Convegno
Automazione dei
sistemi di distribuzione
in media tensione
MAI Lab
Meas urement & A utomation for
Industry
Università di Genova
Dipartimento
Ingegneria Elettrica
Paolo Pinceti
Dipartimento Ingegneria Elettrica
Università di Genova
[email protected]
Zanarotti Roberto
SIEMENS
ED MV Milano
Pag. 1
ED MV Energy Sector
PROGRAMMA
1 – Quadri MT
¾
¾
¾
¾
Evoluzione dei quadri MT
Tenuta d’arco interno (IAC)
Segregazione dei quadri MT
Quadri isolati in gas
2 – Cos’è l’Automazione
¾
¾
Modello concettuale
Tecniche SW
3 – Automazione per la MT
¾
¾
¾
¾
Utente passivo tipico
Impianto nel terziario
Centrale fotovoltaica
Centrale eolica
Pag. 2
4 – RTC
¾
¾
Interfaccia con la rete
Sistema di Protezione Generale
5 – Architettura del sistema di automazione
¾
¾
¾
Architettura convenzionale
Intelligent Electrical Devices
Architetture integrate in rete
6 – Protocolli di comunicazione
¾
¾
¾
¾
¾
¾
Il modello ISO/OSI
Il Layer Fisico
Data Link e formato dati
Metodi di accesso al bus
Protocolli industriali: Modbus, Profibus
IEC 61850
ED MV Energy Sector
Da 83 m3 a 8m3
Fonte: ABB
Installazione sul
posto
Prodotto di
officina
Assemblato in
fabbrica,
Testato con prove
di tipo
Anno
fino al 1950
Assemblato in
fabbrica,
Isolato in SF6
type tested
non type tested
Air-insulated
Assemblato in
fabbrica,
compatto
Cast-resin insulated
Air/solid-insulated
fino al 1970
Gas-insulated
dal 1970
dal 1980
dal 1982
Edificio
83 m3
47 m3
29 m3
24 m3
8 m3
Quadro
19 m3
14.5 m3
8.7 m3
5.8 m3
2.2 m3
Pag. 3
ED MV Energy Sector
Come si sceglie ?
Pag. 4
ED MV Energy Sector
CEI EN 62271-200
Involucri metallici
Continuità di servizio......................
Compartimenti accessibili
Tipo accessibilità
• Controllata con interblocchi
• Controllata con procedure
• Controllata con attrezzi
Loss of service continuity
• LSC 1
• LSC 2A
• LSC 2B
Compartimenti non accessibili
Mezzo isolante
• Aria
• Fluido (gas o liquido)
Tipo delle partizioni
• PM metalliche
isolanti
• PI
Classificazione arco interno IAC (opzione)
Pag. 5
ED MV Energy Sector
Loss of Service Continuity
Perdita della
Categoria
di perdita
continuità
della
di esercizio
disponibilità d’esercizio
( „Loss of Service Continuity Category“ )
LSC 1
Nessuna continuità di servizio durante la
manutenzione
LSC 2A
LSC 2
continuità di
servizio durante la
manutenzione
LSC 2B
LSC2A PI
Pag. 6
Quando un vano
compartimento
di un quadro in
viene aperto
per
involucro
metallico
eseguire manutenzione o
controllo………..
z occorre mettere fuori servizio altre
unità del quadro: continuità di servizio
esclusa durante la manutenzione
z le altre unità rimangono sotto
tensione ma deve essere esclusa dal
servizio la linea che fa capo all’unità
del vano aperto (vecchio Protetto)
z tutte le altre unità e anche l’arrivo o la
partenza dell’unità aperta rimangono
sotto tensione (vecchio Blindato)
LSC2A PM
ED MV Energy Sector
LSC2B PM
NESSUNA
PERDITA
Tenuta arco interno (IAC
Internal Arc Classified)
Quando richiedere la classificazione IAC
Pag. 7
ED MV Energy Sector
Tenuta arco interno (IAC
Pag. 8
Internal Arc Classified)
ED MV Energy Sector
Tenuta d’arco interno (IAC)
Classificazione dell’ambiente
Definizione dei lati del quadro
60 cm
Esempio
IAC FL16kA 1s
10 cm
1s
80 cm
oppure10 cm
Valore consigliato dalla IEC62271-200
Pag. 9
ED MV Energy Sector
Classe dei diaframmi secondo CEI 62271-200
Pag. 12
ED MV Energy Sector
Classe dei diaframmi secondo CEI 62271-200
PI
Pag. 13
PM
ED MV Energy Sector
Sostituzione dei fusibili
PI
Pag. 14
ED MV Energy Sector
PM
Quadri di media tensione LSC2A-PM
secondo CEI 62271-200
aria
resina
PM
gas
aria
resina
PI
Pag. 16
ED MV Energy Sector
GIS Quadri di media tensione non accessibili
secondo CEI 62271-200
gomma
gas
gomma
La contaminazione
superficiale non ha
conseguenze
Interruttore in vuoto
Pag. 17
ED MV Energy Sector
CEI 62271-200 ed. 2.0
Forecast publication date: 2009-12
Pag. 18
gas insulated switchgear
ED MV Energy Sector
Capsule isolate in GAS
Capsula in acciaio
inossidabile
Passanti
elettrici
Passanti alle sbarre
Sezionatore
Interruttore
in vuoto
Passanti ai cavi
Pag. 19
ED MV Energy Sector
Capsule isolate in GAS
Pag. 20
ED MV Energy Sector
Capsule isolate in GAS
Nessuna guarnizione
Insensibile alle variazioni di
temperatura e pressione
Nessuna perdita di gas
Nessuna penetrazione di
umidità
Insensibile al clima
Sigillati nessun lavoro con il gas in cantiere
Pag. 21
ED MV Energy Sector
Quadri isolati in GAS
2007: 25 Years Gas-Insulated Medium-Voltage Switchgear from Siemens
Compartimenti accessibili Compartimenti non accessibili
ARIA
Dimensioni contenute
Indipendenza dall’inquinamento
Indipendenza dall’altezza d’installazione
Assenza di manutenzione
Probabilità d’errore durante la manutenzione
Rischio d’incendio
Riduzione delle dimensioni della cabina di trasformazione
Riduzione dei fuori servizio
Bassi costi dell’intero ciclo di vita
Impatto sul riscaldamento globale contenuto
Pag. 22
ED MV Energy Sector
GAS
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
La scelta del tipo di interruttore
SF6
Pag. 23
Volume d’olio
ridotto
ED MV Energy Sector
Vuoto
Classificazione degli interruttori
EN 62271-100
HV alternating current circuit breakers
Caratteristica
Durata meccanica
Durata elettrica
Probabilità di
riadescamento durante
le interruzioni di correnti
capacitive
Pag. 24
Classe
Descrizione
M1
• 2.000 manovre, durata normale
M2
• 10.000 manovre
• Manutenzione limitata
E1
• Interruttore base diverso da E2
E2
• Le parti d’interruzione del circuito principale non
richiedono manutenzione
C1
• Bassa, testata con prove di tipo
C2
• Molto bassa
• Testata con prove di tipo
ED MV Energy Sector
Interruttore in SF6
Chiuso
Apertura contatti
principali
Pag. 25
Periodo
d‘arco
Aperto
ED MV Energy Sector
La scelta del tipo di interruttore
Interruttore in vuoto
Pag. 26
ED MV Energy Sector
La scelta del tipo di interruttore
Contatti in CuCr
Parti principali
Ampolla in ceramica
Flange
Protezione
Piastra metallica
Contatti
Dati tecnici
Forma dei contatti
Pag. 27
Pressione interna 10-6 mbar
Distanza dei contatti 6 to 20 mm
Resistenza di contatto 10 µOhm
ED MV Energy Sector
La scelta del tipo di interruttore
T
W = ∫ u ⋅ i ⋅ dt
1000
Arc energy [kWs]
Oil
800
0
Vuoto
C ircuit-B reaker
B assa tensione d’arco
600
B reve lunghezza d’arco
B reve tempo d’interruzione
400
¾ B assa energia d’arco
S F6
200
Vuoto
0
0
Pag. 28
10
20
30
40
50
B reaking C urrent [kA]
ED MV Energy Sector
La scelta del tipo di interruttore
Manovre ammissibili
0
Elevato numero di manovre
elettriche
10.000
A causa della limitata abrasione dei
contatti la corrente nominale può
essere interrotta fino a 30.000 volte
e la corrente di corto circuito fino a
100 volte, spesso oltre.
80
Durata dell’arco sempre inferiore
a15 ms, tensione d’arco tra 20 e
200 V max.
2
50
35
1
10
1
3
16 25
20
kA
Corrente di interruzione
Pag. 29
ED MV Energy Sector
La scelta del tipo di interruttore
100%
90%
Quota di mercato
80%
19
7
Vuoto
37
46
70%
60%
50%
20%
10%
56
60
62
64
SF6
67
13
Magnetici
15
36
40%
30%
51
20
20
33
28
26
24
Olio min.
22
18
0%
22
16
22
14
22
11
1980 1982 1985 1988 1990 1993 1996 2000 2005
Pag. 30
ED MV Energy Sector
Olio ridotto
Omologazione ISPESL per tutti i quadri MT SIEMENS
SF6
Pag. 31
ED MV Energy Sector
Quadri isolati in SF6 tipo 8DJ and 8DH
Caratteristiche
Minimi costi d’esercizio
Esenti da
manutenzioni
Insensibili alle polveri
e alla condensa
Insensibili all’altezza
d’installazione
compatti
bassi investimenti per gli edifici
Flessibili e modulari per tutte le
applicazioni nella distribuzione
secondaria
Pag. 32
ED MV Energy Sector
SIMOSEC isolato in aria: Caratteristiche tecniche
Fino a 24 kV, 20 kA, 1250 A Sbarre,
1250 A Derivazioni
Contenitore metallico segregazioni PM
Altezza: 1750 mm
Fino a 17,5 kV, 25 kA, 1250 A sbarre,
1250 A derivazioni
Semplice sistema di sbarre
Isolato in aria
12
30
m
m
Prefabbricato, provato secondo
IEC 62 271-200
Pag. 36
RK
RK
LT11
HF
TR
375
375
750
375
375
ED MV Energy Sector
SIMOSEC Classificazione secondo CEI 62271-200
Segregazioni: PM
Categoria LSC:
LSC 2B
LSC 2A Scomparti con fusibili e scomparto interruttore asportabile
3AH6
I tipici di misura ME1 e ME2 della serie SIMOSEC come da 62271200 non sono classificabili con l‘attribuzione di una categoria LSC
Pag. 37
ED MV Energy Sector
Quadro MT tipo SIMOSEC
Dati elettrici
Valori di tensione
Tensione nominale
Ur
7.2 kV
12 kV
15 kV
17.5 kV
24 kV
nominali
Tensione di tenuta a frequenza industriale
Ud
20 kV
28 kV
36 kV
38 kV
50 kV
Tensione di tenuta ad impulso
Up
60 kV
75 kV
95 kV
95 kV
125 kV
Corrente nominale
delle sbarre omnibus
Ir
630 A (=standard), 1250 A
Valori di corrente
per unità sezionatore
Ir
nominali delle partenze
per unità con sez. e fusibili
Ir
per unità con interruttore
Ir
max 630 A
per unità misura
Ir
630 A
Corrente di breve durata
nominale ammissibile per 1 sec.
Ik
max. 25 kA
25 kA
25 kA
25 kA
20 kA
Corrente di breve durata
nominale ammissibile per 3 sec.
Ik
max. 20 kA
20 kA
20 kA
20 kA
20 kA
Valore di cresta della
corrente di breve durata
Ip
max. 63 kA
63 kA
63 kA
63 kA
50 kA
Corrente di breve durata
interruttore
Temperatura ambiente
Pressione di progetto per contenitore SF6
Pag. 38
max 630 A
dipendente dalla taglia dei fusibili*
ISC max. 25 kA
25 kA
25 kA
25 kA
20 kA
T
-5°C bis +55°C (con apparecchiature di BT)
pre
0,5 bar
ED MV Energy Sector
Cos‘è l‘Automazione Industriale
Processo + Sensori + Attuatori + Controllo
LT2
TK2
TK2
TK1
V105
PVC1
V106
V107
PVC2
V108
F03
PT1
VSD1
F02
VSD2
V124
2"1/2
2"1/2
V101
LCV1
V102
OR 4
PUMP 1
PUMP2
2"1/2
FT2
LCV2
TT2
V104
2"1/2
PT2
F01
V123
1"1/2
1"1/2
L‘Automazione di un Sistema Elettrico
-T15
15kV 100V 100V
3
3
3
3
15kV (17,5kV) / 3~50Hz
25kA (1s) / 630A
-Q0
-Q0
-Q0
630A
630A
-Q01
-Q01
Processo: la potenza
-Q0
630A
-Q01
630A
Sensori: TA, TV, relè, strumenti
si misura
-Q01
1)
630A
630A
630A
DC 110V
-A51
-T1
3
-A51
300/1 A
5P10 - 5 VA
300/1
Cl. 0,5 - 5 VA
-T21
1
-T1
3
-A51
50/1 A
5P10 - 5 VA
100/1
Cl. 0,5 - 5 VA
-T21
100/1 A
2 VA
1
-T1
3
-A51
300/1 A
5P10 - 5 VA
300/1
Cl. 0,5 - 5 VA
-T21
100/1 A
2 VA
1
-T1
3
300/1 A
5P10 - 5 VA
300/1
Cl. 0,5 - 5 VA
-T21
100/1 A
2 VA
1
100/1 A
2 VA
Attuatori: interruttori, sezionatori,
teleruttori, inverter
Controllo:PC, PLC, mimici
Modello Concettuale dell‘Automazione
MONDO
VIRTUALE
CONTROLLO
ATTUATORI
PROCESSO
Air
MONDO REALE
STRUMENTAZIONE
Virtualizzazione del Mondo Reale
Virtualizzazione oggetti reali: viene creato un oggetto per ciascuna
proprietà dell’oggetto reale
ogni caratteristica è indipendente
Le informazioni utili di un oggetto reale cambiano a seconda della
applicazione
pezzo di informazione ed insieme
di funzioni per consentire l’accesso
a tale informazione, leggerla,crearla
e/o modificarla
Oggetti e Aspetti
Vantaggi per l‘Utente (1)
SICUREZZA
Luoghi di lavoro
Igiene
Ambiente
Impianti
Vantaggi per l‘Utente (2)
QUALITA’
ISO 9004: 2000
“Guidance for performance improvement”
QUANTITA’
Vantaggi per l‘Utente (3)
INTEGRAZIONE
(aziendale)
MANUTENZIONE
MANAGEMENT
VENDITE
MARKETING
PRODUZIONE
FINANZA
Vantaggi per l‘Utente (4)
INTEGRAZIONE
(geografica)
Vantaggi per l‘Utente (6)
!
!
!
!
!
!
!
!
!
!!
! !
!
! !! !
! !
! ! ! !! ! ! !
!
! ! !
!!
! !!
! ! ! ! !! !!! ! !
!
!
! !!
!!!
!
!
!
!
!!
!!
!
!
!
OUTSOURCING
FLESSIBILITA’
Benefici dell‘Automazione per la MT
INTEGRAZIONE
(geografica)
QUANTITA’
OUTSOURCING
FLESSIBILITA’
QUALITA’
INTEGRAZIONE
(aziendale)
SICUREZZA
Impianto Utente Passivo - Schema
RETE
-T15
15kV 100V
3
3
3
15kV (17,5kV) / 3~50Hz
16kA (1s) / 630A
-Q0
-Q0
-Q0
630A
Impianto
Utente
630A
DC 110V
QMT
-Q01
-Q01
630A
-A51
-T1
3
TR1
TR2
PC-2
1
-Q01
630A
-A51
300/1
5P10 - 5VA
300/1
Cl.0,5 - 5 VA
-T21
PC-1
630A
-T1
3
-A51
50/1 A
5P10 - 5 VA
50/1 A
Cl. 1 - 5 VA
-T21
100/1
2 VA
1
-T1
3
100/1 A
5P10 - 5 VA
100/1 A
Cl. 1 - 5 VA
-T21
100/1 A
2 VA
800kVA
uk = 6%
15/0.41kV
Arrivo da rete
630A
Trasformatore T1
1
100/1 A
2 VA
2.000kVA
uk = 6%
15/0.41kV
Trasformatore T2
Impianto Utente Passivo – 50-51
IccDM
RETE @ 15 kV
FASE-FASE
IccBm/M
PG
B
IccAm
IccAM
D
A
C
15 kV
PG
A
C
B
D
400 V
400 V
Protective Relays Setting
Type
A
SIEMENS
7SJ6025
B
SIEMENS
3WL-1250 A
Setting
CT ratio
I>= 1.0 In
I>>= 14 In
K= 0.5 (NI)
t>>= 0.05 s
50/1 A
IR= 1 In
Isd= 4 In
tR= 2 s
tsd= 300 ms
---
C
SIEMENS
7SJ6025
I>= 1.0 In
I>>= 16 In
K= 0.5 (NI)
t>>= 0.05 s
100/1 A
D
SIEMENS
3WL-3200 A
IR= 0.9 In
Isd= 4 In
tR= 2 s
tsd= 300 ms
---
PG
---
I>= 0.83 In t>= 0.5 s (*)
I>>= 2 In
t>>= 0.12 s
300/1 A
CORRENTE NOMINALE (T2-2000 kVA)
T2
2.000 kVA
Vcc 6 %
CORRENTE NOMINALE (T1-800 kVA)
T1
800 kVA
Vcc 6 %
A
B
C
D
PG
AC
Impianto Utente Passivo – 51N
FASE-TERRA
RETE @ 15 kV
IccA
PG
15 kV
A
C
PG
T1
800 kVA
Vcc 6 %
T2
2.000 kVA
Vcc 6 %
B
D
400 V
400 V
A
C
Protective Relays Setting
Type
Setting
A
SIEMENS
7SJ6025
B
SIEMENS
3WL-1250 A
Ig= 0.1 In
C
SIEMENS
7SJ6025
Io>= 0.02 In
D
SIEMENS
3WL-3200 A
Ig= 0.1 In
PG
---
Io>= 0.02 In
to>= 0.05 s
CT ratio
100/1 A
PG
tg= 0.3 s
--AC
to>= 0.05 s
tg= 0.3 s
Io>= 2 A
to>= 0.17 s (*)
Io>>= 120 A to>>= 0.12 s
100/1 A
---
100/1 A
(*) valori minimi di taratura per reti isolate (CEI 0-16)
Impianto Utente Passivo – Funzioni
Impianto Utente Passivo – Misure
DISTRIBUTORE
Impianto Utente Passivo – Misure
MISURA LOCALE
FINALITA’
- manutenzione
- indicazione immediata
MISURA di PROCESSO
- statistiche
- ripartizione costi
- regolazioni/allarmi
Necessaria (su fieldbus)
COMUNICAZIONE Non necessaria
PRECISIONE
Bassa
Elevata
ACCURATEZZA
Bassa
Elevata
Accuratezza
Precisione
Accuratezza
Precisione
Accuratezza
Precisione
Accuratezza
Precisione
Accuratezza di Misura
Accuratezza TA
Accuratezza TV
3,5
5
4,5
3
4
3,5
Cl. 5
2
IEC 60255-8
1,5
Erroe [%]
Accuratezza [%]
2,5
3
2,5
2
1,5
1
1
0,5
0,5
0
0
0
20
40
60
80
100
120
Tensione [%]
140
160
180
200
Cl. 0,2
0
20
40
60
Carico [% ]
(0,5%+0,5%+0,2%)
(3%+5%+5%)
80
100
120
Impianto nel Terziario - Schema
RETE
SCOPO: CONTINUITA’ DEL SERVIZIO
Impianto Utente
CABINA 1
CABINA 2
CABINA
PRINCIPALE
Impianto nel Terziario – Assetti
GE2
GE1
RETE
53E2E
52L
RETE
GE1
GE2
52E2E
52E2N
52L
52E1
52BT
52BT
SBARRE EMERGENZA
SBARRE NORMALI
.a) Assetto Normale
RETE
SBARRE EMERGENZA
SBARRE NORMALI
.b) Assetto Emergenza
GE1
GE2
52E2E
52L
52E2N
52E1
RETE
GE1
52E2N
52E2E
52L
52E1
GE2
52BT
SBARRE EMERGENZA
52E2N
52E1
52BT
SBARRE NORMALI
.c) Assetto Emergenza (guasto GE.1)
SBARRE EMERGENZA
SBARRE NORMALI
.b) Assetto Emergenza (guasto GE.2)
Impianto nel Terziario - Funzioni
Impianto nel Terziario - Logiche
IEC 61131-3 Programming languages /
Industrial Control Programming (PLCopen)
Step 1
N
AA BB
FILL
CC
-|-||----|/|-----------------(
|----|/|-----------------())
Transition
Step 2
LD
LD AA
ANDN
ANDN BB
ST
ST CC
Ladder Diagram
Instruction List
S Empty
Transition
T e m p C o n tro l
H e at
H eat
Step 3
Cool
S e tP o in t
T e m pS e n so r
PV
C ool
p H S en so r
p H Co n tro l
A d d A cid
M a in S e q u e n c e
A d d A lka li
S ta rt
S ta rt
Sequential Functional Chart
S to p
A d d A cid
S e tP o int
S to p
D u ratio n
D u ra tio n
Tem p
PV
A d d A lka li
pH
A g ita tion
A g ita te C o n tro l
M o to rS p ee d
IF
IF….
….THEN
THEN
FOR
FOR….
….WHILE
WHILE
F illS ta te
S e tP o int
PV
A g itate S p e e d
V a lv e C o n tro l
F ill
S ta te
Structured Text
M o torS p e e d
F ill
V a lve P o sitio n s
H a r ve st
H ar ve st
Block Diagram
Sequential Function Chart - SFC
E’ una potente tecnica
grafica per descrivere il
comportamento
sequenziale di un
programma di controllo.
Utile per suddividere
una funzione complessa
in passi semplici
Mostra il controllo nel
suo assieme, ed è utile
per rapide diagnosi in
caso di disservizi
Gli elementi base sono:
STEP con BLOCCHI
AZIONE e
TRANSIZIONI
E’ in gradi di gestire
sequenze in parallelo
e/o alternative
Ladder Diagram (LD)
Basato sulla grafica degli schemi funzionali americani, ottimo per gestire stati onoff, temporizzatori, logiche semplici.
Instruction List (IL)
Basato sul ‘Anweisungsliste’ (AWL) di origine tedesca, è potente quanto
complesso. Ogni riga corrisponde ad un comando elementare (ad es.
“memorizza il valore in un registro), e consente di ottimizzare il programma di
controllo.
Structured Text (ST)
Linguaggio ad alto livello, strutturato a blocchi. La sintassi ricorda il PASCAL
Possiede comandi complessi, e consente il concatenamento di istruzioni
Supporta:
Loop iterativi (REPEAT-UNTIL; WHILE-DO)
Esecuzioni condizionate (IF-THEN-ELSE; CASE)
Funzioni matematiche (SQRT(), SIN())
Function Block Diagram (FBD)
Linguaggio di programmazione totalmente grafico.
Le funzioni sono blocchi collegati da connessioni che rappresentano lo scambio
di variabili.
Indispensabile per la gestione di variabili analogiche, loop di regolazione,
funzioni complesse, scambio dati tra applicazioni.
Esistono librerie di blocchi funzione standard.
Esempio di Function Block
FUNCTION_BLOCK HYSTERISIS
VAR_INPUT
XIN1, XIN2 : REAL;
REAL
REAL
REAL
Hysterisis
XIN1
Q
XIN2
EPS
EPS : REAL; (*
Hysterisis band *)
BOOL
END_VAR
VAR_OUTPUT
Q : BOOL := 0
END_VAR
IF Q THEN
IF XIN1 < (XIN2-EPS) THEN
Q := 0 (* XIN1
decreasing *)
Q
1
END_IF;
ELSIF XIN1 > (XIN2 + EPS )
THEN
0
EPS
EPS
Q := 1; (* XIN1
increasing *)
END_IF;
XIN2
END_FUNCTION_BLOCK
Impianto Fotovoltaico - Schema
Impianto Utente Attivo
INV-1.1
TR1
PC-1
INV-1.n
RETE
QMT
INV-2.1
TR2
PC-2
INV-2.n
Impianto Fotovoltaico – Layout (1)
Cabina Interfaccia
Rete ENEL
Cabina 1
Discese alla cabina
Corda Rame nudo
50 mm2
cavidotti interrati
collegamenti stringhe
con cavi 2 x 2.5 mm2
4
7
10
Corda Rame nudo
50 mm2
QSC-7.2
QSC-7.3
cavi 1.1.2-p e 1.1.2-n
QSC-7.1
Discese a livello tettoie
QSC-7.4
QSC-7.5
1
2 cavi 1x16 mm2,
posati in guaine
separate e distanziate
derivazioni con morsetti
stagni in passerella
Discese alla cabina
Distribuzione secondaria
2 cavi 1 x 120 mm2
cavi 1.1-p e 1.1-n
Corda Rame nudo
50 mm2
11
8
Passerelle portacavi 300x80 mm, fissate
ai muretti divisori della copertura
5
2
Dorsali posate su passerelle
metalliche fissate ai muretti divisori
Passerelle portacavi 300x80 mm,
posate a livello gronda
14
12
9
Corda Rame nudo
50 mm2
6
3
Impianto Fotovoltaico – Layout (2)
MODULO
180 W
35 V, ≈5 A
8 QUADRI
STRINGA
in parallelo
- 490 V, 320 A
- 14 moduli in serie
- 490 V, 5 A
(≈ 2,5 kW)
(≈ 160 kW)
QUADRO DI
PARALLELO
STRINGHE
8 STRINGHE
in parallelo
- 490 V, 40 A
(≈ 20 kW)
Quadri di stringa
collegamenti stringhe
con cavi 2 x 2.5 mm2
QSC-7.2
cavi 1.1.2-p e 1.1.2-n
QSC-7.1
QSC-7.3
QSC-7.4
2 cavi 1x16 mm2,
posati in guaine
separate e distanziate
derivazioni con morsetti
stagni in passerella
cavi 1.1-p e 1.1-n
Scaricatore
Sezionatore
QSC-7.5
Impianto Fotovoltaico – 50-51
Schema semplificato per la
taratura protezioni
FASE-FASE
IccBm/M
IccAm
IccAM
RETE @ 15 kV
B
A
PG
PG
15 kV
A
CORRENTE NOMINALE
T1
1000 kVA
Vcc 6 %
400 V
B
B
Protective Relays Setting
PG
Type
Setting
CT ratio
A
SIEMENS
7SJ6025
I>= 1.0 In
I>>= 16 In
K= 0.5 (NI)
t>>= 0.05 s
50/1 A
B
SIEMENS
3WL-1600 A
IR= 0.9 In
Isd= 4 In
tR= 2 s
tsd= 300 ms
---
PG
---
I>= 0.83 In t>= 0.5 s (*)
I>>= 2 In
t>>= 0.12 s
(*) valori minimi di taratura (CEI 0-16)
300/1 A
A
Impianto Fotovoltaico – 51N e BT-IT
FASE-TERRA
RETE @ 15 kV
IccA
PG
15 kV
A
PG
A
Misura
Energia
Prodotta
T1
800 kVA
Vcc 6 %
400 V
Controllo
isolamento
B
PG
Protective Relays Setting
Type
Setting
CT ratio
A
SIEMENS
7SJ6025
Io>= 0.02 In to>= 0.05 s
100/1 A
B
CONTROLLO
ISOLAMENTO
ALLARME
---
PG
---
Io>= 2 A
to>= 0.17 s (*)
Io>>= 120 A to>>= 0.12 s
100/1 A
(*) valori minimi di taratura per reti isolate (CEI 0-16)
A
Controllo isolamento
MEMORIA
RESET
Impianto Fotovoltaico – Protezione Interfaccia
CEI 0-16
(art.8.7.2)
Il Sistema Protezioni di
Interfaccia deve:
- evitare l’alimentazione
della rete MT,
- evitare di alimentare guasti,
- proteggere da richiusure
automatiche
≥2
Impianto Fotovoltaico – Protezione Interfaccia
U> tbd
t> 0
f>
f<
t
tbd
tbd
0
Uo> tbd
to> tbd
(≥400 kVA)
U< tbd
t< 0.3 s
opzionale
Impianto Fotovoltaico – Quadri SF6
=K01
+K01
=KZ01
=K02
+K02
=KZ03
=K03
+K03
=KZ02
=K04
+K04
=KZ02
500
500
500
500
600
Quadro isolato in SF6:
- compatto
2000
1400
- esente manutenzione
10
2000
10
Impianto Eolico – Schema ad anello
SOTTOSTAZIONE
AT
RETE MT
RETE AT
TRASFORMATORE
AT/MT
Impianto Eolico – Schema radiale
SOTTOSTAZIONE
AT
RETE MT
RETE AT
TRASFORMATORE
AT/MT
Impianto Eolico – Confronto degli schemi
Pro: quadro di generatore più semplice
Contro: quadro principale più complesso
Pro: quadro principale più semplice
Contro: quadro di generatore più complesso
Decisivo è il layout fisico che influenza la lunghezza dei cavi MT
Linee 132 kV in entra-esce
By-pass
Impianto Eolico – Sottostazione AT/MT
Protezioni di linea
Sbarra 132 kV
Punto di consegna
Misura energia prodotta/assorbita
Trasformatore 132/20 kV
Quadro MT principale
Tecnologie per Sottostazioni AT
Gas Insulated Switchgear (GIS)
Sottostazione Compatta
Apparecchiatura: isolata in gas
Collegamenti: isolati in aria
Sottostazione in Aria
Sottostazione AT/MT - GIS
- Estremamente compatto
- Idoneo per ambienti inquinati
- Altissima affidabilità
- Manutenzione ridottissima
- Costo elevato
Sottostazione AT/MT – Ibrido
Line 2
12 m
Line 1
Line 1
Line 2
5m
16 m
12.5 m
3.4 m
Tr. 1
Tr. 2
Sottostazione AT/MT – Aria/Ibrido
ARIA 1300 m²
23 m
33 m
Riduzione Ingombri
> 70%
IBRIDO 360 m²
40 m
16 m
Sottostazione AT/MT – Costi
ONERI DI
ALLACCIAMENTO
CAVO
AEREO
Impianto Eolico – Struttura di un generatore
Funzioni di automazione:
- controllo angolo delle pale
- regolazione del generatore (del tipo a
magneti permanenti)
- controllo di velocità/carico (inverter 4
quadranti a IGBT) con funzione di MPPT
- sincronizzazione con la rete
- protezioni meccaniche e elettriche
Impianto Eolico – Automazione di un generatore
Architettura di automazione:
- ogni generatore è autonomo, dotato di un
sistema locale di automazione (PLC)
- le sicurezze sono gestite da un sistema
separato (o con PLC in configurazione
ridondata)
- ciascun generatore colloquia col sistema
centrale che li coordina e supervisiona
“Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti
attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica”
Progettazione per la
Distribuzione Secondaria
in Media Tensione:
Soluzioni per Utilizzatori e
Produttori
CEI 0-16
CEI 11-20
CEI EN 61078
CEI 11-27
CEI EN 62271-200
Distribuzione secondaria
in Media Tensione
Page 1
E_PD DMV
CEI 0-16 Dati di rete necessari al progetto
Livello di tensione
15/20 (8,4;10;22;23;27,5;30) kV
Stato del neutro
isolato/compensato/a terra
Corrente c.to c.to 3Φ massima
dimensionamento
Corrente c.to c.to 3Φ di esercizio max. protezioni
Corrente c.to c.to 3Φ esercizio min.[1] protezioni
Corrente c.to c.to 3Φ convenz. min .[2] funzionamento
Corrente guasto 1Φ a terra (max.)
rete di terra
Tempo rimozione guasto a terra
rete di terra
[1] assetto di rete normale, generazione minima
[2] assetto di rete degradato, generazione minima
Page 2
E_PD DMV
CEI 0-16 Dati utente necessari al progetto
Utenti passivi
non contengono dispositivi per la produzione di energia
che possano funzionare, anche per brevi periodi, in
parallelo con la rete
Utenti attivi
contengono dispositivi per la produzione di energia,
statici o rotanti, che possano funzionare in parallelo con
la rete
Potenza disponibile
massima potenza prelevabile
Potenza efficiente
massima potenza erogabile in modo continuativo
Sensibilità ai disturbi di carichi e generatori
Disturbi immessi
da parte di carichi e generazione
Interrompibilità
di carichi
Page 3
E_PD DMV
GUIDA PER LE CONNESSIONI
ALLA RETE ELETTRICA DI ENEL DISTRIBUZIONE
Page 4
E_PD DMV
Schemi di allacciamento alla rete MT
PUNTO DI
CONNESSIONE
RETE
RETE
Punto di connessione: punto della rete
(nell’assetto preesistente la connessione)
nel quale si inserisce l’impianto di rete
per la connessione.
PUNTO DI
CONNESSIONE IMPIANTO PER LA CONNESSIONE
IMPIANTO DI RETE
PER LA CONNESSIONE
Impianto di rete: l’insieme degli impianti
necessari per la connessione alla rete di un
impianto di utenza
<0,1
Tensione
di
allacciamento
PUNTO DI
CONSEGNA
DISTRIBUTORE
BT
IMPIANTO DI UTENTE
PER LA CONNESSIONE
Potenze [MVA]
Livello di
tensione
BT
0,1 ÷ 0,2
MT
0,2 ÷ 3
3 ÷ 10
MT
MT
AT
>10
Page 5
IMPIANTO
UTENTE
AT
E_PD DMV
UTENTE
Schema cabina di consegna
UTENTE PASSIVO
UTENTE ATTIVO
Page 6
E_PD DMV
Il Dispositivo Generale
Regole Generali per il DG
Il sezionatore di terra sull’arrivo se previsto con
blocco a chiave !!!
Se è montato un TV a monte dell’interruttore, è
necessario proteggerlo con sezionatore +
fusibile.
I TA possono essere montati a monte
dell’interruttore Solo se sono del tipo senza
avvolgimento primario.
Se ci sono solo 2 montanti MT, il DG può
essere omesso se si utilizza un quadro
metallico.
8.5.3.2 Il cavo di collegamento MT, comprese le due terminazioni, deve essere il più corto
possibile (massimo 20 m) e di sezione almeno equivalente a 95 mm2 di rame.
Page 7
E_PD DMV
8.2.1 Dispositivi di messa a terra funzionali alla connessione
Manovre di esercizio e/o per la manutenzione
Art. 11 della Norma CEI 11-27 lavori fuori tensione paragr. 11.2.6.1 che recita:
“L’esecuzione della messa a terra ed in cortocircuito dell’impianto AT (tensione superiore a 1
kV)
può essere effettuata con due modalità:
– applicando i dispositivi mobili;
– utilizzando, ove esistenti, le apparecchiature predisposte per effettuare la messa a terra
ed in cortocircuito della parte d’impianto.”
l’Utente può:
1) Non predisporre alcun sezionatore di terra. l’Utente chiede l’intervento del Distributore per
mettere fuori tensione e in sicurezza il cavo di collegamento + dispositivi di messa a terra
mobili
2) Sezionatore di terra + gli incaricati del Distributore devono consegnare una chiave
assolutamente non duplicabile per l’Utente ................che consente la chiusura del
primo sezionatore di terra dell’Utente.
Page 8
E_PD DMV
Norma CEI 0-16, art. 8.2.1 - Messa a terra funzionale
(RI)
(PL)
Le norme CEI EN 50110 (art. 4.3 e 6.2.4.3) e CEI 11-27 prevedono la definizione di un
accordo fra i soggetti responsabili degli impianti (RI) per definire le manovre di
disalimentazione del cavo, la consegna dello stesso e del relativo elemento
d’impianto al Preposto ai lavori (PL). Le procedure per la messa in sicurezza del cavo
di collegamento devono essere definite per iscritto nel contratto di connessione
(norma CEI 0-16, art. 13.1.3).
Page 9
E_PD DMV
8.2.1 Dispositivi di messa a terra funzionali alla connessione
Soluzione: QMT esenti da manutenzione
Isolamento in Aria
Isolamento in Gas
Page 10
E_PD DMV
Soluzioni compatte per RTC
8DH10
Esente da manutenzione a vita
Page 11
E_PD DMV
Configurazione del DG
SI
SI
SI
TV solo quando serve 67N
Page 12
E_PD DMV
Relè direzionale di terra (67N)
Il relè 67N misura:
- tensione omopolare
- corrente omopolare
TENSIONE OMOPOLARE
0
V
Lo scatto avviene se:
- V0 > soglia
- I0 > soglia
- angolo tra V0 e I0 nel
settore di intervento
CORRENTE
DI FASE
1
S
a
t
as
ea
I0 n
iu
l
g
E_PD DMV
2
S
Page 13
ee
en
na
i
s
l
I0
CORRENTE
OMOPOLARE
N.B. è importante rispettare il verso di TA
e TV, e la connessione a terra dei circuiti
secondari.
NEUTRO
ISOLATO
NEUTRO
COMPENSATO
Protezione dell’interfaccia con la rete
51N o 67 N?
Se la corrente di terra della rete MT utente è > 80% del valore
CEI 0-16 di taratura indicato dal distributore Î è necessario installare
(art.8.5.12.2)
un relè direzionale di terra (67N) con un 51N per rilevare i
doppi guasti monofase a terra.
25 m
IG = U (0,003 L1 + 0,2 L2)
tensione nominale in kV
lunghezza delle linee aeree in km
lunghezza delle linee in cavo in km
Esempio:
U = 20 kV
L2 = 0.525
I0min = 2 A
Page 14
51N
200 m
RETE
U
L1
L2
51N
IG = 2,1 A
20kV
15 kV
300 m
67N
80% I0min = 1,6 A
51N
E_PD DMV
SCHEMA SEMPLIFICATO (con due DG)
Per utenti attivi e passivi
Paragrafo 8.4.2, pagina 67, figura 22
“la somma delle soglie di ciascun relè
rispetti i vincoli imposti dal Distributore”
Sezionatore
generale
Deve essere o
sotto carico
oppure
interbloccato con
entrambi gli
interruttori in
aperto
Rischio di scatti intempestivi
per:
- inserzione trasformatori,
- squilibri verso terra (piccole
correnti di terra capacitive),
- sovraccarichi temporanei,
…
Page 15
la seconda soglia della protezione di massima
corrente (I>>)non svolge la funzione di protezione
contro il sovraccarico (funzione affidata invece alla
prima soglia I>)
Il soddisfacimento di tale condizione limiterebbe
ulteriormente il massimo numero di trasformatori
energizzabili
contemporaneamente nella rete dell’Utente
E_PD DMV
Protezione dell’interfaccia semplificata
CEI 0-16
(art.8.6.1)
- Io ≤ 50 A
- cavo < 20 m
Page 16
E_PD DMV
Struttura del sistema di protezione
Page 17
E_PD DMV
Protezione dell’interfaccia con la rete
(Sistema di Protezione Generale)
opzionale
250 A, 500 ms
600 A, 120 ms
2 A, 170 ms (1)
120 A, 120 ms
PHASE-TO-GROUND
Protezione dal Sovraccarico
I>
I>>
I>>>
I0>
I0>>
Tempo inverso
* sorgente di alimentazione ausiliaria,
* TA e TV,
* relè di protezione,
* relè ausiliari,
* circuiti volt-amperometrici,
Non Integrato * circuiti di scatto,
* bobine di apertura.
I>>
t>>
I>>>
t>>>
CEI 0-16
5.7 SPG secondo CEI11-20
- Guasti a terra
- Max corrente 2 soglie
(1) 450 ms per reti a neutro compensato
Page 18
- bobina di minima tensione
- lancio di corrente con monitoraggio
E_PD DMV
Logger
Il dispositivo realizzato secondo le presenti prescrizioni si
intende idoneo a soddisfare quanto prescritto dalla Delibera 247/04 (art. 33.15)
Idoneo per CEI 0-16
Idoneo al fine di
dimostrare gli eventi
Delibera 247/04 (art.
33.15)
Facoltativi
Riferimenti : delibera 333/2007 Art. 37.1 >> requisiti in 35.1 o 35.2>>35.1
Per non pagare il CTS devono essere secondo RTC il DG, la PG e le Tarature,il DG
deve essere dotato di B.M. o Logger punti da 1 a 4.
Page 19
E_PD DMV
Utenti attivi, origine dell’SPI : CEI 11-20 08-2000
Sistemi di II categoria: alta tensione di potenza superiore a 1kVA
Occorre prevedere dispositivi di protezione indipendenti per :
Consegna e
misura
Generazione
Carichi privilegiati
Rimanente parte della rete dell’Utente produttore
Rete Pubblica
DG
Carichi non abilitati
al funzionamento in
isola
DI
Carichi abilitati al
funzionamento in
isola, privilegiati
D GEN.
Sistema di
generazione
Page 20
E_PD DMV
Protezione dell’interfaccia per utenti attivi
CEI 0-16
(art.8.7.2)
Il Sistema Protezioni di
Interfaccia deve:
- evitare l’alimentazione
della rete MT,
- evitare di alimentare guasti,
- proteggere da richiusure
automatiche
≥2
CEI 0-16;V2 DDI in MT: non serve
il doppio sezionamento a monte e
valle dell’interruttore
Page 21
E_PD DMV
Rincalzo alla mancata apertura del DDI pag. 89 CEI 0-16
A
PERTUR
A
I
D
O
D
COMAN
CHIUSO
TRIP
&
1s
COMANDO DI APERTURA
≥400 kVA
Page 22
Si può usare anche il DG
E_PD DMV
CEI 0-16 Allegato E pag. 152 SPI
La protezione che comanda il dispositivo
d’interfaccia deve dare il comando d’apertura
per:
-Guasti esterni a monte del CP
-Dopo l’apertura del CP ( per il futuro servirà
comunicazione )
Al fine di separare il generatore dalla rete per
questo scopo servono le protezioni:
U> tbd
t> 0
f> tbd
f< tbd
t= 0
U< tbd
t< 0.3 s
Uo> tbd
to> tbd
(≥400 kVA)
59U0 solo per potenza complessiva dei generatori
maggiore di 400kVA
Page 23
E_PD DMV
opzionale
Osservazioni sul Sistema Protezioni di Interfaccia pag. 88 8.7.5
Generatore > di 400kVA
Le protezioni di massima/minima frequenza e di
massima/minima tensione devono avere in
ingresso grandezze proporzionali ad almeno due tensioni
concatenate MT che quindi possono essere prelevate:
• dal secondario di TV collegati fra due fasi MT;
• direttamente da tensioni concatenate BT.
59 U>
27 U<
81 f< e f>
Page 24
E_PD DMV
La 6. è presente anche al paragrafo 5.8.1 della CEI1120 ma mai sviluppata
Protezione dei generatori rotanti paragrafo 5.11.1
CEI 11-20
(art.2.7.1)
Page 25
E_PD DMV
Protezione dei generatori statici
CEI 11-20
(art.2.7.2)
Page 26
E_PD DMV
Soluzioni per generazione
Page 27
E_PD DMV
Centrale fotovoltaica con un elevatore
Impianto parzialmente integrato
Page 28
E_PD DMV
Centrale fotovoltaica con un elevatore
at an altitude
of 3000 to 5000m
-40°C to 70°C
8DH Esente da manutenzione
Page 29
E_PD DMV
1
2
3
4
5
6
7
VISTA FRONTALE
8
VISTA LATERALE
A
Confiado como secreto industrial. Nos reservamos todos Ios derechos.
Comunicado como segredo empresarial. Reservados todos Os direitos.
Confie a titre de secret d'enterprise . Tous droits reservea.
B
Proprietary d ata, company confidential. A ll rights reserved.
A
K1 ENEL
=JZ01
ME31 F Scomp. TV LT DG CEI 0-16 NA30
HF TA e TV di misura LS1 Generatore
SPI CEI 0-16 (NV 10B.M.
P) o Data Logger ( da 1 (a TV
4) di Protezione )
=JZ05
=JZ02
=JZ03
=JZ04
LS 1 Generatore
=JZ05
B
350
C
D
Non sono autorizzate la duplicazione , la trasmissione
e la divulgazione di questo documento, salvo espressa autorizzazione.
Per qualsiasi violazion e di ta le no rma è dovuto un risarcimento danni.
Tutti i diritti riservati, in particolare in caso di concessione di
brevetto o di altre registrazio ni.
C
2100
2100
1750
D
10
500
500
750
375
750
750
10
150
3625
K1
E
ME31-F
LT10
1080
1230
HF
LS1
LS1
E
F
F
Condizione
Page 30
Modifica
Data
1
Nome
Data
06.03.2009
Mod.
Zanarotti, Roberto
Appr.
Zanarotti, Roberto
Norma
Utente Attivo
Due Tr. elevatori
Schema 1
Siemens AG
E_PD DMV
D
3
4
5
Attivo schema 1
D1
U2221-O-U222Foglio 1-
(3)E50220-F0000-Fron
Schema di disposizione
Orig. / Sostit. da / Sostit. con
2
Utente attivo due Elevatori
CEI 0-16
6
7
8
1
2
3
4
5
6
LT DG CEI 0-16 NA30
HF TA e TV di misura
ME31 F Scomp. TV
SPI CEI 0-16 (NV 10 P)B.M. o Data Logger ( da 1 a 4) ( TV di Protezione )
=JZ03
=JZ04
=JZ02
K1 ENEL
=JZ01
7
LS1 Generatore
LS 1 Generatore
=JZ05
=JZ05
8
A
A
Confiado como secreto industrial. Nos reservamos todos Ios derechos.
Comunicado como segredo empresarial. Reservados todos Os direitos.
Confie a titre de secret d'enterprise . Tous droits reservea.
B
Proprietary d ata, company confidential. A ll rights reserved.
20kV (24kV) / 3~50Hz
16kA (1s) / 630A
-Q0
-Q0
630A
AC 230V
-A51
-Q01
-Q0
630A
630A
AC 230V
-Q01
-Q01
630A
-A51
-Q01
630A
-T11
3
630A
-A51
100/1A
1,5VA
Cl. 0,5
B
AC 230V
-A51
C
C
Non sono autorizzate la duplicazione , la trasmissione
e la divulgazione di questo documento, salvo espressa autorizzazione.
Per qualsiasi violazion e di ta le no rma è dovuto un risarcimento danni.
Tutti i diritti riservati, in particolare in caso di concessione di
brevetto o di altre registrazio ni.
D
-T15
2
5 VA 3P 20kV/100V
L1-L2;L2-L3
20kV 100V 100V
3
3
3
6 VA Cl. 0,5 e 3P
5 VA Cl. 0,5
-T16
3
D
-F2
-T21
2
100/1A
2 VA
5P5
Per SPG CEI 0-16
-T21
100/1A
0,5 VA
5P20
Per SPG CEI 0-16
-T91
2
100/1A
10 VA
5P20
-T21
100/1A
0,5 VA
5P20
-T91
2
100/1A
10 VA
5P20
E
E
-T91
1
K1
ENEL
Senza Scar. L= 375 mm
1
1
100/1A
0,5 VA
5P20
ME31-F
LT10
HF
LS1
LS1
Scomp. TV
DG CEI 0-16 con NA30 Misure a Cura del Distributore Partenza Generatore
Partenza Generatore
SPI CEI 0-16 (NV 10 P)B.M. o Data Logger ( da 1 a 4) Contatore Escluso
50/51 ( 51N) SIF Thytronic 50/51 (51N) SIF Thytronic
F
F
Condizione
Page 31
Modifica
Data
1
Nome
Data
06.03.2009
Mod.
Zanarotti, Roberto
Appr.
Zanarotti, Roberto
Norma
Utente Attivo
Due Tr. elevatori
Schema 1
Siemens AG
E_PD DMV
B
3
4
5
Attivo schema 1
B1
U2221-O-U222Foglio 1-
(3)E50220-F0000-Uni
Schema elettrico generale
Orig. / Sostit. da / Sostit. con
2
Utente attivo due Elevatori
CEI 0-16
6
7
8
Quadro MT tipo 8DH10
-T15
12kV
3
100V
3
100V
3
3
600
12kV (12kV) / 3~50Hz
16kA (1s) / 630A
-Q0
-Q0
1)
630A
630A
1)
2000
2000
AC 230V
AC 230V
-Q01
-Q01
1400
1)
1)
200A
630A
AC 230V
AC 230V
-F1
-A51
10
500
500
500
10
15
-A51
-T1
775
3
1500
790
2250
Non serve la risalita
-T21
-T21
3
3
2)
Arrivo
Page 32
E_PD DMV
400kVA
u k = 6%
10kV
Protezione Trafo
250kVA
u k = 6%
10kV
Protezione Trafo
CEI 0-16 Regole Tecniche di Connessione (RTC) per Utenti attivi ed Utenti
passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica
Page 33
E_PD DMV
CEI 0-16 Regole Tecniche di Connessione (RTC) per Utenti attivi ed Utenti
passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica
Page 34
E_PD DMV
Sistema di Automazione - Architetture
CONTROLLO
STRUMENTAZIONE
ATTUATORI
PROCESSO
Architettura convenzionale
4-20 mA e segnali on/off
Architettura con fieldbus per RIO
Controllo
HMI
Fieldbus
Remote I/O
I/O convenzionale
Intelligent Field Device
LINEARIZZAZIONE
DIAGNOSTICA
TARATURA PARAMETRI
REGISTRAZIONI
Misuratore di livello a μ-onde
Intelligent Electrical Device
VERIFICA
PROTEZIONE
CURVE DI
INTERVENTO
TARATURA
PARAMETRI
MISURE
Interruttore scatolato BT
Relè di protezione
Dati del
Costruttore
Relè convenzionali
- 2 contatti di scatto
Relay digitali:
- ≈1.200 dati
Tarature
Funzioni
Misure
Registrazione
eventi
Diagnostica
Logiche
Oscilloperturbografia
L’automazione è VIRTUALE
Dati del
Costruttore
Tarature
Funzioni
Misure
Un IED/IFD è caratterizzato
dall’insieme delle informazioni
che può produrre o consumare,
chiamati PROFILO.
Registrazione
eventi
Diagnostica
Logiche
Oscilloperturbografia
Supervisione e Controllo
Misure e Trend
Eventi e Allarmi
Sequenze
Applicazioni
Software
L’automazione è una RETE
un sistema di automazione moderno è una rete informativa sulla quale insistono nodi specializzati
Il nuovo PARADIGMA
L’impiego degli IED/IFD rende necessario ridefinire le
modalità di comunicazione tra CAMPO e SALA CONTROLLO
Segnali
Informazioni
Le modalità di comunicazione diventano fondamentali per
le prestazioni del sistema.
paradigma:
termine derivante dal greco parádeigma che significa "modello" (o "progetto") ed "esempio“,
in filosofia archetipo
Architettura convenzionale per MT
- SCATTO 50-51
- SCATTO 51N
- RELE’ GUASTO
- TEMP. TRASF.
- SCATTO PER ΔV
- SCATTO PER Δf
- RELE’ GUASTO
PI
PG
ON
-O
FF
- SCATTO 50-51
- SCATTO 51N
- RELE’ GUASTO
FF
ON-O
A
4-20 m
ON-OFF
QUADRO MT
ON-OFF
ONOFF
PLC
(SIMATIC)
SCADA
(WinCC)
- TENSIONE
- CORRENTE
-P/Q
- APERTO / CHIUSO
- APRI / CHIUDI
- ANOMALIA
ON
-O
FF
QUADRO BT
- APERTO / CHIUSO
- APRI / CHIUDI
- SCATTO PROTEZ.
Architettura moderna per MT
PI
PROFIBUS DP
PG
ON
-O
FF
ET200
ET200
ON-OFF
VL
SIPROTEC
PLC
SIMEAS
QUADRO BT
(SIMATIC)
SIPROTEC
SCADA
(WinCC)
QUADRO MT
Architettura digitale per MT
MODULO DI
CONVERSIONE
CP…
CP…
PI
QUADRO MT
PROFIBUS DP
PG
MODBUS
SIMEAS
VL
S7
SIPROTEC
MISURE
SIPROTEC
PLC
(SIMATIC)
ETHERNET
QUADRO BT
SCADA
(WinCC)
Benefici dell’Architettura Digitale
MISURE
MISURE FASORIALI
ARMONICHE
TREND GRAFICI
TARATURA PROTEZIONI
GESTIONE EVENTI
Perché gli IED/IFD ?
Prestazioni: accuratezza, flessibilità, …
Affidabilità: semplicità, compattezza, …
Diagnostica: on-line, preventiva, …
Prezzi: costi di produzione, magazzino, …
La fruizione dei benefici di un IED richiede la
tra IFD/IED e sistema di automazione
Cos’è un PROTOCOLLO DI COMUNICAZIONE ?
Modello ISO-OSI (ISO 7498)
APPLICAZIONE
PRESENTAZIONE
comunicazione
tra applicazioni
SESSIONE
TRASPORTO
RETE
SCAMBIO DATI
LIVELLO FISICO
comunicazione
tra processori
Layer 1: il livello FISICO
- Trasmette sequenze binarie sul canale di comunicazione
- Contiene le specifiche dei cavi, dei connettori, del modo di
trasmissione, dei livelli dei segnali, ecc.
+ 15 V
0
+3V
Esempio: RS-232 C
-3V
1
- 15 V
- 25 circuiti: massa (GNI), terra di segnale (SG), transmitted data (TD), received data (RD),
request to send (RTS),....
- velocità max. 19.2 kbit/s
- distanza max. 50 piedi a 19.2 kbit/s (circa 15 m)
- impedenza di carico 5 kOhm
Layer 2: il livello DATA LINK
-
Ha come scopo la trasmissione di trame (frame).
Verifica la presenza di errori e gestisce meccanismi di correzione
Esempio: frame Ethernet
OTTETTI
7
PREAMBOLO
101010....1010
6
6
2
DESTINAZIONE
TIPO LIVELLO
SUPERIORE
MITTENTE
START FRAME DELIMITER 11010101
DATI: da 46 a 1500
4
FRAME
CHECK
SEQUENCE
Data Link – Media Access Control
Il MAC definisce le
regole di accesso al
bus: chi ha diritto in
ogni istante a
comunicare
Data Link – Media Access Control
Definisce le regole per l’accesso
al bus (mac)
TOK EN P A SSIN G
STAZ IO NI M AST ER
PC
PL C
PL C
MA STE R - SLAV E
M
M
T
Trans -
Se n so r
Se n so r
Dri ve
Ac tu a to r
STAZ IO NI S LAV E
Se n so r
Dri ve
m itt er
Data Link – Media Access Control
CO NSU MAT ORE
CO NSU M AT ORE
ARB ITR O DEL BU S
PC
PL C
PL C
PRODU CER - CONS UME R
M
M
T
Trans -
Se n so r
Se n so r
Dri ve
CO NSU M AT ORE
Ac tu a to r
Se n so r
Dri ve
m itt er
PRODU TTOR E
- tutti i dati sono disponibili a tutti
(contemporaneamente)
- ogni dato ha una sua “freschezza”
Data Link – Media Access Control
silenzio
Fase 1
T1
Carrier
Sense
Multiple
Access
Collision
Detection
R
T2
R
- T1 e T2 ascoltano
Fase 2
T1
R
T2
R
T1
R
T2
R
- T1 e T2 trasmettono e
ascoltano il bus
Fase 2
- collisione e disturbo del
segnale sul bus
jamming
Fase 3
T1
R
T2
R
- T1 e T2 riconoscono la
collisione e inviano la
sequenza di jamming
Fase 3
T1
R
T2
R
- T1 ritrasmette dopo il
tempo t1
Fase 3
T1
R
T2
R
- T2 ritrasmette dopo il
tempo t2
Layer 3: Rete (networking)
Gestisce l’instradamento dei messaggi. Determina se e quali
sistemi intermedi devono essere attraversati dal messaggio
per giungere a destinazione
ISDN
PSDN
SMDS
• INTEGRATED SERVICE DIGITAL NETWORK
• SWITCHED MULTIMEGABIT DATA SERVICE
• PACKED SWITCH DATA NETWORK
Layer 4: Trasporto
Si occupa di fornire un trasferimento dati sicuro ed affidabile
e di ottimizzare le risorse della rete mediante:
- frammentazione,
- correzione degli errori,
- gestione del traffico della rete
BIT
0
4
9
VERSION
HLEN
TYPE OF SERVICE
TOTAL LENGHT
IDENTIFICATION
TIME TO LIVE
32
19
16
FLAGS
FRAGMENT OFFSET
PROTOCOL
Livello 3:
Internet Protocol
HEADER CHECKSUM
SOURCE IP ADDRESS
DESTINATION IP ADDRESS
PADDING
OPTIONS
BIT
0
4
9
16
32
19
SOURCE PORT
DESTINATION PORT
SEQUENCE NUMBER
ACKNOWLEDMENT NUMBER
DATA
OFFSET
RES
CHECKSUM
OPTIONS
CONTROL
WINDOW
URGENT POINTER
PADDING
Livello 4:
Transmission
Control
Protocol
Layer 5: Sessione
Layer 6: Presentazione
E’ responsabile del dialogo tra due programmi
applicativi. Consente di aggiungere a connessioni
end-to-end servizi aggiuntivi, quali:
- gestione del dialogo (mono/bi direz.)
- gestione del token,
- sincronizzazione, ...
Gestisce la sintassi dell’informazione da trasmettere (ad. es.
ASCI o EBCDIC)
Layer 7: Applicazione
E’ il livello dei programmi applicativi e dei servizi attraverso i
quali l’utente finale utilizza la rete.
Esempi sono:
- read/write data
- carica/scarica un file (FTP)
- VT (terminale virtuale)
- FTAM (file transfer and access manag.)
- X.400 (posta elettronica)
Il modello ISO/OSI
Il protocollo definisce COME trasmettere le informazioni,
non QUALI informazioni trasmettere
Perché protocolli diversi?
CENTRO DI CONTROLLO ABC
CENTRO DI CONTROLLO XYZ
SOTTOSTAZIONE
tra Centri di
Controllo
tra Sottostazioni e
Centro di Controllo
MONTANTE
tra Montanti
INTELLIGENT
SWITCHGEAR
INTELLIGENT C.T.
INTELLIGENT P.T
tra IED
Protocolli proprietari: MODBUS (1979)
Protocol Modbus/Jbus
- Read/Write variables (bits, words, Inp/Out)
- Diagnostic
- Traffic historical archiving
7 Application
6 Presentation
5 Session
4 Transport
3 Network
7 Application
Router (to drive the address to the physical device)
2 Data Link
Master/Slave access
Frame control with CRC
6 Presentation
1 Physical
Twisted pair, max 19.200 bauds
iRS232/RS485/Current Loop
5 Session
Services of Modbus Plus:
- all the Modbus services
- global database
- peer cop
4 Transport
3 Network
7 Application
-
Modbus services:
Read/Write variables (bits, words, Inp/Out)
Diagnostic
Traffic historical archiving
Program uploading/downloading
6 Presentation
5 Session
4 Transport
3 Network
2 Data Link
1 Physical
IP
TCP
MAC IEEE 802.3
Ethernet II or LLC IEEE 802.2
CSMA-CD
ISO 8802.3
2 Data Link
Token Passing bus – IEEE 802.4
1 Physical
RS485/Current Loop
La Modbus List
La famiglia PROFIBUS
Livello
Azienda
Controllore Area
Dorsale TCP/IP
Tempo ciclo
bus
< 1000 ms
SCADA
Stazione
Ingegneria
Livello
Cella
Test at
test
laboratory
PROFINET
Tempo ciclo
bus
< 1000 ms
Profigate
Stazione
Ingegneria
Livello
Campo
Tempo ciclo
bus
< 100 ms
PLC
M
I/O
Sensore
DCS
OK ?
Yes
PROFIBUS-PA
PROFIBUS-DP
Disp.
campo
No
Drive
Certification by
PROFIBUS User
Disp.
Organisationcampo
Trasmet
titore
Profibus DP: livello fisico
- Baud rates da 9.6 kBit/s fino a 12 MBit/s selezionabile a passi
- Cavo doppino twistato schermato
- 32 stazioni per segmento, max. 127 stazioni permesse (usando repeater)
- distanza dipende dal baud rate: 12 MBit/s = 100 m; 1.5 MBit/s = 400m;
< 187.5 kBit/s = 1000 m
- distanza espandibile con repeater fino a 10 km
Master
- Connettore 9 PIN, D-Sub
Slave
Barra di terra
TERRA
Slave
Barra di terra
Covo Profibus
Barra di terra
Cavo Profibus
Rete di terra
TERRA
Profibus PA: livello fisico
DCS/PLC
PROFIBUS-DP
Junction Box
Accopiatore
Segmento
24 V
PROFIBUS-PA
Dispositivi
Dispositivicollegabili:
collegabili:
Area
Ex
:
max.
Area Ex : max.10
10
Area
Non
-Ex
:
max.
Area Non -Ex : max.30
30
Protezione: [EEx ib IIC]
IEC 61158-2
Baud rate fisso= 31.25 kBit/s
Bus Powered
Winchester Coded
Variabili cicliche e acicliche
Variabili acicliche per
taratura, diagnostica, …
Variabili cicliche per
il controllo del processo
Oltre al protocollo….
Il protocollo definisce il
COME comunicare.
Serve la definizione di
COSA comunicare,
Oltre al protocollo….
OPC client
OPC
SERVER
OPC client
OPC client
Il protocollo “elettrico”: IEC 61850
Lo Standard IEC 61850
61850
IEC 61850 è divisa in 10 parti. Alcune parti
sono divise in Sezioni, per un totale di circa
15 Standards
Architettura IEC 61850 per la Media Tensione
ETHERNET
PLC o
SWITCH
I ED
#1
I ED
#2
I ED
#3
I ED
#n
COMPUTER DI
SUPERVISIONE
Un IED per ogni scomparto MT
Architettura IEC 61850 per la Media Tensione
Relè di
protezione
e controllo
ETHERNET
PLC
PROTEZIONI
SCADA
Gli apparati di potenza sono “visti” attraverso la loro rappresentazione
virtuale trasmessa dagli IED. Non occorre cablaggio!
La comunicazione IEC 61850
Generic Object Oriented Substation Event
Goal: trasmettere eventi mission critical
in meno di 4 ms da un IED a qualsiasi
altro IED (broadcast)
Mezzo: Ethernet 10/100 baseF
Modello: produttore - consumatore
Applicazioni:
- logiche dei relè di protezione
- interblocchi
- logiche MAI
- blocchi da relè di protezione
- load-shedding
- RCE
TELEGRAMMA
HDR 001100101011…
INFORMAZIONE
ELEMENTARE
CRT
La comunicazione IEC 61850
Generic
Object
Models for
Substation and
Feeder
Equipment
METADATI:
METADATI
E’ definita una classe di dati
per diverse tipologie di informazioni
all’interno di ciascun apparato.
A ciascuna variabile è associato un significato
I nodi logici IEC 61850
STRUTTURA DATI +
SINTASSI =
LN5
LN1
LN6
LN2
Un IED è una COLLEZIONE di Nodi Logici, resi
disponibili con un modello di comunicazione
Client/Server
LN7
LN3
LN8
LN4
Un Browser per i GOMSFE
Goal: navigare tra i dati
di ciascun IED con un
GOMSFE Browser
I GOMSFE utilizzano XML
(eXtended Mark-up Language)
Dentro i telegrammi GSE
Transazioni immediate, senza verifica
Multicast Address Attributes Data Error Check
Address Monitored by
Peer-to-Peer IEDs
GSE Attributes Including
Time Allowed to Live,
Sequence Number
Multicast Data
…0010110010101001010101…
Stato dell’interruttore in un telegramma multicast
Dentro il nodo logico
Possibili contenuti del
Nodo Logico XCBR
Una rete di nodi logici
PD4
Gli apparati fisici (PD) sono
contenitori di Nodi Logici (LN)
PD1 Montante 1
PD2 Montante 2
PD3 PLC
PD4 Station Computer
LN2
LN8
PD1
LN3
LN9
LN1
LN7
LN6
LN4
PD2
LN5
PD3
L’automazione è una rete di nodi logici
PD4
LN2
F2
LN8
PD1
LN3
LN9
F3
LN1
LN7
F1
LN4
PD2
LN6
LN5
PD3
Ogni Funzione di
Automazione (F) può
connettere logicamente
diversi Apparati Fisici (PD)
L’automazione è una rete di nodi logici
Functions
F1
F2
F3
Logical
Nodes
Synchronized
CB Switching
Distance
Protection
Overcurrent
Protection
HMI
(IHMI)
LN1
LN2
LN3
Synch Check
(RSYN)
LN4
Breaker
(XCBR)
LN5
Overcurrent
Protection
(PTOC)
PD2
LN6
LN7
PD3
PD4
LN8
LN9
PD5
Physical Devices
Distance
Protection
(PDIS)
PD1
L’automazione è una rete di nodi logici
Nei sistemi semplici, un IED fa tutto
Functions
F2
Distance
Protection
F3
Overcurrent
Protection
HMI
(IHMI)
LN1
LN2
LN3
Synch Check
(RSYN)
LN4
Breaker
(XCBR)
LN5
LN6
LN7
Logical
Nodes
Distance
Protection
(PDIS)
Overcurrent
Protection
(PTOC)
LN8
LN9
PD1
Physical Devices
F1
Synchronized
CB Switching
Conclusioni
Non bisogna dimenticare che i sistemi reali, anche se digitali, sono
costituiti da IFD e IED, piattaforme hardware, sistemi operativi,
reti di comunicazione, ...
La virtualizzazione deve essere controllata ed utilizzata a fini utili.
D’altronde la definizione stessa di VIRTUALE dice che:
se c’è e lo vedi
è REALE
se c’è e non lo vedi
è TRASPARENTE
se non c’è e lo vedi
è VIRTUALE
se non c’è e non lo vedi...
Se n’è ANDATO
