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Il ruolo dell’Aggregatore
nel progetto SMARTNET
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Fabio ZanelliniDivisione Energy Management – Siemens SpA
Seminario AEIT “Regolazione del servizio di dispacciamento nello sviluppo
della smart-grid”
Università di Trento
Venerdì 20 Gennaio 2017
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Realizzazione di 3 progetti pilota (Italia,
Danimarca e Spagna) per valutare le
interazioni tra TSO e DSO
Simulazione delle possibilità offerte dalla
tecnologia Smart Grid
Facilitare l’ingresso delle risorse diffuse
nel mercato dei servizi di
dispacciamento
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SMARTNET: PROGETTO PILOTA ITALIANO (1)
Il Progetto Pilota italiano di
SMARTNET riguarda la
stazione elettrica di Molini
di Tures nella provincia
autonoma di Bolzano,
all’inizio della valle Aurina
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La zona è caratterizzata da una
elevata concentrazione di
generazione distribuita,
soprattutto idroelettrica
La SE di Molini di Tures di TERNA RETE ITALIA
eroga la connessione, tra l’altro, a due impianti
idroelettrici rilevanti e alla Cabina Primaria (CP) di
Edyna
SMARTNET: PROGETTO PILOTA ITALIANO (2)
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SMARTNET: PROGETTO PILOTA ITALIANO (3)
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GENERAZIONE DISTRIBUITA (GD)
CONNESSA ALLA CP MOLINI DI TURES
Sulla sbarra AT 132 kV della
Stazione Elettrica di TERNA
RETE ITALIA sono connessi:
• 2 Centrali idroelettriche
• La CP Edyna con 2
Trasformatori AT/MT
(132/20 kV) da 40 MVA
ciascuno e 14 feeders di
distribuzione
• Ulteriore CP del
distributore locale AEC
Campo Tures (non
coinvolta nel progetto)
Sulla sbarra 20 kV di EDYNA sono attualmente connesse
8 linee MT contenenti la seguente generazione distribuita.
Fonte Potenza installata (BT+MT)
Eolica 0
Fotovoltaica 752 kW
Idraulica 29196 kW
Termica 1369 kW
Altre fonti 1646 kW
Totale 32,96 MW
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Impianti BT:
75 (875 kW)
Impianti MT:
22 (32,1 MW)
Sulla rete MT in Valle Aurina, oltre agli utenti e produttori di
EDYNA, sono presenti 6 punti di scambio con altri distributori
sottesi (AHRNTHAL SCARL, C. LE EL. AHRNTAL Scarl, A.E.
OBERHOFER SNC, AURINO ENERGIA SRL, INNERBICHLER
FRANZ, A. E. KIRCHLER JOSEF).
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UNA RETE “ATTIVA” SOTTESA
ALLA CP MOLINI DI TURES
La massiccia presenza di GD
produce una consistente inversione
del flusso
Tuttora, per la limitazione della
portata della rete AT, alcuni produttori
MT sono stati connessi con una
limitazione sulla potenza immessa
ed altri sono in attesa di essere
connessi alla rete (circa 10 MW)
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SMART DISTRIBUTION SYSTEM IN ITALIA
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DCO 255/15/R/eel
Smart distribution system:
promozione selettiva degli
investimenti nei sistemi
innovativi di distribuzione di
energia elettrica
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OSSERVABILITA’ (1)
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Delibera 646/15
Allegato A – TIQE 2016-2023
Testo integrato della
regolazione output-based dei
servizi di distribuzione e
misura dell’energia elettrica,
per il periodo di regolazione
2016-2023
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OSSERVABILITA’ (2)
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Delibera 646/15
Allegato A – TIQE 2016-2023
Testo integrato della
regolazione output-based dei
servizi di distribuzione e
misura dell’energia elettrica,
per il periodo di regolazione
2016-2023
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AGGREGAZIONE
L’aggregazione delle risorse sottese alla CP può interessare ed essere gestita
dal:
• DSO: implementare l’osservabilità della rete a valle del TR AT/MT
• Altri attori: abilitazione all’offerta di servizi in MSD dei soggetti non rilevanti
(taglie inferiori a 10 MVA) attualmente esclusi
NB: la generazione connessa a livello AT non prevede l’aggregazione
La funzione di aggregazione consiste in una “equivalentazione” dei generatori
e dei carichi a livello di trasformatore AT/MT
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I servizi di rete considerati nel progetto sono la regolazione di tensione mediante
scambio di potenza reattiva e la regolazione secondaria di frequenza (o
regolazione frequenza/potenza)
Il prerequisito è l’interfacciamento con le risorse distribuite, il progetto pilota prevede uno
sviluppo per permettere:
• al DSO di interfacciarsi al controllore locale installato presso i singoli impianti della
rete: Plant Central Regulator (PCR)
• agli utenti MT di fornire servizi di rete al DSO in forma puntale e al TSO attraverso
la equivalentazione delle risorse aggregate a livello nodale (TR AT/MT)
AGGREGAZIONE PER SERVIZI DI RETE
L’equivalentazione nodale permette al TSO di “osservare” le risorse sottostanti e di
”coinvolgerle” nella gestione del sistema elettrico nazionale
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AGGREGAZIONE PER OSSERVABILITA’
La aggregazione per l’osservabilità è necessaria per rappresentare la rete a
valle del TR AT/MT:
• Per tutte le fonti di produzione (solare, eolica, accumulo, altre fonti) sarà
necessaria la stima della produzione di potenza attiva (P) e reattiva (Q)
• Le stesse informazioni sono necessarie anche per i carichi
La aggregazione per l’osservabilità permette la definizione della virtual
capability
L’elaborazione della virtual capability è gestita dal DSO
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PROCEDURA PER OSSERVABILITA’
I dati aggregati sulla generazione (potenza attiva e reattiva) sono resi disponibili al
TSO, sfruttando:
le misure provenienti dal campo attraverso il PCR
le registrazioni del GME
i dati meteo (solo fotovoltaico)
il concetto di “impianto sentinella” (impianti idroelettrici/altre fonti)
I dati aggregati sul carico sono ricavati per differenza fra la misura della potenza
attiva del Trasformatore e la stima della generazione complessiva
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Load & Generation
real-time / forecast
AGGREGATORV-regulation
Capability(Algorithms )
SE ORPF OPFLoad & Generation
real-time / forecast
AGGREGATOR
V-regulationCapability
(Algorithms )
SE ORPF OPF1
04
DSO SCADA
TSO SCADADCS RESHVRS
(Algorithm)SAS
TSO OC HS RESHV SetPoint
RTU
HV SetPoint
Res S&M
Res S&M
Local SCADAPSDSO OC SS
RTU Measurements
DER
Protezioni
RTU-GW
MV SetPoint
MV S&M (SS) (not real time)
OLTC
Weather(real time / forecast)
Forecast (aggregation)
MV S&M (DER)
MV SetPoint(DER)
MV S&M (SS) (real time, always-on)
DER
CT/VT
MV SetPoint(OLTC)
MV S&M (PS)
Res SetPointRes SetPoint
MV SetPoint(DER)
SPCC
61850
104
104
101
61
85
0
10410
4
104 / Web
HV S&M
HS S&M HS S&M
MV S&M (DER)
Modbus /I/O
PCR
SN-RTU-GW
Metering
ARCHITETTURA PROGETTO
PILOTA ITALIANO
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HIGH VOLTAGE
REGULATION SYSTEM
MEDIUM VOLTAGE
REGULATION SYSTEM
MVRS
PLANT CENTRAL
REGULATOR
61850
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CONCLUSIONI
1. Prospettiva dell’aggregazione:
• DSO <-> TSO (Osservabilità)
• Mercato/Aggregatore (UdD) (DCO 298/16/R/eel)
2. Temi di discussione:
• Le risorse oggi non abilitate (in particolare FRNP e UCI) sono risorse
affidabili di dispacciamento?
• Verifica della ammissibilità dei perimetri del UVA (Unità virtuale abilitata)
• “Rapporti” UdD/DSO?
3. Evoluzione market design tra EU e riforme nazionali (modelli di DCO
354/13/R/eel, DCO 798/16/R/eel)
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Grazie per l’attenzione
Fabio Zanellini
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