEC61850 e IEC60870-5-104, che consentono il dialogo tra componenti di diversi costruttori, funzionamento di reporting, requisiti in tempo reale, possibilità di “bufferazione”, risparmio risorse di rete;
29
“bufferazione”, risparmio risorse di rete;
sincronizzazione dell’ ora di tutti gli elementi attivi (protezioni, rilevatori di guasto, RTU, PLC ecc.) con un server NTP, per garantire la cronologica di archiviazione dei vari eventi in rete;
archiviazione dei dati centralizzata archiviazione dei dati centralizzata basata su server SQL che consente di ottenere prestazioni ottimali; prevenzione della perdita dei dati: sistemi RAID e backup dei dati (NAS storage);
ergonomia del sistema di controllo: ergonomia del sistema di controllo: per garantire una gestione chiara e intuitiva; basata su sistema SCADA di ultima generazione;
garantire le prestazioni richieste dalla Norma CEI 0garantire le prestazioni richieste dalla Norma CEI 0--16 16 p.e. teledistacco, frequenza permissiva.
“bufferazione”, risparmio risorse di rete;
sincronizzazione dell’ ora di tutti gli elementi attivi (protezioni, rilevatori di guasto, RTU, PLC ecc.) con un server NTP, per garantire la cronologica di archiviazione dei vari eventi in rete;
archiviazione dei dati centralizzata archiviazione dei dati centralizzata basata su server SQL che consente di ottenere prestazioni ottimali; prevenzione della perdita dei dati: sistemi RAID e backup dei dati (NAS storage);
ergonomia del sistema di controllo: ergonomia del sistema di controllo: per garantire una gestione chiara e intuitiva; basata su sistema SCADA di ultima generazione;
garantire le prestazioni richieste dalla Norma CEI 0garantire le prestazioni richieste dalla Norma CEI 0--16 16 p.e. teledistacco, frequenza permissiva.
Principali caratteristiche costruttive del SDSSDS della rete MT
Architettura del sistema
Quadro rack 19’’
Server HP ProLiant ultima
generazione
Sistema virtualizzato VM-Ware
ESXi
31
ESXi
Alimentazione ridondata UPS
Firewall ZyXEL
2xWAN, 4xLAN differenziati,
Server VPN per connessione da
remoto
Managed core Switch industriale
MOXA serie IKS
24G-port full Gigabit (SFP slots)
Fibre ottiche verso cabine,
centrali e punti di consegna
Topologia a stella
Principali caratteristiche costruttive del SDSSDS della rete MT
Protocollo di comunicazione
IEC 60870-5-104
� lo standard IEC60870 definisce i sistemi usati per il
telecontrollo
� La parte 5-104 fornisce un profilo di comunicazione per
spedire messaggi di telecontrollo tra due sistemi tramite reti
Ethernet
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Ethernet
� protocollo attualmente più diffuso e stabilito per telecontrollo
in Europa
� comunicazione client – server di tipo bidirezionale – eventi
(RTU=>SCADA) – comandi (SCADA=>RTU)
� eventi/comandi con timestamp in tempo reale
� eventi bufferati da RTU
Principali caratteristiche costruttive del SDSSDS della rete MT
Protocollo di comunicazione
IEC 61850� standard per progettazione di sottostazioni elettriche omnicomprensivo (diviso in 21 parti)� IED- Intelligent Electronic Device (protezioni, app. di misura, rilevatori, analizzatori, RTU ecc.) con
modello di dati basato su SCL (System Configuration Language)� modello di dati può essere «mappato» su un diverso numero di protocolli (MMS, GOOSE, SMV)
basato su TCP/IP o Ethertype ethernet
� comunicazione Client/Server tra IED e sistemi SCADA: (con possibilità di routing)
� controllo/configurazione dei dispositivi IED (con tecnologie come SBO Select Before Operate)
� trasmissione spontanea di eventi in rete (tecnologia di buffered Reporting )
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� trasmissione spontanea di eventi in rete (tecnologia di buffered Reporting )
� datalogging (tecnologia request/response o unbuffered Reporting )
� file transfer (p.e. Comtrade files)
� comunicazione publisher/subscriber tra IED e IED o SCADA: (SMV, GOOSE)
IEC 61850 GOOSE� GOOSE Generic Object Oriented Substation Event: (p.e. usato per selettività logica)� protocollo in tempo reale con tempi di risposta inferiore a 4ms
� indipendente dal costruttore del IED
� meccanismo di ritrasmissione avanzata (periodo variabile)
� trasmissione multicast per raggiungere più dispositivi contemporaneamente
� tecnologia time allowed to life controllato dal subscriber per riconoscere una perdita di dati
Principali prestazioni SDSSDS della rete MT
Sistema di protezione
Selettività logica: circuiti I/O virtuali (THYTRONIC)comunicazione tempo reale: IEC 61850 GOOSE
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Tale sistema consente di:� Disporre di sedici uscite e trentadue ingressi indi pendentemente programmabili dall’utente� Semplificare il cablaggio utilizzando come unico ca nale la rete Ethernet� Eliminare la necessità di installare dispositivi di comunicazione e/o conversione esterni� Ridurre significativamente i costi� Modificare dinamicamente da sw le connessioni e le funzioni di protezione e controlloassociate.
Principali caratteristiche costruttive del SDSSDS della rete MT
sincronizzazione dell’ ora
Struttura degli archivi
NTP� server NTP centralizzato� tutti gli orologi in rete vengono sincronizzati sullo stesso tempo� distribuzione via Ethernet� accuratezza di 200 microsecondi al interno di una rete LAN a condizioni ideali
SQL Server
� archiviazione dei dati tramite sistema SCADA di ultima generazione
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� archiviazione dei dati tramite sistema SCADA di ultima generazione� l’applicazione di protocolli in tempo reale (timestamp) e la sincronizzazione degli orologi con server NTP garantisce l’ordine cronologico dell’archiviazione dei eventi e il logging delle misure richieste� il software per la funzionalità di topologia della rete di distribuzione è stata sviluppata dalla ditta EN-CO (non è fornita dal sistema di SCADA); di base si tratta di due applicazioni:� topologia realtime per calcolare lo stato della rete attuale con colorazione dinamica delle linee e interruttori (eventi in tempo reale)� topologia storica per recuperare lo stato della rete nel passato con colorazione dinamica delle linee e interruttori (archiviazione SQL) – funzionalità step by step attraversando gli eventi archiviati ci permette di raggiungere qualunque situazione passata della rete di distribuzione (non è solo una foto)� controllo versione della topologia storica recupera anche lo sviluppo della rete di distribuzione� la topologia storica rappresenta la base per la documentazione richiesta dall’AEEGSI, deliberazione 646/2015/R/eel.
Principali caratteristiche costruttive del SDSSDS della rete MT
topologia storica Finestra di navigazionecon descrizione
dell‘evento
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recupero sviluppo della rete con controllo
versione
Timestamp della situazione attualmente
riportata
Principali prestazioni costruttive della rete MTergonomia
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simbologia� simbologia chiara appoggiata alla norma� possibilità di filtrazione dei informazioni riportati sullo schermo� livello di zoom impostabile