L'obbligo di adeguamento degli impianti connessi alla rete in media tensione con il controllore centrale d'impianto è fissato entro il 31 gennaio 2024

UTILITÀ E OBBLIGO

L’obbligo di adeguamento, deliberato da ARERA, degli impianti di produzione da fonte rinnovabile connessi alla rete in Media Tensione vede tempi sempre più stretti. L’adeguamento prevede l’installazione del Controllore Centrale di Impianto, un nuovo apparato grazie al quale il gestore della rete di trasmissione, è in grado di acquisire dati dall’impianto di produzione per il tramite dell’operatore di distribuzione a cui l’impianto è connesso.

Il Controllore Centrale d'Impianto è infatti indispensabile per adempiere alla richiesta di adeguamento di TERNA in linea con la delibera 540/2021/R/eel secondo cui è richiesto il monitoraggio in tempo reale  degli impianti di produzione connessi alla rete MT e con potenza maggiore o uguale a 1 MW. I prosumer sono obbligati ad installare il CCI, progettato secondo le specifiche tecniche del CEI, il Comitato Elettronico Italiano, contenute nella norma 016 allegato O, permettendo la raccolta e lo scambio di dati tra TERNA, gli operatori della distribuzione e l'impianto ai fini dell’esercizio in sicurezza del sistema elettrico nazionale.

L’adeguamento è richiesto a tutti gli impianti di produzione, nuovi ed esistenti, connessi alle rete MT di potenza nominale complessiva (produzione e accumulo) pari o superiore a 1 MW, o che che partecipano ai servizi di dispacciamento, qualunque sia la loro potenza complessiva (produzione e accumulo). Tutti gli impianti che rientrano in questa classificazione dovranno adeguarsi all’installazione del Controllore Centrale d’Impianto entro il termine fissato per il 31 gennaio 2024.

NORMATIVA EUROPEA ED ITALIANA

Normativa Europea

Negli ultimi anni, il panorama dell’energia e delle reti di trasmissione e distribuzione ha attraversato notevoli mutamenti in tutta Europa. La necessità di armonizzare e favorire lo scambio di energia tra i paesi membri ha portato alla stesura di un regolamento apposito.

È stato redatto quindi il Regolamento (UE) 2017/1485 della Commissione del 2 agosto 2017, rinominato SOGL (System Operation Guideline), che stabilisce gli orientamenti in materia di gestione del sistema di trasmissione dell'energia elettrica per la realizzazione di un mercato interno dell'energia perfettamente funzionante e interconnesso, fondamentale per mantenere la sicurezza dell'approvvigionamento energetico, aumentare la competitività e garantire che tutti i consumatori possano acquistare energia a prezzi accessibili.

Questo regolamento rileva la necessità di definire norme armonizzate sulla gestione del sistema elettrico per i gestori della trasmissione (TSO), quelli della distribuzione (DSO) e gli utenti rilevanti della rete (SGU) allo scopo di stabilire un quadro giuridico chiaro, agevolare gli scambi di energia elettrica sul territorio dell'Unione europea, garantire la sicurezza del sistema, garantire la disponibilità e lo scambio dei dati e delle informazioni tra TSO e tra quest’ultimo e tutte le altre parti interessate, facilitare l'integrazione delle fonti energetiche rinnovabili, consentire un uso più efficiente della rete e incentivare la concorrenza a vantaggio dei consumatori.

Al fine di preservare la sicurezza operativa e l'uso efficiente dell’intero sistema e delle sue risorse, il regolamento definisce orientamenti dettagliati, come ad esempio  requisiti e principi di sicurezza operativa e responsabilità di coordinamento e scambio dei dati tra gli operatori.

Normativa Italiana

Il Regolamento SOGL, nei suoi articoli da 40 a 53, ha introdotto una serie di disposizioni relative allo scambio di dati tra i gestori della rete di Trasporto (TSO), i gestori della rete di Distribuzione (DSO) e gli Utenti Rilevanti della Rete (SGU) per il funzionamento sicuro del sistema elettrico.

Stabilisce inoltre che, a livello nazionale, il TSO deve determinare, in coordinamento con i DSO, l'applicabilità e la portata dello scambio di dati, distinguendo tra dati strutturali, dati di programmazione e previsionali, e dati in tempo reale, nonché concordare con il DSO processi efficaci, efficienti e proporzionati per effettuare e gestire lo scambio di dati.

Lo scopo dello scambio dati disciplinato dal Regolamento SOGL è quello di garantire agli operatori di rete una serie di informazioni per l'osservabilità del funzionamento del sistema elettrico, utili alla sua gestione in sicurezza (per tale motivo lo scambio dati è indicato anche con il termine osservabilità): in tal senso, il regolamento individua un insieme minimo di dati che devono essere messi a disposizione degli operatori di rete, individuati sulla base delle esigenze comuni a tutti i TSO europei.

DIGITALIZZAZIONE DELLE RETI ELETTRICHE – FLEXIGRID

Il Controllore Centrale d’Impianto è dunque fondamentale, non solo per il mantenimento in sicurezza del sistema elettrico nazionale, ma può essere un utile strumento per la modernizzazione e l’evoluzione delle reti elettriche. La digitalizzazione delle reti elettriche fa ormai parte della pianificazione strategica degli operatori e, già da diversi anni, si conducono progetti a livello europeo che prevedono anche sperimentazioni in campo.

SMART GRID E DIGITALIZZAZIONE DELLE RETI

Il settore energetico ha visto negli ultimi anni una trasformazione dirompente lungo tutta filiera, dalla generazione fino al consumatore, interessando tutti gli attori in gioco. Questa trasformazione, il cui driver principale è la resilienza della rete e la sostenibilità ambientale, ha già significativamente mutato l’aspetto lineare e monodirezionale delle reti elettriche verso reti multidirezionali, fortemente digitalizzate e capaci di un’elevata flessibilità, le cosiddette Smart Grid.

Una Smart Grid è una rete che unisce flussi elettrici a flussi informativi consentendo la sua gestione intelligente. Grazie alla Smart Grid è possibile introdurre un uso più razionale dell'energia minimizzando eventuali sovraccarichi e variazioni della tensione elettrica ed intervenendo in tempo reale su possibili guasti.

Grazie all’intelligenza artificiale, il machine learning e i big data, le Smart Grid avranno un controllo sempre più spinto dei loro asset, la capacità di raccogliere moltissimi dati e implementare servizi con capacità predittive, in uno scenario in cui la generazione non è più centralizzata ma distribuita anche su piccoli impianti ubicati nei nodi periferici delle reti di distribuzione.

Una delle applicazione più immediate delle reti intelligenti è l'integrazione in rete delle energie rinnovabili, che contribuisce al raggiungimento degli obiettivi ambientali fissati dall'Unione Europea. Un problema fondamentale da tenere in considerazione è che le fonti rinnovabili non sono programmabili, e la loro integrazione richiede la maggiore intelligenza che proprio le tecnologie moderne possono fornire.

La soluzione per la digitalizzazione delle reti elettriche proposta da SELTA DigitalPlatforms è il controllore centrale d'impianto STCE-SG CCI

FLEXIGRID – IL PROGETTO

Flexigrid è un progetto finanziato dall’Unione Europea, orientato all’innovazione delle Smart Grid e allo sviluppo di modelli e soluzioni per la digitalizzazione delle reti elettriche, il cui obiettivo è studiare e produrre una rete distribuzione sicura e stabile in presenza di un numero crescente di fonti energetiche rinnovabili collegate alle reti di bassa e media tensione.

Il progetto nel suo complesso si sviluppa in quattro siti demo europei in campo reale, integrati ed interoperabili attraverso una piattaforma open source che armonizza il flusso di dati tra le soluzioni FLEXIGRID e la rete reale, attraverso la realizzazione di soluzioni hardware e software pensate per aumentare la flessibilità, l’affidabilità, nonché l’efficienza economica della rete.

SELTA, come già nelle sperimentazioni europee Grid4EU e SmartNet, è uno dei principali vendor tecnologici del progetto e offre il suo know‐how nella realizzazione di sistemi di comunicazione e automazione delle reti elettriche di media tensione, fornisce hardware e software innovativi per il monitoraggio e controllo delle cabine secondarie e sviluppa la piattaforma di dispacciamento per la gestione in tempo reale delle dinamiche di rete. SELTA, infatti, è sempre attiva nel campo dell’innovazione e della digitalizzazione delle infrastrutture energetiche.

Il progetto si è svolto in Val Sarentino in collaborazione con EDYNA, il maggiore distributore di energia elettrica altoatesino che gestisce un’ampia rete elettrica che collega produttori e utenti di energia elettrica, e la Fondazione LINKS, la fondazione nata da un accordo tra Compagnia di San Paolo e Politecnico di Torino che opera da circa 20 anni a livello nazionale ed internazionale nell’ambito della ricerca applicata, dell’innovazione e del trasferimento tecnologico.

LA SOLUZIONE DI SELTA

La soluzione proposta da SELTA è stata suddivisa un due fasi principali: l’installazione di un Controllore Centrale d’Impianto, localizzato nelle cabine secondarie della rete oltre che nei terminali di impianto (punti di collegamento delle fonti di GD), e lo sviluppo di un software di controllo dedicato, posizionato presso il centro di controllo del DSO, chiamato Smart Grid Controller (SGC).

Controllore Centrale d’Impianto di SELTA, utilizzato nelle Smart Grid è ovviamente il nostro prodotto STCE‐SG (STCE‐MiniSmart), compliant all’allegato O della norma CEI, le cui principali funzionalità principali sono:

  • l’acquisizione di segnali analogici e digitali
  • l’imposizione di comandi e setpoint
  • l’interfacciamento lato campo (inverter, plc, sensori, teleprotezioni) via Modbus, I/O wired
  • l’interfacciamento lato centro: IEC 60870‐5‐104/IEC 62351 e IEC61850
  • l’automazione locale basata su logica programmabile IEC 61131

I dati raccolti in campo sono inviati al sistema SCADA, localizzato presso il centro di controllo del DSO. Il sistema SCADA mette a disposizione i dati raccolti allo Smart Grid Controller (SGC) che, dopo averli elaborati implementando specifici algoritmi, invia, sempre tramite SCADA, gli opportuni comandi e setpoint verso gli impianti controllabili.

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