Il Nexus® 1500+ è un analizzatore di qualità dell'energia IEC 61000-4-30 Classe A e un contatore fiscale che funziona anche come unità di misura fasoriale (PMU): trasmette sincrofasori IEEE C37.118 fino a 60 trame al secondo. Un solo strumento in sottostazione contabilizza l'energia con lo 0,06 % di precisione, registra gli eventi di qualità della fornitura e alimenta un sistema di monitoraggio ad area estesa.
Le reti con una quota crescente di generazione da inverter sono più rapide e meno tolleranti di quelle per cui è stato progettato lo SCADA. Lo SCADA interroga i valori ogni pochi secondi senza un riferimento temporale comune; una PMU invece fornisce più volte al secondo modulo e angolo di fase di tensioni e correnti, riferiti allo stesso tempo assoluto su tutta la rete. Integrare questa funzione nel misuratore già installato nel punto di connessione evita una PMU separata, il suo cablaggio e il suo spazio nel quadro.
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Quali dati fornisce la PMU del Nexus 1500+
Un sincrofasore è un fasore (modulo e angolo) stimato in un istante noto del tempo assoluto: i fasori di PMU distanti centinaia di chilometri si possono quindi confrontare direttamente. Il Nexus 1500+ trasmette:
| Gruppo | Canali | Nel rapporto |
|---|---|---|
| Fasori individuali | VA, VB, VC, IA, IB, IC | Sempre |
| Componenti simmetriche | V0, V1, V2, I0, I1, I2 (sequenza zero, diretta e inversa) | Opzionale |
| Frequenza e ROCOF | Frequenza di rete e sua velocità di variazione (rate of change of frequency) | Sempre (trama C37.118) |
| Analogici | W, VA e VAR fondamentali (totale e per fase); fattore di potenza di spostamento (totale e per fase) | Opzionale |
| Digitali | Ingressi digitali ad alta velocità del misuratore (stato di interruttori e relè) | Opzionale |
Inviare le componenti simmetriche già calcolate risparmia questo lavoro al concentratore di fasori (PDC), e gli ingressi digitali consentono di allineare nel tempo una manovra di interruttore con la variazione di fasore che ha provocato.
Sincronizzazione temporale e frequenze di invio
L'angolo di fase ha senso solo se l'orologio è preciso: un errore di tempo di ±26 µs a 60 Hz, o di ±31 µs a 50 Hz, produce già un errore di fase di 0,51° e un errore vettoriale totale (TVE) dell'1 %, il limite di diverse prove della C37.118. La norma raccomanda una sorgente di tempo almeno dieci volte migliore.
Per funzionare come PMU, il Nexus 1500+ accetta due sorgenti di tempo:
- IRIG-B: codice orario non modulato da un orologio disciplinato via GPS, collegato alla porta IRIG-B del misuratore. Se il segnale GPS viene perso, l'orologio interno (quarzo da 3,5 ppm) subentra in quello stesso istante.
- IEEE 1588 PTPv2: tempo di precisione sulla rete Ethernet della sottostazione, con il misuratore come slave PTP e un elenco prioritario di orologi master per la ridondanza.
SNTP e la sincronizzazione sulla frequenza di rete restano disponibili per la misura, ma non per i sincrofasori. Le frequenze di invio dipendono dalla frequenza nominale:
| Frequenza nominale | Trame al secondo |
|---|---|
| 50 Hz | 10, 25, 50 |
| 60 Hz | 10, 12, 15, 20, 30, 60 |
La frequenza è misurata tra 42,5 e 69,9 Hz, con 45–65 Hz specificati per la C37.118. Fasori, frequenza e valori analogici possono essere inviati in virgola mobile o come interi a 16 bit (con un moltiplicatore per la risoluzione), e i fasori in forma polare o rettangolare.
Conformità alle norme: classe P e classe M
Con firmware 20 o successivo e chiave V-Switch™ 4, 5 o 6, il Nexus 1500+ è conforme alla IEEE C37.118.1-2011 e al suo emendamento C37.118.1a-2014 per entrambe le classi di prestazione, e comunica secondo la IEEE C37.118.2-2011. La classe si sceglie nella configurazione di ogni impianto.
| Classe P (protezione) | Classe M (misura) | |
|---|---|---|
| Finestra di filtraggio | 2 cicli, triangolare | 7 cicli, con filtro passa-banda attorno alla frequenza nominale |
| Risposta | Rapida: durante la maggior parte dei guasti si calcolano uno o due fasori | Smorzata: fa la media del guasto e non ne vede le grandezze |
| Uso tipico | Localizzazione guasti con dati da due o tre estremi, analisi rapida legata alle protezioni | Monitoraggio ad area estesa, analisi delle oscillazioni, stima dello stato |
Il flusso di sincrofasori usa solo la C37.118.2; il server IEC 61850 del misuratore (chiavi V-Switch 5 e 6) non viene utilizzato per i dati della PMU.
Comunicazione e trasmissione dei dati
La PMU funziona su una delle due porte Ethernet del misuratore (rame o fibra 100Base-FX), una alla volta, con la IEEE C37.118.2. Comandi e dati sono separati tra TCP e UDP, così una sessione TCP interrotta non ferma il flusso di dati UDP.
Fino a due client possono mantenere contemporaneamente sessioni TCP di comando. Le porte sono configurabili e l'identificativo del flusso (Data Stream ID) identifica il misuratore presso il PDC. Con l'invio automatico attivo, la trama di configurazione (tipo 1 o 2) viene inoltre reinviata ogni 1–3600 s (60 s di default), e ogni modifica di configurazione attiva il relativo indicatore e riavvia la trasmissione.
Applicazioni
- Visione ad area estesa: l'operatore vede tensione, corrente e frequenza in molti punti con la stessa base dei tempi e con un dettaglio dinamico che lo SCADA non offre; i dati possono confluire nel sistema di gestione dell'energia (EMS).
- Allerta precoce di instabilità: una separazione angolare crescente o un generatore che accelera dopo lo scatto di una linea vengono rilevati prima che il problema si aggravi.
- Rilevamento delle oscillazioni: le oscillazioni interarea a bassa frequenza vengono identificate, localizzate e classificate dal flusso di fasori.
- Rilevamento di isola e ripristino: il confronto di fase e frequenza mostra quando un generatore distribuito alimenta una porzione in isola e aiuta a risincronizzarla dopo una tempesta o un blackout.
- Localizzazione dei guasti: i fasori di classe P registrati agli estremi di una linea consentono la localizzazione con dati da due o tre estremi.
- Analisi a posteriori e validazione dei modelli: le registrazioni allineate nel tempo spiegano le perturbazioni e validano i modelli di rete usati per la pianificazione a lungo termine.
- Punti critici della rete: individuare dove la rete di trasmissione lavora più vicino ai propri limiti, per alleviare le congestioni.
Uno strumento, tre funzioni
La PMU condivide l'hardware con la metrologia e il motore di qualità dell'energia del misuratore: lo stesso collegamento ai trasformatori di tensione e di corrente serve per la fatturazione, la qualità della fornitura e i sincrofasori.
| Funzione | Capacità chiave |
|---|---|
| Misura fiscale | Precisione dello 0,06 % sull'energia; autocalibrazione Constant Calibration™ ogni 10 s |
| Qualità dell'energia | IEC 61000-4-30 Classe A Ed. 3; flicker IEC 61000-4-15 e armoniche IEC 61000-4-7 Classe A; IEC 62586-2 PQI-A; cattura dei transitori a 50 MHz; rapporti EN 50160; fino a 4 GB di memoria |
| PMU | IEEE C37.118.1-2011/.1a-2014 classi P e M; trasmissione C37.118.2; IRIG-B o PTPv2 |
| Comunicazioni | Fino a sei porte, con doppia Ethernet (RJ45 o fibra 100Base-FX); Modbus, DNP3, IEC 61850 con GOOSE, SNMP |
| Cybersicurezza | Resilient Cyber Security™: firmware firmato a 512 bit, AES a 128 bit per le credenziali, otto ruoli configurabili, interruttori di sigillatura fisici |
Per sottostazioni, impianti di cogenerazione e produttori indipendenti, ciò significa un solo foro nel quadro, un solo cablaggio e una sola configurazione di cybersicurezza, invece di un contatore, un analizzatore di qualità dell'energia e una PMU separati.
Come si configura la PMU
- Scegliere la sorgente di tempo in General Settings › Time Settings: IRIG-B o IEEE 1588 PTP (misuratore come slave, elenco degli orologi master, frequenza delle richieste di ritardo).
- Attivare i sincrofasori in General Settings › Communications › Advanced Settings: assegnare la PMU alla scheda Ethernet 1 o 2, scegliere la classe P o M, le porte, la modalità di destinazione UDP e l'invio automatico.
- Impostare la frequenza nominale, 50 o 60 Hz, che determina le frequenze di invio disponibili.
- Regolare i parametri della PMU in Tools › Phasor Measurement Settings: Data Stream ID (1–65534, univoco nel sistema), tipi di dato, forma polare o rettangolare, frequenza delle trame, gruppi di dati e nomi dei canali.
I passi da 1 a 3 modificano il profilo dello strumento e riavviano il misuratore; il passo 4 si modifica a caldo, senza riavvio. La stessa schermata mostra lo stato della PMU, della sincronizzazione e dell'invio automatico, e segnala errori come la mancanza della sorgente di tempo. Dopo un aggiornamento del firmware dalla V15 alla V20, carichi i valori di fabbrica in quella schermata prima di apportare modifiche. La configurazione si esegue con il software CommunicatorPQA® 5.0.68 o successivo.
Il Nexus 1500+ trasforma un punto di misura in una sorgente di sincrofasori conforme alle norme, senza hardware aggiuntivo. Per chi ha già bisogno di misura fiscale e di qualità dell'energia Classe A in una sottostazione o in un punto di connessione, la PMU integrata aggiunge visione ad area estesa, un'analisi delle perturbazioni più rapida e modelli di rete migliori a un costo marginale.