Note dal telecontrollo di AcegasAps per la scuola estiva: Energia elettrica per il futuro dal 2012 al 2020, Sesto, 27/06/2012

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1 Note dal telecontrollo di AcegasAps per la scuola estiva: Energia elettrica per il futuro dal 2012 al 2020, Sesto, 27/06/2012 Paolo Manià Divisione Energia 1

2 Sommario della presentazione Introduzione; Sistemi di telecontrollo; Caso pratico (guasto MT); Il guasto MT visto dal distributore; Il guasto MT visto dal produttore; Conclusioni 2

3 Introduzione (GD) In Italia, per una serie di motivi eterogenei e talvolta non convergenti, il settore elettrico sta vivendo una veloce evoluzione. Alla base l affermarsi della generazione distribuita (GD) che sta sovvertendo il classico paradigma della distribuzione. La rete di distribuzione MT e BT è stata progettata per distribuire energia, non ricevere energia dalla GD. Inversione di flusso: condizione nella quale la GD supera il carico (sotteso ad una sbarra, ad un trasformatore AT/MT, ad un trasformatore MT/BT ); 3

4 Introduzione (ICT) Accanto alla GD, basata in buona percentuale su fonti rinnovabili, si constata un coinvolgimento da parte del settore elettrico verso altri settori, primo fra i quali è quello dell ICT, con tutte le sue discipline. I primi risultati di questo coinvolgimento sono stati: l apertura dei sistemi di telecontrollo alle reti aziendali; una maggiore condivisione di dati sin qui gestiti su binari paralleli (tecnici e commerciali); L esigenza (in prospettiva) di far lavorare in sempre più stretta sinergia telecontrolli e GIS. 4

5 Introduzione (ICT) Le equazioni di fidatezza (dependability) per le reti elettriche, nelle sue forme di affidabilità, manutenibilità, disponibilità e sicurezza, includono come varabile essenziale l IT (cfr. CEI EN Tecniche di Analisi relative alla fidatezza; IEEE Std Recommended practice for the design of reliable industrial and commercial power systems ) Affidabilità: probabilità che un sistema funzioni correttamente nell intervallo t0-t, se a t0 funziona correttamente; MTTF: Mean-Time-to-Failure, tempo tra messa in servizio e primo guasto; MTBF: Mean-Time-Between-Failure, tempo medio tra due guasti = 1/λ; MTTR: Mean-Time-To-Repair, durata della riparazione = λ MTBF MTTF MTTR tempo 5

6 GD:opportunità e criticità Graduale ricoordinamento delle protezioni di interfaccia (allegato A70 al codice di rete); Più forte interfacciamento tra sistemi di telecontrollo dei distributori e di TERNA; Nuovi criteri di pianificazione delle reti; Correnti di corto circuito; Profili di tensione e nuovi metodi per la regolazione della tensione; Isola indesiderata (stabilità della rete e sicurezza) Qualità del servizio (contratti per la qualità); Necessità di programmare fonti di produzione aleatorie e tendenza a prevedere un dispacciamento a livello di distributori. 6

7 Altre criticità 1. Guasti per invecchiamento degli impianti (a cui si collega l evoluzione verso la manutenzione su condizione, con verifica olio TR, SF6 apparecchiature, PD ecc.) ; 2. Picchi di carico dovuti al caldo e in prospettiva potenzialmente alle ricariche dei veicoli elettrici e alle perdite di generazione distribuita (a cui si ricollega il tema dell energy storage); 3. Spazi per realizzare nuovi impianti o ampliare gli esistenti (AT e MT); 4. Razionalizzazione impianti BT; 5. Campi elettromagnetici; 6. Iter autorizzativi. 7

8 Sistema di telecontrollo Sistemi di telecontrollo: la funzione principale dei sistemi di telecontrollo è la sorveglianza ed il controllo a distanza (nel futuro si integreranno con processi di automazione), in maniera sicura e affidabile, dei processi di produzione, trasformazione e distribuzione dell energia elettrica. 8

9 FETG (MT) FERP (AT) Sistema di telecontrollo TG 8000 RTU di Cabina Secondaria RTU di Cabina Primaria Server-client web UEL 1 ` UEL SERVER ARCHIVI Rete IP ` ` Server GISEL ` STMX ` ` UEL 2 SOZ 1---n Architettura sistema si telecontrollo di AcegasAps 9

10 Sistema di telecontrollo Architettura periferiche CP 10

11 Sistema di telecontrollo 11

12 Sistema di telecontrollo AT (132 kv) MT (27,5 kv) MT MT (10 kv) Alcuni numeri per AcegasAps e la città di Trieste: 4 cabine ricevitrici (132 kv); 7 cabine satellite (27,5 kv in prevalenza); 1000 cabine MT/BT; utenti con contratto attivo; Picco di carico in prelievo: 150 MW; Produzione da fotovoltaico su rete MT: 12 MWp; Produzione da fonti termiche su rete MT: 19 MW; Produzione da fotovoltaico su rete BT: 2 MWp 12

13 La rete di distribuzione elettrica di Trieste 13

14 La rete di distribuzione MT La rete MT di AcegasAps ha i seguenti livelli di tensione: 27, 5 kv, usata per lo più per alimentare cabine satellite; 20 kv, diffusa soprattutto nell altipiano carsico; 10 kv, per i centro città; 2 kv per il centro città Nota: tutti i livelli di tensione MT di AcegasAps rientrano in tutte le definizioni di rete MT che, per citare le principali, sono: CEI EN distingue gli impianti elettrici con tensione in c.a. >1kV; CEI 0-16: media tensione: 1-45 kv; CEI EN : media tensione: 1-52 kv. 14

15 Distribuzione MT: protezioni Prevenzione e contenimento del danno; Limitazione d area o selettività Distributore coordina utenti MT secondo Arg/elt 198/11 e CEI 0-16; Terna coordina Distributori secondo Codice di Rete; 15

16 Distribuzione MT: protezioni AT Alla terra sb. Dist. Alla diff. Sb. I> Diff. Alla diff. Sb. I> I>> Diff. Buch. Temp. I> I>> F< Direz. terra I> I>> 16

17 Caso pratico: guasto MT 17

18 Caso pratico: guasto MT 18

19 Visto dal telecontrollo ALTPI 20 KV BASOVIZ SCT TERRA I> ALTIPI 20 kv BASOVIZ INTERRUTTORE APERTO BASGRO 20 kv OSS ASTR 732 GUASTO Ie Un indicazione sulla direzione del guasto a terra è ottenuta dal confronto fra la tensione omopolare e la corrente omopolare. La tensione omopolare è la somma vettoriale delle 3 tensioni di fase, mentre la corrente omopolare è la somma vettoriale delle tre correnti di fase. 19

20 Visto dal telecontrollo A seguito della rialimentazione della rete disalimentata, inizia il processo di consuntivazione così come previsto da AEEG, che si inquadra nell ambito della gestione della qualità Q CONTINUITA' DEL SERVIZIO QUALITA' DELLA TENSIONE QUALITA' "COMMERCIALE" NUMERO DELLE INTERRUZIONI DURATA DELLE INTERRUZIONI STABILITA' DELLA TENSIONE ALTRE CARATTERISTICHE TEMPI DELLE PRESTAZIONI LETTURA E FATTURAZIONI 20

21 Visto da telecontrollo Acquisizione archivi esterni Dati: -Commerciali -Consistenza MT e BT Acquisizione in Gisel Archivio Gisel dati: Commerciali Consistenza Integrazione con POD attivi Elaborazione interruzioni BT: Sistema di telegestione Controllo su consistenza e contratti attivi Elaborazione interruzioni MT e BT: Telecontrollo File Interruzioni Elaborazione in Gisel DB Gisel Elaborazione in Gisel File Interruzioni Estrazioni per AEEG e per QoS 21

22 Visto da telecontrollo 22

23 Visto da telecontrollo Struttura del file XML di scambio tra CRM/archivio impianti e rete TLC 23

24 Visto dagli utenti produttori Breve introduzione su energia rinnovabile: ad oggi in Italia circa MW fotovoltaico; terna prevede al 2015 circa fotovoltaico e MZ eolico; la capacità regolante delle 100 centrali di una volta risulta notevolmente ridotta; Ai nuovi utenti produttori si sta chiedendo di non separarsi dalla rete per oscillazioni di frequenza (cfr. A70 Codice di rete) e al contempo di non alimentare porzioni di rete guaste in isola inintenzionale. come coniugare tutto ciò? 24

25 Visto dagli utenti produttori 25

26 Visto dagli utenti produttori f f < 47,5 Hz f > 51,5 Hz Scatto ritardato 4,0 s Scatto ritardato 1,0 s f < 49,7 Hz f > 50,3 Hz or V V0> Soglia Scatto ritardato 0,1 s Vi > Soglia Vd< Soglia or & 26

27 Visto dagli utenti produttori A partire dal primo luglio, gli impianti devono resistere a perturbazioni di origine AT, lasciando al sistema di protezione primario il tempo di estinguere i guasti 27

28 Visto dagli utenti produttori Sempre a partire dal primo luglio Comportamento in sovrafrequenza; 28

29 Visto dagli utenti produttori Sempre a partire dal primo luglio: L avviamento degli impianti statici deve essere condizionato ad una frequenza di rete stabilizzata e quindi non inferiore a 49.9 Hz e non superiore a 50,1 Hz; In tali condizioni la riconnessione deve avvenire aumentando gradualmente la potenza immessa rispettando un gradiente positivo massimo non superiore al 20% al minuto di potenza erogabile. 29

30 Possibili sviluppi e considerazioni conclusive Nuove responsabilità per le aziende distributrici. Nuovi ruoli? DSO come dispacciatore locale. L esperienza di fin qui svolta da AcegasAps ha messo in risalto le potenzialità connesse allo scambio di informazioni tra differenti archivi aziendali e differenti reparti, rimanendo dunque nell ambito della rete intranet aziendale; Il prossimo passo sarà probabilmente un interfacciamento realtime con gli utenti produttori. 30

31 Possibili sviluppi e considerazioni conclusive f f < 47,5 Hz f > 51,5 Hz Scatto ritardato 4,0 s Scatto ritardato 1,0 s f < 49,7 Hz f > 50,3 Hz or V V0> Soglia Scatto ritardato 0,1 s Vi > Soglia Segnale da distributore Vd< Soglia or & 31

32 Grazie per l attenzione 32