Guida pratica all'automazione delle sottostazioni intelligenti nella distribuzione dell'energia elettrica

Il sistema di automazione della sottostazione (SAS), come suggerisce il nome, si distingue per la sua capacità di sostituire funzioni automatizzate con compiti manuali degli operatori. Le operazioni automatizzate svolgono un ruolo cruciale nella garanzia del funzionamento sicuro e affidabile della trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica. Le sue funzioni includono, ma non sono limitate a, monitoraggio, raccolta dati, protezione, controllo e comunicazione remota.

In precedenza, le Unità Terminali Remote (RTUs) erano utilizzate esclusivamente come intermediarie tra l'apparecchiatura di commutazione dell'energia elettrica a livello di processo nelle sottostazioni e il sistema di gestione della rete delle utility per scopi di sorveglianza a lungo raggio (si veda la Figura 1 qui sotto).

Queste unità sono dotate di molteplici ingressi e uscite, funzionando come interfacce di comunicazione con i centri di controllo di rete remoti. Le Unità Terminali Remote (RTUs) e il Centro di Controllo della Rete (NCC) insieme costituiscono il Sistema di Acquisizione e Controllo Supervisore (SCADA), come illustrato nella Figura 1.

Ci sono diverse funzioni specifiche notevoli del sistema di automazione della sottostazione:

• Controllo della trasformazione di tensione (Controllo del Carico Tap Changer)

• Protezione delle apparecchiature per bus, linee, alimentatori, trasformatori, generatori e altre attrezzature.

• Implementazione di interruttori automatici e meccanismi di commutazione dell'apparecchiatura di commutazione.

• Trasmissione dei dati di monitoraggio al centro di controllo.

• Risoluzione di guasti del sistema di potenza in modo locale o remoto.

• Stabilire la comunicazione con altre sottostazioni (intra-sottostazione) e centri di controllo regionali.

Ad esempio, molte funzioni nel Sistema di Automazione della Sottostazione (SAS) sono coordinate per ripristinare automaticamente da malfunzionamenti delle attrezzature o guasti a corto circuito. Queste funzioni coinvolgono più dispositivi, con le loro responsabilità allocate tra le attrezzature primarie (come interruttori, trasformatori, trasformatori strumentali, ecc.) e le attrezzature secondarie (come relè di protezione, unità di fusione, dispositivi elettronici intelligenti).

Figura 1 - Il Sistema di Automazione della Sottostazione: Architettura dei sistemi SCADA classici

Conseguentemente, la cablatura e le connessioni tra questi dispositivi e attrezzature diventano complesse, richiedendo uno sforzo significativo e un tempo esteso per manutenzione, riparazione, espansione o operazioni di modifica. Sono stati fatti sforzi per ridurre la quantità di cavi e connessioni implementando reti di comunicazione seriale a diversi livelli della gerarchia della sottostazione. Queste iniziative hanno portato a soluzioni proprietarie sviluppate dai fornitori di attrezzature per sottostazioni.

Grandi corporation, inclusi gruppi no-profit come l'Architettura di Comunicazione delle Utility (UCA) composta da fornitori di attrezzature per sottostazioni e utenti delle utility, stanno lavorando attivamente per migliorare le comunicazioni nelle sottostazioni. Lo fanno partecipando allo sviluppo di standard internazionali per migliorare la compatibilità funzionale e proponendo architetture che offrono una maggiore larghezza di banda di rete. L'obiettivo è migliorare l'affidabilità della comunicazione sia all'interno delle sottostazioni che tra diverse sottostazioni.

L'architettura gerarchica dell'automazione della sottostazione in SAS è categorizzata in base alle implementazioni tecnologiche. Il sistema di automazione della sottostazione comprende tre livelli: il livello della stazione, il livello della baia e il livello di processo (come illustrato nella Figura 2). Questi livelli possono essere utilizzati per ottenere funzionalità diverse. In termini di specifiche tecniche, le dimensioni di un sistema di automazione della sottostazione (SAS) nelle sottostazioni di trasmissione ad alta tensione saranno maggiori rispetto a quelle nelle sottostazioni di distribuzione ad alta tensione.

Nelle moderne sottostazioni, il livello della baia è una caratteristica comune, sebbene nei primi giorni del SAS, il concetto del livello della baia non fosse riconosciuto.

Tipicamente, i sensori misurano correnti e tensioni di grandezza estremamente elevata. I trasformatori di corrente e tensione (CTs/VTs) vengono impiegati per convertire ampie quantità di corrente e tensione in valori standardizzati, che vengono poi inviati agli ingressi dei relè. I valori scalati corrispondono solitamente a 5A (1A in Europa) per la corrente e 120 Volt per la tensione. Nella sostanza, i relè di protezione o i moderni dispositivi elettronici intelligenti implementano la logica di protezione.

Figura 2 - La struttura di un Sistema di Automazione della Sottostazione che rappresenta i livelli di stazione, baia e processo

Questi dispositivi rilevano e misurano i livelli di corrente e tensione elettrica per calcolare determinati valori che vengono monitorati dalla logica di protezione, come la corrente elettrica su entrambi i lati di un trasformatore ad Alta Tensione (EHV)/Alta Tensione (HV). Quando un parametro supera un valore specificato (impostazione di rilevamento), la logica di protezione agirà secondo una sequenza predefinita di passaggi o un algoritmo di controllo programmato. Tipicamente, quando si verifica un problema, viene inviato un segnale di trip all'interruttore corrispondente per isolare una linea o un bus.