Sistemi di telecontrollo

Note dal telecontrollo di AcegasAps per la scuola estiva: “Energia
elettrica per il futuro dal 2012 al 2020”, Sesto, 27/06/2012
Paolo Manià
Divisione Energia
[email protected]
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Sommario della presentazione
• Introduzione;
• Sistemi di telecontrollo;
• Caso pratico (guasto MT);
• Il guasto MT visto dal distributore;
• Il guasto MT visto dal produttore;
• Conclusioni
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Introduzione (GD)
•In Italia, per una serie di motivi eterogenei e talvolta non
convergenti, il settore elettrico sta vivendo una veloce evoluzione.
• Alla base l’affermarsi della generazione distribuita (GD) che sta
sovvertendo il classico paradigma della distribuzione.
•La rete di distribuzione MT e BT è stata progettata per distribuire
energia, non ricevere energia dalla GD.
•Inversione di flusso: condizione nella quale la GD supera il carico
(sotteso ad una sbarra, ad un trasformatore AT/MT, ad un
trasformatore MT/BT…);
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Introduzione (ICT)
Accanto alla GD, basata in buona percentuale su fonti
rinnovabili, si constata un coinvolgimento da parte del settore
elettrico verso altri settori, primo fra i quali è quello dell’ICT, con
tutte le sue discipline.
I primi risultati di questo coinvolgimento sono stati:
• l’apertura dei sistemi di telecontrollo alle reti aziendali;
• una maggiore condivisione di dati sin qui gestiti su binari
paralleli (tecnici e commerciali);
•L’esigenza (in prospettiva) di far lavorare in sempre più stretta
sinergia telecontrolli e GIS.
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Introduzione (ICT)
Le equazioni di fidatezza (dependability) per le reti elettriche,
nelle sue forme di affidabilità, manutenibilità, disponibilità e sicurezza,
includono come varabile essenziale l’IT (cfr. CEI EN 61078 Tecniche di
Analisi relative alla fidatezza; IEEE Std 493-1997 “Recommended practice
for the design of reliable industrial and commercial power systems” )
Affidabilità: probabilità che un sistema funzioni correttamente
nell’intervallo t0-t, se a t0 funziona correttamente;
MTTF: Mean-Time-to-Failure, tempo tra messa in servizio e primo
guasto;
MTBF: Mean-Time-Between-Failure , tempo medio tra due guasti = 1/λ;
MTTR: Mean-Time-To-Repair, durata della riparazione = λ
MTBF
MTTF
MTTR
tempo
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GD:opportunità e criticità
Graduale ricoordinamento delle protezioni di interfaccia (allegato
A70 al codice di rete);
Più forte interfacciamento tra sistemi di telecontrollo dei
distributori e di TERNA;
Nuovi criteri di pianificazione delle reti;
Correnti di corto circuito;
Profili di tensione e nuovi metodi per la regolazione della
tensione;
Isola indesiderata (stabilità della rete e sicurezza)
Qualità del servizio (contratti per la qualità);
Necessità di programmare fonti di produzione aleatorie e
tendenza a prevedere un dispacciamento a livello di distributori.
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Altre criticità
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Guasti per invecchiamento degli impianti (a cui si collega
l’evoluzione verso la manutenzione su condizione, con
verifica olio TR, SF6 apparecchiature, PD ecc.) ;
Picchi di carico dovuti al caldo e in prospettiva
potenzialmente alle ricariche dei veicoli elettrici e alle perdite
di generazione distribuita (a cui si ricollega il tema dell’energy
storage);
Spazi per realizzare nuovi impianti o ampliare gli esistenti
(AT e MT);
Razionalizzazione impianti BT;
Campi elettromagnetici;
Iter autorizzativi.
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Sistema di telecontrollo
Sistemi di telecontrollo: la funzione principale dei sistemi di
telecontrollo è la sorveglianza ed il controllo a distanza (nel futuro
si integreranno con processi di automazione), in maniera sicura e
affidabile, dei processi di produzione, trasformazione e
distribuzione dell’energia elettrica.
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Sistema di telecontrollo
RTU di
Cabina
Secondaria
TG 8000
RTU di
Cabina
Primaria
Server-client web
UEL 1
`
`
FERP (AT)
FETG (MT)
UEL
`
SERVER
ARCHIVI
Rete IP
Server
GISEL
`
STMX
`
`
SOZ 1---n
UEL 2
Architettura sistema si telecontrollo di AcegasAps
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Sistema di telecontrollo
Architettura periferiche CP
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Sistema di telecontrollo
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Sistema di telecontrollo
AT (132 kV)
MT (27,5 kV)
MT
MT (10 kV)
Alcuni numeri per AcegasAps e la città di
Trieste:
4 cabine ricevitrici (132 kV);
7 cabine satellite (27,5 kV in prevalenza);
1000 cabine MT/BT;
141.000 utenti con contratto attivo;
Picco di carico in prelievo: 150 MW;
Produzione da fotovoltaico su rete MT: 12
MWp;
Produzione da fonti termiche su rete MT:
19 MW;
Produzione da fotovoltaico su rete BT: 2
MWp
12
La rete di distribuzione elettrica di Trieste
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La rete di distribuzione MT
La rete MT di AcegasAps ha i seguenti livelli di tensione:
27, 5 kV, usata per lo più per alimentare cabine satellite;
20 kV, diffusa soprattutto nell’altipiano carsico;
10 kV, per i centro città;
2 kV per il centro città
Nota: tutti i livelli di tensione MT di AcegasAps rientrano
in tutte le definizioni di rete MT che, per citare le principali, sono:
CEI EN61936-1 distingue gli impianti elettrici con
tensione in c.a. >1kV;
CEI 0-16: media tensione: 1-45 kV;
CEI EN 62271-200: media tensione: 1-52 kV.
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Distribuzione MT: protezioni
• Prevenzione e contenimento
del danno;
• Limitazione d’area o selettività
• Distributore coordina utenti
MT secondo Arg/elt 198/11 e
CEI 0-16;
• Terna coordina Distributori
secondo Codice di Rete;
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Distribuzione MT: protezioni
AT
Alla terra sb.
Dist.
Alla diff. Sb.
Alla diff. Sb.
I>
I>
I>>
Diff.
Diff.
Buch.
Temp.
I>
I>>
F<
Direz.
terra
I>
I>>
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Caso pratico: guasto MT
17
Caso pratico: guasto MT
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Visto dal telecontrollo
ALTPI 20 KV BASOVIZ SCT TERRA I>
ALTIPI 20 kV BASOVIZ INTERRUTTORE APERTO
BASGRO 20 kV OSS ASTR 732 GUASTO Ie
Un’indicazione sulla direzione del guasto a terra è
ottenuta dal confronto fra la tensione omopolare e la corrente
omopolare. La tensione omopolare è la somma vettoriale delle 3
tensioni di fase, mentre la corrente omopolare è la somma
vettoriale delle tre correnti di fase.
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Visto dal telecontrollo
A seguito della rialimentazione della rete disalimentata, inizia il
processo di consuntivazione così come previsto da AEEG, che si
inquadra nell’ambito della gestione della qualità
CONTINUITA' DEL
SERVIZIO
Q
QUALITA' DELLA
TENSIONE
QUALITA'
"COMMERCIALE"
NUMERO DELLE
INTERRUZIONI
DURATA DELLE
INTERRUZIONI
STABILITA' DELLA
TENSIONE
ALTRE
CARATTERISTICHE
TEMPI DELLE
PRESTAZIONI
LETTURA E
FATTURAZIONI
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Visto da telecontrollo
Acquisizione archivi esterni
Dati:
-Commerciali
-Consistenza MT e BT
Elaborazione interruzioni
BT:
Sistema di
telegestione
File
Interruzioni
Archivio Gisel dati:
• Commerciali
• Consistenza
Acquisizione in
Gisel
Elaborazione
in Gisel
Controllo su
consistenza e contratti
attivi
Integrazione con
POD attivi
Elaborazione
interruzioni MT e
BT:
Telecontrollo
DB Gisel
Elaborazione
in Gisel
File
Interruzioni
Estrazioni per AEEG e per QoS
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Visto da telecontrollo
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Visto da telecontrollo
Struttura del file XML di
scambio tra
CRM/archivio impianti e
rete TLC
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Visto dagli utenti produttori
Breve introduzione su energia rinnovabile:
• ad oggi in Italia circa 13.000 MW fotovoltaico;
• terna prevede al 2015 circa 23.000 fotovoltaico e 9.600 MZ eolico;
• la capacità regolante delle 100 centrali di una volta risulta
notevolmente ridotta;
•Ai nuovi utenti produttori si sta chiedendo di non separarsi dalla
rete per oscillazioni di frequenza (cfr. A70 Codice di rete) e al
contempo di non alimentare porzioni di rete guaste in isola
inintenzionale.
… come coniugare tutto ciò?
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Visto dagli utenti produttori
25
Visto dagli utenti produttori
f < 47,5 Hz
Scatto ritardato 4,0 s
f
f > 51,5 Hz
Scatto ritardato 1,0 s
f < 49,7 Hz
f > 50,3 Hz
V
or
V0> Soglia
Scatto ritardato 0,1 s
Vi > Soglia
or
Vd< Soglia
&
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Visto dagli utenti produttori
A partire dal primo luglio, gli impianti devono resistere a
perturbazioni di origine AT, lasciando al sistema di protezione
primario il tempo di estinguere i guasti
27
Visto dagli utenti produttori
Sempre a partire dal primo luglio
•Comportamento in sovrafrequenza;
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Visto dagli utenti produttori
Sempre a partire dal primo luglio:
L’avviamento degli impianti statici deve essere
condizionato ad una frequenza di rete stabilizzata e quindi non
inferiore a 49.9 Hz e non superiore a 50,1 Hz;
In tali condizioni la riconnessione deve avvenire
aumentando gradualmente la potenza immessa rispettando un
gradiente positivo massimo non superiore al 20% al minuto di
potenza erogabile.
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Possibili sviluppi e
considerazioni conclusive
• Nuove responsabilità per le aziende distributrici.
• Nuovi ruoli? DSO come dispacciatore locale.
• L’esperienza di fin qui svolta da AcegasAps ha messo in risalto le
potenzialità connesse allo scambio di informazioni tra differenti
archivi aziendali e differenti reparti, rimanendo dunque
nell’ambito della rete intranet aziendale;
• Il prossimo passo sarà probabilmente un interfacciamento realtime con gli utenti produttori.
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Possibili sviluppi e
considerazioni conclusive
f < 47,5 Hz
Scatto ritardato 4,0 s
f
f > 51,5 Hz
Scatto ritardato 1,0 s
f < 49,7 Hz
f > 50,3 Hz
V
or
V0> Soglia
Scatto ritardato 0,1 s
Vi > Soglia
or
Vd< Soglia
&
Segnale da distributore
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Grazie per l’attenzione
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