Smart Grid: i primi progetti pilota in Italia
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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
maurizio.delfanti@polimi.it
Riassunto - I Progetti pilota finanziati dall’Autorità con energie rinnovabili decentralizzate (smart grid). Secondo
Delibera ARG/elt 39/10 rappresentano una dimostrazione in tale Bando, l’aumento e lo sviluppo delle fonti energetiche
campo di smart grid e sono finalizzati alla ristrutturazione di rinnovabili (FER) connesse alla rete rappresenta il
specifiche reti di distribuzione attraverso tecnologie innovative principale beneficio atteso dalle smart grid. In altre parole,
che consentano, una volta implementate, una gestione attiva,
le smart grid sono indispensabili per abilitare l’immissione
con particolare attenzione alle esigenze di standardizzazione e
unificazione nonché alla minimizzazione dei costi. I Progetti (meglio, la reale integrazione) delle FER nella filiera
prevedono di sviluppare prototipi di smart grid basati sull’uso elettrica.
di tecnologie di comunicazione, che rappresentano l’unico In Italia il primo passo concreto in questa direzione è stato
approccio in grado di risolvere i nuovi problemi delle reti di compiuto, con una logica simile, dall’Autorità per l’energia
energia: solo un uso intelligente dei sistemi di comunicazione elettrica e il gas (AEEG). Con la Delibera ARG/elt 39/10
permette infatti di superare le attuali limitazioni e rende [2] (da qui in poi, la Delibera), il regolatore italiano, con
possibile un reale e significativo aumento del contributo di GD visione d’avanguardia rispetto ad altri contesti europei, ha
mantenendo alto il livello di sicurezza e affidabilità dell’intero scelto di spingere per lo sviluppo di smart grid, offrendo ai
sistema, nonché di qualità del servizio reso all’utenza.
distributori (DSO) incentivi per la presentazione di progetti
innovativi in reti attive, con l’obiettivo di rendere più
Parole chiave – Generazione diffusa, smart grid, ICT, SPI,
flessibili e “intelligenti” le reti di distribuzione MT,
regolazione di tensione.
favorendo la diffusione della produzione da FER e l'uso
efficiente delle risorse1.
I. INTRODUZIONE
La procedura di valutazione si è conclusa il 10 Febbraio
2011 con la pubblicazione sul sito dell’Autorità della
Il forte aumento della Generazione Diffusa (GD) nel
Delibera ARG/elt 12/11 [3] contenente l’ammissione al
sistema elettrico, in particolare nelle reti di distribuzione in
trattamento incentivante di otto progetti pilota relativi a reti
media e bassa tensione, impone un ripensamento delle
attive. Il Politecnico di Milano (Dipartimento di Energia,
modalità di protezione, gestione e regolazione di tali reti,
Dipartimento di Elettronica e Informazione) ha svolto la
che devono passare da “passive” ad “attive”. A livello
funzione di advisor per sei delle otto iniziative selezionate
internazionale la direzione di evoluzione è identificata con il
dall’Autorità, assistendo alcune tra le maggiori imprese di
termine ‘smart grid’, sottintendendo strutture e procedure
distribuzione (Enel Distribuzione, A2A Reti Elettriche,
operative fortemente innovative che, oltre a mantenere un
Deval) ma anche realtà locali (ASSM e A.S.SE.M.,
elevato livello di sicurezza e affidabilità dell’intero sistema,
concessionari di reti di distribuzione nelle Marche) nella
siano anche in grado di far fronte ai numerosi problemi
preparazione delle rispettive proposte.
legati alla gestione della GD, alle possibilità di controllo del
Questi primi progetti pilota servono per tracciare la via per
carico da parte del sistema, alla promozione della efficienza
uno sviluppo, a livello nazionale, di un modello molto
energetica e ad un maggiore coinvolgimento degli utenti
interessante di smart grid; monitorare attentamente i risultati
finali, attivi e passivi, in relazione al mercato elettrico. In
delle sperimentazioni darà la possibilità, ai maggiori
questi anni, si sono diffuse moltissime iniziative relative
interessati (tra cui il mondo della ricerca), di acquisire
alle smart grid, quasi tutte, però, in ambito di ricerca, o, al
conoscenze e esperienze, per poi avviare lo sviluppo su
più, di ricerca applicata. Attualmente è, invece, opinione
scala nazionale, che, ormai, è alle porte. Lo dice anche il
diffusa che un reale progresso nella direzione delle reti del
recentissimo decreto legislativo del 3 Marzo 2011 [4], che
futuro possa iniziare soltanto mettendo in campo iniziative
prevede l’introduzione di incentivi in forma stabile (non più
che coinvolgano reti reali, con clienti finali e utenti attivi,
sperimentale, come fatto sinora) per tutti i DSO
(carichi e generatori), in modo da provare nella realtà le
(Distribution System Operator) che effettuano interventi di
soluzioni sinora studiate. Si tratta quindi di entrare in una
ammodernamento secondo i concetti di smart grid, con
fase di “field test”, se non di vero e proprio “deployment”
particolare attenzione per i sistemi di controllo, regolazione
(seppure, come ovvio, su scala ridotta). Questa lettura è
e gestione dei carichi e delle unità di produzione. In linea
suffragata a livello europeo da una importante iniziativa
con questo obiettivo, l’articolo illustra le principali
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
La scadenza per la presentazione dei progetti era fissata al 10/11/2010
1
soluzioni e tecnologie innovative implementate nei sei Un primo livello di automazione con un forte impatto sulla
Progetti per cui il Politecnico ha svolto la funzione di GD consiste nella presenza delle cosiddette richiusure
advisor e i corrispondenti benefici attesi. automatiche, ovvero sistemi in grado di richiudere
l’interruttore di partenza della linea MT a seguito di
II. RETI ATTIVE un’apertura su guasto4, concepiti nella visione di una rete
sottesa puramente passiva. In questo caso, infatti, a seguito
A. Definizione di smart grid di un guasto5 le utenze sono rialimentate e percepiscono
A livello internazionale, non esiste una definizione univoca soltanto un’interruzione transitoria per il tempo necessario
e codificata di smart grid: in proposito, è interessante un alla richiusura. Con la presenza di GD lungo le linee MT
breve articolo disponibile sul sito della Carnegie Mellon bisogna evitare che la richiusura avvenga quando lungo la
University (The many meanings of Smart Grid) [5]. Tutte le linea sono ancora connessi generatori; in questo caso si
indicazioni esistenti concordano comunque sul fatto che una avrebbe un parallelo pericoloso per le macchine6.
smart grid si distingue da una rete di distribuzione gestita Altri problemi legati alla gestione dei sistemi di
tradizionalmente per la natura “attiva” della rete medesima automazione di rete si possono presentare quando uno o più
e per il diverso grado di impiego di sistemi di impianti di GD continuano ad alimentare una porzione della
comunicazione e controllo. rete di distribuzione dopo la disconnessione della stessa
In Italia, per rete MT “attiva” si intende, secondo le porzione dal resto del sistema elettrico (isola indesiderata7),
indicazioni tecniche contenute nella Delibera2, una rete in oppure quando il generatore, in caso di guasto sulla linea
cui: MT alla quale è connesso, continui ad alimentare il guasto
• la presenza di UGD, per predefinite percentuali di ore stesso, rendendo vana la richiusura (richiusura negativa).
annue (almeno l’1%), ecceda il fabbisogno delle utenze L’attuale strategia per evitare simili situazioni prevede la
passive collegate alla rete stessa; rapida disconnessione dei generatori in caso di apertura
• l’introduzione di opportuni sistemi di comunicazione e dell’interruttore di CP attraverso il Sistema di Protezione di
controllo permetta l’integrazione delle azioni di tutti gli Interfaccia (SPI, codificato nella Norma CEI 0-16 e CEI 11-
utenti attivi e passivi. 20). Tuttavia, in assenza di sistemi di comunicazione tra CP
Inoltre, a differenza del caso inglese (in pratica, unico e GD, le informazioni di cui dispongono i relè d’interfaccia
precedente in Europa [7][8]), la Delibera definisce un sono esclusivamente locali: le soglie di massima e minima
preciso modello di smart grid attraverso criteri di merito frequenza/tensione non riescono a distinguere condizioni di
specifici e requisiti obbligatori, riassumibili come di perdita di rete da perturbazioni nelle quali la tensione
seguito3: oppure la frequenza si discostano dai valori nominali per
• rappresentare una concreta dimostrazione in campo su cause dovute a squilibrio tra generazione e carico (o, più in
reti di distribuzione MT in esercizio; generale, a guasti e perturbazioni anche nelle reti di alta e
• essere riferito a una rete MT “attiva” o in alternativa, a altissima tensione). In alcuni casi (già verificatisi nel
una porzione di rete MT attiva; recente passato) il SPI potrebbe agire in modo intempestivo,
• prevedere un sistema di controllo/regolazione della distaccando ulteriore generazione dalla rete; in altri casi
tensione e un sistema in grado di assicurare la mantenere un’isola indesiderata in presenza di ridotto
registrazione automatica degli indicatori tecnici; squilibrio fra le potenze attiva/reattiva generate e quelle
• utilizzare protocolli di comunicazione non proprietari. richieste dai carichi. Inoltre, l’attuale SPI, basato come già
L’introduzione di queste specifiche caratteristiche detto sul rilievo locale di tensione e frequenza, in occasione
permetterà di far fronte, attraverso l’implementazione di di significativi transitori di frequenza sulla rete di alta
soluzioni innovative, alle problematiche legate ad una forte tensione8, disconnette la GD collegata alla rete di
penetrazione della GD nelle reti di distribuzione MT, distribuzione, che quindi non partecipa al contrasto della
meglio descritte nel seguito. perturbazione in atto sul sistema, bensì ne aggrava l’entità,
4
B. L’attuale scenario italiano In alcune porzioni di rete, è anche sfruttata la possibilità di effettuare
richiusure tramite apparecchiature di manovra poste lungo linea.
Nello scenario attuale l’integrazione della GD comporta 5
In funzione della tipologia del guasto e del fatto che sia permanente o
notevoli problemi legati all’automazione delle reti MT e alla possa estinguersi durante il tempo di attesa alle richiusure; solo in caso di
gestione dei sistemi di controllo, regolazione e protezione; guasto monofase a terra gli utenti sani a monte del guasto, in alcuni casi,
in relazione ai soli vincoli tecnici nodali, le reti di possono non subire alcuna interruzione.
6
Una simile condizione si è dimostrata critica, in passato, per i generatori
distribuzione MT italiane mostrano, invece, una più che rotanti direttamente connessi alla rete; in prospettiva, è preferibile evitarla
discreta capacità di accoglimento della GD [9]. 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
2
Una precedente definizione è contenuta nella Norma CEI 0-16 [6] che riconfigurazione della rete, con conseguenze negative sulla continuità del
indica una rete MT “attiva” se, per almeno il 5% del tempo annuo di servizio.
8
funzionamento, si verifichi un transito di potenza dalla MT verso la AT. Quali quelli derivanti da disconnessione dal parallelo UCTE (28
3
In aggiunta sono stati forniti al comma 6.2 della Delibera anche alcuni settembre 2003), ovvero da pesanti perturbazioni provenienti dalle reti
requisiti facoltativi. estere (4 novembre 2006).
2disconnettendosi in tempi brevissimi, e causando problemi “master”–“slave” [11]. In tale logica il relé di protezione di
alla sicurezza del complessivo sistema nazionale [10]. linea posto in CP funziona da “master” mentre il SPI della
Un’ulteriore criticità per la rete è data dalla attuale GD assolve la funzione di “slave”. Il sistema proposto opera
regolazione di tensione (regolazione del rapporto di in modalità fail-safe: il SPI in presenza della rete di
trasformazione del trasformatore AT/MT, eventualmente comunicazione riceverà un segnale di keep-alive su un
con compound) che diventa evidente in presenza della ingresso dedicato. In tali condizioni il SPI mantiene le
cosiddetta inversione del profilo di tensione (cioè nel caso soglie di intervento per valori locali di tensione e frequenza
in cui la tensione nei punti più periferici della rete – quelli a a valori più ampi (“soglie allargate”), evitando scatti
cui è potenzialmente connessa la GD – assuma valori intempestivi. Il SPI, pertanto, in presenza della rete di
superiori alle tensioni nei nodi in prossimità delle sbarre comunicazione, potrà disconnettere la GD solo in caso di
MT) lungo il singolo feeder. In tal caso, infatti, la messaggio di telescatto (Figura 2), da attuare senza ritardo
regolazione di tensione come attuata oggi non risulta più intenzionale, da parte del relè master o in caso di uscita dei
efficace ed, anzi, può avere effetti dannosi sui profili di valori locali di tensione e frequenza dalle “soglie allargate”.
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.
Figura 1. Sovratensione nel punto di connessione della GD (nodo 48).
B. Regolazione innovativa della tensione MT
Nonostante le evoluzioni della EN 50160 [12] abbiano
III. EVOLUZIONE COSTITUITA DAI PROGETTI recentemente condotto a valori di tensione tollerabili, sulle
reti MT, superiori transitoriamente al 110% di Un, si rende
Il superamento dei problemi appena esposti è un passo necessario agire sulle iniezioni delle unità di generazione
imprescindibile per sfruttare appieno la hosting capacity (UGD) al fine di non superare tale limite (inteso come
delle reti attuali. Un simile sfruttamento ha una valenza media dei valori efficaci su 10 minuti). Al fine di ovviare a
sistemica ed economica di grandissima importanza: sarebbe questa forte limitazione e di incrementare in maniera
in tal modo consentito l’impiego per nuove finalità sensibile la hosting capacity della rete senza realizzare
(connessione di GD) di infrastrutture esistenti. La soluzione nuove infrastrutture, nei sei Progetti si implementa una
di questi problemi prospettata nei sei Progetti è quella di regolazione “locale” di tensione [13]. In particolare, si
passare ad una modalità di gestione attiva della rete di propone un algoritmo che, al raggiungimento di una
distribuzione impiegando sistemi di comunicazione e determinata soglia di tensione nel punto di connessione di
controllo, in grado di trasferire dalla CP opportuni segnali ai un generatore alla rete (ad es. 1,08 Un), comandi al
singoli generatori, in modo da consentirne una reale generatore stesso di funzionare in assorbimento di reattivo
integrazione nella rete di distribuzione e, più in ampio, nel ad un prefissato cosφ (ad esempio, 0,95). In caso tale azione
sistema. Alcune soluzioni implementate nei Progetti sono di si dimostri non sufficiente al contenimento della tensione,
seguito elencate. Per evidenti motivi di sintesi, si sono potrebbero essere inviati comandi per variare il fattore di
riportate le soluzioni in termini di principi generali, senza potenza di altre UGD poste lungo la linea, agire sul VSC
scendere nelle specificità applicative di ciascun progetto. per diminuire le tensioni su tutta la rete, oppure limitare le
iniezioni attive dei generatori, fino a, nel caso peggiore,
A. Incremento dell’affidabilità del SPI mediante telescatto annullare l’iniezione attiva degli impianti di GD. La
Il sistema da implementare prevede che un segnale di possibilità di richiedere iniezioni di reattivo da parte della
telescatto venga inviato dalla Protezione di Linea ai SPI GD potrebbe essere sfruttata anche ai fini di migliorare
innovativi. Nell’ipotesi di considerare la rete in l’efficienza delle reti MT: l’iniezione in rete di potenza
funzionamento nel solo assetto radiale (trascurando, quindi, reattiva è in grado di diminuire i transiti di reattivo lungo le
in prima analisi le possibilità di controalimentazione e di linee, rifasando la rete MT. Il sistema di regolazione di
riconfigurazione della rete in caso di anomalia o guasti) è tensione sarà potenzialmente utilizzato anche in modo
possibile implementare una logica di controllo di tipo congiunto rispetto all’uso di batterie di condensatori in
3Cabina Primaria e a comandi eventualmente impartiti dal • Utente (attivo, passivo).
TSO (Transmission System Operator).
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 Figura 3. Architettura di comunicazione a 4 livelli (sinistra) e a due livelli
opportune tempistiche, le iniezioni da parte della GD. (destra) nella sottostazione estesa.
D. Limitazione/modulazione in emergenza della potenza In particolare, l’architettura su 4 livelli permette di
attiva immessa da parte di ciascuna UGD realizzare anche funzioni evolute come:
La possibilità di comunicare con i produttori per i fini già • la selettività logica lungo linea, al fine di migliorare la
esaminati consente anche di limitare/modulare la potenza gestione dei guasti (esercizio non ordinario) con
attiva della GD nella prospettiva di un dispacciamento notevoli benefici sulla continuità del servizio;
locale [14] da effettuare a cura del DSO o a seguito di • l’implementazione e la gestione di una innovativa
comandi imposti dal TSO in particolari condizioni di rete, Infrastruttura di Ricarica per veicoli elettrici, progettata
legate a temporanee limitazioni al transito sulla rete/linea di con tecnologie all’avanguardia [15] e integrata con un
distribuzione. In ogni istante saranno noti i transiti sulle Sistema di Storage MT multifunzionale che potrà anche
linee e i valori di carico e generazione (con relativa capacità essere utilizzato per fornire servizi alla rete MT;
di regolazione) e sulla base di queste informazioni saranno • l’abilitazione di strategie di Demand Response,
stabilite le eventuali necessità di modulazione o limitazione, coinvolgendo gli utenti passivi (clienti finali) anche sul
dell’energia attiva erogata da parte di ciascuna UGD livello BT nella gestione responsabile dei propri
collegata alla CP, al fine di ottenere un profilo di scambio consumi.
prestabilito tra CP e TSO. La rappresentazione gerarchica, ben evidenziata dal sistema
di comunicazione, risulta associata anche alla necessità di
IV. ARCHITETTURA DEL SISTEMA: LA differenti livelli di affidabilità/costo delle apparecchiature:
SOTTOSTAZIONE ESTESA in CP l’architettura di comunicazione deve essere
estremamente affidabile mentre, proseguendo lungo i vari
Tutte le funzioni innovative sono rese possibili livelli, fino ad arrivare all’utente attivo, si potrà accettare un
dall’implementazione di un opportuno sistema di diverso compromesso tecnico/economico.
comunicazione, teso a realizzare il concetto di sottostazione
estesa9. L’architettura proposta di sottostazione estesa V. IL SISTEMA DI COMUNICAZIONE
risulta sviluppata su più livelli funzionali in relazione alle
diverse funzioni implementate. A. Infrastrutture di comunicazione impiegate
A seconda delle funzioni implementate, si è adottata la Il componente/sistema, necessario per l’implementazione e
struttura di comunicazione più adatta, sviluppata su due il corretto funzionamento delle soluzioni fin qui descritte, è
livelli (Figura 3, destra): il sistema di comunicazione. A valle delle indagini condotte
• Cabina Primaria (CP); sul territorio, si è deciso di impiegare, ove possibile,
• Utente attivo o Cabina del DSO; infrastrutture di comunicazione già presenti, in particolare la
o su 4 livelli (Figura 3, sinistra), per sistemi più complessi: rete internet pubblica sfruttando la tecnologia DSL o
• Cabina Primaria; WIMAX. In aggiunta a tale vettore di comunicazione, nei
• Cabina Secondaria e Cabina di Consegna; diversi Progetti si è previsto di realizzare alcuni
• Interfaccia dati tra Distributore e Utente; collegamenti dedicati realizzati in WI-FI, in fibra ottica o in
fibra ottica ADSS (all-dielectric self-supporting).
9 La rete internet pubblica, infatti, risulta essere una scelta
Per sottostazione estesa si intende una estensione della visione del
sistema di supervisione e protezione (concetto oggi già applicato, nel economica e vantaggiosa per consentire lo scambio di dati
paradigma disegnato dal protocollo IEC 61850, alla sola cabina primaria) in tempo reale tra CP e GD visto che gli standard di
anche ad automi remoti (utenze attive, utenze passive) lungo le linee di sicurezza sono tali da assicurare l’integrità delle
distribuzione MT.
4comunicazioni e l’accesso indifferenziato è spesso • una maggiore efficienza energetica, riducendo le perdite
sufficiente anche per le applicazioni più critiche. Inoltre lungo la rete, grazie ad un avvicinamento tra carico e
l’impiego di infrastrutture condivise e non sviluppate generazione;
esclusivamente per specifici scopi dimostra come sia • una riduzione/differimento degli investimenti nel
possibile ottenere vantaggi economici ed ambientali grazie potenziamento della rete, grazie alla migliore
alla complementarietà della rete elettrica e della rete di sincronizzazione dei prelievi e delle immissioni di
informazione sia nelle loro funzioni, sia nella loro energia su un’estensione spaziale predeterminata, ad
espansione. Si può infatti supporre che in contesti già alleviare il carico sulla rete elettrica;
fortemente sviluppati, come quello urbano, la rete di • un minor impatto ambientale riducendo le emissioni di
informazione possa essere impiegata come supporto CO2.
funzionale per quella elettrica; mentre, in contesti meno L’introduzione del telescatto conduce al superamento dei
densamente abitati, i nuovi sviluppi della rete elettrica limiti degli attuali SPI, rendendo possibile la rimozione (o
possano costituire non solo un supporto fisico, ma anche meglio, il rilassamento) delle soglie di sovra e sotto
driver di sviluppo per la rete di informazione. frequenza del relè, conseguendo:
• maggiore affidabilità a livello locale (lo scatto del SPI
B. Protocollo per la comunicazione in caso di perdita di rete avviene in maniera sicura, con
All’interno dell’architettura realizzata, il protocollo minori rischi di islanding, di scatti intempestivi o di
utilizzato per gestite tutte le funzioni di protezione, chiusure in controfase);
comando, monitoraggio e automazione è quello definito • maggiore sicurezza dell’esercizio a livello di sistema,
dalla IEC 61850 [16], standard di riferimento per la sia tramite automatismi, sia per la possibilità di
realizzazione dei sistemi di automazione delle sottostazioni trasmissione di informazioni e comandi da e verso
elettriche. Al fine di garantire l’interoperabilità tra apparati TERNA;
di produttori diversi, lo standard specifica il protocollo, il • migliore gestione e controllo della rete MT.
formato dei dati, gli oggetti e il linguaggio di La possibilità di far comunicare CP e GD conduce inoltre ad
configurazione (SCL) dei vari dispositivi, realizzando un una migliore utilizzazione degli impianti esistenti, mediante
modello astratto degli oggetti presenti replicando in ogni un opportuno coordinamento delle risorse diffuse, che
dettaglio gli apparati e le funzioni svolte nel mondo elettrico prevede:
reale. Il modello virtuale così sviluppato viene infine
• la regolazione della potenza reattiva;
tradotto concretamente a livello applicativo in messaggi
• la regolazione della potenza attiva erogata dai
GOOSE (Generic Object Oriented Substation Events) e
generatori medesimi;
MMS (Manufacturing Message Specification). Grazie
• il miglioramento della qualità del servizio intesa sia
all’instaurazione di una VPN tra CP e GD di livello 2, si
come continuità che come qualità della tensione.
utilizzano messaggi GOOSE per lo scambio, con periodicità
L’installazione di un sistema di storage, integrato con
predefinita, di segnali di tipo KEEP ALIVE aventi il
compito di rivelare la presenza del sistema di l’infrastruttura di ricarica dei veicoli elettrici, permetterà di:
comunicazione, e messaggi MMS per attuare lo scambio di • incrementare lo sviluppo della mobilità elettrica;
tutte le informazioni che richiedono un’architettura di • aumentare l’efficienza energetica e diminuire le
comunicazione di tipo client-server e per consentire l’invio emissioni inquinanti legate al settore dei trasporti;
di file di report opportunamente criptati allo SCADA. • ottimizzare la gestione dei flussi energetici, con un
Nell’intero sistema di sottostazione estesa, al fine di rendere migliore dispacciamento delle FER;
significativo il transito di informazione, si prevede la • fornire servizi alla rete, ad es. controllo di tensione;
sincronizzazione degli apparati con un orologio mondiale • sperimentare funzioni di controllo e gestione della rete
attraverso sistemi NTP o sistemi GPS. di distribuzione in presenza di sistemi di accumulo in
grado di aumentare in maniera decisiva la capacità di
VI. BENEFICI ATTESI accoglimento sulle reti stesse di GD intermittente/non
programmabile.
A. Benefici attesi dei Progetti La presenza di un sistema di comunicazione può essere
Dopo aver descritto le principali caratteristiche dei sei utilizzata (in prospettiva) verso i clienti finali per la
Progetti si individuano i parametri di valutazione e i sperimentazione di modalità di demand response attraverso
corrispondenti benefici attesi, che hanno impatto sia sul segnali di prezzo, oppure ancora per controllare
DSO che sugli utenti attivi direttamente coinvolti. congiuntamente GD e carico o diversi impianti di GD per la
Come già fatto per le funzionalità, anche i benefici definizione di profili di scambio prevedibili.
conseguibili non sono illustrati in dettaglio per ciascun
progetto, ma sono elencati a livello generale: in particolare, B. Indicatore di Performance
sarà possibile conseguire: La graduatoria delle richieste è stata stilata dall’Autorità
• un aumento della GD installabile sulle reti di sulla base dell’Indice di Performance (IP), pari al rapporto
distribuzione soprattutto da FER; tra l’Indicatore dei Benefici (IB) e il costo (C) del progetto.
5In accordo con il documento redatto dal Nucleo della VII. CONCLUSIONI
Commissione di esperti (Determina 7/10 Allegato B),
l’indicatore dei benefici è il prodotto tra il punteggio tecnico I risultati ottenuti dai progetti, che dovranno essere resi
e la potenza immettibile in rete da GD in seguito pubblici, permetteranno la disseminazione delle esperienze
all’intervento per cui è richiesto il trattamento incentivante: e una più realistica valutazione dei risultati utile per
nlinee _ sottese M sviluppare e implementare, in modo concreto e definito, la
∑
IB
IB = Psmart ⋅ ⋅ A j ; IP = prospettiva di evoluzione tutta italiana delle smart grid.
nlinee _ smart C
j =1 È importante sottolineare che la modalità di incentivazione
Il punteggio tecnico di ciascun progetto si ottiene proposta, in linea con quanto già fatto in Europa, è del tipo
sommando i benefici relativi a quattro diversi ambiti di “incentive-based regulation”: il meccanismo prevede che i
valutazione: progetti pilota non siano finanziati in conto esercizio o
• A1. Dimensione del progetto dimostrativo; conto capitale, ma tramite un incentivo tariffario garantendo
• A2. Grado di innovazione del progetto dimostrativo; un rendimento maggiorato rispetto a chi investe in reti
• A3. Fattibilità del progetto dimostrativo; tradizionali. Ad oggi, infatti, l’approccio “output-based
• A4. Replicabilità su larga scala del progetto regulation”, generalmente identificato come quello ottimale
dimostrativo. [17], non è praticamente applicabile in quanto il regolatore
La Psmart “potenza equivalente da GD” rappresenta il non può definire con precisione i benefici e i corrispondenti
risultato finale quantitativo da massimizzare. Per la sua obiettivi su cui basare la regolazione.
determinazione, si adotta l’approccio definito nell’allegato 2
della Del. ARG/elt 25/09. Definita “Situazione iniziale” la VIII.BIBLIOGRAFIA
situazione di rete puramente passiva (nella quale non c’è
[1] http://ec.europa.eu/clima/funding/ner300/index_en.htm
presenza di GD), si individua la potenza (e successivamente [2] Delibera ARG/elt 39/10 “Procedura e criteri di selezione degli
la corrispondente energia) tecnicamente installabile sulla investimenti ammessi al trattamento incentivante di cui al comma 11.4
rete attuale (freccia verde in Figura 4) e a seguito degli lettera d) dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità per l’energia
interventi per cui si richiede il trattamento incentivante. 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
Figura 4. Aumento della Hosting Capacity di rete. nazionale”.
[10] M. Merlo, G. Monfredini, M. Ambroggi “Protezione della generazione
diffusa sulle reti MT”, AEIT Maggio-Giugno 2010.
Questa seconda quantità è divisibile in due parti: la prima si [11] M. Delfanti, V. Olivieri, M. Pozzi, M. Ambroggi, O. Ornago
ottiene a valle degli interventi realizzati sul sistema di “IEC61850-based loss of main protection:the Milano Wi-Power
controllo, regolazione e protezione della rete (freccia gialla project”, CIRED 2011.
a destra in Figura 4), che comprende, quindi, anche il [12] EN 50160: 2010 “Voltage characteristics of electricity supplied by
public distribution systems”.
contributo dovuto alla regolazione di tensione (freccia gialla [13] D. Moneta, P. Mora, M. Gallanti, G. Monfredini, M. Merlo, V.
a sinistra in Figura 4), mentre la seconda si ottiene Olivieri “MV network with Dispersed Generation: voltage regulation
introducendo in rete un sistema di accumulo based on local controllers”, CIRED 2011.
opportunamente coordinato e regolato in rapporto a carico e [14] M Delfanti, M. Merlo, V. Olivieri “Verso le smart grid: generazione
diffusa e servizi per il dispacciamento”, Convegno Nazionale AEIT,
generazione sottesi (freccia rossa a destra in Figura 4) e Milano 2011.
capace di fornire servizi per la rete come la regolazione di [15] F. Caleno, T. Valentinetti, M. Delfanti, V. Olivieri “Il ruolo dei DSO
tensione (freccia rossa a sinistra in Figura 4)10. 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.
10
Per i Progetti che non prevedono l’installazione di sistemi di storage
questo contributo è nullo.
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