Smart Grid: sviluppi futuri per la distribuzione elettrica nella 

città di Roma

Forlì, 13 aprile 2012

CP

CS2 CSCCS1 CS3CS2 CSCCS1 CS3RG RG RGRRRR

AP

MV NETWORK AUTOMATION MV NETWORK AUTOMATION -- HOW IT WORKSHOW IT WORKS

RLRLRLRL

30s

1°Trip

0,4s

Fault 67 Nt=0

Fault 67 Nt=0

70/120 s

CABLE LINE

1°=FR1°=FR 1°= SRTD1=5s1°= SRTD1=5s

4°shotCB OPEN

4°shotCB OPEN

2°= SR2°= SR

0,4 0,15 0,15 0,15

CB POSITIVE CLOSE OPERATION

AP AP

2°Trip

3°Trip

Emilio ZendriResponsabile Pianificazione Operativa e Servizi

“Linee di produzione” Acea Distribuzione su Ricerca e Innovazione

Progetto pilota Smart Grid (delibera AEEG 39/10)

Progetto Smart network Management System (SnMS) per la realizzazione di un “cruscotto di guida” della rete elettrica

Mobilità elettrica (aziendale, pubblica, privata)

2

Obiettivi di sostenibilità: pacchetto clima 20‐20‐20 (Green package)

Ridurre del 20% le emissioni di gas a effetto serra

Portare al 20% il risparmio energetico (efficienza energetica negli usi finali e nei processi energetici)

Aumentare al 20% la quota di fonti rinnovabili (10% nel settore trasporti)

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Perché le smart grid? (1)

“Le reti elettriche devono essere ammodernate per soddisfare la domanda crescente dovuta ad un profondo cambiamento dell’insieme della catena di valore e dei mix energetici, ma anche alla moltiplicazione delle applicazionie delle tecnologie che dipendono dall’elettricità come fonte di energia (pompe di calore, veicoli elettrici, idrogeno e celle a combustibile …). È anche urgente estendere e ammodernare le reti per trasportare e bilanciare l’elettricità prodotta da fonti rinnovabili, che dovrebbe più che raddoppiare nel periodo 2007‐2020”

Dal documento dell’Autorità DCO 34‐11, che cita la comunicazione, del 17‐9‐2010, della Commissione al Parlamento Europeo, al Consiglio, ecc.: “Priorità per le infrastrutture energetiche per il 2020 e oltre. Piano per una rete energetica europea integrata”

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Perché le smart grid? (2)

“Lo sviluppo dell’infrastruttura energetica permetterà all’UE non soltanto di dotarsi di un mercato interno dell’energia correttamente funzionante, ma le consentirà anche di rafforzare la sicurezza dell’approvvigionamento, di integrare le fonti rinnovabili e di accrescere l’efficienzaenergetica. Ai consumatori permetterà di beneficiare delle nuove tecnologie e dell’uso efficiente dell’energia”

Dal documento dell’Autorità DCO 34‐11, che cita la comunicazione, del 17‐9‐2010, della Commissione al Parlamento Europeo, al Consiglio, ecc.: “Priorità per le infrastrutture energetiche per il 2020 e oltre. Piano per una rete energetica europea integrata”

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Il cambio di paradigma per la distribuzione elettrica

La rete di distribuzione non può più essere considerata come l’insieme delle connessioni dell’ultimo miglio destinate a trasferire l’energia dai nodi della rete di trasmissione ai clienti finali passivi dell’energia.

Va vista, invece, come una infrastruttura che collega clienti consumatori, prosumer (caso limite: produttori) e, nel possibile sviluppo futuro, apparecchiature di accumulo, la quale a sua volta interagisce con la rete di trasmissione. In prospettiva essa deve essere strutturata per abilitare l’integrazione di una quota rilevante di energia rinnovabile e per consentire la partecipazione attiva di produttori e consumatori (in tal senso si parla più propriamente di smart system e non di smart grid).

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Problematiche per una gestione smart 

Nella rete tradizionale, fissata la tensione e la corrente all’origine della linea elettrica, restano determinate le tensioni nei nodi e le correnti nei rami; nella rete smart occorre regolare e monitorare i parametri di funzionamentoPossibilità di funzionamento “in isola” e conseguenti rischi nell’esercizio (power quality)Aumento delle correnti di guasto (contributo dei generatori)Dispacciamento dei generatori, partecipazione alla regolazione, servizi di retePartecipazione dei clienti

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Requisiti del progetto pilota smart grid (delibera AEEG 39/10)

rappresentare una concreta dimostrazione in campo su reti di distribuzione in MT in esercizioessere riferito a una rete MT attiva o in alternativa, a una porzione di rete MT attiva, identificabile come le linee MT della stessa rete MT che presentano contro‐flussi di energia attiva al nodo di connessione MT per almeno l’1% del tempo annuo di funzionamentoprevedere un sistema di controllo/regolazione della tensione della rete e un sistema in grado di assicurare la registrazione automatica degli indicatori tecnici rilevanti per la valutazione dei benefici del progettoutilizzare protocolli di comunicazione non proprietarigarantire il rispetto delle normative vigenti in termini fisici e di qualità del servizio

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Caratteristiche tecniche del progetto pilota (1)

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Caratteristiche tecniche del progetto pilota (2)

N. 2 cabine primarieN. 2 Trasformatori AT/MTUn Trasformatore MT/MT

N. 76 cabine secondarie (n. 29 CS esercite a 20 kV e n. 47 CS esercite a 8,4 kV)

N. 6 linee MT(n. 5 a 20 kV e una esercita a 8,4 kV)69,5 km di linee MT (31,7 km cavi interrati ‐ 37,8 km linee aeree)

N. 4 Impianti di produzione(Biomasse, fotovoltaico)

N. 6 Utenze MT

Circa 1200 Clienti BT.10

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Elementi principali del progetto pilota 

Predisposizione di un “campo prove” presso la CP Flaminia/F (area di testing). 

Collaborazione con primarie imprese industriali fornitrici di beni e servizi, e attività di benchmarking internazionale. 

Realizzazione di una postazione centrale per il monitoraggio delle grandezze elettriche di funzionamento della rete pilota. 

Realizzazione di un sistema di telecomunicazione per lo scambio di dati tra i nodi di rete MT e il sistema centrale.

Costo del progetto: ≈ 5 milioni 

Partners Oggetto

SIEMENS

Implementazione software Sistema Centrale di Telecontrollo (STM)

Monitoraggio interruttori MT e AT di Cabina Primaria

Sistema di gestione infrastrutture di ricarica + colonnine di ricarica

TOSHIBA/ANSALDO T&DSistemi intelligenti per la gestione di storage associati a pensilinafotovoltaica e sistemi di compensazione statica

ERICSSON Sviluppo software Centro Telegestione Contatori Digitali (URM)

LANDIS & GYRAcquisizione nuovi allarmi e misure, sviluppo concentratore, sviluppocontatori digitali secondario TR

ABB Recloser + Protezioni per automazione di rete evoluta per CP, GD, CS

ERICSSON &MOTOROLA

Infrastruttura telecomunicazioni radio standard TETRA (rete "lenta“)

Infrastruttura telecomunicazioni radio in tecnologia Hiperlan (rete"veloce“)

TELECOM Infrastruttura di telecomunicazioni su fibra ottica

ALTRI FORNITORI

ADFL CONSULTING (Gateway di cabina secondaria)

ALTEA (Sistema di rilevazione punto d’innesco guasti transitori)

DITTA ASSEGNATARIA APPALTO LAVORI

STREL (DigSilent)

Partners del progetto

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Azioni previste nel progettoAutomazione rete MTSelezione automatica tronco guasto evoluta

Gestione dei generatori distribuiti (telescatto e cambio taratura in funzione delle condizioni di rete)

Rete proprietaria “veloce” e “lenta” per il trasferimento dati in tempo reale

Monitoraggio rete MT e BT Acquisizione grandezze elettriche e ambientali sulla rete MT e BT

Nuovi criteri di gestione della rete MTLoad flow management (P, Q)

Ottimizzazione dei profili di tensione

Minimizzazione delle perdite

E‐Car & StoragePensilina fotovoltaica + sistema di storage + smart inverter + colonnine di ricarica

Sistema di controllo locale.

Diagnostica di cabina primaria

Individuazione punto d’innesco guasti transitori

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25 MVA150/20 kV

TR 1 25 MVA150/8,4 kV

TR 2

NC

NA

150 kV

20 kV 8,4 kV

SCADA/DMS

ACTR

URM

TPT 2000

ACTR ACTRUP UP UP

GSM GPRS

UG

ACTR

Architettura di Sistema 

SISTEMA DI DIAGNOSTICA COMPONENTI PRIMARI MT

TETRA

SAEL – GIS – DIgSILENT

TETRA / HIPERLAN

/F.O.

TETRA / HIPERLAN

/F.O.

TETRA / HIPERLAN

/F.O.

TETRA / HIPERLAN

/F.O.

R R R RR

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Automazione di rete evoluta

Sistemi di Accumulo

Monitoraggio MT/BT

Piano Strategico per l’innovazione tecnologica della rete di Roma (2012 – 2020)

Rete di telecomunicazione proprietaria

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PROGETTO PILOTA SMART GRID CP RAFFINERIE

ALTRE ISOLE SMART

INTERVENTI DI SMARTIZZAZIONE DISTRIBUITI SULLA RETE:Automazione di Rete MT evoluta;Monitoraggio MT/BT;Sistemi di accumulo.

TARGET 2020P dis = 3.000 MW;P fer = 300 MW;D1 ≤ 25‐40‐60 min.;N1 ≤ 1‐2‐4 x Cliente BT

2013 2016 2020

Piano Strategico per l’innovazione tecnologica della rete di Roma (2012 – 2020)

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Altri sviluppi smart: storage distribuito

Funzione di back‐up della rete per interruzioni brevi (miglioramento della continuità del servizio)

Funzione di generatore  per la modulazione dei carichi passivi (levelling)

Funzione di compensazione della generazione distribuita(aumento potenziale della GD)

Obiettivi:

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Altri sviluppi smart: storage distribuito

Verificare le prestazioni di nuove tecnologie di batterie elettrochimiche e relativi apparati di controllo

Approfondire in situazioni reali le problematiche di installazione (es. spazio, calore, rumore, ecc.)

Sperimentare sul campo gli schemi elettrici e il funzionamento complessivo del sistema di storage

Verificare i benefici per il sistema elettrico ottenibili dallo storage

Main topics:

18

Milestones di progetto 

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Da smart grid a smart management

Sistemi operativi per la gestione non integrati o scarsamente integrati 

Grande mole di dati da trattare (es. profili U, I nei nodi elettrici MT e BT)

Mancanza di strumenti di analisi dei dati raccolti dal campo (es. curve di carico dei contatori digitali) 

Mancanza di strumenti previsionali del funzionamento della rete

Scarsa integrazione tra conduzione rete e manutenzione asset

Conoscenza della rete elettrica da migliorare (in particolare per la filiera BT)

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Progetto Smart Network Management System

Integrare le tecnologie già in uso migliorandone le performance e sfruttandone le potenzialità (es. contatori digitali)

Obiettivi:

Sviluppare nuove funzionalità per la gestione della rete in tempo reale (o quasi reale) e per l’analisi dei dati di esercizio (realizzazione del “cruscotto di guida e monitoraggio”)

Ampliare l’automazione e sviluppare strumenti di supporto alla conduzione della rete (miglioramento della continuità del servizio)

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Sistemi operativi da integrare/sviluppare

Sistema informativo geografico

Telegestione utenza BT e Smart Metering

Telecontrollo e automazione della rete MT

Simulazione funzionamento rete elettrica

Sistema informativo delle interruzioni elettriche

Mobile Workforce Management

Sistema integrato della manutenzione

SnMS

GIS

Simulazione

Rete

Telecontrollo

Continuità

Telegestione

Misura

Manutenzione

WFM

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Intelligence

Data

Governance

Data

Collectors

BusinessIntelligence

OperationalIntelligence

Evoluzione sistema GIS Workforce ManagementSistema di gestione

manutenzione integrata

Master Data Management

Sistema informativo disservizi elettrici e telegestione utenze BT

Sperimentazione rete di telecomunicazione di servizio proprietariaSperimentazione Smart Grid

Nuovi standard di progettazione delle cabine secondarie

Tecnica di diagnostica cavi MT in esercizio

Rilievo rete AT aerea

Nuove tecnologie per l’illuminazione pubblica

Smart  ISO‐BI

Sottoprogetti

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Mobilità elettrica (1)

Acquistati e messi in servizio n. 40 veicoli elettrici per le attività operative della distribuzione

Autonomia assicurata 103 km

Durata ciclo di ricarica 7‐10 ore

Tensione di alimentazione 220 Vac

Energia a bordo 22.2 kWh

Capacità 100 Ah

Cicli di ricarica 1.200

Principali caratteristiche nominali

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Mobilità elettrica (2)

In corso l’acquisto e l’installazione di colonnine di ricarica, per la gestione tramite sistema centrale

Veicoli temporaneamente monitorati tramite punto di ricarica “presa + contatore non fiscale”

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Mobilità elettrica (3)

Esempi di dashboard del sistema di monitoraggio

Costi/consumi

Percorrenze

26

GRAZIE PER L’ATTENZIONE !