Nel contesto delle iniziative smart sviluppate da A2A Reti Elettriche, in collaborazione con il Dipartimento di Energia del Politecnico di Milano, si inseriscono anche i progetti di Lambrate (MI) e Gavardo (BS), presentati da A2A nell’ambito dei progetti pilota smart grid (Delibera ARG/elt 39/10) e ammessi al trattamento incentivante l’8 febbraio 2011 con Delibera ARG/elt 12/11. Tali progetti rappresentano una dimostrazione in campo di smart grid finalizzata alla ristrutturazione della rete elettrica attraverso tecnologie innovative che, oltre a mantenere un elevato livello di sicurezza e affidabilità dell’intero sistema, consentano, una volta implementate, la gestione attiva della rete, la possibilità di controllo del carico da parte del sistema, la promozione dell’efficienza energetica e un maggiore coinvolgimento degli utenti finali soprattutto in relazione al mercato elettrico. Tutte le soluzioni impiantistiche sono progettate ponendo particolare attenzione alle esigenze di standardizzazione e unificazione e di riduzione dei costi.
I progetti prevedono investimenti da realizzare sulle cabine primarie (CP) di Lambrate e Gavardo e sulle reti da esse alimentate, coinvolgendo alcune cabine secondarie e gli utenti attivi collegati, nell’ottica di sviluppare un prototipo di smart grid capace di favorire la diffusione della produzione da fonti rinnovabili e l’uso efficiente delle risorse presenti sulla rete sia rispetto alle esigenze locali, sia rispetto alle esigenze di sistema. A tal fine, il progetto prevede di passare a una gestione attiva della rete di distribuzione, impiegando sistemi di comunicazione e controllo in grado di scambiare opportune informazioni con i singoli generatori, così da consentirne una reale integrazione nella rete di distribuzione e, più in ampio, nel sistema.
Funzioni previste
Le funzioni da realizzare nelle diversi fasi dei progetti, che permetteranno di sviluppare innovative modalità di gestione della rete, con evidenti benefici (tab.1) sia per il distributore stesso sia per gli utenti attivi e passivi direttamente coinvolti, sono di seguito elencate.
- Automazione avanzata di rete (selettività logica & controalimentazione automatica con rete radiale e in anello chiuso). Questa funzione ha l’obiettivo di isolare nel più breve tempo possibile (1 s, interruzione transitoria) la porzione di rete affetta da guasto evitando lo scatto dell’interruttore MT in testa linea, anche nel caso di guasti polifase, e sarà implementata sia su rete radiale sia su rete magliata.
- Teledistacco degli impianti di generazione distribuita – GD (apertura del Sistema di Protezione di Interfaccia) mediante segnale inviato dal DSO. Questo innovativo messaggio mira a prevenire potenziali situazioni critiche (ad es., isola indesiderata, soprattutto in caso di apertura intenzionale del DSO legata ad esigenze di manutenzione) e, al contempo, a migliorare la continuità del servizio degli impianti stessi (evitando scatti intempestivi della GD in caso di guasto a valle o su un feeder adiacente).
- Regolazione della tensione mediante modulazione della potenza reattiva immessa in rete da ciascuna unità di GD. Sarà sviluppato un algoritmo di regolazione centralizzata che, basandosi su calcoli di optimal power flow, effettua una prima regolazione sui generatori per cui si è avuto un problema di tensione (modulazione della potenza reattiva, e qualora necessario anche di quella attiva). Se questi non permettono di rientrare nei limiti o nei valori desiderati, si interviene sul VSC del trasformatore di CP (determinando il valore ottimale di setpoint della tensione di ogni sbarra di media tensione – MT) e/o sui generatori vicini. In questo modo sarà possibile ottenere il miglior profilo di tensione lungo tutta la linea MT attraverso l’utilizzo coordinato di tutte le risorse locali.
- Limitazione/modulazione della potenza attiva (in caso di emergenza o a seguito di un ordine di dispacciamento). È abilitata in particolari condizioni di rete, legate per esempio a temporanee limitazioni al transito sulla rete/linea di distribuzione cui la GD è sottesa, o per regolare la tensione qualora la variazione della potenza reattiva non sia risultata sufficiente, o a seguito di un comando erogato da Terna in particolari condizioni di criticità sulla rete di trasmissione nazionale – RTN.
- Monitoraggio delle iniezioni da GD e trasmissione a Terna dei dati necessari ai fini del controllo del Sistema Elettrico Nazionale. Il sistema proposto consente di monitorare in tempo reale alcuni parametri caratteristici della GD e costituisce un efficace strumento di interfaccia con il TSO utile per garantire lo scambio di tutte le informazioni necessarie per il funzionamento in sicurezza della RTN.
- Dispacciamento locale: ottimizzazione della gestione delle unità di GD attraverso previsioni di produzione e controllo in tempo reale, in accordo con i modelli 2 e 3 del DCO 354/2013/R/eel. Con questo strumento il distributore sarà in condizione di gestire efficacemente reti con elevata presenza di GD, anche nella prospettiva di un eventuale dispacciamento locale da effettuare a cura del distributore stesso.
Gli apparati in campo sono raggiunti mediante un opportuno sistema di comunicazione, basato su rete internet ADSL nel progetto Lambrate e su rete Wi-Fi più ADSL nel progetto Gavardo. L’uso della rete internet pubblica, in un contesto come quello di Milano in cui è altamente diffusa e molto affidabile e veloce, permetterà, infatti, di coprire in modo completo e flessibile l’intero territorio coinvolto dal progetto, con ridotti costi di struttura grazie alla semplicità di installazione e ai limitati costi per la manutenzione del sistema. La prospettiva di condivisione dell’infrastruttura di comunicazione non rappresenta un problema, il volume di traffico generato nella comunicazione tra cabina primaria – CP e GD sarà nella maggior parte dei casi di molto inferiore rispetto a quello delle altre applicazioni del mondo internet. I potenziali problemi della rete internet pubblica, in termini di ritardo o perdita delle informazioni e di disponibilità del servizio a seguito di probabili congestioni del traffico in determinati periodi di tempo, saranno facilmente risolti sottoscrivendo con gli operatori di telecomunicazione particolari contratti che prevedano il rispetto di requisiti prestazionali più stringenti.
Architettura del sistema
I progetti Lambrate e Gavardo hanno per obiettivo l’installazione di sistemi di monitoraggio, controllo, regolazione e protezione nelle CP e nelle Cabine Lungo Linea, per incrementare la capacità di accogliere nuova GD, e l’affidabilità tecnica, in termini di disponibilità e continuità del servizio fornito, la stabilità dell’alimentazione e l’efficienza nel servizio di distribuzione. Un opportuno scambio di segnali con Terna consentirà anche di prevedere la futura implementazione di funzioni di controllabilità delle utenze attive delle reti di distribuzione da parte di Terna stessa.
La soluzione proposta, oltre all’introduzione della rete di comunicazione, prevede anche l’installazione (in sostituzione, in parallelo o in aggiunta ai dispositivi esistenti) di componenti innovativi (IED) dotati di un canale di comunicazione e porte logiche per inviare/ricevere informazioni o segnali: l’insieme di questi componenti permetterà di realizzare il concetto di sottostazione estesa (nota 1) consentendo una gestione intelligente e innovativa della rete di distribuzione.
Il sistema si sviluppa secondo tre differenti livelli (fig.1) rispetto ai quali saranno introdotti i componenti della sottostazione estesa: il Livello 1 o Livello di Cabina Primaria (oggetto della presente fornitura), il Livello 2 o Livello di Cabina Lungo Linea (oggetto della presente fornitura) e il Livello 3 o Livello Utente Attivo (esenzione rispetto alla presente fornitura).
Tutti i segnali saranno scambiati utilizzando il protocollo standard IEC 61850 in modo da garantire la completa interoperabilità tra i diversi dispositivi del sistema (che dovranno implementare al proprio interno una opportuna profilazione protocollare definita da A2A e PoliMI), sia all’interno del progetto sperimentale, sia rispetto ad un eventuale deployment esteso. In futuro, infatti, utilizzando questa soluzione, qualsiasi utente attivo potrà collegarsi alla sottostazione estesa del distributore progettando e gestendo in completa autonomia il proprio impianto e le proprie apparecchiature.
Nota 1: 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 entità remote (Utenze Attive, Cabine Lungo Linea) lungo le linee di distribuzione MT.
di Enrico Fasciolo, Salvatore Pugliese, Maurizio Delfanti e Valeria Olivieri
Gli autori
Enrico Fasciolo
enrico.fasciolo@a2a.eu
Responsabile Impianti e Reti Primarie e Pianificazione Rete di A2A Reti elettriche (gruppo A2A s.p.a.)
Salvatore Pugliese
salvatore.pugliese@a2a.eu
Salvatore Pugliese, Ingegnere elettrotecnico, Responsabile Esercizio di A2A Reti Elettriche
Maurizio Delfanti
maurizio.delfanti@polimi.it
Professore Associato di Sistemi Elettrici per l’Energia – Politecnico di Milano, Dipartimento di Energia
Valeria Olivieri
valeria.olivieri@mail.polimi.it
Assegnista di ricerca – Politecnico di Milano, Dipartimento di Energia