Smart Metering Svizzera | 16

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Giornale clienti della Landis+Gyr Svizzera Edizione 16 – Aprile 2017

Smart Metering Svizzera

La rete digitale: la migliore occasione di reinventarsi La digitalizzazione delle reti offre alle imprese del settore energetico un’ottima occasione per dare un nuovo orientamento al loro modello aziendale, ottimizzare i processi interni e sviluppare servizi per i clienti.

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Sicurezza nella Smart Grid – non senza la tecnologia giusta

Regolazione della tensione decentralizzata nel punto di immissione di impianti FV

Nuove prospettive tramite l’accumulo di energia del campo dei megawatt

Il fatto che tramite le tecnologie d’informazione e telecomunicazione (ICT) si possono realizzare Smart Grid è una lama a doppio taglio. Tramite lo scambio di informazioni le ICT consentono un considerevole miglioramento della stabilità, della sicurezza e dell’efficienza in rete nonché l’interazione con l’utente.

I gestori di rete sono responsabili dell’esercizio sicuro nella loro rete e devono garantire che l’energia elettrica venga sempre fornita entro una fascia di tensione pari a +/10% della tensione d’esercizio.

In conseguenza dei cambiamenti sul mercato cresce la domanda di sistemi di accumulo moderni, in particolare per quanto riguarda le energie rinnovabili. Il sistema di accumulo a batteria BESS (Battery Energy Storage System) di Toshiba offre un gran numero di possibilità oltre.

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SMS Edition 16 – Aprile 2017

Care lettrici e lettori, sebbene il referendum del 21 maggio 2017 sia ancora lontano, a me sembra che il dado sia tratto. Nessun gestore di reti di distribuzioni non può non confrontarsi con sistemi Smart Meter / Smart Grid. Le idee sono tante ma ora incalzano sempre più domande sui costi e la scalabilità, inoltre i nostri clienti desiderano avere la trasmissione dei dati nelle proprie mani. La nostra comunicazione PLC G3 fornisce ottimi risultati e insieme ai nostri clienti non esitiamo a mettere in funzione questi sistemi nelle reti più complesse con guasti gravosi.

La sicurezza dei dati e la loro tutela sono un argomento sulla bocca di tutti, che concerne anche il nostro settore. Ma Landis+Gyr rappresenta per i nostri clienti un partner affidabile anche per quanto concerne la sicurezza. Da anni i nostri E450 sono dotati danni di codici che possono venire attivati successivamente e, insieme all’infrastruttura a chiave pubblica altamente evoluta, offrono uno Smart Metering e una Smart Grid sicuri. Leggete al riguardo l’articolo in questa pubblicazione o chiedete al vostro Key Account Manager una presentazione con i nostri esperti.

Anche quest’anno Landis+Gyr assaporerà il contatto con voi. Vi invitiamo volentieri il 27 giugno 2017 al Seedamm Plaza di Pfäffikon (SZ). Due anni fa abbiamo chiamato quest’evento «Giorno delle porte aperte» ma, grazie alle numerose novità tecniche che vi mostreremo, gli abbiamo dato un nuovo nome «Convegno specialistico Landis+Gyr ». Segnate fin da ora la data del 27 giugno 2017 nel vostro calendario, saremo lieti della vostra visita!

A presto,

Michael Staudinger Country Manager Svizzera

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Indice La rete digitale: la migliore occasione di reinventarsi

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Sicurezza nella Smart Grid – non senza la tecnologia giusta

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Regolazione della tensione decentralizzata nel punto di immissione di impianti FV

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Meter to SCADA

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Affidabilità e lunga durata: telecomando centralizzato nei moderni sistemi di gestione dell’energia

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Nuove prospettive tramite l’accumulo di energia del campo dei megawatt

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SMS Edition 16 – Aprile 2017

La rete digitale: la migliore occasione di reinventarsi

La digitalizzazione delle reti offre alle imprese del settore energetico un’ottima occasione per dare un nuovo orientamento al loro modello aziendale, ottimizzare i processi interni e sviluppare servizi per i clienti.

Il termine «digitalizzazione» indica da un lato il mutamento nell’economia e nella società che viene accelerato dalla tecnologia dell’informazione e della comunicazione e che cambia radicalmente l’interazione tra le persone o tra le persone e le cose e, dall’altro, il primo stadio tecnico e/o l’impiego di sensori e componenti per raccogliere dati analogici e trasformarli in informazioni digitali.

La «digitalizzazione delle reti» consente alle imprese del settore energetico di poter agire sul mercato in modo nettamente più attivo.

Una rete digitale è più affidabile e più flessibile, offre trasparenza finanziaria e ha il potenziale per autoripararsi. Ciò comporta delle conseguenze: invece di trasportare “solo” energia, i gestori delle reti di distribuzione diventano parte di un ecosistema che elargisce vantaggi a tutti i partecipanti, il che ci riporta ai cambiamenti economici e sociali.

Pertanto è una logica conseguenza sintetizzare entrambi gli aspetti sotto il termine di digitalizzazione. Ma rimaniamo sul tema iniziale.

Digitalizzazione delle reti: ostacoli e stimoli Energia rinnovabili La sfida fondamentale posta dalle energie rinnovabili è che sono soggette a oscillazioni. Nelle Smart Grid queste possono essere compensate da imprese e consumatori. Con il mutamento del ruolo del consumatore aumenta anche il numero di fonti energetiche piccole, medie, e decentralizzate. Fra queste si annoverano il fotovoltaico, l’eolico, la cogenerazione e l’accumulo diretto e/o indiretto. In una Smart Grid possono venire controllate e gestite milioni di fonti di alimentazione diverse e dalla diversa potenza. Ciò riesce grazie a una precisa previsione di offerta e domanda, incentivando i clienti a ottimizzare il loro comportamento di consumo e con il supporto di moderne soluzioni di accumulo.

Accumulo Le tecnologie per l’efficiente accumulo di energia aumentano le prestazioni delle Smart Grid. Gli accumulatori a batteria consentono il controllo delle oscillazioni di frequenza, una regolazione automatica della tensione e l’ottimizzazione di offerta e domanda. Inoltre rappresentano un backup affidabile in caso di blackout o disastri.

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Nella forma più semplice, l’energia viene accumulata nella batteria in caso di domanda scarsa e viene erogata in caso di domanda elevata.

La volatilità delle energie rinnovabili richiede la compensazione delle oscillazioni di frequenza, che possono portare a instabilità e guasti di funzionamento dei componenti di rete. Non c’è da meravigliarsi quindi che le soluzioni di accumulo basate su batterie stiano prendendo piede presso molti fornitori di energia di tutto il mondo.

Alimentazione affidabile tramite superconnettività ICT Il miglioramento dei servizi è un compito chiave dei fornitori. Grazie alle grandi quantità di dati dei milioni di componenti e apparecchi collegati alla Smart Grid, in caso di emergenze o anomalie questi possono reagire più rapidamente o addirittura eliminarle prima che il cliente possa talvolta accorgersene. Una tale rete “autoriparante” riduce i tempi di inattività (SAIDI) e aumenta la soddisfazione dei clienti.

La convergenza ICT aumenta l’efficienza Le tecnologie ICT consentono anche una maggiore convergenza IT/OT, vale a dire una più forte integrazione di IT e tecnica di gestione, per monitorare guasti, processi e componenti ed effettuare adattamenti in ERP o in sistemi per la gestione di rete come SCADA (Supervisory Control Data Acquisition). La maggiore velocità con cui i dati possono venire tradotti in informazioni intelligenti ed effettivamente utilizzabili consente una rapida e migliore reazione alle esigenze dei clienti, nonché un esercizio di rete efficiente in termini di costi. Una gestione delle risorse più efficiente grazie alla convergenza migliora ulteriormente la capacità di reazione e consente di prendere decisioni fondate in merito a temi quali manutenzione, rinnovo o ampliamento delle risorse di rete, creando plusvalore per i clienti.

Cybersicurezza Le ICT sono la base delle Smart Grid, ma anche una possibile porta di accesso per rischi per la sicurezza, come ha dimostrato la disattivazione parziale della rete ucraina nel dicembre 2015. Anche la protezione dei dati di consumo causa da lungo tempo preoccupazione. In assenza di meccanismi di sicurezza adeguati, l’impiego di reti di comunicazione basate su IP nella Smart Grid consente a chiunque in qualsiasi luogo di accedere ai dati. La rete e i tanti apparecchi ad essa collegati devono essere protetti per quanto consentono le rispettive risorse e i processi aziendali. In tale ambito è sempre necessario garantire un elevato livello di sicurezza.

Internet delle cose Grazie ai dati e alle analisi in tempo reale, l’Internet delle cose porterà l’esperienza dei clienti a un nuovo livello e renderà possibili nuovi servizi con un valore aggiunto per tutti i partecipanti. A tale scopo sono richiesti protocolli Internet come IPv6, che consentono la collaborazione di un numero praticamente illimitato di imprese e l’integrazione di molteplici servizi. Ad esempio tramite la rete ICT i contatori possono comunicare con un gran numero di altri apparecchi e applicazioni. Ciò può essere utilizzato per immettere sul mercato informazioni su offerta e domanda e per tenere al corrente i clienti finali circa i prezzi in vigore.

Regolamentazione La strategia energetica 20501 deve essere attuata in diversi modi: aumento della percentuale delle nuove energie rinnovabili (NEE) in rete, riduzione della CO2 ed efficienza energetica La digitalizzazione rappresenta a questo scopo un passo decisivo. Essa consente l’integrazione delle energie rinnovabili in rete senza soluzione di continuità e l’aumento dell’efficienza di rete, con una riduzione automatica delle emissioni di CO2 non necessarie. Nei settori in cui viene consumata molta energia, riscaldamento o mobilità, la rete può fornire la corrente nel momento giusto e nel posto giusto, senza inutili perdite.

L’incentivazione delle NEE prevista dalla KEV2 costringe le imprese di pubblici servizi ad adattare la loro infrastruttura a un numero crescente di impianti energetici decentralizzati. La loro volatilità richiede un esatto rilevamento delle variazioni e reazioni in tempi rapidi. Ulteriori prescrizioni si riferiscono all’efficienza di rete e a una maggiore trasparenza3. La trasparenza delle attività nella rete digitale fa sì che le perdite tecniche in esercizio possano essere misurate in modo migliore e combattute più facilmente. Grazie alla digitalizzazione, le imprese dispongono degli strumenti necessari per documentare in modo semplice ed economico il rispetto delle direttive.

I dati della Smart Grid possono essere utilizzati per aumentare efficienza energetica e prestazioni, ma anche per: • Prognosi sui consumi • Ottimizzazione del comportamento dei consumatori • Miglioramento del portafoglio esistente • Sviluppo di nuovi modelli aziendali e servizi • Rafforzamento del legame con il cliente impedendo interruzioni di corrente • Riduzione del fabbisogno di ulteriori capacità delle centrali elettriche

Rapporto costi-vantaggi La domanda critica prima dell’ingresso nella digitalizzazione è in quale punto e con quale capillarità deve avvenire. Gli investimenti devono essere effettuati in rapporto al guadagno di efficienza, ai risparmi, al miglioramento dei livelli dei servizi e ai vantaggi per i clienti. “Nel caso ideale si avrebbe permanentemente una rappresentazione digitale dell’intera rete. Ma ciò comporterebbe l’impiego di costosi sensori in così tanti punti da diventare economicamente insostenibile” afferma Thierry Pollet, Responsabile gestione prodotto Smart Grid, Landis+Gyr.

di una rete a bassa tensione sulla base di un’infrastruttura AMI e componenti intelligenti in stazioni di rete locali (Vattenfall). A ciò si è aggiunta l’implementazione di moderni controlli per l’ampliamento della capacità di assorbimento e per massimizzare l’integrazione di energie rinnovabili decentralizzate nella rete a media tensione (Enel), solo per citarne alcune.

Sintetizzando, lo studio GRID4EU ha dimostrato che la regolazione di tensione e carico può contribuire a un aumento della capacità di assorbimento delle reti di distribuzione e che l’integrazione della generazione decentralizzata e del consumo decentralizzato è la chiave per una maggiore capacità. La localizzazione degli errori e il ripristino possono venire accelerati attraverso un più elevato grado di automazione a livello di media e bassa tensione.

In conseguenza della dipendenza della tecnologia del sistema Smart Grid dalle ICT, è necessario incentivare la convergenza di infrastruttura energetica e di comunicazione. Infine il fattore umano è di importanza preponderante; corsi di formazione, training e processi devono rendere i collaboratori all’altezza di questo ruolo4.

Dove la digitalizzazione oggi dà già i suoi frutti In alcuni paesi la digitalizzazione delle reti e già a buon punto: • Negli ultimi due anni Landis+Gyr ha fornito in Polonia più di 36.000 sistemi Smart Grid. Gli apparecchi sono stati installati in sottostazioni di trasformazione per il monitoraggio nella rete a bassa tensione e aiutano a tenere sotto controllo perdite tecniche e non tecniche.

• In Germania dal gennaio 2016 la legge prescrive che tutte le fonti energetiche decentralizzate oltre 100 MW siano tecnicamente progettate per un’immissione in rete diretta. Netze BW sta attualmente introducendo 3.000 moduli S750 Smart Grid frutto della collaborazione fra EnBW e Landis+Gyr. Gli apparecchi compatibili con SyM2 sono parte di una soluzione per la gestione dell’immissione da impianti solari e eolici di medie e grandi dimensioni (≥ 100 kW) o altre centrali rigenerative.

• In Olanda l’attenzione è attualmente concentrata sul miglioramento dell’assistenza e l’aumento dell’efficienza. In questa rientra anche l’accorciamento dei tempi di guasto in caso di interruzione dell’alimentazione (SAIDI). A tale scopo i gestori di rete fanno affidamento su 1.450 sistemi Landis+Gyr per automatizzare la distribuzione nella rete a media e bassa tensione.

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Un ulteriore importante aspetto è la connettività. I dati dai sensori e dai componenti intelligenti devono essere trasmessi tramite una rete di comunicazione che comporta costi di esercizio supplementari. Pertanto l’entità degli investimenti deve venire calcolata per ogni singolo caso al fine di raggiungere il rapporto costi-vantaggi migliore possibile.

L’intero potenziale della rete digitale viene descritto approfonditamente nel rapporto GRID4EU “Large-Scale Demonstration of Advanced Smart Grid Solutions with wide Replication and Scalability Potential for EUROPE“ pubblicato nel 2016.4 Al progetto hanno partecipato gestori di reti di distribuzione come Vattenfall (Svezia), RWE (Germania), Iberdrola (Spagna), Enel (Italia) und Enedis (ex ERDF, Francia). I progetti GRID4EU si sono svolti nel corso di 51 mesi, includendo fra l’altro il monitoraggio

Referenze 1 Ufficio federale per l’energia - Strategia energetica 2050 http://www.bfe.admin.ch/energiestrategie2050/index.html?lang=de 2 Rimunerazione per l’immissione di energiaa copertura dei costi http://www.bfe.admin.ch/themen/00612/02073/index.html?lang=de 3 Regolamentazione ElCom – Sunshine https://www.elcom.admin.ch/elcom/de/home/themen/sunshine.html 4 Rapporto GRID4EU 2016 www.grid4eu.eu/

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Sicurezza nella Smart Grid – non senza la tecnologia giusta

Il fatto che tramite le tecnologie d’informazione e telecomunicazione (ICT) si possono realizzare Smart Grid è una lama a doppio taglio.

Da un lato tramite lo scambio di informazioni le ICT consentono un considerevole miglioramento della stabilità, della sicurezza e dell’efficienza in rete nonché l’interazione con l’utente. D’altro lato gli aggressori possono sfruttare i punti deboli del sistema di comunicazione per motivi politici o finanziari.

L’accesso illegale tramite ICT potrebbe mettere gli attentatori in grado di interrompere l’alimentazione elettrica in grandi aree o di rivolgere cyberattacchi alle centrali elettriche. Anche se gli attacchi in rete sono relativamente rari, possono verificarsi, come è successo in Ucraina nel dicembre 2015. Gli attentatori disinserirono una parte della rete nazionale e manipolarono i comandi SCADA industriali. Più di 220.000 clienti rimasero senza energia elettrica per sei ore.

“La forma più diffusa di attacco, come anche nel caso dell’Ucraina, avviene mediante Troian, sebbene questi dovrebbero essere riconosciuti tempestivamente da un sistema aggiornato” afferma Wim Ton, Solution Security Architect di Landis+Gyr. “La cybersicurezza diventa quindi sempre più importante nelle Smart Grid”.

Lo sviluppo delle Smart Grid comporta nuovi rischi per la sicurezza, perché i cyberattacchi possono essere compiuti tramite numerosi apparecchi intelligenti in una rete. Ogni apparecchio rappresenta una potenziale porta di accesso. Se si pensa che già oggi circa 2 miliardi di componenti di Smart Grid sono collegati alla Internet delle cose (se ne prevedono 12 miliardi1 nel 2024) la dimensione del problema diventa evidente. Solo l’impiego di Smart Meter supererà nel mondo il traguardo degli 800 milioni2 già nel 2020.

Architettura di sicurezza e terminali Per minimizzare i rischi per la sicurezza, una soluzione Smart Grid è concepita in modo da utilizzare protocolli, routine e tecnologie di sicurezza adeguati. Soprattutto l’impiego di tecnologie di crittografia

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è un elemento importante della sicurezza IT e della protezione della comunicazione tra componenti Smart Grid e sistemi Backend.

La scelta della crittografia giusta La scelta della crittografia dipende dagli standard di comunicazione.

In DLMS (Device Language Message Specification) la crittografia e l’autenticazione del contenuto di un messaggio fanno parte dello standard. In una WAN (Wide Area Network) viene utilizzata la TLS (Transport Layer Security), una tecnologia Internet diffusa.

Per la crittografia Landis+Gyr utilizza gli algoritmi raccomandati dalla statunitense NSA (National Security Agency) e dall’europea ENISA (European Network and Information Security Agency). Le esperienze del settore dimostrano che gli sviluppi propri raramente portano a prodotti sciuri, ma piuttosto a problemi nell’integrazione di componenti di produttori diversi.

Gestione efficace delle chiavi La sicurezza della crittografia dipende fortemente dalle chiavi digitali utilizzate. Ciò dipende dal fatto che raramente si tenta di decodificare la crittografia per scopi di manipolazione. È molto più semplice rubare le chiavi. A prescindere dalla qualità dell’algoritmo, con la chiave giusta le informazioni e il comando dell’apparecchio diventano accessibili.

Per minimizzare questo rischio Landis+Gyr fa affidamento su una gestione delle chiavi altamente evoluta. In tal modo si garantisce che le chiavi per la crittografia dopo la produzione vengano generate e salvate in sicurezza. Il procedimento si basa su un sistema di chiavi pubbliche che ne consente lo scambio sicuro; in modo simile al moderno online banking o commerce.

Certificati definiti dagli utenti Tramite la combinazione di chiavi pubbliche con un nome è possibile generare certificati definiti dagli utenti. Per i suoi apparecchi

Landis+Gyr lavora con una propria infrastruttura di chiavi pubbliche.

Coppie di chiavi vengono inserite durante la produzione. In questo modo ogni prodotto riceve un certificato che lo qualifica come un apparecchio Landis+Gyr e genera un numero di serie. Questo metodo unico è una soluzione di sicurezza “creativa”, che è particolarmente interessante per i clienti che dispongono di un’infrastruttura di chiavi pubbliche propria.

Concetti consolidati per la sicurezza IT Un ulteriore componente essenziale della sicurezza IT è un’adeguata gestione degli accessi. L’accesso alle funzionalità di applicazione, assistenza, adempimento e sicurezza dovrebbe essere regolato secondo il ruolo dell’utente, vale a dire amministratore, user auditor ecc. A tale scopo è necessario che vengano supportati modelli di accesso basati sui ruoli. Ogni user deve dimostrare la sua identità tramite dati di accesso per poter eseguire compiti. La gestione degli accessi dovrebbe essere integrata nel sistema IT esistente, per consentire sia la gestione degli utenti sia il lavoro quotidiano.

Concetto di sicurezza integrato A prescindere dalle tecnologie utilizzate non esiste una rete sicura al cento per cento. Tuttavia una Smart Grid è un’infrastruttura critica che richiede massimi i livelli di sicurezza possibili all’interno di tutte le condizioni quadro operative e finanziarie. Un’architettura unitaria che garantisca la sicurezza dalla programmazione all’implementazione fino all’esercizio è essenziale. Solo un approccio unitario, che faccia affidamento su standard, tecnologie ICT e componenti consolidati e che nella definizione dei principi e delle routine di sicurezza si basi sulla partnership fra produttori, gestori di rete e legislatori, può rendere sicure le Smart Grid.

Una Smart Grid è una rete grande e complessa, in cui milioni di apparecchi ed entità sono collegati fra loro. Ad una rete di tali dimensioni sono associate domande e lacune nella sicurezza.

La soluzione di sicurezza di Landis+Gyr: • è basata su standard • fa affidamento su un’architettura aperta e consolidata • considera ogni punto di accesso in rete

Obiettivi della sicurezza di rete L’obiettivo della Smart Grid Security può essere riassunto in tre parole: disponibilità, integrità e riservatezza.

1. Disponibilità: deve sempre essere possibile accedere a dati su alimentazione e consumi, perché anomalie di questo flusso possono causare un’interruzione dell’alimentazione di energia.

2. Integrità: si deve impedire che manipolazioni non autorizzate o la cancellazione di informazioni influiscano negativamente sui processi decisionali e sul controllo della gestione energetica.

3. Riservatezza: qui si tratta della protezione della sfera privata e di informazioni riservate, in quanto vengono mantenute limitazioni nell’accesso e nell’inoltro delle informazioni.

ML

Referenze 1 enterprise-iot.org, 2014: http://enterprise-iot.org/book/enterprise-iot/part-i/energy/ 2 Global Smart Grid Federation, August 2016: www.globalsmartgridfederation.org/2016/08/29/ensuring-security-and-reliability-in-smart-meters/

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Regolazione della tensione decentralizzata nel punto di immissione di impianti FV

I gestori di rete sono responsabili dell’esercizio sicuro nella loro rete e devono garantire che l’energia elettrica venga sempre fornita entro una fascia di tensione pari a +/-10% della tensione d’esercizio. Ciò viene definito nella norma EN 50160. Il mancato rispetto di questi limiti può causare considerevoli danni ai clienti finali. Non è da escludere che i gestori di rete possano venire ritenuti responsabili di eventuali danni secondo la legge sulla responsabilità per danno da prodotto.

dell’inverter solare. Il regolatore di tensione può essere utilizzato con le seguenti modalità.

L’incentivazione di impianti di produzione decentralizzati tramite la Rimunerazione per l’immissione di energia a copertura dei costi comporta nuove sfide per la pianificazione e l’esercizio della rete di distribuzione in Svizzera. La crescente immissione da impianti di generazione FV decentralizzati può causare sovratensioni nella rete a bassa tensione.

In particolare in situazioni di carico con produzione elevata e basso consumo possono verificarsi sovratensioni superiori a +10%.

• Comando a distanza Il regolatore viene controllato a distanza dal sistema SCADA. Per quelo il regolatore locale deve essere sospeso.

Figura 1

TCL Script «Regolatore di tensione locale»

Risolviamo questo problema con l’aiuto del sistema di misura e controllo S650-SCADA di L+G, che dispone di un regolatore di tensione locale (TCL Script) (Figura 1).

Sistema consiste di un contatore certificato MID (S650 Smart Grid Teminal) e un gateway, lo SmartCOM RTU di L+G. Nell’RTU viene calcolato l’algoritmo di regolazione. Un collegamento al sistema SCADA non è strettamente necessario, ma può essere realizzato con l’aiuto di una connessione Ethernet o di un modem (LTE/3G). Utilizzando il contatore certificato MID S650, l’apparecchio può essere impiegato contemporaneamente anche per il calcolo dell’energia immessa.

Per garantire il mantenimento della tensione sul punto di collegamento dell’impianto FV decentralizzato, la tensione viene monitorata e regolata controllando la potenza reattiva e/o la potenza attiva

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• Locale - Q=f(U) Regolazione potenza reattiva - P=f(U) Regolazione potenza attiva - P,Q=f(U) Regolazione combinata di potenza reattiva/attiva

L’algoritmo di regolazione si basa su un monitooraggio della tensione a cinque stadi. Se la tensione esce dalla banda consentita (verde), vengono attivate le uscite digitali dell’S650 che sono collegate all’inverter. Tramite le 6 uscite digitali del sistema possono venire attivati 4 stadi di potenza attiva (0%, 30%, 60% 100% di Pmax) e 2 punti di lavoro della potenza reattiva. Diversi parametri consentono un adattamento del regolatore alla situazione dell’impianto FV. Ad esempio è possibile scegliere se l’algoritmo deve reagire a singole tensioni di fase (funzione «OR») o alla combinazione delle 3 tensione di fase (funzione «AND»). 3 ingressi digitali del sistema consentono di inviare messaggi di stato dall’inverter al sistema SCADA. Dopo una caduta di tensione il regolatore parte con una sequenza Softstart predefinita. Le finestre di comando programmabili in questa sequenza con meccanismo di attivazione causale consentono la ripartenza differita causalmente e quindi morbida di una popolazione di impianti solari dopo una caduta di tensione.

Il collegamento SCADA del sistema S650-SCADA rende possibile lo scambio di dati con un sistema SCADA. Inoltre numerosi oggetti OBIS dello Smart Grid Terminal S650 possono essere rappresentati nel sistema di gestione tramite protocollo IEC60870-5-104 integrato. In tal modo anche i contatti di uscita dell’S650 possono essere controllati dal sistema di gestione.

La figura 2 mostra l’installazione di un sistema S650-SCADA con regolatore di tensione per un grande impianto FV (P>100kW) presso un fornitore di energia svizzero di medie dimensioni.

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Figura 2

Dati tecnici: S650-SCADA con regolatore di tensione S650 Smart Grid Terminal

SmartCOM RTU

S650

• T ipo SxAxxxCT44.0477 con alimentazione AUX 12-60 VDC • Collegamento rete a 3 o 4 conduttori; diretto, semi-indiretto o indiretto • Classe di precisione 1,0; 0,5 s, 0,2 s • 6 uscite digitali 5-253 Volt • S650 CU-E22 o CU-U52 SmartCOM RTU

Monitoraggio della tensione

• Interfaccia Ethernet da 10 o 100 MB/s • Interfaccia telefonia mobile LTE 4G Telit LE910-EUG Modem con Fallback 3/2G • Protocollo IEC60870-5-104 per integrazione SCADA • Interfaccia RS485 con DLMS/COSEM Master per collegamento S650 • 3 ingressi digitali 24V • Accumulatore di energia interno per compensare guasti di tensione di breve durata n <5 sec.

Algoritmo di regolazione TCL integrato • Regolazione della potenza attiva e/o reattiva • Funzione Softstart con meccanismo di attivazione casuale, intervalli di tempo programmabilie stato programmabile delle uscite all’avvio • 2 bande di sovratensione programmabili 0%...20%, 0…+40% di Tensione nominale (Un) • 2 bande di sottotensione programmabili 0%...-20%, 0…-40% de Tensione nominale (Un) • Soglia caduta di tensione programmabile 50%...90% di Tensione nominale (Un) • Modalità regolatore locale o comando a distanza da sistema SCADA

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Meter to SCADA

In Svizzera ci sono in totale 579 centrali idroelettriche con una potenza installata superiore a 0,3 MW (Figura 1). Più di 350 di queste con una potenza installata inferiore a 10 MW sono collegate alla rete di distribuzione. A queste si aggiungono sempre più impianti di generazione da nuove energie rinnovabili (NEE), nonché centrali termiche convenzionali che alimentano anch’esse la rete a media e bassa tensione.

L’aumento della produzione decentralizzata in livelli di tensione più bassi (NE5 e NE7) porta sempre nuove sfide nel settore dell’esercizio di rete. Per garantire un esercizio di rete sicuro e/o per mantenere sempre la tensione entro intervalli sicuri, per i gestori di rete sono sempre più necessarie informazioni in tempo realedal campo.

Un monitoraggio completo della rete di distribuzione non è tuttavia sempre economico a causa dei costi elevati. La puntuale misurazione di quantità rilevanti per l’esercizio in punti critici offre in tale ambito una soluzione adeguata al fabbisogno.

Le stazioni di trasformatori e il collegamento di impianti di generazione alla rete di distribuzione vengono spesso definiti punti critici, poiché in essi confluiscono molte informazioni di esercizio. In determinate situazioni di carico, in corrispondenza del collegamento degli impianti di generazione sono presenti valori di tensione insolitamente alti che possono causare rapidamente problemi di tensione. Tuttavia l’immissione di tutti gli impianti di produzione deve comunque venire misurata per la fatturazione di consumi energetici dai gestori di rete rilevanti. Ciò avviene di norma mediante contatori di elettricità e/o contatori industriali o di rete certificati. Una ponderazione tra

ottimizzazione dei costi e sicurezza di alimentazione dimostra che il collegamento dei contatori già esistenti al sistema SCADA rappresenta il primo passo verso il monitoraggio ottimale della rete. Vengono così create sinergie tra tecniche di misurazione ed esercizio di rete.

Landis+Gyr offre a tale scopo una soluzione conveniente per l’utilizzo ampliato dei contatori nell’esercizio di rete. Tecnicamente l’espansione può avvenire installando accanto al contatore o integrando al suo interno un modulo di comunicazione (SmartCOM RTU) per consentire il monitoraggio dei punti di collegamento delle centrali alla rete di distribuzione dal punto di gestione della rete. All’occorrenza possono essere integrati più apparecchi (ad es. apparecchi per la qualità di rete e/o di protezione).

Soluzione L+G «Meter to SCADA» La soluzione L+G per il retrofit di apparecchi di misura già installati (come E650/ S650 e E850) con un collegamento al sistema SCADA è nota con il nome “Meter to SCADA” ed è raffigurata in Figura 2.

L’integrazione multi sistema dei contatori nel sistema di lettura remota (Advanced Meterting System – AMI) da un lato e le misurazioni rilevanti per l’esercizio nel sistema SCADA dall’altro possono avvenire con un modem. È possibile collegare a SmartCOM RTU fino a 24 apparecchi slave tramite l’interfaccia RS485.

I valori di misura a 15 minuti vengono letti tramite l’interfaccia Ethernet dal sistema AMI, mentre i dati rilevanti per l’esercito (variazione di tensione, potenza attiva e potenza reattiva, corrente, fattore di carico ecc.) vengono «spinti» tramite l’interfaccia RS485 nello SmartCOM RTU e in seguito tramite telefonia mobile (3G/4G) o rete in fibra di vetro nel sistema SCADA. In SmartCOM RTU avviene il passaggio dal protocollo contatori DLMS-COSEM al protocollo SCADA. Per la configurazione del sistema è possibile accedere in modi diversi. Il modo più comune è l’accesso tramite interfaccia web di configurazione integrata e di facile utilizzo con un browser standard. Azioni come diagnosi e upgrade del firmware possono essere effettuate anche tramite protocollo SSH, SCP o FTP. Nuovo alloggiamento per lo SmartCOM RTU Il modulo di comunicazione SmartCOM RTU è inserito in un alloggiamento in plastica per montaggio a parete o in un alloggiamento con guida DIN per montaggio su barra DIN (Figura 3).

Figura 1 Centrali idroelettriche in Svizzera

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Figura 2 Soluzione "Meter to SCADA"

NS/MS

3 ingressi digitali

E650

E850

S650

SCADA

6 uscite digitali

P, Q, I, V cosφ

IEC60870-104

RS485

APN

Ethernet

DLMS-COSEM

LWL 3G/4G AMI

SmartCOM RTU

Montaggio a parete

Versione guida DIN

Tipo : EURONORD PC 122008 Dimensioni : 200 x 120 x90 mm

Tipo : EURONORD PC 233009 Dimensioni : 300 x 230 x 87 mm

Figura 3 Alloggiamento dello SmartCOM RTU: Montaggio a parete o guida DIN (nella versione di alloggiamento con guida DIN i componenti come alimentazione, Super Cap Buffer e interruttore di sicurezza devono essere ordinati in aggiunta e posizionati esternamente sulla barra DIN).

Caratteristiche tecniche SmartCOM RTU • 200 MHz ARM® con processore SDRAM ARM® da 64 MB e Linux OS • Sistema bus CAN, RS232, RS485, RS422, WiMAX interfacce, Ethernet • Modem 3G o LTE integrato • Protocolli di comunicazione fieldbus: MODBUS Master, DLMS/COSEM Master • Protocolli SCADA: IEC 60870-5-104, DNP3, XML tramite HTTP, MODBUS TCP • Sincronizzazione dei tempi: NTP, DNP3 o IEC 60870-5-104, (GPS su richiesta) • Web server integrato per configurazione e comando remoto/gestione remota

• Configurazione remota e update del firmware con protocolli HTTP, HTTPS, FTP ed SSH • «Ridondanza norvegese » o collegamento a un massimo di cinque sistemi SCADA • Interfaccia REST • Algoritmi di comando locali mediante TCL (Tool Command Language) • Funzione NAT-Gateway (canale TCP/IP trasparente) • Tensione di alimentazione 24 VDC • MMI con indicatore di stato

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Affidabilità e lunga durata: telecomando centralizzato nei moderni sistemi di gestione dell’energia

In conseguenza dei cambiamenti nella distribuzione dell’energia, i gestori di reti di trasmissione e distribuzione devono affrontare nuove sfide. La topologia della rete elettrica cambia da una chiara gerarchia Top-Down verso una generazione di energia complessa, decentralizzata e fortemente volatile. In questo contesto la gestione dinamica dell’energia è uno strumento importante per stabilizzare le reti elettriche e contribuisce in misura determinante ad un’alimentazione elettrica sicura e affidabile.

Da molti decenni Landis+Gyr è un fornitore leader di soluzioni per la gestione dell’energia per un’efficace gestione delle tariffe, correzione del carico, limitazione dei picchi di carico e gestione dell’illuminazione pubblica. Questo impegno prolungato consente un utilizzo ottimale delle infrastrutture esistenti e garantisce la lunga durata degli impianti.

Manteniamo costantemente le nostre soluzioni al più recente livello della tecnica, per far fronte alle attuali evoluzioni del mercato e alle richieste dei clienti e per proteggere al contempo gli investimenti a lungo termine dei nostri clienti. Per questo motivo abbiamo rielaborato la nostra offerta di trasmettitori e ora, per l’esercizio adeguato ai tempi dei vostri impianti con telecomando centralizzato, possiamo offrire un nuovo trasmettitore dotato della tecnologia più moderna.

La famiglia di trasmettitori I trasmettitori di telecomando centralizzato R800 di Landis+Gyr sono il frutto della pluriennale esperienza dei nostri collaboratori nel nell’ambito della gestione del carico. Rappresentano per i nostri clienti un’efficiente famiglia di trasmettitori a frequenza acustica dotati di numerose funzioni e che offrono massima sicurezza di esercizio e un innovativo concetto di comando.

In collaborazione con il nostro partner strategico ANC netcontrol di Breitungen, Germania, abbiamo messo a punto un portafoglio

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di trasmettitori di telecomando centralizzato all’avanguardia e basato su standard industriali. Assicuriamo così ai nostri clienti un’offerta interessante e adeguata al mercato, con competenza e da un unico fornitore, garantendo in tal modo la massima sicurezza dell’investimento.

La famiglia di trasmettitori R800 comprende nove tipi standard da 24 kVA a 477 kVA e copre pertanto l’intera gamma di prestazioni dei trasmettitori precedenti. Su richiesta possono essere forniti anche modelli più grandi. I convertitori utilizzati sono stati appositamente sviluppati per l’applicazione nei telecomandi centralizzati e il coerente utilizzo di componenti affermati a livello industriale garantisce massima qualità e lunga durata.

Grazie al concetto hardware modulare il modello R800 può essere perfettamente adeguato alle esigenze dei clienti e ai requisiti locali.

Il trasmettitore supporta tutti i tipi di accoppiamento corrente, fino a tre accoppiamenti per trasmettitore. Oltre a essere dotato di tutte le funzioni dei tipi di trasmettitori esistenti, il modello R800 offre anche molte ulteriori utili funzioni. Occorre sottolineare che viene supportata la regolazione sia della corrente sia della tensione e che durante lo sviluppo del trasmettitore sono state coerentemente utilizzate interfacce standardizzate.

L’R800 si contraddistingue per il concetto di comando semplice e orientato al fabbisogno. Può essere gestito, configurato e sottoposto a manutenzione mediante interruttori e tasti autoesplicativi sulla porta dell’armadio del trasmettitore in loco o a distanza nella rete aziendale locale o tramite modem GPRS (remote). Un pannello di comando sul convertitore consente inoltre un intervento semplice e diretto in caso di emergenza.

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Il trasmettitore di telecomando centralizzato R800

Caratteristiche principali • Rinomato convertitore ad alte prestazioni secondo lo standard dell’industria con induttanza di linea e filtro • Centralina di comando identica per tutte le grandezze del trasmettitore e schede innestabili supplementari • La tecnologia più moderna e utilizzo di interfacce standardizzate • Configurazione illimitata con software di parametrizzazione tramite RS232 (optional) • Apparecchio di comando e trasmettitore in un armadio (optional) • Molte possibilità di espansione aggiuntive (optional) Comando tramite display (optional) • Accesso tramite interfaccia web (optional) • Adattamento di tutti i parametri e gruppi di parametri del convertitore tramite display touch • Acquisizione e archiviazione di valori di misura di un telecomando centralizzato • Acquisizione e archiviazione di tutti i messaggi del convertitore • Composizione di semplici telegrammi Decabit • Funzione wobbler per la semplice messa in funzione ed eliminazione guasti Versatili possibilità di impiego • Adatto per tutti i tipi correnti di accoppiamenti a telecomandi centralizzati (accoppiamento in parallelo mobile/rigido, accoppiamento in serie, accoppiamento con conduttore neutro) • F ino a tre accoppiamenti per trasmettitore (su richiesta anche quattro) • Vengono mantenute le funzioni di tutti i tipi di trasmettitori precedenti di Landis+Gyr • Adatto per l’uso con sistemi di fornitori terzi Funzioni principali • Sincronizzazione tramite ricevitore frequenza pilota GPS • Tre modalità operative selezionabili: • “Modalità Ufix” tensione di uscita costante senza regolazione di corrente • „U-Mode”: con controllo della tensione e limitazione di corrente regolabile • “Modalità I”: regolazione della corrente con limitazione della tensione • Tre set di parametri con configurazione completa del trasmettitore memorizzabili • Memoria messaggi di errore (tempo, tensioni, correnti, frequenza, tipo di errore) • Comando manuale (interruttori e testi) per ripetizione trasmissione, reset e stop

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SMS Edition 16 – Aprile 2017

Nuove prospettive tramite l’accumulo di energia del campo dei megawatt

In conseguenza dei cambiamenti sul mercato cresce la domanda di sistemi di accumulo moderni, in particolare per quanto riguarda le energie rinnovabili. Il sistema di accumulo a batteria BESS (Battery Energy Storage System) di Toshiba offre un gran numero di possibilità oltre alla compensazione delle oscillazioni della frequenza di rete causate dall’immissione di energia eolica e solare. Esso consente di automatizzare la regolazione della tensione e di ottimizzare offerta e domanda. Inoltre serve come affidabile sistema di backup in caso di cadute di corrente o in situazioni catastrofiche. Non c’è da meravigliarsi che questo accumulatore a batteria da 1,2 MW venga sempre più apprezzato dai grandi fornitori di energia.

Il BESS installato da poco a Helsinki, in Finlandia, è un tipico esempio.

In questa città Helen Electricity Network e il gestore di rete finlandese Fingrid hanno messo in funzione un sistema pilota per testare i tempi ottimali di carica e scarica dell’accumulatore. Le due imprese finlandesi avevano cercato una tecnologia affidabile, con un’interessante rapporto prezzo prestazioni e adatta per un ambiente Smart Grid. Il sistema di

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accumulo a batteria di Toshiba fornito tramite Landis+Gyr consente rapidi cicli di carica e scarica con una lunga durata di 10.000 cicli, ideali per una Smart Grid. Al termine del progetto pilota BESS diventerà parte fissa dell’infrastruttura di Helen per la generazione di energie rinnovabili.

Fattore di compensazione BESS agevola in generale la gestione della domanda, indipendentemente dalla fonte di energia. Con l’energia accumulata nelle 13.440 celle della batteria Toshiba SCiB™ e i 560 moduli accumulatori 560 SCiB™ del tipo 3-23 Ah, in caso di domanda ridotta o carico elevato possono venire compensate differenze tra i valori nominali e la generazione effettiva. BESS dispone inoltre di due convertitori di energia per batteria di accumulo, un sistema di monitoraggio e gestione delle batterie con HMI e un trasformatore a tre avvolgimenti per reti collegate. Il potente sistema di gestione della batteria garantisce che l’energia venga alimentata esattamente dove è necessaria.

Sia durante la carica sia durante la scarica BESS considera fattori come la temperatura dei moduli della batteria, lo stato di carica (SOC, State of Charge), la velocità di carica/scarica, le caratteristiche dell’inverter e lo stato della rete.

Efficiente regolazione della frequenza La volatilità delle energie rinnovabili richiede l’impiego di strumenti dalle reazioni rapide per compensare le oscillazioni di frequenza e l’instabilità risultante della rete, che altrimenti possono causare guasti negli impianti collegati e nei componenti. BESS è in grado di contrastare queste oscillazioni in quanto, in reazione alle variazioni di frequenza, può essere caricato e scaricato molto rapidamente. All’occorrenza BESS può cedere l’intera potenza entro pochi millisecondi, un intervento efficace fino al ripristino della riserva di energia. Attualmente in Finlandia le imprese di pubblici servizi rendono disponibili le riserve per il gestore della rete di trasmissione, Fingrid. Con l’installazione di BESS i fornitori possono ampliare il loro portafoglio di riserve energetiche e offrire al gestore della rete di trasmissione uno strumento nuovo e più flessibile per il miglioramento della stabilità della rete.

Regolazione della tensione automatizzata Oltre che sulle oscillazioni di frequenza, l’immissione decentralizzata di energie rinnovabili può influire su fattori come tensione, potenza e immissione in rete. I sistemi di regolazione esistenti come trasformatori con interruttori a stadi non sono più sufficienti per un collegamento diretto della generazione ai Feeder. Le sovratensioni riducono la durata dei componenti, aumentando le perdite tecniche e rendendo necessaria la protezione di Feeder e trasformatori. Nel caso contrario le sottotensioni causano effetti negativi indesiderati paragonabili come flicker, guasti di macchine asincrone o attivazione involontaria di meccanismi di protezione. BESS consente ai gestori delle reti di regolare la tensione tramite prelievo e immissione di energia. Le capacità di compensazione di BESS possono essere utilizzate per mantenere il fattore di potenza entro i valori limite e minimizzare le perdite nella rete. In Finlandia ciò significa che i gestori delle reti di distribuzione possono evitare di pagare penali al gestore della rete di trasmissione in caso di scostamenti. In Svizzera una tale pretesa non esiste (ancora) a livello generale, tuttavia già oggi ci sono clienti che trattano bilateralmente con il gestore della rete di distribuzione le condizioni relative alla Power Quality.

Ottimizzazione di offerta e domanda BESS può essere utilizzato anche per compensare gli alti e bassi nella domanda. In caso di domanda elevata le batterie vengono scaricate,

Figura 1 Sistemi di Accumulo dell'Energia d’Helen e Finigrid in Finlandia.

Figura 2 A l’interno di un BESS. in caso di fabbisogno ridotto vengono caricate. A Helsinki BESS viene utilizzato per ottimizzare l’approvvigionamento e la vendita di corrente, rispettivamente per acquistare a prezzi vantaggiosi e per vendere a prezzi elevati. In caso di picchi di fabbisogno l’energia accumulata può essere venduta a caro prezzo, senza dover acquistare ulteriore energia sul mercato. In caso di domanda debole l’energia rinnovabile può essere accumulata fino al nuovo aumento dei prezzi. Ulteriori modelli aziendali risultanti dall’accumulo verranno esaminati nel corso del progetto pilota.

Backup in caso di guasti In caso di interruzioni di corrente o guasti più gravi l’infrastruttura vitale deve essere mantenuta in esercizi. Le imprese di telecomunicazione, i data center e gli ospedali sono esempi evidenti di settori che potrebbero subire forti compromissioni da perdite di energia. Per questi scenari BESS offre una soluzione altamente efficiente, perché l’energia accumulata è immediatamente utilizzabile ed è così in grado di coprire il periodo che intercorre fino alla ripresa delle energie di backup alternative.

I vantaggi sopra rendono evidente che nei prossimi anni un gran numero di sistemi di accumulo a batteria dovrà essere integrato nelle soluzioni Smart Grid. Un accumulo efficiente è la chiave per l’impiego delle energie rinnovabili.

Progetti BESS in esercizio Tohoku Electric Power Co. (Giappone BESS da 40 MW/20 MWh e BESS da 40 MW/40 MWh Terna S.p.A. (Sardegna e Sicilia), ognuno BESS da 1MW/1MWh Fenosa, Alcalá (Spangna), BESS da 500 kW/776 kWh Progetti BESS in fase di sviluppo Enel Green Power s.p.a. (Italia), BESS da 4 MW/1 MWh E.ON Climate and Renewables und Tucson Electric Power (TEP), Arizona (USA), sistema di accumulo da 10 MW MS

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