Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Gestionale ALGORITMI PER IL PROGETTO DI SISTEMI DI ACCUMULO DI ENERGIA IN RETI ELETTRICHE A BASSA TENSIONE

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1 DI DIPARTIMENTO DI INGEGNERIA DELL INFORMAZIONE E SCIENZE MATEMATICHE Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Gestionale ALGORITMI PER IL PROGETTO DI SISTEMI DI ACCUMULO DI ENERGIA IN RETI ELETTRICHE A BASSA TENSIONE Tesi di Laurea Magistrale di Simona De Paola Relatore: Prof. Antonio Vicino Correlatori: Prof. Simone Paoletti Ing. Donato Zarrilli Anno Accademico 2013/2014

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3 A coloro che mi hanno sostenuto in questo percorso e un pensiero speciale a tutta la mia famiglia e in particolar modo ai miei genitori

4 Indice 1 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita Il quadro energetico internazionale Il sistema elettrico in Italia La generazione distribuita L impatto della generazione distribuita sul sistema elettrico L attività di dispacciamento Il controllo di tensione nelle reti di distribuzione a bassa tensione Introduzione La Norma CEI EN La regolazione della tensione nelle reti di distribuzione Il sistema elettrico verso nuove forme di rete I sistemi di accumulo di energia elettrica nella rete a bassa tensione Introduzione I sistemi di storage nelle reti di distribuzione Le tecnologie di accumulo Metodologie e algoritmi per il controllo della tensione nella rete di distribuzione Analisi della rete elettrica mediante Power Flow

5 Indice ii 3.2 Il problema del Power Flow con sistemi di accumulo in letteratura Logica di funzionamento della batteria Algoritmo di controllo della batteria con informazione parziale Algoritmo di controllo della batteria con informazione completa Risultati sperimentali per il dimensionamento della batteria in rete Descrizione della rete di esempio e dei relativi dati Le simulazioni in ambiente Matlab Risultati con algoritmo con informazione parziale Risultati con algoritmo con informazione completa Bibliografia 111

6 Introduzione Il quadro nazionale ed europeo in merito agli obiettivi di aumento della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, di incremento dell efficienza energetica e di riduzione delle emissioni di gas climalteranti, ha determinato una sostanziale evoluzione delle reti elettriche. Il raggiungimento di tali obiettivi ha favorito una crescente diffusione della generazione distribuita, impianti di produzione di piccola e media taglia, connessi tipicamente alla rete di distribuzione, di media e bassa tensione. L integrazione della generazione ditribuita non solo nelle reti di trasmissione, ma anche e soprattutto nelle reti di distribuzione e nel mercato dell energia elettrica, ha reso necessario lo sviluppo di nuove tecniche di controllo e di regolamentazione. La tendenza in atto è incentrata sull evoluzione da una struttura centralizzata, con una netta separazione tra la rete passiva dell utente e quella attiva dell utility, verso una struttura più eterogenea, che vede la presenza di sistemi di produzione a fonte tradizionale integrarsi con sistemi di generazione a fonte rinnovabile, posti a livelli intermedi e in prossimità dell utenza. E evidente come la generazione distribuita delinei considerevoli vantaggi e benefici, in termini di sfruttamento efficiente delle risorse di tipo rinnovabile, dislocate eterogeneamente sul territorio, che fornendo energia pulita, possono determinare una notevole riduzione delle emissioni di CO2 e gas inquinanti. Inoltre la loro crescita può contribuire al livellamento dei picchi di domanda. A sostegno degli oneri di bilanciamento del sistema, con incentivi per i proprietari dell impianto conseguentemente alla vendita dell energia prodot-

7 Introduzione 2 ta e diminuzione dei costi della stessa in virtù della vicinanza degli impianti all utente finale. Tuttavia questi significativi vantaggi sono perseguibili solo a fronte di uno scenario in cui il trend dei profili di generazione sia sempre adeguatamente coordinato con i prelievi delle utenze passive, e in presenza di una idonea infrastruttura di rete. L introduzione di generazione distribuita nelle attuali reti di distribuzione determina d altro canto alcune inevitabili implicazioni per i soggetti distributori, a causa della mancanza di nuove modalità di gestione in termini anche di criterio di allacciamento, unito alle caratteristiche delle reti di distribuzione odierne. E evidente come si renda necessario l utilizzo di nuove tecnologie informatiche, di telecomunicazioni, di controllo e gestione della rete di distribuzione allo scopo di integrare completamente la generazione distribuita, garantendo allo stesso tempo standard adeguati in termini di sicurezza, continuità e qualità del servizio di connessione e di fornitura dell energia elettrica. L attuale struttura di rete sta evolvendo dunque in un ottica di sistema intelligente (smart), affidabile, sostenibile ed economico per tutti gli attori del sistema elettrico. L orientamento in atto comporta però diversi problemi in termini di messa in sicurezza del sistema, attivazione delle modalità di protezione, attività di monitoraggio degli impianti connessi al sistema di distribuzione, e soprattutto per quanto riguarda il controllo di tensione a ogni nodo. Si rendono dunque necessarie strategie di pianificazione e controllo allo scopo di massimizzare i vantaggi introdotti dall introduzione di impianti generazione distribuita, e contemporaneamente minimizzare le problematiche relative alla aleatorietà del comportamento delle utenze attive e passive connesse. In particolare modo in questo elaborato è stato studiato il problema della regolazione di tensione sulle reti di distribuzione a bassa tensione, dal punto di vista dei soggetti distributori, chiamati a far fronte a un nuovo scenario nazionale ed internazionale in forte evoluzione, e responsabili di dover garantire un servizio caratterizzato da continuità e qualità tecnica della tensione, ai

8 Introduzione 3 consumatori finali. In tale ottica, inizialmente, sono state illustrate le normative vigenti in materia, a livello europeo e nazionale, che hanno influenzato lo sviluppo e l evoluzione del tradizionale sistema elettrico italiano, verso un nuovo scenario, in cui i distributori si trovano a operare, così da inquadrarne le eventuali responsabilità e attività da intraprendere. Successivamente sono stati presentati i principali vantaggi riconducibili all inserimento di dispositivi di accumulo di energia elettrica, principalmente batterie, connessi alla rete, e la loro peculiarità stabilizzatrice sulla rete stessa. In tale contesto innovativo, sono sempre più frequenti le attività di ricerca volte a valutare le possibili potenzialità offerte dai sistemi di accumulo di energia elettrica. Infatti l analisi di tali sistemi di accumulo di energia elettrica si inserisce nel più ampio tema degli apparati e dispositivi per l evoluzione delle attuali reti di distribuzione verso le smart grid. I sistemi di accumulo sono infatti dispositivi in grado di erogare o accumulare energia elettrica, in base allo stato e alle necessità della rete e dei consumatori finali, il cui funzionamento è ben pianificabile da parte del distributore, grazie anche alla loro ampia flessibilità. La diffusione di questi dispositivi è ancora limitata soprattutto dai costi, attualmente proibitivi, ma sperabilmente minori in futuro, sebbene la loro utilità sia fuori discussione, rispetto alle attuali difficoltà nell attività di regolazione della tensione. I vantaggi attesi si manifestano sia su linee di distribuzione puramente passive, che su linee con generazione distribuita connessa alla rete. Nelle linee passive, i profili di tensione presentano un andamento monotono decrescente verso fondo linea, determinato dalla radialità della stessa e dalle cadute di tensione lungo il percorso verso i clienti finali, che può dipendere da una molteplicità di fattori, fra cui la lunghezza della linea, e la reattanza e la resistenza di linea, dipendenti dal materiale utilizzato per realizzare il tipo di conduttore. In aggiunta incidono anche le potenze assorbite dalle utenze, variabili nel

9 Introduzione 4 tempo, ed il numero di clienti passivi connessi alla linea. E dunque possibile che a causa dell andamento decrescente della tensione verso il fondo linea e di un eccessivo assorbimento di energia da parte dei clienti finali, si determini un abbassamento della tensione, oltre il limite consentito dalla norma, indicato da una diminuzione della tensione del 10% di quella nominale per le linee di distribuzione a bassa tensione (230 V). L introduzione di una batteria idoneamente controllata, permette di immagazzinare energia elettrica, nelle ore di domanda minima, per poi erogare quest ultima nelle ore in cui la richiesta cresce. Ciò consente di mantenere i profili di tensione entro un range di valori accettabili. Nel caso in cui sia invece presente la generazione ditribuita, è possibile che il profilo di tensione subisca un inversione rispetto al tipico andamento decrescente verso il fondo linea. In tale caso, si potrebbe verificare un innalzamento del modulo della tensione su alcuni nodi della rete oltre la massima soglia consentita. L entità di questo fenomeno e il numero di nodi interessati dipende comunque dalla posizione del generatore posto sulla linea, oltre che dai consumi e dalla disposizione dei clienti passivi. In questo caso, la batteria, fungendo da carico( quindi assorbendo potenza) può contribuire a riportare il profilo di tensione lungo la linea al di sotto della soglia massima consentita. Al fine di approfondire tale problematica e le criticità che ne conseguono, è stata presa a riferimento una parte di linea derivata da una delle due linee implementate nei lavoro di tesi [1] e [2]. Le caratteristiche e la topologia di tale linea sono state fornite dalla società Enel Distribuzione, che esercisce la suddetta linea. La rete di distribuzione cosi ottenuta è una rete di bassa tensione radiale con problemi di bassa tensione. La rete in oggetto è stata poi modellata e implementata in primis attraverso l utilizzo del software DigSilent Power Factory[3], utilizzato per la simulazione e il calcolo di reti elettriche. Una volta costruita la rete, con le sue caratteristiche, sono stati introdotti i relativi carichi, generando diversi scenari

10 Introduzione 5 e curve di carico giornaliere per la clientela connessa, che è stata individuata in utenze commerciali. I profili dei carichi a disposizione sono relativi al periodo che va da aprile a ottobre 2008, e in tutto si tratta di un periodo di 208 giorni, e sulla base delle misure di consumo campionate ogni quindici minuti, provenienti da rilevazioni effettuate, sono state eseguite le iterazioni di power flow. E stato scritto un software in Matlab che simulasse la rete ed eseguisse i calcoli dei flussi di potenza in transito sulla rete in base alle potenze ipotizzate, ottenendo i valori delle principali grandezze caratteristiche su ogni nodo della rete, ovvero tensione, potenza in ingresso e uscita dai vari nodi e corrente, con lo scopo di verificare o meno l insorgenza di problemi sulla rete, al variare del tempo e delle curve di carico dei clienti. La simulazione consente infatti di creare o verificare casi di criticità sulla rete, classificarli come eventi possibili o eccezionali, prima ancora che questi si presentino nella realtà, in modo da poter intervenire preventivamente sulla rete e poterla gestire in sicurezza. Una volta costruita questa struttura è stato valutato l inserimento di una batteria di energia elettrica e poi re-implementato il tutto in Matlab, risolvendo il power flow direttamente tramite la creazione di un apposito software automatizzato rispetto alla topologia di rete scelta. Successivamente, prendendo in considerazione come punto di partenza l algoritmo di controllo con informazione parziale implementato nelle tesi[1] e [2], è stata implementata una nuova logica di controllo basata su misure on-line e sulla conseguente introduzione di una apposita sensoristica, installata ai nodi della rete. Pertanto ciò ha permesso di verificare gli effetti di tale logica sulla rete simulata, verificando diverse capacità per la batteria, la logica di controllo ai nodi critici e ottimizzando così la soluzione. L obiettivo è quello di trovare il giusto compresso tra gli investimenti in termini di strumenti di misurazione della rete, di competenza del soggetto distributore, e l efficacia ed efficienza della batteria stessa, di fronte alle prospettive di aumento dei consumi. Le questioni di rilievo per la scelta del-

11 Introduzione 6 la batteria sono state dunque la capacità di immagazzinamento, la logica di controllo e attivazione della batteria stessa, in termini di politica di carica e scarica. Sarebbe auspicabile una soluzione il più possibile generale, tuttavia, dalle ricerche in atto, e dai risultati ottenuti dalle simulazioni, si denota la forte dipendenza dalle caratteristiche di rete, in termini di profili di produzione, e di carichi connessi. Perciò è probabile che, a partire da una particolare logica di controllo, il distributore dovrà decidere in maniera strategica, sulla base dei benefici conseguiti, se abbia o meno senso modificare la propria scelta, specializzandola per la linea presa in considerazione, o piuttosto accettare un comportamento mediamente soddisfacente.

12 1 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 1.1 Il quadro energetico internazionale Il crescente fabbisogno di richiesta di energia elettrica e la sempre minore disponibilità delle fonti primarie di produzione rendono di primaria importanza sostenere l obiettivo di un migliore utilizzo delle risorse, unitamente ad una maggiore attenzione agli aspetti di impatto ambientale. La sicurezza della fornitura elettrica e la necessità di limitare i gas inquinanti trova nella crescita della Generazione Distribuita e nelle tecnologie a fonte rinnovabile le componenti essenziali verso uno sviluppo sostenibile. L attuale politica energetica europea, in modo particolare con le Direttive 2009/28/CE, sullo sviluppo delle fonti rinnovabili e con la Direttiva 2004/8/CE sulla cogenerazione ad alto rendimento, ha innescato un aumento tumultuoso di nuove piccole unità di generazione diffusa con potenza nominale inferiore a 10 MW, sia termica che elettrica, che ha impattato in particolare modo sulle reti di distribuzione di media e bassa tensione. Infatti se da una parte il ricorso alla generazione distribuita con la presenza di un elevato numero di piccole e medie unità di generazione termica

13 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 8 ed elettrica contribuisce a sostenere gli obiettivi europei che prevedono uno sviluppo del 20% delle fonti rinnovabili entro il 2020, d altra parte l attuale rete elettrica di distribuzione, strutturata per veicolare ai consumatori la potenza erogata dai generatori di grande taglia connessi alla rete di trasporto, costituisce un potenziale ostacolo della generazione diffusa. In tale contesto normativo emerge chiaramente come la diffusione della generazione distribuita si renda necessaria sia per soddisfare i crescenti consumi ma anche e soprattutto per adempiere agli obiettivi previsti nel protocollo di Kyoto, in tema di riduzione dei gas serra. Il protocollo è infatti il trattato internazionale sancito tra i paesi industrializzati e i paesi in via di sviluppo, al fine di ridurre le emissioni dei gas serra del 5,2% rispetto al 1990, con una auspicata riduzione dell 8% previsto per l Unione Europea entro il periodo Tale accordo, sottoscritto nel 1997, è entrato in vigore il 16 febbraio 2005, dopo la ratifica da parte della Russia, in quanto la sua completa attuazione richiedeva che fosse firmato da un numero di paesi responsabili di almeno il 55% delle emissioni inquinanti, condizione raggiunta solo nel novembre 2004.[4] La finalità principale di tale protocollo è sicuramente opporsi ai cambiamenti climatici con un azione internazionale mirante a ridurre le emissioni dei gas inquinati, ritenuti potenzialmente responsabili del riscaldamento globale. A tale proposito esso ha rappresentato proprio l incipit per tutti i paesi partecipanti, in materia di salvaguardia ambientale, quantificando gli obiettivi vincolanti di limitazione e riduzione delle emissioni dei gas ad effetto serra. Il Protocollo di Kyoto prevede due tipi di strumenti per conseguire le riduzioni proposte: Politiche e misure; Meccanismi flessibili; Le politiche e misure sono quegli interventi previsti dallo stato attraverso programmi attuativi specifici, realizzati all interno del territorio nazionale, con

14 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 9 lo scopo di migliorare l efficienza energetica. A tal merito risulta di notevole importanza l attuazione della strategia e il conseguente pacchetto Clima-Energia per il Il pacchetto clima-energia, entrato in vigore nel giugno 2009 dando seguito alle indicazioni del Consiglio europeo, si inserisce nell azione di politica climatica dell UE intesa a modificare la struttura del consumo energetico da parte degli Stati membri, attraverso misure vincolanti finalizzate a raggiungere i cosiddetti obiettivi ,ovvero: incremento dell utilizzo delle energie rinnovabili, da fonte eolica, solare e biomassa, che permetta di raggiungere una quota pari al 20% sulla quantità totale dei consumi di energia; riduzione almeno del 20%, entro il 2020, delle emissioni di gas serra derivanti dal consumo di energia nell unione europea rispetto ai livelli del 1990; miglioramento del 20% dell efficienza energetica. Al contempo i meccanismi flessibili derivanti dal protocollo di Kyoto, danno la possibilità di utilizzare a proprio credito attività di riduzione delle emissioni effettuate al di fuori del territorio nazionale, basati sul concetto che i cambiamenti climatici sono un fenomeno globale e quindi ogni eventuale riduzione delle emissioni di gas serra è efficace, indipendentemente dal luogo del pianeta nel quale quest ultima viene realizzata. A tal scopo si distinguono tre tipi di meccanismi flessibili: 1. International Emissions Trading che consente lo scambio di crediti di emissione tra Paesi industrializzati e ad economia in transizione. Quindi un paese che abbia conseguito una diminuzione delle proprie emissioni di gas serra superiore all obiettivo prefissatosi può cedere tali crediti a un paese che, al contrario, non è stato in grado di rispettare i propri impegni.

15 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita Clean Development Mechanism che permette ai paesi sviluppati di realizzare progetti nei paesi in via di sviluppo, con l obiettivo di creare benefici ambientali in termini di riduzione delle emissioni e di sviluppo economico e sociale degli stati ospiti e nello stesso tempo generino crediti di emissione(cer) per le nazioni che promuovono gli interventi. 3. Joint Implementation permette ai paesi sviluppati di realizzare progetti per la riduzione delle emissioni di gas-serra in un altro paese dello stesso gruppo e di utilizzare i crediti derivanti, congiuntamente con lo stato ospite. I meccanismi flessibili sono dunque strumenti economici mirati comunque a ridurre il costo complessivo d abbattimento dei gas serra, permettendo di ridurre le emissioni lì dove sia economicamente più conveniente, pur nel rispetto degli obiettivi di tipo ambientale. In linea con gli obiettivi prefissati a grandi linee dal protocollo di Kyoto e in modo dettagliato dalla strategia per il 2020, la commissione europea ha delineato i principi base di quello che sarà il nuovo pacchetto clima-energia, che andrà a sostituire quello in scadenza nel 2020, confermando l obiettivo di ridurre del 40% entro il 2030 le emissioni di gas serra sul territorio dell Unione Europea rispetto ai valori del Pur trattandosi di una proposta che dovrà essere discussa e approvata, è comunque un dato di fatto che tuttavia i paesi membri risultano essere in accordo con le linee guida dell unione europea; riservandosi però di prendere concretamente posizione in base al come quest ultimi dovranno essere raggiunti. In ogni caso la proposta della Commissione è coerente con il percorso da essa stessa indicato nella roadmap adottata nel 2011 per arrivare ad una sostanziale decarbonizzazione del settore energetico a metà secolo. Infatti per poter sperare di realizzare un abbattimento delle emissioni di almeno l 80%

16 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 11 entro il 2050, il traguardo intermedio del 40% entro il 2030 è un obiettivo irrinunciabile. 1.2 Il sistema elettrico in Italia Fin dalla sua nascita e in parte anche oggi il sistema elettrico italiano è stato sostanzialmente concepito come un sistema basato su una produzione centralizzata, in cui l energia,prodotta in larga parte in grandi centrali, alimenta i consumatori finali attraverso flussi energetici unidirezionali che vanno dall alta tensione verso la media e la bassa tensione. L elettricità prodotta viene quindi immessa in grandi dorsali ad alta tensione, da cui si dipartono le reti che arrivano fino alle nostre abitazioni,industrie e città, producendo elevate concentrazioni di inquinamento a livello locale e diverse perdite lungo la rete. Una rete elettrica siffatta viene definita in gergo rete passiva, in quanto il flusso di energia elettrica segue una direzione univoca che parte dalla centrale in cui è prodotta per giungere fino agli utenti finali. Figura 1.1: Generazione Centralizzata.

17 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 12 E in tal senso che l elettricità viene considerata un vettore energetico, in quanto essa risulta essere il mezzo che trasporta l energia, generata nelle centrali, e la distribuisce capillarmente presso gli utilizzatori. Il sistema elettrico nazionale si articola dunque in tre funzioni ben distinte: produzione; trasmissione; distribuzione. In Italia la produzione di energia elettrica avviene in gran parte a partire dall utilizzo di fonti energetiche non rinnovabili quali combustibili fossili come gas naturale, carbone e petrolio e in misura minore con fonti rinnovabili. Circa un terzo della richiesta nazionale viene soddisfatta con lo sfruttamento dell energia geotermica, idroelettrica, eolica, solare e proveniente da biomasse. Il restante fabbisogno elettrico viene coperto con l acquisto di energia elettrica dall estero, trasportata nel paese attraverso l utilizzo di elettrodotti e diffusa tramite la rete di trasmissione e la rete di distribuzione. L energia elettrica prodotta principalmente nelle grandi centrali, viene generata ad una frequenza di 50 Hz e in media tensione. Affinché un sistema elettrico sia gestito economicamente e nel contempo assicuri una soddisfacente qualità, intesa come capacità di continuità del servizio e in cui i valori di tensione e frequenza rimangano sempre entro stretti limiti, è indispensabile un accurata regolazione dei gruppi di generazione e una ripartizione del contributo dei vari tipi di centrali in base ai costi marginali, che in uno scenario come quello italiano, con un numero elevatissimo di impianti di generazione elettrica, risulta essere un problema di gestione notevolmente articolato e complesso. Per soddisfare al meglio la richiesta istantanea di energia elettrica, il parco centrali è strutturato in modo da fornire sia una produzione costante

18 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 13 di base, che copre quindi il minimo sotto il quale la domanda non scende mai, sia una produzione variabile, che deve intervenire in tempi molto brevi in corrispondenza della domanda istantanea. L energia elettrica cosi generata viene poi immessa nella rete di trasmissione ad alta e altissima tensione (132 kv kv per circa km ), che collega le centrali di generazione con le stazioni primarie di trasformazione. Allo scopo di minimizzare le perdite durante il trasporto, l energia prodotta viene sottoposta ad un innalzamento della tensione. Per ottemperare alla sua funzione di collegamento tra i centri di produzione e le stazioni primarie la rete di trasmissione è stata concepita con una struttura completamente magliata ad alta tensione, di modo che ogni nodo risulti collegato direttamente con tutti gli altri nodi della rete tramite rami dedicati e di conseguenza siano possibili più percorsi tra un nodo e l altro con punti rispettivamente di immissione e prelievo, ovvero le centrali di produzione e le stazioni di trasformazione. Figura 1.2: Rete Magliata La rete di trasmissione infatti, copre a larghe maglie l intero territorio, con distanze tra i nodi variabile tra i 30 e i 100 km e potenze dell ordine di centinaia di MW. La società che in Italia si occupa di gestire tutti gli aspetti legati alla trasmissione dell energia elettrica sulla rete nazionale ad alta e altissima tensione è Terna che oltre ad assicurare il trasporto dell elettricità generata nelle centrali, si occupa anche di interconnettere la rete nazionale con le reti di altri Paesi, in modo da ottimizzare la produzione e permettere una

19 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 14 funzione di soccorso in caso di fuori servizio o malfunzionamenti di centrali e linee. Ad oggi complessivamente la rete di trasmissione italiana è costituita da circa km di linee ad altissima tensione di cui appartenenti alla Rete di Trasmissione Nazionale (RTN), da 373 stazioni elettriche di potenza compresa tra 132 e 380 kv e da cabine primarie di distribuzione di potenza compresa tra 132 e 220 kv [5]. La rete elettrica di trasmissione si interfaccia con quella di distribuzione tramite cabine elettriche primarie di trasformazione da alta o altissima tensione a media tensione. La distribuzione è l ultima fase nel processo di consegna dell elettricità all utente finale. La rete elettrica di distribuzione generalmente comprende linee elettriche a media e bassa tensione principalmente con struttura radiale. Le prime hanno una tensione generalmente compresa tra i 10 e i 20 kv con una lunghezza dell ordine di 10 km e una potenza per linea di circa 10 MW e molto di frequente, soprattutto nelle aree abitate, realizzate in cavo interrato. Le linee a bassa tensione hanno, invece, una tensione inferiore a 1000 V, normalmente 230 Volt nel caso di utenze monofasi, o a 400 Volt nel caso di utenze trifasi e sono prevalentemente linee aeree nelle zone rurali o in cavi interrati nelle città. La rete di distribuzione è inoltre costituita da impianti di trasformazione AT/MT, ovvero cabine primarie, trasformatori situati su pali o cabine elettriche a media tensione rispettivamente cabine secondarie, sezionatori, interruttori e strumenti di misura. Il trasporto su lunga distanza, come già detto in precedenza, risulta essere sicuramente il più efficiente poichè, operando ad alta tensione, minimizza le perdite che si avrebbero a più basse tensioni per effetto Joule. Tuttavia, avvicinandosi all utente finale, la tensione necessita di essere progressivamente abbassata sia per motivi di sicurezza, ma anche perché i carichi elettrici delle utenze industriali e quelli delle utenze domestiche lavorano rispettivamente a media e bassa tensione. In Italia mentre la gestione della trasmissione su lunghe distanze è in

20 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 15 mano ad un unico operatore (Terna), la distribuzione di energia elettrica fino agli utenti finali è stata invece liberalizzata a più operatori con il cosiddetto Decreto Bersani favorendo la libera concorrenza nel mercato elettrico. Il distributore dunque che si occupa della consegna ultima dell energia ai consumatori, nel rispetto delle caratteristiche tecniche stabilite dalla normativa elettrica che sono principalmente determinate da: Configurazione delle fasi: monofase, bifase o trifase; Tensione nominale: in Italia 400 V fase-fase, ovvero 230 V fase-neutro con tolleranza ± 10% secondo la norma tecnica CEI 8-6 Tensioni nominali dei sistemi elettrici di distribuzione pubblica a bassa tensione, diventata obbligatoria a seguito dell art.21 del Decreto Legge n.1 del 24 gennaio 2012; Frequenza: 50 Hz; Corrente nominale massima,dipendente dal contratto di fornitura ; Massimo sfasamento ammesso dall ente erogatore; Corrente massima di cortocircuito, dichiarata al punto di consegna dall ente erogatore ; Massimo livello e frequenza dei transitori, delle sovratensioni temporanee e delle micro-interruzioni; Continuità del servizio, garanzie contro i black-out; Nell attuale contesto i vantaggi derivanti da un cosi fatto sistema, che proprio grazie alla centralizzazione della produzione permette economie di scale e una efficiente gestione del sistema elettrico, iniziano a perdere di efficacia soprattutto a fronte di un crescente aumento di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, che per sua natura segue una logica di rete completamente diversa da quella che si è andata consolidando con il passare del tempo.

21 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 16 La diffusione di fonti di energia alternativa comporta la transizione da un sistema centralizzato ad uno decentralizzato, caratterizzato da un numero elevato di piccoli impianti che necessitano di una connessione con la rete di distribuzione più prossima, creando non pochi problemi invece alle attuali reti che sono state concepite e progettate per un servizio di tipo passivo e che possono gestire esclusivamente la connessione di qualche unità di generazione che tuttavia crea problemi facilmente superabili. Nonostante vi siano quindi evidenti impedimenti al completo sviluppo e piena diffusione dell attuale rete elettrica, l unica soluzione possibile alle nuove richieste di mercato risulta essere proprio la generazione distribuita e dunque lo sfruttamento di più unità produttive, che si servono di fonti alternative come campi eolici o fotovoltaici, biomasse, centrali cogenerative, di piccole e medie dimensioni distribuite in maniera omogenea lungo tutto il territorio a cui la rete asserisce e collegate direttamente all utenza finale. Fino ad oggi infatti, i generatori di piccola taglia sono stati connessi alla rete di distribuzione con un approccio fit&forget, secondo cui all atto della connessione, viene verificato il rispetto delle stringenti regole tecniche, per poi dimenticarsi immediatamente dopo della loro presenza. Il piccolo generatore deve quindi disconnettersi dalla rete ad ogni perturbazione anche quando questa è originata da disservizi sulla rete di trasmissione in AT, con evidenti rischi di fenomeni di instabilità della rete dovuti alla mancanza del contributo della generazione distribuita. È evidente che l approccio fit&forget oltre a limitare la diffusione della generazione distribuita è da ritenersi ormai superato e risulta necessario invece che il distributore evolva verso un ruolo di operatore attivo nel servizio di bilanciamento del sistema elettrico nazionale, con conseguente assunzione di funzioni di dispacciamento delle utenze attive e passive allacciate alle proprie reti. In tale scenario è evidente che soltanto l ammodernamento e il potenziamento delle infrastrutture della rete di distribuzione potrà essere la condizione necessaria a garantire lo sfruttamento ottimale delle unità di produzio-

22 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 17 ne più efficienti e nel quale troveranno maggiore spazio anche le stesse fonti rinnovabili. 1.3 La generazione distribuita Gli attuali scenari legislativi ed economici, il risparmio energetico e l impatto ambientale hanno favorito un sempre più crescente sviluppo di sistemi distribuiti di generazione ed accumulo di diverse tecnologie. Conseguentemente, nella prospettiva di sviluppi futuri, la Generazione Distribuita fa presagire notevoli benefici e possibilità di sfruttamento delle risorse, dislocate eterogeneamente sul territorio e in grado di adempiere agli obblighi sopra esposti. Per generazione distribuita (GD) si intende quindi un sistema basato su una logica decentralizzata, dove la generazione di energia elettrica avviene in unità elettriche di autoproduzione di piccole dimensioni, con taglie di poche decine di MW, isolate o localizzate vicino ai consumatori, in più punti del territorio e collegate direttamente alla rete elettrica di distribuzione[6]. Essa è l unica logica, infatti, che consente la diversificazione dei vettori energetici e uno sfruttamento delle risorse di energia rinnovabile che per la loro scarsa intensità non possono essere convenientemente impiegate in sistemi di taglia comparabile con quella dei sistemi alimentati ad energia fossile, ma che per la loro presenza capillare sul territorio possono essere vantaggiosamente impiegate localmente. Le unità di Generazione Distribuita sono installate principalmente per alimentare i carichi elettrici in prossimità del sito di produzione dell energia elettrica. Molto frequentemente in assetto cogenerativo per lo sfruttamento di calore utile e per sfruttare fonti energetiche primarie, in genere, di tipo rinnovabile, diffuse sul territorio e non altrimenti sfruttabili mediante i tradizionali sistemi di produzione. Le tecnologie per la generazione distribuita possono essere classificabili

23 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 18 secondo diversi criteri di taglia, tipo di fonti energetiche utilizzate, possibilità di cogenerazione e qualità della stessa, rendimento, caratteristiche di impatto ambientale, costi di installazione. La molteplicità di caratteristiche distintive finisce per assegnare delle destinazioni applicative particolari a ciascuna tecnologia. Una delle classificazioni che generalmente viene utilizzata è quella per tipologia di fonte: tradizionali (motori alternativi, turbine a gas, turbine a vapore); rinnovabili (sistemi fotovoltaici, turbine eoliche, turbine idrauliche); innovative (celle a combustibile, microturbine, motori Stirling). Nell equipaggiamento tipico della GD possono inoltre comparire sistemi di accumulo, sostanzialmente batterie e sistemi cosiddetti di power quality. Le prime sono generalmente concepite per fornire energia in modo prolungato, sia in caso di emergenza sia secondo una legge parzialmente pianificata; i secondi invece hanno la funzione di impedire che interruzioni o alterazioni pur brevi della frequenza di alimentazione possano compromettere processi produttivi con particolari esigenze. Le modalità di sfruttamento della Generazione Distribuita possono essere molteplici e dipendono dalle necessità che si riscontrano in rete, essa può quindi essere impiegata come: Semplice generazione di energia elettrica prodotta localmente, per soddisfare il carico base dell utenza, utilizzando generalmente sistemi in grado di funzionare con efficienze elettriche elevate; Produzione combinata di energia elettrica e calore, dunque in tema di cogenerazione; Attenuazione dei picchi di carico, il cosiddetto Peak shaving. Infatti i costi dell energia variano in funzione della domanda e può dunque risultare

24 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 19 conveniente per l utilizzatore generare localmente tutto o parte del fabbisogno durante i periodi di elevato costo dell energia. In tale situazione è premiata la capacità di entrare velocemente in servizio nelle situazioni critiche, quindi è accettabile una maggior semplicità del sistema di GD e, di conseguenza, minori prestazioni sul piano puramente energetico; Riserva di potenza prontamente dispacciabile, quindi come Standby power. Infatti per far fronte ad interruzioni superiori ad alcuni minuti, talvolta risulta economicamente vantaggioso dotarsi di generatori in standby. In altri casi i generatori in standby garantiscono la salute pubblica e la sicurezza; Supporto alla rete, poichè l utilizzo di GD può fornire benefici in termini di riduzione delle perdite in rete, contribuire alla stabilità della tensione e della frequenza, controllo della potenza reattiva, all aumento dell affidabilità e al rinvio degli investimenti per il potenziamento della rete di trasmissione e distribuzione; Generazione remota in zone isolate dalla rete; Tuttavia, se da un lato il ricorso alla generazione distribuita è in linea con la nuova tendenza in atto in termini di sostenibilità energetica, d altra parte l attuale rete elettrica e la struttura su cui essa poggia, pensata per veicolare ai consumatori la potenza erogata da impianti di grandi dimensioni e per di più centralizzati, costituisce inevitabilmente un potenziale ostacolo della generazione diffusa L impatto della generazione distribuita sul sistema elettrico Nonostante rimangano indiscussi i benefici che la generazione distribuita sia in grado di introdurre nell attuale sistema elettrico, la sua diffusione trova ancora diversi ostacoli, dovuti principalmente alle difficoltà legate alla connessione

25 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 20 con la rete di distribuzione. Infatti, quest ultima è stato pensata e realizzata seguendo gli schemi più classici della trasmissione dell energia, che prevedono un flusso di potenza unidirezionale dalla centrale di produzione fino all utente. Come si può intuire, questo sistema non è stato certo immaginato e progettato per far fronte alla tendenza in atto della generazione diffusa. Proprio per tale motivo, esso non risulta pertanto idoneo, se non marginalmente, quando i livelli di penetrazione risultano non rilevanti e quindi non si incorre in complicazioni in termini di stabilità e conseguentemente di sicurezza. Per quanto detto, la logica di funzionamento delle protezioni, il controllo e la regolazione della rete, sono evidentemente stati scelti in funzione degli schemi di distribuzione adottati ed è quindi chiaramente comprensibile come le utility siano piuttosto riluttanti ad accettare di modificare l attuale stato del sistema, soprattutto per i forti costi che tali cambiamenti comporterebbero. A tale proposito, l opinione attualmente prevalente è che debba essere la GD ad adeguarsi alla rete e non il viceversa. È tuttavia chiaro che una massiccia diffusione della GD non potrà che comportare, nel lungo periodo, una profonda rivisitazione del modello di rete e della filosofia di controllo e protezione. Malgrado tutti gli ostacoli e le problematiche in merito, questa modalità di generazione di energia elettrica offre comunque diversi benefici sia per quanto riguarda il minore impatto ambientale che per quanto concerne i minori costi e la migliore efficenza in termini di trasmissione e distribuzione. Ciò grazie ad un più efficace utilizzo di tali strutture in materia anche di bilanciamento stagionale del profilo di carico e dei picchi che frequentemente si verificano. Tali sviluppi ovviamente producono vantaggi per tutti gli operatori del settore energetico. Permettono una migliore affidabilità e qualità:in primis per i consumatori finali, ma anche per i produttori stessi mediante una maggiore flessibilità nella scelta dei siti, con tempi d installazione rapidi e minori rischi di esposizione dei capitali.

26 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 21 La crescente diffusione della generazione distribuita va sostenuta in termini sia di integrazione con la presente ed esistente logica del sistema elettrico, con l obiettivo di ridurre i costi che deriverebbero da un radicale cambiamento della stessa e allo stesso tempo cercando di conciliare gli interessi pubblici di risparmio energetico e di continuità del servizio. Di seguito vengono riportati in dettaglio i diversi effetti che la generazione distribuita e la sua introduzione in rete comportano[7]. Le correnti di corto circuito Una penetrazione incontrollata della generazione distribuita può talvolta contribuire ad incrementare il livello delle correnti di corto circuito nella rete stessa,che potrebbe portarsi su valori più elevati di quelli utilizzati per il dimensionamento usuale dei componenti ed in particolare degli organi di manovra come interruttori e sezionatori. Talvolta infatti, i generatori impiegati nella produzione nella generazione distriuita, soprattutto se connessi direttamente alla rete e non interfacciati con essa mediante particolari dispositivi determinano un aumento indesiderato delle correnti di guasto. Ciò nonostante, i limiti di massima potenza di generazione allacciabile sono più alti qualora i punti di connessione con la la rete siano distanti dalla cabina primaria e nel caso in cui siamo in presenza di linee aeree, mentre la situazione diventa critica laddove la GD è direttamente collegata alla sbarra MT di cabina primaria. A tal proposito, di volta in volta occorre verificare ogni nuovo collegamento alla rete, di modo che il contributo totale alla corrente di corto-circuito fornito dai gruppi di Generazione Distribuita rispetti la capacità di interruzione degli interruttori, nonché la selettività delle protezioni. In una tale situazione, in cui il diverso punto di connessione può determinare un superamento dei livelli ammissibili dalla rete, si intuisce che qualora

27 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 22 la GD dovesse incrementare in modo significativo la sua presenza nel sistema elettrico, essa comporterebbbe una rivisitazione dei parametri di progetto non più adeguati ad una rete con flussi bidirezionali e provenienti da diverse sorgenti dislocate sul territorio. Nell eventualità appena esposta e laddove le varie tecnologie non possano più soddisfare gli scopi per cui sono state pensate e inserite nel sistema, si renderebbe necessaria da un lato la sostituzione delle apparecchiature di protezione e anche dei conduttori, dall altra una inevitabile stima tecnicoeconomica che valuti l entità dei costi relativi e dunque la convenienza di nuove connessioni. Strettamente legato ai livelli delle correnti di corto circuito è il problema della sollecitazione termica massima ammissibile per i conduttori delle linee stesse. In relazione alla tipologia del conduttore, ovvero alla sua sezione, al materiale, al tipo di isolamento e alla durata della corrente di corto circuito, è fissato un valore limite massimo di sovracorrente che il conduttore può sopportare senza subire danneggiamenti per tutto il tempo necessario agli organi di protezione per l apertura del circuito in condizioni di guasto. La presenza di GD in rete, con il conseguente innalzamento delle correnti di corto circuito può dar luogo al superamento di tale limite. In particolare, i tratti di linea più critici risultano essere quelli con sezioni dei conduttori più ridotte, ad esempio le derivazioni dalle dorsali, per i quali la protezione dai corto circuiti con correnti elevate è sostanzialmente affidata agli interruttori, con relativa protezione di massima corrente, posti alla partenza della dorsale. Occorre dunque monitorare soprattutto per i conduttori a sezione più ridotta l entità del contributo delle correnti di guasto e verficare se la corrente risultante sia superiore ai limiti ammessi per quel conduttore, con maggiore attenzione laddove quest ultimi risultino essere connessi ad una dorsale o ad una rete in cui vi è una penetrazione consistente di generazione distribuita.

28 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 23 Le protezioni di rete Qualora la presenza della generazione distribuita divenisse estremamente significativa potrebbe provocare, come esposto sopra, aumenti delle correnti di corto circuito oltre il normale limite consentito, che in Italia è del valore di 12.5 ka. Tale incremento della corrente di guasto, oltre a comportare quanto detto in precedenza, può determinare possibili interventi intempestivi delle protezioni di massima corrente, in primis nelle linee in media tensione. Questo può accadere quando, in presenza di un guasto su una linea MT, la GD presente su un altra linea sano contribuisce al guasto stesso con una corrente che è rilevata dalla protezione di massima corrente posta nella linea sana. Infatti in presenza di unità GD, se il ritardo della protezione di massima corrente posta nel ramo guasto è elevata, la corrente fornita dalla generazione locale potrebbe far scattare anche le protezioni del ramo in cui si trova l unità GD, creando così un fuori servizio indesiderato su una sezione di linea sana. Da quanto detto sopra risulta evidente che ogni nuova connessione alla rete di un generatore locale deve essere sottoposta a verifica e quindi la potenza installabile su una linea è soggetta a dei limiti massimi ben precisi. Le perdite in termini di potenza attiva L esistenza di una generazione distribuita in prossimità degli utilizzatori, permette sicuramente di limitare le perdite di linea. Tuttavia, come si può intuire, tale vantaggio per il sistema si può avere solo selezionando attentamente una strategia di localizzazione e dimensionamento degli impianti di generazione volta all ottimizzazione dell efficienza energetica, tenendo conto anche della variabilità della domanda nel tempo.

29 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 24 Le procedure di manutenzione Qualora si manifesti la necessità di avviare attività di manutenzione sulla rete l eventuale presenza di GD richiede una serie di operazioni e controlli aggiuntivi al fine di garantire l esecuzione dei lavori in totale sicurezza. In modo particolare, oltre alle normali operazioni previste per la messa fuori tensione dell impianto da sottoporre a manutenzione, come indicato dalla Norma CEI EN Esercizio degli impianti elettrici, occorre attuare l apertura dei dispositivi di sezionamento ed interruzione degli impianti di distribuzione distribuita che sono presenti nella parte di rete che viene sottoposta ad intervento. Il fenomeno dell isola indesiderata In maniera analoga a ciò che si verifica nel caso di procedure di manutenzione programmate in cui si ha una interruzione volontaria dell alimentazione, nel caso dell isola indesiderata, la rete viene messa fuori servizio sia intenzionalmente che non e la stessa generazione distribuita connessa con tale porzione rimane attiva mantenedo in tensione la parte di rete non interessata dal guasto. Il fenomeno dell isola indesiderata se non adeguatamente gestito può portare a diversi problemi in termini di sicurezza degli operatori che svolgono attività sulla rete, che la ritengono fuori servizio ma che in realtà è ancora in tensione e sulla ricerca e selezione delle parti interrotte per guasto; inoltre in presenza di guasti transitori il mantenimento in tensione della linea da parte della GD potrebbe non permettere la risoluzione del guasto. Per poter risolvere il problema connesso al funzionamento in isola indesiderata è necessario intervenire a livello di gestione del sistema di distribuzione.

30 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita L attività di dispacciamento L improvviso aumento dovuto all attivazione di impianti di produzione a fonti rinnovabili, caratterizzati principalmente dalla non programmabilità delle risorse che sfruttano, sta distogliendo l attenzione degli operatori e del gestore di rete dalle questioni relative agli aspetti economici e tecnici dovuti alla connessione di tali impianti localizzati alla rete a quelli più prettamente riguardanti la regolazione e il controllo che una produzione elevata di energia da tali risorse per l appunto non prevedibili potrebbe comportare per la rete, salvaguardando ovviamente la sicurezza della stessa. La tematica relativa all attività di dispacciamento è stata già affrontata da altri gestori di rete europei in paesi quali la Spagna, la Germania e la Danimarca nei quali la generazione da fonti rinnovabili non programmabili, per lo più di tipo eolico, si è sviluppata in maniera più consistente. In Italia quest ultima trova una ulteriore criticità a causa della presenza delle risorse rinnovabili principalmente nell Italia meridionale ed insulare, caratterizzate da una scarsa magliatura della rete e contestualmente da effettivi vincoli sulla potenza trasportabile dalle linee elettriche, oltre che dalla presenza di un fabbisogno elettrico locale fortemente sottodimensionato rispetto alla generazione installata. E proprio per quanto detto che diviene di notevole importanza approfondire e attuare una politica di dispacciamento, volta alla programmazione e gestione di suddette risorse tenendo conto delle criticità appena esposte. L attività di dispacciamento, che all interno del panorama italiano è gestita esclusivamente da Terna, si basa su una serie di disposizioni per l utilizzazione e l esercizio degli impianti connessi alla rete, affinchè ci sia sempre bilanciamento tra domanda ed offerta, al fine di assicurare una frequenza di 50 Hz in rete. Terna ha quindi il compito di assicurare la copertura nazionale di energia elettrica al minimo del costo del servizio. L efficacia del servizio viene

31 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 26 raggiunta proprio grazie all affidabilità dei programmi di produzione e di prelievo. Tuttavia la presenza di impianti a generazione distribuita non permette di stabilire programmi dettagliati, determinando quelle difficoltà attualmente presenti nel sistema elettrico in merito al dispacciamento dell energia. In particolar modo, lo scenario antecedente alla generazione distribuita subisce un naturale e ovvio cambiamento sia in termini di organizzazione dell energia sia per quanto riguarda la necessità di predisporre di margini di riserva primaria, secondaria e terziaria. Infatti è importare sottolineare che, generalmente, gli impianti di generazione da fonte rinnovabile non programmabile non forniscono contributi in termini di predisposizione margini di riserva, né, tantomeno, nella attivazione di potenza di riserva. Tuttavia, in virtù delle considerazioni effettuate circa la non programmabilità e la priorità di dispacciamento, risulta necessario che esse debbano comunque essere programmate in immissione, riducedo cosi la porzione di carico che invece abitualmente risulta essere soddisfatta da fonte convenzionale. E evidente che laddove generalmente la produzione da fonte convenzionale sia attuata in grandi centrali, ciò potrebbe far sorgere problemi dovuti principalmente alla rigidità in termini di caratteristiche di variazione nel tempo del livello di produzione e di spegnimento e riavviamento di tali impianti. Inoltre, affinchè tali impianti di produzione funzionino in maniera adeguata, potrebbero rendersi necessarie azioni di controllo più stringenti sui parametri di funzionamento del sistema elettrico rispetto a quanto effettuato usualmente. In tale scenario si richiedono sia ai distributori che allo stesso gestore della rete maggiori responsabiltà fra cui quello di mantenere sempre costante il bilancio di potenza sulla rete di distribuzione. L Autorità vigila sugli effetti e sulla diffusione della GD per le reti di distribuzione ha emanato la recente delibera 344/2012/R/eel del 2012 con cui è stato approvato l Allegato A.72 al codice di Rete di Terna recante disposizioni

32 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 27 in materia di distacco dei generatori eolici e fotovoltaici collegati alla rete di media tensione. Il provvedimento viene applicato per ordine di Terna e disciplina la Procedura per la Riduzione della Generazione Distribuita, cosiddetta RIGEDI, applicabile in condizioni di emergenza del sistema elettrico nazionale a quegli impianti connessi alla rete MT, alimentati da fonte eolica o da fotovoltaico, che immettono in rete tutta la produzione al netto dei servizi ausiliari e che presentano una potenza nominale dei gruppi di generazione maggiore o uguale a 100 kw. Tale procedura prevede due diverse forme di distacco, una per gli impianti collegati a linee MT dedicate ed un altra per gli impianti non collegati a linee dedicate. Nel primo caso l impianto è inserito nella categoria GDTEL e pertanto distaccabile da remoto dal distributore per ordine di Terna per un periodo di tempo indefinito. Nel secondo caso invece, gli impianti in oggetto appartengono alla categoria GDPRO e il distacco avviene ad opera del titolare stesso dell impianto, sulla base delle informazioni ricevute dal distributore su ordine di Terna. In questo seconda situazione, sono previsti più gruppi di distacco attivabili secondo diversi livelli di severità. Inoltre ancora più recentemente è stato emanato dall AEEG il documento per la consultazione 354/2013/R/EEL in merito alle modalità di approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento, con particolare attenzione alla generazione distribuita e agli impianti alimentati dalle fonti rinnovabili non programmabili. In modo particolare in tale delibera sono tratteggiate tre possibili soluzioni per il dispacciamento degli impianti alimentati da fonti non rinnovabili non programmabili. 1. Modello Dispacciamento Centralizzato Esteso In questo modello l attività di dispacciamento è effettuata a livello cen-

33 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 28 trale sotto la responsabilità del gestore di rete, che deve assicurare il corretto funzionamento e la sicurezza dell intero sistema. Dall altra parte, l utente che può essere di tipo convenzionale o non, è responsabile della presentazione di offerte sul mercato del servizio per il dispacciamento. Quest ultimo può acquistare le risorse necessarie a garantire il bilanciamento in fase di programmazione e in tempo reale, oltre che dagli impianti convenzionali, anche dalla GD connessa alle reti MT e BT, che potrà partecipare direttamente al mercato per il servizio del dispacciamento. Il distributore deve verificare che i limiti di transito in fase di programmazione e in tempo reale dovuti alla partecipazione della GD siano compatibili con la capacità della rete locale e può richiedere alla GD, su chiamata diretta, alcuni servizi locali (es. regolazione tensione). 2. Modello Dispacciamento Locale del DSO In questo caso il servizio di dispacciamento è attuato a livello locale dal distributore competente che è questa volta responsabile nei confronti dell operatore di rete della presentazione di offerte sul mercato del dispacciamento, assumendo un duplice ruolo: ha il diritto e l impegno vincolante nei confronti del TSO ad immettere o prelevare l energia corrispondente al programma vincolante di immissione/prelievo e di presentare offerte su MSD; è il soggetto responsabile del dispacciamento locale: identifica e seleziona gli impianti di GD per la fornitura dei servizi di sistema attraverso un mercato per i servizi di dispacciamento specifico per le reti di distribuzione,stipulando contratti di acquisto e vendita per l approvvigionamento delle risorse (locali e di sistema) e agisce come controparte delle negoziazioni verso gli utenti sottesi.

34 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita Modello Profilo di scambio AT/MT Programmato Nell ultimo modello ipotizzato le operazioni di dispacciamento sono gestite a livello centrale dal TSO, coinvolgendo le sole unità connesse alla rete nazionale, mentre il DSO è responsabile di mantenere, in tempo reale, lo scambio di energia con la rete il più possibile simile a quello predefinito in fase di programmazione. Il TSO continua ad effettuare il dispacciamento centrale a livello di sistema, mentre il distributore responsabile verso il gestore della rete del mantenimento di un profilo di scambio predeterminato, dovrà in fase di programmazione, elaborare i piani di esercizio sulla base delle previsioni di domanda e produzione e in caso di variazioni in tempo reale, inviare ai singoli impianti i nuovi valori di potenza attiva in modo da eliminare lo sbilanciamento. 1.4 Il controllo di tensione nelle reti di distribuzione a bassa tensione Introduzione La crescente competitività delle fonti rinnovabili, connessa all esigenza di accrescerne l apporto per motivi ambientali e le nuove e articolate politiche di governance dell energia, hanno avviato un processo di trasformazione della struttura energetica dei Paesi industrializzati. Una trasformazione che tende a spostare sempre più il peso dall energia prodotta a livello centralizzato verso una generazione distribuita sul territorio, al fine di massimizzare l efficienza energetica e abbattere i costi di trasmissione dell intero sistema. In tale panorama, un incremento della generazione distribuita impone un profondo adeguamento delle reti elettriche, che sono chiamate a soddisfare differenti bisogni in termini di flessibilità, economia ed affidabilità, permettendo di usufruire a pieno dei benefici della liberalizzazione del mercato.

35 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 30 Nello scenario in atto, lo stesso utilizzatore può divenire anche produttore di energia, e la rete deve quindi essere in grado non solo di distribuire energia agli utenti, ma anche accettare l energia generata in casa. Inoltre, sono necessari nuovi standard, per assicurare un funzionamento sicuro ed affidabile delle reti elettriche intelligenti, ( smart grids ), che dovranno consentire al consumatore di interagire in tempo reale con il sistema elettrico, offrendogli la possibilità di conoscere il prezzo dell energia, decidere se consumare in quel momento oppure traslare i propri consumi in ore di minore carico, valutare l opportunità di generare lui stesso l energia. La generazione localizzata comporta una maggiore complessità nella gestione dei flussi energetici per le società distributrici, in quanto essi avendo un controllo diretto sui produttori individuali si trovano a dover gestire reti con quantità di potenza immessa molto variabile e non controllabile. Uno dei principali problemi che si riscontra è quello della regolazione di tensione sui nodi della rete che viene aggravato dalla presenza di generatori distribuiti sul territorio. La difficoltà nel mantenere la tensione di alimentazione all interno dell intervallo previsto dalle norma si riscontra anche in assenza di GD ed è dovuta a due situazioni tra loro opposte: a carichi alti, l elevato flusso di potenza che attraversa le dorsali determina in genere una forte caduta di tensione su di esse, facendo sì che la tensione di alimentazione a fondo linea sia inferiore alla nominale; a carichi bassi, invece, regolazioni particolari del rapporto di trasformazione MT/BT, combinate con valori elevati di tensione sul lato MT e con cadute di tensione molto modeste, potrebbero dare luogo a tensioni più elevate rispetto al livello consentito; La gestione dei profili di tensione lungo le linee, nel caso in cui vi siano connesse consistenti quantità di Generazione Diffusa, può rappresentare un aspetto critico per le reti di distribuzione in bassa tensione e in media tensione.

36 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 31 Infatti, qualora il livello di penetrazione di GD superi le attuali logiche di regolazione, pensate per reti puramente passive, si potrebbe andare a compromettere le prestazioni stesse del sistema che in tal caso dovrebbe essere rivisto totalmente. Il controllo dei profili di tensione implementato attualmente nelle reti BT è meno sofisticato di quello applicato alle reti di distribuzione in media tensione, in quanto basato unicamente sulla possibilità di regolare il rapporto di trasformazione del trasformatore MT/BT posto in Cabina Secondaria. Tale regolazione, a differenza di quella che ha luogo sulle reti MT, che è demandata al Variatore Sotto Carico (VSC) agente sul trasformatore di cabina primaria e quindi automatizzata, deve essere svolta solo fuori linea e manualmente da un operatore. Impostato il rapporto di trasformazione del trasformatore MT/BT al valore desiderato, esso rimane costante, almeno fintanto che emerga la necessità di effettuarne un ulteriore aggiustamento, che potrebbe manifestarsi, a seguito di riconfigurazioni della rete. Il valore a cui deve essere fissato il rapporto di trasformazione nelle cabine secondarie deve essere tale da garantire il rispetto dei vincoli di tensione, sia in condizioni di massimo che di minimo carico, bilanciando le cadute di tensione sulle linee in modo da non violare in eccesso o in difetto i limiti di tensione e, in particolare, a fondo linea, nonché, in presenza di GD, in situazione di contro-flusso verso la rete MT. La tensione di esercizio di ogni nodo della rete, in accordo con quanto indicato dalla norma EN 50160, deve essere mantenuta entro un intervallo pari al ±10% del valore nominale per il 95% del tempo. Gli stessi requisiti sono specificati nei contratti di trasporto dell energia elettrica, stipulati tra le imprese distributrici e gli utenti del trasporto, siano essi alimentati in MT o in BT, a conferma di quanto essi siano strettamente vincolanti nell esercizio del sistema. Per quanto detto in precedenza, i casi di sovratensione e sottotensione possono verificarsi sia in condizioni normali che laddove la generazione distribuita sia stata allacciata alla rete.

37 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 32 Tuttavia è evidente che mentre nelle attuali reti di distribuzione, esercite in modo passivo, risulta più problematica la situazione in cui sono presenti carichi alti, in scenari in cui vi siano elevate quantità di GD connessa alla rete, ad assumere un tono decisamente critico è il caso di carichi bassi, ossia la sopraelevazione del profilo di tensione che ha origine in presenza di contro-flusso, dato dalla GD lungo una linea. L incremento di tensione è tanto più marcato quanto maggiori sono le iniezioni di potenza da parte della GD e quanto più quest ultima è situata verso il fondo della linea. L insorgenza di tale fenomeno comporta, nella specificità di ogni singola linea, un livello massimo di generazione che è possibile connettere prima di incorrere nella necessità di una gestione attiva della linea medesima. Una volta superato tale livello, devono infatti essere indagate nuove modalità di conduzione della rete, ipotizzando ad esempio una regolazione di tensione da parte della GD, in prospettiva con l impiego di sistemi di comunicazione e controllo in grado di trasferire opportuni segnali ai singoli generatori, così da coordinarli La Norma CEI EN La normativa elettrica a livello internazionale è fissata dalla IEC(Commissione Elettrotecnica Internazionale) che ha validità universale, dal CENELEC (Comitato Europeo per la Standardizzazione Elettrotecnica) che agisce in accordo con la IEC predisponendo le norme per la Comunità Europea ed il CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano), che recepisce e fa proprie le norme IEC e CE- NELEC. I comitati nazionali membri del CENELEC sono tenuti ad adottare questa Norma Europea come Norma Nazionale senza alcuna modifica. Nel rispetto dei livelli di compatibilità per le reti di trasmissione e distribuzione ed ai fini del coordinamento dell emissione dei disturbi nelle reti, si colloca la norma tecnica vigente CEI EN 50160: Caratteristiche della tensione fornita dalle reti pubbliche di distribuzione dell energia elettrica. Tale direttiva infatti, nata e sviluppata a livello europeo, esamina il problema relativo alla qualità dell alimentazione elettrica per definire le condizioni idonee per quanto

38 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 33 riguarda le apparecchiature dell utente e permettere di evitare quei costi non necessari alla fornitura dell energia elettrica[8]. La norma considera l energia elettrica come un prodotto, defininendone i valori massimi attesi entro cui gli utenti si aspettino che rimangano contenute le caratteristiche della tensione fornita dalle reti pubbliche di distribuzione a Media e Bassa Tensione, escludendo tuttavia la definizione di livelli di compatibilità, di emissione, o di immunità, per le apparecchiature. Tuttavia le caratteristiche della tensione all interno dell impianto dell utente possono essere diverse da quelle ai terminali di fornitura in quanto questa dipende dalle modalità realizzative degli impianti degli utente stessi. Nell eventualità che insorgano dei disturbi dovuti all alimentazione elettrica che sono abitualmente presenti sulle reti di distribuzione, sarà compito dell utente decidere quali azioni mettere in atto in base a dei criteri di natura tecnico-economica. Tuttavia la norma è applicabile solo in condizioni di esercizio normali escludendo ogni condizione al di fuori del controllo del fornitore, quali: condizioni climatiche eccezionali ed altri disastri naturali; interferenze da parte di terzi; azioni industriali (soggette a obblighi legali); forza maggiore; deficit di potenza dovuti ad eventi esterni; atti delle autorità pubbliche. Quanto definito dalla norma può essere comunque modificato parzialmente o completamente nel caso in cui l utente e il fornitore sottoscrivano un contratto di qualità dell alimentazione elettrica. La norma descrive le caratteristiche della tensione di alimentazione relative a frequenza, ampiezza, forma d onda, simmetria delle tensioni trifase, le

39 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 34 quali possono essere soggette a variazioni durante il normale esercizio a causa di possibili variazioni di carico e non conformità delle apparecchiature dell utente. La norma definisce per alcune caratteristiche dei valori soglia oltre i quali i termini per una alimentazione efficiente non sarebbero rispettati e inoltre individua altre propiretà della tensione di alimentazione per le quali è possibile dare solo dei valori indicativi. Questo perchè i fattori che influiscono e determinano tali caratteristiche sono estremamente imprevedibili e variabili, rispetto al luogo ed al tempo, tali da non permettere di definire altro che valori approssimativi, relativi alle peculiarità della tensione di alimentazione, affinchè siano almeno fornite informazioni sull ordine di grandezza che ci si può attendere[9]. Le caratteristiche della tensione per le quali si hanno a disposizione solo valori indicativi,invece sono: buchi di tensione; le interruzioni brevi e lunghe; le sovratensioni transitorie e temporanee. In particolare modo, la norma fissa alcuni limiti per i seguenti parametri della tensione: Variazioni della frequenza: le cause sono dovute principalmente ai guasti nel sistema,oppure anche alla messa fuori servizio di grandi generatori. Gli effetti negativi si manifestano in termini di variazione di velocità dei motori e di possibili anomalie funzionali sulle apparecchiature elettroniche. La frequenza europea di 50 Hz deve mantenersi per il 95% dell anno di fornitura entro una tolleranza di ±1%, mentre,istantaneamente,non deve superare un incremento del 4% o un decremento del 6% e come valore medio, si assume quello misurato entro un intervallo di 10 s;

40 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 35 armoniche: le armoniche di corrente sono in grado di ridurre il rendimento di un sistema elettrico, di danneggiarne gli isolanti sia sulle linee che sulle utenze e di creare anomalie di funzionamento su diversi componenti e dipendono essenzialmente dall azione svolta da carichi non lineari. Le armoniche introducono una distorsione nella forma originale della sinusoide. Esse hanno una frequenza multipla rispetto a quella fondamentale a 50 Hz. Per esempio, la terza armonica ha una frequenza di 150 Hz; vale a dire tre volte quella fondamentale. La quinta armonica ha una frequenza di 250 Hz, e via dicendo. La Norma impone che la distorsione armonica totale THD (Total Harmonic Distortion) non superi l 8%, prendendo in considerazione fino alla quarantesima armonica. Inoltre, i valori efficaci della tensione per ogni armonica devono rispettare i limiti della Norma per il 95% di ogni settimana di fornitura. Tali valori vengono mediati su quelli misurati nell arco di 10 minuti; Variazioni di tensione: rispetto alla tensione nominale dichiarata, è consentita una tolleranza del ±10% per il 95% di una settimana, mentre, limitatamente alle utenze BT, in ogni momento non sono consentiti incrementi superiori al 10% e decrementi superiori al 15% e come valore di tensione si assume quello medio efficace entro un arco di tempo pari a 10 minuti. Le oscillazioni di tensione sono imputabili a carichi di elevata potenza, al sottodimensionamento della rete rispetto all entità dei carichi e al verificarsi di guasti nei regolatori di tensione. Gli effetti si hanno quando al ridursi della tensione aumenta la corrente con conseguente intervento delle protezioni e in termini di malfunzionamento delle apparecchiature elettroniche; Interruzioni di tensione: possono essere brevi se inferiori a 3 minuti altrimenti vengono definite lunghe. Generalmente il 70% delle interruzioni brevi ha una durata inferiore a 1 s. I limiti imposti dalla Norma sono

41 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 36 generici: Di interruzioni lunghe non ne sono ammesse più di 50 l anno, escluse quelle programmate; Squilibrio della tensione: in condizioni normali, le tensioni di alimentazione sono simmetriche ed i carichi equilibrati. Si possono tuttavia, in caso di guasti ed interruzioni di fasi, avere dissimmetrie e squilibri. Si rende necessario affrontare lo studio della rete trifase anche nelle condizioni anomale di guasto, per dimensionare le protezionie a tal fine è utile la teoria delle componenti simmetriche, mediante le quali si può dimostrare che qualsiasi terna di vettori può essere scomposta in tre terne: simmetrica diretta, simmetrica inversa e omopolare. Sulla base di ciò, si ottiene che ogni sistema trifase, comunque disimmetrico e squilibrato, può scomporsi in tre sistemi, che si riconducono allo studio separato di tre circuiti monofase, corrispondenti, rispettivamente, alla sequenza diretta, alla sequenza inversa, alla sequenza omopolare. La normativa EN50160 definisce, relativamente ai sistemi elettrici in BT, che in condizioni di normale esercizio per ogni periodo di una settimana, il 95% dei valori medi efficaci, calcolati in 10 minuti, della componente a sequenza inversa della tensione di alimentazione deve essere compreso nell intervallo tra 0 e 2% della componente a sequenza diretta. In alcune regioni con impianti utilizzatori connessi con linee parzialmente monofase o bifase, si possono avere squilibri fino a circa il 3% ai terminali di alimentazione trifase. Buchi di tensione:sono quegli eventi in cui il valore efficace della tensione scende al di sotto del 90% rispetto a quello nominale, per un tempo compreso tra 10 ms e 1 minuto. Essi sono molto spesso dovuti al verificarsi di guasti, di manovre particolari o di sovracorrenti causate dall attivazione di carichi elevati, con effetti sul funzionamento delle apparecchiature elettroniche. Anche in questo caso sono stabiliti dei limiti indicativi in

42 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 37 termini di numero di eventi l anno, da qualche decina fino a mille, in relazione al tipo di fornitura. Flicker: è dovuto all attivazione e disattivazione frequente dei carichi e si manifesta, come disturbo, con un impressione visiva di instabilità sulla luminanza degli apparecchi illuminanti. E quindi un fenomeno prodotto dalle variazioni repentine e ripetitive della tensione. La Norma impone che la severità di lunga durata dell intensità di disturbo del flicker, misurata secondo la Norma CEI EN (Classificazione CEI ) sia non superiore a 1 m per il 95% del tempo. Figura 1.3: Schema delle tipologie di variazione dell ampiezza della tensione:(a) Buchi di tensione; (b)sovratensioni non impulsive; (c) Variazioni lente; (d) Sovratensioni impulsive di lunga durata; (e) Sovratensioni impulsive di media durata; (f) Sovratensioni impulsive di breve durata; (g) Transitori di commutazione.

43 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita La regolazione della tensione nelle reti di distribuzione La regolazione di tensione nelle reti di distribuzione MT e BT è attualmente basata sull ipotesi che le reti possano essere considerate sostanzialmente di tipo passivo. La finalità fondamentale del controllo di tensione nelle reti di distribuzione è quello di assicurare agli utenti in media e bassa tensione, ovviamente nel punto di connessione con la rete pubblica, una tensione di alimentazione, che sia all interno dei valori ammissibili dalla CEI EN Il processo di controllo è responsabilità delle società distributrici che si occupano del controllo della rete, di modo che non ci siano variazioni significative della tensione in tutti i punti della rete stessa al variare del carico del sistema e della stessa tensione della rete in AT. Per quanto concerne le modalità di controllo della tensione in MT e BT se ne possono citare due che sono sostanzialmente : variare sotto carico il rapporto dei trasformatori AT/MT in maniera automatica; scegliere a vuoto il rapporto di trasformazione dei trasformatori MT/BT. Entrambe le soluzioni si basano sul fatto che le reti siano di tipo passivo, senza quindi considerare le logiche di funzionamento della generazione distribuita. Qualora sia fisssata una opportuna legge di variazione della posizione del variatore sotto carico dei trasformatori AT/MT e il rapporto di trasformazione di quelli MT/BT, rimane solo da stabilire i limiti massimi di caduta di tensione per le linee MT e BT sia in cavo che aeree. Attualmente le leggi di regolazione automatica per il variatore sono a tensione costante sulla sbarra MT oppure a compensazione in corrente, ovvero la tensione nella sbarra varia al variare della corrente erogate dal trasformatore AT/MT.

44 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 39 Per quanto concerne i limiti massimi di caduta di tensione nelle rete a bassa tensione, come detto in precedenza, la norma impone di mantenere la tensione ad ogni nodo della reti entro il + 10% e il - 10% del valore nominale, considerando solo carichi passivi. Le reti in bassa tensione sono state progettate e utilizzate tendenzialmente come reti radiali passive e presentano un andamento di tensione monotono decrescente verso gli utenti finali, ponendo l accento sulla caduta che si ha appunto a partire dalla fonte di produzione fino ai centri di consumo. Figura 1.4: Rappresentazione di un circuito monofase secondo Thevenin e relativo diagramma fasoriale In figura 1.4 è rappresentato un modello di linea monofase semplificato che alimenta un carico attraverso l equivalente di Thevenin in cui: E è la tensione della linea e dipende dalla rete; R èla resistenza delle linea che varia nel tempo edipende dalla lunghezza del conduttore L, dalla resistività caratteristica dei materiali ρ, dalla temperatura a cui essi si trovano a lavorare e infine da S che è la sezione del condutttore; la formula della resistenza di linea è: R = ρl S (1.1) X rappresenta la reattanza dovuta alla f.e.m. di autoinduzione che si genera nel circuito elettrico quando questo è attraversato da una corrente;

45 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 40 P e Q sono rispettivamente la potenza attiva e reattiva assorbita dal carico, che variano nel tempo; V è la tensione vista dall utenza strettamente dipendente dalla variazione di P e Q. L obiettivo del controllo di tensione è quello di mantenere sia la tensione E che la tensione V fornita all utente sempre compresa nell intervallo +10% -10%. La relazione che lega le tensione elettriche presenti nel circuito è: E = V +I(R+jX) (1.2) Figura 1.5: Diagramma Fasoriale della caduta di tensione su una rete monofase Si definisce caduta di tensione in linea, la differenza fra il valore efficace della tensione in ingresso e di quella in uscita dalla linea: V = E V (1.3) dove la caduta di tensione può anche essere espressa come differenza di segmenti: V = OF OA = OD OA = AD (1.4)

46 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 41 Poiché l angolo θ è piccolo, può ritenersi valida la seguente approssimazione: V = AD = AC = AB +BC (1.5) = RIcos(ϕ) + XIsen(ϕ) = (Rcos(ϕ)+Xsen(ϕ))I. In questo modo si può stimare il modulo V fornito al cliente come segue: V = E (Rcos(ϕ)+Xsen(ϕ))I. (1.6) Da cui moltiplicando e dividendo per il modulo della tensione si ottiene: V = E (RVIcos(ϕ)+XVIsen(ϕ)) V RP +XQ = E. V (1.7) Nel caso di sistemi trifase, è frequente riferirsi alla caduta di tensione percentuale, espressa in termini dei valori concatenati per cui otteniamo la formula seguente: 3(RIcos(ϕ)+XIsen(ϕ))100 V% = V 3(RVIcos(ϕ)+XVIsen(ϕ))100 =, V 2 da cui infine si ottiene: (1.8) V% = 3(RP +XQ)100 V 2. (1.9) Occorre sottolineare che specialmente nelle reti di bassa tensione il valore della resistenza di linea è circa dieci volte il valore della reattanza e pertanto le linee a bassa tensione assumono un carattere prettamente resistivo.

47 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 42 Per tale motivo quando si fa riferimento alla regolazione di tensione di linea, attraverso l uso di sistemi di accumulo, ci si riferisce alla sola produzione o assorbimento della potenza attiva. Inoltre dalla formula precedente emerge che se il consumo di potenza attiva da parte del cliente è in aumento, si avranno maggiori cadute di tensione lungo la linea che produrranno un abbassamento della tensione di linea e di quella fornita all utente. Pertanto occorre stabilire quale potenza considerare per dimensionare le linee poichè valutare tutte le potenze nominali delle apparecchiature sarebbe inutile ed eccessivo in quanto i dispositivi non utilizzano tutta la loro potenza nominale e soprattutto non sono attivi tutti contemporaneamente. Il dimensionamento viene eseguito in condizioni peggiori di carico e la stima della potenza è effettuata mediante il fattore di utilizzazione e di contemporaneità delle utenze K u, che per definizione è il rapporto tra la potenza mediamente assorbita dall utilizzatore P e la sua potenza nominale P n : K u = P. (1.10) P n La relazione prevede che la potenza assorbita sia minore di quella nominale, quindi Ku è sempre minore o al massimo uguale a 1. In aggiunta, se vi sono più utenti connessi alla stessa alimentazione si ipotizza giustamente che non tutti attivino i propri dispositivi contemporaneamente. Quindi il fattore di contemporaneità K c viene espresso come rapporto tra la potenza media assorbita, questa volta da tutti gli utenti e non più da uno solo, diviso la sommatoria di tutte le potenze nominali relative a tutti i dispositivi di tutti gli utilizzatori, ovvero: in cui rispettivamente: P m è la potenza media per ciascun utilizzatore ; K c = P m N i=1 P, (1.11) i

48 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 43 P i è la potenza nominale. Dalla formula si evince che K c sarà unitario qualora tutti i carichi funzionino contemporaneamente. 1.5 Il sistema elettrico verso nuove forme di rete Il crescente aumento della GD nel sistema elettrico, in particolare nelle reti di distribuzione in media e bassa tensione, impone un ripensamento del nuovo modo di concepire la rete di distribuzione elettrica, in termini di modalità di protezione, gestione e regolazione. A livello internazionale, si parla di smart grid, sottintendendo strutture e procedure operative fortemente innovative che, oltre a mantenere un elevato livello di sicurezza e affidabilità dell intero sistema, siano anche in grado di far fronte ai numerosi problemi legati alla gestione della GD, alle possibilità di controllo del carico da parte del sistema, alla promozione della efficienza energetica e ad un maggiore coinvolgimento degli utenti finali, attivi e passivi, in relazione al mercato elettrico. Tuttavia, per far fronte allo scenario che si delinea in ambito energetico, tra le varie soluzioni innovative che sono state ipotizzate,di notevole importanza risultano anche le MicroGrid e le Virtual Utility. In particolare, la realizzazione delle Microgrid delinea una rilevante possibile applicazione dell impiego della genarazione distribuita, che consiste sostanzialmente in piccole reti che riproducono perfettamente al loro interno la struttura del sistema di produzione e distribuzione dell energia. Una MicroGrid può essere definita come un insieme di generatori, carichi e sistemi di accumulo dell energia connessi capaci di operare indipendentemente dalla rete elettrica. Un altra definizione viene fornita dal CERTS (Consortium for Electric Reliability Technology Solutions), che definisce come MicroGrid

49 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 44 un insieme di microsorgenti e carichi operanti come un singolo sistema che produce energia elettrica e calore. Tale sistema è assimilabile alle celle delle reti attive poichè supportate da un sistema di controllo locale che regola gli scambi energetici tra carichi, generazione e rete esterna. Sebbene in letteratura non esista una definizione univoca e universalmente accettata, si può comunque sostanzialmente affermare che una MicroGrid consiste in un gruppo di piccole sorgenti, sistemi di accumulo e carichi che sono visti dalla rete elettrica come un semplice carico passivo, progettata, costruita e controllata dall utente, secondo criteri tecnici ed economici definibili da esso stesso e connessa alla rete elettrica classica, (detta MacroGrid), anche se può lavorare in isola. Laddove si verifichino dei disservizi nel sistema di alimentazione principale la MicroGrid può restare in isola intenzionale, fornendo energia ai carichi che abbiano maggiori necessità di continuità e disabilitando gli altri. Gli obiettivi principali perseguiti nella realizzazione di una MicroGrid sono essenzialmente la semplicità costruttiva, la buona qualità del servizio e l elasticità, intesa come la possibilità di ampliamenti in relazione agli aumenti di carico e di acquisizione di nuova utenza. Le caratteristiche peculiari di una MicroGrid che la rendono molto attrattiva sono in primis i sistemi di protezione, il controllo distribuito delle microsorgenti in cui la regolazione di potenza e tensione viene eseguita su ogni singolo generatore per rispondere opportunamente alle variazioni di carico e il sistema di Energy Management, EMS, ovvero l unità che provvede al dispatching, fissando i valori di riferimento di potenza e tensione per ogni controllore e occupadosi di monitorare e gestire tutti gli elementi presenti con varie strategie di controllo[10]. In una MicroGrid, è di fondamentale importanza immagazzinare l energia mediante un sistema di accumulo. Infatti, durante eventuali di picchi di carico, la MicroGrid potrebbe non essere in grado di rispondere alle variazioni senza

50 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 45 un immediata disponibilità di energia. I sistemi di accumulo diventano poi addirittura indispensabili in tutti quei casi che vedono impiegate massicce quantità di produzione da fonti rinnovabili, benchè le fonti siano discontinue soprattutto per quanto riguarda il solare, l eolico ed, in qualche misura, il mini ed il micro idroelettrico. Per poter utilizzare appieno queste fonti primarie è necessario adottare dei sistemi di accumulo che abbiano un ciclo di carica-scarica con il rendimento energetico netto più elevato possibile. Nelle reti di potenza classiche, il più semplice sistema di accumulo dell energia è legato all inerzia dei generatori: quando si ha un incremento di carico in rete, il deficit iniziale di potenze è soddisfatto dall inerzia del sistema, a discapito di una piccola riduzione della frequenza di rete. Nel caso di una MicroGrid, per mantenere tensione e frequenza all interno dei limiti, è invece necessario poter disporre di forme di energia aventi una rapida risposta, in tal senso vengono utilizzati dei sistemi come batterie, volani e supercapacitori.[11] In aggiunta, le MicroGrid offrono la possibilità di ricorrere alla cogenerazione, sfruttando quindi in maniera opportuna il calore prodotto dal processo di conversione del combustibile primario in elettricità. Come noto, la cogenerazione è un processo termodinamico finalizzato alla produzione contemporanea di energia elettrica e termica nel medesimo impianto; questa tecnologia è considerata come una delle soluzioni più promettenti in termini di riduzione delle emissioni di inquinanti, riduzione di CO2 del 30% e di risparmio energetico. In questo modo l energia viene utilizzata sicuramente in maniera più razionale e vengono raggiunti dei valori di rendimento più elevati, che spesso superano l 80%, oltre che da queste esigenze di risparmio e di tutela ambientale, l affermazione della cogenerazione è anche spinta dalle esigenze di carattere pratico specialmente nei siti produttivi in cui c è la necessità di disporre contemporaneamente di calore ed elettricità in rapporti variabili sia durante la giornata che durante l anno. Per contro, in molte situazioni si può presen-

51 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 46 tare un deficit significativo a causa della non-coincidenza tra la domanda di elettricità e di calore. Come intuibile, i benefici apportati alle MicroGrid sono molteplici e sono sostanzialmente la potenzialità di alimentare un gruppo di utenti adattando la qualità e la natura della fornitura alle esigenze dei consumatori, riducendo potenzialmente i costi di acquisto dell energia. Infatti una rete autonoma può risultare conveniente in aree dove sia particolarmente carente la rete di trasmissione o di distribuzione o comunque dove la sua costruzione sia decisamente antieconomica e, più in generale, in tutti quei casi in cui si avverta in modo particolare il peso del costo della trasmissione e della distribuzione, permettendo all utente finale di acquistarla a prezzi più contenuti. Per far fronte alla domanda di energia e ottenere i livelli di affidabilità prestabiliti, è inoltre necessario che anche le unità di generazione siano non solo molteplici ma anche differenziate come tipologia. Questo implica maggiori oneriperlagestioneelamanutenzione dellareteeperlosviluppo diunsistema efficiente di controllo e di comunicazione. Questi maggiori oneri, rischiano di vanificare in tutto o in parte i vantaggi tecnici ed economici derivabili da una gestione autonoma della produzione e della distribuzione dell energia. In particolare, nel caso delle MicroGrid autonome, il dispacciamento della potenza prodotta da risorse distribuite e le problematiche connesse alla regolazione delle frequenza e della potenza richiedono l adozione di idonee tecniche di controllo,simili a quelle che dovranno essere impiegate per la gestione della GD nelle reti di distribuzione pubblica e di adeguati sistemi di comunicazione. Tuttavia ad oggi esistono ancora problemi di natura tecnica che andranno chiariti e che sono : Valutare la comunicazione tra le risorse e la loro partecipazione alla regolazione della tensione e della frequenza; Individuare ruoli ben definiti in merito alla gestione della rete, del sistema

52 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 47 di sicurezza e di affidabilità e all organizzazione delle unità fnalizzate alla produzione e quelle che invece devono fungere da riserva per far fronte alla variabilità della domanda. In merito ai ruoli ricoperti nelle micro grid, si suppone che un siffatto sistema non possa essere gestito dagli utenti del servizio elettrico o dai proprietari delle sorgenti di produzione, rendendo inevitabilmente necessarie, se non addirittura indispensabili, adeguate competenze specialistiche. Infatti risulta particolarmente critico il problema legato alla gestione dei guasti in quanto non è pensabile prevedere il distacco di tutti i generatori in seguito ad un disservizio, ma piuttosto la disconnessione esclusivamente della porzione di MicroGrid interessata dal guasto. Risultano quindi evidenti i molti ostacoli che le MicroGrid autonome incontrano alla loro diffusione, benchè esse siano sempre più popolari e siano caratterizzate da potenziali vantaggi in termini di qualità del servizio e di costi dell energia. Il discorso è invece differente per le MicroGrid non autonome che lasciano ai consumatori e ai produttori l onere dello sviluppo, della realizzazione e del mantenimento della rete ma che tuttavia continuano ad utilizzare la rete di distribuzione in modo da avere fissate tensione e frequenza di riferimento, di poter fornire potenza agli utenti anche in caso di perdita di risorse distribuite e di consentire la vendita alla rete di eventuali esuberi di produzione di energia. Infine, nell eventualità di guasti nella rete pubblica di distribuzione, la microrete garantisce l alimentazione degli utenti ad essa afferenti, aumentando quindi il livello di qualità del servizio. E quindi evidente che affinché il sistema possa risultare efficiente è necessario che la microrete possa passare dal funzionamento non autonomo a quello autonomo in breve tempo. In tale contesto sarà necessario che vi siano efficienti sistemi di comunicazione tra utility, sorgenti di produzione e utenti. In tal sarà possibile individuare rapidamente quale risorsa possa controllare la produzione di potenza attiva a reattiva rispetto alle altre in modo efficiente, per la regolazione

53 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 48 della tensione e della frequenza. Tuttavia a limitarne fortemente lo sviluppo sono certamente i costi evidentemente sostenuti, sebbene ad oggi si assista ad esempi realizzati con successo. Un ulteriore soluzione nel panorama che si sta delineando sono le smart grids. Il concetto di Smart Grid è nato per trasformare radicalmente il sistema elettrico mediante l utilizzo di tecnologie di comunicazione avanzate, controlli automatici ed altre forme di ICT. In buona sostanza si tratta di integrare tutte le apparecchiature, le informazioni ed il mercato elettrico all interno di un processo coordinato e collaborativo che consenta all energia di essere generata, distribuita e consumata in modo affidabile ed efficiente. Lo sviluppo delle smart grid permette una comunicazioni in tempo reale e conseguentemente tempi di risposta istantanei, aumentando la produzione e diminuendo i costi operativi e di manutenzione con un miglioramento complessivo del servizio. Non appena le nuove tecnologie saranno disponibili e integrate nel sistema, queste forniranno sicuramente un valore aggiunto permettendo di incorporare i consumatori nel progetto e nella gestione della rete. Inoltre consentiranno l utilizzo di diverse tecnologie di generazione e ottimizzazione dei capitali, minimizzando i costi di gestione e manutenzione, mediante l impiego di opportune tecniche di monitoraggio e un pieno sfruttamento delle opportunità del mercato elettrico. Figura 1.6: Smart Grid

54 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 49 Il sistema potrebbe teoricamente trasformarsi in un insieme di Smart Grid che integrano un insieme di risorse di energia distribuita impiegando sistemi di controllo automatici, attuando una connessione della rete agli EMS, che permetterebbe agli utenti di gestire al meglio tutte le risorse energetiche e ridurre i costi complessivi. Inoltre le smart grids permetterebbero di migliorare la sicurezza del sistema, la qualità del servizio, l integrazione della generazione distribuita e delle fonti rinnovabili nella rete e la gestione del carico, attraverso programmi di Demand Side Management (DSM) o Demand Side Response (DSR). Elementi essenziali delle Smart Grid risultano essere le tecnologie utilizzate nei sistemi di comunicazione suddivisibili in sistemi power line, utilizzati principalmente per il controllo dei consumi e dei carichi e per i sistemi di controllo degli interruttori, cavi telefonici e fibra ottica e infine il sistema Wireless, che permette di comunicare virtualmente da qualsiasi punto. I processi di automazione saranno accompagnati da una fase di integrazione nella quale i dispositivi e le informazioni dovranno essere consolidati ed integrati. L integrazione di protezione, controllo e acquisizione dati in un numero minimo di piattaforme porterà a ridurre i costi di gestione, riducendo gli spazi per il controllo ed eliminando apparecchiature ridondanti e database. Un altro concetto fondamentale per lo sviluppo delle smart grids è noto come Virtual Utility o Virtual Power Plant che può essere sfruttata per gestire anche a distanza sistemi dispersi sul territorio come un unica singola centrale di generazione ed ottenere così il maggior vantaggio nel loro impiego. Un tale sistema è di fondamentale importanza in quanto permette di decidere in quale momento far operare le unità di generazione e co-generazione distribuite, quando acquistare e quando cedere energia alla rete e trasferire quest ultima da un sito ad un altro e soprattutto quando avviare il processo di carica-scarica dei sistemi di accumulo. Le principali funzionalità delle smart grids, sono identificate nella capacità di:

55 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 50 Fornire un sistema di monitoraggio, controllo e verifica delle risorse aggregate in tempo reale e qualora occorra un sistema di allarme e di fermo automatico; Consentire la comunicazione tra le diverse risorse distribuite sul territorio; Monitorare i profili di carico, il funzionamento delle risorse distribuite localmente e a distanza e memorizzare i consumi energetici e la power quality al fine di ottenere un archivio storico; Acquisire da altri sistemi o prevedere dati relativi alle condizioni atmosferiche, ai prezzi dei combustibili, ai prezzi dell elettricità (sia acquistata che ceduta alla rete) e ai costi di manutenzione al fine di massimizzare, nel rispetto dei vincoli di esercizio, i benefici in termini economici; Scambiare offerte con un operatore o con una utility per la fornitura del servizio energetico; Comunicare con altri sistemi di controllo o sistemi di supervisione e acquisizione dati. Un aspetto fondamentale e innovativo risiede proprio nella necessità ormai diffusa di attuare un dispacciamento basato sull idea di trasferire il decision making dal controllo centrale verso agenti autonomi. In questo modo, la gran parte delle azioni di controllo è svolta a livello locale, mentre soltanto le informazioni fortemente semplificate vengono inviate al coordinatore centrale, che verifica lo stato complessivo del sistema e svolge un azione di coordinamento globale. Un tale coordinamento decentralizzato consente il raggiungimento del duplice obiettivo di coordinare la produzione in modo ottimale e di minimizzare il flusso di informazioni tra il gestore del sistema e i produttori. Quindi ogni singolo generatore o carico sarà dotato di un software che riconosca istantantaneamente lo stato delle risorse e sia in grado di prevederne l evoluzione

56 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 51 nel breve periodo. Sarà possibile conoscere con anticipo offerte di produzione e di domanda per il giorno successivo in modo che possa essere stabilito il prezzo orario dell energia e determinare quindi quali produttori possano di conseguenza partecipare al mercato. La decentralizzazione risulta quindi essere l approccio migliore per gestire un sistema fortemente localizzato nel modo più efficiente possibile. Un coordinamento decentralizzato della produzione permette tra l altro la realizzazione di un sistema di controllo di tipo gerarchico in cui il coordinatore centralizzato, che gestisce la produzione in una determinata area, può a sua volta essere considerato un agente indipendente nell ambito di un sistema di dimensioni maggiori. Pertanto laddove la generazione distribuita raggiunga livelli consistenti di diffusione, quest ultima potrà essere inserita nel sistema cosi ipotizzato senza particolari problemi come accade tutt ora nella rete classica. In un siffatto sistema tutti gli operatori potranno trarre vantaggi: quindi non non soltanto i gestori del sistema o i produttori, ma anche gli utenti finali dovranno essere dotati di sistemi capaci di prendere alcune decisioni in modo autonomo, variando la loro domanda in funzione dei prezzi attuali o previsti. Tali iniziative contribuiranno certamente ad una diminuzione dei costi grazie anche ad una riduzione della quantità di riserva accumulata per far fronte ad una domanda inattesa. In conclusione, si può sicuramente affermare che si renderà necessaria una maggiore partecipazione di tutti i soggetti coinvolti nel mercato elettrico e conseguentemente, aumenterà la necessità di sistemi per il controllo ed il monitoraggio della potenza, della riserva, dei costi e dei pagamenti. A tale scopo il sistema è in fase di sperimentazione ed è proprio la virtual utility, infatti, che è in grado di fornire una risorsa di energia che può garantire un supporto nella programmazione di breve e medio periodo dei servizi energetici. In quest ottica l Autorità per l energia elettrica e il gas ha definito la procedura e i criteri per la seleziona di alcuni progetti pilota sulle reti di distribu-

57 Il controllo di tensione in presenza di Generazione distribuita 52 zione per promuovere lo sviluppo delle smart grid. In coerenza con gli obiettivi dettati dall Unione Europea, l Autorità ha deciso di dedicare una particolare attenzione allo sviluppo e all applicazione diffusa di tecnologie innovative a supporto della gestione attiva delle reti di distribuzione e al controllo della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. L obiettivo di questi progetti, selezionati sulla base di un indicatore di priorità studiato appositamente per tenere conto dell efficacia costi/benefici degli interventi, è di promuovere l utilizzo ottimale delle risorse, introdurre nuovi servizi e mercati locali e favorire una gestione della rete più flessibile e più adeguata, ad esempio rispetto all intermittenza delle fonti rinnovabili. Le sperimentazioni si concluderanno a fine 2014 e il monitoraggio del funzionamento delle reti attive permetterà di verificare l impatto effettivo delle soluzioni tecniche adottate, per una successiva implementazione su più larga scala. Gli interventi selezionati sono riferiti ad applicazioni di smart grid a reti di media tensione con particolare riferimento agli impianti di produzione a fonte rinnovabile connessi a tali reti.

58 I sistemi di accumulo di energia elettrica nella rete a bassa tensione Introduzione La diffusione della produzione di energia da fonti rinnovabili ha profondamente mutato la fisionomia del sistema elettrico italiano, arrivando a determinare la necessità di un deciso potenziamento delle reti di trasmissione e distribuzione. La natura stessa delle fonti rinnovabili, intermittenti e non programmabili, richiede, infatti, una sostanziale modifica della rete elettrica che deve adeguarsi ai luoghi e ai tempi di disponibilità di tali fonti e, nel contempo, garantire la fornitura della potenza e dell energia richiesta dagli utenti, operando con nuove modalità di gestione e controllo in cui l utente finale diventa un attore attivo. La non programmabilità, unitamente al notevole incremento, negli ultimi anni della potenza installata in zone caratterizzate dalla maggiore disponibilità della fonte, ha reso alcune porzioni di rete fortemente esposte al rischio di congestioni. La struttura delle reti italiane risente di un impostazione non adeguata alle nuove esigenze di collegamento di impianti distribuiti sul territorio.

59 I sistemi di accumulo di energia nei sistemi elettrici 54 E evidente che la realizzazione di nuove linee fisiche costituisce un possibile ambito di intervento per l adeguamento delle infrastrutture alle nuove esigenze della produzione, ma tuttavia una soluzione di questo genere richiederebbe tempi che risultano inadeguati all urgenza e all entità del problema. A tale scopo si sta tentando di studiare innovazioni tecnologiche idonee a far fronte alle oggettive necessità di aumento della capacità e della flessibilità delle reti. E proprio in tale contesto che si inserisce l innovazione dei sistemi di accumulo diffuso di energia elettrica, indicati da Terna e da Enel Distribuzione come uno degli strumenti su cui puntare per risolvere diverse criticità delle reti di trasmissione e di distribuzione. Infatti sin dal Piano di Sviluppo del 2011, Terna ha cercato di evidenziare come i sistemi di accumulo possano contribuire a fronteggiare congestioni di rete, a livellare i picchi di consumo energetico e a costituire una riserva energetica. La stessa Enel Distribuzione ha dichiarato nei propri piani di sviluppo un interesse per i sistemi di accumulo, al fine di affrontare gli effetti delle intermittenze della produzione da fonti non programmabili, attraverso interventi relativamente poco costosi e di facile realizzazione[12]. Il progetto principale sui sistemi di accumulo è finanziato da Terna S.p.a, l ambizioso programma si articola in due macro-progetti, un Piano di Sviluppo 2011 e Piano di Difesa 2012, che prevedono l installazione di diverse tipologie di sistemi con caratteristiche tecnologiche rispondenti alle esigenze delle funzioni e dei servizi che andranno ad erogare. I due macro-progetti sono stati presentati dal Terna, all Autorità per l Energia Elettrica ed il Gas alla fine del 2012, dando particolare importanza alla valenza di tali proposte per l intera industria energetica italiana, in quanto oltre a contraddistinguersi per l alto contributo innovativo, hanno anche il merito di essere uniche nel loro genere e scopo. L introduzione di sistemi di accumulo era quindi già stata programmata nel Piano di Sviluppo della rete 2011, nel quale viene indicato un obiettivo

60 I sistemi di accumulo di energia nei sistemi elettrici 55 generico di 130 MW di potenza proveniente dalle batterie da installare, portato nel piano sviluppo 2012 a 240 MW. La nuova tendenza è dunque in atto fin dal 2011, attraverso opportuni interventi legislativi, in cui Terna è stata autorizzata all installazione e gestione di sistemi di accumulo, e in particolare di batterie, per facilitare il dispacciamento delle nuove fonti rinnovabili non programmabili. Tuttavia è stato deciso di avviare solo una fase sperimentale che prevede l installazione di valori inferiori a quelli citati, in cui sono previsti 35 MW in sei distinti progetti Energy Intensive, ovvero orientati ad avere valori maggiori di accumulo di energia piuttosto che di potenza erogata. Il Programma per l adeguamento e il miglioramento dei sistemi di difesa per la sicurezza del sistema elettrico , definito come Piano di Difesa 2012 può essere considerato una specie di integrazione rispetto ai Piani di sviluppo della rete. Questa volta la tecnologia di accumulo utilizzata deve essere Power Intensive, ovvero deve privilegiare la capacità di erogare elevate potenze in tempi brevi, anche a discapito della capacità di accumulo totale. Non a caso, trattandosi di una tecnologia sulla quale c è ancora meno esperienza rispetto al programma precedente, è stato avviato per primo un progetto pilota di dimensioni ben più piccole. La volontà di ridurre il rischio tecnologico e acquisire più informazioni possibili sulle diverse soluzioni, ha fatto si che l AEEG con la delibera 43/2013/R/EEL obbligasse l ente sviluppatore, all uso di almeno due tecnologie differenti per ogni sito di installazione. Il coinvolgimento della stessa Enel distribuzione nello sviluppo di soluzioni innovative che prevedono anche l utilizzo di sistemi di accumulo elettrochimici è perfino precedente ai piani di Terna. Già nel marzo 2010 l AEEG con la delibera ARG/elt 39/10 si sottolineava l impegno di Enel nello sviluppo dei sistemi di storage. Si definivano i sistemi di accumulo come funzionali alle attività di dispacciamento di impianti di produzione non programmabili come gli impianti da fonti energetiche rinnovabili, evidenziando le potenzialità di utilizzo strettamente funzionali alle attività proprie delle imprese distributrici,

61 I sistemi di accumulo di energia nei sistemi elettrici 56 quali il miglioramento della qualità del servizio, la stabilizzazione della tensione e il controllo della frequenza. La delibera suggeriva l avvio di progetti pilota e definiva modalità, procedure e remunerazione dell investimento identici a quelli già visti per Terna. Infatti lo scopo di Enel è quello di gestire prevalentemente periodi brevi di sovraccarico delle reti, là dove un sistema a batterie può risultare più economico che dover potenziare tutti gli altri apparati elettrici coinvolti. E altresì evidente che tale innovazione tecnologica coniugata con la necessità di dover investire in reti intelligenti, in virtù della possibilità che offre, permette una gestione efficiente nell ambito dello sviluppo locale delle fonti rinnovabili. 2.2 I sistemi di storage nelle reti di distribuzione Alla luce dei cambiamenti strutturali che il sistema elettrico sta vivendo negli ultimi anni, derivanti per lo più dalla crescente penetrazione delle fonti rinnovabili non programmabili distribuite sul territorio, assume una fondamentale importanza il tema dei sistemi di accumulo. Uno dei maggiori ostacoli alla diffusione delle fonti energetiche rinnovabili è sicuramente la loro naturale caratteristica di discontinuità, soprattutto per quanto riguarda il solare, l eolico ed in qualche misura il mini e micro idroelettrico. Ma, soprattutto, le reti sono state progettate come reti radiali passive e tali per cui i profili di tensione presentano un tipico andamento monotono decrescente verso il fondo linea, dovuto alle cadute di tensioni che si manifestano lungo la rete. Il problema risulta di maggior rilievo nelle reti di bassa tensione in cui la collocazione di un sistema di accumulo permette di risolvere criticità di primario rilievo per permettere il corretto funzionamento della rete nel rispetto della tolleranza ammissibile su tensione e frequenza. Tuttavia, mentre nelle reti passive la tensione diminuisce man mano che

62 I sistemi di accumulo di energia nei sistemi elettrici 57 ci si avvicina all utente finale, con l introduzione della generazione distribuita il flusso energetico, che si propaga dalla fonte di produzione ai consumatori, potrebbe essere invertito, generando un flusso bidirezionale. Queste situazioni provocano cadute di tensioni negative, alterando il profilo di tensione e la sua naturale attitudine a diminuire verso fondo linea, producendo al contrario un innalzamento della tensione sopra i limiti consentiti. E evidente quindi che la presenza di un impianto di generazione altera la tensione sul nodo dove è installato e questo si evince prendendo in considerazione la formula della caduta di tensione. Normalizzando la formula (1.7) rispetto alla tensione V si ottiene la seguente espressione: v = rp+xq. (2.1) La caduta di tensione dipende quindi: r è la resistenza di linea espressa in [p.u.]; p è la potenza attiva assorbita dal carico e dai carichi a valle e quindi negativa, oppure positiva poichè generata in quel nodo e nei nodi a valle e in entrambi i casi sempre espressa in [p.u.]; x è la reattanza di linea in [p.u.]; q è potenza reattiva assorbita dal carico in esame e dai carichi a valle di esso, oppure generata in quel nodo e nei nodi a valle in [p.u.]. Nella formula (2.1) si deve considerare che la reattanza è ininfluente rispetto alla resistenza e quindi trascurabile. Per quanto detto, si può dedurre che la regolazione di tensione nelle reti BT viene effettuata in potenza attiva, trascurando quella reattiva. Pertanto, installando un generatore su un nodo, questo produrrebbe un aumento della sola potenza attiva provocando una diminuzione di V e quindi un aumento di tensione e laddove la potenza generata superi quella richiesta

63 I sistemi di accumulo di energia nei sistemi elettrici 58 dal carico e dalla rete situata a valle si avrebbe il fenomeno dell inversione di flusso [2]. Per quanto concerne i sistemi di accumulo esistenti, essi possono essere distinti in sistemi che operano in potenza o in energia. I primi, come ad esempio le batterie, possono erogare potenze elevate in tempi rapidi di risposta, utili per la regolazione di frequenza e per la power quality, mentre i secondi, come gli impianti di pompaggio, sono in grado di erogare determinate potenze con un autonomia quantificabile in diverse ore e sono adatti per il peak shaving e il time shift. Ciò nonostante i sistemi di storage possono essere classificati in base al principio di funzionamento in: sistemi elettrochimici, come ad esempio batterie a litio, sodio-zolfo, che hanno la caratteristica di essere soggetti ad un processo di carica-scarica, ovvero permettono la trasformazione diretta dell energia chimica in energia elettrica e viceversa, rendendola quindi disponibile in qualsiasi momento; sistemi meccanici ad aria compressa che viene prima stoccata e poi espansa in turbina e collegata ad un generatore; sistemi di storage di energia potenziale tramite i bacini idroelettrici, nei quali quando vi è eccedenza di produzione rispetto alla domanda, principalmente nelle ore notturne, si pompa acqua dal bacino inferiore al superiore. Questa quantità d energia può essere nuovamente riutilizzata per produrre energia elettrica qualora la produzione centralizzata non fosse sufficiente. Inoltre è da tener conto che benchè l ultima categoria di storage elencata sia il metodo più comune, tuttavia le possibilità di costruire nuovi bacini di accumulo idrico in Italia sono praticamente nulle, essendo ormai giunta al limite la possibilità di sfruttare ulteriormente in questa modalità le risorse idriche.

64 I sistemi di accumulo di energia nei sistemi elettrici 59 Risulta pertanto evidente che nel contesto in cui ci si appresta a muoversi, la categoria di sistema di accumulo di maggiore interesse è sicuramente quella elettrochimica, ed in particolare la classe della batterie agli ioni di litio. Sebbene le batterie abbiano un costo superiore che comunque tende a scendere, sono indubbiamente più veloci da mettere in opera, più modulari e mobili e a ciò consegue che possono far fronte in modo più efficace alle situazioni di crisi che potrebbero presentarsi. Il contributo che può venire dai sistemi di accumulo è l introduzione di un importante forma di flessibilità, che rende possibile il disaccoppiamento temporale e spaziale di una quota dei diagrammi di generazione e di carico. I sistemi di accumulo, distribuiti in modo ottimale, consentono di immagazzinare l energia prodotta dalle fonti solari ed eoliche, quando questa risulti essere in eccesso, per restituirla nei periodi di maggiore bisogno, in cui la produzione centralizzata non è soddisfacente. La loro introduzione, oltre che su linee BT caratterizzate da bassa tensione, è soprattutto cruciale a fronte delle trasformazioni che l intero sistema elettrico sta subendo con l introduzione della generazione distribuita. Infatti, laddove la produzione è condizionata da fattori esterni non modificabili, diviene essenziale elaborare strategie di controllo capaci di garantire l equilibrio della rete e il rispetto della qualità della fornitura elettrica, rendendo massima l integrazione dei generatori distribuiti di fonti rinnovabili. Occorre tener conto che tale integrazione spesso risulta complessa, in quanto l introduzione della produzione da fonti rinnovabili tende a far diminuire la domanda di energia per le fonti convenzionali e in tal modo la funzione delle unità di base diventa quella di bilanciare il carico residuo, definito come il carico effettivo meno l energia prodotta dalle fonti rinnovabili. Se si verificano fenomeni, come un transitorio di frequenza o tensione, i piccoli impianti locali si staccano automaticamente dalla rete, smettendo di produrre e la loro improvvisa sparizione si va a sommare a quella provocata dal guasto e può avere ricadute sulla stabilità del sistema. Infatti, istante per istante, deve es-

65 I sistemi di accumulo di energia nei sistemi elettrici 60 sere assicurato l equilibrio tra la potenza disponibile, pari alla somma di quella prodotta localmente dai GD e quella proveniente dalla rete a monte, e quella richiesta. Se la potenza complessivamente disponibile risulta inferiore a quella richiesta dall utenza, è ipotizzabile l invio di un segnale di alleggerimento di carico alle utenze disponibili a partecipare all operazione, commisurato all entità dello squilibrio in atto. Così facendo si evitano black out generalizzati ad ampie zone di utenza, ma si realizza comunque un parziale disservizio. Se, viceversa, la potenza prodotta dai soli GD fosse superiore a quella richiesta dai carichi connessi alla medesima linea, si potrebbe presentare un innalzamento del modulo della tensione su alcuni nodi della rete oltre la massima soglia consentita, per cui si osserverebbe un profilo di tensione invertito, e cioè crescente nella direzione del generatore GD, come mostrato in figura 2.1. Figura 2.1: Profilo tipico di tensione lungo le linee BT. Qualora si verificasse tale situazione si potrebbe ricorrere alla riduzione della potenza prodotta dai GD stessi, che andrebbe però a penalizzare i produttori sotto il profilo economico, considerati gli alti costi degli apparati produttivi da fonti rinnovabili. Una soluzione alternativa potrebbe essere invece quella di inviare la potenza in eccesso ad utenze dislocate su altre linee, non elettricamente prossime, o perfino di invertire il flusso di potenza nelle cabine di trasformazione MT/BT. Ciò comunque non sarebbe esente da criticità, in quanto flussi di potenza

66 I sistemi di accumulo di energia nei sistemi elettrici 61 che percorrono lunghe distanze sono penalizzati dalle perdite generate lungo le linee e quindi possono creare problemi di regolazione della tensione. Tuttavia un efficiente risoluzione del problema potrebbe essere il ricorso a sistemi di accumulo distribuiti in modo ottimale, in quanto consentono di stoccare l energia prodotta da fonti rinnovabili dove questa risulti essere in eccesso e renderla disponibile nei periodi di necessità. Allo scopo di rendere la produzione complessiva sempre pari all energia assorbita, la crescita attesa di produzione da fonte rinnovabile richiede maggiori capacità di regolazione, in parte realizzabile con metodi tradizionali, modulando cioè la fornitura da idroelettrico o termico, ed in parte grazie ai sistemi di accumulo, in particolare in quelle parti della rete dove non vi sono impianti convenzionali. Sono molte le risposte che i sistemi di accumulo sono chiamati a dare alle varie problematiche di gestione armonica della rete [13], fra le quali: Risoluzione di congestione di reti La possibilità di accumulare energia elettrica nelle zone dove si concentrano le fonti rinnovabili non programmabili consetirebbe di utilizzare l energia accumulata qualora venisse meno la disponibilità di essa. Inoltre l accumulo di energia consente di ottimizzare l uso della rete sfruttando al meglio la sua capacità evitando sovraccarichi nelle ore di massima produzione e fornendo servizi di regolazione per migliorare la sicurezza del sistema[14]; Approvvigionamento di riserva I sistemi di storage sono in grado di contribuire in modo efficiente al soddisfacimento del bisogno di riserva, potendo immettere e prelevare energia con tempi di risposta estremamente rapido, per questo risultano essere la risorsa più efficiente in termini di riserva; Regolazione di frequenza

67 I sistemi di accumulo di energia nei sistemi elettrici 62 Nel sistema elettrico può verificarsi uno squilibrio tra generazione e carichi che induce oscillazioni della frequenza. In tal senso risultano utili i sistemi di accumulo che forniscono energia quando il carico cresce, e si ricaricano quando questo diminuisce. Grazie alla loro rapidità i sistemi risultano essere di grande aiuto nel risolvere tali problemi; Supporto alla riaccensione del sistema elettrico Disaccoppiamento temporale della produzione e dell utilizzo di energia: Time Shifting I sistemi di storage, se integrati con gli impianti di generazione presenti nel sistema elettrico, garantiscono un profilo di produzione più regolare e prevedibile. Nelle applicazioni di time shift i dispositivi accumulano energia nelle ore in cui il prezzo è più basso per poi rivenderla quando invece il prezzo aumenta. Tale funzione principalmente svolta dai bacini idroelettrici può essere tuttavia attuata anche con le batterie e consente di evitare o rimandare gli investimenti che con l incremento della domanda di potenza sarebbero necessari. Peak Shaving Tali sistemi permettono di livellare i picchi di consumo immagazzinando energia nei periodi di basso consumo e immettendola in rete quando il fabbisogno cresce e si verificano i cosiddetti picchi di carico, riducendo i costi; Load Leveling Permettono l eliminazione della disomogenea distribuzione del carico su una rete elettrica; Controllo di tensione nei range prestabiliti La linea è soggetta per sua struttura a perdite che determinano un abbassamento del profilo di tensione, sebbene questa debba mantenersi

68 I sistemi di accumulo di energia nei sistemi elettrici 63 all interno dei limiti prestabiliti dalla norma tecnica. I dispositivi di accumulo permettono proprio questo controllo di tensione, producendo potenza attiva e determinando un innalzamento della tensione; Figura 2.2: Apparecchiatura di storage per equilibratura tensioni. Contenimento dei fenomeni di flicker Il fenomeno di flicker è dovuto all abbassamento di tensione che si ripete frequentemente e ha come oggetto la variazione dell intesità di sorgenti luminose su frequenze che l occhio umano riesce a percepire. Anche per la soluzione di questi problemi, sulla tensione, i sistemi di storage offrono grandi utilità; Miglioramento della Power Quality Per quanto concerne la qualità nella potenza erogata i sistemi di accumulo permettono di eliminare lunghe interruzioni aumentando la performance energetica; Funzionamento in isola La presenza di idonei sistemi di accumulo in grado di svolgere funzioni di bilanciamento può garantire il corretto funzionamento di una porzione di rete quale l isola scollegata dal resto della rete, all interno della quale si rende tuttavia essenziale l equilibrio tra produzione e carichi.[1]

69 I sistemi di accumulo di energia nei sistemi elettrici 64 Di seguito viene riportata una tabella illustrativa, sviluppata dal DOE (US Department of Energy), che elenca le applicazioni più interessanti dei sistemi di accumulo al sistema elettrico, suddivise nei tre settori di riferimento. Per ciascuna applicazione sono riportate la potenza e l autonomia richiesta al sistema di accumulo, le modalità di lavoro in cui si trova ad operare e il livello di tensione AC in cui sarebbe installato. La classificazione non è rigida e non esclude che uno stesso sistema di accumulo non possa essere utilizzato contemporaneamente in diverse applicazioni. Figura 2.3: Applicazioni dei sistemi di accumulo al sistema elettrico, fonte DOE. 2.3 Le tecnologie di accumulo I sistemi di accumulo sostanzialmente si possono distinguere in base alle modalità di lavoro e alle prestazioni che le caratterizzano, in sistemi che operano in potenza e dispostivi che operano in energia. I sistemi d accumulo si distinguono in sistemi elettrochimici, meccanici, elettrici, chimici e termici. Ai fini elettrici, le più interessanti sono le prime tre categorie. Infatti, è proprio sulle tecnologie elettrochimiche che si stanno concentrando gli sforzi maggiori sia delle industrie, sia dei ricercatori. Per quanto concerne i cosiddetti dispositivi in potenza, questi sono in grado di scambiare elevate potenze in tempi brevi. I dispositivi aventi tali

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