E SMART GRID. Giorgio Graditi ENEA - Agenzia nazionale per le nuove tecnologie, l energia e lo sviluppo economico sostenibile

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1 PANTELLERIA MIX ENERGETICO E SMART GRID Giorgio Graditi ENEA - Agenzia nazionale per le nuove tecnologie, l energia e lo sviluppo economico sostenibile

2 QUADRO ISTITUZIONALE DELLE ATTIVITA SVOLTE Accordo di collaborazione tra ENEA e Comune di Pantelleria Oggetto: sviluppo e applicazioni di processi e tecnologie nel campo energetico e ambientale Durata: 3 anni (a partire da marzo 2009) Ricerca di Sistema Elettrico (RdS) Accordo di Programma (AdP) Ministero dello Sviluppo Economico - ENEA Area: Usi finali Tema generale: Studio e dimostrazione di forme di finanza innovativa e di Tema generale: Studio e dimostrazione di forme di finanza innovativa e di strumenti di pianificazione per la promozione di tecnologie efficienti per la razionalizzazione dei consumi elettrici a scala territoriale e urbana

3 QUADRO ISTITUZIONALE DELLE ATTIVITA SVOLTE ENEA e Comune di Pantelleria, nell ambito del loro accordo, hanno stipulato una lettera di intenti con la società S.M.E.D.E. Pantelleria S.p.a. (produttore e distributore del servizio elettrico nell isola) per attività di sperimentazione e dimostrazione di tecnologie e metodologie innovative nel settore energetico Nell ambito dell AdP (II annualità) è stata avviata una collaborazione tra ENEA e DIEET (Dipartimento di Ingegneria Elettrica, Elettronica e delle Telecomunicazione) dell Università degli Studi di Palermo, per attività di ricerca sul seguente tema: Studio di fattibilità e progettazione preliminare di dimostratori di reti elettriche di distribuzione per la transizione verso reti attive

4 PANTELLERIA: TRANSIZIONE VERSO LA SMART ISLAND Proposta: Studio di fattibilità di applicazione di rete attiva presso l isola di Pantelleria con integrazione di diverse fonti energetiche. L isola di Pantelleria appartiene al territorio di Trapani ed è la prima delle isole siciliane per estensione territoriale (la quinta delle isole italiane). La popolazione residente sull isola di Pantelleria è pari a poco più di 7000 unità e a circa il doppio durante la stagione estiva.

5 PANTELLERIA: TRANSIZIONE VERSO LA SMART ISLAND Attività caratterizzazione del sistema elettrico in termini di produzione e consumo di energia elettrica, articolazione e consistenza della rete elettrica, logiche e sistemi di automazione adottate (scenario iniziale) ) identificazione dei possibili scenari di sviluppo per la transizione verso la smart island e selezione di quello di maggiore interesse implementazione della rete elettrica in ambiente Neplan ed analisi in simulazione delle condizioni di funzionamento e di guasto più significative per differenti configurazioni (rete passiva e attiva) caratterizzazione del sistema di supervisione e controllo analisi economica dei costi e benefici connessi con la realizzazione degli interventi previsti per lo scenario selezionato

6 SCENARIO DI RIFERIMENTO Produzione e consumo di energia elettrica nell isola: dipendenza energetica dall esterno (gasolio, benzina, GPL) ad esclusione di qualche impianto fotovoltaico di piccola taglia già installato centrale termoelettrica da 20MW (8 gruppi elettrogeni a gasolio con fattore di carico di 0,18) per la produzione di energia elettrica fabbisogno energetico dell ordine dei 44 GWh annui, contro una produzione potenziale di 194 GWh annui consumo di elettricità nel 2008 di 43,7 GWh, di cui 21,1 GWh nel periodo estivo (il 56%). La potenza media è di circa 6,2 MW nel periodo estivo e circa 4,6 MW del periodo invernale picco di assorbimento di 7-10 MW in Agosto (ore 21); minimo carico di circa 3,1 MW in Gennaio (ore 15)

7 SCENARIO DI RIFERIMENTO Specifiche del sistema elettrico a servizio dell isola gestito dalla società S.M.E.D.E. E Pantelleria S.p.A. : sistema isolato, non collegato al sistema elettrico nazionale (RTN) rete di distribuzione in media tensione (10,5 kv) di tipo radiale con 150 nodi di trasformazione e/o smistamento con possibilità di controalimentazione in alcuni punti 133 cabine di trasformazione del distributore, 2 cabine di smistamento, 15 forniture in MT (cabine di utente) Distributed Control System (DCS) basato su tecnologia ABB sistema di telecontrollo di alcune cabine secondarie della rete MT (realizzato da ABB) integrato al DCS della centrale in modo ridondato per mezzo del protocollo OPC o attraverso interfaccia ethernet del PLC.

8 SCHEMA SEMPLIFICATO RETE DI MEDIA TENSIONE

9 CONFIGURAZIONE PASSIVA

10 CONFIGURAZIONE ATTIVA

11 ANALISI CORTOCIRCUITI 87 G

12 SCENARI DI SVILUPPO Il massimo contributo da rinnovabile (vincoli, disponibilità di spazi, problematiche di impatto, specificità territoriali e funzionali, ecc.) è stato stimato pari a circa il 64% del totale fabbisogno energetico dell isola. FONTE MASSIMA POTENZA INSTALLABILE [MW] MASSIMA PRODUZIONE ENERGETICA [GWh/anno] Fotovoltaica 1,1 1,7 Eolica 1,2 3,6 Geotermica 2,5 20 Rifiuti solidi urbani (RSU) 0,365 1,6 TOTALE 5,165 26,9 69 Solare termica 1,06 2,13 (*) (*) Tale valore indica l energia elettrica non consumata per la produzione di acqua calda mediante sistemi tradizionali (boiler elettrici). Si sono ipotizzati cinque possibili scenari che prevedono la copertura di parte del fabbisogno elettro-energetico medio dell isola (10%, 20%, 50%) con differenti ipotesi di mix-energetico.

13 SCENARI DI SVILUPPO SOLAR ENERGY (PV AND THERMAL COLLECTORS) WIND TURBINE GEOTHERMAL POWER GENERATION WASTE TREATMENT PLANT POWER STATIONS (ELECTRIC VEHICLES) GLOBAL NETWORK COORDINATOR (MGCC SC) ROUTER/COORDINATOR (SC) END NODE (LC) COMMUNICATION CHANNELS SOLAR ENERGY URBAN CENTER INDUSTRIAL AREA POWER PLANT WIND TURBINE ENERGY SYSTEM AIRPORT PHOTOVOLTAIC DIESEL POWER PLANT WIND TURBINE POWER STATION POWER STATION CONTROL SYSTEM WASTE TREATMENT DESALATION PLANT WASTE TREATMENT POWER STATIONS GEOTHERMAL PLANT GEOTHERMAL PLANT

14 SCENARIO DI SVILUPPO SELEZIONATO Lo scenario selezionato prevede la copertura di circa il 50% del fabbisogno energetico dell isola, secondo l ipotesi di mix energetico riportata in tabella. SCENARIO SELEZIONATO FONTE PERCENTUALE [%] rispetto alla potenza massima POTENZA ELETTRICA [MW] PRODUZIONE ENERGETICA PER FONTE [GWh/anno] PRODUZIONE ENERGETICA TOTALE [GWh/anno] Fotovoltaica 30 0,33 0,51 Eolica Geotermica* , ,175 RSU* 100 0,365 1,6 Solare termica 50 0,53 1,065 * soltanto per la centrale geotermica ed il generatore RSU è stato considerato il contributo massimo

15 SCENARIO SELEZIONATO: ANALISI IN SIMULAZIONE Il modello di rete sviluppato in ambiente Neplan, validato per raffronto con i dati provenienti dall esercizio per lo scenario iniziale (rete passiva), è stato utilizzato per analisi i di loadflow in particolari i condizioni i i di funzionamento e di cortocircuito (per guasti trifase in diversi nodi della rete). Condizioni di interesse: Per PRODUZIONE e CARICO: - massimo carico (14 agosto - ore 21) potenza assorbita di 10.6 MW - massima produzione fotov. (14 agosto - ore 12) potenza assorbita di 7.8 MW - minimo carico (14 gennaio - ore 15) potenza assorbita di 3.1 MW Per CONFIGURAZIONE e ASSETTO di rete: - rete passiva (configurazione base) - rete radiale - rete attiva magliata - rete attiva magliata minima* * intendendo la configurazione con un solo punto di magliatura che presenta il comportamento più vicino a quello di rete completamente magliata

16 SCENARIO SELEZIONATO: ANALISI IN SIMULAZIONE Nella condizione di massimo carico la rete base passiva presenta un elevato numero di violazioni nel valore della tensione. Le iniezioni di potenza, in particolare quelle provenienti dagli impianti geotermico ed RSU, riducono di 3 volte il numero di violazioni di tensione e dimezzano anche le perdite di potenza attiva. Le configurazioni attive (magliata e magliata min) comportano un ulteriore miglioramento, annullando il numero di violazioni e riducendo ulteriormente le perdite. t ensione e nodo [%] numerazione nodo passiva radiale at t iva radiale attiva magliato attiva magliato min

17 SCENARIO SELEZIONATO: SISTEMA DI SUPERVISIONE E CONTROLLO Scelte coerenti con l attuale sistema di telecontrollo t ll realizzato da ABB Componenti principali n. 1 controllore centrale (DMS) n.143 apparati per la misura di di P, Q, V, d n. 3 source controller (centrale diesel, geotermica e generatore RSU) n. 3 sistemi di rilevazione dello stato e di telecontrollo dei sezionatori un certo numero di sistemi di rilevazione di guasto (RGDAT) Struttura funzionale del sistema 3ss d a o d osao Architettura della rete cluster

18 SCENARIO SELEZIONATO: ANALISI COSTI - BENEFICI L analisi di progetto è stata condotta, considerando costi e benefici nel loro insieme, indipendentemente dal soggetto che si ritiene debba sostenere i costi e/o godere dei relativi benefici, sotto le seguenti assunzioni: orizzonte temporale di 20 anni il valore residuale (a fine periodo) degli impianti la cui vita utile è maggiore dell orizzonte temporale scelto è stato trascurato tutti gli investimenti siano sostenuti per intero all inizio del periodo a cui l analisi è riferita (anno zero) è la scelta del tasso di sconto (5,50%) è stata fatta tenendo conto sia degli aspetti finanziari che di quelli economici (costi e/o benefici sociali) connessi con l analisi di progetto in questione

19 SCENARIO SELEZIONATO: ANALISI COSTI COSTI [ ] Fotovoltaico Geotermico RSU Solare termico Sistema di controllo TOTALE C C.2 0 ( * ) ( * ) C C.4 0 ( * ) ( * ) TOTALE COSTI DI INVESTIMENTO [ ] [] ( * ) per il solare termico e il fotovoltaico i costi per le infrastrutture e gli oneri accessori sono inclusi nel costo impianto C.1 COSTI C.5 Fotovoltaico Geotermico RSU Costo unit. [ /MWh] Prod. energetica [MWh/anno] Costo totale per fonte [ /anno] 80,00 80,00 100, Solare Sistema di TOTALE termico controllo [ ] ( * ) ( * ) ( * ) per il solare termico ed il sistema di controllo i costi C.5 sono stati considerati rispettivamente pari al 2,5% e all 1,5% annuo del costo impianto C.1 investimenti per l installazione degli impianti C.2 investimenti per le infrastrutture necessarie la connessione degli stessi alla rete elettrica esistente e per la distribuzione dell acqua calda prodotta dalle microturbine (ove previste) C.3 investimenti per la realizzazione del sistema di supervisione e controllo C.4 oneri accessori C.5 costi annui connessi alla produzione, gestione e manutenzione degli impianti

20 SCENARIO SELEZIONATO: ANALISI BENEFICI BENEFICI B.1 Fotovoltaico Geotermico RSU Solare termico Prod. energetica [MWh/anno] Costo del combustibile [ /MWh] Costo totale per fonte [ /anno] TOTALE [ /anno] 40,00 40,00 40,00 40, BENEFICI B.2 Fotovoltaico Geotermico RSU Solare termico Prod. energetica [MWh/anno] Incentivi [ /MWh] 422,00 151,00 220,00 Beneficio per fonte [ /anno] Periodo di incentivazione [anni] B.1 riduzione dell energia prodotta tramite le attuali fonti B.2 incentivi per la produzione di energia da fonti rinnovabili

21 SCENARIO SELEZIONATO: ANALISI BENEFICI BENEFICI B.3 Fotovoltaico Geotermico RSU Solare termico Riduzione i emissioni CO 2 [10 3 kg/anno] Costo unitario emissioni CO 2 [ /10 3 kg] Beneficio per fonte [ /anno] ,00 25,00 25,00 25, TOTALE [ /anno] I benefici di cui al punto B.4 sono legati alla diversa gestione dei rifiuti solidi urbani. Assumendo un valore unitario pari a 150 /tonnellata, corrispondente al costo stimato per il trasporto e smaltimento dei rifiuti, e considerando una quantità di RSU da utilizzare per la produzione energetica pari a circa tonnellate/anno, si ottiene un beneficio economico pari a /anno. B.3 benefici ambientali legati alla riduzione delle emissioni di CO 2, altri gas serra (SO 2, NOX, CO, etc.) ed energia (in termini di rumore, radiazioni, calore) B.4 riduzione dei costi di trasporto e smaltimento dei rifiuti

22 SCENARIO SELEZIONATO: INDICATORI PERFORMANCE [ ] Valore Attuale Netto e Pay-Back Period anno NPV Valore Attuale Netto (Net Present Value, NPV) [ ] Tasso Interno d Rendimento (Internal Rate of Return, IRR) 18,77 [%] Periodo di Recupero del Capitale (Pay- Back Period, PBP) [anni] 5,5

23 CONCLUSIONI E PROSPETTIVE FUTURE Parola d ordine: INTEGRAZIONE RICERCA Sistemi di mobilità sostenibile IMPRESA AMBIENTE (emissioni, RSU, ecc.) Sistema elettrico e altri sistemi energetici Politiche di incentivazione E ora di passare dal DIRE al FARE. Le ISOLE MINORI: un opportunità da non perdere

24 CONCLUSIONI E PROSPETTIVE FUTURE L attività svolta è stata oggetto di due rapporti tecnici disponibili sul sito ENEA ( al link Ricerca di Sistema Scientific paper submitted and accepted CIRED 2011, 21 st International Conference and exhibition on Electricity Distribution PAPER#: From fuel based generation to smart renewable generation: preliminary design for an islanded system. Part I: technical issues and future scenarios PAPER#: From fuel based generation to smart renewable generation: preliminary design for an islanded system. Part II: selection of future scenario and economical issues

25 RINGRAZIAMENTI Comune di Pantelleria S.M.E.D.E. E Pantelleria S.p.a produttore e distributore ib t del servizio i elettrico dell isola Prof. Ing. Mariano Ippolito del DIEET (Dipartimento Ingegneria Elettrica, Elettronica e delle Telecomunicazioni) dell Università degli studi di Palermo e il suo gruppo di collaboratori Ing. Antonio De Bellis, responsabile di una Unita di Business in ABB Italia e responsabile per la Regione Mediterranea della funzione di business & market development per le smart grids

26 1 SMART GRID INTERNATIONAL FORUM GRAZIE PER L ATTENZIONE Giorgio Graditi Unità tecnica, Tecnologica Portici (UTTP) ENEA - Centro Ricerche Portici (NA) 1 Dicembre 2010, Roma mail contact: giorgio.graditi@enea.it