Controllare e gestire la manutenzione di una rete di produzione e distribuzione di energia da un unico ambiente software. Lo ha fatto Acsm SpA, grazie allo Scada zenon 6.22 di Copa-Data, selezionato dalla società trentina per la gestione di due centrali di produzione idroelettrica (2x5Mva e 2x2Mva) che alimentano la rete di distribuzione in media tensione (a 20 kV e a 10 kV, con 92 cabine e 110 km di linee) e quella in alta tensione (60kV e 132kV), fornendo energia al sistema elettrico che, dal comune di Imer, nella valle di Primiero, si spinge fino al passo Rolle.
Un caso complesso
La complessità geografica del sistema - siti di montagna distanti decine di chilometri - e la varietà delle apparecchiature installate per l'automazione hanno implicato una notevole attenzione nella scelta del sistema Scada per il controllo e la supervisione, che doveva soddisfare precise esigenze in termini di performance e adattabilità.
La natura dei processi da controllare, non solo per la produzione dell'energia elettrica ma anche per la sua distribuzione capillare, fino alla singola utenza della vallata, ha reso necessaria una particolare attenzione nello sviluppo del sistema.
Quest'ultimo doveva garantire la continuità del servizio in qualsiasi condizione, anche nel caso di funzionamento in isola della rete di Acsm di Primiero, ossia separando gli impianti dalla rete di trasmissione nazionale, con cui è interfacciata mediante sottostazione di proprietà.
Lo Scada richiesto doveva rispondere a diverse caratteristiche: stabilità; continuità del servizio; gestione nativa delle politiche di comando; sicurezza dei dati storici; espandibilità; interfacciamento nativo con apparecchiature diverse, quali plc e protezioni Siemens, protezioni GE, dispositivi di interfaccia remota; modifica dell'applicazione anche da remoto; connessione remota al sistema; possibilità di implementare logiche anche complesse per realizzare funzioni quali la gestione della produzione degli impianti o l'alleggerimento dei carichi; interoperabilità con altri ambienti di sviluppo.
La natura dei processi da controllare, non solo per la produzione dell'energia elettrica ma anche per la sua distribuzione capillare, fino alla singola utenza della vallata, ha reso necessaria una particolare attenzione nello sviluppo del sistema.
Quest'ultimo doveva garantire la continuità del servizio in qualsiasi condizione, anche nel caso di funzionamento in isola della rete di Acsm di Primiero, ossia separando gli impianti dalla rete di trasmissione nazionale, con cui è interfacciata mediante sottostazione di proprietà.
Lo Scada richiesto doveva rispondere a diverse caratteristiche: stabilità; continuità del servizio; gestione nativa delle politiche di comando; sicurezza dei dati storici; espandibilità; interfacciamento nativo con apparecchiature diverse, quali plc e protezioni Siemens, protezioni GE, dispositivi di interfaccia remota; modifica dell'applicazione anche da remoto; connessione remota al sistema; possibilità di implementare logiche anche complesse per realizzare funzioni quali la gestione della produzione degli impianti o l'alleggerimento dei carichi; interoperabilità con altri ambienti di sviluppo.
Una scelta attenta
Considerati i requisiti richiesti, si è scelto di adottare un server d'impianto per ciascun sito critico (centrali di produzione e cabine di distribuzione), dedicato alla gestione del sito stesso in maniera autonoma, e due server 'globali', tra loro ridondati, destinati all'acquisizione di tutti i dati del sistema, alla visualizzazione degli stati e alla gestione dei comandi.
La soluzione adottata è un sistema nativo di ridondanza certificato da Copa-Data, che permette di avere due macchine sempre allineate e attive - una server e l'altra stand-by - comunicanti contemporaneamente con la periferia.
Questa doppia via di acquisizione dei dati è riproposta nel sistema di comando delle apparecchiature di campo: il guasto di un sistema di comando è così sopperito dalla presenza dell'elemento di stand-by.
La ridondanza può essere implementata sia in orizzontale sia in verticale, garantendo non solo la continuità delle operazioni nelle postazioni di controllo centralizzate dell'intero sistema, ma anche l'autonomia operativa dei server di impianto nei siti remoti, in caso di malfunzionamento dei server locali.
All'interno del sistema di supervisione globale è stata implementata una politica che garantisce l'unicità della sorgente di emissione dei comandi, basata sulla gestione di privilegi di comando nativa dello Scada.
La soluzione adottata è un sistema nativo di ridondanza certificato da Copa-Data, che permette di avere due macchine sempre allineate e attive - una server e l'altra stand-by - comunicanti contemporaneamente con la periferia.
Questa doppia via di acquisizione dei dati è riproposta nel sistema di comando delle apparecchiature di campo: il guasto di un sistema di comando è così sopperito dalla presenza dell'elemento di stand-by.
La ridondanza può essere implementata sia in orizzontale sia in verticale, garantendo non solo la continuità delle operazioni nelle postazioni di controllo centralizzate dell'intero sistema, ma anche l'autonomia operativa dei server di impianto nei siti remoti, in caso di malfunzionamento dei server locali.
All'interno del sistema di supervisione globale è stata implementata una politica che garantisce l'unicità della sorgente di emissione dei comandi, basata sulla gestione di privilegi di comando nativa dello Scada.
Caratteristiche dello Scada
Il sistema Scada è espandibile, non solo come taglie di variabili, ma anche come applicazioni controllate centralmente dai due server ridondati. L'editor permette agli operatori di sviluppo di Acsm di eseguire modifiche da un solo pc e di scaricarle su tutti gli altri sistemi di rete interessati, non solo a livello grafico ma anche applicativo, senza richiedere il riavvio delle applicazioni di runtime.
Mediante il telecontrollo integrato nell'editor è possibile verificare il funzionamento da remoto dei siti, una funzionalità che rende possibile l'assistenza da parte dello stesso sviluppatore anche fuori sede.
L'utilizzo di una semplice connessione a internet e di un browser permette di interfacciarsi graficamente agli impianti.
Per lo sviluppo delle logiche è stato utilizzato straton, software di Copa-Data con cui si può sviluppare il codice di automazione secondo gli standard richiesti dalla Iec 61131-3, anche in modalità ridondata.
Su richiesta del cliente finale sono stati realizzati alcuni tool esterni in ambiente di sviluppo Vba e .Net.
Tali funzionalità, in grado di interloquire con zenon,
permettono personalizzazioni quali la gestione della produzione degli impianti idroelettrici e la rilevazione delle interruzioni secondo quanto previsto dalle delibere 333/07 e 341/07 dell'Autorità per l'Energia Elettrica e successive integrazioni.
Mediante il telecontrollo integrato nell'editor è possibile verificare il funzionamento da remoto dei siti, una funzionalità che rende possibile l'assistenza da parte dello stesso sviluppatore anche fuori sede.
L'utilizzo di una semplice connessione a internet e di un browser permette di interfacciarsi graficamente agli impianti.
Per lo sviluppo delle logiche è stato utilizzato straton, software di Copa-Data con cui si può sviluppare il codice di automazione secondo gli standard richiesti dalla Iec 61131-3, anche in modalità ridondata.
Su richiesta del cliente finale sono stati realizzati alcuni tool esterni in ambiente di sviluppo Vba e .Net.
Tali funzionalità, in grado di interloquire con zenon,
permettono personalizzazioni quali la gestione della produzione degli impianti idroelettrici e la rilevazione delle interruzioni secondo quanto previsto dalle delibere 333/07 e 341/07 dell'Autorità per l'Energia Elettrica e successive integrazioni.
L'architettura del sistema di automazione
L'architettura sviluppata comprende: due server ridondati con zenon locale multimonitor posizionati in due edifici indipendenti e lontani l'uno dall'altro, dotati di ridondanza 'a caldo' (hot stand-by) di tipo orizzontale; un dataserver per l'accentramento di database nel formato Sql server; due pc di impianto con zenon per la centrale di Zivertaghe e la rete di distribuzione di San Martino di Castrozza (siti remoti connessi via wireless), che sono in ridondanza verticale con i server ridondati.
L'automazione di processo è realizzata da un plc Siemens S7-400 e un pannello operatore con comunicazione verso la periferia decentrata in Profibus DP, per i gruppi idroelettrici e l'automazione delle stazioni di distribuzione e trasmissione e dispositivi di protezione elettrica, comunicanti sia con i plc, sia con il sistema Scada.
I server 'globali' ridondati, oltre a raccogliere tutti i dati dai server di impianto, svolgono funzioni di gestione di tutto il sistema: le interruzioni, l'alleggerimento dei carichi, i siti remoti tramite connessione Gprs (rete di distribuzione del comune di Predazzo).
La comunicazione tra i server ridondati e i server d'impianto avviene in fibra ottica o mediante ponti wireless sulle frequenze libere con protocollo proprietario criptato (tratta massima di 6km); in caso di anomalia del ponte wireless è stata implementata una comunicazione di soccorso Adsl.
La continuità dei servizi di produzione e distribuzione non è inficiata né dall'assenza di un server ridondato né dall'assenza di entrambi. Tutte le informazioni e i comandi necessari per la gestione e protezione dell'intero sistema operano in modo totalmente autonomo e diretto sugli organi (protezioni) oppure mediante il sistema di automazione a plc, realizzando, di fatto, un' ulteriore ridondanza funzionale.
Le stesse reti di scambio dati con le apparecchiature di campo sono state concepite in doppia linea (Ethernet e Fieldbus). La comunicazione dei server d'impianto con le varie apparecchiature - plc e protezioni - è effettuata tramite una rete ad anello (switch dedicato - Garrett), ottenuta mediante tratte in cavo elettrico e in fibra ottica (sia monomodale sia multimodale). I plc d'impianto sono i responsabili diretti del processo e possono essere gestiti analogamente sia tramite Scada, sia mediante i pannelli operatore o direttamente dai pulsanti presenti nei quadri di automazione.
Scada, plc e protezioni digitali sono sincronizzati temporalmente mediante apparati Gps, in modo tale da garantire che l'acquisizione di dati produca database coerenti e ordinabili temporalmente con precisione al secondo. Con lo stesso sistema, le stesse protezioni sono sincronizzate per permettere il confronto delle oscilloperturbografie e dei registri degli eventi.
L'automazione di processo è realizzata da un plc Siemens S7-400 e un pannello operatore con comunicazione verso la periferia decentrata in Profibus DP, per i gruppi idroelettrici e l'automazione delle stazioni di distribuzione e trasmissione e dispositivi di protezione elettrica, comunicanti sia con i plc, sia con il sistema Scada.
I server 'globali' ridondati, oltre a raccogliere tutti i dati dai server di impianto, svolgono funzioni di gestione di tutto il sistema: le interruzioni, l'alleggerimento dei carichi, i siti remoti tramite connessione Gprs (rete di distribuzione del comune di Predazzo).
La comunicazione tra i server ridondati e i server d'impianto avviene in fibra ottica o mediante ponti wireless sulle frequenze libere con protocollo proprietario criptato (tratta massima di 6km); in caso di anomalia del ponte wireless è stata implementata una comunicazione di soccorso Adsl.
La continuità dei servizi di produzione e distribuzione non è inficiata né dall'assenza di un server ridondato né dall'assenza di entrambi. Tutte le informazioni e i comandi necessari per la gestione e protezione dell'intero sistema operano in modo totalmente autonomo e diretto sugli organi (protezioni) oppure mediante il sistema di automazione a plc, realizzando, di fatto, un' ulteriore ridondanza funzionale.
Le stesse reti di scambio dati con le apparecchiature di campo sono state concepite in doppia linea (Ethernet e Fieldbus). La comunicazione dei server d'impianto con le varie apparecchiature - plc e protezioni - è effettuata tramite una rete ad anello (switch dedicato - Garrett), ottenuta mediante tratte in cavo elettrico e in fibra ottica (sia monomodale sia multimodale). I plc d'impianto sono i responsabili diretti del processo e possono essere gestiti analogamente sia tramite Scada, sia mediante i pannelli operatore o direttamente dai pulsanti presenti nei quadri di automazione.
Scada, plc e protezioni digitali sono sincronizzati temporalmente mediante apparati Gps, in modo tale da garantire che l'acquisizione di dati produca database coerenti e ordinabili temporalmente con precisione al secondo. Con lo stesso sistema, le stesse protezioni sono sincronizzate per permettere il confronto delle oscilloperturbografie e dei registri degli eventi.
Funzionalità del sistema
Gli automatismi a plc permettono il completo controllo e comando sia dei gruppi idroelettrici sia della rete in media tensione e alta tensione; inoltre le capacità di calcolo delle cpu hanno permesso, per ogni gruppo, di integrare in un unico controllore sia il regolatore di velocità (fornitura di terzi) sia l'automatismo. Mentre ai plc sono deputate le logiche di avviamento/arresto dei gruppi, sicurezza, regolazione di velocità, segnalazione anomalie e alleggerimento dei carichi, i dispositivi di protezione, oltre alle ovvie funzionalità di protezione delle linee, sono dotati di funzione oscilloperturbografica e del registro degli eventi.
I file creati mediante queste due funzionalità sono prelevati per l'archiviazione nei server d'impianto, dove possono essere analizzati dagli operatori e dai tecnici Acsm. L'analisi può essere eseguita, comunque, anche dai server ridondati, mentre le protezioni possono essere comandate da tutte le postazioni controllanti.
Il download automatico delle oscilloperturbografie permette di eseguire le analisi dei guasti a posteriori, da un unico centro senza le problematiche di sovrascrittura dei file, tipiche delle protezioni multifunzione. Lo Scada gestisce, infine: le comunicazioni wireless; le pagine di diagnostica, delle comunicazioni, dei sistemi di automazione e delle manutenzioni dei macchinari; la programmazione della produzione degli impianti in base ai criteri di vendita dell'energia e alla gestione dei bacini; i registri degli eventi delle protezioni; le politiche di comando e di sicurezza; la messaggistica tramite sms agli operatori reperibili; i siti remoti tramite comunicazione Gprs.
