Smart Grid - Associazione Termotecnica Italiana

Smart Grid: i primi progetti pilota in Italia
Maurizio Delfanti, Davide Falabretti, Marco Merlo, Gabriele Monfredini,
Valeria Olivieri, Mauro Pozzi
Politecnico di Milano – Dipartimento di Energia, via La Masa, 34 Milano
[email protected]
energie rinnovabili decentralizzate (smart grid). Secondo
tale Bando, l’aumento e lo sviluppo delle fonti energetiche
rinnovabili (FER) connesse alla rete rappresenta il
principale beneficio atteso dalle smart grid. In altre parole,
le smart grid sono indispensabili per abilitare l’immissione
(meglio, la reale integrazione) delle FER nella filiera
elettrica.
In Italia il primo passo concreto in questa direzione è stato
compiuto, con una logica simile, dall’Autorità per l’energia
elettrica e il gas (AEEG). Con la Delibera ARG/elt 39/10
[2] (da qui in poi, la Delibera), il regolatore italiano, con
visione d’avanguardia rispetto ad altri contesti europei, ha
scelto di spingere per lo sviluppo di smart grid, offrendo ai
distributori (DSO) incentivi per la presentazione di progetti
innovativi in reti attive, con l’obiettivo di rendere più
flessibili e “intelligenti” le reti di distribuzione MT,
favorendo la diffusione della produzione da FER e l'uso
efficiente delle risorse1.
La procedura di valutazione si è conclusa il 10 Febbraio
2011 con la pubblicazione sul sito dell’Autorità della
Delibera ARG/elt 12/11 [3] contenente l’ammissione al
trattamento incentivante di otto progetti pilota relativi a reti
attive. Il Politecnico di Milano (Dipartimento di Energia,
Dipartimento di Elettronica e Informazione) ha svolto la
funzione di advisor per sei delle otto iniziative selezionate
dall’Autorità, assistendo alcune tra le maggiori imprese di
distribuzione (Enel Distribuzione, A2A Reti Elettriche,
Deval) ma anche realtà locali (ASSM e A.S.SE.M.,
concessionari di reti di distribuzione nelle Marche) nella
preparazione delle rispettive proposte.
Questi primi progetti pilota servono per tracciare la via per
uno sviluppo, a livello nazionale, di un modello molto
interessante di smart grid; monitorare attentamente i risultati
delle sperimentazioni darà la possibilità, ai maggiori
interessati (tra cui il mondo della ricerca), di acquisire
conoscenze e esperienze, per poi avviare lo sviluppo su
scala nazionale, che, ormai, è alle porte. Lo dice anche il
recentissimo decreto legislativo del 3 Marzo 2011 [4], che
prevede l’introduzione di incentivi in forma stabile (non più
sperimentale, come fatto sinora) per tutti i DSO
(Distribution System Operator) che effettuano interventi di
ammodernamento secondo i concetti di smart grid, con
particolare attenzione per i sistemi di controllo, regolazione
e gestione dei carichi e delle unità di produzione. In linea
con questo obiettivo, l’articolo illustra le principali
Riassunto - I Progetti pilota finanziati dall’Autorità con
Delibera ARG/elt 39/10 rappresentano una dimostrazione in
campo di smart grid e sono finalizzati alla ristrutturazione di
specifiche reti di distribuzione attraverso tecnologie innovative
che consentano, una volta implementate, una gestione attiva,
con particolare attenzione alle esigenze di standardizzazione e
unificazione nonché alla minimizzazione dei costi. I Progetti
prevedono di sviluppare prototipi di smart grid basati sull’uso
di tecnologie di comunicazione, che rappresentano l’unico
approccio in grado di risolvere i nuovi problemi delle reti di
energia: solo un uso intelligente dei sistemi di comunicazione
permette infatti di superare le attuali limitazioni e rende
possibile un reale e significativo aumento del contributo di GD
mantenendo alto il livello di sicurezza e affidabilità dell’intero
sistema, nonché di qualità del servizio reso all’utenza.
Parole chiave – Generazione diffusa, smart grid, ICT, SPI,
regolazione di tensione.
I.
INTRODUZIONE
Il forte aumento della Generazione Diffusa (GD) nel
sistema elettrico, in particolare nelle reti di distribuzione in
media e bassa tensione, impone un ripensamento delle
modalità di protezione, gestione e regolazione di tali reti,
che devono passare da “passive” ad “attive”. A livello
internazionale la direzione di evoluzione è identificata con il
termine ‘smart grid’, sottintendendo strutture e procedure
operative fortemente innovative che, oltre a mantenere un
elevato livello di sicurezza e affidabilità dell’intero sistema,
siano anche in grado di far fronte ai numerosi problemi
legati alla gestione della GD, alle possibilità di controllo del
carico da parte del sistema, alla promozione della efficienza
energetica e ad un maggiore coinvolgimento degli utenti
finali, attivi e passivi, in relazione al mercato elettrico. In
questi anni, si sono diffuse moltissime iniziative relative
alle smart grid, quasi tutte, però, in ambito di ricerca, o, al
più, di ricerca applicata. Attualmente è, invece, opinione
diffusa che un reale progresso nella direzione delle reti del
futuro possa iniziare soltanto mettendo in campo iniziative
che coinvolgano reti reali, con clienti finali e utenti attivi,
(carichi e generatori), in modo da provare nella realtà le
soluzioni sinora studiate. Si tratta quindi di entrare in una
fase di “field test”, se non di vero e proprio “deployment”
(seppure, come ovvio, su scala ridotta). Questa lettura è
suffragata a livello europeo da una importante iniziativa
promossa dalla Commissione Europea, il Bando NER300
[1], che definisce (inter alia) i criteri e le misure per il
finanziamento di 3 progetti dimostrativi per la gestione delle
1
1
La scadenza per la presentazione dei progetti era fissata al 10/11/2010
soluzioni e tecnologie innovative implementate nei sei
Progetti per cui il Politecnico ha svolto la funzione di
advisor e i corrispondenti benefici attesi.
II.
Un primo livello di automazione con un forte impatto sulla
GD consiste nella presenza delle cosiddette richiusure
automatiche, ovvero sistemi in grado di richiudere
l’interruttore di partenza della linea MT a seguito di
un’apertura su guasto4, concepiti nella visione di una rete
sottesa puramente passiva. In questo caso, infatti, a seguito
di un guasto5 le utenze sono rialimentate e percepiscono
soltanto un’interruzione transitoria per il tempo necessario
alla richiusura. Con la presenza di GD lungo le linee MT
bisogna evitare che la richiusura avvenga quando lungo la
linea sono ancora connessi generatori; in questo caso si
avrebbe un parallelo pericoloso per le macchine6.
Altri problemi legati alla gestione dei sistemi di
automazione di rete si possono presentare quando uno o più
impianti di GD continuano ad alimentare una porzione della
rete di distribuzione dopo la disconnessione della stessa
porzione dal resto del sistema elettrico (isola indesiderata7),
oppure quando il generatore, in caso di guasto sulla linea
MT alla quale è connesso, continui ad alimentare il guasto
stesso, rendendo vana la richiusura (richiusura negativa).
L’attuale strategia per evitare simili situazioni prevede la
rapida disconnessione dei generatori in caso di apertura
dell’interruttore di CP attraverso il Sistema di Protezione di
Interfaccia (SPI, codificato nella Norma CEI 0-16 e CEI 1120). Tuttavia, in assenza di sistemi di comunicazione tra CP
e GD, le informazioni di cui dispongono i relè d’interfaccia
sono esclusivamente locali: le soglie di massima e minima
frequenza/tensione non riescono a distinguere condizioni di
perdita di rete da perturbazioni nelle quali la tensione
oppure la frequenza si discostano dai valori nominali per
cause dovute a squilibrio tra generazione e carico (o, più in
generale, a guasti e perturbazioni anche nelle reti di alta e
altissima tensione). In alcuni casi (già verificatisi nel
recente passato) il SPI potrebbe agire in modo intempestivo,
distaccando ulteriore generazione dalla rete; in altri casi
mantenere un’isola indesiderata in presenza di ridotto
squilibrio fra le potenze attiva/reattiva generate e quelle
richieste dai carichi. Inoltre, l’attuale SPI, basato come già
detto sul rilievo locale di tensione e frequenza, in occasione
di significativi transitori di frequenza sulla rete di alta
tensione8, disconnette la GD collegata alla rete di
distribuzione, che quindi non partecipa al contrasto della
perturbazione in atto sul sistema, bensì ne aggrava l’entità,
RETI ATTIVE
A. Definizione di smart grid
A livello internazionale, non esiste una definizione univoca
e codificata di smart grid: in proposito, è interessante un
breve articolo disponibile sul sito della Carnegie Mellon
University (The many meanings of Smart Grid) [5]. Tutte le
indicazioni esistenti concordano comunque sul fatto che una
smart grid si distingue da una rete di distribuzione gestita
tradizionalmente per la natura “attiva” della rete medesima
e per il diverso grado di impiego di sistemi di
comunicazione e controllo.
In Italia, per rete MT “attiva” si intende, secondo le
indicazioni tecniche contenute nella Delibera2, una rete in
cui:
• la presenza di UGD, per predefinite percentuali di ore
annue (almeno l’1%), ecceda il fabbisogno delle utenze
passive collegate alla rete stessa;
• l’introduzione di opportuni sistemi di comunicazione e
controllo permetta l’integrazione delle azioni di tutti gli
utenti attivi e passivi.
Inoltre, a differenza del caso inglese (in pratica, unico
precedente in Europa [7][8]), la Delibera definisce un
preciso modello di smart grid attraverso criteri di merito
specifici e requisiti obbligatori, riassumibili come di
seguito3:
• rappresentare una concreta dimostrazione in campo su
reti di distribuzione MT in esercizio;
• essere riferito a una rete MT “attiva” o in alternativa, a
una porzione di rete MT attiva;
• prevedere un sistema di controllo/regolazione della
tensione e un sistema in grado di assicurare la
registrazione automatica degli indicatori tecnici;
• utilizzare protocolli di comunicazione non proprietari.
L’introduzione di queste specifiche caratteristiche
permetterà di far fronte, attraverso l’implementazione di
soluzioni innovative, alle problematiche legate ad una forte
penetrazione della GD nelle reti di distribuzione MT,
meglio descritte nel seguito.
4
In alcune porzioni di rete, è anche sfruttata la possibilità di effettuare
richiusure tramite apparecchiature di manovra poste lungo linea.
5
In funzione della tipologia del guasto e del fatto che sia permanente o
possa estinguersi durante il tempo di attesa alle richiusure; solo in caso di
guasto monofase a terra gli utenti sani a monte del guasto, in alcuni casi,
possono non subire alcuna interruzione.
6
Una simile condizione si è dimostrata critica, in passato, per i generatori
rotanti direttamente connessi alla rete; in prospettiva, è preferibile evitarla
anche per i generatori connessi alla rete mediante inverter.
7
Le conseguenze negative dell’isola indesiderata sono note in letteratura:
per gli scopi del Progetto, si rileva che una simile condizione mette a
rischio il funzionamento dei sistemi di riconoscimento del tronco guasto e
riconfigurazione della rete, con conseguenze negative sulla continuità del
servizio.
8
Quali quelli derivanti da disconnessione dal parallelo UCTE (28
settembre 2003), ovvero da pesanti perturbazioni provenienti dalle reti
estere (4 novembre 2006).
B. L’attuale scenario italiano
Nello scenario attuale l’integrazione della GD comporta
notevoli problemi legati all’automazione delle reti MT e alla
gestione dei sistemi di controllo, regolazione e protezione;
in relazione ai soli vincoli tecnici nodali, le reti di
distribuzione MT italiane mostrano, invece, una più che
discreta capacità di accoglimento della GD [9].
2
Una precedente definizione è contenuta nella Norma CEI 0-16 [6] che
indica una rete MT “attiva” se, per almeno il 5% del tempo annuo di
funzionamento, si verifichi un transito di potenza dalla MT verso la AT.
3
In aggiunta sono stati forniti al comma 6.2 della Delibera anche alcuni
requisiti facoltativi.
2
“master”–“slave” [11]. In tale logica il relé di protezione di
linea posto in CP funziona da “master” mentre il SPI della
GD assolve la funzione di “slave”. Il sistema proposto opera
in modalità fail-safe: il SPI in presenza della rete di
comunicazione riceverà un segnale di keep-alive su un
ingresso dedicato. In tali condizioni il SPI mantiene le
soglie di intervento per valori locali di tensione e frequenza
a valori più ampi (“soglie allargate”), evitando scatti
intempestivi. Il SPI, pertanto, in presenza della rete di
comunicazione, potrà disconnettere la GD solo in caso di
messaggio di telescatto (Figura 2), da attuare senza ritardo
intenzionale, da parte del relè master o in caso di uscita dei
valori locali di tensione e frequenza dalle “soglie allargate”.
disconnettendosi in tempi brevissimi, e causando problemi
alla sicurezza del complessivo sistema nazionale [10].
Un’ulteriore criticità per la rete è data dalla attuale
regolazione di tensione (regolazione del rapporto di
trasformazione del trasformatore AT/MT, eventualmente
con compound) che diventa evidente in presenza della
cosiddetta inversione del profilo di tensione (cioè nel caso
in cui la tensione nei punti più periferici della rete – quelli a
cui è potenzialmente connessa la GD – assuma valori
superiori alle tensioni nei nodi in prossimità delle sbarre
MT) lungo il singolo feeder. In tal caso, infatti, la
regolazione di tensione come attuata oggi non risulta più
efficace ed, anzi, può avere effetti dannosi sui profili di
tensione di rete: l’impostazione di setpoint sbagliati
potrebbe causare l’infrazione dei limiti di tensione superiori,
in corrispondenza di quei nodi, a potenziale maggiore delle
sbarre MT, dove è installata GD (Figura 1).
Figura 2. Comando di telescatto.
Qualora invece, in mancanza di comunicazione, il segnale
di presenza rete non arrivi , il SPI tornerà ad una logica di
funzionamento stand alone, riportando le soglie di tensione
e frequenza ai valori attualmente in uso imposti dalla
Norma CEI 0-16.
B. Regolazione innovativa della tensione MT
Nonostante le evoluzioni della EN 50160 [12] abbiano
recentemente condotto a valori di tensione tollerabili, sulle
reti MT, superiori transitoriamente al 110% di Un, si rende
necessario agire sulle iniezioni delle unità di generazione
(UGD) al fine di non superare tale limite (inteso come
media dei valori efficaci su 10 minuti). Al fine di ovviare a
questa forte limitazione e di incrementare in maniera
sensibile la hosting capacity della rete senza realizzare
nuove infrastrutture, nei sei Progetti si implementa una
regolazione “locale” di tensione [13]. In particolare, si
propone un algoritmo che, al raggiungimento di una
determinata soglia di tensione nel punto di connessione di
un generatore alla rete (ad es. 1,08 Un), comandi al
generatore stesso di funzionare in assorbimento di reattivo
ad un prefissato cosφ (ad esempio, 0,95). In caso tale azione
si dimostri non sufficiente al contenimento della tensione,
potrebbero essere inviati comandi per variare il fattore di
potenza di altre UGD poste lungo la linea, agire sul VSC
per diminuire le tensioni su tutta la rete, oppure limitare le
iniezioni attive dei generatori, fino a, nel caso peggiore,
annullare l’iniezione attiva degli impianti di GD. La
possibilità di richiedere iniezioni di reattivo da parte della
GD potrebbe essere sfruttata anche ai fini di migliorare
l’efficienza delle reti MT: l’iniezione in rete di potenza
reattiva è in grado di diminuire i transiti di reattivo lungo le
linee, rifasando la rete MT. Il sistema di regolazione di
tensione sarà potenzialmente utilizzato anche in modo
congiunto rispetto all’uso di batterie di condensatori in
Figura 1. Sovratensione nel punto di connessione della GD (nodo 48).
III. EVOLUZIONE COSTITUITA DAI PROGETTI
Il superamento dei problemi appena esposti è un passo
imprescindibile per sfruttare appieno la hosting capacity
delle reti attuali. Un simile sfruttamento ha una valenza
sistemica ed economica di grandissima importanza: sarebbe
in tal modo consentito l’impiego per nuove finalità
(connessione di GD) di infrastrutture esistenti. La soluzione
di questi problemi prospettata nei sei Progetti è quella di
passare ad una modalità di gestione attiva della rete di
distribuzione impiegando sistemi di comunicazione e
controllo, in grado di trasferire dalla CP opportuni segnali ai
singoli generatori, in modo da consentirne una reale
integrazione nella rete di distribuzione e, più in ampio, nel
sistema. Alcune soluzioni implementate nei Progetti sono di
seguito elencate. Per evidenti motivi di sintesi, si sono
riportate le soluzioni in termini di principi generali, senza
scendere nelle specificità applicative di ciascun progetto.
A. Incremento dell’affidabilità del SPI mediante telescatto
Il sistema da implementare prevede che un segnale di
telescatto venga inviato dalla Protezione di Linea ai SPI
innovativi. Nell’ipotesi di considerare la rete in
funzionamento nel solo assetto radiale (trascurando, quindi,
in prima analisi le possibilità di controalimentazione e di
riconfigurazione della rete in caso di anomalia o guasti) è
possibile implementare una logica di controllo di tipo
3
Cabina Primaria e a comandi eventualmente impartiti dal
TSO (Transmission System Operator).
• Utente (attivo, passivo).
C. Monitoraggio/controllo delle iniezioni da GD
Circa i problemi di sistema indotti dalla massiccia presenza
di GD, saranno scambiati con il TSO opportuni segnali a
livello di CP (come, per esempio, misure aggregate di tutto
il carico e, separatamente, di tutta la generazione) al fine di
implementare nuove modalità di esercizio della rete di
distribuzione (a seguito della ricezione di eventuali comandi
dal TSO) e un migliore controllo della rete di trasmissione.
La necessità di comunicare al TSO valori distinti per la
misura aggregata dei carichi e per la misura aggregata delle
iniezioni sottese alla CP può essere assolta solo a mezzo di
una infrastruttura che sia in grado, per quanto attiene alla
rete MT (ed eventualmente BT) sottesa, di rilevare, con
opportune tempistiche, le iniezioni da parte della GD.
Figura 3. Architettura di comunicazione a 4 livelli (sinistra) e a due livelli
(destra) nella sottostazione estesa.
In particolare, l’architettura su 4 livelli permette di
realizzare anche funzioni evolute come:
• la selettività logica lungo linea, al fine di migliorare la
gestione dei guasti (esercizio non ordinario) con
notevoli benefici sulla continuità del servizio;
• l’implementazione e la gestione di una innovativa
Infrastruttura di Ricarica per veicoli elettrici, progettata
con tecnologie all’avanguardia [15] e integrata con un
Sistema di Storage MT multifunzionale che potrà anche
essere utilizzato per fornire servizi alla rete MT;
• l’abilitazione di strategie di Demand Response,
coinvolgendo gli utenti passivi (clienti finali) anche sul
livello BT nella gestione responsabile dei propri
consumi.
La rappresentazione gerarchica, ben evidenziata dal sistema
di comunicazione, risulta associata anche alla necessità di
differenti livelli di affidabilità/costo delle apparecchiature:
in CP l’architettura di comunicazione deve essere
estremamente affidabile mentre, proseguendo lungo i vari
livelli, fino ad arrivare all’utente attivo, si potrà accettare un
diverso compromesso tecnico/economico.
D. Limitazione/modulazione in emergenza della potenza
attiva immessa da parte di ciascuna UGD
La possibilità di comunicare con i produttori per i fini già
esaminati consente anche di limitare/modulare la potenza
attiva della GD nella prospettiva di un dispacciamento
locale [14] da effettuare a cura del DSO o a seguito di
comandi imposti dal TSO in particolari condizioni di rete,
legate a temporanee limitazioni al transito sulla rete/linea di
distribuzione. In ogni istante saranno noti i transiti sulle
linee e i valori di carico e generazione (con relativa capacità
di regolazione) e sulla base di queste informazioni saranno
stabilite le eventuali necessità di modulazione o limitazione,
dell’energia attiva erogata da parte di ciascuna UGD
collegata alla CP, al fine di ottenere un profilo di scambio
prestabilito tra CP e TSO.
IV. ARCHITETTURA DEL SISTEMA: LA
SOTTOSTAZIONE ESTESA
Tutte le funzioni innovative sono rese possibili
dall’implementazione di un opportuno sistema di
comunicazione, teso a realizzare il concetto di sottostazione
estesa9. L’architettura proposta di sottostazione estesa
risulta sviluppata su più livelli funzionali in relazione alle
diverse funzioni implementate.
A seconda delle funzioni implementate, si è adottata la
struttura di comunicazione più adatta, sviluppata su due
livelli (Figura 3, destra):
• Cabina Primaria (CP);
• Utente attivo o Cabina del DSO;
o su 4 livelli (Figura 3, sinistra), per sistemi più complessi:
• Cabina Primaria;
• Cabina Secondaria e Cabina di Consegna;
• Interfaccia dati tra Distributore e Utente;
V.
IL SISTEMA DI COMUNICAZIONE
A. Infrastrutture di comunicazione impiegate
Il componente/sistema, necessario per l’implementazione e
il corretto funzionamento delle soluzioni fin qui descritte, è
il sistema di comunicazione. A valle delle indagini condotte
sul territorio, si è deciso di impiegare, ove possibile,
infrastrutture di comunicazione già presenti, in particolare la
rete internet pubblica sfruttando la tecnologia DSL o
WIMAX. In aggiunta a tale vettore di comunicazione, nei
diversi Progetti si è previsto di realizzare alcuni
collegamenti dedicati realizzati in WI-FI, in fibra ottica o in
fibra ottica ADSS (all-dielectric self-supporting).
La rete internet pubblica, infatti, risulta essere una scelta
economica e vantaggiosa per consentire lo scambio di dati
in tempo reale tra CP e GD visto che gli standard di
sicurezza sono tali da assicurare l’integrità delle
9
Per sottostazione estesa si intende una estensione della visione del
sistema di supervisione e protezione (concetto oggi già applicato, nel
paradigma disegnato dal protocollo IEC 61850, alla sola cabina primaria)
anche ad automi remoti (utenze attive, utenze passive) lungo le linee di
distribuzione MT.
4
comunicazioni e l’accesso indifferenziato è spesso
sufficiente anche per le applicazioni più critiche. Inoltre
l’impiego di infrastrutture condivise e non sviluppate
esclusivamente per specifici scopi dimostra come sia
possibile ottenere vantaggi economici ed ambientali grazie
alla complementarietà della rete elettrica e della rete di
informazione sia nelle loro funzioni, sia nella loro
espansione. Si può infatti supporre che in contesti già
fortemente sviluppati, come quello urbano, la rete di
informazione possa essere impiegata come supporto
funzionale per quella elettrica; mentre, in contesti meno
densamente abitati, i nuovi sviluppi della rete elettrica
possano costituire non solo un supporto fisico, ma anche
driver di sviluppo per la rete di informazione.
• una maggiore efficienza energetica, riducendo le perdite
lungo la rete, grazie ad un avvicinamento tra carico e
generazione;
• una riduzione/differimento degli investimenti nel
potenziamento della rete, grazie alla migliore
sincronizzazione dei prelievi e delle immissioni di
energia su un’estensione spaziale predeterminata, ad
alleviare il carico sulla rete elettrica;
• un minor impatto ambientale riducendo le emissioni di
CO2.
L’introduzione del telescatto conduce al superamento dei
limiti degli attuali SPI, rendendo possibile la rimozione (o
meglio, il rilassamento) delle soglie di sovra e sotto
frequenza del relè, conseguendo:
• maggiore affidabilità a livello locale (lo scatto del SPI
in caso di perdita di rete avviene in maniera sicura, con
minori rischi di islanding, di scatti intempestivi o di
chiusure in controfase);
• maggiore sicurezza dell’esercizio a livello di sistema,
sia tramite automatismi, sia per la possibilità di
trasmissione di informazioni e comandi da e verso
TERNA;
• migliore gestione e controllo della rete MT.
La possibilità di far comunicare CP e GD conduce inoltre ad
una migliore utilizzazione degli impianti esistenti, mediante
un opportuno coordinamento delle risorse diffuse, che
prevede:
• la regolazione della potenza reattiva;
• la regolazione della potenza attiva erogata dai
generatori medesimi;
• il miglioramento della qualità del servizio intesa sia
come continuità che come qualità della tensione.
L’installazione di un sistema di storage, integrato con
l’infrastruttura di ricarica dei veicoli elettrici, permetterà di:
• incrementare lo sviluppo della mobilità elettrica;
• aumentare l’efficienza energetica e diminuire le
emissioni inquinanti legate al settore dei trasporti;
• ottimizzare la gestione dei flussi energetici, con un
migliore dispacciamento delle FER;
• fornire servizi alla rete, ad es. controllo di tensione;
• sperimentare funzioni di controllo e gestione della rete
di distribuzione in presenza di sistemi di accumulo in
grado di aumentare in maniera decisiva la capacità di
accoglimento sulle reti stesse di GD intermittente/non
programmabile.
La presenza di un sistema di comunicazione può essere
utilizzata (in prospettiva) verso i clienti finali per la
sperimentazione di modalità di demand response attraverso
segnali di prezzo, oppure ancora per controllare
congiuntamente GD e carico o diversi impianti di GD per la
definizione di profili di scambio prevedibili.
B. Protocollo per la comunicazione
All’interno dell’architettura realizzata, il protocollo
utilizzato per gestite tutte le funzioni di protezione,
comando, monitoraggio e automazione è quello definito
dalla IEC 61850 [16], standard di riferimento per la
realizzazione dei sistemi di automazione delle sottostazioni
elettriche. Al fine di garantire l’interoperabilità tra apparati
di produttori diversi, lo standard specifica il protocollo, il
formato dei dati, gli oggetti e il linguaggio di
configurazione (SCL) dei vari dispositivi, realizzando un
modello astratto degli oggetti presenti replicando in ogni
dettaglio gli apparati e le funzioni svolte nel mondo elettrico
reale. Il modello virtuale così sviluppato viene infine
tradotto concretamente a livello applicativo in messaggi
GOOSE (Generic Object Oriented Substation Events) e
MMS (Manufacturing Message Specification). Grazie
all’instaurazione di una VPN tra CP e GD di livello 2, si
utilizzano messaggi GOOSE per lo scambio, con periodicità
predefinita, di segnali di tipo KEEP ALIVE aventi il
compito di rivelare la presenza del sistema di
comunicazione, e messaggi MMS per attuare lo scambio di
tutte le informazioni che richiedono un’architettura di
comunicazione di tipo client-server e per consentire l’invio
di file di report opportunamente criptati allo SCADA.
Nell’intero sistema di sottostazione estesa, al fine di rendere
significativo il transito di informazione, si prevede la
sincronizzazione degli apparati con un orologio mondiale
attraverso sistemi NTP o sistemi GPS.
VI. BENEFICI ATTESI
A. Benefici attesi dei Progetti
Dopo aver descritto le principali caratteristiche dei sei
Progetti si individuano i parametri di valutazione e i
corrispondenti benefici attesi, che hanno impatto sia sul
DSO che sugli utenti attivi direttamente coinvolti.
Come già fatto per le funzionalità, anche i benefici
conseguibili non sono illustrati in dettaglio per ciascun
progetto, ma sono elencati a livello generale: in particolare,
sarà possibile conseguire:
• un aumento della GD installabile sulle reti di
distribuzione soprattutto da FER;
B. Indicatore di Performance
La graduatoria delle richieste è stata stilata dall’Autorità
sulla base dell’Indice di Performance (IP), pari al rapporto
tra l’Indicatore dei Benefici (IB) e il costo (C) del progetto.
5
VII. CONCLUSIONI
In accordo con il documento redatto dal Nucleo della
Commissione di esperti (Determina 7/10 Allegato B),
l’indicatore dei benefici è il prodotto tra il punteggio tecnico
e la potenza immettibile in rete da GD in seguito
all’intervento per cui è richiesto il trattamento incentivante:
 nlinee _ sottese  M
IB
⋅
IB = Psmart ⋅ 
A j ; IP =
 nlinee _ smart 
C

 j =1
Il punteggio tecnico di ciascun progetto si ottiene
sommando i benefici relativi a quattro diversi ambiti di
valutazione:
• A1. Dimensione del progetto dimostrativo;
• A2. Grado di innovazione del progetto dimostrativo;
• A3. Fattibilità del progetto dimostrativo;
• A4. Replicabilità su larga scala del progetto
dimostrativo.
La Psmart “potenza equivalente da GD” rappresenta il
risultato finale quantitativo da massimizzare. Per la sua
determinazione, si adotta l’approccio definito nell’allegato 2
della Del. ARG/elt 25/09. Definita “Situazione iniziale” la
situazione di rete puramente passiva (nella quale non c’è
presenza di GD), si individua la potenza (e successivamente
la corrispondente energia) tecnicamente installabile sulla
rete attuale (freccia verde in Figura 4) e a seguito degli
interventi per cui si richiede il trattamento incentivante.
I risultati ottenuti dai progetti, che dovranno essere resi
pubblici, permetteranno la disseminazione delle esperienze
e una più realistica valutazione dei risultati utile per
sviluppare e implementare, in modo concreto e definito, la
prospettiva di evoluzione tutta italiana delle smart grid.
È importante sottolineare che la modalità di incentivazione
proposta, in linea con quanto già fatto in Europa, è del tipo
“incentive-based regulation”: il meccanismo prevede che i
progetti pilota non siano finanziati in conto esercizio o
conto capitale, ma tramite un incentivo tariffario garantendo
un rendimento maggiorato rispetto a chi investe in reti
tradizionali. Ad oggi, infatti, l’approccio “output-based
regulation”, generalmente identificato come quello ottimale
[17], non è praticamente applicabile in quanto il regolatore
non può definire con precisione i benefici e i corrispondenti
obiettivi su cui basare la regolazione.
∑
VIII.BIBLIOGRAFIA
[1] http://ec.europa.eu/clima/funding/ner300/index_en.htm
[2] Delibera ARG/elt 39/10 “Procedura e criteri di selezione degli
investimenti ammessi al trattamento incentivante di cui al comma 11.4
lettera d) dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità per l’energia
elettrica e il gas 29 dicembre 2007, n. 348/07”.
[3] Delibera ARG/elt 12/11 “Valutazione e graduatoria dei progetti pilota
relativi a reti attive e smart grids, di cui alla deliberazione dell’Autorità
per l’energia elettrica e il gas 25 marzo 2010, ARG/elt 39/10”.
[4] Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso
dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva
abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE.
[5] M.G. Morgan, J. Apt, L.B. Lave, M.D. Ilic, M. Sirbu, J.M. Peha, “The
many meanings of Smart Grid”.
[6] Norma CEI 0-16 “Regola tecnica di riferimento per la connessione di
utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle Imprese distributrici di
energia elettrica”.
[7] Distributed Generation Incentive Innovation Funding Incentive
Registered Power Zones Regulatory, Ofgem.
[8] Low Carbon Networks Fund, Ofgem.
[9] Delibera ARG/elt 25/09 “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti
di generazione distribuita in Italia per l'anno 2006 ed analisi dei
possibili effetti della generazione distribuita sul sistema elettrico
nazionale”.
[10] M. Merlo, G. Monfredini, M. Ambroggi “Protezione della generazione
diffusa sulle reti MT”, AEIT Maggio-Giugno 2010.
[11] M. Delfanti, V. Olivieri, M. Pozzi, M. Ambroggi, O. Ornago
“IEC61850-based loss of main protection:the Milano Wi-Power
project”, CIRED 2011.
[12] EN 50160: 2010 “Voltage characteristics of electricity supplied by
public distribution systems”.
[13] D. Moneta, P. Mora, M. Gallanti, G. Monfredini, M. Merlo, V.
Olivieri “MV network with Dispersed Generation: voltage regulation
based on local controllers”, CIRED 2011.
[14] M Delfanti, M. Merlo, V. Olivieri “Verso le smart grid: generazione
diffusa e servizi per il dispacciamento”, Convegno Nazionale AEIT,
Milano 2011.
[15] F. Caleno, T. Valentinetti, M. Delfanti, V. Olivieri “Il ruolo dei DSO
nelle infrastrutture di ricarica per i veicoli elettrici”.
[16] IEC 61850 series: Communication networks and systems for power
utility automation.
[17] L. Meeus, M. Saguan, JM. glachant, R. Belmans, “Smart Regulation
for Smart Grids”, EUI Working Paper RSCAS 2010/45, 2010.
Figura 4. Aumento della Hosting Capacity di rete.
Questa seconda quantità è divisibile in due parti: la prima si
ottiene a valle degli interventi realizzati sul sistema di
controllo, regolazione e protezione della rete (freccia gialla
a destra in Figura 4), che comprende, quindi, anche il
contributo dovuto alla regolazione di tensione (freccia gialla
a sinistra in Figura 4), mentre la seconda si ottiene
introducendo in rete un sistema di accumulo
opportunamente coordinato e regolato in rapporto a carico e
generazione sottesi (freccia rossa a destra in Figura 4) e
capace di fornire servizi per la rete come la regolazione di
tensione (freccia rossa a sinistra in Figura 4)10.
10
Per i Progetti che non prevedono l’installazione di sistemi di storage
questo contributo è nullo.
6