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 [email protected] 1 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 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 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 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 61078 Tecniche di Analisi relative alla fidatezza; IEEE Std 493-1997 “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 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 Altre criticità 1. 2. 3. 4. 5. 6. Guasti per invecchiamento degli impianti (a cui si collega l’evoluzione verso la manutenzione su condizione, con verifica olio TR, SF6 apparecchiature, PD ecc.) ; 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); Spazi per realizzare nuovi impianti o ampliare gli esistenti (AT e MT); Razionalizzazione impianti BT; Campi elettromagnetici; Iter autorizzativi. 7 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 Sistema di telecontrollo RTU di Cabina Secondaria TG 8000 RTU di Cabina Primaria Server-client web UEL 1 ` ` FERP (AT) FETG (MT) UEL ` SERVER ARCHIVI Rete IP Server GISEL ` STMX ` ` SOZ 1---n UEL 2 Architettura sistema si telecontrollo di AcegasAps 9 Sistema di telecontrollo Architettura periferiche CP 10 Sistema di telecontrollo 11 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; 141.000 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 La rete di distribuzione elettrica di Trieste 13 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 EN61936-1 distingue gli impianti elettrici con tensione in c.a. >1kV; CEI 0-16: media tensione: 1-45 kV; CEI EN 62271-200: media tensione: 1-52 kV. 14 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 Distribuzione MT: protezioni AT Alla terra sb. Dist. Alla diff. Sb. Alla diff. Sb. I> I> I>> Diff. Diff. Buch. Temp. I> I>> F< Direz. terra I> I>> 16 Caso pratico: guasto MT 17 Caso pratico: guasto MT 18 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 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 CONTINUITA' DEL SERVIZIO Q QUALITA' DELLA TENSIONE QUALITA' "COMMERCIALE" NUMERO DELLE INTERRUZIONI DURATA DELLE INTERRUZIONI STABILITA' DELLA TENSIONE ALTRE CARATTERISTICHE TEMPI DELLE PRESTAZIONI LETTURA E FATTURAZIONI 20 Visto da telecontrollo Acquisizione archivi esterni Dati: -Commerciali -Consistenza MT e BT Elaborazione interruzioni BT: Sistema di telegestione File Interruzioni Archivio Gisel dati: • Commerciali • Consistenza Acquisizione in Gisel Elaborazione in Gisel Controllo su consistenza e contratti attivi Integrazione con POD attivi Elaborazione interruzioni MT e BT: Telecontrollo DB Gisel Elaborazione in Gisel File Interruzioni Estrazioni per AEEG e per QoS 21 Visto da telecontrollo 22 Visto da telecontrollo Struttura del file XML di scambio tra CRM/archivio impianti e rete TLC 23 Visto dagli utenti produttori Breve introduzione su energia rinnovabile: • ad oggi in Italia circa 13.000 MW fotovoltaico; • terna prevede al 2015 circa 23.000 fotovoltaico e 9.600 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 Visto dagli utenti produttori 25 Visto dagli utenti produttori f < 47,5 Hz Scatto ritardato 4,0 s f f > 51,5 Hz Scatto ritardato 1,0 s f < 49,7 Hz f > 50,3 Hz V or V0> Soglia Scatto ritardato 0,1 s Vi > Soglia or Vd< Soglia & 26 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 Visto dagli utenti produttori Sempre a partire dal primo luglio •Comportamento in sovrafrequenza; 28 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 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 Possibili sviluppi e considerazioni conclusive f < 47,5 Hz Scatto ritardato 4,0 s f f > 51,5 Hz Scatto ritardato 1,0 s f < 49,7 Hz f > 50,3 Hz V or V0> Soglia Scatto ritardato 0,1 s Vi > Soglia or Vd< Soglia & Segnale da distributore 31 Grazie per l’attenzione 32