Smart Grid: il progetto pilota A.S.SE.M. S.p.A. a San Severino Marche

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1 Smart Grid: il progetto pilota A.S.SE.M. S.p.A. a San Severino Marche M. Fiori, A.S.SE.M. SpA Ancona, 13 maggio 2015

2 L impatto della Generazione Distribuita La Generazione Distribuita (GD) ha rivoluzionato in pochi anni il mondo della produzione. Da poche grandi centrali in alta tensione a tante piccole produzioni diffuse nelle reti MT e BT Da centrali rotanti in grado di rispettare un programma di produzione prestabilito, a unità di generazione in larga parte statiche con produzione a carattere discontinuo. Da impianti di generazione dotati di un ampia gamma di servizi di rete (regolazioni automatiche di frequenza e tensione, insensibilità agli abbassamenti di tensione, ecc ) a produzioni prive di tali servizi o con servizi limitati. M. Fiori Ancona, 13 maggio

3 [GWh] L impatto della Generazione Distribuita 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) PAN 2020 SEN Idraulica Eolica Solare Geotermica Bioenergie Molti di questi impianti sono installati nel centro e nel sud..e sulle reti di distribuzione MT e BT I soli impianti fotovoltaici italiani equivalgono a 70 gruppi convenzionali da 320 MW o 19 gruppi nucleari da 1300 MW nascosti nelle reti di distribuzione. M. Fiori Ancona, 13 maggio

4 Perché la GD complica la gestione del sistema e delle reti di distribuzione? 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. 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. M. Fiori Ancona, 13 maggio

5 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. Attività: distribuzione dell'energia elettrica; distribuzione gas metano; gestione del servizio idrico integrato; gestione pubblica illuminazione. Il progetto pilota Smart Grid di A.S.SE.M. Estensione del territorio : 193 chilometri quadrati; Numero di Utenti E.E. : 8160; Potenza : 43,55 MW. GD (FV, Idro, Eolica) : 370 unità; Potenza : 27,6 MW. M. Fiori Ancona, 13 maggio

6 Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M. Motivazioni e finalità Scambi in Cabina Primaria M. Fiori Ancona, 13 maggio

7 Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M. Motivazioni e finalità Funzionalità innovative: 1. incremento dell affidabilità del SPI della GD mediante telescatto con logica fail-safe; 2. gestione dei guasti con selettività logica tra CP e Centro Satellite; 3. telecomando IMS lungo linea; 4. regolazione della tensione con logica centralizzata; 5. monitoraggio innovativo buchi di tensione Del. ARG/elt 198/11; 6. limitazione/modulazione in emergenza della potenza attiva; 7. monitoraggio/controllo delle iniezioni da GD da parte del DSO/TSO. Impianti coinvolti: Impianto Tensione Potenza [kw] Vettore UA 1 MT 860 Fibra ottica UA 2 MT 900 Rete mobile + Wi-Fi UA 3 MT 330 Rete mobile + Wi-Fi UA 4 MT 2309 Fibra ottica UA 5 MT 1700 Fibra ottica UA 6 MT 900 Fibra ottica UA 7 MT 900 Fibra ottica UA 8 MT 900 Fibra ottica UA 9 MT 850 Rete mobile + Wi-Fi UA 10 MT 850 Rete mobile + Wi-Fi UA 11 BT 99 Rete mobile + Cabina Primaria Colotto (120/20 kv) + Cabina Smistamento Contro Vettori di comunicazione: fibra ottica, Wi-Fi e rete mobile Protocollo IEC M. Fiori Ancona, 13 maggio

8 Impianto UA 1 UA 2 UA 3 UA 4 UA 5 UA 6 UA 7 UA 8 UA 9 UA 10 UA 11 Vettore 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 M. Fiori Ancona, 13 maggio

9 ms Rete mobile 3G Wi-Fi Fibra ottica 20,44% 22,68% Prestazioni comunicazione ND Ping: 0% persi; Min=3ms; Max=431ms; Med=9ms Ping: 0% persi; Min=4ms; Max=408ms; Med=10ms 87,39% ND Tempi latenza GOOSE 99,97% 99,99% 99,99% 99,99% 86,08% Disponibilità comunicazione (misurata con keep-alive IEC 61850) ND M. Fiori Ancona, 13 maggio

10 Test di trasmissione dei messaggi GOOSE Tempi stimati per l attivazione delle funzioni Tempo stimato per l apertura del SPI della GD t T t SPI t T = tempo di trasmissione misurato; t SPI = stima del tempo richiesto dal SPI per rilevare il segnale di telescatto e aprire il DDI (ad es., 100 ms); RI = margine di sicurezza (ad es., 10% di t RI ); t RI = ritardo intenzionale della 1 rich. della protezione di linea MT (ad es., 400 ms). RI t RI M. Fiori Ancona, 13 maggio

11 Test di trasmissione dei messaggi GOOSE Tempi stimati per l attivazione delle funzioni Tempo di attivazione della selettività logica t DW t UP t T t DW = tempo richiesto dalla protezione MT a valle per rilevare il guasto e comandare l invio del messaggio di inibizione alla protezione a monte (ad es., 20 ms per I>>); t UP = tempo richiesto dalla protezione MT a monte per ricevere il messaggio di inibizione e inibire le relative funzioni di protezione (ad es., 10 ms); t T = tempo (misurato) per la trasmissione del messaggio di inibizione; t RI = ritardo intenzionale della protezione MT a monte (100 ms con tempo base); RI = margine di sicurezza (ad es., 10% t RI ). RI t RI M. Fiori Ancona, 13 maggio

12 Prestazioni comunicazione Funzionalità Requisiti in fase progettuale Adeguatezza verificata in campo Telescatto GD Latenza: < ms Affidabilità: molto elevata Fibra ottica: vettore adeguato Wi-Fi: vettore adeguato con visibilità fra le antenne e assenza di interferenze esterne Selettività logica tra protezioni in CP e CSM Contro Telecomando delle Cabine Secondarie Regolazione tensione mediante modulazione delle immissioni reattive della GD Latenza < ms Affidabilità: molto elevata Latenza < 1 2 s Affidabilità: elevata Latenza < 1 2 s Affidabilità: elevata Fibra ottica: vettore adeguato Fibra ottica: vettore adeguato Wi-Fi: vettore solitamente adeguato Fibra ottica: vettore adeguato Wi-Fi: vettore solitamente adeguato Limitazione/modulazione in emergenza della potenza attiva immessa dalla GD Monitoraggio delle iniezioni attive/reattive della GD Latenza < 1 2 s Affidabilità: media Latenza < 1 2 s Affidabilità: medio/bassa Fibra ottica: vettore adeguato Wi-Fi: vettore solitamente adeguato Fibra ottica: vettore adeguato Wi-Fi: vettore solitamente adeguato M. Fiori Ancona, 13 maggio

13 Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M. Gestione SPI mediante telescatto con logica fail-safe CP P C P G RICHIUDE APRE RICH. KO Rete in isola!!! 0 MW 1 MW 1 MW UT.2 P C = 2 MW Senza sblocco voltmetrico 51,5 Hz SPI 47,5 Hz 1 MW DDI 1 MW Hz P GD = 2 MW 53 CP RICHIUDE APRE 0 MW Con sblocco voltmetrico RICH. OK 1 MW 1 MW V0> 51,5 50,3 Hz DDI Hz P C P G Vd< SPI UT.2 P C = 2 MW Vi< 47,5 49,7 Hz 1 MW 1 MW P GD = 2 MW M. Fiori Ancona, 13 maggio

14 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 (telescatto/keep-alive) tra DSO e Utente. CP RICHIUDE APRE 0 MW Progetto Smart Grid P C P G RICH. OK 1 MW 1 MW V0> Vd< 51,5 Hz SPI DDI Hz UT.2 P C = 2 MW Vi< 47,5 Hz 1 MW 1 MW P GD = 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. M. Fiori Ancona, 13 maggio

15 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 GOOSE. M. Fiori Ancona, 13 maggio

16 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. M. Fiori Ancona, 13 maggio

17 Algoritmo di regolazione centralizzata della tensione Acquisizione misure e stima dello stato 1. Acquisizione delle misure Ad ogni ciclo di regolazione, sono acquisite dal campo: potenza attiva/reattiva immessa in rete dalla GD; potenza attiva e reattiva in corrispondenza degli stalli MT di CP; posizione del VSC del trasformatore AT/MT; tensioni (in modulo) nei nodi della GD, alle sbarre AT/MT di CP. Dati raccolti utilizzati per popolare il database Oracle e il modello DIgSILENT 2. Stima dello stato Le misure raccolte sul campo sono impiegate, insieme ai dati storici dei profili di carico e immissioni della GD non smart (le immissioni della GD smart sono misurate), per definire il profilo di tensione e gli scambi attivi/reattivi in tutti i nodi della rete MT. 3. Attuazione logica di regolazione. Sono previste 3 distinte logiche di regolazione, attuate ciclicamente con tempistiche predefinite; Controllo A: 1 minuto; Controllo B: 15 minuti; Controllo C: 60 minuti. 4. Invio dei comandi al campo e implementazione dei set-point. Infine, i comandi (set-point di potenza reattiva GD & set-point VSC) sono inviati agli apparati in campo. M. Fiori Ancona, 13 maggio

18 Algoritmo di regolazione centralizzata della tensione Valutazione dei benefici sulla Hosting Capacity Capacità di accoglimento dei nodi della rete MT Bianco: Gestione tradizionale Grigio: Smart Grid Gli interventi di sviluppo realizzati in anni recenti sulla rete A.S.SE.M. hanno consentito di conseguire livelli significativi di Hosting Capacity. Gestione tradizionale: l 80% dei nodi è compatibile con l installazione di 2 MW di GD Smart Grid: circa il 98% dei nodi è compatibile con l installazione di 2 MW di GD M. Fiori Ancona, 13 maggio

19 Il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M. Sistema di monitoraggio della QoS Del. ARG/elt 198/11 Il Progetto è stato 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 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). M. Fiori Ancona, 13 maggio

20 Monitoraggio e controllo da remoto degli utenti: Potenza Attiva Potenza attiva [kw] Potenza attiva [kw] Potenza attiva [kw] Potenza attiva [kw] FV Idro FV FV M. Fiori Ancona, 13 maggio

21 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). M. Fiori Ancona, 13 maggio

22 Prospettive future I maggiori costi (e criticità di esercizio) sono legati essenzialmente alla rete di comunicazione (WAN). Nella prospettiva di futuro deployment dell architettura Smart Grid: 1. Cabine Primarie in logica protocollare: oneri comparabili allo scenario tradizionale; minore complessità realizzativa e maggiore flessibilità dell architettura di CP; funzionalità di controllo e monitoraggio avanzate; strategie evolute di protezione, selettività, interblocco, ecc. 2. Integrazione Utenti Attivi mediante sistema di comunicazione condiviso (ad es., rete 3G) con caratteristiche commerciali (no vincoli sulla latenza e/o tunneling L2): monitoraggio e controllo in tempo reale (no requisiti stringenti sulle latenze: 500 ms). 3. Strategie di protezione avanzate (es. selettività logica e telescatto): VPN L2, vettori di comunicazione dedicati (es. fibra ottica) e/o stipula di contratti ad hoc con operatori TLC. Impatto della sperimentazione sulle attività del DSO Necessarie nuove competenze/professionalità nell organigramma del DSO, specie in ambito ICT. Richiesto un costante allineamento tra l assetto reale della rete e le logiche a bordo degli apparati. Pratiche di esercizio del DSO agevolate dalle misure e possibilità di gestione in tempo reale. Nuove prescrizioni per gli utenti (SPI, CCI, contatori, apparati di comunicazione, ecc.). M. Fiori Ancona, 13 maggio

23 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. M. Fiori Ancona, 13 maggio

24 Contatti A.S.SE.M. S.p.A. A.S.SE.M. S.p.A. Uffici Servizio Elettricità San Severino Marche (MC) Tel PEC ing. Massimo Fiori p.i. Adriano Francucci M. Fiori Ancona, 13 maggio

25 Fine Grazie per l attenzione ANY QUESTIONS