Come l'IoT cambia la rete elettrica?

La rete elettrica è stata progettata come un sistema a senso unico: grandi centrali generano, i cavi distribuiscono, i contatori contano e segue una bolletta mensile. Quel modello viene smontato da entrambe le estremità. La generazione si sta spostando verso milioni di piccole fonti variabili come il fotovoltaico sui tetti e i parchi eolici, e il consumo sta acquisendo grandi carichi controllabili come veicoli elettrici e pompe di calore. Mantenere domanda e offerta in equilibrio ogni secondo in questo scenario è impossibile senza sapere cosa sta facendo ogni sua parte e, sempre più spesso, senza poter dire a parti di esso cosa fare.

È questo che rende la smart grid un problema IoT. Contatori, sensori, inverter, caricatori e batterie diventano dispositivi connessi; utility e aggregatori diventano gestori di flotte; e i dati e gli anelli di controllo somigliano a quelli di qualsiasi grande sistema IoT, con il vincolo aggiuntivo che sbagliare può spegnere le luci.

Questa guida tratta i livelli principali: misura dei consumi, monitoraggio della rete, risorse distribuite e i servizi di flessibilità che li legano insieme.

Perché i contatori intelligenti sono il fondamento?

Un contatore intelligente (smart meter) misura i consumi a intervalli brevi e fissi anziché una volta per ciclo di fatturazione, e li comunica alla utility senza la visita di un letturista. Molti segnalano anche tensione ed eventi di interruzione e possono essere letti, configurati e, in alcuni mercati, scollegati da remoto. L’insieme di contatori, rete di comunicazione e software centrale (head-end) si chiama infrastruttura di misura avanzata (advanced metering infrastructure).

Le reti di misura sono tra le installazioni IoT più grandi esistenti. Le scelte di comunicazione variano per paese e per utility: comunicazione su linea elettrica (power-line) attraverso i cavi di alimentazione, mesh radio sub-GHz basate su standard come Wi-SUN, rete cellulare con NB-IoT o LTE-M, e combinazioni in cui un concentratore di quartiere aggrega i contatori e fa backhaul su cellulare. Standard a livello applicativo come DLMS/COSEM definiscono come i dati dei contatori sono strutturati e letti, il che permette alle utility di mescolare fornitori di contatori.

Per la utility, i dati di misura sostituiscono le bollette stimate, localizzano più in fretta le interruzioni, rivelano perdite e furti e danno una visibilità sulla tensione ai margini della rete che non aveva mai avuto. Per il cliente, i dati a intervalli abilitano le tariffe per fasce orarie e, dove la normativa lo consente, l’accesso ai propri dati per servizi di terze parti. I contatori sono anche una questione di sicurezza: una funzione di distacco controllabile da remoto su larga scala è un obiettivo da infrastruttura critica, ed è per questo che i gateway dei contatori intelligenti rientrano tra le categorie di prodotti “critici” del Cyber Resilience Act dell’UE e che le comunicazioni dei contatori sono autenticate end-to-end.

Come si monitora la rete stessa?

Le reti di trasmissione sono da tempo strumentate e gestite attraverso sistemi SCADA. Le reti di distribuzione, i cavi in media e bassa tensione che raggiungono case e aziende, per lo più non lo erano, perché lì non c’era nulla da controllare. Ora c’è.

I sensori su trasformatori di distribuzione, linee di alimentazione e sottostazioni riferiscono carico, temperatura, tensione ed eventi di guasto, dando ai gestori un quadro di dove la rete è sotto stress per l’immissione del fotovoltaico a mezzogiorno o per la ricarica dei veicoli elettrici di notte. Gli indicatori di guasto sulle linee aeree riducono la localizzazione delle interruzioni da ore di guida a minuti. L’automazione delle sottostazioni secondo IEC 61850 porta modelli dei dispositivi e comunicazioni standardizzati alle apparecchiature che commutano e proteggono la rete, il che le rende gestibili come una flotta anziché come una raccolta di installazioni su misura.

Parchi eolici e fotovoltaici sono a loro volta siti IoT densi: ogni turbina e ogni inverter riferisce in continuo prestazioni e stato di salute, e il monitoraggio delle condizioni delle trasmissioni delle turbine è uno dei casi più chiari di manutenzione predittiva in qualsiasi settore, dato che l’intervento di una gru su una turbina offshore è straordinariamente costoso.

Come le risorse energetiche distribuite diventano dispositivi connessi?

Inverter fotovoltaici sui tetti, batterie domestiche e commerciali, caricatori per veicoli elettrici, pompe di calore e termostati intelligenti sono tutti connessi in rete per impostazione predefinita, di solito al cloud del loro produttore. Presi singolarmente sono elettrodomestici. Nel loro insieme sono una centrale elettrica che può essere dispacciata, se qualcuno riesce a parlare con loro.

Esistono standard per quella conversazione. IEEE 2030.5 e i modelli SunSpec definiscono come inverter e caricatori espongono il proprio stato e accettano setpoint; OpenADR definisce come un gestore di rete o un aggregatore segnala un evento di demand response ai siti partecipanti; OCPP regola la comunicazione tra i caricatori per veicoli elettrici e i loro sistemi di gestione. Diversi mercati ora richiedono che i nuovi inverter siano controllabili, così che i gestori di rete possano limitare l’immissione quando la rete è congestionata.

Lo schema architetturale è una piattaforma di aggregazione che sta tra il gestore di rete e migliaia di dispositivi, traduce un segnale di mercato (“ridurre di 5 MW in quest’area per la prossima ora”) in istruzioni individuali (“metti in pausa questo caricatore, scarica quella batteria, alza quel termostato di un grado”), verifica l’esecuzione attraverso la misura e regola i pagamenti. Questo è una centrale elettrica virtuale: un problema di gestione di una flotta IoT il cui output viene venduto su un mercato dell’elettricità.

Perché la flessibilità è il caso d’uso che conta?

Il valore di tutto questo converge sulla flessibilità: la capacità di spostare consumo o generazione nel tempo e nello spazio per adattarli a ciò che la rete può trasportare e a ciò che la produzione rinnovabile offre. Ricaricare i veicoli elettrici di notte quando il vento abbonda anziché alle sei di sera quando tutti tornano a casa; preriscaldare gli edifici prima di un picco di prezzo; scaricare le batterie durante una carenza; limitare l’immissione del fotovoltaico quando una linea è satura.

La flessibilità è il punto in cui i livelli dell’IoT si incontrano. Il contatore dimostra cosa è successo. I sensori di rete dicono dove serve flessibilità. I dispositivi connessi la forniscono. Tariffe e mercati danno l’incentivo. Un sistema di gestione dell’energia in un edificio o in una casa sta dal lato del cliente e ottimizza in base a prezzi e segnali, rispettando il comfort e le regole del proprietario.

I vincoli ingegneristici sono specifici. I segnali di controllo devono essere consegnati in modo affidabile entro pochi minuti e confermati. I dispositivi devono essere fail-safe: un caricatore che perde la connessione deve continuare a caricare, non fermarsi, e una pompa di calore deve continuare a riscaldare. L’intervento manuale del cliente deve essere sempre possibile. E i dati che fanno funzionare l’ottimizzazione, che comprendono i pattern di presenza e l’uso del veicolo, sono personali e vanno trattati come tali.

Che ruolo hanno edifici e industria sul lato della domanda?

Gli edifici commerciali usano sistemi di automazione degli edifici e controlli HVAC che erano connessi ben prima che esistesse l‘“IoT”, e parlano BACnet e Modbus. Aggiungere la misura dei sottoconsumi (submetering), il rilevamento della presenza e l’analisi nel cloud li trasforma in carichi flessibili e rivela gli sprechi. I siti industriali con grandi motori, forni o celle frigorifere possono spostare carichi consistenti quando il processo lo consente, e il monitoraggio energetico nelle installazioni di Industrial IoT è spesso ciò che lo rende visibile.

Come si gestiscono sicurezza e resilienza?

Le infrastrutture energetiche sono una questione di sicurezza nazionale, e il loro livello IoT ne eredita il peso. Identità dei dispositivi e firmware firmato per contatori e inverter, segmentazione di rete tra i sistemi di esercizio e quelli aziendali, IEC 62443 per la tecnologia operativa e controllo rigoroso su chi può impartire comandi su larga scala sono la base. Una flotta di inverter controllabili da remoto è un obiettivo proprio perché è utile, e lo stesso aggregatore che può ridurre 5 MW su richiesta potrebbe, se compromesso, farlo senza richiesta. La risposta sono progettazioni che limitano la frequenza dei comandi, richiedono l’autorizzazione di più parti per le azioni di grande portata e mantengono valori predefiniti sicuri in locale.

Per continuare

• Smart city: cosa fa davvero l’IoT per una città tratta le utility comunali e l’illuminazione pubblica, che si sovrappongono alle installazioni lato rete.
• Industrial IoT: una guida pratica spiega il contesto della tecnologia operativa che sottostazioni e impianti condividono.
• Fondamenti di sicurezza IoT tratta i controlli da cui dipendono le infrastrutture critiche.
• Edge computing spiegato mostra perché gli anelli di controllo locali devono sopravvivere alla perdita di connettività.

Argomenti: energia, smart grid, contatori intelligenti, demand response, energia distribuita