Smart Grid: stato dell’arte e prospettive di sviluppo future
M. Fiori, A.S.SE.M. SpA
Ancona,
17 ottobre 2014
La GD installata in Italia:
qualche informazione
• Gli impianti FER in Italia al 2012 avevano una potenza complessiva di circa 47 GW a
cui corrispondono circa 92 TWh prodotti (27,1% del Consumo Interno Lordo).
• Molti di questi impianti sono
installati nel centro e nel sud…
• …e sulle reti di distribuzione
MT e BT
140,000
120,000
[GWh]
100,000
80,000
60,000
947.2, 6%
5084.7,
31%
40,000
20,000
0
2008
2009
2010
2011
2012
Idraulica
Eolica
Solare
Geotermica
2020 2020 SEN
PAN
Bioenergie
• Il 92% degli eolici è connesso alle reti AT
150/132 kV
• Per il FV, circa 900 MW sulla AT e 16.000
MW sulle reti MT e BT
10388, 63%
AT
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MT
BT
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Perché la GD complica la gestione del sistema e
delle reti di distribuzione?
Le FRNP non sono monitorate in tempo reale (DSO-Terna): la previsione
sul breve-medio termine risulta quindi di difficile attuazione  criticità su MGP e MSD
o Necessità di acquisire maggiori risorse su MSD (maggiori costi).
o Minore sicurezza di esercizio del sistema, dovuta alla diminuita capacità regolante
e inerzia della rete e all’incremento dell’errore di previsione del carico residuo.
A livello di rete di distribuzione, se la GD supera il carico, si ha inversione di flusso.
Le reti MT/BT non sono concepite per operare in questa nuova condizione:
o problemi di gestione del SPI della GD (stabilità del sistema e isola indesiderata);
o regolazione di tensione: uno o più impianti di GD portano la tensione a valori
eccessivi (distaccati per effetto del SPI);
o incremento dell’energia persa in rete.
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L’unica soluzione possibile…
…il passaggio alle Smart Grid
La recente normativa e regolazione nazionale fornisce dei primi esempi di evoluzione verso le Smart Grid:
Del. 84/12/R/eel che approva e stabilisce le modalità applicative dell’A70 di Terna, Retrofit compreso
Del. 243/2013/R/eel che estende l’applicazione dell’A70
Del. 344/2012/R/eel che approva l’A72 di Terna (RIGEDI)
Del. 421/14/R/eel che approva l’A72 aggiornato e estende, con Retrofit, l’obbligo del Teledistacco GSM
CEI 0-16 – 2012/12
Regola tecnica per
la connessione di
Utenti AT ed MT
Data
CEI 0-21 – 2012/06
Regola tecnica
per la
connessione di
Utenti BT
€
ICT
Nuovi relè
Impatto trascurabile
Generazione
Diffusa [%]
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L’unica soluzione possibile…
…il passaggio alle Smart Grid
• Smart grid, necessità di completare la rete elettrica con una rete di comunicazione
• Impiegare nuove strutture e procedure operative in grado di:
 mantenere un elevato livello di sicurezza e affidabilità del sistema;
 migliorare la gestione della GD e il controllo del carico;
 promuovere l’efficienza energetica e il coinvolgimento degli utenti finali nel mercato.
Il progetto pilota Smart Grid di
A.S.SE.M.
Attività:
• distribuzione dell'energia elettrica;
• distribuzione gas metano;
• gestione del servizio idrico integrato;
• gestione pubblica illuminazione.
Estensione del territorio : 193 chilometri quadrati;
Numero di Utenti E.E. : 8178;
Potenza : 43 MW.
GD (FV, Idro, Eolica) : 353 unità;
Potenza : 28 MW.
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Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M.
Motivazioni e finalità
Scambi in Cabina Primaria – Settembre 2013
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Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M.
Motivazioni e finalità
• incremento dell’affidabilità del SPI della GD mediante telescatto con
logica fail-safe;
• gestione dei guasti con selettività logica tra CP e Centro Satellite;
• telecomando IMS lungo linea;
• regolazione della tensione con logica centralizzata;
• monitoraggio innovativo buchi di tensione Del. ARG/elt 198/11;
• limitazione/modulazione in emergenza della potenza attiva;
• monitoraggio/controllo delle iniezioni da GD da parte del
DSO/TSO.
Comunicazione mediante fibra ottica, Wi-Fi e rete mobile
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Impianto
Vettore
UA 1
UA 2
UA 3
UA 4
UA 5
UA 6
UA 7
UA 8
UA 9
UA 10
UA 11
Fibra ottica
Rete mobile + Wi-Fi
Rete mobile + Wi-Fi
Fibra ottica
Fibra ottica
Fibra ottica
Fibra ottica
Fibra ottica
Rete mobile + Wi-Fi
Rete mobile + Wi-Fi
Rete mobile
Il sistema di comunicazione
• Rete mobile 3G
• Wi-Fi
• Fibra ottica
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Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M.
Architettura del sistema
Il sistema si sviluppa su 3 livelli logici della sottostazione estesa del
protocollo IEC 61850:
• Livello 1: Livello di Cabina Primaria
• Livello 2: Livello delle Cabine del Distributore e di Smistamento
• Livello 3: Livello dell’Utente Attivo
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Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M.
Gestione SPI mediante telescatto con logica fail-safe
CP
RICHIUDE
APRE
Senza sblocco voltmetrico
0 MW
Hz
1 MW
1 MW
RICH. KO
51,5 Hz
UT.2
Rete in isola!!!
RICHIUDE
APRE
47,5 Hz
50
51
53
1 MW
PGD =
2 MW
1 MW
PC = 2 MW
49
47
SPI
PC PG
CP
DDI
Con sblocco voltmetrico
0 MW
Hz
RICH. OK
1 MW
1 MW
PC PG
V0>
51,5 Hz
50,3
Vd<
SPI
Vi<
47,5 Hz
49,7
UT.2
PC = 2 MW
1 MW
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DDI
49
50
47
51
53
1 MW
PGD =
2 MW
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Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M.
Gestione SPI mediante telescatto con logica fail-safe
Nel Progetto è implementata una logica di intervento del SPI basata su soglie
restrittive/permissive, gestita con lo scambio di segnali IEC 61850 (telescatto/keep-alive)
tra DSO e Utente.
CP
RICHIUDE
APRE
Progetto Smart Grid
0 MW
Hz
PC PG
RICH. OK
1 MW
1 MW
V0>
51,5 Hz
Vd<
SPI
Vi<
47,5 Hz
UT.2
PC = 2 MW
1 MW
DDI
49
47
50
51
53
1 MW
PGD = 2 MW
Rispetto alla soluzione con sblocco voltmetrico:
• distacco dell’Utente più affidabile (non più basato su soglie di intervento locali);
• separazione della GD assicurata anche su apertura intenzionale dell’int. di linea MT;
• si evita il distacco accidentale della GD in presenza di guasti su feeder adiacenti e di
perturbazioni di frequenza.
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Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M.
Selettività logica tra protezioni di linea MT
In presenza di guasto a valle del Centro Satelline A.S.SE.M. (cabina MT/MT):
• le protezioni MT in CSM Contro inviano un messaggio di inibizione (selettività logica)
alle protezioni a monte (CP Colotto);
• dopo l’eventuale ritardo intenzionale impostato, la protezione in CSM Contro apre ed
invia il messaggio di telescatto alla GD a valle.
Entrambe le funzionalità sono assolte mediante messaggi IEC 61850 GOOSE.
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Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M.
Algoritmo di regolazione centralizzata della tensione
Le iniezioni di potenza reattiva delle unità di GD sono controllate in tempo reale, al
fine di regolare i profili di tensione lungo le linee della rete.
L’algoritmo agisce anche sul VSC dei trasformatori AT/MT, per coordinarne il
funzionamento con la GD.
Obiettivo: mantenere le tensioni minime e
massime sulla rete MT entro l’intervallo
consentito (es. 0,96-1,09 p.u.) e ridurre il
numero di manovre del VSC.
Azioni di controllo cicliche (temporizzate),
basate sulle seguenti fasi:
1. acquisizione delle misure;
2. stima dello stato del sistema;
3. attuazione logica di regolazione;
4. invio dei comandi al campo.
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Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M.
Partecipazione ai piani di difesa
Per garantire la sicurezza di esercizio del SEN (contrastare situazioni di riduzione
della capacità regolante), la Norma CEI 0-16 e la Del. 421/14/R/eel
hanno prescritto la possibilità di ridurre la produzione della GD (impianti FV e
eolici con potenza  100 kW) mediante distacco temporaneo del generatore della
rete comandato dal DSO.
«Nella prospettiva delle smart grid», la norma CEI 0-16 prescrive l’invio di
telesegnali, con riduzione parziale o totale della produzione, tramite un sistema di
comunicazione «always on»
Il progetto A.S.SE.M. prevede:
• il distacco della GD mediante vettore GSM/GPRS (obbligo normativo);
• il distacco della GD mediante segnale in protocollo IEC 61850
(uso del vettore dati condiviso, quindi non è richiesto alcun modem aggiuntivo!);
• la modulazione della potenza attiva della GD in protocollo IEC 61850
(in prospettiva, la soluzione di regime, in accordo alla CEI 0-16).
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Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M.
Sistema di monitoraggio della QoS Del. ARG/elt 198/11
Il Progetto è stata integrato con la sperimentazione di una architettura innovativa per il
monitoraggio e il riconoscimento dell’origine dei buchi di tensione MT.
Gli avviamenti delle protezioni
di CP sono acquisiti per verificare
il passaggio di sovracorrenti
durante il manifestarsi di un
buco di tensione.
 IEC 61850
Protezioni monitorate:
• maxI di fase e direzionali di
terra linee MT;
• maxI di fase MT
trasformatore;
• maxV omopolare sbarra MT;
• maxI di fase AT trasformatore;
• maxI di fase montante AT
(predisposizione).
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Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M.
Quali benefici per l’Utente?
A motivare un’evoluzione verso le Smart Grid non sono solo le esigenze di
esercizio dei Gestori di Rete e di Terna, ma anche le rinnovate necessità di un
migliore servizio per l’Utente, in ragione dei suoi bisogni in continua evoluzione.
Alcuni dei benefici delle Smart Grid (attuali & prospettici) per l’Utente:
•
Migliore continuità di esercizio (selettività logica; regolazione di tensione).
•
Migliore qualità della tensione (regolazione di tensione).
•
Riduzione della
soglie permissive).
•
Riduzione della probabilità di danni ai generatori rotanti in caso di
intervento della protezioni del DSO (gestione evoluta SPI: telescatto).
•
Maggiore sicurezza per le persone (no isola indesiderata).
•
Modulazione in tempo reale della produzione, invece che distacco orario
(comunicazione IEC 61850).
probabilità
di
black-out
(gestione
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evoluta
SPI:
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Alcune considerazioni in merito alla sperimentazione
Sistema di comunicazione
Protocollo IEC 61850
• Protocollo diffuso in applicazioni elettriche a livello europeo.
• Già contemplato dalla normativa nazionale (CEI 0-16).
• Necessità di definire una profilazione protocollare condivisa!
Wi-Fi
• Costi realizzativi ridotti.
• Efficace su distanze (7-8 km).
• Visibilità diretta tra le antenne.
Fibra ottica
• Vettore veloce e affidabile.
• Reperibilità sul mercato.
• Costi di fornitura e posa contenuti con opere idonee ad ospitare la
fibra (tralicci, condutture, ecc.).
• Particolarmente adatto per la selettività logica.
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Alcune considerazioni in merito alla sperimentazione
Sistema di comunicazione
Rete mobile 3G
• Vettore di comunicazione flessibile.
• Possibili problematiche di copertura dei siti.
• Complicazioni dovuti alla necessità di realizzare una VPN tra i siti del
DSO e gli Utenti Attivi.
• Oltre all’investimento iniziale, canone annuo di utilizzo del servizio.
Deployment sistema di comunicazione
Nella sperimentazione: costi legati alla comunicazione piuttosto elevati
(14% dell’investimento complessivo).
In prospettiva: canali di comunicazione condivisi
(CS, Utenti). Riduzione degli oneri della comunicazione!
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tra
più
siti
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Alcune considerazioni in merito alla sperimentazione
Reperibilità degli apparati innovativi
Necessari apparati innovativi, non reperibili sul mercato.
 Impatto sulle tempistiche e sui costi di sviluppo del Progetto
Quadro normativo in continua evoluzione: molte delle funzionalità e degli
apparati dell’Utente richiesti nel Progetto sono stati normati nei recenti
aggiornamenti alle norme CEI 0-16 e CEI 0-21.
Tuttavia..
1. alcuni apparati non lo sono ancora (interfaccia 61850
con il DSO, controllore centrale di impianto);
2. altri apparati richiedono modifiche/integrazioni alla
norma vigente (ad es., gestione evoluta SPI).
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Sviluppi in ambito normativo (Allegato O alla CEI 0-16)
Il Controllore Centrale di Impianto
Controllore Centrale di Impianto: apparato atto a coordinare il funzionamento dei
diversi elementi dell’impianto dell’Utente affinché l’impianto stesso operi,
nel suo complesso, in modo da soddisfare le richieste del DSO al
Punto di Consegna  Generatore equivalente
Funzionalità:
• fornire al DSO la capability
equivalente dell’impianto;
• partecipare alla regolazione
della tensione;
• limitare la potenza attiva su
comando del DSO;
• avviare l’impianto con presa di
carico a gradiente specificato;
• coordinare il funzionamento di
GD e storage.
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Prospettive future
Modelli di dispacciamento per le risorse locali (GD)
• Dispacciamento Centralizzato Esteso (Modello 1)  è effettuato a livello
centrale nella responsabilità del TSO e l’utente (UP convenzionale e FRNP) è
responsabile della presentazione di offerte sul MSD (direttamente, come
singola UP, o tramite un eventuale trader).
• Dispacciamento Locale del DSO (Modello 2)  è effettuato a livello locale
dal DSO che è responsabile nei confronti del TSO della presentazione di offerte
sul MSD acquistando la capacità tramite un mercato locale a cui partecipa la
GD (direttamente o per il tramite di un trader).
• Profilo di scambio AT/MT Programmato (Modello 3)  è effettuato a livello
centrale dal TSO coinvolgendo le sole unità connesse alla RTN, mentre il DSO
è responsabile di mantenere, nel tempo reale, lo scambio di energia con la
RTN il più possibile simile a quello definito in fase di programmazione.
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Qualche spunto di riflessione
• Su impulso della crescente diffusione della generazione da FRNP,
i sistemi elettrici stanno rapidamente evolvendo verso le Smart Grid.
• La normativa e regolazione nazionale di riferimento sta contribuendo a
fornire una notevole spinta in tale direzione (Del. 84/12/R/eel; Del.
421/14/R/eel; Allegati CdR A.70 e A.72; CEI 0-16; CEI 0-21; Del. ARG/elt
199/11; DCO 354/2013/R/eel).
• Il progetto pilota A.S.SE.M. (insieme alle altre sperimentazioni Smart Grid
39/10) hanno mostrato differenti soluzioni tecnologiche ed indirizzeranno lo
sviluppo estensivo delle Smart Grid in Italia. La capacità di reazione
mostrata dal sistema Italia rispetto alla tempesta in atto ha condotto a una
situazione di assoluta avanguardia.
• Ci si sta muovendo verso un nuovo ruolo delle imprese di distribuzione nella
gestione delle reti con massiccia presenza di Generazione Distribuita
 dispacciamento locale?
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22
Fine
Grazie per l’attenzione
www.assemspa.it
ANY QUESTIONS
[email protected]