La maggior parte delle reti di distribuzione funziona quasi alla cieca: i sensori sono pochissimi. Su una rete progettata perché l’energia fluisse in un solo senso sono arrivati il fotovoltaico sui tetti, le batterie e le auto elettriche. Questo video riassume sei webinar tecnici su ciò che questo ha cambiato e su ciò che si può effettivamente misurare nella parte più bassa della rete.
Punti chiave
- Un monitor di bassa tensione sul trasformatore di distribuzione risponde a quattro domande contemporaneamente, ed è questo che lo rende conveniente.
- I trasformatori di distribuzione si guastano allo stesso modo di quelli di grande potenza; ciò che vale la pena monitorare dipende dalla taglia della macchina.
- La pressione nel cassone è il primo indicatore di un arco interno.
- La qualità dell’energia non è più un tema per specialisti ed è ormai parte della gestione degli asset.
- La convenienza economica non è universale: dipende da ciascuna rete.
La rete che nessuno riesce a vedere
Il punto di partenza di ogni sessione è scomodo. I dati in tempo reale sono scarsi o assenti: pochi sensori e spesso nessun contatore intelligente. Guasti e interruzioni non si possono localizzare rapidamente, e quindi costano di più. Gli asset si guastano senza preavviso, e alcuni di questi guasti coinvolgono il pubblico. La capacità nascosta non si può individuare, e quindi non si può utilizzare. E i furti di energia non si possono affatto identificare.
Il carico ha smesso di comportarsi come previsto
Il valore di progetto per un’abitazione media è di circa 2,5 kW, e un caricatore domestico medio per auto elettriche assorbe all’incirca altrettanto. I caricatori pubblici vanno da 2,5 a 7 kW, e quelli rapidi arrivano a 350 kW. Nel frattempo fotovoltaico e accumuli spingono l’energia in senso inverso attraverso il trasformatore. Il risultato sono sovraccarichi, sovratensioni e reclami per la qualità dell’energia.
Dietro c’è un problema fisico. La rete è un equilibrio costante tra domanda e generazione, e la produzione rinnovabile segue il meteo, non un ordine di dispacciamento. Gli impianti tradizionali variano la potenza di decine di megawatt al minuto; la diversità tra regioni stabilizza la media, ma sposta l’onere sulla rete che deve trasportare l’energia, mentre accumuli e gestione della domanda coprono i cali brevi. Le sessioni trattano anche le centrali elettriche virtuali e nuove forme di regolazione della frequenza: l’aggregazione privata di ciò che i clienti già possiedono.
Un solo apparecchio, più risposte
Un monitor di bassa tensione sul trasformatore di distribuzione misura tre tensioni e quattro correnti, la qualità dell’energia e le armoniche, le forme d’onda degli eventi acquisite quando succede qualcosa e la temperatura al trasformatore. Da questo risponde a domande su:
- Sicurezza: asset in degrado vicino alle persone e perdita del neutro.
- Affidabilità: localizzare rapidamente i guasti e individuare quelli incipienti.
- Pianificazione: capacità reale e dove si trovano i vincoli.
- Capacità di accoglienza (hosting capacity): per caricatori, fotovoltaico e accumuli.
- Ricavi: furti e allacciamenti abusivi.
Rispondere a più domande con un solo dispositivo è ciò che lo rende conveniente.
Cosa hanno chiesto davvero i distributori
Le richieste raccolte nelle sessioni sono più pratiche di qualsiasi specifica: sapere quale cliente è su quale fase prima di disalimentarne una; sapere che una linea è a terra prima che un cliente chiami per segnalarlo; capire quanto fotovoltaico sui tetti può accogliere la rete; comprendere gli incendi degli armadi stradali di distribuzione e prevederli; trovare la capacità per i caricatori e distribuirli in modo che nulla vada in sovraccarico. Una di queste è una questione di sicurezza delle persone: clienti con apparecchi salvavita sono stati disconnessi perché nessuno sapeva su quale fase fossero.
Non è la tecnologia
I trasformatori di distribuzione si guastano più o meno allo stesso modo di quelli grandi, ma non si possono monitorare allo stesso modo. Il limite sono i punti di accesso, lo spazio, l’alimentazione, le comunicazioni e il montaggio — in altre parole, la struttura fisica della macchina stessa. I modi di guasto possono essere gli stessi; la visibilità no. Perciò ciò che è realistico dipende dalla taglia della macchina:
| Misura | Su palo | Su platea | Grande |
|---|---|---|---|
| Livello dell’olio | raro | sì | sì |
| Surriscaldamento | base | sì | sì |
| Ingresso di umidità | raramente praticabile | possibile | possibile |
| Arco interno | indiretto | due gas | DGA a 3 o 5 gas |
| Scariche parziali | no | raramente | possibile |
| Aumento di pressione | raro | possibile | standard |
La strategia migliore non è misurare tutto; è misurare ciò che conta su quel particolare trasformatore.
Pressione e incendio
La pressione all’interno del cassone è il primo indicatore di un arco interno. L’energia dell’arco è il prodotto di tensione d’arco, corrente d’arco e tempo, e il tempo è di solito il tempo di eliminazione del guasto, da quattro a cinque cicli. La tensione d’arco dipende dalla lunghezza dell’arco e dalla forma degli elettrodi: un guasto tra spire è a bassa energia, mentre un guasto tra fase e cassone è quello a energia più alta. La principale fonte di ossigeno per un incendio è l’aria che entra dopo la rottura del cassone. I dati di pressione in tempo reale riducono il rischio di incendio; non lo impediscono.
La qualità dell’energia non è più un tema per specialisti
È diventata parte della normale gestione degli asset, in quattro ambiti: tensione (innalzamenti e buchi di tensione, sovratensioni e sottotensioni), carico (corrente, kVA, picco di domanda), armoniche (surriscaldamento, perdite, interventi intempestivi) e squilibrio (carico non uniforme, corrente di neutro).
Conviene? Non ovunque la risposta è la stessa
Dove le macchine sono economiche e prodotte localmente, un guasto si sostituisce, non si previene. Dove sono importate, il costo di sostituzione e i tempi di attesa cambiano il conto. I tassi di guasto differiscono di un ordine di grandezza tra le regioni, spesso sono le penali e gli incentivi regolatori a decidere più del costo della riparazione, e l’impatto economico di un’interruzione va ben oltre la sostituzione. Dove le conseguenze sono modeste, il monitoraggio è raro, e a ragione. La valutazione va fatta asset per asset.
Su cosa concordano le sei sessioni
- La rete di distribuzione è quasi cieca, ed è questo il problema di fondo.
- La generazione distribuita e la ricarica hanno reso sbagliate le vecchie ipotesi.
- L’ostacolo al monitoraggio è l’accesso fisico, non la tecnologia.
- Misurare ciò che conta su quella macchina, piuttosto che tutto ovunque.
- Giustificarlo con penali, sicurezza e capacità, non con il prezzo del trasformatore.
Apparecchiature correlate
Per la qualità dell’energia al trasformatore e nella rete, consultate i nostri analizzatori di qualità dell’energia, tra cui la serie APQM. Per i trasformatori stessi, consultate prove e monitoraggio dei trasformatori. Per valutare un caso di monitoraggio per la vostra rete, contattate i nostri ingegneri.