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Smart Grid : stato dell’arte e prospettive di sviluppo future

Smart Grid : stato dell’arte e prospettive di sviluppo future. Ancona, 17 ottobre 2014. M . Fiori , A.S.SE.M. SpA. La GD installata in Italia: qualche informazione.

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Smart Grid : stato dell’arte e prospettive di sviluppo future

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Presentation Transcript

  1. Smart Grid: stato dell’arte e prospettive di sviluppo future • Ancona, • 17 ottobre 2014 • M. Fiori, A.S.SE.M. SpA

  2. 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 • 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

  3. 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 • Necessità di acquisire maggiori risorse su MSD (maggiori costi). • 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: • problemi di gestione del SPI della GD (stabilità del sistema e isola indesiderata); • regolazione di tensione: uno o più impianti di GD portano la tensione a valori eccessivi (distaccati per effetto del SPI); • incremento dell’energia persa in rete.

  4. 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 Power Data Power CEI 0-21 – 2012/06 Regola tecnica per la connessione di Utenti BT Data Data Power € ICT Nuovi relè Generazione Diffusa [%] Impatto trascurabile

  5. L’unica soluzione possibile……il passaggio alle Smart Grid • Smart grid, necessità di completare la rete elettrica con una rete di comunicazione • Impiegarenuovestrutture 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 Griddi A.S.SE.M. • Attività: • distribuzione dell'energia elettrica; • distribuzione gas metano; • gestione del servizio idrico integrato; • gestione pubblica illuminazione. Estensione del territorio : 193 chilometriquadrati; Numero di Utenti E.E. : 8178; Potenza : 43 MW. GD (FV, Idro, Eolica) : 353 unità; Potenza : 28 MW.

  6. Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M. Motivazioni e finalità Scambi in Cabina Primaria – Settembre 2013

  7. incremento dell’affidabilità del SPI della GDmediante 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/elt198/11; limitazione/modulazionein emergenza della potenza attiva; monitoraggio/controllo delle iniezioni da GD da parte del DSO/TSO. Il progetto pilota Smart GridA.S.SE.M. Motivazioni e finalità Comunicazione mediante fibra ottica, Wi-Fi e rete mobile

  8. Il sistema di comunicazione • Rete mobile 3G • Wi-Fi • Fibra ottica

  9. Il progetto pilota Smart GridA.S.SE.M. Architettura del sistema Il sistema si sviluppa su 3 livelli logici della sottostazione estesa delprotocollo IEC 61850: • Livello 1: Livello di Cabina Primaria • Livello 2: Livello delle Cabine del Distributore e di Smistamento • Livello 3: Livello dell’Utente Attivo

  10. Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M. Gestione SPI mediante telescatto con logica fail-safe Senza sblocco voltmetrico RICHIUDE APRE CP 0 MW Hz 49 50 DDI 1 MW 1 MW 51 51,5 Hz RICH. KO 47 53 SPI PC PG 1 MW 47,5 Hz UT.2 Rete in isola!!! PGD = 2 MW 1 MW PC = 2 MW Con sblocco voltmetrico RICHIUDE APRE CP 0 MW Hz 49 50 DDI 1 MW 1 MW 51 RICH. OK 51,5 Hz 50,3 Hz V0> V0> 47 53 Vd< Vd< SPI SPI PC PG 1 MW Vi< Vi< 49,7 Hz 47,5 Hz UT.2 PGD = 2 MW 1 MW PC = 2 MW

  11. 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. RICHIUDE APRE RICH. OK Progetto Smart Grid CP 0 MW Hz 49 50 DDI 1 MW 1 MW 51 51,5 Hz V0> • 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. PC PG 47 53 Vd< SPI 1 MW Vi< 47,5 Hz UT.2 PGD = 2 MW 1 MW PC = 2 MW

  12. 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.

  13. 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: • acquisizione delle misure; • stima dello stato del sistema; • attuazione logica di regolazione; • invio dei comandi al campo.

  14. 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 smartgrid», 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 vettoreGSM/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 attivadella GD in protocollo IEC 61850 (in prospettiva, la soluzione di regime, in accordo alla CEI 0-16).

  15. Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M.Sistema di monitoraggio della QoS Del. ARG/elt198/11 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 CPsono acquisiti per verificare il passaggio di sovracorrenti durante il manifestarsi di un buco di tensione.  IEC 61850 • Protezioni monitorate: • maxIdi fase e direzionali di terra linee MT; • maxIdi faseMT trasformatore; • maxV omopolaresbarra MT; • maxIdi faseAT trasformatore; • maxIdi fase montante AT (predisposizione).

  16. 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 probabilità di black-out (gestione evoluta SPI: 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).

  17. 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.

  18. 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 tra più siti (CS, Utenti). Riduzione degli oneri della comunicazione!

  19. 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.. alcuni apparati non lo sono ancora (interfaccia 61850 con il DSO, controllore centrale di impianto); altri apparati richiedono modifiche/integrazioni alla norma vigente (ad es., gestione evoluta SPI).

  20. 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.

  21. Prospettive futureModelli di dispacciamento per le risorse locali (GD) • Dispacciamento Centralizzato Esteso (Modello 1) è effettuato a livello centralenella 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.

  22. 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 Grid39/10) hanno mostrato differenti soluzioni tecnologiche edindirizzeranno 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?

  23. Fine Grazie per l’attenzione www.assemspa.it ANY QUESTIONS m.fiori@assemspa.it

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