iLStudio.

COMUNE DI TARANTO
PROVINCIA DI TARANTO
Ministero delle Infrastrutture
e dei Trasporti
PROCEDURA DI AUTORIZZAZIONE UNICA AI SENSI
DELL’ART. 12 D.LGS N. 387 DEL 29 DICEMBRE 2003
PER LA REALIZZAZIONE DI UN PARCO EOLICO
NELLA RADA ESTERNA DEL PORTO DI TARANTO
PROGETTO DEFINITIVO
RELAZIONE TECNICA ELETTRICA
Progetto:
Dott. Ing. Luigi Severini
Elaborazioni:
iLStudio.
Engineering & Consulting Studio
74121 Taranto - Via Solito 85
Concept:
NiceTechnology®
The Art of Sustainable Engineering
Rel.
BelEOLICO s.r.l.
via per S. Giorgio Jonico n. 6900
74121 TARANTO
04
Relazione tecnica elettrica
SOMMARIO
1
2
IMPIANTO DI GENERAZIONE .............................................................................................................. 4
1.1
Generalità sull’intervento ............................................................................................................... 4
1.2
Criteri di progetto ........................................................................................................................... 5
1.3
Outline generale del progetto elettrico .......................................................................................... 6
1.4
Documenti tecnici di riferimento .................................................................................................... 7
STAZIONE DI CONSEGNA ENERGIA A TERNA ................................................................................ 8
2.1
Opere elettriche primarie per la consegna a 150 kV ..................................................................... 8
2.2
Opere primarie della connessione elettrica ................................................................................... 9
2.3
Opere impiantistiche accessorie ................................................................................................. 10
2.4
Consistenza dell’intervento ......................................................................................................... 13
2.5
Norme e disposizioni di legge ..................................................................................................... 14
2.6
Dati ambientali ............................................................................................................................. 15
2.7
IMPIANTO DI SOTTOSTAZIONE AT ......................................................................................... 15
2.7.1 Caratteristiche tecniche generali ........................................................................................ 15
2.7.2 Configurazione AT lato utente: ........................................................................................... 16
2.7.3 Raddrizzatore/Caricabatteria sottostazione utente ............................................................. 20
2.7.4 Pannello di distribuzione CA e CC sottostazione utente .................................................... 22
2.7.5 Batteria ermetica di accumulatori al piombo sottostazione utente ..................................... 22
2.7.6 UPS ..................................................................................................................................... 23
2.7.7 Gruppo elettrogeno diesel .................................................................................................. 23
2.7.8 Cassette FM SSne utente ................................................................................................... 23
2.8
Collegamenti, strutture metalliche, rete di terra e cavi BT/MT .................................................... 23
2.8.1 Conduttori, morse e collegamenti AT ................................................................................. 23
2.8.2 Strutture metalliche ............................................................................................................. 24
2.8.3 Impianto di terra .................................................................................................................. 24
2.8.4 Cavi AT e MT ...................................................................................................................... 25
2.8.5 Cavi BT ............................................................................................................................... 25
2.8.6 Fibre ottiche ........................................................................................................................ 25
2.9
IMPIANTI AUSILIARI DI SOTTOSTAZIONE .............................................................................. 25
2.9.1 Quadri Media Tensione....................................................................................................... 25
2.9.2 Trasformatori MT/BT dei servizi ausiliari sottostazione utente ........................................... 27
2.9.3 Quadro Principale Bassa Tensione .................................................................................... 28
2.9.4 Impianti tecnologici di sottostazione ................................................................................... 29
2.9.5 Accessori di S/S .................................................................................................................. 30
2.10 COLLAUDI, MONTAGGI E DOCUMENTAZIONE ...................................................................... 31
2.10.1 Montaggi e collaudi ............................................................................................................. 31
2.10.2 Documentazione tecnica .................................................................................................... 31
2.11 Opere civili ................................................................................................................................... 32
2.12 PARAMETRI ELETTRICI DELLA RETE ..................................................................................... 34
3
CABINA ELETTRICA DI TRASFORMAZIONE 33/150 KV................................................................. 34
3.1
Opere Elettriche Principali ........................................................................................................... 35
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Pag. 1
Relazione tecnica elettrica
3.2
Opere impiantistiche accessorie ................................................................................................. 38
3.3
Consistenza e limiti dell’intervento .............................................................................................. 40
3.4
3.3.1 Dati ambientali .................................................................................................................... 42
IMPIANTO DI CABINA DI TRASFORMAZIONE MT/AT ............................................................. 42
3.4.1 Caratteristiche tecniche generali ........................................................................................ 42
3.4.2 Configurazione AT (lato TERNA): ....................................................................................... 43
3.4.3 Sistema di supervisione della rete di aerogeneratori .......................................................... 47
3.4.4 Quadro comando protezione controllo QPCS in cabina di trasformazione ........................ 48
3.4.5 Cassette per ausiliari TA e TV ............................................................................................ 48
3.4.6 Sistema di distribuzione CA/CC Cabina di trasformazione ................................................ 48
3.4.7 Raddrizzatore/Caricabatteria Cabina di trasformazione ..................................................... 48
3.4.8 Pannello di distribuzione CA e CC Cabina di trasformazione ............................................ 50
3.4.9 Batteria ermetica di accumulatori al piombo Cabina di trasformazione ............................. 50
3.4.10 UPS ..................................................................................................................................... 51
3.4.11 Gruppo elettrogeno diesel .................................................................................................. 51
3.5
Trasformatore di potenza 30/45 MVA ......................................................................................... 51
3.5.1 Caratteristiche tecniche ...................................................................................................... 51
3.5.2 Caratteristiche costruttive ................................................................................................... 52
3.6
Collegamenti, strutture metalliche, rete di terra e cavi BT/MT .................................................... 53
3.6.1 Conduttori, morse e collegamenti AT ................................................................................. 53
3.6.2 Cavi MT ............................................................................................................................... 53
3.6.3 Cavi BT ............................................................................................................................... 53
3.6.4 Fibre ottiche ........................................................................................................................ 54
3.6.5 Sistema di protezione e telecontrollo .................................................................................. 54
3.7
SERVIZI AUSILIARI DELLA CABINA DI TRASFORMAZIONE.................................................. 54
3.7.1 Quadro elettrico di M.T. ...................................................................................................... 54
3.7.2 Trasformatore dei servizi ausiliari Cabina di trasformazione .............................................. 56
3.7.3 Quadro elettrico Principale di Bassa Tensione ................................................................... 57
3.7.4 Impianti tecnologici di cabina .............................................................................................. 57
3.8
Accessori di Cabina..................................................................................................................... 59
3.9
COLLAUDI, MONTAGGI E DOCUMENTAZIONE ...................................................................... 60
3.9.1 Montaggi e collaudi ............................................................................................................. 60
3.9.2 Documentazione tecnica .................................................................................................... 60
3.10 Opere civili ................................................................................................................................... 61
4
SISTEMA DI PROTEZIONE E CONTROLLO ..................................................................................... 62
5
SISTEMA DI SUPERVISIONE E CONTROLLO .................................................................................. 66
6
5.1
Sistema di produzione e trasferimento fino al punto di consegna .............................................. 66
5.2
Telecontrollo della Sottostazione di consegna TERNA .............................................................. 67
5.3
Parti comuni ................................................................................................................................ 68
COLLEGAMENTI
A
TERRA
TRA
LINEA
ALTA
TENSIONE
TERNA
-
SOTTOSTAZIONE DI CONNESSIONE - CABINA DI TRASFORMAZIONE - PARCO DI
GENERAZIONE ................................................................................................................................... 68
6.1
Tracciato ...................................................................................................................................... 68
6.2
Modalità di posa dei cavi ............................................................................................................. 69
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Pag. 2
Relazione tecnica elettrica
6.3
7
8
9
Sistema generale di terra ............................................................................................................ 71
TORRI DI GENERAZIONE EOLICA .................................................................................................... 72
7.1
Macchine ..................................................................................................................................... 72
7.2
Impianto elettrico B.T. di servizio a bordo torre .......................................................................... 73
7.3
Trasformatori di torre ................................................................................................................... 73
7.4
Quadri Media Tensione di torre ................................................................................................... 73
LINEE COLLETTRICI DI ENERGIA ELETTRICA ............................................................................... 75
8.1
Scelta dei cavi near-shore ........................................................................................................... 75
8.2
Posa dei cavi near-shore ............................................................................................................ 76
CAMPI ELETTROMAGNETICI ........................................................................................................... 80
ALLEGATO A SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
TAVOLE DI RIFERIMENTO
Tav. n.7 : Schema di posa e particolari sezioni di interramento del cavo
Tav. n.18 : Impianti elettrici: layout generale
Tav. n.19 : Impianti elettrici: schemi cabina e stazione di consegna
Tav. n.20: Impianti elettrici: schema unifilare cabina utente
Tav. n.21: Impianti elettrici: schema unifilare stazione di consegna
Tav. n.22 : Stazione di trasformazione e consegna: Impianto di terra
Tav. n.23 : Stazione di trasformazione e consegna: planimetria apparati elettrici e profili
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Relazione tecnica elettrica
1
IMPIANTO DI GENERAZIONE
La presente relazione tratta gli aspetti elettrici di un impianto di generazione eolica
da erigere nell’area portuale di Taranto, in una zona near-shore defilata rispetto alle
rotte di transito dei natanti. Le scelte progettuali rispondono alle prescrizioni
generali di TERNA esposte nella norma CEI 0-16 e nel Codice di Rete (nel seguito:
C.d.R.), cap. I, redatte in ottemperanza alla STMG emessa da TERNA. Dette scelte
rappresentano inoltre consolidate necessità tecniche per una corretta esecuzione e
gestione dell'opera.
1.1
Generalità sull’intervento
L'impianto di generazione in oggetto sarà composto da 10 aerogeneratori su torre
su fondale marino, dalla potenza unitaria di 3 MW cad.. La potenza ai fini della
connessione coincide con quella nominale dell’impianto, pari a 30 MW, valore
inteso come picco di prestazione dei generatori, variabile in diminuzione secondo le
condizioni meteo.
Gli aerogeneratori saranno raggruppati in 2 sottoparchi marini nell'area portuale di
Taranto: uno in zona diga foranea, l'altro presso il molo Polisettoriale: tale
suddivisione ha connotazione puramente topografica, mentre dal punto di vista
della configurazione di rete elettrica collettrice i vari collegamenti ramificati
costituiscono un albero alla tensione nominale di 33 kV, confluente in un unico
collegamento (Figura 1-1 e Tav. P18), che realizza la connessione in elettrodotto
interrato tra la radice del molo polisettoriale e la cabina di trasformazione 33/150
kV, ubicata nell’entroterra. In stretta adiacenza sarà posta la nuova stazione di
consegna a 150 kV, vicinissima alla stazione TA/MOLO esistente, che realizza la
configurazione entra-esce sulla linea TA/MOLO – TA/OVEST secondo prescrizioni
TERNA, e ubicata in area perfettamente pianeggiante. In appendice A si riporta
caratterizzazione geo-sismica dell’intera area, in cui insiste anche la sottostazione.
La scelta di tale ubicazione deriva dalla combinazione di vincoli di legge di varia
natura sull’intero entroterra immediato del porto, insieme alla indisponibilità dei
territori liberi da vincoli, in quanto già prenotati per opere pubbliche già autorizzate.
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1.2
Criteri di progetto
Lo studio del trasporto dell'energia fino alla cabina di consegna è stato ispirato a
criteri di massima sicurezza e minimo impatto ambientale. La centrale è un
impianto di generazione dell’energia elettrica di potenza nominale complessiva 30
MW ed è ubicato nella cosiddetta ”rada esterna” del porto di Taranto. L’energia
prodotta da ciascuna turbina eolica in bassa tensione viene elevata alla tensione di
33 kV dal trasformatore presente nella turbina stessa e trasportata alla base della
torre attraverso i cavi in essa installati.
Come anticipato, il parco eolico è composto da 10 turbine da 3 MW ciascuna e
suddiviso in due sottogruppi di 6 e 4 turbine, suddivisione che ha una connotazione
essenzialmente topografica. Dal punto di vista della topologia della rete elettrica
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Pag. 5
Relazione tecnica elettrica
collettrice, i collegamenti tra gli aerogeneratori costituiranno un unico albero alla
tensione nominale di 33 kV, che confluirà in un punto di giunzione tra cavo
sottomarino ed il cavo terrestre, ubicato a terra nelle immediate vicinanze del punto
di approdo.
Dal punto di giunzione parte un elettrodotto MT in cavo alla tensione di 33 kV, dalla
lunghezza stimata di 3850 m, interrato in massima parte lungo la banchina di strade
provinciali. Esso avrà il compito di realizzare la connessione del parco eolico alla
cabina di trasformazione utente 33/150 kV, da realizzare in prossimità della Cabina
Primaria ENEL già esistente, denominata CP TA/Molo, sita nell'entroterra del porto.
Tutte le opere elettriche saranno realizzate nel rispetto delle norme di legge, in
conformità del Codice di Rete TERNA, delle norme CEI applicabili e della Guida
ENEL alla realizzazione degli impianti.
Particolare attenzione è posta alla verifica delle possibili esposizioni delle persone
alle radiazioni elettromagnetiche dovute agli elettrodotti, assicurandosi che tali
emissioni siano al di sotto del valore di sicurezza di 10 µT per le aree normalmente
disabitate ed al valore di 3 µT, fissato come obbiettivo di qualità,per i luoghi
normalmente (leggasi oltre 4h/g pro capite) abitati.
1.3
Outline generale del progetto elettrico
In mare è previsto un albero di collettamento via cavo sottomarino, i cui nodi sono
a bordo delle torri eoliche ove risultano ubicati quadri elettrici a Media Tensione con
funzioni di sezionamento e protezione individuale di ogni gruppo di macchine a
bordo della torre stessa. Le sezioni dei cavi di collegamento sono gradatamente
crescenti sia per l’aumento della corrente in normali condizioni di esercizio, sia per
l’aumento graduale della potenza di corto circuito avvicinandosiin termini di
impedenza, alla Rete di Trasmissione Nazionale (di seguito RTN).
In area portuale ed immediatamente allo sbarco a terra dei cavi sottomarini, è stato
previsto un punto di giunzione tra gli stessi ed il cavo terrestre, i quali hanno
esigenze e caratteristiche tecniche differenti. A partire dal punto di giunzione,
l’intero tracciato dell’elettrodotto si sviluppa in cavo interrato lungo la banchina di
strade pubbliche.
La nuova sottostazione 150 kV sarà collegata verso monte (alla SS TA/MOLO) in
cavo interrato, in configurazione entra/esce, mediante deviazione: sarà dotata di un
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Pag. 6
Relazione tecnica elettrica
sistema doppio di sbarre a 150 kV isolato in aria, dotato di congiuntore ed
interruttori in SF6, e di tutti gli accessori secondo le modalità indicate dal C.d.R.. In
adiacenza al nuovo condotto sbarre sarà prevista la possibilità di espansione futura
per almeno altri 2 doppi stalli dello stesso tipo.
Nell’ambito della stessa recinzione saranno realizzati i fabbricati per le attività del
personale e gli impianti ausiliari. Gli ausiliari di sottostazione saranno asserviti da
due linee di alimentazione MT a 20 kV indipendenti, nonché da un generatore
diesel di emergenza in bassa tensione con potenza di 100 kVA.
A valle della nuova stazione di connessione sarà realizzata una cabina di
trasformazione completa di accessori di esercizio. Strutture, impianti ed accessori,
inclusi quelle che rimarranno di proprietà e responsabilità dell’utente, saranno
conformi alle prescrizioni TERNA applicabili ai circuiti principali (cfr. C.d.R.) ed
ENEL per i circuiti ausiliari (cfr. “Guida alla connessione in rete”). La cabina di
trasformazione sarà asservita da una linea di alimentazione MT a 20 kV per gli
impianti ausiliari, nonché da un generatore diesel di emergenza in bassa tensione
dalla potenza di 50 kVA.
Per quel che riguarda i cavi, Il criterio vincolante nella scelta delle sezioni è quello
della corrente di corto circuito per il tempo presunto di apertura degli interruttori in
condizioni adiabatiche, quali sono quelle di un cavo interrato.
1.4
Documenti tecnici di riferimento
Si fa riferimento alle norme CEI applicabili, eventualmente secondo unificazione
europea ove esistente (CEI - CEI/EN) pertinenti per ciascuna tipologia. Le opere
interconnesse direttamente con TERNA saranno eseguite nel rispetto del C.d.R.
TERNA e dei rispettivi allegati applicabili, nonché norma CEI 0-16 e sue correlate.
Per le protezioni elettriche in ambiente 150 kV vale il documento di riferimento
TERNA DRRPX04042 (“Criteri generali di protezione delle reti a tensione uguale o
superiore a 150 kV”).
Per il monitoraggio della rete in ambiente 150 kV vale il documento di riferimento
TERNA DRRPX03048 (“Criteri generali di protezione delle reti a tensione uguale o
superiore a 150 kV”).
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Relazione tecnica elettrica
2
STAZIONE DI CONSEGNA ENERGIA A TERNA
La connessione alla Rete di Trasmissione Nazionale dell’energia elettrica è
prevista, secondo STMG emessa da TERNA, in configurazione entra-esce lungo la
linea esistente a 150 kV che collega le stazioni TA-MOLO con TA-PORTO,
nell'entroterra del molo Polisettoriale. L’intera cabina, avrà configurazione, distanze,
impianti e servizi, in accordo a quanto previsto dal C.d.R. TERNA, all.3. Quanto ad
ingombri ed espandibilità modulare, come da richiesta TERNA l’intera cabina sarà
predisposta
per accogliere altre due connessioni 150 kV alle sbarre. Solo
l’impianto di terra viene progettato ed eseguito già nella versione a 5 montanti
(entra-esce + 2 connessioni future). In particolare, l’impianto di terra del piazzale
prevede ai vertici dell’anello principale la presenza di pozzetti con barra di
connessione, per consentire una ulteriore eventuale espansione futura oltre la
prima già richiesta da TERNA.
2.1
Opere elettriche primarie per la consegna a 150 kV
Le opere principali della cabina di interconnessione, rappresentata in tavola di
progetto n.23 – “Stazione di trasformazione e consegna: planimetria apparati
elettrici e profili”, sono costituite da un sistema di barrature aereo posto nel
piazzale, un montante lato Parco eolico e 2 montanti lato TERNA, in accordo con
distanze e disposizioni elettromeccaniche prescritte da TERNA nel C.d.R. all. 3
cap. 12. Dai due interruttori entra-esce si dipartono 2 linee in cavo della lunghezza
di circa 100 m, ciascuna composta da cavo con formazione e sezione
3x(1x1600mmq)Al, che conducono dal nuovo sistema di
sbarre al punto di
inserzione nella linea.
Tutte dette apparecchiature saranno ubicate all’interno di un’area ad uso esclusivo
TERNA, resa inaccessibile con recinzione e doppio cancello carrabile su strada
pubblica. In una porzione di tale area, sub-recintato nella parte esposta ai rischi
della corrente elettrica, sarà realizzato un fabbricato monopiano per i servizi.
Lungo la recinzione sarà realizzata una cabina elettrica per servizi ausiliari dotata di
due alimentazioni a 20 kV indipendenti dalla prestazione di 2x200 kVA, realizzate in
conformità alla “Guida ENEL alle interconnessioni”.Ciascuna alimentazione sarà
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Relazione tecnica elettrica
dotata di proprio trasformatore in resina DYn-11 da 160 kVA; è prevista un’unica
sala misure con accesso indipendente ENEL dalla strada, più un locale per
l’installazione di un generatore diesel a Bassa Tensione per l’emergenza.
2.2
Opere primarie della connessione elettrica
La configurazione di connessione alla RTN prevede l’installazione di 2 montanti di
arrivo, definendo convenzionalmente come montanti di arrivo quelli rivolti verso
TERNA. Ciascun montante di arrivo è costituito da:

un sistema di ammarro della linea in cavo.

n°1 interruttore tripolare A.T. in SF6 (2000A), con comando motorizzato

n°3 trasformatori di tensione, di tipo capacitivo, ciascuno con 3 secondari di
cui il primo da utilizzare per la misura delle grandezze elettriche di montante,
il secondo per le protezioni di montante mentre il terzo verrà lasciato
disponibile.

n°2 sezionatori tripolari A.T. con In=2000A, comando motorizzato di cui uno
posizionato a monte e l’altro a valle dell’interruttore.

n°3 trasformatori di corrente aventi ciascuno 1 primario da 600A e 3
secondari (5A) di cui il primo sarà utilizzato per la misura delle grandezze
elettriche di montante, il secondo per le protezioni di montante mentre il
terzo verrà lasciato disponibile.
I due montanti di arrivo saranno tra loro collegati tramite un sistema di sbarre da cui
derivare il montante di consegna. Tale sistema di sbarre sarà reso ampliabile per
consentire la connessione di due ulteriori montanti di consegna per impianti
“Utente” in conformità alla richiesta espressa da TERNA nella STMG.
Il montante di partenza sarà invece costituito da:

n°1 sezionatore tripolare A.T. In=2000A, con comando motorizzato.

n°3 trasformatori di tensione, di tipo induttivo, aventi ciascuno 1 secondario
che utilizzato per le misure fiscali delle grandezze elettriche.
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Relazione tecnica elettrica

n°3 trasformatori di corrente aventi ciascuno 1 primario da 600A e 1
secondario da 5A che sarà utilizzato per le misure fiscali delle grandezze
elettriche.
Tutte le unità aeree saranno protette da sistema di scaricatori di estinzione a corna,
collegati alla terra di cabina.
Alimentazioni privilegiate
Tra le utenze alimentate dal quadro B.T. ve ne saranno 2 prioritarie: UPS 110 Vcc
ed UPS 400 Vca trifase, i cui allarmi e segnali confluiranno nel supervisore di rete.
In particolare si avrà che:

UPS 110 Vca: costituito da raddrizzatore e batterie poste in ambiente dedicato
e separato, sarà destinato all'alimentazione dei soli circuiti funzionali di tutti i
quadri di cabina, con corrente
50A*24h e distribuzione ad anello per
l’alimentazione dei comandi motorizzati dei sezionatori e degli interruttori. Il
sistema di alimentazione sarà del tipo a due rami, in modo da poter
contemporaneamente alimentare le utenze e mantenere carico il pacco
batterie. Sul quadro sarà prevista una sezione di distribuzione con gli interruttori
necessari per l' alimentazione selettiva di tutte le utenze a 110Vcc;

UPS 400/230 Vca: costituito da inverter, con gruppo batterie posto in ambiente
separato e dedicato per la sola illuminazione di emergenza ed alle unità di
supervisione per una corrente di almeno 40A*24h. Il sistema di alimentazione
sarà del tipo a due rami, in modo da poter contemporaneamente alimentare le
utenze e mantenere carico il pacco batterie. Sul quadro sarà prevista una
sezione di distribuzione con gli interruttori necessari per l' alimentazione
selettiva di tutte le utenze privilegiate a 230/400 Vca
2.3
Opere impiantistiche accessorie
Doppia alimentazione elettrica a M.T. per servizi di cabina
Per i servizi di cabina
sarà previsto un sistema M.T. indipendente, alimentato
direttamente da ENEL alla tensione di 20 kV con due linee indipendenti, due
trasformatori, configurato e connesso secondo specifiche ENEL/CEI. I servizi di
cabina saranno alloggiati in fabbricato monopiano che prevede:
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Relazione tecnica elettrica

un locale consegna, in uso ed accessibilità esclusivi ENEL, equipaggiato con
due quadri MT In = 250 A ciascuno dei quali dotato di:
-
scomparto misure
-
scomparto arrivo linea, protezioni di linea;
-
interruttore estraibile per il trasformatore con sezionatore di terra,
equipaggiato con protezioni come da CEI 0-16;
-
scomparto partenza verso il cliente con sezionatore sotto carico, TA e
TV, sezionatore di terra;
-
Cavo tripolare con isolamento 24 kV, sezione equivalente a 95 mmq Cu;
-
terminale del sistema di supervisione distribuzione elettrica in cui saranno
immessi i parametri utili dell'arrivo linea B.T.

un locale misura, in uso ed accessibilità ad Enel ed a TERNA, equipaggiato
per ciascuna linea di alimentazione con un gruppo di misura ed unità di
interfacciamento a sistema di supervisione;

una sala cabina, in cui sarà alloggiata la rimanente parte dei due arrivi M.T.
Ogni linea sarà dotata di:

Quadro generale M.T., in conformità alla norma CEI 0-16, realizzato in
armadio
metallico
IP>41,
accessibilità
frontale
all'interruttore,
previi
interblocchi di sicurezza, mediante portella, accessibilità posteriore a cavi e
trasformatori di misura con pannello e finestrella di ispezione, schema
mimico sul fronte;

sistema di Protezione Generale dotato delle protezioni a codice ANSI 49,
50, 51, 51N
mediante trasformatori toroidali di corrente su singole fasi,
nonché trasformatori di tensione;

Trasformatore 20/04 kV, potenza nominale di 160 kVA, isolato in resina, del
tipo DyN , racchiuso in armadio metallico con accessibilità fronte/retro, che
alimenterà con linea quadripolare in cavo un quadro di distribuzione in B.T.
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Relazione tecnica elettrica
Quadro di distribuzione in Bassa Tensione
Per tutti i servizi di cabina sarà previsto un quadro B.T. 0,4 kV del tipo ad armadio,
con comandi e segnalazioni accessibili a pannelli metallici chiusi, portella con
maniglia e serratura trasparente IPW 41 con guarnizione, con i seguenti
caratteristiche valori di corrente:
Ivera = 144 A
Icc,vera = 2.5 kA
In,barrature > 250 A
Icc,nominale > 10 kA per la barratura e per tutte le utenze
I due semiquadri relativi alle due alimentazioni saranno collegati da un congiunture
con interblocco al parallelo e trascinamento in chiusura in caso di minima tensione.
I due arrivi linea, oltre ai propri sganciatori 50, 51, 51N e 27, riceveranno un
comando di trascinamento in apertura dall'interruttore di M.T.
La barratura potrà essere alimentata da un generatore diesel da 100 kVA ad
avviamento automatico per black-out prolungato.
Illuminazione
Circuito luce piazzale
Il piazzale antistante sarà illuminato con corpi illuminanti equipaggiati da lampade a
basso consumo da 125W, sarà con accensione comandata da crepuscolare.
Circuito luce e f.m. cabina
Tutti i locali saranno illuminati secondo necessità con plafoniere stagne
equipaggiate con tubi fluorescenti da 18/36/58W.
Le zone operative adiacenti ai quadri elettrici saranno asservite da lampade
autoalimentate a batteria.
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Relazione tecnica elettrica
Consistenza dell’intervento
2.4
Nel seguito viene descritta in dettaglio la composizione della sottostazione 150 kV:
Sottostazione di connessione AT
La sottostazione di connessione 150 kV sarà del tipo a doppio sistema di sbarre
isolate in aria, così articolata:

N° 1 montante AT a 150 kV a doppia uscita per connessione della linea in
arrivo da trasformatore ad una delle due terne di sbarre, equipaggiato con
sezionatori di terra a monte e valle, costituito da una apparecchiatura
compatta integrata in SF6;

N° 1 sistema a doppia sbarra 150 kV, completo di supporti , isolatori , TVC,
scaricatori di sovratensione;

N° 2 montanti AT a 150 kV a doppia uscita per connessione alle linee entraesce del gestore RTN ad una delle due terne di sbarre dei due ingressi;

N. 1 interruttore di congiunzione tra i due sistemi di sbarre;

Scaricatori di sovratensioni ad ossidi metallici;
Tutti gli interruttori e sezionatori hanno azionamento motorizzato 110 Vcc con
distribuzione ad anello chiuso in conformità a quanto prescritto dal C.d.R.
Tutti i sezionatori di sbarra anche prevedono la posizione di connessione a terra
lato linea e lato sbarre.
I servizi ausiliari di cui sarà dotata la sottostazione comprendono:

due alimentazioni 20 kV indipendenti e provenienti GRN-MT (ENEL),
ciascuna equipaggiata con proprio trasformatore da 160 kVA, ciascuna
idonea a soddisfare da sola tutte le necessità della sottostazione.

distribuzione ausiliaria C.A. e C.C. comprese le batterie ed un sistema UPS;

distribuzione 110 Vcc agli ausiliari di tutte le apparecchiature di A.T.;

generatore di emergenza ad avviamento automatico;

quadri ausiliari bassa tensione

Impianto di illuminazione interna ed esterna e prese della SSne,

Impianto di climatizzazione interno alla sala Quadri;

Impianto antintrusione.
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.
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Pag. 13
Relazione tecnica elettrica
Opere civili:

fondazioni per le apparecchiature da installare;

piazzale AT, inclusi cordoli di contenimento, opere di convogliamento
pluviale, lastrico stradale ed isolamento superficiale;

cunicoli cavi;

edificio supervisione e controllo;

Impianto di terra e protezione scariche atmosferiche per l’intero piazzale ed i
fabbricati, inclusa l’area destinata alle postazioni future di ulteriori stalli di
linea
Impianti elettrostrumentali in BT di monitoraggio e protezione:

BT: tutta inclusa all’interno della sottostazione.

SPCC,
morsettiere,
dispositivi
di
comunicazione
inclusi,
linee
di
telecomunicazione escluse.

Rete di terra primaria.

Rete di terra secondaria
Circuiti ausiliari:
Per i circuiti ausiliari saranno previste due alimentazioni indipendenti direttamente
da GRN MT (ENEL), dalla prestazione di 160 kW cad:
2.5

BT: tutta inclusa all’interno della sottostazione.

SPCC, morsettiere, dispositivi di comunicazione, linee di telecomunicazione.
Norme e disposizioni di legge
Tutte le opere elettriche saranno realizzate in conformità con le seguenti norme e
disposizioni di legge:

Norme IEC / CEI / ENEL

Norme ISO

Codice di Rete TERNA

Guida ENEL per le connessioni

D-M-37 del 22 gennaio 2008 , L. 626/94

prescrizioni ISPESL
iLStudio
.
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Pag. 14
Relazione tecnica elettrica
Le apparecchiature installate dovranno rispondere per progettazione, fabbricazione
e prove alle seguenti norme:
IEC-60056
HV Alternating currents Circuit Breakers
IEC-60439
LV Switchgear and control gear assemblies
IEC-60502
Extruded solid dielectric insulated power cables for rated
voltages from 1 kV up to 33 kV
IEC-60947
LV switchgear and control gear
IEC-60227
Electrical equipment within LV systems
EN-50164, 61663 Lightning protection system
IEC-60076
Transformers and reactors
IEC-60831
Specifications for capacitors
IEC-60354
Loading guide for oil-immersed power transformers
IEC-60296
On-Load tap-changers
Tutte le apparecchiature avranno caratteristiche adeguate per un esercizio di lungo
periodo nei luoghi previsti di installazione.
2.6
Dati ambientali
Nella selezione di apparecchiature e materiali sono stati considerati i seguenti dati
di installazione:

Altitudine

Clima:
temperato

Temperatura ambiente
-5+40°C

Umidità relativa

Sollecitazione sismica
2.7
< 1000 s.l.m.
95%
Zona sismica 2 (0,25g)
IMPIANTO DI SOTTOSTAZIONE AT
2.7.1 Caratteristiche tecniche generali

Tensione nominale
150 kV

Tensione massima del sistema
170 kV

Frequenza nominale

Tensione di tenuta a frequenza industriale
iLStudio
50 Hz
325 kV
.
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Pag. 15
Relazione tecnica elettrica

Tensione di tenuta ad impulso atmosferico

Corrente nominale di breve durata

Linea di fuga per gli isolatori
750 kV
31.5 kA x 1 s
25 mm/kV
Le apparecchiature AT saranno posizionate in accordo con la norma CEI 11-1
rispettando in particolare le seguenti prescrizioni:

altezza minima da terra delle parti in tensione
4500 mm

distanza tra gli assi delle fasi delle apparecchiature
2200 mm
Tutti gli interruttori in ambiente 150 kV saranno conformi alla specifica tecnica
TERNA n. INGSTMCI01 Rev. 00 del 15/03/06 – “Moduli compatti integrati, con
isolamento in gas SF6, per tensioni nominali uguali o superiori a 145 kV” ed alle
successive integrazioni:
INGSTMCI02 - Addendum n. 1 Rev. 00 del 15/09/06
INGSTMCI03 - Addendum n. 2 Rev. 00 del 11/02/08.
2.7.2 Configurazione AT lato utente:
La sezione AT della sottostazione lato utente prevede l’installazione di un montante
di connessione dell’Utente parco eolico al sistema sbarre del gestore RTN a 150kV
per esterno così composto:
1 modulo Ibrido PASS M0 170 kV composto da:
Sezionatori combinati di linea e di terra (uno in ingresso, 2 in uscita):
o Tensione nominale
150 kV
o Corrente nominale
1600 A
o Corrente nominale di breve durata (1s)
31,5 kA
o Tensione di prova ad impulso atmosferico
o Verso massa
750 kV
o Sulla distanza di sezionamento
860 kV
o Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1min.
o Verso massa
325 kV
o Sulla distanza di sezionamento
375 kV
o Operazione delle lame di linea
o Contatti ausiliari disponibili
motorizzato
3NA + 3NC
o Tensioni di comando
iLStudio
.
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Pag. 16
Relazione tecnica elettrica
o Comando motorizzato
110 Vcc
Interruttore :

Tipo:

Numero dei poli

Mezzo di estinzione dell’ arco

Tensione nominale
150 kV

Livello di isolamento nominale
170 kV

Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1 min
325 kV

Tensione di tenuta ad impulso con onda 1/50ns
750 kV

Corrente nominale
1600 A

Corrente di breve durata ammissibile per 1s
31,5 kA

Ciclo di operazione nominale

Tempo di attesa t
0,3s

Tempo di attesa t’
3 min

Corrente di stabilimento (picco fino a)

Tipo di comando

Comando manovra

Tensioni di alimentazione ausiliaria
TB170–BLK222
3
SF6
0-t-CO-t’-CO
100 kA
BLK222 mecc. a molla
tripolare
o Motore
220 Vca
o Bobine di apertura / chiusura
110 Vcc
o Relè ausiliari
110 Vcc
o Contatti ausiliari
5 NA + 5 NC
Trasformatori di corrente:

Tipo:

Isolamento
Resina

Tensione nominale
150 kV

Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1 min
325 kV

Tensione di tenuta ad impulso
750 kV

Corrente nominale primaria

Corrente nominale secondaria

Numero nuclei
iLStudio
TAT
200-400 A
1-1-1 A
3
.
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Pag. 17
Relazione tecnica elettrica

Prestazioni e classi di precisione:
o Nucleo misure
20VA-0,5
o Nucleo protezioni
20VA-5P20
o Nucleo UTF
20VA-0,2
Trasformatori di Tensione:
Una terna di trasformatori di tensione induttivi, con rapporto di trasformazione
150.000:√3/100:√3 20 VA cl. 0,2 (certificato UTF per misure fiscali):

Tensione massima di riferimento per l’ isolamento

Rapporto di trasformazione

Prestazioni nominali e classe di precisione

Fattore di tensione ( funzionamento per 8 h)
1,9 Un

Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1 min
325 kV

Tensione di tenuta ad impulso atmosferico:
750 kV
170 kV
150:√3/0,1:√3 kV
20VA-0,2
Due sistemi di sbarre collegati da congiuntore, in Al 100/90 completi di:

Carpenteria e isolatori di supporto

N.° 1 Terna di trasformatori di tensione capacitivi, con rapporto
15.000:√3/100:√3, 20VA cl. 0,5, 100VA cl. 3p;

Tensione massima di riferimento per l’ isolamento

Rapporto di trasformazione

Prestazioni nominali e classe di precisione
170 kV
150.000:√3/100:√3
o Nucleo misure
20VA 0,5
o Nucleo protezioni
100VA 3p
o Fattore di tensione ( funzionamento per 8 h)
1,9
o Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1 min
325 kV
o Tensione di tenuta ad impulso atmosferico:
750 kV
Sistema di protezione e controllo
Saranno
implementate
le
seguenti
protezioni
a
microprocessore
per
apparecchiature di alta tensione:
Montante di entra esci:
o protezione distanziometrica (21);
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.
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Pag. 18
le
Relazione tecnica elettrica
o massima corrente (50/51;50N/51N in back up;
o massima e minima tensione e relay di frequenza (27/59/81);
Montante Trasformatore ( utente)
o protezione differenziale (87T);
o massima corrente (50/51;50N/51N) in back up;
o regolazione di tensione (90).
Le protezioni saranno cablate in quadro in modo da realizzare uno schema sinottico
dal quale sarà possibile controllare la sottostazione. Protezioni e comandi delle
apparecchiature saranno convogliati in un quadro che realizza uno schema
sinottico dei sistemi a microprocessore attraverso un display.
Sistema di supervisione della sottostazione utente
Il sistema di supervisione prevede che i segnali di stato per tutte le apparecchiature
AT/MT siano concentrati in una RTU attraverso una rete di trasmissione locale dei
dati in fibra ottica. I dati elaborati dalla RTU sono trasmessi attraverso un adeguato
collegamento dati ad un centro remoto di controllo equipaggiato con un modem ,PC
e stampante. Il PC sarà corredato di un SW di interfaccia uomo macchina.
Per la comunicazione previsto l’uso del protocollo IEC 61850.
Sono previste inoltre :

RTU e relative schede I/O digitali ed analogiche;

Rete in fibra ottica locale;

Modem in trasmissione e ricezione;

PC per il posto remoto;

Licenze sw e microscada.
L’interconnessione con il sistema TERNA avverrà attraverso bobine di sbarramento
e dispositivi di accoppiamento (2 fasi su 3, una in back-up ) su entrambe le
connessioni entra/esce) in base a quanto previsto dal C.d.R. All. 3 cap. 11.1.9.
Quadro comando protezione controllo QPCS in SSne utente
Nella sala BT verrà installato il quadro QPCS dal quale sarà possibile effettuare tutti
i comandi e controlli di sottostazione con la possibilità di visualizzazione e
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.
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Pag. 19
Relazione tecnica elettrica
monitoraggio degli allarmi tramite centralina. Il quadro sarà dotato di sinottico
includendo anche le protezioni AT e MT.
Cassette per ausiliari TA e TV
Saranno posate opportune cassette per ausiliari TA e TV in acciaio INOX
contenenti interruttori di protezione circuito TV, resistenza anticondensa, morsetti di
appoggio e sezionabili.
Sistema di distribuzione CA/CC sottostazione
Il sistema di distribuzione sarà così composto:

Raddrizzatore/Caricabatteria;

Pannello di distribuzione CA e CC

Batterie ermetiche di accumulatori al piombo

UPS

Gruppo elettrogeno diesel
Il sistema di distribuzione AC previsto è del tipo 3F+N predisposto per
l’alimentazione con un gruppo elettrogeno diesel in caso di mancanza di rete, e
dimensionato in modo da avere una riserva di circa il 10÷20% per eventuali
incrementi futuri del carico.
L’alimentazione del sistema di distribuzione AC sarà possibile sia dal trasformatore
servizi ausiliari sia dal gruppo elettrogeno. L’alimentazione da TSA sarà realizzata
attraverso un sistema di raddrizzatori/caricabatteria che funzioneranno uno di back
up all’altro.
2.7.3 Raddrizzatore/Caricabatteria sottostazione utente
Il sistema sarà essenzialmente composta da:

N° 2 raddrizzatori a doppio ramo (uno di back up)

N° 1 batteria di accumulatori
Il raddrizzatore/caricabatterie fornirà l’alimentazione con tensione stabilizzata alle
utenze 110 VCC e assicurando contestualmente la carica delle batterie. Il gruppo
presenta le seguenti caratteristiche principali:
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.
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Pag. 20
Relazione tecnica elettrica
Alimentazione CA:

tensione nominale:

variazione alimentazione:

frequenza:
50Hz

variazione frequenza:
+/-5%

ICC
10kA
3x400 V
+/- 10%
Ramo caricabatterie

tensione carica a fondo:

tensione carica tampone:
121 V +/-1% (2,2 V/elemento)

corrente erogata massima:
30 A con avaria ramo utenze

corrente di carica batteria:
15 A limitati elettronicamente

caratteristica di carica:
132 V (2,4V/elemento)
IU (DIN 41773)
Ramo utenze

tensione utenze stabilizzata:

corrente utenze:

ripple:

tensione max. uscita:
110 V +/- 1%
30 A limitati elettronicamente
1%
121 V avaria ramo caricabatterie
Tutti i valori di tensione e di corrente in uscita CC sono limitati elettronicamente e
regolabili con trimmer su schede elettroniche.
Strumentazione, segnalazioni e allarmi:

Cl. 1,5 - scala 90A

N° 1 voltmetro lato c.c. tensione batteria

N° 1 voltmetro lato c.c. tensione utenze

N° 1 amperometro lato c.c. corrente batteria

N° 1 amperometro lato c.c. corrente utenze

N° 1 voltmetro lato c.a. + TV + selettore

segnalazioni e allarmi luminosi ISA-2A per presenza rete, carica a fondo,
carica tampone, polarità a massa, batteria in scarica, batteria scarica,
preallarme di fine scarica batteria, interruttori di distribuzione aperti.
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.
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Pag. 21
Relazione tecnica elettrica
2.7.4 Pannello di distribuzione CA e CC sottostazione utente
Sezione CA

N° 1 interruttore generale da 160°;

N° 1 sezionatore da 45A per alimentazione da GE

N° 10 interruttori quadripolari da 10  25 A per asservire:
o Alimentazione ausiliari TR
o Illuminazione esterna
o anticondense
o raddrizzatore
o prese F.M.
o condizionatori

N° 10 interruttori bipolari da 10  25 A per asservire:
o illuminazione interna locali
o UPS e proprie utenze
o illuminazione quadri
o disponibili
Il pannello sarà dotato di contatore per misure fiscali con certificati UTF
Sezione CC

N° 1 interruttore generale da 40A

N° 25 interruttori automatici miniaturizzati (MCB) bipolari da 10  25 A per
asservire:
o Alimentazione interruttore e sezionatore AT
o Allarmi
o Alimentazioni quadri MT e BT
o disponibili
2.7.5 Batteria ermetica di accumulatori al piombo sottostazione utente
La batteria ermetica sarà del tipo HIGHLITE FLB FIAMM composta da 9 elementi di
tipo 12FLB300. La capacità della batteria a 20°C è pari a:

80 Ah con tempo di scarica di 30 h

60 Ah con tempo di scarica di 20 h
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.
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Pag. 22
Relazione tecnica elettrica
Le batterie verranno alloggiate in un armadio con le stesse caratteristiche di quello
previsto per il raddrizzatore/caricabatteria.
2.7.6 UPS
Caratteristiche tecniche generali:

Tensione di ingresso:
220 V CC

Tensione di uscita:
230 V CA

Potenza nominale:
3000 VA

Autonomia:
192 min. a 1500W
2.7.7 Gruppo elettrogeno diesel
Sarà installato un gruppo elettrogeno Diesel con le seguenti caratteristiche:

Potenza nominale:

Motore:

Serbatoio:

Tensione nominale:

Autonomia:
100 kVA
termico diesel, Lombardini o similare
a bordo, 120 litri
400 V
30 h a pieno carico
Il gruppo elettrogeno sarà provvisto di quadro di comando.
2.7.8 Cassette FM SSne utente
Saranno previste n. 4 prese tipo CEE 16A monofasi e trifasi da installarsi all’interno
dell’edificio nei locali MT e BT.
2.8
Collegamenti, strutture metalliche, rete di terra e cavi BT/MT
2.8.1 Conduttori, morse e collegamenti AT
I collegamenti fra le apparecchiature di potenza saranno realizzati in tubo di
alluminio di diametro 40/30.
Le morse saranno in materiale monometallico in lega di alluminio a profilo
antieffluvio con serraggio a bulloni in acciaio inossidabile.
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Pag. 23
Relazione tecnica elettrica
2.8.2 Strutture metalliche
Le strutture metalliche previste sono di tipo tubolare o in profilato in acciaio,
dimensionate in accordo al DPR 1062 del 21/06/1968 ed alle normative
antisismiche per gli impianti tecnologici.
La zincatura a caldo verrà eseguita nel rispetto delle indicazioni della norma CEI 76 fasc. 239.
Qualora durante il montaggio, la zincatura fosse asportata o graffiata si provvederà
al ripristino della stessa mediante applicazione di vernici zincanti a freddo.
Fanno parte della intervento anche i tirafondi di fissaggio carpenterie
2.8.3 Impianto di terra
L’impianto di terra sarà unico per l’intero piazzale AT ed i fabbricati. Sarà curato il
valore della resistenza di terra in relazione alle correnti di terra dichiarate da
TERNA per il punto di connessione, al fine di garantire una equipotenzialità interna
al sistema ed un gradiente di potenziale ai margini tale da assicurare la sicurezza
delle persone e degli impianti.
I piazzali e tutte le aree accessibili alle persone saranno rese equipotenziali negli
strati inferiori attraverso il dispersore della rete di terra e la sua interconnessione a
ferri profondi delle platee. Il piazzale ed sarà inoltre isolato dal sistema di terra
mediante tappeto di conglomerato bituminoso dello spessore non inferiore a 8 cm.
Sarà particolarmente curato il contenimento delle tensioni di passo e contatto,
specie in prossimità delle strutture emergenti dal sottosuolo. L’impianto di terra sarà
interconnesso in punti scollegabili per misure con la rete di terra della cabina di
trasformazione adiacente.
I TA, i TV, gli scaricatori ed i portali di ammarro verranno collegati alla rete di terra
mediante quattro conduttori di rame di diametro 14,7 mm allo scopo di ridurre i
disturbi elettromagnetici nelle apparecchiature di protezione e di controllo.
I conduttori di rame vengono collegati tra loro con dei morsetti a compressione in
rame; il collegamento ai sostegni è realizzato mediante capocorda e bullone.
La messa a terra degli edifici sarà realizzata mediante un anello perimetrale di
corda di rame da 120 mm² dal quale partiranno le cime emergenti portate nei vari
locali. Alla rete di terra saranno anche collegati i ferri di armatura di ciascun edificio,
delle fondazioni, dei portali, dei chioschi e dei cunicoli.
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.
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Pag. 24
Relazione tecnica elettrica
2.8.4 Cavi AT e MT
Saranno forniti e posati cavi MT per i seguenti collegamenti:

Sistema di sbarre – Tralicci di connessione con la linea TERNA: cavo
3x1x1600 mmq Al (IEC60840 - 87-150 (170) kV);

Quadro MT – Trasformatori Servizi Ausiliari: tale collegamento sarà
realizzato con 1 cavo per fase della sezione di 185mm2 in Al;
2.8.5 Cavi BT
I cavi BT, per il collegamento delle apparecchiature fornite nell'area sottostazione
utente, e i quadri BT saranno del tipo FG7OR 0,6 /1 kV del tipo “non propagante
l'incendio” secondo CEI 20-22. Non è previsto l'utilizzo di cavi armati.
Le sezioni minime dei conduttori dei cavi utilizzati per le interconnessioni fra
apparecchiature AT e quadri di potenza e controllo sono :

per i circuiti di potenza
2,5 mm²

per i circuiti amperometrici / voltmetrici
4,0 mm²

per i circuiti di comando e segnalazione
1,5 mm²
I cavi BT utilizzati nelle cabine Enel saranno di tipo N1VC7 di tipo schermato.
2.8.6 Fibre ottiche
F/O necessarie per il collegamento tra la RTU ed il PC server.
2.9
IMPIANTI AUSILIARI DI SOTTOSTAZIONE
2.9.1 Quadri Media Tensione
I quadri MT sono composti di scomparti unificati compatti per unità di protezione
isolati in SF6, arrivo e partenza linea con interruttore SF6, relè elettronico
autoalimentato, protezione di massima corrente con relè 50/51, riduttori
amperometrici, il tutto in conformità alle norme CEI 17-6 (fasc. 1126), IEC 298, CEI
17-21 (fasc. 795), IEC 694, CEI 17-1 (fasc. 405) IEC 56 e loro evoluzioni vigenti.
Il quadro sarà realizzato in carpenteria metallica in lamiera opportunamente
rinforzata, spessore struttura portante mm 25/10, spessore pannelli di chiusura mm
20÷15/10, oblò trasparente per ispezione interna, esecuzione per interno accesso
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.
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Pag. 25
Relazione tecnica elettrica
frontale, sbarre omnibus in rame predisposte per consentire futuri ampliamenti,
carrello scorrevole per facilitare l'inserimento e la manutenzione dell'interruttore
estraibile, opportuni blocchi meccanici ed a chiave atti a garantire la sicurezza del
personale, blocchi ad interdizione a garanzia di manovra errata, accesso allo
scomparto solo in condizione di fuori tensione e sezionatore di terra chiuso.
Equipaggiamento:
o sistema di sbarre principali;
o attacchi per uscita cavi;
o supporti terminali;
o targa mimica di sequenza manovra e lo schema elettrico;
o relè elettronici con captatori di corrente;
o comando manuale;
o sganciatori di apertura;
o carrelli supporto per interruttori estraibili;
o connettore B.T.;
o n. 2 contatti NC+NA;
o blocco a chiave sugli interruttori-sezionatori rotativi a vuoto;
o sezionatori di terra;
o blocchi a chiave sui sezionatori;
o blocchi porta;
o allacci alla linea MT e ad altri scomparti.
Equipaggiamento specifico per lo scomparto misure:

N. 3 trasformatori di corrente
7,5 W 10 VA cl. 0,5;

N. 3 trasformatori di tensione
30 VA, cl. 0,5;

Allacci alla linea MT e ad altri scomparti.
Caratteristiche elettriche di tutti gli scomparti:

Tensione nominale
24 kV;

Tensione di esercizio fino
24 kV;

Tensione di prova 1 minuto
50 kV;

Corrente nominale sbarre ed apparecchiatura
630 A;

Corrente di corto circuito per un secondo
iLStudio
12,5 - 16 kA;
.
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Pag. 26
Relazione tecnica elettrica

Corrente di cresta del 1° semiperiodo
31,5 - 40 kA.
2.9.2 Trasformatori MT/BT dei servizi ausiliari sottostazione utente

Standard di riferimento

Tipo di servizio:

Installazione:

Temperatura ambiente massima:

Metodo di raffreddamento:

Materiale di isolamento:

Potenza nominale:

Tensioni nominali (a vuoto):
AN
Resina
160kVA
0.40kV
Collegamento fasi:
+/- 2 x 2.5%
MT:
triangolo
BT:
stella
Gruppo di collegamento:
Dyn11
Classe d’isolamento:
MT
24kV
BT
1.1kV
Tensione di tenuta a frequenza industriale:
MT
50kV
BT
3kV
Tensione di tenuta ad impulso atmosferico:
MT:

40°C
BT


interno
30/20kV
Regolazione a vuoto:

continuo
MT


IEC 76 -CEI14-4
95kV
Sovratemperature ammesse:
primario:
100°C
secondario:
100°C

Perdite a vuoto:
420W

Perdite s carico a 75°C:

Tensione di c.to c.to
iLStudio
1400W
5%
.
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Pag. 27
Relazione tecnica elettrica
Sono inoltre inclusi nell’opera i seguenti accessori:

N.1 centralina termometrica

N.3 termosonde Pt 100 cablate in cassetta

N.1 Carrello con 4 ruote orientabili

N.1 Targa caratteristiche

N.4 Golfari di sollevamento

N.2 Morsetti di terra

N.4 attacchi per traino
Il trasformatore dei servizi ausiliari sarà provvisto di opportuna struttura di
protezione metallica completa di blocco AREL.
2.9.3 Quadro Principale Bassa Tensione
Sarà installato un quadro elettrico tipo Power Center, conforme per configurazione,
composizione e prestazioni, alle prescrizioni del C.d.R. TERNA All. 3.
Lo scomparto avrà grado di protezione IP3x, costruito e collaudato in conformità
alle norme CEI 17-13/1 fasc.1433 ed alle prescrizioni antinfortunistiche (D.P.R.
547/55), composto da:

struttura metallica autoportante rigida indeformabile componibile mediante
l'impiego di viti e bulloni,

portelle incernierate munite di serrature con chiavi asportabili e collegamento
di terra,

setti o portelle divisori di zone all'interno.

Ingresso cavi dal basso
Sarà equipaggiato con sbarre omnibus di distribuzione orizzontali e verticali
tetrapolari dimensionate per la corrente nominale di 630 A e di cortocircuito da 20
kA, supportate con appositi isolatori ad alta resistenza meccanica, cunicoli e sbarra
di terra; saranno installati interruttori automatici magnetotermici in custodia isolante,
con sganciatori standard o con relè a microprocessore con soglie di sovraccarico e
corto circuito regolabili, in esecuzione estraibile, con potere di interruzione a 380V
pari a 25 kA.
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Relazione tecnica elettrica
2.9.4 Impianti tecnologici di sottostazione
La sottostazione sarà dotata degli impianti tecnologici di seguito descritti.
Illuminazione esterna
L'impianto
di
illuminazione
esterno
sarà
realizzato
con
corpi
illuminanti
opportunamente distanziati dalle parti in tensione ed in posizione tale da non
ostacolare la circolazione dei mezzi e comandato con interruttore crepuscolare per
l’accensione/spegnimento automatico dei corpi illuminanti
I proiettori saranno del tipo con corpo in alluminio, a tenuta stagna, grado di
protezione IP65, lampade a ioduri metallici da 400 W ad alto rendimento e montati
su pali in vetroresina di altezza adeguata, aventi alla base una casetta di
derivazione.
Il valore medio di illuminamento minimo in prossimità delle apparecchiature di
manovra sarà di 20 lux.
Verranno installati 5 pali con 2 proiettori ognuno per l’area Enel e 4 pali con 2
proiettori ognuno per l’area utente.
Impianto di illuminazione interno edifici
L’impianto di illuminazione interno per gli edifici di sottostazione sarà composto
principalmente da:

plafoniere montate all’esterno con lampade comandate da crepuscolare;

plafoniere per interno con emergenza con lampade comandate da interruttori
e deviatori posti sul lato delle porte di accesso ai locali;

interruttori e prese bivalenti 10-16A
Tutte le lampade utilizzate saranno ad alto rendimento.
Sistema di Climatizzazione per SSne
La sala di controllo, realizzata nel rispetto delle normative sul contenimento delle
dispersioni energetiche, sarà climatizzata caldo/freddo con sistema a pompa di
calore ad alta efficienza con tecnologia ad inverter e gas ecologico R410. Sarà
garantito il numero di ricambi orari di legge per i luoghi di lavoro ed igienicosanitari.
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Relazione tecnica elettrica
I locali chiusi destinati agli impianti che dissipano calore (quadri e trasformatori)
saranno raffrescati con ventilazione forzata di aria ambiente esterna filtrata.
Sistema di rilevazione incendi per sottostazione:
Il sistema di rilevazione incendi per ciascun edificio sarà dotato di quadro di
controllo equipaggiato con:

nr. 1 Centrale tipo CF4E o equivalente, completa di modulo alimentazione,
scheda base, modulo relè, Targa adesiva serigrafata;

N. 15 sensori ottici di fumo convenzionale a 3 terminali completi di base e
cassetta
di
allaccio
a
protezione
dei
locali
energizzati,
critici
e
contropavimento

nr. 1 Targa luminosa " incendio"

nr. 1 Sirena autoprotetta

nr. 2 Batterie 12V 7A/h
Sistema antintrusione per sottostazione
Il sistema antintrusione di sottostazione sarà dotato di quadro equipaggiato con:

nr. 1 Centrale completa di modulo alimentazione, scheda base, modulo relè,
Targa adesiva serigrafata,

Contatti magnetici per porte interne secondo necessità

nr. 2 Contatti magnetici per cancelli

nr. 1 Sirena autoprotetta
2.9.5 Accessori di S/S
Ulteriori accessori di stazione sono costituiti da:

Tappeto isolante 20kV

N.1 Coppia di guanti isolanti con custodia classe “3”

N.2 Caschi di sicurezza

N.2 Estintore carrellato da 30Kg

Targhette identificative

N.1 Sistema di messa a terra costituito da :
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Relazione tecnica elettrica
o N.1 borsa con cavi siliconici e pinze
o N.1 borsa con fioretto
o N.1 borsa metallica con cavi

Estintori portatili in CO2 da kg 5,00
2.10 COLLAUDI, MONTAGGI E DOCUMENTAZIONE
2.10.1 Montaggi e collaudi
I lavori saranno tutti quelli necessari per allineare la Cabina Elettrica AT/MT ai
criteri dettati dalle norme CEI – IEC e Cod. di Rete TERNA in ogni sua parte.
Sulle apparecchiature saranno eseguite tutte le prove e le verifiche previste nel
piano controllo/qualità, in accordo alle normative vigenti:

CEI 42-4 prescrizioni generali e modalità di prova per l’alta tensione;

CEI 42-5 dispositivi di misura e guida d’applicazione per le prove ad alta
tensione.
Le attività di collaudo in opera si collocano al termine dei lavori di ogni singola unità
funzionale.
Verranno
pertanto
provate
contemporaneamente
tutte
le
apparecchiature, le circuiterie e gli elementi AT ed MT di ogni unità funzionale e
successiva messa in servizio.
2.10.2 Documentazione tecnica
L’opera sarà corredata dai seguenti documenti:

tabella generale dati della sottostazione

schema elettrico unifilare sottostazione

schemi funzionali sottostazione

progetto rete di terra sottostazione

progetto rete MT sottostazione

elenco principale dei materiali

planimetria elettromeccanica sottostazione

sezioni elettromeccaniche della sottostazione

disegno e calcolo delle strutture
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Relazione tecnica elettrica

tabelle carichi statici e dinamici fondazioni

disegni d'ingombro delle apparecchiature

certificazioni di prova

manuali di installazione e manutenzione
2.11 Opere civili
L’area della stazione di consegna sarà recintata con 2 ingressi carrai collegati al
sistema viario circostante.
Nel piazzale recintato è previsto un fabbricato cabina elettrica e servizi, suddiviso in
ambienti disposti, separati ed accessibili (cfr. tipico di planimetria in tav. P20).
Per il fabbricato principale sarà utilizzato c.a., mentre per la cabina di alimentazione
MT a 20 kV da ENEL, il fabbricato sarà in c.a.p. in esecuzione equipotenziale,
omologata ENEL.
In stretta adiacenza sarà realizzato un fabbricato monopiano in c.a suddiviso in
due locali per l’installazione dei trasformatori dei servizi ausiliari.
La cabina di alimentazione MT sarà ubicata sul filo della strada per libero accesso
ENEL e comprenderà un locale misure per il computo dell’energia attiva e reattiva a
doppio accesso, un locale ENEL per il quadro 20 kV con accesso esclusivo dalla
strada, e un locale utente per il quadro 20 kV con accesso esclusivo dal piazzale
TERNA.
Il fabbricato TERNA comprenderà almeno:

sala quadri per il comando e controllo dell’impianto (doppio ingresso,
pavimento flottante, compatibile con ampliamento futuro);

locale retro quadro per la collocazione degli armadi dei sistemi di protezione
(doppio ingresso, pavimento flottante, compatibile con ampliamento futuro);

locale gruppo elettrogeno (REI 120);

locale teletrasmissioni (batterie ed apparati dedicati);

locale quadri MT (REI120)
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Relazione tecnica elettrica

locale quadri BT (REI 120) e batterie per l'alloggiamento dei pacchi batterie
degli UPS 110 Vcc di quadro e 400/230 Vca. (tipo ermetico, estrattore aria);

Locale generatore diesel di emergenza;

Servizi igienici;

Magazzino / Disponibile ;
Le 3 vie cavi a 150 kV in arrivo entreranno in cabina mediante adeguati pozzetti,
distinti e separati per destinazione. L'intera cabina, incluse le aree all’aperto
riservate ad espansione futura delle connessioni a 150 kV secondo STMG, sarà
dotata di impianto di terra equipotenziale; il piano di calpestio del piazzale, già reso
equipotenziale mediante rete elettrosaldata equipotenziale annegata in cls. per tutta
l'area ed interconnessa al sistema di dispersori dell'impianto generale di terra, sarà
isolato per tutta l'area mediante un manto di bitume di spessore superiore a 6 cm.
Le apparecchiature all’aperto sono costituite da interruttori – sezionatori
monoblocco con contatto di terra a monte e valle, in involucro a tenuta in SF 6.
Salvo diverse esigenze TERNA per questioni di ingombri, le barre sono previste in
aria, con una distanza minima di 2,20 m tra le fasi AT.
Tutte le apparecchiature saranno in accordo a quanto previsto dal Codice di Rete,
all. 3 e relative alla tensione nominale di 150 kV.
Gli isolatori portanti per le parti metalliche esposte a 150 kV saranno tutti in
porcellana (CEI 36-12 e CEI-EN60168) , ad eccezione di quelli a bordo del traliccio
di doppia transizione, che saranno in vetro temperato (CEI-EN 60383-1 e 60383-2).
Le barrature in aria saranno dotate di LPS reciprocamente indipendenti in
configurazione 3+1, e confluenti, attraverso calate isolate, nel dispersore locale.
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Relazione tecnica elettrica
2.12 PARAMETRI ELETTRICI DELLA RETE
Per l’area 150 kV i parametri di corto circuito prescritti dal C.d.R. TERNA sono di
40,0 kA x 1”, come parimenti è prescritta una sezione dei cavi di 1600 mmq Al. A
valle del trasformatore la Icc viene calcolata in funzione della Zcc del trasformatore.
Considerando virtualmente infinita la potenza della RTN, il guasto trasferito alla rete
utente si riduce alla situazione di saturazione magnetica del trasformatore,
ipotizzata in 45 MVA, pari ad una Zcc di 1,77 ohm per la tensione di 33 kV.
Il contributo massimo alla Icc di ogni generatore eolico, calcolato per generatori
sincroni standard come definito dalla letteratura tecnica corrente, è dell’ordine di
0,85 kA, pari ad una Zcc di 22,47 ohm alla tensione di 33 kV. Tale valore non tiene
conto dell’argine al corto circuito costituito dalla presenza in serie di due macchine
statiche, considerandone cioè il guasto contemporaneo in by-pass direttamente
verso il trasformatore.
3
CABINA ELETTRICA DI TRASFORMAZIONE 33/150 KV
Nell’entroterra del Molo Polisettoriale, in stretta adiacenza alla nuova sottostazione
di consegna TERNA, è prevista una cabina di trasformazione 33/150 kV, nata per
ospitare:

1 quadro MT 33 kV;

un trasformatore elevatore 33/150 kV;

un parco all’aperto con doppio sistema di sbarre in aria separate da un
congiuntore e relativi interruttori in SF6 a doppia uscita, completi di:

sezionatori in ingresso e sulle due uscite verso le due sbarre;

sezionatori di terra per le partenze della configurazione entra-esce verso
TERNA;

sistema supervisore di rete;

opere ed impianti accessori, alimentati da rete elettrica ENEL indipendente,
dotati di quadro UPS – 110 Vcc per le sole protezioni elettriche e servizi di
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Pag. 34
Relazione tecnica elettrica
quadro, e generatore elettrico di emergenza 50 kVA con avviamento
automatico.
Dall’interruttore 150 kV parte una linea 1x3x1600 Al, della lunghezza di circa 100 m
interrata con le modalità che verranno esposte in seguito.
3.1
Opere Elettriche Principali
Le opere elettriche principali previste presentano caratteristiche sintetizzabili in:

Montante di arrivo linea 33 kV dotato di scomparto misure e protezioni,
interruttore arrivo linea ed interruttore di partenza trasformatore;

Trasformatore elevatore 33/150 kV;

Montante 150 kV di uscita dal trasformatore e partenza verso TERNA;

Alimentazioni privilegiate
Tutte le apparecchiature sono interamente isolate in SF6. Eventuali considerazioni
di spazio, in relazione agli ingombri legati a differenti tecnologie, potranno imporre
di utilizzare in SF6 anche le barrature.
Descrizione:
La linea a 33 kV proveniente dall'area offshore è collegata, mediante adeguati
supporti, ad un montante di arrivo, equipaggiato con:

n°1 interruttore tripolare MT in SF6 (1250A) con comando motorizzato e
sezionatore con contatto di terra a monte e valle;

n°2 terne di TV, per le misure e le protezioni;

n°3 TA con n°1 primario da 600A e n°1 secondario (5A) per le protezioni;

relè di protezione multifunzione;

dispositivo di interfacciamento per trasmissione dati ad onde convogliate,
quale rincalzo alle fibre ottiche per la sola trasmissione dei coordinamenti
delle protezioni di linea.
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Pag. 35
Relazione tecnica elettrica
Le protezioni previste per il relais multifunzione saranno in accordo alle norme CEI
0-16 ed 11-1 in materia di impianti di produzione, ed individuate in protezioni di
massima corrente, istantanea e ritardata, massima corrente di guasto a terra,
minima e massima tensione, massima tensione omopolare, minima e massima
frequenza e soglia direzionale di potenza attiva (cod. ANSI: 50, 51, 51N, 27, 59,
59Vo, 81, 32). Su detta apparecchiatura, saranno disponibili le indicazioni relative a
tutte le grandezze elettriche di interesse: tensione, corrente, frequenza, fattore di
potenza, potenza attiva e reattiva, energia attiva e reattiva.
Ciascuno scomparto sarà provvisto di apposita cella estraibile per il contenimento
dei fusibili MT e dei trasformatori di tensione ad un solo secondario utilizzato per il
relè di protezione.
Il montante trasformatore lato 150 kV è costituito da:

n°1 sezionatore tripolare A.T. (1250A ) comando motorizzato;

n°3 TV induttivi a doppio secondario:
uno per la misura, uno per le
protezioni di montante;

n°3 TA n°1 primario da 600 A e n°2 secondari (5A) di cui uno per la misura,
uno per le protezioni di montante;

n°1 interruttore tripolare A.T. (1250A) in SF6, con comando motorizzato;

n°3 scaricatori di sovratensione;
Trasformatore elevatore
Il trasformatore sarà del tipo ONAN, esercibile in ONAF, installato in esterno, ed
avrà potenza nominale pari a 30 MVA in ventilazione naturale, e fino a 50 MVA in
ventilazione forzata, alloggiato in involucro per esterni, e collocato nel piazzale
esterno della cabina. Il trasformatore avrà in dotazione sonde termometriche PT100
installate ai suoi avvolgimenti secondari per le misure di temperatura, e dispositivi
per la rilevazione della pressione dell’olio di isolamento; i segnali delle protezioni
sopra descritte saranno inviati al quadro di controllo della cabina e utilizzati per
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Pag. 36
Relazione tecnica elettrica
segnalazioni di allarme e blocco.
Alimentazioni privilegiate
Tra le utenze alimentate dal quadro B.T. ve ne saranno 2 prioritarie: UPS 110 Vcc
ed UPS 400 Vca trifase, i cui allarmi e segnali di stato confluiranno nel sistema di
supervisione di rete.

UPS 110 Vca
Sarà costituito da raddrizzatore e batterie poste in ambiente dedicato e
separato, destinato all'alimentazione dei soli circuiti funzionali di tutti i quadri
di cabina, con corrente
50A*24h e distribuzione ad anello per
l’alimentazione dei comandi motorizzati dei sezionatori ed interruttori.
Il sistema di alimentazione sarà del tipo a due rami, in modo da poter
contemporaneamente alimentare le utenze e mantenere carico il proprio
pacco batterie. Sul quadro sarà prevista una sezione di distribuzione con gli
interruttori necessari per l' alimentazione selettiva di tutte le utenze a 110Vcc
in quadro.

UPS 400/230 Vca
Sarà costituito da inverter, con gruppo batterie posto in ambiente separato e
dedicato per la sola illuminazione di emergenza e le unità di supervisione
almeno per una corrente di 40A*24h. Il sistema di alimentazione sarà del tipo
a due rami, in modo da poter contemporaneamente alimentare le utenze e
mantenere carico il proprio pacco batterie. Sul quadro sarà prevista una
sezione di distribuzione con gli interruttori necessari per l' alimentazione
selettiva di tutte le utenze privilegiate a 230/400 Vca
Generatore di emergenza
E’ previsto un generatore diesel da 50 kVA ad avviamento automatico per rincalzo
di emergenza ed azionamento antincendio.
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Pag. 37
Relazione tecnica elettrica
3.2
Opere impiantistiche accessorie
Alimentazione elettrica M.T. servizi di cabina di trasformazione
Per l'alimentazione dei servizi di cabina sarà previsto un sistema di alimentazione
indipendente, direttamente da rete elettrica ENEL alla tensione di 20 kV,
configurato in accordo e conformità alle specifiche ENEL/CEI (in particolare CEI 016 e “Guida ENEL alle Connessioni”).
Relativamente all'alimentazione 20 kV d'impianto saranno aggiunti alla cabina due
locali, distinti come segue:

un locale consegna, in uso ed accessibilità esclusivi ENEL, equipaggiato con
quadro M.T. In = 630A composto da:
-
scomparto misure;
-
scomparto arrivo linea, protezioni di linea;
-
interruttore estraibile per il trasformatore con sezionatore di terra,
equipaggiato con protezioni come da richiesta ENEL;
-
scomparto partenza verso il cliente con sezionatore sotto carico, TA e
TV, sezionatore di terra. A valle di questo vi sarà il punto di consegna
al cliente;
-
Cavo tripolare, isolamento 24 kV, sezione equivalente pari a 95 mmq
Cu;
-
terminale del sistema di supervisione distribuzione elettrica in cui
saranno immessi i parametri utili dell'arrivo linea B.T.;
-
un locale misura, in uso ed accessibilità ad Enel ed a TERNA,
equipaggiato con gruppo di misura ed unità di interfacciamento a
sistema di supervisione entro cui saranno alloggiati i contatori fiscali;
nella sala di cabina sarà alloggiato il resto dell’impianto M.T., costituito da:

Dispositivo generale M.T., conforme alla norma CEI 0-16, realizzato in
armadio metallico IP>41, accessibilità frontale all'interruttore mediante
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Pag. 38
Relazione tecnica elettrica
portella, interblocchi di sicurezza, accessibilità posteriore a cavi e
trasformatori di misura con pannello e finestrella di ispezione, schema
mimico sul fronte;

sistema di Protezione Generale dotato delle protezioni a codice ANSI 49,
50, 51, 51N mediante trasformatori di corrente toroidali su singole fasi e
trasformatori di tensione;

Trasformatore 20/04 kV, potenza nominale di 100 kVA, isolato in resina.
Questo sarà del tipo DyN11, in armadio metallico con accessibilità
fronte/retro,
ed alimenterà con linea quadripolare in cavo un quadro di
distribuzione in Bassa tensione.
Distribuzione in Bassa Tensione
Per tutti i servizi di cabina sarà previsto un quadro B.T. 0,4 kV del tipo ad armadio
a pannelli metallici chiusi, con comandi e segnalazioni accessibili, portella
trasparente con guarnizione, maniglia e serratura PW 41 adatto ai seguenti valori di
corrente:

Ivera = 144 A

Icc vera = 2,5 kA

In barrature > 250 A

Icc nominale > 10 kA per la barratura e per tutte le utenze
L'interruttore generale, oltre ai propri sganciatori 50, 51, 51N e 27, sarà predisposto
per ricevere un comando di trascinamento in apertura dall'interruttore di M.T.
L’intera distribuzione sarà del tipo TN-S, e tutte le utenze saranno raggiunte da
conduttore di protezione di sezione conforme a quanto previsto dalla norma CEI 648. Al livello più basso di distribuzione saranno inoltre previsti interruttori
magnetotermici con sganciatore omopolare. L’impianto di distribuzione BT sarà
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Pag. 39
Relazione tecnica elettrica
tale da alimentare prese di f.m. 16A dislocate negli edifici a servizio della cabina ed
i circuiti di illuminazione interna ed esterna.
Le partenze del Power center 380 per alimentazioni privilegiate UPS 110 Vcc
logica quadri ed UPS 380 Vca sistema supervisore di rete, avranno una ulteriore
coppia disponibile dedicata per eventuali avarie di cella.
Circuito luce piazzale
Il piazzale antistante e quello recintato dedicato alle installazioni A.T. saranno
illuminati con corpi illuminanti equipaggiati da lampade a basso consumo da 125W,
e l'intero sistema sarà comandato da un crepuscolare.
Circuito luce cabina
Tutti i locali saranno illuminati secondo necessità con plafoniere stagne
equipaggiate con tubi fluorescenti da 18/36/58W.
Le zone operative adiacenti ai quadri elettrici saranno dotate di ulteriore
illuminazione per 100 lux servite da lampade autoalimentate a batteria.
Per l’intera area sarà garantita una illuminazione minima pari a 5 lux per la fuga in
caso di black-out.
Consistenza e limiti dell’intervento
3.3
Nel seguito viene descritta in dettaglio la composizione della cabina di
trasformazione 33/150 kV:
Cabina di trasformazione AT/MT
La Cabina di trasformazione 33/150 kV sarà così articolata:

N° 1 montante AT a 150 kV di protezione Trasformatori AT/MT;

N° 1 sistema di sbarre 150 kV completo di supporti e di n.° 3 TVC;
N° 1 montante di connessione al gestore RTN;
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Pag. 40
Relazione tecnica elettrica

N°1 quadro 33 kV isolato in aria con interruttori in SF6;

Scaricatori di sovratensione ad ossidi metallici;

Servizi Ausiliari comprendenti:
o n° 1 trasformatore MT/BT S.A., potenza 100 kVA isolato in resina
o distribuzione ausiliaria C.A. e C.C. comprese batterie e sistema UPS;
o quadri ausiliari bassa tensione
o impianto di illuminazione interna ed esterna e prese della Cabina,
o impianto di climatizzazione interno alla sala Quadri;
o impianto antintrusione;
o gruppo elettrogeno 50 KVA
Opere civili

fondazione per le apparecchiature da installare;

piazzale AT inclusi cordoli di contenimento, opere di convogliamento
pluviale, lastrico stradale ed isolamento superficiale;

cunicoli cavi;

edificio MT/BT comprendente il locale di dimensioni idonee per il quadro MT
nella sua versione estesa (2 trasformatori)

Impianto di terra e protezione scariche atmosferiche per l’intero piazzale ed i
fabbricati, inclusa l’area destinata alla eventuale postazione futura di un
secondo trasformatore e relativo stallo AT.
Sezione MT:

N° 1 castelletto secondario trasformatore AT/MT completo di N° 3
scaricatori;

N° 1 circuito in cavo MT di lunghezza massima di 50 m per il collegamento
tra il trasformatore AT/MT ed il quadro MT, e comprendente:
o Cavo MT di opportuna sezione posato in opera
o Terminali
o Corda di terra
o Quadro di Media Tensione.
Impianti elettrostrumentali di monitoraggio e protezione in BT:
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Relazione tecnica elettrica

BT: tutta inclusa all’interno della Cabina.

SPCC,morsettiere, dispositivi di comunicazione, linee di telecomunicazione;

Rete di terra primaria

Rete di terra secondaria
Circuiti ausiliari:
Per i circuiti ausiliari sarà prevista un’alimentazione indipendente direttamente da
GRN MT (ENEL), dalla prestazione di 100 kW.

BT: tutta inclusa all’interno della Cabina.

SPCC, morsettiere, dispositivi di comunicazione, linee di telecomunicazione.
3.3.1 Dati ambientali
Nella selezione di apparecchiature e materiali sono stati considerati i seguenti dati
di installazione:

Altitudine

Clima:
temperato

Temperatura ambiente
-5+40°C

Umidità relativa

Sollecitazione sismica
3.4
< 1000s.l.m.
95%
Zona sismica 2 (0,25g)
IMPIANTO DI CABINA DI TRASFORMAZIONE MT/AT
3.4.1 Caratteristiche tecniche generali

Tensione nominale
150 kV

Tensione massima del sistema
170 kV

Frequenza nominale

Tensione di tenuta a frequenza industriale
325 kV

Tensione di tenuta ad impulso atmosferico
750 kV

Corrente nominale di breve durata

Linea di fuga per gli isolatori
50 Hz
31.5 kA x 1 s
25 mm/kV
Le apparecchiature AT saranno posizionate in accordo con la norma CEI 11-1
rispettando in particolare i seguenti requisiti:
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Pag. 42
Relazione tecnica elettrica

altezza minima da terra delle parti in tensione
4500 mm

distanza tra gli assi delle fasi delle apparecchiature
2200 mm
Tutti gli interruttori a 150 kV saranno conformi alla specifica tecnica TERNA
INGSTMCI01 Rev. 00 del 15/03/06 – “Moduli compatti integrati, con isolamento in
gas SF6, per tensioni nominali uguali o superiori a 145 kV” ed alle successive
integrazioni:
INGSTMCI02 - Addendum n. 1 Rev. 00 del 15/09/06
INGSTMCI03 - Addendum n. 2 Rev. 00 del 11/02/08
3.4.2 Configurazione AT (lato TERNA):
La sezione AT della cabina utente viene di seguito descritta
un montante di connessione dell’Utente parco eolico al sistema sbarre del gestore
RTN a 150kV per esterno così composto:
N° 1 Modulo Ibrido PASS M0 170 kV composto da:
Sezionatori combinati di linea e di terra (uno in ingresso, due in uscita):

Tensione nominale
150 kV

Corrente nominale
1250A

Corrente nominale di breve durata (1s)
31,5 kA

Tensione di prova ad impulso atmosferico
o Verso massa
750 kV
o Sulla distanza di sezionamento
860 kV
o Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1min.
o Verso massa
325 kV
o sulla distanza di sezionamento
375 kV
o Operazione delle lame di linea
motorizzato
o Contatti ausiliari disponibili
3NA + 3NC
o Tensioni di comando
o Comando motorizzato
110 Vcc
Interruttore :

Numero dei poli

Mezzo di estinzione dell’ arco
iLStudio
3
SF6
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Relazione tecnica elettrica

Tensione nominale
150 kV

Livello di isolamento nominale
170 kV

Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1 min
325 kV

Tensione di tenuta ad impulso con onda 1/50ns
750 kV

Corrente nominale
1250 A

Corrente di breve durata ammissibile per 1s
31,5 kA

Ciclo di operazione nominale

Tempo di attesa t
0,3s

Tempo di attesa t’
3 min

Corrente di stabilimento (picco fino a)

Tipo di comando

Comando manovra

Tensioni di alimentazione ausiliaria:
0-t-CO-t’-CO
100 kA
BLK222 mecc. a molla
tripolare
o Motore
220 Vca
o Bobine di apertura / chiusura
110 Vcc
o Relè ausiliari
110 Vcc
o Contatti ausiliari
5 NA + 5 NC
Trasformatori di corrente:

Isolamento

Tensione nominale
150 kV

Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1 min
325 kV

Tensione di tenuta ad impulso
750 kV

Corrente nominale primaria

Corrente nominale secondaria

Numero nuclei

Prestazioni e classi di precisione:
o Nucleo misure
o Nucleo protezioni
o Nucleo UTF
Resina
200-400 A
1-1-1 A
3
20VA-0,5
20VA-5P20
20VA-0,2
Trasformatori di Tensione:
iLStudio
.
Engineering & Consulting Studio
Pag. 44
Relazione tecnica elettrica
una terna di Trasformatori di tensione induttivi con rapporto di trasformazione
150.000:√3/100:√3 20 VA cl. 0,2 (certificato UTF per misure fiscali) con le seguenti
caratteristiche:

Tensione massima di riferimento per l’ isolamento

Prestazioni nominali e classe di precisione

Fattore di tensione ( funzionamento per 8 h)
1,9 Un

Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1 min
325 kV

Tensione di tenuta ad impulso atmosferico:
750 kV
170 kV
20VA-0,2
N° 1 Sistema di sbarre in Al 100/90 completo di:

Carpenteria e isolatori di supporto

N.°
1
Terna
di
trasformatori
di
tensione
capacitivi
con
rapporto
15.000:√3/100:√3 20VA cl. 0,5, 100VA cl. 3p

Tensione massima di riferimento per l’ isolamento

Prestazioni nominali e classe di precisione
170 kV
o Nucleo misure
20VA 0,5
o Nucleo protezioni
100VA 3p
o Fattore di tensione (funzionamento per 8 h)
1,9
o Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1 min
325 kV
o Tensione di tenuta ad impulso atmosferico:
750 kV
Un montante Trasformatore a 150kV per esterno composto da:
N° 1 Modulo Ibrido PASS M0 170 kV con le seguenti caratteristiche:
Sezionatore combinato di linea e di terra:

Tensione nominale
150 kV

Corrente nominale
1600 A

Corrente nominale di breve durata (1s)
31,5 kA

Tensione di prova ad impulso atmosferico

o Verso massa
750 kV
o Sulla distanza di sezionamento
860 kV
Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1min.
o Verso massa
iLStudio
325 kV
.
Engineering & Consulting Studio
Pag. 45
Relazione tecnica elettrica
o Sulla distanza di sezionamento
375 kV
o Operazione delle lame di linea
motorizzato
o Contatti ausiliari disponibili
3NA + 3NC
o Tensioni di comando:
o Comando motorizzato
110 Vcc
Interruttore :

Numero dei poli

Mezzo di estinzione dell’ arco

Tensione nominale
150 kV

Livello di isolamento nominale
170 kV

Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1 min
325 kV

Tensione di tenuta ad impulso con onda 1/50ns
750 kV

Corrente nominale
1600 A

Corrente di breve durata ammissibile per 1s
31,5 kA

Ciclo di operazione nominale

Tempo di attesa t
0,3s

Tempo di attesa t’
3 min

Corrente di stabilimento (picco fino a)

Tipo di comando

Comando manovra

Tensioni di alimentazione ausiliaria

3
SF6
0-t-CO-t’-CO
100 kA
BLK222 mecc. a molla
tripolare
o Motore
220 Vca
o Bobine di apertura / chiusura
110 Vcc
o Relè ausiliari
110 Vcc
Contatti ausiliari
5 NA + 5 NC
Trasformatori di corrente:

Isolamento
Resina

Tensione nominale
150 kV

Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1 min
325 kV

Tensione di tenuta ad impulso
750 kV

Corrente nominale primaria

Corrente nominale secondaria
iLStudio
200-400 A
1-1-1 A
.
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Pag. 46
Relazione tecnica elettrica

Numero nuclei

Prestazioni e classi di precisione:
o Nucleo misure
o Nucleo protezioni
o Nucleo UTF
3
20VA-0,5
20VA-5P20
20VA-0,2
Trasformatori di Tensione:
Una terna di trasformatori di tensione induttivi con rapporto di trasformazione
150.000:√3/100:√3 20 VA cl. 0,2 (certificato UTF per misure fiscali):

Tensione massima di riferimento per l’ isolamento

Prestazioni nominali e classe di precisione

Fattore di tensione ( funzionamento per 8 h)
1,9 Un

Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1 min
325 kV

Tensione di tenuta ad impulso atmosferico:
750 Kv
170 kV
20VA-0,2
3.4.3 Sistema di supervisione della rete di aerogeneratori
Il sistema di supervisione prevede che i segnali di stato per tutte le apparecchiature
nelle torri di generazione e/o lungo gli apparati di connessione siano concentrati in
una RTU posta nella sala controllo della cabina di trasformazione, attraverso una
rete di trasmissione locale dei dati tramite fibra ottica. I dati elaborati dalla RTU
possono essere trasmessi attraverso un adeguato collegamento dati ad un centro
remoto di controllo equipaggiato con un modem, PC e stampante. Il PC sarà
corredato di un SW di interfaccia uomo macchina.
Il protocollo di comunicazione sarà IEC 61850 o equivalente interfacciabile con
TERNA. A tal fine sono previste:

RTU e relative schede I/O digitali ed analogiche;

Rete in fibra ottica locale;

Modem in trasmissione e ricezione;

Pc per il posto remoto;

Licenze sw e microscada.
iLStudio
.
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Pag. 47
Relazione tecnica elettrica
3.4.4 Quadro comando protezione controllo QPCS in cabina di trasformazione
Nella sala BT verrà installato il quadro QPCS dal quale sarà possibile effettuare tutti
i comandi e controlli di cabina nonché tramite opportuna centralina sarà possibile
vedere la situazione allarmi.
Il quadro sarà fornito di sinottico realizzato includendo anche le protezioni AT e MT.
3.4.5 Cassette per ausiliari TA e TV
Saranno fornite opportune cassette per ausiliari TA e TV in acciaio INOX contenenti
interruttori di protezione circuito TV, resistenza anticondensa, morsetti di appoggio
e sezionabili.
3.4.6 Sistema di distribuzione CA/CC Cabina di trasformazione
Il sistema di distribuzione sarà così composto:

Raddrizzatore/Caricabatteria;

Pannello di distribuzione CA e CC

Batterie ermetiche di accumulatori al piombo

UPS

Gruppo elettrogeno diesel
Il sistema di distribuzione AC sarà del tipo 3F+N e sarà predisposto e dimensionato
in modo da avere una riserva di circa il 10÷20% per eventuali incrementi futuri del
carico con possibilità di emergenza con un gruppo elettrogeno diesel,
L’alimentazione
da
TSA
sarà
realizzata
attraverso
un
sistema
di
raddrizzatori/caricabatteria che funzioneranno uno di back up all’altro.
3.4.7 Raddrizzatore/Caricabatteria Cabina di trasformazione
Il sistema sarà essenzialmente composta da:

N° 2 raddrizzatori a doppio ramo (uno di back up )

N° 1 batteria di accumulatori
Il raddrizzatore/caricabatterie fornirà l’alimentazione con tensione stabilizzata alle
utenze 110 VCC e provvederà contemporaneamente a mantenere in carica le
batterie.
Avrà le seguenti caratteristiche principali:
iLStudio
.
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Pag. 48
Relazione tecnica elettrica


Alimentazione CA:
o tensione nominale:
3x400V
o variazione alimentazione:
+/-10%
o frequenza:
50Hz
o variazione frequenza:
+/-5%
o ICC
10kA
Ramo caricabatterie
o tensione carica a fondo:
132 V (2,4V/elemento)
o tensione carica tampone:
121 V +/-1% (2,2 V/elemento)
o corrente erogata massima:
30 A con avaria ramo utenze
o corrente di carica batteria:
15 A limitati elettronicamente
o caratteristica di carica:

IU (DIN 41773)
Ramo utenze
o tensione utenze stabilizzata:
110 V +/- 1%
o corrente utenze:
30 A limitati elettronicamente
o ripple:
o tensione max. uscita:
1%
121 V avaria ramo caricabatterie
Tutti i valori di tensione e di corrente in uscita CC sono limitati elettronicamente e
regolabili con trimmer su schede elettroniche.
Strumentazione, segnalazioni e allarmi:

Cl. 1,5 - scala 90A

N° 1 voltmetro lato c.c. tensione batteria

N° 1 voltmetro lato c.c. tensione utenze

N° 1 amperometro lato c.c. corrente batteria

N° 1 amperometro lato c.c. corrente utenze

N° 1 voltmetro lato c.a. + TV + selettore

segnalazioni e allarmi luminosi ISA-2A per presenza rete, carica a fondo,
carica tampone, guasto rame utenze, polarità a massa, batteria in scarica,
batteria scarica, preallarme di fine scarica batteria, interruttori di distribuzione
aperti.
iLStudio
.
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Pag. 49
Relazione tecnica elettrica
3.4.8 Pannello di distribuzione CA e CC Cabina di trasformazione
Il pannello di distribuzione CA e CC in cabina di trasformazione sarà composto da:
Sezione CA

N° 1 interruttore generale da 160A

N° 1 sezionatore da 45A per alimentazione da GE

N° 10 interruttori quadripolari da 10  25 A per asservire:

alimentazione ausiliari TR

illuminazione esterna

anticondense

raddrizzatore

prese F.M.

condizionatori

N° 10 interruttori bipolari da 10  25 A per asservire:

illuminazione interna locali

UPS e proprie utenze

illuminazione quadri

disponibili

contatore per misure fiscali con certificati UTF.
Sezione CC

N° 1 interruttore generale da 40A

N° 10 interruttori automatici miniaturizzati (MCB) bipolari da 10  25 A per
asservire:
o alimentazione interruttore e sezionatore AT
o Allarmi
o Alimentazioni quadri MT e BT
o disponibili
3.4.9 Batteria ermetica di accumulatori al piombo Cabina di trasformazione
La batteria ermetica sarà del tipo HIGHLITE FLB FIAMM composta da 9 elementi di
tipo 12FLB300. La capacità della batteria a 20°C è pari a:

40 Ah con tempo di scarica di 20 h
iLStudio
.
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Pag. 50
Relazione tecnica elettrica

30 Ah con tempo di scarica di 10 h
Le batterie verranno alloggiate in un armadio con le stesse caratteristiche di quello
previsto per il raddrizzatore/caricabatteria.
3.4.10 UPS
Avrà le seguenti caratteristiche principali
Verrà fornito un sistema UPS per l’alimentazione delle utenze privilegiate per la
sicurezza degli impianti senza interruzione di tensione:
Caratteristiche tecniche generali:

Tensione di ingresso:
220 V CC

Tensione di uscita:
230 V CA

Potenza nominale:
2000 VA

Autonomia:
130 min. a 1500W

Tipo AROS 6 Sentinel o similare
3.4.11 Gruppo elettrogeno diesel
Sarà installato un gruppo elettrogeno Diesel con le seguenti caratteristiche:

Potenza nominale:
50 kVA

Motore:
termico diesel, Lombardini o similare

Serbatoio:
a bordo, 120 litri

Tensione nominale:
400 V

Autonomia:
30 h a pieno carico
Il gruppo elettrogeno sarà provvisto di un quadro di comando.
3.5
Trasformatore di potenza 30/45 MVA
3.5.1 Caratteristiche tecniche

Tipo di servizio

Temperatura ambiente

Classe di isolamento

Metodo di raffreddamento

Tipo d’olio
iLStudio
continuo
40°C
A
ONAN/ONAF
minerale Nynas Nytro 10XN
.
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Pag. 51
Relazione tecnica elettrica

Potenza nominale:

Tensioni nominali (a vuoto):
AT
150kV
MT
33kV

Regolazione sotto carico su AT:

Collegamento fasi:



+/-10 x 1.25%
avvolgimento AT
stella
avvolgimento MT
triangolo
Gruppo di collegamento

30/45MVA
YNd11
Classe d’isolamento:
AT
150kV
MT
33kV
Tensione di tenuta a frequenza industriale per 1 min:
AT
275kV
MT
70kV
Tensione di tenuta ad impulso con onda 1/50 micros:
lato AT
650kV
lato MT
170kV
Sovratemperature ammesse:
olio avvogimenti
60/65°C

Perdite a vuoto
29,5kW

Perdite alla corrente nominale a 75 °C, 150/21 kV
155kW
3.5.2 Caratteristiche costruttive
Il trasformatore sarà provvisto dei seguenti accessori:

Variatore sottocarico

Valvola di sovra-pressione con contatti ausiliari,

Termometro olio con contatti ausiliari;

Indicatore di livello olio con contatti ausiliari;

n° 2 filtri Silicagel

n° ventilatori da definirsi

relè Buchholz con contatti ausiliari;

pannello di controllo motoventilatori;
iLStudio
.
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Pag. 52
Relazione tecnica elettrica

targa con indicazione dati nominali;

valvole di drenaggio;

cassetta per morsettiere IP55;

Pt100 3+1

N° 2 terminali di terra.

La cassa sarà rivestita con vernice epossi-poliuretanica con ganci di
sollevamento;
3.6
Collegamenti, strutture metalliche, rete di terra e cavi BT/MT
3.6.1 Conduttori, morse e collegamenti AT
Per quel che riguarda conduttori, morse, collegamenti, e rete di terra vale quanto
già esposto per la sottostazione AT al paragrafo 2.8.
3.6.2 Cavi MT
Saranno forniti e posati cavi MT per i seguenti collegamenti:

Trasformatore AT/MT – Quadro MT: il collegamento sarà realizzato con 1
cavo per fase della sezione di 400mm2 in alluminio.

Quadro MT – Trasformatore Ausiliario: tale collegamento sarà realizzato con
1 cavo per fase della sezione di 185 mm2 in Al.
Per le connessioni in M.T. dal trasformatore verso il sistema di sbarre TERNA sarà
utilizzata una terna 3x1x400 mmq in Al ( IEC60840 - 87-150 (170) kV)
3.6.3 Cavi BT
I cavi BT, per il collegamento delle apparecchiature fornite nell'area Cabina di
trasformazione, e i quadri BT saranno del tipo FG7OR 0,6 /1 kV “non propagante
l'incendio” secondo CEI 20.22.
Non è previsto l'utilizzo di cavi armati.
Le sezioni minime dei conduttori dei cavi utilizzati per le interconnessioni fra
apparecchiature AT e quadri di potenza e controllo sono :
iLStudio
- per i circuiti di potenza
2,5 mm²
- per i circuiti amperometrici / voltmetrici
4,0 mm²
- per i circuiti di comando e segnalazione
1,5 mm²
.
Engineering & Consulting Studio
Pag. 53
Relazione tecnica elettrica
I cavi BT utilizzati nelle cabine Enel saranno di tipo N1VC7 di tipo schermato.
3.6.4 Fibre ottiche
F/O necessarie per il collegamento tra la RTU ed il PC server.
3.6.5 Sistema di protezione e telecontrollo
Saranno
implementate
le
seguenti
protezioni
a
microprocessore
per
le
apparecchiature di media tensione:
Montante di entrata:
o protezione distanziometrica (21);
o massima corrente (50/51;50N/51N in back up);
o massima e minima tensione e relay di frequenza (27/59/81);
Montante Trasformatore:
o protezione differenziale (87T);
o massima corrente (50/51;50N/51N) in back up;
o regolazione di tensione (90).
Le protezioni saranno cablate in un quadro in modo da realizzare uno schema
sinottico su monitor dal quale è possibile controllare la Cabina.
Le protezioni e i comandi delle apparecchiature saranno raccolti in un quadro che
realizza uno schema sinottico attraverso il display dei sistemi a microprocessore
forniti.
3.7
SERVIZI AUSILIARI DELLA CABINA DI TRASFORMAZIONE
3.7.1 Quadro elettrico di M.T.
Il quadro elettrico di MT sarà composto da scomparti unificati compatti per Media
Tensione per unità di protezione con isolamento in SF6, arrivo e partenza linea con
interruttore in SF6, relè elettronico autoalimentato, protezione di massima corrente
con relè 50/51, riduttori amperometrici, adatto alla realizzazione di cabine di
trasformazione MT/BT costituito e collaudato in conformità alle norme CEI 17.6
(fasc. 1126), IEC 298, CEI 17.21 (fasc. 795), IEC 694, CEI 17.1 (fasc. 405) IEC 56
e loro evoluzioni vigenti.
iLStudio
.
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Pag. 54
Relazione tecnica elettrica
Il quadro sarà realizzato in carpenteria metallica in lamiera opportunamente
rinforzata, spessore struttura portante mm 25/10, spessore pannelli di chiusura mm
20÷15/10, oblò trasparente per ispezione interna, esecuzione per interno, accesso
frontale, sbarre omnibus in rame predisposte per consentire futuri ampliamenti,
carrello scorrevole per facilitare l'inserimento e la manutenzione dell'interruttore
estraibile, opportuni blocchi meccanici ed a chiave atti a garantire la sicurezza del
personale, blocchi ad interdizione a garanzia di manovra errata, accesso allo
scomparto solo in condizione di fuori tensione e sezionatore di terra chiuso.
Il quadro prevede altresì il seguente equipaggiamento:
o sistema di sbarre principali;
o attacchi per uscita cavi;
o supporti terminali;
o targa mimica di sequenza manovra e lo schema elettrico;
o relè elettronici con captatori di corrente;
o comando manuale;
o sganciatori di apertura;
o carrelli supporto per interruttori estraibili;
o connettore B.T.;
o 2 contatti NC+NA;
o blocco a chiave sugli interruttori-sezionatori rotativi a vuoto;
o sezionatori di terra;
o blocchi a chiave sui sezionatori;
o blocchi porta;
o allacci alla linea MT e ad altri scomparti.
Equipaggiamento specifico per lo scomparto misure:

N. 3 trasformatori di corrente
7,5 W 10 VA cl. 0,5;

N. 3 trasformatori di tensione
30 VA, cl. 0,5;

Gli allacci alla linea MT e ad altri scomparti.
Caratteristiche elettriche di tutti gli scomparti:

Tensione nominale

Tensione di esercizio

Tensione di prova 1 minuto
iLStudio
24 kV;
fino 24 kV;
50 kV;
.
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Pag. 55
Relazione tecnica elettrica

Corrente nominale sbarre ed apparecchiatura

Corrente di corto circuito per un secondo
12,5 - 16 kA;

Corrente di cresta del 1° semiperiodo
31,5 - 40 kA.
630 A;
3.7.2 Trasformatore dei servizi ausiliari Cabina di trasformazione

Standard di riferimento

Tipo di servizio:

Installazione:

Temperatura ambiente massima:

Metodo di raffreddamento:

Materiale di isolamento:
Resina

Potenza nominale:
100kVA

Tensioni nominali (a vuoto):
AN
0.40kV
Collegamento fasi:
+/- 2 x 2.5%
MT:
triangolo
BT:
stella
Gruppo di collegamento:
Dyn11
Classe d’isolamento:
MT
24kV
BT
1.1kV
Tensione di tenuta a frequenza industriale:
MT
50kV
BT
3kV
Tensione di tenuta ad impulso atmosferico:
MT:

40°C
BT


interno
30 /20kV
Regolazione a vuoto:

continuo
MT


IEC 76 -CEI14-4
95kV
Sovratemperature ammesse:
primario:
100°C
secondario:
100°C

Perdite a vuoto:
420W

Perdite s carico a 75°C:
iLStudio
1400W
.
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Pag. 56
Relazione tecnica elettrica

Tensione di c.to c.to
5%
Il trasformatore dei servizi ausiliari avrà inoltre la seguente dotazione:

N.1 centralina termometrica

N.3 termosonde Pt 100 cablate in cassetta

N.1 Carrello con 4 ruote orientabili

N.1 Targa caratteristiche

N.4 Golfari di sollevamento

N.2 Morsetti di terra

N.4 attacchi per traino

struttura di protezione metallica completa di blocco AREL.
3.7.3 Quadro elettrico Principale di Bassa Tensione
Sarà installato un quadro elettrico power center, conforme alle norme CEI 17.13/1
fasc. 1433 ed alle prescrizioni antinfortunistiche (D.P.R. 547/55), grado di
protezione IP3x, composto da:

struttura metallica autoportante rigida indeformabile componibile mediante
l'impiego di viti e bulloni, portelle incernierate munite di serrature con chiavi
asportabili e collegamento di terra, setti o portelle divisori di zone all'interno.

sbarre omnibus di distribuzione orizzontali e verticali tetrapolari dimensionate
per la corrente nominale di 400 A e di cortocircuito da 10 kA, supportate con
appositi isolatori ad alta resistenza meccanica, cunicoli, sbarra di terra;

interruttori automatici magnetotermici in custodia isolante, con sganciatori
magnetotermici standard o con relè a microprocessore con funzione di
sovraccarico e corto circuito regolabile, in esecuzione fissa, con potere di
interruzione a 380V da 16 kA o superiore

Ingresso cavi dal basso
3.7.4 Impianti tecnologici di cabina
La cabina sarà dotata dei seguenti impianti tecnologici:
Illuminazione esterna
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.
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Pag. 57
Relazione tecnica elettrica
L'impianto
di
illuminazione
esterno
sarà
realizzato
con
corpi
illuminanti
opportunamente distanziati dalle parti in tensione ed in posizione tale da non
ostacolare la circolazione dei mezzi.
I proiettori saranno del tipo con corpo di alluminio, a tenuta stagna, grado di
protezione IP65, con lampade a ioduri metallici da 400 W ad alto rendimento, la cui
accensione sarà comandata da interruttore crepuscolare. I corpi illuminanti
verranno montati su pali in vetroresina di altezza adeguata, aventi alla base una
casetta di derivazione.
Il valore medio di illuminamento minimo in prossimità delle apparecchiature di
manovra sarà di 20 lux.
Indicativamente verranno installati 5 pali con 2 proiettori ognuno per l’area
Enel e 4 pali con 2 proiettori ognuno per l’area di trasformazione.
Impianto di illuminazione interno edifici
L’impianto di illuminazione interno per ciascun edificio di cabina sarà composto
principalmente da:

plafoniere montate all’esterno con lampade ad alto rendimento comandate
da apposito crepuscolare;

plafoniere per interno con emergenza comandate da interruttori e deviatori
posti sul lato delle porte di accesso ai locali;

interruttori e prese bivalenti 10-16A
Sistema di Climatizzazione per Cabina
La sala di controllo , realizzata nel rispetto delle normative sul contenimento delle
dispersioni energetiche, sarà climatizzata caldo/freddo con sistema a pompa di
calore ad alta efficienza con tecnologia ad inverter e gas ecologico R410. Sarà
garantito il numero di ricambi orari di legge per i luoghi di lavoro ed igienicosanitari.
I locali chiusi destinati agli impianti che dissipano calore ( quadri e trasformatori)
saranno raffrescati con ventilazione forzata di aria ambiente esterno filtrata.
Cassette FM Cabina di trasformazione
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.
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Pag. 58
Relazione tecnica elettrica
Saranno previste n. 4 cassette prese tipo CEE 380/48/24 Vca trifasi da installarsi
all’interno dell’edificio nei locali MT e BT.
Sistema di rilevazione incendi per Cabina
Gli edifici saranno dotati di impianto di rilevazione incendi composto da:

nr. 1 Centrale tipo CF4E o eqivalente completa di modulo alimentazione,
scheda base, modulo relè, Targa adesiva serigrafata,

nr. 6 Sensori ottici di fumo convenzionale a 3 terminali completi di base e
cassetta di allaccio

nr. 1 Targa luminosa " incendio"

nr. 1 Sirena autoprotetta

nr. 2 Batterie 12V 7A/h
Sistema di antintrusione per Cabina
Il Sistema di antintrusione sarà composto da:

nr. 1 Centrale completa di modulo alimentazione, scheda base, modulo relè,
Targa adesiva serigrafata,

Contatti magnetici per porte secondo necessità

nr. 1 Contatto magnetico per cancelli

nr. 1 Sirena autoprotetta
3.8
Accessori di Cabina
Gli accessori di cabina sono costituiti da:

Ml.10 Tappeto isolante 33 kV

N.1 Coppia di guanti isolanti con custodia classe “3”

N.2 Caschi di sicurezza

N.4 Estintore carrellato da 30Kg

Targhette identificative secondo necessità, prescrizioni di legge e di progetto

N.1 Sistema di messa a terra costituito da :
o N.1 borsa con cavi siliconici e pinze
o N.1 borsa con fioretto
o N.1 borsa metallica con cavi
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.
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Pag. 59
Relazione tecnica elettrica

3.9
Estintori portatili in CO2 da kg 5,00
COLLAUDI, MONTAGGI E DOCUMENTAZIONE
3.9.1 Montaggi e collaudi
I lavori saranno tutti quelli necessari per allineare la Cabina Elettrica AT/MT ai
criteri dettati dalle norme CEI – IEC e Cod. di Rete TERNA in ogni sua parte.
Sulle apparecchiature saranno eseguite tutte le prove e le verifiche previste nel
piano controllo/qualità, in accordo alle normative vigenti:

CEI 42-4 prescrizioni generali e modalità di prova per l’alta tensione;

CEI 42-5 dispositivi di misura e guida d’applicazione per le prove ad alta
tensione.
Le attività del collaudo in opera si collocano al termine dei lavori di ogni singola
unità funzionale. Verranno pertanto provate contemporaneamente tutte le
apparecchiature, le circuiterie e gli elementi AT ed MT di ogni unità funzionale e
successiva messa in servizio.
3.9.2 Documentazione tecnica
L’installazione sarà corredata dai seguenti documenti:

tabella generale dati della Cabina

schema elettrico unifilare Cabina e Parco Eolico

schemi funzionali Cabina

progetto rete di terra Cabina

elenco principale dei materiali

planimetria elettromeccanica Cabina

sezioni elettromeccaniche della Cabina

disegno e calcolo delle strutture

tabelle carichi statici e dinamici fondazioni

disegni d'ingombro delle apparecchiature

certificazioni di prova

manuali di installazione e manutenzione
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3.10 Opere civili
L’area cabina di trasformazione sarà protetta da una recinzione realizzata in
materiale isolante, dotata di un ingresso carraio collegato al sistema viario locale.
Nell'area recintata è ricavata un'area all'aperto destinata all’installazione del
trasformatore ed ai relativi collegamenti aerei comprensiva di distanze di rispetto,
sistemi di raccolta e soffocamento olio, barriere di protezione passiva e quanto altro
previsto per la prevenzione incendi, cui si aggiunge ulteriore spazio da rendere
disponibile per un' eventuale unità di ampliamento. Le vie cavi in arrivo saranno
interrate a profondità superiore a 1,20 m anche all'interno del piazzale, ed
entreranno in cabina mediante adeguati pozzetti, distinti e separati per livello di
tensione.
Si prevedono 2 vie cavi distinte e separate in ingresso al piazzale (33 e 150 kV) con
altrettanti pozzetti distinti e separati, oltre ad eventuale cavo per telefonia e/o
segnale. L'intera cabina sarà dotata di impianto di terra equipotenziale.
E’ prevista la presenza di due fabbricati, uno dei quali adibito a sala di controllo e
contente:

Locale quadro MT 33 kV per l’arrivo dal parco eolico;

Locale Trasformatore Servizi Ausiliari

Locale Gruppo elettrogeno

Servizi igienici con tutte le condotte in polietilene o altro materiale non
conduttore

Locale magazzino / Disponibile
L’altro edificio collocato sul ciglio della strada sarà realizzato in c.a.p secondo
prescrizioni ed omologazione ENEL per ospitare l’arrivo della linea MT a 20 kV di
alimentazione dei servizi ausiliari. Tale edificio sarà dotato di:

Locale MT a servizio esclusivo ENEL con ingresso solo sulla strada;

Locale MT utente con ingresso dall’interno del piazzale;
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Relazione tecnica elettrica

Locale misure con accesso sia dalla strada che dal piazzale
Per maggiori dettagli si rimanda alla tavola di progetto n.12 – “Edifici cabina di
trasformazione e consegna: piante, prospetti e sezioni”.
4
SISTEMA DI PROTEZIONE E CONTROLLO
Considerazioni preliminari
Il sistema di protezioni sarà conforme alla norma CEI 11-32 per sistemi elettrici di III
categoria e relativa variante V1 per gli impianti di produzione eolica, con i livelli di
affidabilità che competono ad un sistema non presidiato ed ubicato in località poco
accessibili.
Allo scopo sarà previsto un doppio livello di protezione: un sistema di gestione rete
digitale interconnesso in fibra ottica per la selettività logica, ed una serie di
protezioni tradizionali a relais elettronico quale back-up in caso di disservizio al
sistema centrale.
Il sistema centralizzato utente, le cui unità principali saranno ubicate in apposito
locale dedicato della cabina elettrica di trasformazione è dettagliato nella specifica
tecnica allegata alla presente.
Le protezioni sono interfacciate con la rete mediante una serie di sensori che sono
di tipo tradizionale, quindi costituite da TA, TV di tipo induttivo e/o capacitivo
secondo necessità, sonde termometriche per i trasformatori e le macchine soggette
a riscaldamento. Tali segnali saranno inviati sia a relais elettronici, installati in
appositi scomparti del quadro a Media Tensione, sia alle unità terminali del sistema
di gestione rete tramite fibra ottica
Dette unità periferiche, in grado di accogliere segnali digitali, analogici 4-20 mA,
ottici, contatti puliti, saranno ubicate in ogni locale dotato di elementi sensibili del
sistema, quali cabine elettriche a bordo torre, cabina di trasformazione, cabina di
consegna TERNA. Per l'intero sistema i TA del sistema di protezioni saranno
distinti da quelli di misura, avendo necessariamente prestazioni differenti, e per i
quali saranno preferibilmente utilizzati toroidi a nucleo intero.
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Relazione tecnica elettrica
L'adozione di un sistema digitale di gestione della rete applica concetti di selettività
logica ai sensori distribuiti, per cui il PLC del sistema gestirà dati e comandi in
modo integrato e coordinato secondo i propri algoritmi di valutazione degli stati di
rete e priorità degli interventi.
All'eventuale stato di avaria del gestore di rete ( comunque realizzato con ampia
ridondanza) sono chiamati a rispondere in logica di selettività tradizionale alcuni
relais tradizionali che saranno comunque installati sugli scomparti a M.T. a
protezione delle funzioni più significative, quali corrente differenziale, corrente verso
terra, primo guasto a terra per le parti esercite a neutro isolato, etc.
Si esaminano in dettaglio le protezioni previste per ogni singola unità
Generatore
La protezione del generatore è garantita dal costruttore dell’intera navicella, e
comunque comprenderà le protezioni preventive, atte a mantenere l'isolamento,
quali:

40 mancanza di eccitazione al rotore

32 ritorno di energia attiva dalla rete verso il generatore

59 massima tensione statorica ( si noti che la combinazione di 40 e 32 si
evolve naturalmente in 59, quindi andrà valutata col costruttore la scelta
migliore)

49 immagine termica, sovratemperatura rotorica e/ o statorica

46 squilibrio, ovvero circolazione di sequenza inversa.
Contro il guasto di dispersione sono previste misure classiche dirette, quali

87 differenziale di corrente

64 circolazione di corrente verso terra verso terra
Sono infine previste protezioni di rincalzo quali:

27, 59, 21 - minima tensione, massima corrente e loro combinazione ( min.
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Relazione tecnica elettrica
impedenza)

81G - frequenza fuori range
Trasformatore di torre
Il trasformatore nella torre si trova fra tre sorgenti di energia: il generatore, il tratto di
rete verso la periferia, quello verso terra. Sarà quindi necessario, per esercire
correttamente le sconnessioni sotto guasto interno, poter aprire sia a monte che a
valle, interfacciandosi opportunamente con gli altri interruttori che "vedono "
direttamente il trasformatore.
Oltre ad essere protetto con differenziale di corrente (87) ed immagine termica (49),
andrà comunque protetto dal corto circuito (50, 51, 51N) . Gli interruttori a monte e
valle saranno quindi chiamati ad isolarlo sia in caso di guasto interno che in caso di
guasto esterno (sul generatore o sul quadro).
Scomparti Arrivo linea e partenza in torre
La disconnessione di un generatore in erogazione crea perturbazioni e stress alle
macchine. In caso di evento di guasto, questo viene “sentito” praticamente da tutti i
sensori del sistema, e per tale ragione si rende necessario inibire l'intervento di tutti
gli sganciatori, ad eccezione di quelli a ridosso della parte sotto guasto, rilasciando
consensi allo sgancio solo in caso di mancata apertura degli interruttori titolari
dell'intervento.
A tal proposito sono previste protezioni differenziale di sbarra (87), direzionale di
corrente , massima corrente 50, 51, dispersione 51N/64.
Dimensionamento dei cavi in relazione alla potenza di corto circuito.
Per i guasti trifase, si è calcolato un valore di Icc dell'ordine di 25 kA alla tensione
di 33 kV, per una durata massima di 1.25"; per questo motivo nella maggior parte
dell’impianto non sarà ammissibile una configurazione inferiore a 3x240 mmq, pur
essendo in certe tratte sufficienti, ai soli fini della portata di corrente, una sezione
molto minore. Dal generatore 9 al 10 si adotterà invece una sezione di 3x300mmq,
e dal generatore 10 al punto di giunzione un cavo di sezione 3x400mmq, e quindi
fino alla cabina di trasformazione si adotterà una sezione di 1x(3x400) mmq.
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Relazione tecnica elettrica
L'adozione di un criterio di selettività logica anziché cronologica si rivela
indispensabile anche da questo punto di vista, affidando la priorità di intervento
delle protezioni, che comunque restano allertate da relais tradizionali posti in
corrispondenza di ogni singola apparecchiatura, ad un supervisore di rete collegato
via fibra ottica a tutte le unità significative del sistema di potenza.
Protezioni della cabina di trasformazione
Queste saranno conformi alle prescrizioni TERNA per le parti riguardanti il lato A.T.
ed il coordinamento delle protezioni elettriche. Si prevede:

trasformatore : 49, 50, 51, 51N, 64, 87T, termistori

linee 150 kV : 87L,

intertripping monte/valle e valle/monte trasformatore per guasto

intertripping monte/valle e trasformatore per manovra
I segnali di protezione della linea, gestiti secondo il C.d.R. TERNA, correranno in
fibra ottica interrata lungo i cavi posati a terra.
In ogni caso l'intera area delle cabine a 33 e 150 kV sarà resa equipotenziale nel
sottosuolo e protetta da manto bituminoso in superficie e realizzata in relazione ai
parametri elettrici della linea comunicati da TERNA.
Protezioni della cabina di consegna
Le protezioni della segue cabina di consegna saranno conformi alle prescrizioni
della norma CEI 0-16. In linea di massima si prevede

per ogni montante
- 50, 51, 51N, 64, 87T

per la linea 150 kV
- 87L,
Per tutte le misure saranno adottati componenti secondo specifiche TERNA
Tutte le protezioni saranno ripetute, oltre che su sistema di supervisione, anche su
relais multifunzione.
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Relazione tecnica elettrica
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5.1
SISTEMA DI SUPERVISIONE E CONTROLLO
Sistema di produzione e trasferimento fino al punto di consegna
Verrà installato un sistema di supervisione che interconnetterà in una rete LAN a
fibra ottica tutte le installazioni significative del sistema. Il computer principale
risiederà nella cabina di trasformazione e sarà alimentato mediante UPS atto a
consentirne la marcia anche in assenza del collegamento con TERNA. Il livello di
backup caldo sarà 100%.
Tale unità avrà varie funzioni, da quelle più elementari di semplice supervisione e
memorizzazione di tutti gli eventi significativi, a quelle di gestione in tempo reale
del coordinamento delle protezioni elettriche diffuse in tutti i quadri dell'impianto ai
vari livelli di tensione ( 150, 33, 1, 0,4, kVca, 110 Vcc ) e per varie funzioni .
Tutte le postazioni del sistema remote in torre di aerogenerazione saranno dotate di
una unità periferica del sistema, e la disponibilità di fibre ottiche consentirà anche
collegamenti interfonici.
Al sistema confluiranno quindi anche segnali di organi meccanici di tutte le torri
quali, a puro titolo di esempio, vibrazioni, temperature cuscinetti, livello dell'olio
riduttori, numero di manovre, allarmi degli organi oleodinamici etc.
Il sistema potrà quindi raggruppare ed analizzare in modo critico e programmabile i
dati statistici sulle macchine, eventi ed affaticamento delle macchine stesse,
redigendone report mirati, al fine di consentire una programmazione mirata della
manutenzione.
Esso sarà inoltre configurato per essere interfacciato con unità esterne quali ad
esempio il sistema di monitoraggio della qualità energetica, le stazioni
meteorologiche, sistemi di previsione meteo ecc.
Il sistema sarà dotato di unità videoterminale con pagine sinottiche della rete
elettrica, riportante le apparecchiature della cabina, comandi e segnali di stato ,
pronto ed allarme per tutti gli organi significativi del sistema.
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Relazione tecnica elettrica
5.2
Telecontrollo della Sottostazione di consegna TERNA
L’intero apparato di monitoraggio, supervisione, controllo e protezioni elettriche
sarà in tecnologia digitale, conforme al Cod. di Rete TERNA All. 3 cap. 11.11, ed ai
documenti tecnici in esso prescritti quali riferimenti. In particolare si fa riferimento
alla specifica TERNA DRRPX04038 “Specifica funzionale di monitoraggio delle reti
elettriche a tensione uguale o superiore a 120 kV”
A tale sistema, è infatti affidata la selettività logica delle protezioni, attraverso la
localizzazione del guasto e l'inibizione di tutte quelle protezioni che, pur sentendo il
guasto, non ne sono direttamente interessate..
Per il sistema di supervisione saranno impiegate solo apparecchiature ampiamente
collaudate sull'applicazione specifica supervisore di rete DASA, SEPAM o
equivalenti.
Il telecontrollo sarà di tipo “sintetico”, cioè a comandi di sequenze, ed applicato sia
al controllo remoto che al controllo locale di sottostazione.
Il sistema di monitoraggio dialogherà in fibra ottica con il supervisore del parco
eolico e cabina di trasformazione, mentre per il telecontrollo sarà interconnesso con
la rete TERNA con un sistema ad onde convogliate sulla linea a 150 kV mediante
bobine di sbarramento e dispositivi di accoppiamento secondo C.d.R., All.3 cap.
11.1.9 .
Per maggiori dettagli si rimanda alla specifica allegata alla presente.
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Relazione tecnica elettrica
5.3
Parti comuni
Verrà concordata col Gestore di rete la eventuale disponibilità in morsettiera su
contatto metallico di segnali provenienti dal supervisore, in contatto pulito oppure 420 mA . I due sistemi di monitoraggio, supervisione e protezioni elettriche relativi
alle due sezioni d’impianto a monte e valle del punto di consegna, pur essendo
autonomi ed indipendenti, saranno interconnessi secondo accordi con TERNA da
uno scambio di quei segnali utili per la diagnostica in tempo reale ed il conseguente
coordinamento dell’intervento delle protezioni elettriche.
Tale interconnessione avverrà in fibra ottica con tecnologia digitale e back-up caldo
in connessione metallica.
Per maggiori dettagli si rimanda alla alla specifica tecnica allegata alla presente.
6
COLLEGAMENTI A TERRA TRA LINEA ALTA TENSIONE TERNA SOTTOSTAZIONE DI CONNESSIONE - CABINA DI TRASFORMAZIONE PARCO DI GENERAZIONE
6.1
Tracciato
Si fa riferimento alle tavv. 18,19 e 20. Il giunto di collegamento tra il cavo
sottomarino ed il cavo terrestre è collegato alla cabina di trasformazione mediante
una linea in cavo interrata, costituita da un conduttore tripolare 1x(3x400) mmq Al,
realizzata nel rispetto delle normative vigenti in materia di interramento dei cavi.
Detta linea si sviluppa lungo strade statali, provinciali, comunali e vicinali per uno
sviluppo di circa 3850 m, posata a bordo strada al fine di scongiurare la possibilità
di contatto accidentale con macchine agricole, problema tipico degli interramenti in
zone coltivate per affioramento dei cavi a seguito di rimestamenti del terreno. La
vicinanza del canale di bonifica Stornara per un tratto, così come del fiume Tara nel
tratto terminale lato mare, scongiura il rischio di danni meccanici per smottamenti
del terreno.
Il tracciato presenta due singolarità: in area portuale passerà al di sotto di una linea
ferroviaria industriale a servizio del molo polisettoriale ed in area di connessione in
rete attraversa il canale di bonifica Stornara con le modalità indicate al par.
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Relazione tecnica elettrica
seguente.
A valle della stazione di trasformazione, essendo prescritta una configurazione
entra-esce, la connessione alla linea esistente TERNA prevede due linee di
connessione verso la linea esistente, il cui dettaglio sarà definito di concerto con
TERNA. La sezione desunta dal Codice di Rete, salve diverse indicazioni TERNA,
è 3x1x1600 mmq Al. Esse comunque seguono due tracciati paralleli, interrati in
trincea fino alla SS Molo.
6.2
Modalità di posa dei cavi
Il cavo terrestre tripolare da 400 mmq Al, presenta tre diverse sezioni tipiche di
interramento. Nel primo tratto, immediatamente allo sbarco a terra, il cavo sarà
sistemato parallelamente in piano sulla banchina esistente sulla sponda destra del
fiume Tara e sarà alloggiato in tubo camicia in acciaio DN300, e ricoperto con un
cappotto di cls
additivato con materiale conduttore per la compensazione dei
campi magnetici. Dal termine della banchina partirà il primo tratto di interramento
fino all’attraversamento ferroviario le cui modalità di posa sono esposte in seguito.
La posa sotto sede stradale per la quasi totalità del percorso, prevede che il cavo
sia posato sul fondo della trincea, quindi coperto con sabbia compattata in opera e
protetto meccanicamente con un tegolo prefabbricato ed ulteriore ghiaia
compattata. Alle profondità di 300 e 600 mm. dal piano campagna saranno poste
due strisce segnalatrici in polietilene o altro materiale inalterabile, di colorazione e
caratteristiche normalizzate per la segnalazione di linee interrate. Il tracciato sarà
ulteriormente segnalato in superficie secondo normativa vigente in tutti i punti
significativi, quali cambiamenti di direzione e/o di quota. Il cavo da 1600 mmq per
l’interconnessione tra la cabina di trasformazione utente 33/150 kV e la nuova
sottostazione sarà posato secondo le stesse modalità.
I cavi verranno posati a profondità non inferiore a 1200 mm (valore stabilito dalle
norme tecniche vigenti) tenendo presente i valori di esposizione ai campi magnetici
prescritti dal Decreto 29.5.2008 (cfr. cap. 9), che fissa valori di attenzione per i
campi elettromagnetici in 10 µT in località non destinate allo stazionamento delle
persone. Il valore di campo magnetico viene fissato in 3 µT come obiettivo di
qualità in luoghi destinati allo stazionamento delle persone, quali il passaggio in
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Relazione tecnica elettrica
area portuale dallo sbarco a terra fino al primo attraversamento ferroviario, ed
all’interno della recinzione della cabina di trasformazione e consegna.
Il materiale di riempimento dello scavo sarà debitamente compattato e la finitura
ultima superficiale sarà di tipo manto stradale con finitura a binder e bitume per una
larghezza di 1500 mm.
Cavi: La potenza erogabile dal parco eolico è di 30 MW. Il dimensionamento del
cavo è stato effettuato in base ai parametri di corto circuito, assai più gravosi degli
effetti di riscaldamento per normale esercizio. E’ stato previsto un cavo tripolare in
alluminio 1x(3x400) mmq, isolato in XLPE armatura in calza di acciaio, protezione
meccanica in polipropilene, mentre il cavo di collegamento tra la cabina utente e la
nuova sottostazione avrà le medesime caratteristiche costruttive con formazione
sezione 3x1x1600 mmq:
Figura 2. Sezioni tipiche della terna di cavi e condizioni di posa per il cavo da 1600 mmq
Nella stessa sede qualora non compresa nel cavo tripolare stesso, correrà anche
un collegamento in fascio di fibre ottiche per l'interconnessione dei sistemi di
controllo, telesegnalazione e interlatching delle protezioni evitando per quanto
possibile le giunzioni che, qualora indispensabili, saranno realizzate in apposita
camera interrata, debitamente segnalate secondo le tecniche correnti omologate, e
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Pag. 70
Relazione tecnica elettrica
saranno certificate dalla D.L. e collaudate a norma di legge. Le uniche singolarità
previste lungo il percorso sono:
un attraversamento del canale di bonifica Stornara, per il quale è previsto il
passaggio in tubazione in aderenza ad un ponte stradale in c.a., mediante posa in
un tubo aereo in acciaio diam. 350 sch. 80 o superiore, internamente verniciato in
epossidico ed interamente rivestito esternamente in polietilene fino a completo
isolamento elettrico, il tutto posto tra 2 pozzetti di risalita dal sottosuolo conformi
agli standard TERNA verso altrettante pull-boxes ai lati del ponte. Il conduit sarà
collegato a terra alle estremità e reso equipotenziale con il terreno circostante.
Un sottoattraversamento ferroviario in area portuale, che sarà realizzato mediante
in conduit in acciaio DN300, dotato di impianto di protezione catodica incamiciato in
controtubo DN400 sch. 80 e posato mediante pressotrivella orizzontale (spingi
tubo) ad una profondità minima di 2 m sotto il piano del binario.
6.3
Sistema generale di terra
Torri di generazione
Le torri destinate agli aerogeneratori sono costituite da strutture interamente
metalliche elettrosaldate, immerse in acqua di mare costituendo un sistema
intrinsecamente equipotenziale, e protette galvanicamente contro la corrosione
mediante elettrodi sacrificali secondo le tecnologie riservate ai natanti metallici.
Cavidotti
I cavidotti sono costituiti da cavi isolati per la loro tensione nominale, posati
direttamente nel terreno e pertanto non sono dotati di alcun dispersore.
Il tubo metallico che protegge meccanicamente l’approdo è localmente reso
equipotenziale con il sottosuolo mediante dispersore a picchetto di lunghezza 2 m
infisso ad una profondità minima di 0.80 m e collegato al tubo tramite un conduttore
di sezione minima 50 mmq e fissato al tubo da un sistema di bulloni e capicorda. Il
piano di calpestio è isolato mediante strato di asfalto di spessore superiore a 6 cm.
In sede di messa in servizio saranno misurate tensioni di passo e contatto. L’area
circostante sarà quindi resa inaccessibile mediante recinzione e segnaletica fino a
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Pag. 71
Relazione tecnica elettrica
distanza di sicurezza. Lo stesso avverrà, previe misurazioni, nei pozzetti alle
estremità del ponte sul canale Stornara.
Cabine elettriche
L’area destinata alle due recinzioni adiacenti per la cabina di trasformazione e
quella di consegna è servita da due distinti impianti di terra, i cui dispersori saranno
uniti a costituire un unico dispersore mediante giunti galvanicamente protetti,
ispezionabili e sezionabili per misura e manutenzione. I piani di calpestio dei 2
piazzali saranno resi individualmente equipotenziali tramite una rete elettrosaldata
annegata nel calcestruzzo, ciascuna posta in intimo contatto col proprio dispersore,
ed isolata con un manto di bitume di spessore superiore a 8 cm.
7
7.1
TORRI DI GENERAZIONE EOLICA
Macchine
Allo stato attuale dell'arte, salvi aggiustamenti delle gamme di produzione dei
costruttori primari del settore, la taglia commerciale di macchine idonee alle
condizioni locali eoliche si aggira intorno ai 3 MW.
Le macchine di generazione individuate per il presente intervento sono mosse da
un'elica tripala con area spazzata di 6.362 m2, velocità del vento 4 - 15 - 25 m/s
rispettivamente valori di inserzione - nominale - cut-off, con generatori sincroni a
rotore avvolto.
Ogni generatore, già all'interno della sua navicella, è dotato dal costruttore delle
sue protezioni elettriche, sia per non alimentare la rete in caso di disservizio a valle,
che per proteggerlo da risalita di potenza di corto proveniente dalla rete in caso di
guasto elettrico interno.
Nella navicella trova posto anche parte dei suoi asservimenti elettrici ed
oleodinamici che consentono l'eccitazione sincrona del rotore, il telecontrollo, la
ottimizzazione di produzione e la sicurezza della macchina.
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Relazione tecnica elettrica
7.2
Impianto elettrico B.T. di servizio a bordo torre
All’interno di ciascuna torre saranno installate tutte le apparecchiature e quadri
elettrici necessari alla interconnessione della torre con l'intera rete di raccolta
dell'energia. In particolare essa conterrà:
Trasformatore alimentazioni ausiliarie
in B.T. e tensione logica aux., nonché
circuiterie di emergenza e segnalazione ottica notturna
Quadro B.T. protetto in entrata ed uscita con interruttori adeguati , con
Quadro utenze privilegiate UPS B.T. per l'alimentazione della logica di macchina, le
utenze privilegiate di sicurezza quali illuminazione, sensoristica di presenza
persone ed allarmi vari, sistema di supervisione alla distribuzione e comunicazioni,
illuminazione segnaletica per la navigazione
PLC di supervisione alla marcia del singolo generatore interfacciato con il sistema
supervisore di rete
Unità locale del sistema centrale supervisore di rete, protezione e sincronizzazione
generatore
Unità di climatizzazione, se necessaria
Servizi elettrici di bordo
7.3
Trasformatori di torre
Ogni generatore sarà connesso alla rete collettrice mediante un trasformatore
trifase elevatore della potenza continua di 3 MVA, con isolamento in resina ed
avvolgimento in alluminio che eleverà la tensione al valore di 33 kV.
Il trasformatore sarà protetto termicamente con centralina termometrica e relative
sonde termiche di monitoraggio.
7.4
Quadri Media Tensione di torre
Le torri ospiteranno quadri a Media Tensione (33 kV), le cui barrature costituiranno
anche sistema di transito della potenza verso la cabina TERNA.
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Relazione tecnica elettrica
Pertanto detti quadri non saranno tutti uguali, in quanto si distingueranno unità di
estremità linea (torri nn. 1, 3 e 4 ) ed unità di transito (tutte le altre): queste ultime
avranno uno scomparto M.T. in più rispetto alle prime.
Data l'esiguità degli spazi e la forte umidità salina cui le apparecchiature saranno
esposte, saranno utilizzati quadri e blindosbarre isolati in SF6 a tenuta d'arco. Gli
interruttori saranno del tipo in SF6 per lo stesso motivo.
Le correnti di impiego nelle varie barrature risultano abbastanza eterogenee, ma
considerazioni di normalizzazione suggeriscono di uniformare comunque le taglie
dei sistemi di sbarre in 2 taglie: 630 A per gli aerogeneratori in mare, e 1250 per
quelli lungo il molo.
Essendo gli aerogeneratori equipaggiati con inverter in configurazione back-to
back, il contributo alla Icc nella rete di distribuzione coincide il limite di corrente
delle apparecchiature statiche, considerato genericamente come la In maggiorata
del 10%. Si è comunque prudentemente considerato anche lo scenario di una I di
guasto in concomitanza di un corto passante attraverso le macchine statiche,
direttamente sui generatori eolici. Pertanto per l'intera area a 33 kV sarà
considerata la combinazione della Icc della stazione di trasformazione a terra con
quella di una macchina statica più la In delle altre 9 macchine.
Il valore esatto di Icc sarà calcolato in base ai parametri che saranno forniti dai
costruttori/fornitori di tutte le macchine (generatori, trasformatori, e cavi); in prima
approssimazione qui si considera la combinazione delle reattanze di c.c. del
generatore e del trasformatore, tenendo conto di una ipotesi cautelativa, ma
abbastanza verosimile di Vcc pari al 12% per le macchine e del 7% per i
trasformatori in torre, trascurando il contributo, ulteriormente a favore della
sicurezza, dei cavi.
Su ogni scomparto saranno leggibili direttamente i parametri elettrici, in termini di
valori istantanei, segnalazioni, allarmi in corso e passati.
Saranno visualizzabili sul posto ed in telecontrollo le impostazioni del relais
multifunzione di protezione di macchina.
Saranno previste protezioni per prevenire incaute manomissioni dei settaggi di
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Relazione tecnica elettrica
taratura tramite chiavi di accesso secondo accordi con i gestori della rete.
8
8.1
LINEE COLLETTRICI DI ENERGIA ELETTRICA
Scelta dei cavi near-shore
Saranno utilizzati cavi in alluminio, materiale isolante in XLPE, armatura in fili di
acciaio zincato e protezione esterna in polipropilene).
Figura 3. Sezione tipica dei cavi tripolari previsti
Dato il valore della corrente, che per molte tratte è abbastanza contenuta, Il
dimensionamento termico a regime è trascurabile rispetto alle considerazioni
meccaniche e soprattutto a quelle di tenuta al corto circuito poiché l'energia di
guasto si sviluppa adiabaticamente: studi recenti fissano la costante di tempo
termica di un cavo interrato sul fondale marino a circa 5 gg. I calcoli sono stati
effettuati in riferimento ad una temperatura di esercizio di 30°C.
Tutti i cavi destinati all'impiego sottomarino saranno realizzati con tratta di
pezzatura unica senza giunzioni, certificate in fabbrica. Ciascuna tratta di cavo è
integrata da fibre ottiche per la connessione al sistema di supervisione del sistema
di protezioni elettriche. Date le condizioni di installazione particolarmente gravose
ed onerose, è previsto un fascio di f.o. con abbondante ridondanza iniziale rispetto
alle necessità. Con riferimento alla Figura 1-1, si riportano in Tabella 1.1 i vari tratti
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Relazione tecnica elettrica
di cavo ed i relativi parametri d'impiego; restano da definire gli estremi
dell’inserimento nella linea TERNA .
Tabella 1.1 Tratti di cavo e relativi parametri d’impiego
Da
A
Cavo
Lunghezza
Ib
prof. di posa
[A]
58.5
[m]
0
G1
G2
3*240
[m]
700
G2
G6
3*240
700
118.0
0
G3
G5
3*240
700
58.5
0
G4
G5
3*240
700
58.5
0
G5
G6
3*240
700
175.5
0
G6
G7
3*240
1.250
365.0
0
G7
G8
3*240
350
409.5
0
G8
G9
3*240
350
468.0
0
G9
G10
3*300
350
526.5
0
G10
Camera
di 3*300
250
585.0
2.0 in tubo
Giunzione
giunzione
CAB.
molo
3850
585.0
1.5
100
129.0
1.5
Def.
Def.
Def.
Def. TERNA
TERNA
TERNA
TERNA
1*(3*400)
molo
trasformazion
polisettoriale
CAB.
trasform.
Nuova
CAB. 3*1*1600
polisettoriale
e
33/150 kV
consegna
Nuova CAB. 30/150
Linea kV
TERNA
consegna
esistente
TERNA
Un Lay-out generale di posa con i parametri tecnici è rappresentato nella Tav. P17
8.2
Posa dei cavi near-shore
Fondale : Le linee a 33 kV saranno appoggiate in gran parte sul fondo del mare,
secondo l'andamento dei fondali (come da tavola di progetto n.6), e protette da una
rete zavorrata da elementi in cls capaci di favorire l’insediamento di specie ittiche,
vegetali ed animali, come da figura seguente:
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Relazione tecnica elettrica
Figura 4. Sistema di ancoraggio e protezione del cavo sottomarino
Per la parte rimanente, il cavo sottomarino verrà interrato mediante la tecnica del
co-trenching che consente il simultaneo scavo e copertura dei cavi con lo stesso
materiale in situ;
Torri: Il collegamento di arrivo in ciascuna torre sarà effettuato in apposita cassetta
di giunzione (J-box) a tenuta stagna con grado di protezione IP66, debitamente
isolata su tutta la superficie interna, dotata internamente di robusti supporti su
isolatori, atti a mantenere la distanza di sicurezza tra i poli del cavo stesso e
barriere isolanti di separazione. Dopo la connessione i terminali saranno fasciati di
isolante termorestringente; la J-box sarà dotata inoltre di guarnizioni a tenuta con
pressacavo, flangiate verso il tubo che accompagna il cavo verso il fondale marino,
a perfetta tenuta all'umidità. Nella J-box sarà realizzata la giunzione con il tratto di
cavo proveniente dal quadro M.T. di torre, ed il collegamento tra tutte le
schermature corazzate dei singoli poli di potenza dei cavi ed il collegamento di terra
stesso della torre, sia lato cavo in partenza che lato quadro M.T. In apposito box
distinto sarà realizzato anche il collegamento di giunzione della fibra ottica.
Il tracciato del tratto che congiunge i generatori G6 e G7, nel tratto di
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attraversamento del canale nord di transito dei natanti, correrà lungo la attuale
batimetrica -18m, in modo da non interferire con il piano di dragaggio dei fondali
previsto per l’adeguamento del porto di Taranto alle nuove esigenze. Ne risulta uno
sviluppo stimato di 1.250 m.
Terraferma: l'ultimo tratto di cavo in approdo, distante non meno di 30 m dal
bagnasciuga e comunque fino all'assetto in piano nel solco sul fondale marino, sarà
interrato ad una profondità di 2 m entro un tubo in acciaio opportunamente protetto
e segnalato, fino allo sbarco a terra in banchina sita sulla sponda destra del fiume
ove avverrà la giunzione tra il tratto MT near-shore di caratteristiche marine con
sezione 3x300 mmq Al, e quello a terra, di caratteristiche terrestri, con sezione
1x(3x400) Al. La giunzione sarà effettuata immediatamente allo sbarco a terra del
cavo sottomarino in apposito box utilizzando giunti a tenuta come mostra la figura
seguente:
Figura 5. Box di giunzione tra il cavo sottomarino ed il cavo terrestre
Il box di giunzione sarà ben segnalato e l’area di installazione sarà resa
inaccessibile. Da qui partirà una nuova tratta, della lunghezza stimata di 3.910 m,
che porterà direttamente alla cabina di trasformazione.
Di seguito vengono riportate le condizioni di posa dei cavi adottate (Figura 6Errore.
L'origine riferimento non è stata trovata.).
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Figura 6. Sezioni adottate delle condizioni di posa
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9
CAMPI ELETTROMAGNETICI
Vie cavi in esterno
In assenza di prescrizioni di legge specifiche per le linee in cavo, si è fatto riferimento
per analogia con il DPCM 8 Luglio 2003, emanato per le linee elettriche aeree, che
impone un valore limite di 100 μT per esposizione momentanea, riferito ad un valore
medio di corrente nelle 24 ore in condizioni normali di esercizio, nonché il limite di 10
μT per un tempo di esposizione ininterrotto di 4 ore.
Per le linee in cavo tripolare, a causa dell'interferenza compensativa tra le tre correnti,
il valore del campo magnetico circostante il cavo è fortemente influenzato dalla sua
stessa geometria, in relazione allo spessore degli isolanti interni. Hanno forte peso
inoltre anche le caratteristiche schermanti delle guaine metalliche di protezione degli
stessi.
Questi ultimi parametri assumono importanza, se pure in minore entità, anche nelle
linee in terna unipolare, nelle quali la compensazione reciproca dei tre campi è meno
sentita a distanze confrontabili con le dimensioni umane.
Infine in prossimità dell'approdo, il cavo correrà in tubo di acciaio, che comporterà un
effetto di compensazione ulteriore dei campi magnetici. Gli studi sono stati condotti
alle condizioni limite di potenza (30 MVA).
Postazioni di lavoro
All'interno delle aree di lavoro destinate a normale stazionamento del personale di
servizio, nelle cabine elettriche e relativi piazzali, saranno osservate le distanze di
rispetto per il transito e stazionamento. I luoghi di permanenza del personale saranno
all'interno di fabbricati da realizzare in c.a., nei quali tutte le pareti esposte verso le
apparecchiature elettriche a M.T. ed A.T. , siano queste ultime interne che esterne al
fabbricato, potranno, a seguito di opportune misurazioni,
essere protette da
schermature metalliche (rete elettrosaldata posta nella intercapedine di parete e
collegata permanentemente alla rete di terra). Saranno previsti punti di misura per la
sconnessione e la verifica periodica. Per queste aree la valutazione dei campi residui
si attesterà all’obiettivo di qualità di 3 µT, come previsto dal citato Decreto.
Per ulteriori e specifici dettagli si rimanda al documento Rel 06 – “Relazione
compatibilità elettromagnetica”.
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ALLEGATO A SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
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ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
SOMMARIO
1
SISTEMA DI PROTEZIONE E CONTROLLO ..................................................................................... 84
1.1
Sistema di protezione e controllo SAS ........................................................................................ 84
1.1.1 Architettura SAS - Struttura base ....................................................................................... 87
1.1.2 Allocazione funzioni ............................................................................................................ 87
1.2
Componenti a livello di stallo ....................................................................................................... 88
1.2.1 Moduli SAS ......................................................................................................................... 88
1.2.2 Caratteristiche IED .............................................................................................................. 88
1.3
Componenti a livello di stazione .................................................................................................. 89
1.4
1.3.1 Caratteristiche dello station computer ................................................................................ 89
Applicazione SCADA................................................................................................................... 95
1.4.1 Applicazione automazione di stazione ................................................................................ 95
1.4.2 Applicazione Gateway ........................................................................................................ 95
1.4.3 Applicazione WEB SERVER .............................................................................................. 96
1.5
HMI WORKSTATION .................................................................................................................. 96
1.5.1 Prescrizioni HW .................................................................................................................. 97
1.5.2 Sistema operativo ............................................................................................................... 98
1.5.3 Requisiti generali ................................................................................................................ 98
1.5.4 Caratteristiche dell’applicazione “conduzione e supervisione” ........................................... 98
1.5.5 Pagine unifilari di stazione e di stallo (Single Line Diagram) .............................................. 99
1.5.6 Caratteristiche dell’applicazione “monitoraggio” ............................................................... 104
1.5.7 Caratteristiche dell’applicazione “dati storici”.................................................................... 107
1.5.8 Pagine di diagnostica ........................................................................................................ 108
1.6
Engineering Workstation ........................................................................................................... 109
1.6.1 Configuratore pagine video ............................................................................................... 109
1.6.2 Stampante di sistema ....................................................................................................... 109
1.7
ARCHITETTURA LAN............................................................................................................... 110
1.7.1 LAN dedicata .................................................................................................................... 110
1.7.2 LAN di stazione ................................................................................................................. 110
1.7.3 Switch della rete lan di stazione ....................................................................................... 111
1.7.4 Ricevitore GPS ................................................................................................................. 112
1.7.5 Permutatori ottici ............................................................................................................... 113
1.8
Funzioni di automazione ........................................................................................................... 114
1.9
Caratteristiche costruttive .......................................................................................................... 114
1.9.1 Caratteristiche generali quadri .......................................................................................... 114
1.9.2 Morsettiere ........................................................................................................................ 116
1.9.3 Cablaggi ............................................................................................................................ 116
1.9.4 Circuiti di terra ................................................................................................................... 116
1.10 Prove ......................................................................................................................................... 117
1.10.1 Generalità ......................................................................................................................... 117
1.10.2 Tipi di prova ...................................................................................................................... 117
1.10.3 Documentazione ............................................................................................................... 117
1.10.4 Elementi sottoposti a prova .............................................................................................. 117
2
SISTEMA DI PROTEZIONE E CONTROLLO PER SSE AT 150 KV ................................................ 118
2.1
INTRODUZIONE ....................................................................................................................... 118
2.1.1 Scopo del documento ....................................................................................................... 118
2.1.2 Applicabilita’ ...................................................................................................................... 118
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ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
2.1.3 Struttura base ................................................................................................................... 119
2.1.4 Comunicazione ................................................................................................................. 119
2.2
Componenti minimi del sistema di protezione e controllo ......................................................... 120
2.3
Descrizione del sistema proposto ............................................................................................. 121
2.4
2.3.1 Apparati di protezione e controllo ..................................................................................... 121
RTU di centrale e connessione con Terna ................................................................................ 123
2.4.1 Descrizione della RTU ...................................................................................................... 124
2.4.2 Comunicazione con il sistema di controllo remoto TERNA .............................................. 125
2.5
Descrizione dei pannelli di protezione ....................................................................................... 125
2.5.1 Trattamento superficiale ................................................................................................... 126
2.5.2 Grado di protezione .......................................................................................................... 126
2.5.3 Dimensioni del pannello .................................................................................................... 126
2.5.4 Peso del pannello ............................................................................................................. 126
2.5.5 Morsetti ............................................................................................................................. 126
2.5.6 Sbarra di terra ................................................................................................................... 126
2.5.7 Cablaggio .......................................................................................................................... 127
2.5.8 Circuiti corrente continua .................................................................................................. 127
2.5.9 Temperatura ambiente...................................................................................................... 127
2.6
Sistema di controllo locale ........................................................................................................ 127
2.6.1 Descrizione hardware del sistema .................................................................................... 127
2.6.2 Descrizione software del sistema. .................................................................................... 128
2.6.3 Applicazione software ....................................................................................................... 131
2.7
Unità periferica di difesa e monitoraggio (UPDM) –opzionale .................................................. 131
2.7.1
2.7.2
2.7.3
2.7.4
2.7.5
2.7.6
2.7.7
2.7.8
3
Introduzione ...................................................................................................................... 131
Composizione di base....................................................................................................... 132
Materiali e software per apparato updm ........................................................................... 132
Router di connessione con terna singolo.......................................................................... 133
Funzioni apparato UPDM ................................................................................................. 133
Funzionalità e prestazioni ................................................................................................. 134
Sincronizzazione dell’apparato updm ............................................................................... 134
Funzioni web di MMI ......................................................................................................... 134
APPENDICE ....................................................................................................................................... 135
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ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
1
SISTEMA DI PROTEZIONE E CONTROLLO
Nel seguito viene presentato e descritto il sistema di protezione e controllo, in
conformità a quello certificato da Terna denominato SICAS std., da realizzarsi
esclusivamente in accordo con quanto di seguito descritto salvo diverse richieste
da parte di TERNA:
1.1
Sistema di protezione e controllo SAS
PROTEZIONE e CONTROLLO – LINEA 150 kV – UF1Ba
Nr. 2 pannelli 800x800x2200 IP41completi dei seguenti componenti :
Unità di Protezione

n.1 Protezione distanziometrica PDL

n.1 Protezione distanziometrica PDL2

n.1 Unità periferica protezione differenziale di sbarra UP

n.1 Switch Ethernet per rete IEC61850
Unità di baia

n.1 Unità di controllo baia
PROTEZIONE e CONTROLLO – PARALLELO SBARRE 150 kV – UF2B
Nr. 2 pannelli 800x800x2200 IP41 completi dei seguenti componenti :
Unità di Protezione

n.1Protezione distanziometrica PDL

n.1Unità periferica prot. Differenziale di sbarra UP

n.1 Switch Ethernet per rete
Unità di baia

n.1 Unità di controllo baia
GENERALI DI SEZIONE 150 kV
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ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
Nr. 2 pannelli 800x800x2200 IP41 completi dei seguenti componenti :
Unità di Protezione

n.1 Protezione differenziale di sbarra

n.1 Switch Ethernet per rete IEC61850
Unità di baia

n.1 Unità di controllo e acquisizione
GENERALI D'IMPIANTO- UF21 /40
Nr. 1 pannello 800x800x2200 IP41completo dei seguenti componenti :

n.1 Unità di acquisizione

n.1 Switch Ethernet per rete IEC61850
SERVIZI AUSILIARI - UF30
Nr. 1 pannello 800x800x2200 IP41completo dei seguenti componenti :

n.1 Unità di acquisizione

n.1 Switch Ethernet per rete IEC61850
SISTEMA CENTRALE - Sistema di controllo MicroScada
Nr. 1 pannello 800x800x2200 IP41completo dei seguenti componenti :

n.1 PC (2 server ) + Multimonitor con tastiera per 2 server

n.1 Switch Ethernet IEC 61850

n.1 GPS Meinberg Lantime per sincronizzazione SNTP

n.1 Workstation + Monitor 21”

n.1 Stampante grafica

n.1 Licenze MicroScada incluso ASAT
Armadi LAN

Nr.1 pannello 800x800x2200 IP41completo
Armadio Inverter
n.1 pannello 800x800x2200 IP41completo dei seguenti componenti :
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ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

n.2 Inverter

n.1 Commutatore Inverter

n.1 Carpenteria cablata 800 x 800 x 2200 IP41
MC – TP
Nr.1 pannello 1200 x 300 x 2200 IP41completo dei seguenti componenti :

n.1 MC-TP per 3 linee 150 kV e n.°1 parallelo sbarre
(Morsettiere di confine in accordo alla spec. ENEL spec. T-V7).
ARMADI LAN PERIFERICI
Nr. 3 armadi LAN periferici in accordo alla specifica TERNA SRI_SAS_SET2_001

n.1 Quadro chiosco per la 150 kV Linea Calitri e Linea Calabritto 1

n.1 Quadro chiosco per la Parallelo e Generali di sezione 1

n.1 Quadro chiosco per la Linea Utente 1
OPZIONI :
RTU taglia F
Nr. 1 pannello 800x800x2200 IP41completo dei seguenti componenti :

RTU

n.1 Rack 560 CSR01 con 4xCMU05, 1xRTC01, 2xPSU01

n.1 Schede di acquisizione temperatura RTU
APPARATI/ARMADI DI COMUNICAZIONE PER SCTI
Nr. 1 pannello 800x800x2200 IP41completo dei seguenti componenti :

n.1 ARMADIO TLC secondo specifiche Tecniche TLC per stazioni sec.
Decreto 281 1

n.2 Router/Switch Cisco 2921 2

n.1 Sistema Firewall CheckPoint Cripto FW, di tipo"foglia"in HA per 2
apparati 1

Inverter 3KVA per impianti TERNA
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
1.1.1 Architettura SAS - Struttura base
Nei paragrafi di seguito verrà prodotta la descrizione dell’architettura del sistema di
protezione controllo con riferimento alle definizioni contenute nella specifica
TERNA. Per lo sviluppo del progetto SAS verrà realizzata la seguente architettura,
basata su piattaforma IED670 e protocollo IEC61850.
Le funzioni di controllo, protezione e monitoraggio sono allocate su tre differenti
livelli:

livello di Stazione;

livello di Stallo;

livello di Processo.
Queste funzioni sono scomponibili in funzioni elementari, o nodi logici (LN), allocati
in dispositivi fisici associati ai primi due livelli funzionali (stazione e stallo).
L'architettura fisica risulta dall’interconnessione, tramite LAN di stazione, dei server
e dei componenti situati a livello di stallo e di stazione. La LAN verrà realizzata in
fibra ottica. I collegamenti in rame possono essere utilizzati esclusivamente nei
tratti terminali, confinati all'interno degli armadi o all’interno della sala di controllo. Il
numero delle unità di stallo (Bay Unit), è in funzione del tipo e del numero dei
moduli presenti in una stazione; Il segnale per la sincronizzazione oraria viene
acquisito a livello di stazione utilizzando un ricevitore GPS, e distribuito a tutti i
dispositivi che necessitano di sincronizzazione orodataria attraverso una apposita
rete
Lo standard di sincronizzazione adottato é SNTP. In caso d'avaria dello stesso,
ciascun apparato seguirà come riferimento temporale il proprio orologio interno.
Alla ripresa del servizio gli apparati saranno sincronizzati con il riferimento centrale.
1.1.2 Allocazione funzioni
Il sistema è basato sulla definizione di apparati fisici (PD) associati ai tre gruppi
omogenei di funzioni:

Bay Protection Unit (BPU), ovvero Unità di Protezione di Montante;

Bay Control Unit (BCU), ovvero Unità di Controllo di Montante;

Bay Monitoring Unit (BMU), ovvero Unità di Monitoraggio di Montante.
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
Ciascuna delle tre unità contiene i Logical Devices ed i Logical Nodes atti ad
assicurare le funzioni richieste dalla specifica. A livello di stazione sono installati i
componenti centrali, strutturati per accogliere le funzioni di Interfaccia Operatore
(HMI), accesso remoto (Web Server), SCADA, Automazione di Stazione, Gateway
con il punto di accesso alla rete SCTI (RTU).
1.2
Componenti a livello di stallo
1.2.1 Moduli SAS
Di seguito verranno descritti i componenti di stallo che andranno a costituire i
“Moduli” o “Unità Funzionali” secondo la denominazione di TERNA .
1.2.2 Caratteristiche IED
Il componente elementare situato a livello di Modulo/UF è l’IED (Intelligent
Electronic Device). Come già sottolineato, le unità sono identificate per la funzione
primaria a cui sono preposte e sono di tre tipi:

Bay Control Unit (BCU);

Bay Protection Unit (BPU);

Bay Monitoring Unit (BMU).
La soluzione prevista, computa l’utilizzo dei seguenti dispositivi:

BCU e BPU ad eccezione della PdS = IED670 o similare

BPU realizzante la PdS (unità periferica e unità centrale) = REB500 o
similare

BMU funzione DFR = contenuta nella BCU IED 670 o similare
In generale, si seguirà il criterio di mantenere le piattaforme che sono già state
validate da TERNA per i sistemi SICAS STANDARD.
Di seguito verranno date le caratteristiche salienti dei principali dispostivi previsti
per le funzioni sopra elencate ovvero IED670 e REB500. La denominazione delle
IED670 farà riferimento alla sua funzione specifica:

REC670 è l’unità di baia dedicata al controllo (BCU) e monitoraggio DFR
(BMU-DFR)

REL670 è l’unità di baia dedicata alla protezione distanziometrica (BPU)
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

RED670 è l’unità di baia dedicata alla protezione differenziale di linea (BPU)

RET670 è l’unità di baia dedicata alla protezione trasformatore (BPU)
1.3
Componenti a livello di stazione
A livello di stazione i componenti assicureranno le funzionalità d’insieme non
demandabili ai singoli stalli. Detti componenti sono:

HMI Workstation;

engineering workstation;

station computer;

stampanti.
Le Workstation HMI e Engineering verranno equipaggiate con le medesime
dotazioni HW e SW così da garantire la piena e reciproca ridondanza. In condizioni
di normale funzionamento la prima (HMI) è dedicata alle funzioni di Interfaccia
Operatore, se esercitate in caso di conduzione locale, mentre la seconda
(Engineering) verrà dedicata alle funzioni di Configurazione e Manutenzione di
Sistema. Le Workstation e lo Station Computer sono alimentati da due inverter
DC/AC collegati alle due batterie di stazione 110 Vcc.
1.3.1 Caratteristiche dello station computer
Lo Station Computer ridondato è il centro di controllo contenente le funzioni di
supervisione e controllo. Lo Station Computer è un PC industriale di alto profilo,
avente in sé la ridondanza RAID, contenente il sistema operativo ed il software
applicativo MicroSCADA. Verranno previsti in totale 2 Station Computer che si
divideranno gli applicativi

2 Station computer “SYS1” e ”SYS2”in configurazione ridondata Hot standby, per applicativi SCADA, HMI, gateway, dati storici

2 Uliteriori Applicativi “AUT1” e”AUT2” in configurazione ridondata fredda,
per la funzionalità di Automazione di Stazione risiedenti rispettivamente in
SYS1 e SYS2.
Gli Station Computer saranno alloggiati in un totale 2 armadi rack standard 19",
insieme al monitor LCD/TFT e alla tastiera, con trackball.
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
L’armadio 1 conterrà l’unità SYS1 mentre l’armadio 2 conterrà l’unità SYS2. Verrà
proposto 1 insieme monitor/tastiera/trackball per ogni armadio, con switch per
commutare tra gli Station computer del medesimo armadio
Prescrizioni computer industriale
La piattaforma PC industriale che verrà utilizzata per i 2 Server di stazione sarà
quella utilizzata per il progetto avrà le seguenti caratteristiche :

Advantech ACP-4000MB_PS400_AIMB-766G2_E8600_4gb_250Gb
RAID1HS_SNMP-

1000_XP Pro

Box Advantech ACP-4000MB in acciaio, Frontale in acciaio colore Nero
dotato di presa d’aria forzata.

Montaggio Rack 19" 4U / Desk Top

Doppio sistema di Ventilazione Forzata (2 Ventole 84 CFM filtrata in
ingresso)

Filtro aria in ingresso removibile

Dimensioni d’ingombro 482mm X 177 mm X 480 mm

Certificazioni FCC Class A CE

Fault detection and alarm notification . Generazione allarme acustico in caso
di Fan Failure, power failure e
overheating.

Riporto sul frontale di 2 porte USB, porta PS2 per tastiera

Environment Operating No Operating

Vibration (5-500Hz) 1Grms 2Grms

Shock Operating 10G ( with 11 msec duration half sine wave ) 30

Acoustic Noise less than 52dB sound pressure

Alimentatore singolo PS-400ATX-ZE

00Watt PFC (Power Factor Correction) . (Full Range 100-240Vac @ 4763Hz Auto Switch)

Scheda CPU Advantech Industrial ATX Motherboard AIMB-766G2

Chip set Intel Q965G supporto FSB 800/1066/1333Mhz.

Supporto memoria sino a 8Gb Dual channel DDRII 667/800 Sdram.

N 2 Interfacce di rete Ethernet Intel 82573V 10/100/1000BaseTX
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ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

Interfaccia 1-IDE, 4 Serial ATA, 3 porte seriali RSR232 1 pota
RS232/422/485, porta parallela, 12 USB 2.0 (di cui 4 rear)

Grafica Integrata Intel GM31000 , scheda audio integrata.

Slot PCI (N. 1 PCI-Express x 16, N. 2 PCI-Express x 1, N.4 x PCI Standard
32-bit/33 MHz)

Watchdog Timer programmabile , Temp. Op. 0-55°C.

Processore Intel Core 2 Duo E8600 3.3 Ghz 6Mb (2x4Mb) cache con
dissipatore Fanless

Ram 4Gb DDR-2 800Mhz (coppia selezionate 2x2GB)

N.2 HD 250Gb SATA per applicazioni industriali t.op 60°c , MTBF 1.000.000
Hrs in configurazione RAID 1, in cassetto Hot Swap

Controller RAID 1/0 con supporto Hot Swap

Interfaccia di rete PRO 1000MT DP Dual Port Ethernet 10/100/1000BaseTX

Scheda SNMP-1000 Intelligent SNMP Manager

Monitoraggio system fans, temperatura, tensione, power supply, watchdog
timer, etc.

Monitoraggio indipendente da sistema operativo e driver

Remote alarm notification via SNMP/HTTP, e-mail o pager
Le parti comuni ai due computer industriali ubicati nello stesso pannello sono:
1) Rack-mounted Monitor LCD/TFT tastiera ITA, tastierino numerico e touchpad
incluso

Cassetto metallico 19" con binari di scorrimento telescopici

Serratura per chiudere e prevenire accessi non autorizzati

Per installazioni in armadi rack 19" layer di montaggio approssimativo 4358cm e 66-88cm

Tastiera:

Tastiera tipo Flat notebook per permettervi una facile scrittura

Tastierino numerico separato, cursori e tasti Windows

Simboli Euro

Connettori PS/2 standard (6 Pin Mini DIN Femmina)

Premium touchpad con connettori PS/2 standard (6 Pin Mini DIN Femmina)

Schermo LCD:
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Pag. 91
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

Display 17"

Risoluzione: 1280 x 1024 (SXGA)

Funzione di Auto-OFF quando il cassetto è chiuso

On-Screen Display per regolazioni

Connettori VGA standard
2) Commutatore Rack-mounted Design compatto 19" 1U

Permette di controllare fino 8 PC da una tastiera, monitor e mouse

Supporta risoluzione alta risoluzione video fino a 1920 x 1440 - 200MHz

Supporta i mouse Microsoft Intellimouse, Microsoft Intellimouse Explorer,
Logitech Net Mouse o altri mouse compatibili MS

Tutte le porte sono attive simultaneamente

Stato tastiera automaticamente ripristinato quando viene eseguita la
commutazione da un PC all’altro

Password di protezione a 8 caratteri

Supporta Hot plug, è possibile collegare e scollegare i PC senza dover
spegnere il KVM Switch oppure gli altri PC collegati

Non richiede software d’installazione, selezione facile del PC tramite OnScreen Display menù, tramite tasto sullo switch o tasti hotkeys

Auto Scan Mode per monitorare i PC, con la possibilità di personalizzare la
sequenza di scan da 5 a 99 secondi

LED sul pannello frontale

Segnale acustico ad ogni cambio di PC

Porta daisy chain dedicate per poter collegare fino a 8 CPU switch in
cascata, arrivando così ad un Massimo di 120 PCs
Le principali caratteristiche della software associato alla scheda ethernet INTEL
PRO 100/1000TX, avente predisposizione per Gigabit Ethernet, sono le seguenti:

Adapter Fault Tolerance

Switch Fault Tolerance

Adaptive Load Balancing

Test Switch Configuration

PCI Hot Plug and Active PCI

802.1Q VLANs
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Pag. 92
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

802.3x Flow Control

TCP Checksum Offload

IEEE 802.1p

TCP Segmentation/Large Send Off-load

Interrupt Moderation

Save and Restore
Monitoraggio pc
Il monitoraggio viene effettuato a livello di sistema ovvero di componenti di
rete/switch di stazione/bay unit secondo le seguenti modalità:

Via uscita LAN verso il posto di Pronto Intervento (PI), con informazioni di
diagnostica, insieme agli altri allarmi, via protocollo IEC60870-5-104, come
già descritto nel paragrafo 4.5.

Per il monitoraggio del PC verrà inoltre proposto un dispositivo che verrà
collocato nel pannello della UF 21 - Generali d’impianto. Tale dispositivo
avrà il compito di ricevere ciclicamente un segnale di attività via LAN
prodotto dall’ applicativo del PC; in caso di mancata ricezione, tale
dispositivo attiverà dopo un timeout opportuno un’uscita di allarme che potrà
essere indirizzata alle necessarie segnalazioni periferiche
Sistema operativo
Il sistema operativo dello Station Computer sarà “Windows Server 2003”, e
comunque sarà il medesimo di quello che verrà utilizzato per la progettazione
definitiva dell’intera architettura.
Ridondanza hardware e software
La ridondanza del sistema a livello di stazione verrà prevista come segue:

ridondanza HW dello Station Computer SYS1/SYS2

ridondanza delle applicazioni Microscada e automazione;

gestione della ridondanza del tipo HOT-Standby per SYS 1 e SYS2.
Come già descritto, lo Station Computer SYS1 e SYS2 ridondato è il centro di
controllo contenente le funzioni di supervisione e controllo. Lo Station Computer è
un PC industriale di alto profilo, contenente il sistema operativo ed il software
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Pag. 93
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
applicativo MicroSCADA. Il Software MicroSCADA è un applicativo programmabile
SCADA.
Gli Station Computer SYS1 e SYS2 ridondati sono utilizzati nella configurazione
"hot/stand-by". In condizioni normali, lo Station Computer configurato come "standby" funziona principalmente come una seconda postazione contenete il medesimo
database dello Station Computer "Hot". La supervisione reciproca degli Station
Computer e la riproduzione del data base è eseguita attraverso la rete LAN
ridondata.
In ogni momento sono resi disponibili, ai due Station Computer SYS, tutti i dati della
stazione (stati, misure, allarmi ecc.). Allo stesso modo, le variazioni manuali (ad
esempio, cambio di configurazioni o di tarature) eseguite nello Station Controller
"Hot" vengono riprodotte nello Station Controller "Stand-by". In caso di guasto dello
Station computer "Hot", lo Station Computer "Standby" si incarica immediatamente
del controllo della stazione avendo già a disposizione in tempo reale lo stato della
stazione.
La sincronizzazione da computer Hot a stand-by avviene tramite rete LAN. Il tempo
di switch-over sarà anche dipendente dall’estensione del database di stazione, e
quindi dall’estensione della stazione. il calcolo della disponibilità di sistema sarà
dipendente dall’estensione del database di stazione, e quindi dall’estensione della
stazione.
La disponibilità singola di ciascun computer di sistema è di 99,99%
Applicazione HMI Server
L'applicazione HMI Server gestisce fino a 4 HMI Client contemporanei, mediante
collegamenti TCP/IP. L’applicazione Client può risiedere nello Station Computer.
L’applicazione installata è corredata delle relative licenze d’uso per il numero
indicato di connessioni locali e remote. Questa applicazione è collegata a diverse
applicazioni dello Station Computer (SCADA, Gateway, Automazione di Stazione,
etc.) sia per la funzione “core” che per la diagnostica.
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Pag. 94
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
1.4
Applicazione SCADA
L'applicazione MicroSCADA, ha il compito di mantenere aggiornato il database in
tempo reale della stazione. L’applicazione sarà corredata dei driver necessari. Il
database real-time ed il database storico saranno in grado di gestire almeno 20.000
oggetti SCADA elementari.
Il software applicativo previsto per l’installazione è MicroSCADA che comprende:

SYS600 sistema di base (detto “kernel”)

COM500 sistema di comunicazione/gateway

LIB500 libreria base

LIB510 libreria per misure e report e comunicazione gestione delle BU

LIB520, per la gestione delle BU

Software di acquisizione oscilloperturbografia
1.4.1 Applicazione automazione di stazione
La Funzione di automazione è costituita e realizzata da 2 Componenti SW:

“PGP”: Servizi di DataBase di Supporto

AUTOMATISMO”:
Applicazione
di
Automatismo
propriamente
detta
(Acquisizione Ingressi, Elaborazione Grafi, Emissione Uscite )
1.4.2 Applicazione Gateway
L'applicazione Gateway è demandata all'interfacciamento con i centri remoti
mediante il protocollo IEC 60870-5-104 / IEC 60870-5-101, come di seguito
descritto:

Gateway SCTI:
L’interfaccia verso la RTU SCTI della stazione è realizzata collegando da ciascun
server SYS, una doppia linea con protocollo IEC60870-5-104 tra SYS (Slave) e la
RTU SCTI (Master). Tramite l’applicazione Gateway, il server di stazione può
gestire le informazioni di monitoraggio richiamate su richiesta da CTI in modo
indipendente dalla connessione in tempo reale verso il sistema di controllo remoto.

Gateway PI (pronto intervento):
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
L’interfaccia verso il pronto intervento è realizzata collegando una doppia linea con
protocollo IEC60870-5-104 dalla rete LAN. Anche con questa interfaccia i server di
stazione inviano le informazioni di monitoraggio al reparto manutenzione o
pianificazione in modo indipendente dalla connessione in tempo reale verso il
sistema di controllo remoto.

File transfer:
Sulla medesima linea verso RTU SCTI sarà resa disponibile la funzione di
trasferimento file RCE (non è prevista attualmente funzionalità di notifica
spontanea). Sarà resa disponibile su ciascun server SYS una linea seriale per il
collegamento con un modem/router per l’inoltro dei file RCE, oscilloperturbografia o
file Excel compatibili (es. Trends); per monitoraggio remoto.
1.4.3 Applicazione WEB SERVER
Il sistema operativo installato rende a disposizione l'applicazione Web Server,
preposta alla pubblicazione su Web, delle pagine dell’applicativo microSCADA; non
è tuttavia attualmente prevista l’implementazione di pagine su Web.
1.5
HMI WORKSTATION
La Workstation HMI assicura le funzioni di Conduzione previste in caso di delega
dai CTI, nonché la funzione di terminale grafico per l’accesso alle applicazioni
residenti sull’unità Station Computer.
Le funzioni applicative principali sono:

conduzione e supervisione;

monitoraggio;

diagnostica di sistema;

report.
L'applicazione “HMI" renderà disponibili le seguenti funzioni / pagine video:

pagina/e unifilare/i di stazione;

pagine unifilari di stallo (una pagina per ciascuno stallo);

lista allarmi;
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

lista eventi;

sequenza degli eventi;

registrazioni perturbazioni (Oscilloperturbografia o DFR);

monitoraggio apparecchiature AT;

diagnostica di sistema;

trend;

dati storici;

report.
1.5.1 Prescrizioni HW
Ciascuna Workstation avrà le seguenti caratteristiche:
HP PERSONAL COMPUTER MODELLO DC 7900 CMT FS485AW

Processore Intel® Core™2 Duo E8500/3.16Ghz

Ram 2 Gb DDR2 800 (2 x 1 Gb) espandibili a 16 Gb

(4 slot totali di cui 2 liberi)

Hard disk 250 Gb S-ATA-300 7.200 rpm

Unità ottica Masterizzatore DVD 16X S-ATA Light Scribe

Grafica Intel GMA 4500 Dynamic Video Memory Technology 5.0

Scheda audio Integrata

Connettività Scheda rete 10/100/1000

Sistema operativo Windows Vista ® Business

Porte I/O Posteriori: 6 USB 2.0, 1 porta seriale, 2 PS/2, 1 RJ-45, 1 VGA,

1 porta grafica, ingresso/uscita audio

Fronte: 2 porte USB 2.0, input/output audio

INTEL SCHEDA DI RETE PCI DUAL PORT PWLA8492MT

SCHEDA GRAFICA ASUS Nvidia GeForce 9800 GT DH Card

Scheda PCI 2 porte Seriali RS-232 9 pin 51277

HP monitor L2201W (22” Wide-proporzioni 16:10) cod. NK571AT
Non sono previste caratteristiche diverse da quelle sopra elencate. Non è previsto
commutatore LCD tra i due monitor.
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
1.5.2 Sistema operativo
Il sistema operativo della Workstation sarà “Windows XP Professional” e comunque
secondo quanto previsto in fase di progettazione dell’architettura
1.5.3 Requisiti generali
Il software che rende disponibile l’applicazione HMI è denominato “Exceed”.
L’interfaccia uomo macchina (HMI) della sottostazione consentirà di avere la
supervisione e il controllo del processo di tutti gli organi di campo. L’interfaccia sarà
basata su un sistema di visualizzazione full graphic.
Le seguenti funzioni sono implementate nel sistema offerto:

Supervisione della sottostazione

Schemi elettrici della sottostazione

Lista allarmi

Lista eventi

Trend

Report di misura

Sequenze di controllo

Supervisione del sistema
Sarà possibile governare la sottostazione tramite il sistema di controllo utilizzando
la tastiera e il mouse. Il sistema permette di accedere alle varie funzioni
sopraelencate tramite delle pagine grafiche. Lo stato degli organi di campo è
visualizzato tramite dei simboli con diversi colori.
1.5.4 Caratteristiche dell’applicazione “conduzione e supervisione”
L'applicazione HMI gestirà tutte le tipologie di dati che il kernel microSCADA,
metterà a disposizione:

misure analogiche e digitali, reali e calcolate;

contatori totali e incrementali

stati semplici e doppi;

allarmi;

dati non acquisiti che sono inseriti manualmente dall’operatore o prelevati
dal database.
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
Sarà possibile l'esecuzione dei seguenti comandi:

comandi semplici;

comandi doppi;

comandi di set point;

comandi aumenta/diminuisci;
I comandi semplici/doppi possono essere del tipo:

diretto oppure select before operate con le adeguate sicurezze.
1.5.5 Pagine unifilari di stazione e di stallo (Single Line Diagram)
L’interfaccia uomo macchina della sottostazione consente di avere la supervisione
e il controllo del processo di tutti gli organi di campo. Essa è basata su un sistema
di visualizzazione completamente grafico. E’ quindi possibile governare la
sottostazione tramite il sistema di controllo utilizzando la tastiera e il mouse.
Sono comprese le seguenti pagine/finestre/funzioni:

diagramma unifilare dinamico AT

visualizzazione di ciascuno stallo

visualizzazione delle misure acquisite al livello di stallo

pagina lista allarmi

pagina lista eventi
Sono previsti vari livelli di autorizzazione per prevenire l’accesso al sistema da
persone o utenti non autorizzati.
Di seguito verrà illustrato un insieme di pagine tipico di un’applicazione HMI di
sottostazione AAT/AT (l’aspetto grafico può variare rispetto a quanto illustrato,
mantenendo però il contenuto).
Pagina iniziale (default)
La figura seguente mostra un esempio tipico di prima pagina video visualizzata al
login dell’applicazione. Nella parte in basso della pagina sono raffigurati i pulsanti
che costituiscono il Menù principale dal quale possono essere scelte le diverse
pagine. Nella schermata principale gli oggetti per i quali la funzione di declutter è
attiva non vengono visualizzati. Basta ingrandire per poter visualizzare tutti gli
oggetti.
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
Pagina generale di stazione
La stazione viene rappresentata attraverso lo schema unifilare in cui è
rappresentato lo stato di ogni organo di manovra. Le operazioni sugli organi di
manovra non sono possibili da tale pagina, ma sono abilitate solo da pagine
dedicate.
In essa sono disponibili le seguenti informazioni

Lo stato di comandabilità della stazione: LOCALE (SC) o REMOTO (CTI)

Lo stato di comandabilità dello stallo: LOCALE o REMOTO (selettore
TERNA “DLFE”)

tag e denominazione dello stallo/montante

la posizione corrente degli organi manovrabili
Dalla pagina é possibile selezionare le pagine dedicate ai singoli montanti, ad
esempio cliccando nell’area circostante i sezionatori o l’interruttore corrispondenti
alla linea. L'accesso al controllo potrà avvenire solamente attraverso i livelli
gerarchici previsti.
Pagina generale di stallo
Tutti gli organi di manovra, relativi allo stallo, sono rappresentati attraverso lo stato
di: APERTO, CHIUSO, NON DEFINITO, ERRORE.
Sul video della postazione operatore sono rappresentati anche:

numero e nome dello stallo/montante

identificazione del singolo organo di manovra
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Pag. 100
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

finestra di comando degli organi di manovra

le principali misure disponibili a livello di campo

Lo stato di comandabilità dello stallo: LOCALE o REMOTO

Stato di organi di manovra in condizioni di BLOCCATO
Alla pressione del simbolo rappresentante un oggetto AT es. sezionatore si apre la
finestra di controllo del sezionatore con attivo solamente il tasto relativo
all’operazione possibile ”Chiudi Sezionatore”. Cliccando su questo ultimo si aprirà
un ulteriore finestra di conferma di apertura. Premere su tasto “Esegui” per
effettuare la manovra altrimenti, per uscire dalla finestra di comando, premere su
“Annulla” .
Se è stato cliccato su esegui, a seguito del comando di chiusura la finestra di
comando avrà ora attivo il tasto di “Apri Sezionatore”, (poiché questo ultimo ha
cambiato stato diventando aperto). Se non si vuole effettuare una nuova manovra
sullo stesso oggetto occorre cliccare “Annulla”: in questo modo è visibile il nuovo
stato del Sezionatore.
Lista allarmi (alarm list)
La lista allarmi visualizza lo stato del sistema di allarme del processo. Tutti gli
allarmi vengono visualizzati in ordine cronologico, ed ogni allarme è rappresentato
con una riga di testo dove è riportato la data e l’ora dell’allarme, il nome della
stazione e della baia di provenienza dell’allarme, descrizione dell’allarme e stato
dell’allarme (presente, acquisito e non presente). Gli allarmi potranno essere
visualizzati a livello di montante oppure in una pagina dedicata come mostrato dalle
figure seguenti:
Allarmi visualizzati a livello di montante:
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Pag. 101
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
Allarmi visualizzati nella pagina dedicata:
Come si può vedere, la lista allarmi è divisa in due parti: La prima è quella degli
“ALLARMI PERSISTENTI ”, dove sono rappresentati tutti gli allarmi presenti al
momento sull’impianto e sono di colore rosso.
La seconda è quella degli “ALLARMI TRANSITORI ”, dove sono rappresentati in
colore verde gli allarmi che si sono presentati e che sono rientrati senza essere
stati acquisiti dall’operatore.
Dalla barra Allarmi è possibile sia visualizzare tutti gli allarmi della stazione che
riconoscerli. L’acquisizione può essere controllata congelando l’arrivo di nuovi
allarmi. E’ possibile utilizzare dei filtri per analizzare solo una parte di allarmi
interessati all’analisi. Il filtraggio è attuabile mediante l’utilizzo di un criterio singolo
oppure una combinazione di filtri
liberamente configurabili. La combinazione di filtri riguarda tipicamente:

Tempo (minimo e massimo , risoluzione di 1 secondo)
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

Identificazione livello oggetto (fino a 5 livelli, 3 standard: stazione, baia,
apparato) .

Funzione (interruttore, sezionatore, misure, ecc.)

Classe di allarme. E’ possibile configurare fino a 7 differenti classi di allarme
Oppure il criterio di filtraggio puo’ essere programmabile tramite il linguaggio
dell’applicazione. La lista degli allarmi sarà stampabile a richiesta, anche in
funzione dell'ordinamento e dei filtri attivi, con possibilità di trasferimento su file in
formato testo o protocollo utilizzato per il trasferimento Attualmente la
visualizzazione della lista deve essere possibile solamente nella forma indicata
dalla figura precedente.
Saranno disponibili i file RCE dell’applicazione microSCADA tramite condivisione
remota delle cartelle.
Lista eventi (event list)
L'applicazione HMI consiste nella registrazione dei seguenti eventi:

violazione dei limiti analogici;

cambiamenti di stato non comandati;

cambiamenti di stato comandati;

comunicazioni non funzionanti con apparati IED;

guasti HW dei componenti di sistema;

comandi eseguiti e non eseguiti;

inizio
sessione
(login)
e
termine
sessione
(logout)
dell’operatore
acquisizione allarmi;

files DFR, SOE, etc.: ricezione da Bay Unit / trasmissione al centro remoto /
cancellazione.
La configurazione delle soglie di allarme verrà eseguita a livello di Bay Unit. Nella
lista eventi vengono riportati tutti gli eventi del processo controllato. Essi sono
ordinati in ordine cronologico. L’evento è rappresentato da una stringa di testo dove
è riportata la descrizione dell’evento, la data e lo stato. L’ultimo evento compare
alla fine della lista. Due tasti consentono lo scorrimento degli eventi.
Gli eventi sono normalmente immagazzinati nella RAM e nell’ Hard disk del sistema
base. Il numero di eventi memorizzati dipende dalla capacità dell’hard disk. Anche
per gli eventi è possibile utilizzare dei filtri: Il filtraggio è attuabile mediante l’utilizzo
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
di un criterio singolo oppure una combinazione di filtri liberamente configurabili. La
combinazione di filtri riguarda tipicamente:

Tempo (minimo e massimo , risoluzione di 1 secondo)

Identificazione livello oggetto (fino a 5 livelli, 3 standard: stazione, baia,
apparato) .

Funzione (interruttore, sezionatore, misure, ecc.)
Oppure il criterio di filtraggio puo’ essere programmabile tramite il linguaggio
dell’applicazione. La lista degli eventi sarà stampabile a richiesta, anche in funzione
dell'ordinamento e dei filtri attivi, con possibilità di trasferimento su file in formato
testo. In generale la configurazione di alcuni eventi (violazioni limiti ecc.) sarà
effettuata sulle rispettive bay unit. La figura seguente mostra una visualizzazione
tipica della lista eventi
1.5.6 Caratteristiche dell’applicazione “monitoraggio”
Le funzioni di monitoraggio che verranno realizzate sono:

registrazione cronologica degli eventi (RCE) ovvero sequence of events
(SOE);
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Pag. 104
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

oscilloperturbografia, ovvero digital fault recording (DFR);

configurazione segnali per pronto intervento;

trend.
Lista cronologica degli eventi (soe list)
Gli eventi di monitoraggio saranno memorizzati in un buffer circolare a livello di IED
(BCU, BPU e BMU) e corredati con la marca temporale con risoluzione di un 1 ms.
Questi eventi saranno trasmessi tipicamente entro 1 secondo allo Station
Computer. Nello Station Computer gli eventi saranno archiviati su Hard Disk con
capacità superiore a 50.000
eventi, e trasmessi alle applicazioni HMI e Gateway.
L'applicazione HMI visualizza questi eventi in una pagina dedicata, mentre il
modulo Gateway li trasmette ai centri remoti / manutenzione utilizzando due
procedure:

invio spontaneo delle singole informazioni con time-tag verso CTI/P.I. con
protocollo IEC 101/ 104

archiviazione di un sottoinsieme di eventi per invio via protocollo IEC o FTP
Oscilloperturbografia (DFR)
Le caratteristiche delle registrazioni di oscilloperturbografia acquisite tramite BMU
REC sono le seguenti:

memorizzazione locale in formato COMTRADE ;

trasmissione delle registrazioni allo Station Computer, mediante una
procedura automatica.
Anche per le registrazioni elaborate dalla funzione DFR interna alle protezioni
distanziometriche sarà possibile il trasferimento automatico dei dati allo Station
Computer,
ed
analoghi
meccanismi
di
archiviazione,
identificazione
e
consultazione. Come già detto nella descrizione delle BMU, a livello di sistema
centrale sarà possibile unire via
software i segnali digitali relativi alle protezioni, trasmessi via rete, alle tracce delle
registrazioni delle BMU DFR.
I files così ottenuti verranno archiviati nell’Hard Disk, dotato di adeguate capacità
(>80Gb). (L’area FIFO è accessibile come memoria della BMU DFR).
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Pag. 105
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
I files saranno memorizzati oppure su disco in cartelle opportunamente strutturate.
Verrà previsto l’uso di un visualizzatore DFR che sarà in grado di mostrare i grafici
in finestre separate includendo:

riferimento temporale sull'asse X e l'ampiezza sull'asse Y;

un cursore con associate le coordinate visualizzate;

almeno sei tracce simultanee con colori codificati;

sovrapposizione con capacità di scorrimento temporale per la comparazione
delle forme d'onda;

capacità di stampe colorate.
Il visualizzatore dei files COMTRADE sarà indipendente dalle altre applicazioni,
così da permetterne l'installazione anche su postazioni remote. I files ricevuti dallo
Station Computer potranno essere resi disponibili al Centro remoto di
Monitoraggio utilizzando le funzioni di condivisione e protezione delle risorse di
Windows.
Trend
Il trend è una rappresentazione temporale dell’andamento delle grandezze. I trend
report possono essere rappresentati o in forma grafica o in forma numerica. In
entrambi i casi vengono visualizzati gli stessi dati di processo.
I trend grafici vengono visualizzati su un sistema di assi (X e Y), che può contenere
al massimo 10 curve. E’ possibile visualizzare valore storici tramite gli appositi tasti
funzione. Naturalmente è possibile anche cambiare le scale degli assi X e Y. Tutte
le curve possono essere temporaneamente cancellate. L’analisi dei dati andrà
effettuata a posteriori, ad esempio con i dati che potranno essere resi disponibili in
formato tabellare excel compatibile.
Caratteristiche

Scelta configurazione dei colori e dello stile delle linee

Scelta scala e denominazione Assi x e y
Scrolling assi x e y

Funzione hide/reveal per singola curva.

Configurazioni predefinibili

Funzione zoom

Possibile inserimento valori manuali
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ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

Stampa grafici

Intervallo aggiornamento selezionabile, da 30 s a 10 min

Formule di calcolo disponibili (somma, media, differenza)

Stampa, Salvataggio ed esportazione dai in formati excel compatibile.
Trend grafico
Il trend grafico è una rappresentazione grafica di grandezze monitorate nel
processo. I seguenti dati possono essere raffigurati come trend:

Dati in ingresso e uscita

Grandezze binarie

Grandezze analogiche
La schermata tipica è riportata nella figura seguente:
1.5.7 Caratteristiche dell’applicazione “dati storici”
Tra le caratteristiche del software microSCADA vi è la possibilità di rendere
disponibile un’interfaccia di comunicazione con programmi esterni per la gestione di
differenti applicazioni. In particolare due sono le modalità di gestione della
comunicazione

protocollo DDE (Dynamic Data Exchange) protocol per la comunicazione
con programmi applicativi comuni del pacchetto office (es. Word, Excel);
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Pag. 107
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

driver Microscada ODBC (Open Database Connectivity) che rende
disponibile modalità di accesso del database del microSCADA da
applicazioni che supportano SQL ovvero Structured Query Language. Con
tale modalità sarà possibile l’accesso ai dati storici quali allarmi di processo,
eventi (SOE, di sistema, diagnostici, etc.), trend (n.b. è esclusa questo
ambito la fornita di database relazionale (oracle, SQL)) . Per le
caratteristiche del driver ODBC del microSCADA si prega far riferimento al
relativo data sheet del microSCADA
Le registrazioni DFR verranno invece rese disponibili da un separato programma in
formato Comtrade leggibile da un programma dotato di compatibilità con tale
formato.
1.5.8 Pagine di diagnostica
La pagina diagnostica di sistema verrà realizzata con rappresentazione dei
componenti con i relativi canali di comunicazione. I componenti che verranno
rappresentati sono:

tutti i computer a livello di stazione;

tutti gli IED di Stallo (Bay Unit);

tutte le stampanti

tutti i dispositivi di rete (Switch, Router);

tutti i collegamenti;

il ricevitore GPS.

monitoraggio dei link di comunicazione tra i componenti ed i nodi di rete
(compresi CTI e PI)

monitoraggio dei componenti non connessi alla LAN mediante acquisizione
da BCU REC670 del modulo Generali di Impianto;

monitoraggio HW e SW degli Station Computer, via dispositivo MOXA IO
LOGIK E2214

monitoraggio degli switch di rete, delle Workstation, del GPS e delle
stampanti e delle IED tramite software SNMP .
Le informazioni diagnostiche verranno acquisite sia dal database in tempo reale
dell'applicazione SCADA (per la diagnostica relativa alle BU), sia dai componenti di
rete mediante un Manager SNMP.
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1.6
Engineering Workstation
La Workstation di Ingegneria verrà dedicata alle seguenti funzioni:

configurazione pagine video (HMI);

configurazione di Sistema;

configurazione Bay Unit;

gestione dei profili Utente;

manutenzione di sistema.
I tools di configurazione, di sistema e delle unità di stallo, verranno installati nella
Engineering Workstation.
La engineering Workstation avrà sistema operativo Windows XP Professional
1.6.1 Configuratore pagine video
L’interfaccia grafica consentirà il disegno delle pagine, in maniera guidata, con
metodologie di configurazione orientate agli oggetti.
In sintesi, esisteranno infatti:

Oggetti di sistema (PC, reti, stampanti monitor, dispositivi e reti di
comunicazione)

Oggetti applicativi, ovvero relativi all’applicazione microSCADA, come
immagini real-time del sistema (dispositivi AT , BCU, BMU, BPU), e
procedure di comando, eventi, allarmi, dati variabili, ecc.
Entrambi avranno numero e tipologia di “attributi” ovvero parametri completamente
configurabili, in funzione del tipo di oggetto. La creazione delle pagine video, con
inserimento
degli
oggetti
sopracitati,
avverrà
attraverso
un’interfaccia
completamente grafica (il linguaggio è denominato Visual ”SCIL”)
1.6.2 Stampante di sistema
La stampante sarà collegata alla LAN di Stazione in modo da essere condivise
dallo Station Computer e dalle due Workstations (HMI e Engineering).
Caratteristiche stampante :

HP Color LaserJet CP1515n.

velocità di stampa fino a 8 ppm a colori e 12 ppm in b/n,

HP ImageREt 3600, fino a 600x600 dpi,
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.
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Pag. 109
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

96 MB di RAM,

processore a 450 MHz,

collegamento in rete LAN ,
1.7
ARCHITETTURA LAN
Le reti di comunicazione avranno le seguenti caratteristiche
1.7.1 LAN dedicata
Le caratteristiche principali della LAN dedicata a livello di stazione sono:

rete locale Fast Ethernet a 10/100 Mbps;

componenti di rete in tecnologia Switch aventi le medesime caratteristiche
degli switch impiegati per la LAN di stazione, allo scopo di limitare al minimo
i ritardi e le ritrasmissioni dovute alle collisioni dei pacchetti;

ridondanza degli switch;

ottimizzazione dei tempi di transito delle informazioni con gestione della
priorità dei messaggi;

gestione delle LAN virtuali (VLAN).
Le caratteristiche dello switch di stazione sono riportate nel paragrafo della LAN di
stazione. I componenti connessi agli switch di LAN dedicata sono:

Station Computer SCADA Master;

Station Computer SCADA Slave;

Switch di stazione

HMI WORKSTATION
I cavi impiegati saranno in rame per brevi distanze.
E’ prevista una topologia a stella ridondata in cui sono previsti:

uno switch principale

uno switch di backup
1.7.2 LAN di stazione
Per la connessione dei dispositivi periferici (chiosco) col livello centrale, è prevista
la realizzazione di un’infrastruttura fisica di rete di seguito descritta:
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.
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Pag. 110
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

Collegamento in fibra ottica ad anello tra ciascun chiosco e l’edificio comandi
con percorso diversificato fra andata e ritorno.

Adozione di più anelli chiusi su switch di livello centrale intercollegati tra loro
per la commutazione in caso di fuori servizio dello switch backbone attivo.

Attestazione di ciascun cavo su permutatore ottico dedicato

Montaggio dei permutatori sugli armadi delle varie UF

Supporto fisico compatibile con Switched LAN Ethernet, realizzato con cavo
in fibra ottica, topologia ad anello con l’adozione di switch dedicati alla
singola UF e di switch dedicati ad ogni server di impianto e protocollo di
comunicazione IEC 61850.
La LAN di stazione si estende all’interno della stazione e costituisce una rete per il
trasferimento di misure, segnali, comandi, dati di monitoraggio, dati di
configurazione e dati storici del sistema.
1.7.3 Switch della rete lan di stazione
Gli switch si dividono tra:

switch di baia

switch di stazione.
Switch di baia
Gli Switch di baia contenuti negli armadi di baia, sono preposti alla raccolta degli
apparati di baia e alla comunicazione in fibra ottica nella configurazione ad anello
descritta precedentemente. , e presentano le seguenti caratteristiche:

montaggio all’interno dell’armadio di baia

N° 4 porte 10/100 BaseTX per il collegamento delle unità funzionali di baia
(UF)

N° 4 porte 100BaseFX con connessione ottica ST per il collegamento dello
stesso switch all’anello di competenza e alle unità funzionali di baia (UF)

ventilazione naturale;

aggiornamento del firmware;
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.
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Pag. 111
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

allarme anomalia Switch con visualizzazione ottica e riporto di contatto:
Form-C failsafe contact relay: 1A 30VDC

immunità ai disturbi e compatibilità elettromagnetica conforme alla tabella
seguente:
Switch di livello centrale
Al livello centrale vengono forniti i seguenti switch:

due switch di interfaccia verso il campo

due switch di interfaccia verso gli apparati di stazione
Gli Switch di interfaccia verso il campo sono contenuti negli armadi del sistema
centrale baia, sono preposti alla raccolta degli apparati di baia e alla comunicazione
in fibra ottica nella configurazione ad anelli descritta precedentewmente, e
presentano le seguenti caratteristiche:

N° 16 porte 100 BaseFX connettori ST per il collegamento degli anelli verso
il campo

N° 14 porte 10/100 BaseTX RJ45 o ST per il collegamento degli apparati
centrali di stazione

N° 2 porte 100BaseFX con connessione ottica ST per il collegamento dello
stesso switch agli switch di interfaccia verso gli apparati di stazione

ventilazione naturale;

aggiornamento del firmware;

allarme anomalia Switch con visualizzazione ottica e riporto di contatto:
Form-C failsafe contact relay: 1A 30VDC

immunità ai disturbi e compatibilità elettromagnetica conforme alla tabella
seguente
1.7.4 Ricevitore GPS
Dall’ antenna GPS viene derivata la connessione in cavo coassiale al GPS Lantime
di un rack 19” per la sincronizzazione della rete IEC61850 tramite segnale SNTP.
L’apparato GPS Lantime sincronizza la rete IEC61850 tramite una connessione
Ethernet RJ45 ai due switch con segnale SNTP. Le caratteristiche funzionali sono:

6 canali, C/A code (266 MHz);

alimentazione 110/240 Vca;
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.
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Pag. 112
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

internet Network Time Protocol Server (NTP);

rack 19" modulare 3U/84HP (483mm larghezza x 132mm altezza 260mm
profondità)

alimentatore 85-265Vca/105-300Vcc.

1 x uscita IRIG B non modulate via 850nm fibra ottica, connettore ST

2 x NTP Server – connettore RJ45

2 indicatori LED sul fronte (fail -lock)

Interfaccia cavo coassiale RG58.
Completerà la dotazione un’antenna GPS per montaggio su tubo e cavo RG58 fino
a 75m
1.7.5 Permutatori ottici
I permutatori ottici devono permettono la terminazione dei cavi ottici multifibra
convergenti sull’armadio; il loro numero sarà congruente con le dimensioni
dell’impianto da asservire. Ogni permutatore ottico sarà previsto per 24 connessioni
ST e avrà dimensione 19” di larghezza, 1U di altezza e 30 cm di profondità.
Detti moduli comprendono:

i connettori di terminazione, completi di bussole, che devono essere montati
sul pannello frontale del modulo, in numero corrispondente alla potenzialità
del cavo ottico da terminare. Gli stessi saranno protetti da polvere e umidità
mediante uno schermo trasparente adeguato ai permutatori ottici; i posti non
utilizzati saranno coperti da tappo antipolvere;

i “pig-tail” o codette ottiche, che dal lato già connettorizzato si inseriscono
sulle bussole, e che sul lato libero si raccorderanno alle corrispondenti fibre
del cavo in ingresso, tramite singole giunzioni ottiche a fusione. L’intero
complesso formato da: bussola, pig-tail e giunzione al cavo in fibra non
supera, nei valori di attenuazione 0,6 dB; Le schede porta giunti e le
ricchezze di ogni singola fibra giuntata saranno raccolte secondo una
geometria che eviti raggi di curvatura inferiori a 40 mm .
I moduli di distribuzione saranno adatti ad essere allocati in armadi standard da 19”,
con altezze dipendenti dalla modularità prescelta, secondo l’utilizzo impiantistico.
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Pag. 113
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
1.8
Funzioni di automazione
Le funzioni di automazione sono state tradotte dal documento “Specifica tecnica di
dettaglio per il software applicativo dei nuovi automatismi di stazione AT” (CESI
FIA-A4/500645 Aprile 2004 ed allegati) e dai relativi allegati Excel in una
applicazione C++, configurabile con un programma configuratore, che associata ad
un PGP interagisce con il software MicroSCADA dei server di stazione tramite
protocollo OPC. Il programma configuratore Editor Grafico che permette di creare,
modificare ed ispezionare le Stazioni è il medesimo che viene utilizzato per
visualizzare e configurare gli Automatismi come Interfaccia Operatore.
1.9
Caratteristiche costruttive
1.9.1 Caratteristiche generali quadri
Per quanto riguarda le caratteristiche generali dei quadri, ne esisteranno due
tipologie:

Quadri periferici contenenti le apparecchiature BU delle Unità funzionali

N° 2 Quadri di sistema “QC” contenuti le apparecchiature di sistema (server,
monitor comuni, GPS, apparecchiature di rete)
Le caratteristiche generali sono le seguenti:

Tipo di carpenteria Standard;

Adatto ad ospitare rack da 19”

Colore RAL7035

Grado di protezione IP43 (IP30 per QC)

Dimensioni 800x800x2000 (1600 per i quadri UF ad esclusione di UF21)

Ingresso Cavi Dal basso

Accesso Frontale (e posteriore per i QC)

Scaldiglia interna (estrattori per il QC)

Lampada di illuminazione

Termostato

Porta portante girevole (fissa per il QC)

Assenza di cassetti estraibili. Le protezioni con le relative connessioni in fibra
ottica e galvaniche sono facilmente accessibili ruotando la porta anteriore.
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Pag. 114
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
Tali connessioni non prevedono connettori di interfacciamento, il cablaggio
interno è eseguito direttamente da morsettiera di quadro ad apparati di
protezione e controllo.

Caratteristiche di compatibilità meccanica in accordo agli standard IEC 22521

I morsetti amperometrici saranno del tipo sezionabile e cortocircuitabile. Non
necessitano altri dispositivi di cortocircuitazione in quanto non saranno
inserite connessioni mobili in tali circuiti.
Descrizione codifica standard
Tipo RESP 07 800x800x2200 mm (ETA per QC) con:

1x telaio girevole

1x porta frontale

2x pannelli laterali, 1x pannello posteriore ,

EMV trecce di terra

1x kit luce, 1x zoccolo EU, 1x barra di terra

KIT per accoppiamento pannelli (per i quadri BCU +BPU forniti in coppia )

Grado di protezione IP 43

Apertura Porta Rack

( Control Panel) + Single Panel DX -> SX (130°)

Apertura Porta Rack

( Protection Panel) SX -> DX (130°)

Apertura Porta Frontale

( Control Panel) + Single Panel SX (180°)

Apertura Porta Frontale

( Protection Panel) SX (180°)

Maniglia esterna con chiave “yale”
Verniciatura esterna

Colore RAL 7035

Finitura superficiale Bucciato Fine

Spessore >= 90 μm
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
Barra di terra (rame)

Sezione 150 mm2

Posizione Fondo Quadro- Anteriore
1.9.2 Morsettiere
Sul fondo dell’armadio saranno realizzate le morsettiere d’interfaccia con gli
elementi dello stallo (Interruttore, Sezionatore di Linea, Sezionatore di Terra,
Sezionatore di Sbarra, Trasformatori di Corrente (TA), Trasformatori di Tensione
(TV), Variatore Sotto Carico, Aerotermi, etc.). Le morsettiere che verranno utilizzate
sono

Tipo «PHOENIX CONTACT» o similare

Misure Amperometriche URTK/S completa con SB 4-RTK/S (Switching
bridge 4-pos e sezionabile con test plug,.)

Misure Voltmetriche URTK/S-BEN (sezionabile con test plug,)

Scatti (X13, X23,…) UK 6N

Ausiliari Input/Output (X14, X24,) UK 5N

Alim. Vdc (X01...X09) URTK/S-BEN

Alim. Vac (X10, X20, X30, …) UK 6N
1.9.3 Cablaggi
La tipologia di cavo sarà H07V-K 450/750 V, con le seguenti sezioni:

Circuiti Amperometrici 2,5 mm2

Circuiti Voltmetrici 1,5 mm2

Circuiti Scatti 1,5 mm2

Circuiti Ausiliari 1,5 mm2
1.9.4 Circuiti di terra
Ogni armadio sarà equipaggiato con un collettore di terra in rame avente le
seguenti caratteristiche.

Sezione del collettore 150 mm2

Posizione Fondo Quadro- Anteriore
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Pag. 116
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

Collegamento a terra delle parti metalliche costruttive del quadro: treccia
Flessibile ≥16 mm2
1.10 Prove
1.10.1 Generalità
Di seguito verranno descritte le procedure di prova previste per il sistema SAS. I
sistemi saranno realizzati solamente per gli impianti nei quali verranno installati ,
con le prove elencate nel seguito.
1.10.2 Tipi di prova
La classificazione delle prove è redatta secondo l’omologo paragrafo 16.2 della
specifica TERNA.
Le prove di prestazione verranno eseguite sul sistema ed i suoi componenti (unità
funzionali)
1.10.3 Documentazione
Tutta la documentazione prodotta sarà codificata in modo chiaro (es. versioni
costruttive, release software).
Relativamente alle prove di prestazione si avrà cura di predisporre:

una procedura di prova che copra tutti i punti indicati nell’elenco delle prove
che verranno realizzate

un elenco della strumentazione di misura che verrà utilizzata

una descrizione dettagliata del simulatore di campo.

appositi report di prova che riporteranno il dettaglio delle azioni da compiere
per l’esecuzione dei test descritti nella procedura di prova e la registrazione
dei risultati dei test.
1.10.4 Elementi sottoposti a prova
Gli elementi che saranno oggetto di prova e le relative prove che saranno effettuate
sono le seguenti:

Apparato/Funzione; - prove di conformità funzionale e di prestazione
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.
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Pag. 117
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
2

Modulo/Unità funzionale - prove di conformità funzionale e di sistema

Sistema in configurazione di impianto – prove di prestazione
SISTEMA DI PROTEZIONE E CONTROLLO PER SSE AT 150 kV
2.1
INTRODUZIONE
2.1.1 Scopo del documento
Il presente documento descrive la soluzione di progetto per un sistema di
protezione e controllo per la SSE AT 150 kV connessa al Parco Eolico sito nella
zona del porto di Taranto.
L’architettura del sistema è basata sullo standard IEC 61850 per cui tutti gli IED
offerti saranno dotati di protocollo IEC61850. Il sistema di protezione sarà inserito in
pannelli completamente ingegnerizzati e verificati.
2.1.2 Applicabilita’
L'applicabilità di tale soluzione è motivata dalle caratteristiche del sistema proposto
che così si possono riassumere:

Automatizzazione dei controlli

Eccellente visione per la gestione delle reti

Brevi tempi di fuori servizio nei guasti in rete o in caso di manutenzione

Espandibilità

Da un singolo sistema compatto fino alla distribuzione estesa

Scalabilità da semplici sistemi di monitoraggio verso Sistemi SCADA

Comunicazione aperta

Protocolli di comunicazione standard incluso IEC 61850

Integrazione delle Unità di Protezione e Controllo
Nel seguito verranno illustrate le caratteristiche principali del sistema per la
presente applicazione.
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.
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Pag. 118
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
2.1.3 Struttura base
Le funzioni di controllo, protezione e monitoraggio sono allocate su due differenti
livelli:

livello di Stazione;

livello di Stallo;
L'architettura fisica risulta dall’interconnessione, tramite LAN di stazione, dei server
componenti situati a livello di stallo e di stazione. La LAN è realizzata in fibra ottica.
I collegamenti in rame possono essere utilizzati esclusivamente nei tratti terminali,
confinati all'interno degli armadi o all’interno della sala di controllo.
Il segnale per la sincronizzazione oraria viene acquisito a livello di stazione
utilizzando un ricevitore GPS, e distribuito a tutti i dispositivi che necessitano di
sincronizzazione orodataria attraverso una apposita rete.
Lo standard di sincronizzazione adottato é SNTP. In caso d'avaria dello stesso,
ciascun apparato seguirà come riferimento temporale il proprio orologio interno.
Alla ripresa del servizio gli apparati saranno sincronizzati con il riferimento centrale.
2.1.4 Comunicazione
In linea generale i dati acquisiti a livello di stallo sono trasmessi, attraverso la LAN,
al Computer di Stazione (RTU), che svolge la funzione di raccolta dati in tempo
reale di tutta la stazione, mantenendo aggiornata l'immagine completa del campo.
Particolarità nelle architetture di scambio dati vengono rimandate ai capitoli
descrittivi delle varie
unità funzionali, degli apparati e del sistema di stazione.
Le comunicazioni inter-stallo, utilizzate per gli interblocchi distribuiti o messaggi di
blocco/scatto o coordinamento dell’avvio delle registrazioni oscilloperturbografiche
tra unità non appartenenti allo stesso stallo, vengono realizzate attraverso la
trasmissione di segnali via Hardware e/o protocollo IEC61850.
A livello di Stazione le applicazioni risiedono nell’RTU. Essa svolge il ruolo di
collettore di tutti i dati acquisiti, in tempo reale, all'interno della stazione.
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.
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Pag. 119
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
2.2
Componenti minimi del sistema di protezione e controllo
Di seguito viene riportato un elenco minimo di componenti necessari alla
realizzazione dell’architettura del sistema di contollo.
Qtà
SISTEMA DI PROTEZIONE E CONTROLLO SSE AT
Sistema di Protezione e controllo Arrivo Linea AT – P01
1
n.° 1 pannello 800x800x2200 IP41 completo dei seguenti componenti:
Sistema di Protezione
-
REC Protezione di Interfaccia e Controllo (50/51-50N/51N-27/59-81)
1
-
RET Protezione differenziale Trafo (87T-90)
1
-
RXMVB 4 - Relè di blocco (86)
1
-
RXMS 1- Relè di scatto (94)
1
-
RXSF1 – Controllo alimentazione ausiliaria (80)
1
RTU interconessione con TERNA
-
560 SFR 02 R0001 - Swing Frame Rack for redundant power supply
1
-
560 BCU 05 – Bus Connection Unit for 560 SFR 02
1
-
560 BCU 05 R0002 - Cannector Cable
1
-
Supply Unit x RTU
2
-
CPU CMU05, 4 ser 2 Ethernet
3
-
Licenza Basic (750 data entry)
2
-
Licenza HMI (Incl. Licenza Basic e PLC/Archives – 750 data entry)
1
-
Analog Input (23AE23 – Scheda da 8 segnali)
2
-
Binary Input (23BE50 – Scheda da 64 segnali)
2
-
Binary Output (23BA40 – Scheda da 16 segnali)
1
-
560 PSU 40 R0001 - Power supply unit for 110..220 Vdc
2
-
Power supply unit per 23BA40
1
-
Scheda GPS + cavo + antenna
1
Componenti di rete LAN
-
Switch di rete
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1
.
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Pag. 120
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
Dispositivi di comunicazione con Terna
-
Router 2811
2
-
Switch HP 2524
2
Configurazione rete IEC 61850 per Sezione MT 1 (max. 2 protezioni)
SISTEMA DI CONTROLLO
Sistema di controllo locale INTEGRATE HMI
1
PC Desktop + Monitor 21”
1
Mouse
1
Stampante Deskjet
1
Software
PCM600 basic sw per scarico/visualizzazione oscilloperturbografia
2.3
1
Descrizione del sistema proposto
Lo schema di principio è riportato in appendice alla presente specifica.
2.3.1 Apparati di protezione e controllo
Arrivo Linea
Per la protezione ed il controllo dell’arrivo linea sarà predisposta n.°1 unità a
microprocessore tipo REC che realizza le seguenti funzioni:
Funzione di Comando e controllo
-
Visualizzatore sinottico di stallo (lato AT e lato MT) ·
-
Visualizzatore allarmi di stallo – n°15·leds
-
Visualizzazione misure di stallo ·
-
Comandi di baia: pulsanti di comando interruttore/sezionatori
-
Controllo di baia – Logiche di stallo
-
Visualizzazione su HMI grafico integrato
-
Porta di comunicazione IEC 61850
Funzione protezione
-
massima corrente (50/51)
-
massima corrente omopolare (51N)
-
mancata apertura interruttore (50BF)
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.
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Pag. 121
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
-
massima e minima tensione (59/27)
-
massima tensione omopolare (59Vo)
-
massima e minima frequenza (<>81)
Funzioni di supervisione
-
Visualizzazione dei principali valori misurati: correnti, tensioni,
potenza attiva e reattiva, insieme con gli stati istantanei di tutti i
segnali di ingresso e binari interni.
-
Oscilloperturbografo con risoluzione di 1 kHz (max. 340sec. di
memoria)
-
Registrazione fino a 1000 eventi
L’unità è fornita della seguente configurazione HW:
-
41 DI + 36 DO
-
IRF (Internal Relay Fault)
-
4I (1-5A) + 1 I (0.1-0.5 A)
-
5U (100-220 V)
Trasformatore
Per la protezione ed il controllo dell’arrivo linea sarà predisposta n.°1 unità a
microprocessore che realizza le seguenti funzioni:
Funzione di Comando e controllo
-
Visualizzatore allarmi di stallo – n°15·leds
-
Visualizzazione misure di stallo ·
-
Visualizzazione posizione variatore sotto carico
-
Comandi di baia : pulsanti di comando interruttore/sezionatori
-
Visualizzazione su HMI grafico integrato
-
Porta di comunicazione IEC 61850
Funzione protezione
-
differenziale trasformatore (87T)
-
regolazione di tensione (90)
Le funzioni di protezioni 26TR, 63, 97TR, 99TR, 97, 99, 28TRSC, verranno
acquisite dall’unità e rese disponibili al sistema di controllo e supervisione tramite il
protocollo di comunicazione IEC 61850. Sarà possibile visualizzare tali allarmi
anche sul display della protezione.
Funzioni di supervisione
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Pag. 122
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
Visualizzazione dei principali valori misurati: correnti, tensioni,
-
potenza attiva e reattiva,insieme con gli stati istantanei di tutti i segnali
di ingresso e binari interni.
Oscilloperturbografo con risoluzione di 1 kHz (max. 340sec. di
-
memoria)
-Registrazione fino a 1000 eventi
-
L’unità è fornita della seguente configurazione HW :
- 41 DI + 36 DO;
- IRF (Internal Relay Fault);
- 8I (1-5A);
- 2U (100-220 V).
Relè Ausiliari
Verranno installati nel pannello P01 i seguenti relè ausiliari:
n° 1 relè blocco, con il quale si realizza la funzione di:
-
Relè di Blocco (86)
n° 1 relè rapido con il quale si realizza la funzione di:
Relè di scatto (94)
-
n° 1 relè a cartellino, con il quale si realizza la funzione di:
Controllo dell’alimentazione ausiliaria in continua (80)
-
2.4
RTU di centrale e connessione con Terna
Nel pannello P01 sarà installata la RTU che svolge diverse funzioni di seguito
elencate:
-
Acquisizione segnali digitali ed analogici che non sono acquisiti
tramite le IED per eventuali logiche di comando
-
Comunicazione verso le IED della sez. AT tramite switch
-
Gateway verso sistema TERNA
-
Gestione e Controllo della Sottostazione mediante l’INTEGRATE HMI
-
Sincronizzazione del sistema tramite segnale GPS (scheda integrata
nella RTU)
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Pag. 123
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
2.4.1 Descrizione della RTU
La RTU è progettata per svolgere funzioni di comunicazione, acquisizione dati e
realizzazione logiche.
I punti di forza della RTU sono:

Configurazione hardware e software modulare

Compattezza

Basso numero di tipi di schede

Fino a 16 interfacce di comunicazione verso NCCs

Fino a 32 interfacce di comunicazione verso sub-devices

Fino a 5000 data points per RTU (offerti 750 DP)

Supporto di vari protocolli di comunicazione master e slave (es. IEC 608705-101, IEC 60870-5-104, IEC 61850, Modbus, Spabus, ecc)

Scalabilità performance

Accesso Web Server per configurazione dati e applicazioni

Accesso Web Server per diagnostica di sistema
Si evidenzia inoltre a bordo della CPU funzioni avanzate SCADA e PLC quali:

Interfaccia HMI

Implementazione logiche e funzioni di controllo in accordo con gli standard
IEC 61131-3
L’unità RTU è fornita della seguente configurazione HW:

Le schede di ingressi digitali 23BE50 saranno utilizzate per la raccolta di
allarmi e stati “generali” della stazione AT/MT (es. allarmi anti-intrusione,
carica batterie ecc.)

Le schede di ingressi analogici 23AE23 saranno utilizzate per la raccolta di
misure quali temperatura olio, Cu, Fe del trasformatore ecc.)

Le schede di uscite digitali 23BA40 saranno utilizzate per la realizzazione del
comando in modalità “cablata” in provenienza del livello di teleconduzione. In
ogni caso, comandi andranno interbloccati anche dalle logiche presenti a
livello delle apparecchiature di stallo.
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.
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Pag. 124
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
2.4.2 Comunicazione con il sistema di controllo remoto TERNA
Due schede di comunicazione CMU05 della RTU saranno collegate ad un insieme
router + switch, per trasferire i seguenti dati in tempo reale verso TERNA.

Stati interruttori AT

Stati criterizzti sezionatori AT

Posizione variatore sotto carico

Misure P,Q, V, I sez. AT
L’architettura ridondata permetterà l’instradamento dei dati secondo due differenti
modalità di percorso, ad esempio CDN e FRAME RELAY come tipicamente
richiesto da TERNA.
I Router saranno di tipo CISCO 2811.
Gli Switch saranno del tipo HP PROCURVE 2524.
La trasmissione dei dati per il telecontrollo avverrà in protocollo IEC60870-5-104 .
2.5
Descrizione dei pannelli di protezione
Le unità di protezione saranno contenute in armadi, appositamente studiati per il
montaggio di protezioni elettroniche in rack normalizzati. Detto pannello, la cui
esecuzione è estremamente compatta, è adatto ad accogliere e apparecchiature
sul fronte in un massimo di 10 racks unificati 19” con accessibilità solo frontale e
telaio porta apparecchi pivottante su 180°, in modo da consentire l’accesso
all’interno dell’armadio. La portella dell’armadio sarà munita di una parte
trasparente in policarbonato, mentre sulla parete di fondo saranno montate le
morsettiere, gli interruttori per la cc e tutti quegli accessori che non richiedono un
controllo visivo dell’utente. La parte inferiore del pannello si apre verso sinistra,
l’entrata dei cavi si trova nella parte inferiore del pannello. Su richiesta l’entrata dei
cavi può essere fatta dalla parte superiore del pannello.
Il pannello è progettato in modo modulare con i seguenti spessori dei materiali:

2.5 mm per canaline con sezione ad U;

2.0 mm per i lati di base, frontale e la porta;

1.5 mm per i lati posteriore, laterale e superiore.
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.
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
2.5.1 Trattamento superficiale
I componenti del pannello sono fosfatati e ricoperti elettrostaticamente con uno
spesso strato di vernice acrilica in polvere formante una finitura resistente agli
impatti e tenace, di un colore simile al codice internazionale RAL 7035.
Il rivestimento della parte frontale ha un colore simile al codice RAL 7035.
2.5.2 Grado di protezione
Il pannello avrà gradi di protezione in accordo con le IEC 144 e BS 2817. Il pannello
completamente cablato e provato fino alle morsettiere è adatto per il montaggio
all’interno. Il grado di protezione minimo previsto è IP 41.
2.5.3 Dimensioni del pannello

Altezza 2200 mm

Larghezza 800 mm

Profondità 800 mm
2.5.4 Peso del pannello
Il peso medio di ogni pannello è di circa 300 kg.
2.5.5 Morsetti
Nei circuiti voltmetrici sono normalmente usati morsetti sezionabili per cavi con
sezione massima pari a 6 mm2. Nei circuiti amperometrici sono usati morsetti
cortocircuitabili, per cavi con sezione massima pari a 6 mm2.
In tutti gli altri circuiti sono usati morsetti per cavi con sezione massima pari a 4
mm2.
2.5.6 Sbarra di terra
Ogni pannello di relè è collegato con una sbarra di terra di 150 mm 2.
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.
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Pag. 126
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
2.5.7 Cablaggio
I cablaggi all’interno dei quadri sono realizzati con cavo tipo CEI 20-22 (cavo non
propagante la fiamma) di sezione 1,5 mmq per i collegamenti voltmetrici, 2,5mmq
per i collegamenti amperometrici e 1 mmq circuiti di scatto, segnalazione.

Il colore utilizzato sarà il grigio.

Temperatura massima continua: 70°C.

Tensione di prova: 2 kV per 1 minuto.

Cavi classe di conduzione 5, rame stagnato.

Isolamento in PVC, guaina di color grigio chiaro.
2.5.8 Circuiti corrente continua
Sono
previsti
fusibili,
interruttori
automatici
e
relè
per
la
supervisione
dell’alimentazione in corrente continua.
2.5.9 Temperatura ambiente
Si assume che il pannello sarà posto in una sala di controllo dove la temperatura
sarà tra -5°C + 40°C.
2.6
Sistema di controllo locale
2.6.1 Descrizione hardware del sistema
Il sistema di controllo locale della stazione AT/MT prevede la possibilità di gestione
a livello “centralizzato” (ovvero in sala controllo della stazione AT/MT) tramite
hardware e il software di seguito elencato:

n.°1 Stazione operatore PC Desktop

n.°1 Monitor LCD 21” per stazioni operatore

n.°1 Stampante A4 laser
La stazione operatore sarà costituita da N° 1 computer da tavolo associato a N.°1
Monitor e una stampante con le seguenti caratteristiche:
Stazione operatore

Computer tipo HP dc7800 CMT o superiore o equivalente :
-
Processore: INTEL Core 2 Duo E4400 2 GHz
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.
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO


-
Hard disk: 160 Gb S-ATA 3.0 Gb/s
-
RAM: 1Gb PC2-5300 (DDR2 667MHZ) DIMM
-
Scheda grafica: Intel GMA 3000 integrata
-
Sistema operativo: Windows XP Pro SP2 Inglese
-
Lan: Intel Pro 1000 MT PCIe Gigabit
-
AG295AT 1 HP Floppy disk 3.5# # 1,44 Mb
-
SH-S203D/BEBN 1 Samsung masterizz. DVD±R/±RW/-RAM/Dual Layer
-
PWLA8492MT 1 INTEL Scheda di rete PRO/1000 MT dual port
-
FJ.Q3188.U8D 1 Benq mouse ottico 3 tasti USB
-
1NVIDIA GF 8400GS 256Mb Dual Head PCIEx1 Card
-
1 tastiera estesa 105 tasti - std Italiano
Software installati:
-
Windows XP Professionale italiano;
-
Internet Explorer 7.0 (o superiore)
-
PCM600 basic software per scarico/visualizzazione oscilloperturbografia
n.°1
Stampante
laser
a
colori
per
tabelle,
trends
e
registrazioni
oscilloperturbografiche;
-
Stampa fogli Legal, A4
-
Risoluzione 1200 dpi x 1200 dpi
-
Velocità fino a 16 ppm
-
capacità 600 fogli
-
Interfaccia Hi-Speed USB + 10/100Base-TX
2.6.2 Descrizione software del sistema.
Generalità
L’interfaccia uomo macchina (HMI – Human Machine Interface) della sottostazione
consentirà di avere la supervisione e il controllo del processo di tutti gli organi di
campo e non saranno necessari ulteriori sistemi addizionali. L’interfaccia sarà
basata su un sistema di visualizzazione full graphic.
Le seguenti funzioni sono implementate nel sistema offerto:

supervisione della sottostazione;

schemi elettrici della sottostazione;

lista allarmi;
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.
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Pag. 128
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

lista eventi;

misure dirette e calcolate;

comandi al sistema;

supervisione del sistema.
Sarà possibile governare la sottostazione tramite il sistema di controllo utilizzando
la tastiera e il mouse.
Il sistema permette di accedere alle varie funzioni sopraelencate tramite funzioni di
web-server. Lo stato degli organi di campo è visualizzato tramite dei simboli con
diversi colori.
Gestione Degli Allarmi
La lista allarmi visualizza lo stato del sistema di allarme del processo, tutti gli allarmi
vengono visualizzati in ordine cronologico ed ogni allarme è rappresentato con una
riga di testo dove è riportato la data e l’ora dell’allarme, il nome della stazione e
della baia di provenienza dell’allarme, descrizione dell’allarme e stato dell’allarme
(presente, acquisito e non presente).
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.
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Pag. 129
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
Lista Eventi
Nella lista eventi vengono riportati tutti gli eventi del processo controllato. Essi sono
ordinati in ordine cronologico. L’evento è rappresentato da una stringa di testo dove
è riportata la descrizione dell’evento, la data e lo stato.
Gli eventi sono normalmente immagazzinati nella RAM e nell’Hard Disk del sistema
base.
Sicurezza del sistema
L’interfaccia uomo-macchina è gestibile secondo 4 differenti livelli di autorizzazioni,
organizzati come segue:
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.
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Pag. 130
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

Gruppo “Admin” per aggiungere utenti e modificare le password si
autorizzazione

Gruppo “SuperUser” L’operatore può eseguire il caricamento della
configurazione del sistema

Gruppo “Control User” L’operatore può eseguire operazioni di commando
/controllo monitoraggio sui dati della stazione

Gruppo “User” L’operatore può monitorare i dati di diagnostica del sistema
2.6.3 Applicazione software
Raccolta e memorizzazione oscilloperturbografia delle protezioni
Il software di gestione consente all’utente di gestire le apparecchiature di
protezione e controllo (IED) interagendo con gli apparati IEDs con la rete veloce ed
affidabile TCP/IP via LAN aziendale o WAN o, in alternativa, direttamente
attraverso la porta di comunicazione posta sulla parte anteriore dell’apparato. Le
registrazioni di oscilloperturbografia memorizzate in locale nelle varie unità di
protezione della Stazione AT in formato COMTRADE possono essere rese
disponibili a livello superiore tramite un opportuno programma applicativo residente
nel Computer di Stazione.
Questo software prevede la raccolta manuale delle informazioni relative ai guasti
delle singole apparecchiature di protezione. Tutti i guasti saranno memorizzati nelle
apparecchiature e letti attraverso un bus di comunicazione.
L'applicativo software viene quindi utilizzato per la configurazione, lo scarico e
l'analisi delle registrazioni oscilloperturbografiche e l’eventuale diagnosi delle UA in
fornitura.
2.7
Unità periferica di difesa e monitoraggio (UPDM) –opzionale
2.7.1 Introduzione
L’architettura prevede opzionalmente l’installazione di un apparato completo di
moduli elettronici, licenze SW e accessori per la realizzazione delle funzioni di
Telescatto comandate in remoto da TERNA, per gestire fino a 4 aree di
generazione eolica. Gli apparati RTU UPDM
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sono caratterizzati da una
.
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
configurazione aperta ed espandibile in completo accordo con le specifiche di
TERNA, con tempi di intervento estremamente contenuti, entro 200 millisecondi.
2.7.2 Composizione di base
La composizione di ciascun apparato UPDM prevede quanto segue:

Nr. 1 Apparato comprendente in evidenza:

Nr. 2 CPU RTU in cestello dedicato, completa di moduli di I/O ed accessori,
per la realizzazione delle funzioni di teleriduzione/telescatto richieste e per il
collegamento al sistema TERNA;

Nr. 1 Modulo per la sincronizzazione oraria da GPS;

Nr. 1 Assieme di moduli di I/O e accessori;

Armadio completo di rele’ di comando;

Nr. 2 Router di comunicazione con nr. 2 distinti siti di TERNA;

Messa in servizio.
L’armadio UPDM è completo di moduli RTU con alimentatori delle CPU installati in
cestello dedicato ed alimentatore dedicato e moduli di I/O installati in cestello tipo
SFR02. Sono
inoltre previsti N° 2 router per le comunicazioni CDN e FIBRA
OTTICA con nr. 2 distinti siti di Terna.
Ciascun apparato è previsto essere alimentato con una linea di alimentazione a
110 Vc.c. (disponibile anche 24 Vc.c.). Il router è previsto alimentato a 220 V c.a. 50Hz. La distribuzione delle alimentazioni viene realizzata tramite un DC/DC
Converter con uscita a 24 Vc.c., per l’alimentazione dei segnali digitali da campo e
delle bobine dei relè di comando nel quadro UPDM; le uscite digitali di telescatto
sono previste quindi configurate complete di relè interposizione come interfaccia
con i circuiti di comando degli interruttori .
2.7.3 Materiali e software per apparato updm
L’architettura prevede inoltre che vengano utilizzati i materiali descritti di seguito:

Nr. 1 Armadio completo di accessori come sopra descritto;

Nr. 1 560 SFR 02 R0001 – Swing Frame Rack per CPU e moduli di I/O;

Nr. 2 Power Supply Unit 560 PSU 01 R0002 (input 110…220 Vdc – 44,3W)
per il cestello CPU;

Nr. 2 CPU 560 CMU 05 R0001, o equivalente;
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.
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Pag. 132
Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO

Nr. 2 Moduli 23 BE 23 R5001, ciascuno con 16 ingressi digitali singoli;

Nr. 1 Modulo 23 BA 20 R5312, ciascuno con 16 uscite digitali singole;

Nr. 1 Modulo 23 AE 23 R5001, ciascuno con 8 ingressi analogici;

Nr. 1 Modulo 560RTC01R0001 di sincronizzazione con il segnale GPS,
completo di cavo 20 ml e antenna;

Nr. 1 Assieme di moduli 23 VF 21 R0001 di copertura di spazi vuoti cestelli;

Nr. 2 Licenze Software RTU (250 data points), comprendente tutti i protocolli
disponibili del prodotto ed in particolare:

Protocollo IEC60870-5-104 Slave (Versione UDP/IP) con PLC/Archive per
gestione segnali accessori di diagnostica.
Per la misura delle potenze generate nell’armadio UPDM sono previsti
4
Convertori per la misura della potenza complessiva di impianto e delle quattro aree
di generazione della centrale.
2.7.4 Router di connessione con terna singolo
Per la realizzazione delle connessioni verso il CNC nell’armadio UPDM di sono
previsti 2 Router per la connessione diretta, tramite nr. 1 linee CDN e una linea in
Fibra Ottica, con i CNC remoti di Terna, e per la connessione in Ethernet verso il
firewall
2.7.5 Funzioni apparato UPDM
Le funzioni dell’apparato UPDM, interfacciato con Terna attraverso firewall, router e
vettori di comunicazione messi a disposizione dal Committente, comprendono:

Acquisizione delle informazioni dai processi controllati e trasmissione ai
centri remoti di TERNA;

Ricezione dei segnali remoti del Gestore della Rete Nazionale e
instradamento al sistema di controllo di impianto per la loro esecuzione;

Elaborazione dei segnali per mezzo di schede CPU;

Gestione della sincronizzazione;

Disporre delle funzioni di autodiagnostica necessarie per rilevazione e
segnalazione di eventuali anomalie di funzionamento;
L’apparato UPDM è interfacciato con il proprio hardware dei moduli di I/O con gli
impianti e sistemi locali tramite accessori di costruzione dell’armadio.
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Relazione tecnica elettrica
ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
La proposta prevede la gestione da parte del UPDM dei seguenti segnali:

32 DI

16 DO

8 AI (mA)
L’apparato UPDM è configurato per rendere disponibili le informazioni diagnostiche
tramite il web server ed il protocollo IEC 60870-5-104.
2.7.6 Funzionalità e prestazioni
La proposta prevede quanto segue, considerando la topologia di rete elettrica di
impianto, comprendente gli interruttori generale e di area in sottostazione. Le
funzioni di telescatto sono previste operative sugli interruttori di area di
sottostazione, tramite comandi di uscita dall’apparato.
L’apparato proposto garantisce un tempo di emissione dei comandi di telescatto,
dal cestello 23ET24 dopo la ricezione della relativa richiesta da Terna, entro 200
ms. I segnali sopra indicati sono considerati disponibili sul cestello SFR02, lato
impianto, per interfacciare l’apparato.
2.7.7 Sincronizzazione dell’apparato updm
La sincronizzazione dell’apparato è realizzata con una scheda di acquisizione del
segnale GPS.
2.7.8 Funzioni web di MMI
La proposta prevede l’accesso al Web server della CPU
portatile
connesso
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alla
CPU
dell’apparato
tramite
lo
effettuabile da PC
switch
di
rete.
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ALLEGATO: SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
3
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APPENDICE
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Taranto, Marzo 2013
Dott. Ing. Luigi Severini
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