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XVIII CICLO -TESI DI DOTTORATO DI: GIUDITTA PISANO RETI DI DISTRIBUZIONE INNOVATIVE: ANALISI TECNICO-ECONOMICA DELLE RETI ATTIVE A MAGLIA CHIUSA E LORO IMPATTO SULLA QUALITÀ DEL SERVIZIO DIPARTIMENTO DI INGEGNERIA ELETTRICA ED ELETTRONICA UNIVERSITÀ DEGLI STUDI DI CAGLIARI DOTTORATO IN INGEGNERIA INDUSTRIALE

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XVIII CICLO -TESI DI DOTTORATO DI:

GIUDITTA PISANO

RETI DI DISTRIBUZIONE INNOVATIVE: ANALISI TECNICO-ECONOMICA DELLE RETI ATTIVE A MAGLIA

CHIUSA E LORO IMPATTO SULLA QUALITÀ DEL SERVIZIO

DIPARTIMENTO DI INGEGNERIA ELETTRICA ED ELETTRONICA

UNIVERSITÀ DEGLI STUDI DI CAGLIARI

DOTTORATO IN INGEGNERIA INDUSTRIALE

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XVIII CICLO -TESI DI DOTTORATO DI:

GIUDITTA PISANO

RETI DI DISTRIBUZIONE INNOVATIVE:

ANALISI TECNICO-ECONOMICA DELLE RETI ATTIVE A MAGLIA

CHIUSA E LORO IMPATTO SULLA QUALITÀ DEL SERVIZIO

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Un sentito ringraziamento a quanti mi hanno

sostenuto per tutto il periodo del dottorato e in particolare al prof. Fabrizio Pilo per l’amicizia e per avermi guidato fino a questo traguardo.

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INDICE

GLOSSARIO.................................................................................................................................. I

INTRODUZIONE ........................................................................................................................ 1

CAPITOLO 1. IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA..................... 5

1. 1 Premessa.....................................................................................................................................5 1. 2 Il sistema elettrico......................................................................................................................6 1. 3 Generalità sul sistema di distribuzione ...................................................................................7

1.3.1 Le reti di distribuzione in Italia ................................................................................................9 1. 4 Considerazioni sulla pianificazione .......................................................................................10

1.4.1 Pianificazione delle reti elettriche di distribuzione......................................................................11 1. 5 Distribuzione e mercato dell’energia ....................................................................................13

1.5.1 Il ruolo del Distributore in Italia ed in Europa........................................................................14 1.5.2 Differenziazione dei servizi......................................................................................................15

1. 6 Necessità della trasformazione ..............................................................................................17 CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA................................................................. 19

2. 1 Introduzione ............................................................................................................................19 2. 2 Tecnologie per la GD.............................................................................................................21

2.2.1 Motori a combustione interna ..................................................................................................22 2.2.2 Turbine a gas e microturbine ...................................................................................................22 2.2.3 Impianti fotovoltaici ................................................................................................................23 2.2.4 Impianti eolici .........................................................................................................................23 2.2.5 Celle a combustibile.................................................................................................................24 2.2.6 Impianti idroelettrici di piccola taglia .......................................................................................24 2.2.7 Motori Stirling .......................................................................................................................25

2. 3 Motivazioni per la diffusione della GD................................................................................26 2. 4 Impatto della GD sulle reti ....................................................................................................28

2.4.1 Perdite di potenza attiva..........................................................................................................29 2.4.2 Regolazione della tensione........................................................................................................30 2.4.3 Sfruttamento degli elementi di rete ............................................................................................31 2.4.4 Correnti di corto circuito trifase ................................................................................................32

2. 5 Problematiche dei sistemi di protezione in presenza di GD .............................................32 2. 6 GD e qualità del servizio ........................................................................................................35 2. 7 Barriere economiche allo sviluppo della GD.......................................................................36

2.7.1 Condizioni economiche per la connessione: il caso italiano..........................................................38 CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE: LA DISTRIBUZIONE

ATTIVA....................................................................................................................................... 41

3. 1 Introduzione ............................................................................................................................41 3. 2 Il concetto di rete “attiva”......................................................................................................43

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3. 3 Implementazione delle reti attive ..........................................................................................44 3.3.1 Esempio di implementazione ...................................................................................................48

3. 4 Economia delle reti attive ......................................................................................................49 3.4.1 L’esperienza inglese.................................................................................................................51 3.4.2 La situazione italiana ............................................................................................................53

3. 5 Motivazioni tecniche ed economiche per le reti attive.......................................................55 3.5.1 Sfruttamento di linee e macchinari ...........................................................................................55 3.5.2 Riduzione delle perdite ............................................................................................................56 3.5.3 Continuità del servizio ............................................................................................................58 3.5.4 Regolazione del profilo di tensione............................................................................................59

3. 6 Effetti negativi dell’impiego delle reti attive ........................................................................60 CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE............ 61

4. 1 Premessa...................................................................................................................................61 4. 2 Effetto della magliatura su reti di distribuzione passive.....................................................62 4. 3 Reti di distribuzione a maglia chiusa in presenza di GD ...................................................62 4. 4 Caso di studio ..........................................................................................................................66

4.4.1 Scenari di carico......................................................................................................................66 4.4.2 Scenari di penetrazione della GD............................................................................................67 4.4.3 Livello di magliatura ..............................................................................................................68

4. 5 Risultati e Discussione............................................................................................................70 4.5.1 Perdite di potenza attiva .........................................................................................................71 4.5.2 Sfruttamento degli elementi di rete............................................................................................73 4.5.3 Profilo di tensione ...................................................................................................................76 4.5.4 Corto circuito trifase................................................................................................................81

4. 6 Analisi n-1 ................................................................................................................................85 4. 7 Protezioni per reti ad anello chiuso e magliate....................................................................87

4.7.1 Reti ad anello chiuso o debolmente magliate non plurialimentate................................................89 4.7.2 Reti ad anello chiuso con generazione distribuita.......................................................................89 4.7.3 Considerazioni conclusive sui sistemi di protezione....................................................................90

4. 8 Conclusioni ..............................................................................................................................91 CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA ........ 93

5. 1 Introduzione ............................................................................................................................93 5.1.1 Obiettivo dello studio...............................................................................................................94

5. 2 Metodologia di calcolo per la verifica della stabilità ...........................................................95 5.2.1 Generatori sincroni (GS) ........................................................................................................96 5.2.2 Generatori a Induzione (GI)...................................................................................................96 5.2.3 Convertitori statici (CS)..........................................................................................................97 5.2.4 Sistemi multi-macchine............................................................................................................99

5. 3 Caso di studio ........................................................................................................................101 5.3.1 Descrizione delle simulazioni.................................................................................................103

5. 4 Risultati e discussione...........................................................................................................106 5. 5 Scenario di generazione con soli Generatori Sincroni .....................................................106 5. 6 Scenario di generazione con parco di generatori ..............................................................110

5.6.1 Reti radiali...........................................................................................................................111 5.6.2 Reti magliate ........................................................................................................................112 5.6.3 Confronto tra reti radiali e reti magliate: esempi .....................................................................113

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5.6.4 Considerazioni normative ......................................................................................................114 5. 7 Considerazioni conclusive....................................................................................................115

CAPITOLO 6. RETI MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO............................................. 119

6. 1 Introduzione ..........................................................................................................................119 6. 2 I buchi di tensione.................................................................................................................120

6.2.2 Ampiezza o profondità dei buchi di tensione ..........................................................................122 6.2.3 Frequenza dei buchi di tensione .............................................................................................123

6. 3 Strumenti e metodi di attenuazione dei buchi di tensione...............................................125 6.3.1 Riduzione del numero di guasti..............................................................................................126 6.3.2 Riduzione del tempo per l’eliminazione del guasto...................................................................126 6.3.3 Modifiche alla struttura della rete ..........................................................................................126 6.3.4 Incremento dell’immunità dei carichi ......................................................................................127 6.3.5 Installazione di strumenti di attenuazione ..............................................................................127

6. 4 Valutazione dei costi associati ai buchi di tensione ..........................................................128 6. 5 Valutazione stocastica dei buchi di tensione......................................................................129

6.5.1 Metodo della posizione del guasto (“fault position”) ................................................................130 6. 6 Pianificazione delle reti con “PQ constraint”....................................................................134 6. 7 Descrizione dell’algoritmo ...................................................................................................137 6. 8 Integrazione della metodologia in un software di pianificazione ottima .......................141 6. 9 Esempi di applicazione.........................................................................................................142

6.9.1 Rete test di piccole dimensioni ................................................................................................142 6.9.2 Applicazione del tool integrato nel software di pianificazione...................................................147

CAPITOLO 7. MOTIVAZIONI ECONOMICHE DELLA MAGLIATURA .............................. 153

7. 1 Introduzione ..........................................................................................................................153 7. 2 Confronto fra gestione radiale e magliata della rete di distribuzione .............................154

7.2.1 Ottimizzazione della topologia al variare della percentuale di GD ..........................................155 7.2.2 Valutazione dei costi di gestione a topologia fissa (radiale e magliata) .....................................159

7. 3 Considerazioni conclusive....................................................................................................161 CONCLUSIONI........................................................................................................................ 163

APPENDICE A. CRITERI DI ALLACCIAMENTO DELLA GD ALLE RETI DI

DISTRIBUZIONE..................................................................................................................... 169

APPENDICE B. PROTEZIONI INNOVATIVE PER RETI ATTIVE A LARGA

PENETRAZIONE DI GD........................................................................................................ 173

APPENDICE C. SOFTWARE DI PIANIFICAZIONE OTTIMA DELLE RETI ELETTRICHE DI

DISTRIBUZIONE (SPREAD) ................................................................................................ 177

BIBLIOGRAFIA ....................................................................................................................... 183

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GLOSSARIO

AEEG Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas ASSD Automatic Sectionalizing Switching Device AVR Automatic Voltage Regulator CAPEX Capital Expenditures CCT Critical Clearing Angle CEI Comitato Elettrotecnico Italiano CESI Centro Elettrotecnico Sperimentale Italiano CHP Combined Heat and Power CIGRE International Conference on Large High Voltage Electric Systems CP Cabina Primaria CS Convertitore Statico DER Distributed Energy Resources DIEE Dipartimento di Ingegneria Elettrica ed Elettronica DisCo Distribution Company DMS Distribution Management System DNO Distribution Network Operator DSM Demand Side Management DVR Dynamic Voltage Restorer EENS Expected Energy Not Supplied EMC Electro-Magnetic Compatibility ESCO Energy Service Company FACTS Flexible AC Transmission System GD Generazione Distribuita GI Generatore a Induzione GME Gestore del Mercato Elettrico GRTN Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale GS Generatore Sincrono ICT Information Communication Technology IEC International Electrotechnical Commission IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers IMS Interruttore di Manovra Sezionatore MLC Marginal Loss Coefficient

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OPEX Operation Expenditures PQ Power Quality PWM Pulse Width Modulation RdS Ricerca di Sistema ResCo Retail Company RMU Ring Main Unit RTN Rete di Trasmissione Nazionale SCADA Supervisory Control and Data Acquisition SPREAD Sistema integrato per gli studi di Pianificazione delle REti Attive di

Distribuzione TEE Titoli di Efficienza Energetica UE Unione Europea UNIDO United Nations Industrial Development Organization VD Voltage Dip

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INTRODUZIONE

Le modalità con cui le reti di distribuzione sono state pianificate, progettate ed esercite non hanno subito per molti anni alcun sostanziale mutamento. Solamente in questi ultimi anni, vuoi per l’impatto dei processi di liberalizzazione e privatizzazione, che hanno drasticamente modificato il modo di concepire il sistema elettrico, vuoi per la sempre crescente attenzione dei clienti nei confronti della qualità e della continuità del servizio, si sono avuti i primi segni di un mutamento che è ancora solamente agli inizi. In Italia, ad esempio, il settore della distribuzione ha ricevuto un notevole impulso all’ammodernamento ed al miglioramento sotto la spinta decisiva dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas, che ha operato una decisa azione regolatoria volta alla riduzione della durata delle interruzioni patite dai singoli utenti di bassa tensione. Per questo motivo i distributori italiani hanno agito sulle proprie reti rivedendo il sistema delle protezioni, modificando in modo radicale lo stato del neutro, impiegando in modo sempre più diffuso automatismi e telecontrollo, ricorrendo in modo massiccio a campagne di manutenzione preventiva e pianificando ampliamenti e sviluppi del sistema di distribuzione che tengono conto in modo esplicito della qualità del servizio fornito.

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Si tratta di cambiamenti che hanno comportato notevoli investimenti ed hanno richiesto in certi casi una completa rivisitazione della filosofia di gestione dell’intero sistema di distribuzione, ma che appaiono del tutto trascurabili rispetto a quelli che dovranno essere operati qualora la Generazione Distribuita (GD) dovesse raggiungere il livello che molti autori ipotizzano. Sotto queste ipotesi è ragionevole pensare ad un sistema di distribuzione che permetta a carichi e generatori di partecipare al mercato dell’energia e dei servizi ancillari esattamente come accade attualmente a livello della rete di trasmissione. Il gestore della rete di distribuzione si potrà trovare quindi ad affrontare problemi per la cui soluzione è evidentemente necessario abbandonare la tradizionale gestione radiale della rete, che non permette il controllo dei flussi energetici, per strutture di rete più flessibili.

Infatti, tutti questi cambiamenti, che ovviamente fanno riferimento ad un orizzonte di lungo periodo, e che vengono spesso riassunti nel concetto di “rete di distribuzione attiva”, possono essere agevolati da modifiche nella gestione delle reti, come la trasformazione dalla tradizionale gestione radiale a quella ad anello chiuso od a maglia. In altre parole, affinché la distribuzione possa accogliere ingenti quantità di GD, ed avviarsi verso quel futuro descritto da molti autori, sembra preliminarmente necessario abbandonare la classica struttura radiale (flussi unidirezionali, semplicità di individuazione del guasto, ecc.) per lo schema a maglia chiusa, tipico della trasmissione, caratterizzato da flussi non unidirezionali, da una maggiore affidabilità, dalla capacità di sopportare più facilmente variazioni nella generazione e nel carico, dalla possibilità di impiego di dispositivi innovativi per il controllo dei flussi di potenza attiva e reattiva (ad es. FACTS) e, in prospettiva, in grado di permettere una suddivisione in celle autonome fra loro interconnesse. Anche gli scenari più innovativi, che delineano una rete di distribuzione suddivisa in celle o microreti, ciascuna delle quali in grado di decidere autonomamente l’acquisto (vendita) di energia e/o servizi di sistema dalla (alla) rete di trasmissione o da (ad) altre celle sulla base di diversi fattori quali il prezzo dell’energia, la situazione di carichi e generatori all’interno, ecc., richiede di fatto una forte interconnessione ed una gestione magliata su cui implementare sistemi di controllo e gestione distribuiti che facciano uso delle più moderne tecniche messe a disposizione dalla ICT.

A partire da queste premesse l’attività di ricerca svolta durante il dottorato ha avuto due obiettivi principali: il primo riguarda la valutazione tecnica ed economica dei vantaggi e degli svantaggi legati alla trasformazione della struttura delle reti di distribuzione da radiale a magliata, mentre il secondo lo sviluppo di una metodologia originale per la progettazione di reti di distribuzione (radiali e magliate) che abbiano determinati requisiti di robustezza nei confronti dei problemi di Power Quality.

Lo studio degli effetti del passaggio da radiale a magliato è stato condotto con particolare riferimento all’impatto che tale passaggio può avere sulla crescita e sullo

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sviluppo della GD. Sotto questo profilo, la complessità dello studio è incrementata dal fatto che l’effetto della GD su una data rete di distribuzione è fortemente legato alla natura stessa della rete, ai punti di allacciamento della generazione ed al particolare momento della giornata considerato ed è quindi assai difficile, ed in certi casi impossibile, ricavare da esempi informazioni di carattere generale valide in tutti casi. L’obiettivo della tesi è comunque quello di delineare linee di tendenza utili per comprendere a livello macroscopico gli effetti di una gestione a maglia in presenza di GD. Gli studi e le simulazioni hanno permesso di affrontare gli aspetti relativi al comportamento a regime, con particolare riferimento al problema delle perdite, dei profili di tensione, dello sfruttamento di linee ed apparecchiature e dei livelli di cortocircuito ai nodi, dell’affidabilità del sistema, ecc.. Inoltre, la tesi è completata con studi riguardanti la stabilità dinamica del sistema, volti alla valutazione del comportamento dinamico delle odierne tecnologie GD nei confronti dei guasti nella rete pubblica e all’individuazione di alcune soluzioni tecniche possibili (esistenti e innovative) per l’adeguamento del sistema di protezione sistema alla nuova struttura magliata. Il sistema delle protezioni è infatti uno dei punti critici della gestione magliata e per gestire con successo una rete di distribuzione magliata appare indispensabile una sua accurata revisione.

Inoltre è stato affrontato l’aspetto della qualità del servizio delle reti attive che, specialmente se del tipo ad anello chiuso o a maglia, sono particolarmente sensibili ai problemi di PQ in generale ed ai buchi di tensione ed alle microinterruzioni in particolare. Infatti l’aumento della potenza di corto circuito conseguibile mediante la magliatura della rete, che ha tanti positivi effetti nell’inserimento della GD, aumenta la profondità dei buchi di tensione ed estende l’area d’influenza dei guasti, anche transitori. Questa problematica ha portato a concentrare la tesi sulla considerazione esplicita dell’effetto delle brevi e brevissime interruzioni nella pianificazione delle reti elettriche di distribuzione. In particolare, si è sviluppato un algoritmo euristico che permette, durante l’individuazione delle alternative di pianificazione, di favorire schemi di rete che non solo rispettano i tradizionali vincoli tecnico-economici (portata di corrente, profili di tensione, affidabilità ecc.) ma che siano in grado di fornire predeterminate prestazioni in termini di probabilità di avere buchi di tensione che superino una certa soglia di riferimento (cioè imporre che la rete non abbia più x buchi di tensione all’anno che comportino ad esempio una riduzione del 50% o del 80% della tensione).

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CAPITOLO 1.

IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA

ELETTRICA

1. 1 Premessa

In passato, ossia nella seconda metà del secolo scorso, gli sforzi dedicati allo sviluppo tecnico-scientifico dei sistemi elettrici nei vari Paesi del mondo sono stati soprattutto rivolti ai grandi sistemi di trasmissione, visti come elemento fondamentale di un modello di sistema elettrico basato sulla costruzione di grandi centrali idrauliche e termiche e di forti sistemi di trasmissione in grado di trasportare grandi quantità di potenza su lunghe distanze. In quegli anni l’attenzione della maggior parte degli istituti di ricerca (per esempio della CIGRE, “International Conference on Large High Voltage Electric Systems”), era rivolta agli aspetti tecnologici degli impianti e dei componenti che costituiscono il sistema di trasmissione. In tal contesto le reti di distribuzione erano considerate come l’ultimo anello del processo di conversione, trasporto e distribuzione dell’energia elettrica, caratterizzate quindi da un ruolo completamente passivo, unicamente rivolto all’alimentazione dei consumi elettrici. Solo 30 anni fa la ricerca ha cominciato a rivolgersi agli aspetti tecnologici relativi alle reti distribuzione ed alle

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CAPITOLO 1. IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

6

problematiche connesse con il loro esercizio e sviluppo. E solo negli ultimi 10-15 anni è considerevolmente aumentata l’attenzione verso i sistemi di distribuzione.

Dapprima il nuovo interesse verso tali reti è stato propiziato dalle mutate caratteristiche degli apparecchi utilizzatori o di una parte di questi, i quali, a causa della crescente integrazione di circuiti elettronici e di sistemi di automazione, richiedono un più elevato livello di qualità dell’alimentazione. In aggiunta ai temi della qualità dell’alimentazione, altri fattori, evidenziatisi in modo particolare in anni recenti, hanno determinato una rivalutazione del ruolo delle reti di distribuzione.

1. 2 Il sistema elettrico

L’attuale sistema elettrico si è sviluppato come risultato di un continuo miglioramento tecnologico ed istituzionale protrattosi nel corso di molti anni. L’evoluzione del sistema elettrico ebbe inizio più di un secolo fa, quando Edison avviò nel 1882 il primo impianto per la produzione di energia elettrica a New York; già pochi anni dopo erano diverse le municipalità che possedevano impianti di produzione dell’energia elettrica e le infrastrutture per la sua distribuzione.

La crescita dei consumi e la conseguente maggiore attenzione nei confronti della affidabilità del sistema ed alla economia di gestione spinsero alla realizzazione di interconnessioni fra i diversi impianti cittadini e fra città confinanti. Ma non era abbastanza: non appena fu possibile realizzare impianti di produzione di grande taglia, che aumentassero l’efficienza nell’uso del combustibile e riducessero il costo per kW installato, risultò evidente il vantaggio dell’economia di scala e molti piccoli impianti di produzione furono sostituiti da grandi centrali. La progressiva concentrazione delle centrali nei punti economicamente più vantaggiosi ebbe come conseguenza lo sviluppo di reti di trasmissione dell’energia sempre più estese ed interconnesse per il trasferimento dell’energia elettrica a grande distanza con perdite minime.

Per molti anni l’intero sistema elettrico mondiale è stato ispirato secondo questo modello per il quale l’energia elettrica è generata in grandi centrali di produzione, trasferita in prossimità dei centri di consumo mediante linee di trasmissione ad alta ed altissima tensione e, infine, distribuita ai consumatori finali mediante il sistema di distribuzione, che coinvolge porzioni della rete di alta, la media e la bassa tensione (Figura 1.1). Il flusso dell’energia è chiaramente unidirezionale, essendo diretto dai generatori verso i carichi, ed il sistema di distribuzione svolge un ruolo puramente passivo.

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CAPITOLO 1. IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

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Figura 1.1 Produzione, trasmissione e distribuzione dell'energia nei sistemi elettrici tradizionali.

Tale ben consolidata situazione appare oggi destinata a subire un drastico mutamento per la diffusione di impianti di generazione di taglia medio piccola connessi alla rete di distribuzione di media e bassa tensione, ovvero per quella che viene definita come Generazione Distribuita (GD). La diffusione della GD su larga scala modificherà radicalmente la situazione illustrata in Figura 1.1 ed il sistema elettrico finirà con l’assumere piuttosto una struttura simile a quella illustrata in Figura 1.2, nella quale si nota la presenza di impianti di generazione a tutti i livelli di tensione e flussi di energia bidirezionali.

Figura 1.2 Rappresentazione schematica del sistema elettrico in presenza di generazione distribuita ai diversi livelli di tensione.

1. 3 Generalità sul sistema di distribuzione

Il sistema di distribuzione ha la funzione di fornire le infrastrutture e i servizi per il trasporto della potenza dalle Cabine Primarie (CP) ai carichi. Tale sistema deve svolgere la sua funzione in maniera affidabile, sicura e economicamente vantaggiosa.

Valori di tensione tipici delle reti di distribuzione sono 15 kV e 20 kV, per la media tensione in Italia (molto variabili in altri Paesi, per es. 34.5 kV, 14.4 kV, 13.2 kV ecc.) e 380 V per la BT. In relazione al tipo di linea impiegato, le reti MT possono essere

Trasmissione

Distribuzione

Usi finali

Trasmissione

Distribuzione

Usi finali

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CAPITOLO 1. IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

8

classificate come reti aeree, realizzate con linee aeree in conduttori nudi o con cavi MT aerei e reti in cavo sotterraneo.

Storicamente, queste reti sono state sviluppate con l’obiettivo di ottenere un sistema particolarmente semplice ed economico sia da gestire che da ampliare. Ciò ha portato a costruire reti con topologia tipicamente radiale, caratterizzate da flussi di potenza unidirezionali dalla stazione AT/MT verso le diverse cabine MT/BT, facili da esercire e proteggere, anche se contrassegnate in generale da una non elevata continuità del servizio. La continuità del servizio delle reti radiali è stata generalmente migliorata con l’adozione di lati di controalimentazione che, normalmente aperti, vengono chiusi in caso di emergenza (struttura a semicongiungenti). Questa filosofia di gestione ha imposto che le reti di distribuzione vengano progettate e realizzate in modo che lo sfruttamento di conduttori e trasformatori abbia elevati margini, così da garantire l’alimentazione anche in condizioni di emergenza. I valori di sfruttamento tipici adottati in pianificazione sono infatti pari al 65% per i trasformatori AT/MT, al 60% per le linee aeree MT ed al 50% per le linee in cavo. In realtà oggi la crescita della domanda e la difficoltà nel reperire capitali per l’adeguamento della rete sta riducendo significativamente tali margini.

Le protezioni adottate nelle attuali reti di distribuzione radiali sono estremamente semplici ed essenzialmente di due tipi:

protezione a massima corrente con due soglie d’intervento per protezione delle linee dal corto circuito (trifase e bifase) e sovraccarico;

protezione varmetrica direzionale per l’individuazione del guasto monofase a terra nei sistemi a neutro isolato (ora sostituita da protezione wattmetrica direzionale nei sistemi a neutro compensato).

Entrambe le protezioni adottano tre cicli di richiusura per l’automatica eliminazione dei guasti temporanei. In occasione di guasti permanenti, l’intervento della protezione provoca la disalimentazione dell’intera linea per tutto il tempo necessario ad individuare il tronco guasto. Localizzato il guasto, permane l’interruzione del servizio per quegli utenti che, trovandosi a valle del ramo guasto, non possono essere rialimentati durante la riparazione. Per ridurre la zona di influenza del guasto, dove invece è prevista la possibilità di rialimentazione vengono chiusi gli interruttori di manovra-sezionatori (IMS) posti alle estremità dei lati controalimentazione e alcuni nodi non subiscono l’interruzione. Per quanto riguarda le reti BT la rialimentabilità non è garantita; questa peraltro è spesso possibile in modo spontaneo, in relazione alla dislocazione dei carichi e delle linee BT che li alimentano (es. struttura a congiungenti adottata nei centri urbani).Si vede quindi che tale sistema di protezione, a discapito della semplicità, ha un troppo scarso grado di selettività che mal si adatta con gli attuali standard di affidabilità.

D’altra parte i recenti sforzi dei distributori sono orientati al miglioramento del comportamento affidabilistico delle reti di distribuzione con il fine ultimo di ridurre la

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CAPITOLO 1. IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

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durata delle interruzioni e l’area d’influenza dei guasti. Per migliorare la qualità delle reti a media tensione, da cui dipende l’85% delle interruzioni BT, sono già state intraprese molte azioni che hanno riguardato:

la pianificazione ed il progetto delle reti, oggi caratterizzate da schemi che permettono una più limitata diffusione dei guasti (ad. riduzione della lunghezza delle linee MT, aumento del numero dei feeder) e da un numero relativamente elevato di ridondanze (sviluppo di reti debolmente magliate ma gestite radialmente);

la riduzione del numero di guasti permanenti, mediante azioni volte, ad esempio, alla riduzione della corrente di guasto (neutro compensato, riduzione della lunghezza media delle linee, ecc.);

l’aumento del grado di automazione delle reti mediante l’impiego diffuso di telecontrollo ed automatismi per ridurre i tempi necessari per l’individuazione ed il sezionamento del tronco guasto limitando l’area d’influenza del guasto;

l’adozione di procedure di manutenzione programmata preventiva. Per quanto riguarda le attuali pratiche di regolazione della tensione, ossia le azioni

volte a contenere le variazioni della tensione di tutti i punti della rete all’interno della fascia prestabilita dalla norma CEI EN 50160 [1], esse si basano essenzialmente sull’ipotesi di passività delle reti di distribuzione e non includono la possibilità di partecipazione della GD a tale regolazione. In particolare, l’attuale norma prescrive che gli aumenti o diminuzioni della tensione, normalmente provocati dalla variazione del carico totale del sistema di distribuzione o di una parte di esso siano contenuti:

per la Bassa Tensione (BT): in condizioni normali di esercizio nell’intervallo ±10% della tensione nominale (Un); inoltre, tutti i valori efficaci della tensione di alimentazione, mediati nei 10 minuti, devono essere compresi nell’intervallo -15%÷+10% della Un.

per la Media Tensione (MT): in condizioni normali di esercizio nell’intervallo ±10% della tensione dichiarata. In realtà, al fine di permettere una più agevole regolazione di tensione nella BT, la fascia di regolazione MT è contenuta entro ±5%.

Nel caso delle reti MT e BT la regolazione della tensione avviene o variando sotto carico il rapporto di trasformazione di trasformatori AT/MT delle CP in maniera automatica oppure scegliendo a vuoto quello dei trasformatori MT/BT.

1.3.1 Le reti di distribuzione in Italia Le reti di distribuzione a MT italiane sono gestite in modo radiale ma sono realizzate

secondo schemi che possono essere del tipo ad anello (anello aperto nelle condizioni di

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CAPITOLO 1. IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

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normale esercizio) o più in generale magliati (magliatura ottenuta mediante lati di controalimentazione aperti nel funzionamento ordinario).

In modo particolare in ambito urbano è adottato (o si cerca di adottare) uno schema a congiungenti in cui tutti i nodi della congiungente che collega due diverse Cabine Primarie o due sbarre distinte della stessa CP sono posti in “entra-esci” ed in emergenza possono essere totalmente rialimentati usando una delle due sorgenti disponibili: si tratta di uno schema che garantisce il 100% di affidabilità alla n-1 con riferimento ai lati della congiungente ed alle CP grazie al dimensionamento della congiungente che è operato a sezione costante. Nella realtà questo schema è nella maggior parte dei casi implementato in modo ibrido, così da avere nella congiungente solamente i nodi prioritari (nodi di dorsale) totalmente rialimentabili, mentre i nodi di secondo livello (nodi di laterale), alimentati a partire da quelli di dorsale secondo tipici schemi ad albero, non sono in generale completamente rialimentabili. Anche in questo caso l’accresciuta attenzione del distributore verso le interruzioni di lunga durata dovute a guasti sulla media tensione ha portato alla realizzazione di lati controalimentazione che permettono in molte situazioni l’alimentazione di emergenza di alcuni nodi di laterale.

In ambito extraurbano le reti di distribuzione sono essenzialmente ad albero, spesso dimensionate a sezione decrescente da monte verso valle ed in generale non rialimentabili. Nella pratica però questa situazione è circoscritta solamente alle reti di MT destinate all’elettrificazione rurale mentre per le altre linee si cerca di adottare uno schema a dorsali e laterali con controalimentazioni sulle dorsali e sulle laterali principali.

È fin d’ora importante sottolineare che, per quanto riguarda la loro struttura topologica, in molti casi le reti di distribuzione italiane sono realizzate con strutture che già possiedono, per ovvie ragioni di affidabilità, un grado più o meno elevato di magliatura. Tranne però brevi condizioni di funzionamento temporaneo, che si verificano in occasione di guasti o di interventi di manutenzione durante le operazioni di cambiamento dei punti di sezionamento, esse sono comunque gestite radialmente.

1. 4 Considerazioni sulla pianificazione

La funzione del sistema elettrico è quella di fornire il fabbisogno orario di energia agli utenti finali ai diversi livelli di utilizzo nelle reti di AT, MT e BT includendo inoltre le perdite nelle linee di trasmissione AT e di distribuzione MT e BT. Poiché l'energia elettrica non si può immagazzinare, la quantità di energia generata e quella consumata devono essere costantemente in equilibrio per garantire la continuità e la sicurezza della fornitura del servizio. Mantenere sempre costante il bilancio tra generazione e carico è l’obiettivo principale delle società elettriche. La deregolamentazione ha significativamente compromesso la capacità delle utilities di mantenere in equilibrio il

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CAPITOLO 1. IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

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sistema. Dove e di quanto aumentare il parco di generazione, quale tipo di sorgente usare per affrontare la crescita del carico sono domande a cui gli operatori del settore devono rispondere avvalendosi di studi di pianificazione accurati. Tuttavia la pianificazione e il conseguente processo di adeguamento/costruzione delle infrastrutture possono richiedere periodi di tempo troppo lunghi in relazione alle esigenze dettate dalla continua evoluzione dello scenario del fabbisogno elettrico e per questo, potrebbero essere assunte scelte sbagliate e affrontati inutili e ingenti investimenti. D’altra parte storicamente le società elettriche verticalmente integrate, in virtù della privilegiata condizione di monopolio, potevano senz’altro permettersi di sfruttare capitali, o anche incentivi statali, volti in ogni caso ad aumentare i propri asset. Infatti, la remunerazione del capitale impiegato per l’espansione della capacità delle proprie reti era, seppure disciplinata da apposite commissioni regolatrici, comunque legata alla quotazione del servizio elettrico reso ai consumatori e quindi in qualche modo gestito con sufficiente agilità.

Oggi la privatizzazione, la liberalizzazione del mercato e la sua deregolamentazione hanno sicuramente cambiato tutto il processo decisionale sugli investimenti, in particolare quelli a lungo termine. La necessità delle società elettriche di massimizzare i profitti, garantendo adeguati standard di affidabilità del servizio, nel rispetto delle regole fissate dalle autorità competenti, ha attribuito alla pianificazione un ruolo forse ancor più importante di quello avuto in passato. Infatti, eliminando il regime di monopolio e differenziando la proprietà e la gestione dei vari stadi della filiera elettrica, si è aperto un mercato competitivo che abilita i singoli proprietari/gestori a prendere decisioni governate quasi esclusivamente dall’andamento del mercato.

Lo scenario descritto impone nuove linee guida e regole di pianificazione che devono per forza adattarsi alle nuove condizioni: esse si basano già oggi su orizzonti temporali molto più brevi che in passato, sono orientate al rispetto dei vincoli imposti dall’authority e al soddisfacimento delle esigenze della domanda, sempre più performance-based piuttosto che asset-based. Solamente adottando soluzioni mirate alle mutate situazioni, si possono cogliere infatti, nel rispetto del quadro legislativo in atto, le opportunità derivanti dal prevedibile sviluppo del mercato dell’energia.

1.4.1 Pianificazione delle reti elettriche di distribuzione Quanto detto per l’intero sistema elettrico si riflette ovviamente nella pianificazione

delle reti di distribuzione, che sono attualmente in piena trasformazione e che presumibilmente subiranno nel futuro più o meno immediato molti altri sconvolgimenti.

Gli scopi principali della pianificazione di un sistema elettrico di distribuzione si possono riassumere nei seguenti punti:

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CAPITOLO 1. IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

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individuare, con sufficiente anticipo, le necessità future di nuove linee e impianti di trasformazione per far fronte all'incremento del carico ed individuare le esigenze di rinnovo di impianti esistenti, così da poter predisporre, tempestivamente e secondo valutazioni costi/benefici, quanto necessario;

indirizzare lo sviluppo degli impianti verso la struttura ottimale; dimensionare i singoli impianti in base alla funzione che dovranno svolgere in

futuro; utilizzare nel modo migliore gli impianti esistenti e individuare le necessità di

interventi manutentivi. Finora, l’architettura radiale, particolarmente semplice, ha permesso di adottare

procedure di calcolo per l’analisi delle reti di distribuzione semplificate rispetto a quelle impiegate nei più complessi sistemi di trasmissione dell’energia. Infatti, la presenza tipica di un unico punto di alimentazione ha consentito, per esempio, di evitare il ricorso alle equazioni complete di load flow per conoscere lo stato della rete (flussi di potenza e tensione nei nodi). Inoltre, la presenza pressoché esclusiva sulle reti di distribuzione di soli nodi di carico ha permesso di approssimare il comportamento dei carichi con un unico valore medio di potenza assorbita, costante per l’intero anno (valore tipico dell’unità di tempo usata in pianificazione). Proprio l’ipotesi di comportamento dei carichi sufficientemente noto e prevedibile ha reso accettabile l’adozione di procedure di calcolo puramente deterministiche nei tipici calcoli di pianificazione (dimensionamento dei conduttori, valutazione delle perdite, ecc.).

La diffusione che si è avuta nell’ultimo decennio di generatori allacciati direttamente alle reti di distribuzione ha completamente modificato questa situazione. In primo luogo, anche se durante l’esercizio le reti di distribuzione sono state mantenute radiali, la diffusione della GD ha notevolmente complicato lo studio del punto di funzionamento di tali reti a causa della mancata unidirezionalità dei flussi di potenza. Questo ha reso indispensabile risolvere un vero e proprio problema di load flow per conoscere lo stato della rete, seppur semplificabile per il valore di tensione più basso rispetto alla trasmissione.

La generazione ha inoltre introdotto un elevato grado di aleatorietà, dovuto all’impiego di fonti rinnovabili (vento) per la produzione di energia elettrica che rende necessaria l’adozione di un rigoroso approccio probabilistico nei calcoli di pianificazione.

Particolare attenzione poi deve inoltre essere prestata alla previsione di sviluppo dei carichi; questa attività richiede infatti non solo il supporto diffuso dei sistemi esperti, ma anche l'analisi attenta delle presumibili e possibili variazioni introdotte da liberalizzazione del mercato e presenza della GD.

Pertanto oggi rivestono ancora più utilità strumenti di calcolo automatico che, essendo in grado di considerare il gran numero di variabili in gioco, facilitano il lavoro

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CAPITOLO 1. IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

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del pianificatore e lo aiutano ad effettuare le sue scelte in modo oggettivo. Inoltre la necessità di soddisfare finalità tra loro contrastanti (ad esempio economicità e qualità del servizio), può richiedere l’uso di metodologie basate sulla programmazione multiobiettivo, che possono fornire al pianificatore strumenti per maneggiare in modo quantitativo le notevoli incertezze introdotte dal nuovo assetto del mercato dell’energia [2].

1. 5 Distribuzione e mercato dell’energia

I processi di liberalizzazione dei mercati elettrici che hanno avuto luogo in molti Paesi, tra cui l'Italia, se, da un lato, mirano ad incrementare l'efficienza del funzionamento dell'intero sistema, dall'altro ne complicano notevolmente la struttura, a causa della nascita di molti soggetti, a volte in concorrenza tra loro, che si occupano di svolgere funzioni diverse. Infatti, le funzioni di base del sistema sono ora gestite da società differenti: mentre in un sistema monopolistico verticalmente integrato, un’unica azienda svolgeva in maniera coordinata le attività di produzione, trasmissione, distribuzione e vendita, in un mercato liberalizzato sono aperte alla competizione sicuramente le attività di produzione e vendita all’ingrosso ma sempre più spesso anche le attività di distribuzione e vendita al dettaglio.

Nella Figura 1.3 è rappresentato uno schema in cui sono presenti, per il caso delle società verticalmente integrate e per quello delle utilities liberalizzate, i vari attori del sistema (identificati dagli acronimi impiegati a livello internazionale) collegati tra di loro con frecce singole per indicare il flusso di energia elettrica, e doppie per il flusso informativo tra le diverse funzioni del sistema.

I diversi mercati attivi nel mondo sono disegnati con riferimento al contesto specifico e quindi nessun mercato è perfettamente identico ad un altro a causa delle specificità del Paese in cui è stato implementato. Nel caso italiano, in cui il mercato si trova in una fase iniziale, l’Autorità di regolazione ed i partecipanti stanno cominciando a familiarizzare con il nuovo contesto operativo e alcuni aspetti, come ad esempio la partecipazione alla Borsa Elettrica anche da parte della domanda, sono solo di prossima attuazione. Lungi dal volere descrivere nel dettaglio il funzionamento del mercato elettrico nazionale ed internazionale, in questo paragrafo si intende porre l’accento su come si inserisce l’attuale sistema di distribuzione nel processo di liberalizzazione e quali opportunità gli sono concesse dalle recenti delibere delle istituzioni.

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CAPITOLO 1. IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

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Figura 1.3 Schematizzazione delle interazioni tra i vari operatori del sistema elettrico

1.5.1 Il ruolo del Distributore in Italia ed in Europa In Europa, la direttiva 2003/54/CE del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni

per il mercato interno dell'energia elettrica, ponendosi l’obiettivo di estendere l’accesso al mercato libero dell’energia ad un numero sempre maggiore di soggetti, ha definito il ruolo e la figura del “gestore del sistema di distribuzione”, a cui è affidata la responsabilità di ottenere, nella sua zona di competenza, un sistema di distribuzione dell’energia elettrica sicuro, affidabile ed efficiente, nel dovuto rispetto dell'ambiente. A tal fine esso acquista l’energia necessaria per coprire le perdite di rete e per garantire un sufficiente margine di riserva e, nel caso sia anche responsabile del bilanciamento del sistema, adotta procedure per il dispacciamento, trasparenti e non discriminatorie. In aggiunta, il “gestore del sistema di distribuzione”, in fase di pianificazione dello sviluppo del sistema, deve prendere in considerazione misure di efficienza energetica/gestione della domanda e/o generazione distribuita che possano supplire alla necessità di incrementare o sostituire la capacità (art. 14, comma 7).

È evidente la portata innovativa della direttiva, che può aprire importanti opportunità di sviluppo per nuovi mercati e servizi. La direttiva prospetta in sostanza per la rete europea il cosiddetto unbundling della distribuzione, ottenuto mediante la separazione dei diversi servizi di rete che congiuntamente allo sviluppo di accordi commerciali, permetta ai distributori di far fronte al proprio compito in modo efficiente ed a basso costo.

Infatti, in analogia al sistema di trasmissione, la vera competizione nel sistema di distribuzione può nascere solamente a partire dalla separazione delle funzioni di

Generation Companies(GenCos)

TransmissionCompanies (TransCos)

DistributionCompanies (DisCos)

Retail Companies(ResCos)

IndependentSystem Operator

(ISO)

Power Exchange (PX )

Generation Companies(GenCos)

TransmissionCompanies (TransCos)

DistributionCompanies (DisCos)

Retail Companies(ResCos)

IndependentSystem Operator

(ISO)

Power Exchange (PX )

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CAPITOLO 1. IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

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proprietà, gestione delle reti e di vendita di energia all’utente finale. Spesso le prime due funzionalità possono essere associate, mentre è la terza che deve essere svolta da soggetti diversi da chi gestisce la rete.

In sostanza, in un sistema di distribuzione cosiddetto “aperto” in cui avviene almeno la separazione del figure del gestore (o distributore, DisCo - Distribution Company) e del fornitore (supplier o ResCo - Retail Company), il distributore locale possiede la rete e le linee, i trasformatori, gli interruttori, i regolatori di tensione, ecc. che prima erano usati in concessione da un’unica società integrata nel regime di monopolio sono usati ora come percorsi elettrici condivisi tra molti. Il sistema liberalizzato rappresentato in Figura 1.3 mette in risalto la differenziazione, tipica di un sistema “aperto” tra DisCos e ResCos. Mentre le prime sono proprietarie e gestiscono la distribuzione locale, le seconde vendono potenza direttamente agli utenti finali nel mercato (competitivo) del dettaglio. Le ResCos possono essere anche affiliate a qualche GenCo oppure comportarsi unicamente da intermediari di vendita (comprano all’ingrosso e rivendono al dettaglio). Invece, le DisCos non possono possedere generazione, ma, a seconda dell’attività regolatoria prevista per il singolo paese, hanno l’obbligo di servizio e/o di connessione.

Al contrario, un sistema di distribuzione è “chiuso” se esistono i distributori locali che proprietari o concessionari della rete, la gestiscono e la sfruttano per distribuire e vendere energia ai consumatori. In questo senso il sistema di distribuzione finisce per essere un monopolio naturale e i distributori si comportano come monopolisti locali (LDC, Local Distribution Company) che possono permettere o no ad altri operatori di utilizzare i propri asset.

La situazione italiana si può collocare a metà strada tra le due tipologie di sistema di distribuzione, perché le funzionalità di gestione e vendita sono in realtà separate solo dal punto di vista contabile e non ancora societario (ENEL Distribuzione separa dal punto di vista contabile la parte commerciale da quella di rete propriamente detta). La separazione effettiva avverrà probabilmente in un futuro molto prossimo una separazione più spinta, anche perché si avvicina il termine (2007), per cui sarà permesso a tutti i clienti di accedere al mercato libero (apertura totale del mercato) e l’annullamento della soglia di idoneità alla partecipazione al mercato darà senz’altro un ulteriore impulso alla competitività al livello della distribuzione.

1.5.2 Differenziazione dei servizi Il segnale più evidente verso la riforma del sistema di distribuzione dato dalla

direttiva è sicuramente l’opportunità di differenziazione dei servizi. Infatti, accanto al servizio primario esistono numerosi altri servizi ad alto valore aggiunto, e altri mercati ad essi collegati, che attualmente sono sfruttati solo in parte dai gestori delle reti di distribuzione europee.

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CAPITOLO 1. IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

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Prima tra tutti l’opportunità di offrire livelli di qualità dell’alimentazione differenziati per utente è senz’altro un’occasione di profitto sia per i distributori, che possono agire con interventi mirati al miglioramento della qualità e ottenere remunerazioni per lo sviluppo della rete, sia per i fornitori che invece sono chiamati ad offrire al cliente finale prodotti differenti in base alle esigenze del singolo cliente. In Italia, ad esempio, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (delibera 4/04 [3]), ha deliberato in materia di qualità dei servizi di distribuzione, prevedendo “tra le finalità delle opzioni tariffarie speciali quella di favorire la personalizzazione del servizio rispetto a esigenze particolari dei clienti, disposti a pagare un “premio” aggiuntivo a fronte di livelli di servizio particolari”. Questo perché è ormai opinione diffusa che esista uno spazio per iniziative di mercato che permettano alle imprese distributrici e ai clienti finali di concordare, su base contrattuale (contratto per la qualità), il livello di qualità desiderato. Tale rapporto contrattuale, secondo l’AEEG, deve essere caratterizzato da un premio annuo a carico del cliente e da un rimborso a favore del cliente stesso in caso di mancato rispetto del livello di qualità concordato.

Altri servizi collegati al sistema di distribuzione sono quelli che riguardano gli accordi commerciali tra distributori, fornitori e proprietari della GD. Meritano ad esempio considerazione particolare i servizi che i gestori della distribuzione e i fornitori possono offrire ai proprietari della GD che intendono allacciarsi a alle loro reti e contemporaneamente partecipare attivamente al mercato, come l’acquisto di parte del fabbisogno di potenza reattiva della rete dalle unità GD che, attualmente sono vincolate ad un fissato valore di fattore di potenza, potrebbero partecipare alla regolazione della tensione,o ancora l’utilizzo della GD come riserva per le situazioni di emergenza.

Un’altra occasione di profitto per i distributori e/o per i fornitori è data poi dalla possibilità di partecipazione di clienti finali a politiche di controllo della domanda (DSM - Demand Side Management). A fronte della disponibilità dei clienti di essere interrotti durante particolari condizioni (non necessariamente di emergenza) i distributori/fornitori possono offrire loro soluzioni contrattuali particolarmente favorevoli non solo per il cliente. Infatti, oggi esistono le condizioni tecniche perché alcune importanti classi di utenze possano ridurre i prelievi di potenza dalla rete, tempestivamente e senza subire importanti disservizi, nei periodi di punta e/o di indisponibilità forzata della generazione. I carichi controllabili, allora, possono costituire un’importante risorsa del sistema in quanto possono contribuire alla formazione della riserva rotante od alla riduzione della volatilità del prezzo dell’energia. Ad esempio, il controllo dei prelievi di potenza alla punta basato su meccanismi di mercato può essere uno strumento tecnicamente efficace ed economicamente efficiente per garantire la sicurezza del sistema elettrico, ma anche per differire gli investimenti. In molti casi, infatti, la riduzione dei prelievi di potenza dei carichi “demand responsive” – quelli appunto in grado di diminuire i prelievi senza subire disservizi importanti – è di gran lunga più

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CAPITOLO 1. IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

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economica del corrispondente aumento della disponibilità del sistema di generazione e della capacità di distribuzione delle linee. Inoltre, il DSM può essere fondamentale per i distributori che vogliono puntare su nuovi strumenti di mercato come i titoli di efficienza energetica (TEE o certificati bianchi). Infatti, i certificati bianchi sono titoli commerciabili emessi dal gestore del mercato (GME) a favore dei distributori di energia elettrica o di società operanti nel settore dei servizi energetici (ESCO, Energy Service Company) che certificano la riduzione dei consumi conseguita attraverso interventi e progetti di incremento di efficienza energetica. Dal punto di vista dei distributori, se attraverso i loro progetti ottengono dei risparmi inferiori al loro obiettivo annuo, devono acquistare sul mercato i titoli mancanti per ottemperare all’obbligo. L’acquisto dei titoli da parte dei distributori può essere allora evitato se con accorte politiche di controllo della domanda si riescono a conseguire gli obiettivi di incremento di efficienza energetica. D’altra parte se i distributori raggiungono risparmi oltre l’obiettivo annuo, possono vendere sul mercato i titoli in eccesso, con conseguente beneficio economico. Tali titoli possono essere anche fonte di guadagno per le ESCO che, non dovendo ottemperare ad alcun obbligo, hanno la possibilità di realizzare dei profitti sul mercato dalla vendita dei titoli ottenuti da progetti autonomi.

È rilevante notare che tutti i possibili servizi collegati ad un sistema di distribuzione aperto, citati e non, presuppongono il pieno sfruttamento delle tecnologie ICT. Molti traguardi sono stati raggiunti da questo tipo di tecnologie per l’automazione e per la gestione del sistema elettrico (si pensi ad esempio all’utilizzo di sistemi SCADA - Supervisory Control and Data Acquisition, di EMS -Energy Management Systems o di DMS – Distribution Management System), ma ancora oggi non hanno raggiunto la piena diffusione. Tuttavia, perché siano efficacemente impiegate per offrire servizi è indispensabile una diffusione massiccia di soluzioni ICT, che siano capaci di coordinare al meglio i vari sistemi e di aumentarne nel contempo la flessibilità per consentire un più semplice adeguamento alle condizioni di funzionamento del sistema e alle mutate situazioni del mercato, così com’è richiesto dal mercato elettrico liberalizzato.

1. 6 Necessità della trasformazione

A conclusione di questa breve disamina delle caratteristiche delle reti di distribuzione attuali, si osserva che in realtà esse hanno già subito un parziale ammodernamento e sono tuttora soggette ad una evoluzione che, negli ultimi anni, è diventata molto rapida. Tuttavia, sebbene molta strada sia stata fatta, il sistema di distribuzione continua a costituire una barriera allo sviluppo. Di seguito si indicano alcune delle criticità che dovranno essere superate in futuro non troppo lontano:

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CAPITOLO 1. IL SISTEMA DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

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l’attuale assetto del sistema di distribuzione richiede ingenti investimenti per la connessione di impianti di produzione a livello di media e bassa tensione;

la GD nel sistema di distribuzione richiede una nuova filosofia di gestione e controllo, il cui costo deve essere suddiviso equamente tra i vari attori del sistema (distributori, fornitori e produttori);

le tecnologie e le filosofie operative impiegate nella distribuzione non sfruttano appieno le potenzialità offerte dalla informatica e telecomunicazioni;

le tecniche di pianificazione finora usate mal si adattano alle esigenze di flessibilità dettate dalle modificazioni in atto delle condizioni operative del sistema di distribuzione.

In uno scenario come quello descritto è evidente che il sistema distribuzione dovrà assumere un nuovo ruolo, molto più attivo rispetto al passato, che le consenta non solo di avvantaggiarsi degli sforzi di ammodernamento compiuti finora e di adeguarsi alle imposizioni dettate dalle autorità regolatorie, ma anche di entrare a pieno titolo nel mercato e di sfruttare le nuove possibilità di sviluppo.

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CAPITOLO 2.

LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

2. 1 Introduzione

Il concetto di Generazione Distribuita (GD) non è univocamente definito e spesso le definizioni differiscono a seconda si consideri predominante rispetto alle altre una delle caratteristiche principali della GD, come la taglia, la localizzazione o il punto di connessione. Usualmente si indica con GD un modello di produzione di energia (elettrica con o senza cogenerazione di calore) affidato a unità di piccola taglia, in genere compresa tra 100 kW e qualche decina di MW, localizzate presso il consumatore finale, collegate, a seconda della dimensione, alle reti di distribuzione o di subtrasmissione. In realtà il sistema di generazione può assumere anche la configurazione stand alone, ossia essere totalmente scollegato dalla rete pubblica in modo da soddisfare completamente i bisogni energetici del consumatore finale. Nel caso invece sia integrato nella rete di distribuzione, è in grado non solo di fare fronte alle

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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esigenze del consumatore locale ma anche di contribuire alle funzioni proprie della rete, ad esempio partecipando all’offerta energetica del distributore locale.

L’alta efficienza raggiunta da macchine di taglia medio piccola e la prospettiva di un uso dell’energia più funzionale alle esigenze degli utilizzatori finali, insieme alla prevista crescita dei consumi energetici, alla sempre più forte competitività del mercato elettrico e all’attenzione nei confronti del problema ambientale sono solo alcune delle motivazioni che hanno fatto registrare nell’ultimo decennio un interesse crescente sui temi della GD e le tre maggiori aree industrializzate del pianeta, Stati Uniti, Giappone e Unione Europea, hanno attivato importanti finanziamenti per azioni di ricerca e sviluppo in questo campo.

La GD si basa su tecnologie di generazione di vario genere, che sfruttano fonti energetiche combustibili di origine fossile (gas naturale, olio combustibile, gasolio, carbone, ecc.) o fonti rinnovabili. Tra le fonti rinnovabili si distinguono i combustibili derivati da risorse energetiche disponibili sul territorio, come biomasse, scarti e residui inorganici di produzione industriale ecc., e le fonti non combustibili, come l’energia eolica, solare, geotermica e idraulica. Naturalmente il successo di una singola tecnologia è fortemente legato alla sua convenienza economica e all’affidabilità. Infatti, fattori come l’aleatorietà di alcune fonti, le tecnologie ancora troppo costose in alcuni casi e i lunghi iter autorizzativi per l’integrazione nelle reti influiscono pesantemente negli investimenti e spesso diventano di ostacolo alla diffusione della GD.

D’altra parte aspetti quali: l’impiego di fonti rinnovabili, la possibilità di cogenerazione in impianti industriali e civili, lo sfruttamento di materiali di recupero (es. rifiuti solidi urbani) e la possibilità di produrre energia in prossimità dei carichi

rendono la diffusione della GD particolarmente attraente soprattutto in ragione della crescita della competizione tra fornitori di energia elettrica pubblici e privati, della necessità di riduzione degli sprechi energetici e degli obblighi normativi e ambientali. Stanti poi gli impedimenti oggettivi all’eventualità di aumentare il parco di produzione con la costruzione di grandi centrali, nonché le difficoltà nello sviluppo del sistema di trasmissione, la GD sembra essere il candidato più autorevole per far fronte alla crescita della domanda. Ecco perché il livello di penetrazione nelle reti è in continuo aumento e si prevede che arriverà a valori superiori al 20% in un futuro ormai prossimo. Ciò pone gli operatori del sistema di fronte a problematiche di natura tecnica ed economica consistenti che andranno risolte per permettere la gestione della generazione e la partecipazione attiva dei produttori e dei consumatori al mercato dell’energia senza pregiudicare i livelli di qualità finora raggiunti. La diffusione della GD rappresenta, infatti, uno dei motivi per i quali sicuramente la distribuzione dovrà abbandonare il ruolo passivo svolto finora e che richiederanno una rivisitazione completa delle usuali

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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pratiche di esercizio, gestione e pianificazione dell’intero sistema elettrico e in particolare di quello di distribuzione.

Il presente capitolo si prefigge l’obiettivo di esaminare sinteticamente le principali tecnologie disponibili per la GD, di fornire alcune informazioni essenziali sulle ragioni e le motivazioni che stanno spingendo verso la sua diffusione e di analizzare l’impatto tecnico-economico che la GD ha sulle reti attuali.

2. 2 Tecnologie per la GD

Una possibile classificazione delle principali tecnologie disponibili per la GD le divide in: tecnologie tradizionali, come motori alternativi, turbine a gas e a vapore; tecnologie rinnovabili, come sistemi fotovoltaici, turbine eoliche e idrauliche; tecnologie più innovative come celle a combustibile, microturbine e motori stirling.

Nella Tabella 2.1 sono riassunte le principali caratteristiche di alcune di queste tecnologie [4].

Tabella 2.1 Tecnologie per la generazione distribuita

Combustione Interna Turbina a gas Microturbina Fotovoltaico Turbina

Eolica Cella a

Combustibile

Combustibile Diesel o Gas Gas Diversi gas o

liquidi Sole Vento Gas

Rendimento, %1 35 29-42 27-32 6-19 25 40-57 Densità di energia

kW/m2 50 59 59 0.002 0.01 1-3

Costi di G&M, $/kWh2

0.01 0.005-0.0065 0.005-0.0065 0.001-0.004 0.01 0.0017

Costo Energia Elettr., $/kWh

0.07-0.09 0.06-0.08 0.06-0.08 0.18-0.20 0.03-0.04 0.06-0.08

Accumulo richiesto

No No No Si Si No

Nox (lb/BTU): Gas Naturale3 0.3 0.01 0.01 n.a. n.a. 0.0032-0.02

Olio 3.7 0.17 0.17 n.a. n.a. ---- Effic. di comb.,

BTU/kWh 10-15 5-10 5-10 n.a. n.a. 5-10

Durata attesa, ore 40000 40000 40000 - - 10000-40000 Stato Tecnologico Commerciale Commerciale Commerciale Commerciale Commerciale Commerciale 1 I rendimenti per le fonti rinnovabili non dovrebbero essere confrontati direttamente con quelli dei combustibili fossili, stante la limitatezza. 2 I costi dei G&M non considerano i costi del combustibile. Non ci sono costi per il combustibile nel caso di generatori eolici o fotovoltaici. 3 Il Gas naturale è usato per calcolare i costi dell’energia con l’ovvia esclusione dei generatori eolici e fotovolatici (n.a. = non applicabile).

Di seguito verranno brevemente richiamate le principali tipologie di generatori utilizzati per la GD.

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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2.2.1 Motori a combustione interna I motori a combustione interna costituiscono il più tradizionale mezzo per la

produzione di energia elettrica. Usualmente impiegati come unità di emergenza (gruppi elettrogeni) possono essere impiegati in parallelo con la rete di distribuzione. Generatori di questo tipo si trovano in un campo di potenze compreso fra 1 kW e qualche decina di MW; i combustibili più comunemente impiegati sono il gasolio ed il gas naturale. Il maggiore vantaggio di questa tecnologia è il basso costo di produzione e di manutenzione, mentre il principale difetto è il livello di emissioni nocive che è fortemente variabile a seconda della tipologia e della taglia.

2.2.2 Turbine a gas e microturbine Le turbine e le microturbine operano sostanzialmente sulla base dello stesso

principio: il combustibile (gas) è bruciato nella camera di combustione insieme al comburente (aria), opportunamente compresso dal compressore rigidamente calettato con la turbina a gas. I prodotti della combustione, che hanno elevata temperatura e pressione, sono fatti espandere nella turbina che mantiene in rotazione il generatore elettrico. L’elevata temperatura dei gas in uscita dalla turbina rende agevoli e molto efficienti cicli cogenerativi per la produzione di energia termica ed elettrica.

Le turbine a gas di tipo industriale coprono un range compreso tra 5÷10 MW. I principali vantaggi sono: compattezza, leggerezza, facilità di installazione, basse emissioni, vibrazioni e rumorosità contenute (con opportuni accorgimenti), rapidità di avviamento e semplicità di controllo a distanza. Tra gli svantaggi si annoverano le basse efficienze e la necessità di operare con combustibili pregiati.

Le microturbine (range tra 25÷500 kW), pur basandosi sullo stesso principio delle turbine a gas tradizionali, sono caratterizzate da elevati rendimenti a basso carico elettrico ma da un peggiore rendimento a carico nominale. Conservano molti dei problemi delle turbine di taglia maggiore, ma hanno il pregio di poter essere usate in applicazioni residenziali e terziarie grazie alle dimensioni ed al peso contenuti e alla ridotta manutenzione di cui necessitano. Il generatore elettrico usato nelle microturbine genera una tensione alternata ad elevata frequenza (una microturbina ruota a 70000-120000 giri/min) convertita alla frequenza di rete mediante un sistema di conversione elettronico. L’interfaccia tramite convertitore permette una completa controllabilità della turbina nel funzionamento sia che essa operi singolarmente o in gruppo.

Le microturbine sono particolarmente adatte per applicazioni di cogenerazione in quanto rendono disponibili grandi quantità di calore ad alta temperatura che possono essere vantaggiosamente impiegate per riscaldamento e/o condizionamento di edifici.

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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2.2.3 Impianti fotovoltaici I sistemi fotovoltaici operano la conversione diretta della radiazione solare in energia

elettrica. Sono costituiti da celle elementari (analoghe ai fotodiodi), connessi in serie e/o parallelo in modo da formare moduli o pannelli. Gli impianti fotovoltaici sono silenziosi, non necessitano di combustibile e non hanno emissioni inquinanti. Nelle applicazioni isolate, poiché il ciclo solare giornaliero e le perturbazioni atmosferiche non permettono una produzione costante, è necessario dotare l’impianto di sistemi di accumulo, non indispensabili nel caso di impianto grid-connected.

Con le attuali tecnologie la produttività di un sistema fotovoltaico alle nostre latitudini è, includendo le perdite, variabile tra 1000÷1500kWh/y·kWp, mentre il rendimento d’impianto al netto delle perdite raggiunge il 10% (quello complessivo può superare il 15%). Il costo del kWh prodotto varia fortemente a seconda del valore dell’insolazione (incide sulla produttività) e della tipologia dell’impianto. Per l’Italia il prezzo di vendita dell’energia si aggira attorno a 0.50 €/kWh (casi estremi: 0.35 €/kWh nel sud, 0.58 €/kWh nel nord) [5]. Si vede quindi che il costo dell’energia elettrica prodotta dal fotovoltaico non è competitivo con quello delle fonti primarie, sia per quanto riguarda il costo industriale, sia per il prezzo del mercato. È per questo che nei principali paesi dell’Unione Europea si ricorre ad opportune forme di incentivazione per promuoverne l’utilizzo e lo sviluppo tecnologico, al fine di ottenere in futuro una sensibile riduzione dei costi.

2.2.4 Impianti eolici Le macchine eoliche o aerogeneratori trasformano l’energia eolica del vento in

energia meccanica di rotazione, che poi viene convertita in energia elettrica. Esistono taglie di aerogeneratori che vanno da 500÷750 kW fino a 3÷4 MW, con diametri del rotore fino a 70 m. La conversione dell’energia da meccanica ad elettrica avviene tramite un generatore rotante che può essere sincrono o asincrono, accoppiati direttamente alla rete oppure disaccoppiati tramite convertitori.

La questione dell’impatto ambientale delle centrali eoliche (wind farm) e della tutela del patrimonio naturalistico è tuttora il maggiore ostacolo alla diffusione di questa tecnologia nel nostro Paese, ormai giunta ad un elevato livello di maturità e di piena competitività con le fonti primarie. Infatti, la caratteristica di sfruttare una fonte rinnovabile, pulita, disponibile localmente e gratuita ha come contropartita la bassa concentrazione energetica, per cui gli aerogeneratori devono avere dimensioni ragguardevoli in rapporto alla potenza prodotta, con un effetto negativo sul paesaggio. All’impatto visivo si aggiunge, poi, quello acustico (elevata rumorosità) e sul territorio (flora e fauna).

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Sotto l’aspetto operativo la fonte eolica è caratterizzata da una marcata aleatorietà ed intermittenza. Infatti, il vento è sfruttabile per la produzione di elettricità quando la sua velocità è compresa tra un minimo di 4÷5 m/s e un massimo di 20÷25 m/s, al di sopra della quale la macchina viene posta fuori servizio per preservarne l’integrità. Gli impianti eolici raggiungono un rendimento di conversione teorico del 59%, che si riduce nella pratica a valori molto più bassi.

2.2.5 Celle a combustibile Le celle a combustibile sono dispositivi in grado di realizzare la combustione

dell’idrogeno per via elettrochimica; in una cella a combustibile idrogeno e ossigeno si legano a formare acqua rendendo disponibile energia sotto forma di calore e di energia elettrica. Il principio fisico sul quale si basano le celle a combustibile è noto da oltre duecento anni, ma il loro sviluppo è stato a lungo ostacolato da problemi tecnologici e dalla necessità di trovare materiali adatti per il catalizzatore. Negli ultimi anni lo studio delle celle a combustibile ha avuto un forte impulso per le grandi potenzialità di questa tecnologia: la cella a combustibile può infatti essere usata per produrre energia elettrica per qualunque applicazione (dalle batterie dei telefoni cellulari e dei computer portatili fino a impianti da vari MW). Come le batterie, anche le celle sono costituite da due elettrodi separati da un elettrolita; la principale differenza è che la cella converte direttamente idrogeno in energia elettrica e funziona senza esaurirsi fino a che viene mantenuto il flusso di combustibile e comburente agli elettrodi. I principali tipi di celle sono le alcaline, quelle ad acido fosforico, quelle a membrana polimerica, quelle a carbonato fuso e quelle ad ossidi fusi. Le celle a combustibile producono direttamente in DC e necessitano di convertitori DC/AC per la connessione alle reti distribuzione; i convertitori adottati permettono una agevole regolazione di tensione, potenza e frequenza. La temperatura di lavoro della cella varia tra 80°C e 1000°C e sono quindi possibili impieghi in cogenerazione con alte efficienze complessive (circa 70%) e basse emissioni di inquinanti. Il combustibile usato per la cella è l’idrogeno, ma in alcuni casi essa può essere alimentata direttamente con idrocarburi che subiscono all’interno della macchina una trasformazione che permette di separare ed eliminare il carbonio sotto forma di CO2 in modo che solo l’idrogeno vada a contatto con gli elettrodi (reforming).

2.2.6 Impianti idroelettrici di piccola taglia Gli impianti idroelettrici sfruttano l’energia cinetica che l’acqua acquista nel

passaggio attraverso salti geodetici. La trasformazione da energia potenziale in energia meccanica dell’acqua avviene per mezzo di turbine, messe in rotazione dalla massa di acqua che transita al loro interno e collegate ad alternatori che provvedono alla conversione in energia elettrica. In Italia fino agli anni 60’-70’ lo sfruttamento di grandi

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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salti ha permesso che l’approvvigionamento energetico fosse prevalentemente di natura idroelettrica. Quando si parla di generazione distribuita di natura idroelettrica si intende, però, lo sfruttamento di piccoli dislivelli disponibili anche in fiumi o torrenti con portate limitate, usati da piccole centrali in grado di produrre al massimo una decina di MW. Questi tipi di impianti rientrano nella definizione di “mini-idraulica” che classifica le centrali in base alla potenza prodotta (fonte UNIDO, United Nations Industrial Development Organization) [6]:

pico centrali P< 5 kW; micro centrali P< 100 kW; mini centrali P< 1.000 kW; piccole centrali P< 10.000 kW.

Mentre gli impianti di grosse dimensioni con invasi per milioni di metri cubi d’acqua, pur sfruttando una fonte di energia rinnovabile, hanno un impatto negativo sull’ambiente, le considerazioni ambientali possono cambiare radicalmente per gli impianti idroelettrici di piccola taglia. Ad esempio, i benefici ambientali legati alla realizzazione di impianti micro-hydro sono notevoli: tali impianti, utilizzando una risorsa pulita come l’acqua, possono fornire energia elettrica a zone altrimenti isolate o raggiungibili solo con opere di maggiore impatto ambientale, concorrendo alla riduzione della dipendenza energetica dai combustibili fossili ed non producendo emissioni di gas serra, né altre sostanze inquinanti.

Gli impianti idroelettrici di piccola taglia rappresentano quindi una importante fonte energetica rinnovabile e possono contribuire attivamente allo sviluppo sostenibile del territorio in cui sono inseriti.

2.2.7 Motori Stirling I motori Stirling sono azionati dall’espansione di un gas (aria, azoto, elio, idrogeno)

che compie un ciclo termodinamico completo all’interno di una macchina essenzialmente costituita da due pistoni, due scambiatori di calore per lo scambio termico con la sorgente calda e fredda e da un rigeneratore (economizzatore). Il motore è fondamentalmente un motore a combustione esterna, azionato da un ciclo chiuso di compressione ed espansione del gas all’interno di cilindri alternativamente riscaldati e raffreddati. All’interno del motore il gas subisce ciclicamente due trasformazioni isoterme e due trasformazioni isocore.

Nel motore Stirling i gas di scarico sono puliti in quanto il combustibile brucia completamente, e l'assenza della fase di scoppio, tipica dei motori a combustione interna, rende il motore poco rumoroso. Grazie alla sua particolare configurazione, consente di utilizzare una varietà di combustibili: combustibili liquidi o gassosi, carbone, prodotti di liquefazione o di gassificazione del carbone, biomasse, rifiuti urbani, ecc. La fonte di calore può anche essere l'energia nucleare o solare. Nonostante le ottime

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caratteristiche di tale tipologia di motori, vi sono ancora dei problemi ai quali la ricerca sta tentando di porre rimedio. Il più significativo riguarda la trasmissione del calore e la gestione dei fenomeni fluidodinamici all’interno del motore stesso. La difficoltà deriva dalla necessità di tenere conto di tutti i complessi processi dinamici riguardanti il gas e la trasmissione del calore che avvengono contemporaneamente nel cilindro di compressione ed espansione, nel riscaldatore, nel rigeneratore, nel raffreddatore, sulle loro superfici esterne e nella camera di combustione.

Sebbene il motore Stirling sia ancora oggetto di studio e ricerche per migliorarne l’efficienza ed abbatterne i costi, esistono già commercialmente disponibili impianti di generazione per uso residenziale in grado di fornire elettricità e calore con rendimenti complessivi prossimi al 90% e con un il livello di emissioni inquinanti (NOx) che si mantiene accettabile.

2. 3 Motivazioni per la diffusione della GD

Le principali motivazioni della diffusione della GD, che come detto, richiedono di rivedere i criteri di sviluppo ed esercizio delle reti di distribuzione, fin qui adottati possono essere riassunti nei seguenti punti:

necessità di disporre energia elettrica a più basso costo e quindi di migliorare l’efficienza in tutti i settori del sistema elettrico,

attesa per una maggiore penetrazione dei consumi elettrici (ad esempio per sostenere lo sviluppo della cosiddetta società digitale), che impone un radicale aumento della capacità di trasporto delle reti, incluse (o soprattutto) quelle di distribuzione,

attesa per una maggiore sicurezza nella alimentazione dei consumi, il che vuol dire anche maggiore sicurezza nella acquisizione delle risorse energetiche (comprese quelle disponibili solo localmente, il cui trasporto non è possibile o conveniente),

disponibilità di nuove tecnologie per la generazione locale, su piccola scala, e di dispositivi di elettronica di potenza per il supporto del funzionamento delle reti,

maggiore facilità nel reperire siti per i piccoli generatori, impiego della cogenerazione per la produzione di energia termica che evita la

costruzione di costose reti calore, disponibilità di gas naturale, tempi di realizzazione ridotti e minori tempi per il ritorno degli investimenti, liberalizzazione del mercato dell’energia, disponibilità delle nuove tecnologie informatiche e di comunicazione (ICT).

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In aggiunta a queste motivazioni più tradizionali, i black out che hanno recentemente colpito larga parte del mondo industrializzato hanno accentuato l’attenzione verso le risorse energetiche distribuite anche da parte dei non addetti ai lavori, che le vedono come una soluzione per aumentare la affidabilità del sistema elettrico. Certamente, sebbene spesso la percezione dell’opinione pubblica appaia troppo trionfalistica e legata alla contingenza degli eventi, è innegabile che il mercato della GD sia in continua crescita, favorito dalle direttive dell’Unione Europea (UE) miranti da un lato all’implementazione di un mercato dell’energia elettrica efficiente e dall’altro alla riduzione delle emissioni in atmosfera, da ottenersi medianti impianti ad efficienza energetica o basati sull’impiego diffuso delle fonti rinnovabili.

A tal fine la UE ha definito strategie di breve, medio e lungo termine atte a riequilibrare e diversificare le fonti energetiche promovendo la produzione di energia da fonti rinnovabili (ad es. energia solare, eolica, geotermica, idraulica, dei moti ondosi, delle maree, dei gas di discarica, del biogas e delle biomasse) e definendo trend di sviluppo che consentano di raggiungere entro il 2010 gli obiettivi fissati per ciascun paese membro (l’Italia deve, entro il 2010, aver una produzione da fonti rinnovabili pari al 25% del consumo elettrico totale). L’attenzione della UE verso le tematiche della GD e delle fonti rinnovabili è testimoniata anche (o per esempio) dagli investimenti dedicati agli studi ed alla ricerca: negli ultimi anni sono stati realizzati studi per ben 34 milioni di euro finanziati per quasi 20 milioni dalla UE.

A questa crescente attenzione corrisponde ovviamente un mercato che, a livello mondiale, è caratterizzato da un tasso di crescita molto elevato nonostante esistano ancora parecchi vincoli ad una consistente diffusione della GD. Ad esempio, costituiscono senza dubbio vincoli alla diffusione: La bassa densità energetica di fonti rinnovabili come le biomasse rispetto ai

combustibili fossili rendono alti i costi di trasporto della fonte energetica e impongono, quindi, capacità modeste dell’impianto di produzione.

La necessità di localizzare le wind farm in zone ventose o gli impianti combinati che sfruttano al cogenerazione nelle immediate vicinanze dei carichi termici, per la difficoltà di trasportare calore per lunghe distanze.

La sindrome di natura sociale cosiddetta “NIMBY” (Not In My Back Yard) o le sue degenerazioni (la più nuova è la sindrome “BANANA”, Build Absolutely Nothing Anywhere Near Anything) che, riprendendo espressioni americane o anglosassoni, stanno a significare la riluttanza del singolo ad avere impianti di produzione dell’energia elettrica, seppure piccoli, nelle immediate vicinanze della propria abitazione o addirittura la determinazione “a non costruire assolutamente nulla vicino a qualcosa”, nonostante venga riconosciuto come necessario, o comunque possibile.

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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Le già citate complicazioni nell’ottenimento delle autorizzazioni (sotto questo profilo si può evidenziare chiaramente il ritardo italiano rispetto ad altri paesi industrializzati e le ancora notevoli possibilità di crescita).

Ciononostante, la tendenza degli investitori, attratti dalla brevità dei tempi installazione, dai modesti capitali necessari all’investimento, nonché dalla relativa facilità di reperibilità di siti per piccoli generatori, è quella di superare le difficoltà dovute sia alle caratteristiche intrinseche delle fonti rinnovabili, sia agli ostacoli di natura sociale e legislativa e di contribuire alla crescita del mercato collegato alla GD.

2. 4 Impatto della GD sulle reti

Un’implementazione diffusa della GD sul sistema elettrico è legata non solo al superamento degli ostacoli politico-sociali ma anche e soprattutto a vincoli tecnici, che si oppongono a tale diffusione. Infatti, dal punto di vista strettamente tecnico l’integrazione della GD nei sistemi di distribuzione, sia in media che in bassa tensione, può dare luogo a criticità nell’esercizio della rete stessa, sia sui componenti che sulle procedure di gestione e protezione della rete in condizioni di regime e transitorie. Nonostante questo, le motivazioni alla sua diffusione, citate nel paragrafo precedente, rendono oggi la GD una realtà a cui i gestori delle reti devono trovare soluzioni, avvantaggiandosi anche delle importanti potenzialità che offre (alimentazione di back-up, azione di peak-shaving, attenuazioni dei problemi di PQ, differimento degli investimenti per il potenziamento delle reti di distribuzione).

Oggi le regole di connessione sono dettate da Norme e standard: ad esempio in Italia dalla Norma CEI 11-20, mentre negli Stati Uniti dallo standard IEEE 1547. Nell’ Appendice A è presente un sunto dei criteri e delle regole di allacciamento prescritte dalla Norma CEI 11-20, utile per considerazioni che verranno fatte nel seguito.

È bene sottolineare fin d’ora che l’impatto della GD sulla rete è fortemente influenzato da aspetti peculiari della rete su cui verrà installata (tipologia dei conduttori, lunghezza delle linee, ecc.), dalla natura e dalla variabilità dei carichi, dal tipo di sorgente impiegata per la generazione (ad es. eolico piuttosto che cogenerazione) e dalla modalità di interfacciamento con la rete che rendono di fatto ogni caso un caso a se, meritevole di studi specifici difficilmente generalizzabili.

Ad ogni modo, in questo paragrafo si vogliono focalizzare i principali effetti che un progressivo aumento della penetrazione della GD ha sulle reti attuali, con particolare riferimento alle grandezze che nel seguito sono utilizzate come termini di confronto tra la gestione radiale e quella magliata delle reti di distribuzione. In particolare si evidenziano gli effetti, sia per quanto riguarda il comportamento a regime (perdite di potenza attiva, profilo di tensione e sfruttamento degli elementi di rete), sia per il

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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comportamento in occasione di guasti trifase (corrente e potenza di corto circuito trifase).

Nel paragrafo successivo, invece, si completa l’analisi dell’impatto della GD sulle reti esaminando gli effetti che essa produce sul sistema delle protezioni.

2.4.1 Perdite di potenza attiva L’impatto della GD sulla riduzione delle perdite nelle reti di distribuzione è un tema

controverso: infatti, se in linea di principio la presenza di generatori in prossimità dei carichi contribuisce a scaricare le linee ed i trasformatori delle CP e quindi a ridurre le perdite in linea, di fatto questo effetto benefico si può avere solo scegliendo oculatamente la posizione e la taglia dei generatori ed analizzando la variabilità nel tempo della produzione e del consumo, altrimenti si corre il rischio che la GD sia causa di un incremento complessivo del consumo di potenza attiva. Ad ogni modo, per quanto si possa ottimizzare lo sviluppo della GD in funzione delle perdite, se il livello di penetrazione diventa molto elevato è possibile pensare ad una ridistribuzione dei flussi di energia che può anche far arrivare ad un incremento delle perdite di potenza attiva. In letteratura esistono molti studi volti a stabilire quale impatto abbia la GD sulle perdite e in alcuni casi tentativi di fornire dati generali, ad esempio sul livello di penetrazione della GD oltre il quale le perdite di rete finiscono con l’aumentare, si dimostrano del tutto errati se applicati a situazioni reali in cui i lati hanno tutti diverse lunghezze e sezioni [7].

In particolare esaminando le molteplici variabili quali la posizione nella rete, il livello di penetrazione, il livello di dispersione, il tipo di generazione, la natura della rete (urbana o rurale), la tipologia dei carichi (industriali o residenziali) da cui dipende la variabilità delle perdite apportata dalla GD si può considerare sinteticamente che:

al fine di ottenere maggiori vantaggi è fondamentale che la GD sia posta in quelle zone della rete a maggior densità di carico in modo che i percorsi tra i punti di generazione e di utilizzo siano più brevi;

fissata la topologia della rete e determinate caratteristiche strutturali (tipo di linee, sezione dei conduttori, lunghezza, distribuzione del carico, ecc.), per bassi valori di penetrazione della GD si può avere una riduzione delle perdite mentre per alti livelli si può avere un aumento delle perdite; in particolare in una rete radiale, fissato il carico, è da attendersi che le perdite attive diminuiscano fino ad un certo grado di penetrazione di GD e poi tendano ad aumentare da questo punto in poi;

nel caso in cui fosse permesso alla GD di fornire alla rete sia un supporto di potenza attiva che di potenza reattiva si otterrebbero maggiori benefici;

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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la mancata dispacciabilità nei momenti in cui è massima la richiesta del carico (mancata omoteticità fra la generazione e carico) può far sì che le perdite aumentino, per cui la presenza di ingenti quantità di GD del tipo non dispacciabile e soggetta a vincoli ambientali sul punto di installazione (e.g. energia eolica) può determinare un aumento delle perdite anziché una diminuzione.

2.4.2 Regolazione della tensione Il profilo della tensione lungo le linee MT è senza dubbio influenzato dalla presenza

della GD. Nel caso di rete passiva il profilo di tensione è decrescente da monte verso valle ed è necessario tarare in modo opportuno il regolatore di tensione in Cabina Primaria (CP) per contenere tale caduta entro i limiti contrattuali.

La GD lungo una linea MT influenza le tensioni dei suoi nodi in quanto contribuisce a limitare le cadute di tensione nella parte resistiva delle impedenze di linea riducendo il flusso di potenza attiva in transito verso i carichi. Ulteriori contributi al miglioramento del profilo di tensione potrebbero essere ottenuti facendo partecipare anche i generatori alla regolazione della tensione, agendo sui flussi di potenza reattiva e limitando gli effetti del termine reattivo dell’impedenza di linea. Allo stato attuale questo mercato non è stato ancora istituito ed i generatori seguono una politica di produzione della potenza reattiva finalizzata ad interferire il meno possibile con la politica di regolazione della tensione adottata dal distributore. In pratica questo significa lavorare a fattore di potenza pressoché costante e prossimo all’unità (cosϕ = 0.9 – 0.95, induttivo di giorno, capacitivo di notte).

Ad ogni modo la presenza di generatori nella rete contribuisce ad innalzare il profilo di tensione lungo la linea su cui sono installati; l’entità di tale innalzamento dipende da diversi fattori, quali la taglia del generatore installato, il suo fattore di potenza di funzionamento, la sua posizione assoluta lungo la linea, ma anche quella relativa rispetto alla distribuzione dei carichi passivi della rete e degli altri generatori. Questo fatto può determinare anche delle criticità soprattutto in termini di sovratensioni, come per esempio succede nel caso di generazione eolica allacciata a laterali durante le ore di basso carico.

Accanto a questi effetti benefici la GD presenta però il problema di interferire con il sistema di regolazione della tensione, essenzialmente costituito da regolatori di tensione sotto carico posti nelle CP.

Infatti, i metodi di regolazione automatica della tensione attualmente usati sono essenzialmente di due tipi: a tensione costante sulla sbarra MT o a compensazione in corrente. Il secondo si basa sulla conoscenza dei valori massimi e minimi della corrente dei trasformatori delle cabine primarie e delle linee in uscita dalle sbarre e sul calcolo,

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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con un algoritmo ottimizzato, dei parametri dei variatori di rapporto sotto carico dei trasformatori AT/MT. Tale procedura tiene conto anche del contributo, in termini di c.d.t e di regolazione, dato dai trasformatori MT/BT, il cui rapporto di trasformazione viene invece regolato a vuoto e non sotto carico. L’allacciamento di generatori alla rete altera completamente la situazione. Per questo la regolazione della tensione non può prescindere dalla presenza di GD nella rete, che cambia il profilo di tensione delle linee.

In ogni caso, qualunque sistema di regolazione automatico venga impiegato, l’intervento da adottare non è di facile previsione, né nel caso di sistema di regolazione a tensione costante, in relazione alla scelta del valore di riferimento della tensione di sbarra del trasformatore AT/MT, né nel caso di sistema di regolazione con “compound”. In questo ultimo caso, infatti, possono presentarsi delle situazioni di particolare criticità quando, in reti solo parzialmente attive, esistono linee passive cariche che rischiano allora condizioni di sottotensione o, ancora, quando si creano, in reti anche totalmente attive, delle condizioni di forte preponderanza di GD rispetto al carico passivo (pericolo di sovratensioni).

2.4.3 Sfruttamento degli elementi di rete La GD può contribuire a differire investimenti sulle reti di distribuzione attenuando

alcune situazioni di criticità nello sfruttamento di linee e trasformatori. Questo effetto benefico è da molti autori annoverato tra i principali benefici che essa è in grado di apportare ed è, allo stato attuale, uno dei pochi motivi che potrebbe spingere una società di distribuzione a favorire la nascita di impianti di produzione nelle proprie reti. Tipico esempio di quanto detto è costituito dalla presenza di un generatore in un nodo di una laterale molto carica: la presenza del generatore, specialmente se posizionato in prossimità dei carichi di taglia maggiore, può senz’altro contribuire ad alleviare la situazione, riducendo lo sfruttamento dei lati precedentemente coinvolti nell’alimentazione dei carichi maggiori. D’altro canto un aumento indiscriminato della GD in rete può invece portare, specialmente nel caso di schema radiale, ad un eccessivo sfruttamento degli elementi con il risultato finale di aumentare le criticità eventualmente presenti o di farne nascere di nuove. Si pensi in questo caso all’eventuale realizzazione di impianti di produzione connessi alla rete di distribuzione nei primi nodi a valle delle sbarre della CP: in questo caso se la produzione raggiunge livelli molto elevati, situazione spesso comune nelle ore notturne, la potenza in transito verso la linea AT può facilmente sovraccaricare i primi tratti della linea.

Ancora una volta l’aspetto fortemente localistico della GD rende difficile individuare a priori sulla base di regole di carattere generale gli effetti che essa è in grado di apportare, mentre emerge fortemente la necessità di studi, valutazioni ed ottimizzazioni relative al particolare caso esaminato.

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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2.4.4 Correnti di corto circuito trifase I generatori impiegati nella GD sono classificabili in due tipologie: direttamente

connessi alla rete di distribuzione (generatori sincroni, generatori ad induzione) e connessi attraverso dispositivi di interfaccia basati su elettronica di potenza. Nel secondo caso la presenza dei convertitori limita il contributo alla corrente di corto circuito trifase a valori dell’ordine di grandezza delle correnti normalmente erogate del tutto compatibili con i poteri d’interruzione delle protezioni installate.

Diverso è il discorso per quanto riguarda le macchine direttamente connesse alla rete che, specialmente nel caso di generatori sincroni, contribuiscono ad aumentare il livello della corrente di corto circuito alle sbarre MT delle cabine MT/BT. Una penetrazione assai forte della generazione potrebbe far superare alla corrente di corto circuito il livello di progetto, rendendo necessaria la sostituzione delle apparecchiature di protezione (cfr. paragrafo successivo) e, al limite, anche dei conduttori, o, ancora, la realizzazione di nuove cabine primarie, al fine di limitare la quantità di generatori allacciati alla rete MT alimentata dal medesimo trasformatore AT/MT. D’altra parte gli accorgimenti per ridurre le correnti di corto circuito, come l’uso di trasformatori AT/MT con elevata impedenza, presenterebbero altri inconvenienti sia per quanto riguarda la regolazione della tensione, sia per quanto riguarda le perdite.

2. 5 Problematiche dei sistemi di protezione in presenza di GD

Come appena detto, l’inserimento nella rete di impianti di generazione diffusa (in particolare quelli con interfaccia rotante) può innalzare le correnti di guasto e variare l’impedenza del sistema vista dal punto di guasto tali da determinare:

flussi di corrente sugli interruttori di linea al limite del potere massimo di chiusura e apertura;

sovraccarichi sui conduttori. In Tabella 2.2 sono indicati i valori per le correnti di corto circuito di vari tipi di

generatori dispersi nel caso di guasto ai morsetti della macchina (worst case). Nelle zone in cui le correnti di corto circuito della rete sono già intense, è necessario,

innanzitutto, verificare accuratamente che non siano superati i valori massimi ammissibili di corrente degli interruttori (in Italia, normalmente la corrente di corto circuito deve essere mantenuta entro il valore di 12.5 kA). Infatti, gli interruttori di linea, gli IMS (Interruttori di Manovra Sezionatori) nelle cabine di sezionamento principali per le reti MT, gli interruttori delle utenze passive MT e BT ed anche i conduttori con sezione mediamente più piccola sono gli elementi della rete che maggiormente patiscono l’incremento della corrente di corto circuito. Per ovviare a

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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questi problemi, in una situazione come l’attuale, in cui la GD non è particolarmente diffusa si è ricorso ad allacci con linea dedicata (eventualmente su sbarra AT della CP) e, molto più raramente, all’uso di bobine limitatrici.

Tabella 2.2 Contributo alla corrente di corto circuito per vari tipi di GD.

TIPO DI

GENERATORE

Corrente di corto circuito ai morsetti della macchina

(% della corrente nominale)

Inverter

100-400% (la durata dipende dalle caratteristiche del controllore e la corrente può anche essere inferiore al 100% per alcuni tipi di inverter)

Generatore sincrono a eccitazione indipendente

500-1000% per i primi periodi, per poi diminuire fino al 200-400%

Generatore asincrono o generatore sincrono autoeccitato

500-1000% per i primi periodi, diminuendo fino a valori trascurabili entro 200 ms.

Ancora più critico è il problema delle correnti di corto circuito con riferimento alla

perdita di coordinamento e della selettività delle protezioni. Molti autori hanno mostrato come il coordinamento tra fusibili (nelle reti di distribuzione che ne fanno uso), tra fusibili ed interruttore e tra recloser ed interruttore sia in generale fortemente affetto dalla presenza della GD [7], [8], [9], [10]. È poi ben noto il problema della perdita di selettività, che porta alla possibilità di apertura intempestiva di una linea sana a causa del contributo alla corrente di corto circuito fornito dalla GD allacciata in un ramo parallelo. La Figura 2.1 mostra proprio il caso citato in cui l’unità GD alimenta il guasto con una corrente di corto circuito che potrebbe far scattare la protezione di massima corrente che è posta in testa alla linea a cui è allacciata, soprattutto se il ritardo della protezione posta nel ramo guasto è abbastanza lungo. Il malfunzionamento in questo caso potrebbe essere risolto dotando i dispositivi di protezione di caratteristiche (e.g. direzionalità) che permettano il riconoscimento del contributo della corrente fornito dai generatori locali.

In effetti, ogni nuova connessione di un generatore alla rete di distribuzione impone una verifica (mediante opportuni software per il calcolo delle correnti corto circuito) ed eventualmente una ri-taratura del sistema di protezioni previsto. Una diversa taratura delle protezioni (possibile solo nel caso in cui essa non comporti eccessive sollecitazioni sui componenti di sistema e sulle procedure di estinzione dei guasti); l’allacciamento della GD in un punto diverso della rete, per variare il suo contributo alle correnti nelle varie linee di rete; l’adozione, da parte del generatore distribuito, di opportune reattanze serie per limitarne il contributo alle correnti di corto circuito; la sostituzione di tratti di linea interessati da un I2t troppo elevato (questo ultimo accorgimento comporterebbe evidenti implicazioni sia economiche che di esercizio) [11], sono tutte possibili soluzioni

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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alle problematiche citate. Però, da queste brevi considerazioni, è evidente che qualora la GD dovesse raggiungere il livello di penetrazione ipotizzato da molti autori, la conservazione delle diverse modalità di protezione adottate nelle reti di distribuzione attuali non potrebbe essere applicata, in quanto tutte le soluzioni adottate partono dal presupposto che i flussi di energia siano unidirezionali e provenienti da un’unica sorgente.

Figura 2.1 Effetto della GD sulla selettività delle protezioni

Ad esempio, in Figura 2.2 è mostrato il caso di una possibile inefficienza delle protezioni a causa della presenza della GD. In questo caso se la GD si trova piuttosto lontana dalla CP e un guasto (bifase in Figura 2.2) compare vicino al sito di generazione, l’impedenza tra la CP e il guasto può essere tanto più grande di quella interposta tra GD e guasto, che la corrente di guasto rilevata dalla protezione posta in CP diventi troppo bassa per comandarne l’intervento.

Figura 2.2 Esempio di malfunzionamento delle protezioni in presenza di GD

Il presupposto di flussi unidirezionali è anche quello che regola logiche di protezione in caso di guasto nella rete. Infatti, la pratica più diffusa è quella che prevede il distacco immediato della generazione in occasione dei guasti: questa situazione, richiesta da molti standard di connessione, è però, ancora una volta, difficilmente conciliabile con l’ipotesi di elevate quantità di generazione, soprattutto se si tiene conto che un’elevata percentuale dei guasti (su rete aerea) è temporanea e può essere eliminata con uno o più cicli di richiusura [7], [8]. Per questo motivo sono oramai presenti in letteratura i primi esempi di nuovi sistemi di protezione che permettono una gestione di reti con elevata presenza di GD, sfruttando le potenzialità offerte dai sistemi di

AT/MT

GuastoIcc

GD

AT/MT

GuastoIcc

GD

Guasto bifase

GDAT/MT

Icc (rete) Icc (GD)

protezione

Guasto bifase

GDAT/MT

Icc (rete) Icc (GD)

protezione

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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comunicazione e controllo che vanno sempre più diffondendosi nelle reti di distribuzione insieme a protezioni di tipo a microprocessore dotate di capacità di comunicazione. In [8] si presenta ad esempio un interessante sistema per la gestione di una rete di distribuzione, descritto in dettaglio nell’Appendice B, in cui un dispositivo di elaborazione centrale elabora i dati provenienti da tutte le sbarre in cui sono collegati i generatori ed individua, impiegando algoritmi relativamente semplici e veloci, il tronco in cui si è avuto il guasto. L’individuazione del tronco guasto permette la riconfigurazione della rete sulla base di una suddivisione in zone predeterminata mediante operazioni di calcolo off-line: l’unità di controllo centrale comanda l’apertura degli interruttori opportuni, determinando eventualmente isole intenzionali, ed effettua anche un ciclo di richiusura per verificare l’eventuale temporaneità del guasto. Si tratta di un sistema promettente, che migliora la sua efficienza all’aumentare della penetrazione della GD garantendo adattabilità, selettività e sicurezza al prezzo di una totale rivisitazione del sistema delle protezioni.

2. 6 GD e qualità del servizio

Nella sua accezione più completa la qualità del servizio comprende due aspetti

fondamentali della gestione ed esercizio dei sistemi elettrici che riguardano la continuità della fornitura e la power quality.

Per migliorare la continuità del servizio utilizzando le opportunità offerte dalla GD occorrerebbe permettere il funzionamento in isola intenzionale, ossia permettere alla GD di alimentare porzioni isolate di rete in occasione di guasti sull’alimentazione principale. In realtà per ragioni di sicurezza e di esercizio, i regolamenti, ricordati più sopra e nell’Appendice A, non consentono alla produzione diffusa di alimentare isole estese a porzioni della rete pubblica, mentre permettono alla GD (autoproduttori) di avere carichi propri privilegiati. Di conseguenza, la potenza eventualmente disponibile non è impiegata per migliorare la continuità del servizio pubblico, ma solo quella dell’impianto autoproduttore. D’altra parte, dal punto di vista dell’esercizio il funzionamento in isola pone non pochi problemi, che non riguardano solo la sicurezza delle squadre di manutenzione in fase di eliminazione del guasto ma anche per esempio la qualità del servizio dell’isola, soprattutto se confrontata con quella della rete pubblica (in termini di frequenza, tensione e contenuto armonico). Appare evidente, allora, che un completo ed efficiente uso della GD per alimentare isole della rete pubblica non possa prescindere dall’implementazione di un complesso sistema di automazione della rete che, avvantaggiandosi delle potenzialità offerte dalle ICT, sia in grado di riconfigurare la rete in modo da sfruttare al massimo la GD (adottando logiche di

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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controllo on-line e off-line), evitando la formazione di isole in cui la generazione non riesca a sostenere la domanda del carico e in cui le grandezze fondamentali (frequenza e tensione) non si discostino troppo da quelle di riferimento. Come si può intuire si tratta di modifiche radicali a cui sono associati oneri economici notevoli cui i Distributori e gli investitori dovranno far fronte.

Per quanto riguarda, invece, l’aspetto della Power Quality (PQ), o qualità della tensione, è da sottolineare che l’impatto della GD dipende da molteplici fattori, quali la tipologia dell’interfaccia tra GD e rete, la variabilità della fonte primaria, la modalità di produrre o assorbire potenza reattiva nelle diverse condizioni di funzionamento (avviamento e spegnimento, funzionamento a pieno carico o a carico ridotto), e, come spesso accade quando si parla di GD, la specificità della rete in cui è inserito (potenza di corto circuito, impedenza armonica ecc.). Ad esempio, la tecnologia di conversione impiegata nell’interfaccia tra GD e rete influisce, spesso negativamente, sul contributo alla distorsione armonica dell’impianto di generazione. O ancora, generatori eolici o fotovoltaici nel loro normale funzionamento, a causa della variabilità della fonte energetica primaria, sono causa di disturbi come i flicker di tensione (rapide variazioni della tensione). Manovre brusche di stacco e attacco di generazione nelle reti di distribuzione, poi, danno luogo a variazioni di tensione la cui ampiezza dipende all’entità della variazione di potenza attiva e reattiva correlata alla manovra [12]. D’altra parte unità di GD accoppiate alla rete mediante convertitori statici di potenza possono essere efficacemente impiegati per offrire servizi alla rete: controllati in modo coordinato possono ad esempio contribuire al controllo della tensione o della potenza reattiva. Ancora la GD può ridurre la severità dei buchi di tensione patiti dai carichi vicini all’installazione GD [13], e se opportunamente allocata e pianificata, può essere di aiuto anche a ridurre il numero di buchi di tensione all’anno patiti da determinati siti di carico (cfr. CAPITOLO 6) [14].

2. 7 Barriere economiche allo sviluppo della GD

La definizione di condizioni economiche eque, in grado di garantire ai gestori delle reti di distribuzione con obbligo di connessione il giusto riconoscimento degli investimenti operati e nel contempo agli investitori privati margini di guadagno ragionevoli, costituisce il presupposto per una maggiore penetrazione della GD.

Infatti, le condizioni economiche per il servizio di connessione alla rete di distribuzione costituiscono un elemento essenziale per lo sviluppo dell’offerta di energia elettrica e per il conseguimento delle previsioni di cui al decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, per l’attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili.

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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Molti paesi dell’UE hanno cercato di costituire le condizioni di mercato e regolatorie volte ad eliminare o ridurre tali ostacoli ritenendo preminenti i vantaggi conseguibili da un impiego massiccio della GD, specialmente se basata sull’impiego di fonti rinnovabili. Fra i paesi maggiormente coinvolti in questo sforzo sono certamente da annoverare la Danimarca, la Germania, l’Olanda e, soprattutto, la Gran Bretagna che, facendo tesoro delle esperienze maturate negli altri paesi, ha oramai istituito le condizioni regolatorie per un pieno sfruttamento delle potenzialità offerte da una larga diffusione della GD. In UK, infatti, il regolatore (OFGEM) ha istituito una commissione che, a partire dal 2001, ha definito regole tecniche standardizzate di connessione ed un preciso sistema di mercato.

Il punto di partenza della questione è l’attribuzione di un corretto valore agli oneri di connessione che i produttori devono sostenere per interfacciarsi con la rete. Gli approcci possibili sono sostanzialmente due: quello detto dei “deep connection costs” e quello “shallow”. Il primo fa pagare al produttore che faccia domanda di connessione un costo che riflette in modo preciso gli investimenti che il distributore deve sostenere per permettere la connessione; il principale svantaggio di tale approccio consiste nella difficoltà di valutare esplicitamente in che misura gli investimenti fatti dal distributore siano da attribuire al produttore che fa richiesta di connessione e non contribuiscano a migliorare la rete al punto che il gestore della rete se ne avvantaggi in modo eccessivo.

L’approccio dei costi di connessione “leggeri” (shallow costs), legato solo parzialmente ai costi sostenuti dal distributore per permettere la connessione alla rete, ha il vantaggio di non gravare il produttore di un eccessivo investimento iniziale, che spesso si rivela inaccettabile, permette una valutazione semplificata con una drastica riduzione dei tempi di attesa e consente inoltre di standardizzare la procedura per la risposta ai produttori garantendo trasparenza ed equità. Infine, un approccio di questo tipo può essere applicato nel medio termine sia ai generatori sia ai carichi semplificando notevolmente il regime tariffario. I costi di connessione “leggeri” sono stimati sulla base delle apparecchiature acquistate per permettere la connessione e, qualora il distributore sia costretto ad operare rinforzi di rete, su un contributo proporzionale all’uso del sistema. Ovviamente, perché una procedura di questo tipo possa essere tollerata dai distributori, deve essere affiancata da un meccanismo tariffario che riconosca un onere per l’uso del sistema che sia legato alla taglia dell’impianto connesso alla rete. In UK esistono i cosiddetti DUoS charges (Distribution Use of System Charge), che sono pagati da tutti gli utenti passivi connessi alla rete; ai DUoS vanno ora affiancandosi i GDUos charges, ovvero gli oneri che i produttori di energia elettrica connessi alla rete pubblica di distribuzione pagano ai distributori per l’uso del sistema. Questi introiti costituiscono un’importante voce nel bilancio dei distributori, in grado di compensare ampiamente la scelta di applicare costi di connessione “leggeri”.

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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2.7.1 Condizioni economiche per la connessione: il caso italiano In Italia l’AEEG ha prodotto prima un documento per la consultazione (17 marzo

2005), prima, e successivamente una delibera (281/05 del 22 dicembre 2005) dal titolo “Condizioni per l’erogazione del servizio di connessione alle reti con tensione nominale superiore ad 1kV i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi” [15].

Fra le principali disposizioni contenute nel provvedimento deliberato dall’AEEG si evidenzia la presenza di due diversi livelli di progettazione: un livello di carattere preliminare, volto allo studio di fattibilità della connessione e preparatorio per l’iter autorizzativo, e un livello di dettaglio, di stampo esecutivo, a valle dell’iter autorizzativo. Il corrispettivo di connessione è determinato sulla base dei costi dell’impianto per la connessione corrispondente a quanto definito nella progettazione di dettaglio ed è correlato agli interventi strettamente necessari alla connessione. In particolare, i soggetti che richiedono la connessione sono tenuti al versamento al Gestore della rete dei seguenti corrispettivi (articoli 7 e 11 dell’allegato A della delibera):

un corrispettivo fisso a copertura delle attività di gestione e di analisi tecnica per l’elaborazione delle soluzioni tecniche minime generali (STMG), fissato pari a 2500€ e uno per l’elaborazione della soluzione tecnica minima di dettaglio (STMD), che comprende una quota fissa (2500€) e una variabile con la potenza apparente installata (0,5 €/kVA, con limite massimo di 20000€ per gli impianti che intendono connettersi alle reti di distribuzione);

un corrispettivo per la connessione, che riguarda gli impianti di rete per la connessione e gli eventuali interventi sulle reti elettriche esistenti che si rendano strettamente necessari al fine del soddisfacimento della richiesta di connessione; tale corrispettivo dovrà essere stabilito dal gestore di rete sulla base dei costi preventivati ed accettati dal richiedente.

Costi, soluzioni tecniche e modalità di formazione del costo a preventivo complessivo dovranno comunque essere pubblici per garantire trasparenza e non discriminazione.

Inoltre, in accordo con le disposizioni contenute nel decreto legislativo n. 387/03, in materia di promozione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, l’Autorità ha anche stabilito specifiche disposizioni, particolarmente favorevoli, per gli impianti che utilizzano tali fonti:

la riduzione del 50% dei corrispettivi relativi alla progettazione preliminare e alla progettazione di dettaglio;

la possibilità di realizzare in proprio l’impianto di connessione nel rispetto delle regole tecniche definite dal gestore di rete;

l’esenzione del pagamento dei costi degli eventuali interventi sulle reti esistenti;

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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uno sconto sul corrispettivo di connessione, oppure un corrispondente contributo nel caso in cui l’impianto di connessione sia realizzato dal soggetto richiedente.

Si vede che le condizioni definite per gli impianti che utilizzano fonti rinnovabili sono particolarmente favorevoli, mentre non lo sono altrettanto per quelli che impiegano fonti convenzionali. Infatti, pur riconoscendo al documento l’introduzione di una maggiore chiarezza nelle procedure e nei principi di economicità per la fissazione dei corrispettivi per la connessione, non sembra che la delibera abbia completamente rimosso le barriere di tipo economico alla diffusione degli impianti GD, soprattutto quelli di piccola taglia. Rimane irrisolta, per esempio, la questione che si verificherebbe qualora il distributore, per permettere la connessione di un produttore (da fonte convenzionale) che ne facesse domanda, si trovasse nelle condizioni di dover operare consistenti rinforzi alla rete. Gli investimenti operati potrebbero essere sovradimensionati rispetto allo stretto necessario ed il produttore si troverebbe quindi ad essere gravato di un costo maggiore di quello strettamente necessario. Inoltre, gli interventi di sviluppo sono spesso fruiti in modo generalizzato dai diversi utenti del sistema e non è semplice determinare la quota d’uso del sistema da parte dei singoli utenti. È da notare che a riguardo nella delibera esiste un riferimento esplicito al fatto che “gli eventuali interventi sulle reti elettriche esistenti devono essere motivati da precise esigenze tecniche, analizzate facendo riferimento alle caratteristiche nominali dei componenti e alle normali condizioni di funzionamento del sistema elettrico interessato” e ancora che “la soluzione tecnica minima generale deve essere elaborata tenendo conto delle esigenze di sviluppo razionale delle reti elettriche, delle esigenze di salvaguardia della continuità del servizio” (articolo 8). In ogni caso tutti gli oneri di sviluppo della rete sono a carico del richiedente e solo qualora il gestore della rete intendesse realizzare soluzioni tecniche diverse da quelle “minime” dovrebbe sostenere gli eventuali costi aggiuntivi.

Il documento di consultazione del 17 marzo, invece, faceva intravedere la possibilità che la parte di impianto per la connessione suscettibile di utilizzo da parte di soggetti terzi rispetto al richiedente, così come eventuali azioni di adeguamento delle rete esistente, fossero considerati sviluppi di rete e come tali da considerarsi nella valutazione degli introiti riconosciuti alle imprese di distribuzione. Invece, nell’emanazione finale, questo vale solo gli impianti che usano fonti rinnovabili, mentre i costi degli adeguamenti dell’impianto esistente devono essere sostenuti interamente dal richiedente la connessione se l’impianto sfrutta fonti convenzionali.

Tralasciando l’ipotesi di condizione economiche troppo favorevoli, che rischierebbero di far crescere notevolmente la complessità del sistema e richiederebbero interventi massicci sulla rete esistente, una possibile soluzione per la rimozione di questa importante barriera, potrebbe essere l’adozione di un regime di tariffe per l’uso del sistema che possa compensare i costi sostenuti per lo sviluppo e la gestione delle

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CAPITOLO 2. LA GENERAZIONE DISTRIBUITA

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reti. Queste tariffe d’uso potrebbero, ad esempio, essere ispirate al modello inglese e adattate allo scenario italiano.

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CAPITOLO 3.

IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE: LA

DISTRIBUZIONE ATTIVA

3. 1 Introduzione

Molti recenti studi e progetti di ricerca nazionali ed internazionali sono giunti alla conclusione che il sistema di distribuzione di energia elettrica potrebbe subire (o avvantaggiarsi di) una serie di modifiche, spesso riassunte con il concetto di rete di distribuzione attiva. È opinione diffusa nella comunità scientifica che il nuovo sistema di distribuzione, avvantaggiandosi delle possibilità offerte dalle moderne tecnologie informatiche e delle telecomunicazioni, potrebbe svolgere un ruolo attivo grazie al quale fornire nuovi servizi ad alto valore aggiunto ai clienti e permettere l’impiego di risorse energetiche rinnovabili e quindi il pieno sfruttamento della GD, che è solamente una delle cause di questo stimolo al cambiamento. Se si concretizzasse, si tratterebbe di un cambiamento epocale, che deve essere sostenuto e spinto da una ferma volontà politica come quella espressa mediante le recenti direttive dell’UE in tema d’energia elettrica. Tali direttive disegnano scenari nuovi, ed in certa misura rivoluzionari, nei quali la distribuzione ed i distributori dovranno svolgere un ruolo attivo, abbandonando la

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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funzione fino ad ora espletata di passive terminazioni del sistema di trasmissione. Certamente affinché tali nuovi indirizzi di sviluppo possano essere recepiti da investitori e gestori della distribuzione è necessario avere un’indicazione dei costi che dovranno essere fronteggiati, dei benefici conseguibili e, soprattutto, di come costi e benefici dovranno essere allocati fra i vari attori.

Tutte queste motivazioni hanno dato un forte impulso alla ricerca, che sta concentrando il maggiore interesse su argomenti quali il ruolo attivo che devono assumere le reti di distribuzione nel funzionamento del

sistema elettrico, sia nella alimentazione dei consumi elettrici, con produzione locale e con energia derivata dal sistema di trasmissione, sia nel controllo dei carichi soprattutto nelle condizioni di emergenza al fine di consentire al sistema di superare la contingenza e di limitare i danni verso il consumatore finale;

la capacità di accettare produzione locale, soprattutto da parte di sistemi di cogenerazione (incluso l’utilizzo dei combustibili poveri e dei rifiuti solidi urbani) e di generazione da fonte rinnovabile, contribuendo così a migliorare il bilancio energetico nazionale;

il potenziamento della capacità di trasporto delle reti di distribuzione, per supportare una maggiore penetrazione dei consumi elettrici, come richiesto dalle nuove forme di economia.

Certamente in molti paesi del mondo industrializzato le reti di distribuzione sono ancora gestite con una tecnologia che risale agli anni 50-60, che non sfrutta appieno le potenzialità offerte dall’informatica, dalle telecomunicazioni e dall’automazione e lascia quindi amplissimi margini di miglioramento. In Italia il sistema di distribuzione è stato recentemente oggetto di numerosi ammodernamenti e l’eventuale decisione di operarvi radicali modifiche non sarebbe da attribuirsi a ragioni tecniche contingenti, quanto piuttosto a scelte politiche miranti ad incentivare, ad esempio, lo sfruttamento di fonti rinnovabili per il conseguimento degli obiettivi sanciti dall’accordo di Kyoto e dalle direttive dell’UE. Infatti, durante il periodo antecedente alla liberalizzazione, i distributori (ENEL primo fra tutti) hanno investito nel sistema pianificandone lo sviluppo a lungo termine, ed i benefici di queste scelte permettono di far fronte ancora oggi efficientemente alle mutate condizioni. Più di recente, anche a seguito della liberalizzazione ed al ruolo svolto dall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas, si è andata consolidando una sempre maggiore attenzione verso la qualità e la continuità del servizio, che ha richiesto ingenti investimenti. Si pensi ad esempio al passaggio da neutro isolato a compensato od alla campagna per il telecontrollo e l’automazione delle reti di distribuzione, che hanno permesso, insieme ad altre importanti azioni (ad es. pianificazione orientata all’affidabilità, manutenzione preventiva, ecc.), la drastica riduzione della durata cumulata delle interruzioni. Si tratta di interventi che hanno fortemente modernizzato il sistema di distribuzione nazionale, che costituiscono un

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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primo fattivo impiego delle possibilità offerte dalle più moderne tecnologie per migliorare le prestazioni affidabilistiche delle reti di distribuzione e che potrebbero costituire un primo importante passo verso una gestione ancora più innovativa del sistema di distribuzione.

Partendo da queste considerazioni si intende definire il concetto di rete di distribuzione attiva [16], [17], [18], [19], distinguendo fra le diverse tipologie proposte in letteratura.

3. 2 Il concetto di rete “attiva”

Sebbene il concetto di rete attiva vada diffondendosi, non si è ancora giunti ad una definizione precisa che delinei esattamente il significato del termine. Una possibile definizione di sistema di distribuzione attivo potrebbe essere la seguente: “Una rete di distribuzione è attiva se il gestore della rete controlla e/o regola la potenza assorbita o generata da carichi e generatori, la tensione ai nodi ed i flussi di potenza nei rami della rete” o più semplicemente è attiva una rete che non svolge la sola funzione passiva di alimentare gli utenti finali.

Non è necessario che tutte le funzioni siano simultaneamente presenti perché la rete possa essere considerata attiva, ma la possibilità di modificare la potenza assorbita e/o generata ai nodi ne costituisce senza dubbio un elemento fondamentale.

Nelle reti passive il dimensionamento e la gestione del sistema si basa sull’applicazione di criteri deterministici essenzialmente legati all’analisi del caso peggiore, anche se sono utilizzati dei correttivi per evitare eccessivi investimenti (ad es. applicazione dei coefficienti di contemporaneità ed utilizzo). In altre parole si tratta della politica cosiddetta del “connect and forget” seguita dalle società di distribuzione di tutto il mondo in base alla quale il sistema deve essere dimensionato in modo tale da consentire il rispetto dei vincoli tecnici nelle condizioni estreme più gravose e, pertanto, una volta che un carico è connesso alla rete il distributore può dimenticarsi della sua presenza e non curarsi del suo assorbimento. L’applicazione di questo criterio nel nuovo scenario liberalizzato, in cui vi è una sempre maggiore spinta per l’uso di impianti di generazione di piccola taglia basati sull’impiego di fonti rinnovabili, costituisce una barriera allo sviluppo. E’ quindi necessario prevedere un nuovo sistema di distribuzione in cui i distributori non si “dimenticano” di aver collegati alla loro rete impianti di produzione ma anzi possono controllarli in modo tale da permetterne una sicura ed agevole integrazione nel sistema. L’abbandono del “connect and forget” impone ai distributori di ripensare completamente l’approccio alla pianificazione, che dovrebbe essere necessariamente probabilistico [20]. L’approccio di tipo probabilistico serve sia ai distributori, che possono stimare l’entità degli investimenti per lo sviluppo della rete in

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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modo meno gravoso e, in un certo senso, più realistico, sia ai produttori che, accettando di partecipare ad una rete attiva, accettano implicitamente di vedere ridotta, parzialmente o totalmente, in alcune ore della giornata particolarmente critiche la loro capacità produttiva e devono, pertanto, essere consapevoli, sebbene in termini probabilistici, delle limitazioni alla produzione causate dalla rete. In questo modo, non sarebbe necessario che il distributore richieda ai produttori di connettersi, come accade spesso oggi, con linee dedicate al livello di tensione superiore sulla base di eventi estremi (ad es. nessun carico/massima generazione), che hanno bassissima probabilità di occorrenza.

È peraltro evidente che per implementare un sistema di questo tipo è necessario dotare la distribuzione di sistemi di comando e controllo attualmente non utilizzati e questo richiederà investimenti anche consistenti. D’altro canto il vantaggio di questa linea di sviluppo sta nel fatto che una parte consistente delle modifiche necessarie alla realizzazione di una rete attiva non riguarda la costruzione di nuove linee e/o CP ma, al contrario, l’implementazione di un sistema di controllo attivo di carichi e generazione, permetterà il differimento di investimenti, far fronte alla crescita del carico (si prevede che la crescita del carico si concentrerà riguarderà il settore terziario e commerciale tipicamente afferenti al sistema di distribuzione) e di aumentare il livello di continuità e qualità del servizio. La gran parte degli investimenti per la rete attiva sarà, infatti, concentrata sulle protezioni, sui sistemi di controllo, automazione e comunicazione e sulla modifica delle procedure operative attualmente impiegate. Non si tratta certo di modifiche di poco conto, tutt’altro, ma in una qualche misura esse possono permettere la riduzione degli investimenti su linee e CP e può valere la pena considerarle delle alternative di sviluppo da confrontare con altre più tradizionali.

L’implementazione di una rete di distribuzione è di per se una scelta strategica in quanto costituisce una profonda innovazione del sistema e per questo non potrà che avvenire in maniera graduale. Sono infatti possibili diversi livelli di servizi associabili al concetto di rete attiva, alcuni molto semplici (generation curtailment basato sul controllo locale della tensione) ed altri decisamente più sofisticati, che implicano modifiche sostanziali nella gestione di carichi e generazione (partecipazione attiva di carichi e generazione mediante controllo della potenza attiva e reattiva) e che possono portare a più radicali innovazioni nella struttura e nella gestione operativa della rete (uso di reti ad anello chiuso o a maglia).

3. 3 Implementazione delle reti attive

Il primo livello di realizzazione di una rete attiva, basata sul semplice controllo locale della generazione al punto di connessione, non richiede particolari modifiche al sistema:

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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si tratta di dotare gli impianti di produzione di opportuni relé di massima/minima tensione che comandano il distacco all’insorgere del problema. Questa applicazione è utile per applicazioni in deboli reti rurali con generazione da fonte eolica, ma non è in grado in generale di risolvere il problema di favorire la penetrazione di GD su reti di grandi dimensioni. Soluzioni di questo genere sono attualmente allo studio in Gran Bretagna, dove è in atto una massiccia campagna di sviluppo della produzione eolica di piccola taglia finalizzata all’abbattimento delle emissioni di CO2 [16], [21]. In Figura 3.1 è schematizzata la visione inglese della rete attiva; si nota la presenza del Distribution Management System (DMS), che nella sua più semplice realizzazione deve ricevere in ingresso le informazioni sulle tensioni ai nodi e comandare lo sgancio dei generatori (eolici) quando la tensione salga a livelli intollerabili.

È importante osservare (Figura 3.1) che la rete attiva può anche prevedere uno schema ad anello chiuso o a maglia, di cui si discuteranno alcuni importanti vantaggi nei capitoli successivi.

Figura 3.1 Esempio di rete attiva di distribuzione

Il secondo livello di realizzazione che prevede un completo sistema di controllo per tutte le risorse energetiche distribuite (DER) nell’area controllata si basa su l’impiego di un controllore locale (DMS) per il dispacciamento delle risorse coordinato con i variatori sotto carico delle cabine primarie e, se presenti, con i variatori sotto carico disposti all’origine di ciascun feeder, per eseguire una vera regolazione della tensione. Si passa quindi da un sistema di regolazione locale (taglio della generazione, regolazione del reattivo) ad un sistema di controllo per l’intera area alimentata dalla CP. Questo tipo di rete attiva, in cui il controllo dei flussi di potenza è ancora finalizzato all’ottimizzazione del profilo di tensione, trova la sua naturale applicazione in reti extraurbane di grandi dimensioni nelle quali si voglia incrementare ai massimi livelli la presenza di generazione eolica. Poiché il DMS è in grado di dispacciare tutte le risorse distribuite a valle della cabina primaria esaminata questa rete attiva può permettere una suddivisione del sistema in “celle locali”, ognuna responsabile del corretto

=∼S

P, Q, V P, Q, V

P, Q

, V

P, ±Q P, -QP, ±Q

DMS

CHP

PVWT=∼=∼SS

P, Q, V P, Q, V

P, Q

, V

P, ±Q P, -QP, ±Q

DMS

CHP

PVWT

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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funzionamento all’interno dell’area di competenza, ed è evidente che la cella deve essere in grado di assicurare al controllore posto al livello superiore il rispetto di predeterminati requisiti in termini, ad esempio, di assorbimento di potenza reattiva o di riduzione delle perdite. In una rete attiva di questo tipo i flussi di potenza sono influenzabili solo parzialmente, essendo in larga misura determinati dalla struttura della rete, e situazioni di sovragenerazione su feeder possono essere risolte solamente riducendo drasticamente la generazione fino al limite estremo della sua eliminazione. Se nella rete attiva sono presenti anche altre risorse energetiche distribuite, la gestione della rete attiva è invece semplificata dalla possibilità di dispacciamento offerto da altre fonti (ad es. impianti di cogenerazione industriale).

Un ulteriore passo in avanti nella realizzazione di reti attive è costituito dall’integrazione del DMS in uno schema più complesso in cui la rete è interconnessa. Anche in questo caso la rete attiva può essere realizzata a diversi livelli di complessità integrando semplicemente il DMS nella nuova struttura al fine di trarre beneficio dei vantaggi operati dalla magliatura o sviluppando sistemi di controllo più complessi per ottenere la riconfigurazione on-line della rete ottenuta mediante dispositivi di manovra e sezionamento o mediante più interessanti dispositivi FACTS (Flexible AC Transmission System) per la ripartizione ottimale dei flussi di potenza. Questo ultimo livello di implementazione del concetto di rete attiva può essere fatto coincidere con la “self-healing network” e costituisce il livello più avanzato ed innovativo di gestione di un sistema di distribuzione in grado non solo di gestire elevate concentrazioni di risorse energetiche ma anche di aumentare il livello di qualità del servizio (Figura 3.2 e Figura 3.3) [22], [23]. Deve essere rimarcato, ancora, che la suddivisione in celle non è in contrasto con questa definizione di rete attiva, ma risulta anzi essere ampiamente complementare.

Figura 3.2 La visione di rete self-healing dell’EPRI

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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Figura 3.3 Sistema di distribuzione del futuro

In conclusione una rete attiva di “ultima generazione” dovrebbe avere una struttura fortemente interconnessa (in opposizione all’attuale schema radiale), dovrebbe essere suddivisa in celle (“local areas”) che siano responsabili della propria gestione (protezione, regolazione di tensione, ecc.) e partecipino al mercato acquistando o vendendo energia da/a celle adiacenti o dal/al sistema di trasmissione (Figura 3.4).

In modo complementare la rete attiva può anche giovarsi della presenza di microreti in BT e MT che costituiscono un aggregato di carichi e generatori connesso alla rete di distribuzione mediante un unico punto di interfaccia (Figura 3.5). Il dispositivo di interfaccia svolge il ruolo di Energy Management System (EMS), che stabilisce il livello di produzione della GD presente nella microrete, la convenienza di vendere o acquistare energia dalla rete di distribuzione, controlla i carichi della microrete e, se è il caso, disconnette la microrete in occasione di guasti o prezzi dell’energia eccessivamente alti (isola intenzionale) [24].

Figura 3.4 Assetto delle reti attive con suddivisone in celle

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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Figura 3.5 Reti attive in presenza di microreti

3.3.1 Esempio di implementazione A titolo d’esempio si riportano i risultati di uno studio inglese, che evidenzia i

vantaggi dell’adozione della rete attiva a diversi livelli di sofisticatezza (Figura 3.6) [16], [21]. Si nota che, anche adottando il semplice taglio della generazione, è possibile incrementare considerevolmente il quantitativo di energia eolica che può essere tollerato garantendo nel contempo margini di produttività considerevole. Tali profitti sono inoltre favoriti dal fatto che il taglio della generazione è, in genere, necessario in occasione di condizioni di basso carico (notturno) in cui il prezzo dell’energia raggiunge il valore inferiore.

In altre parole, l’adozione di sistemi di controllo della tensione e dei flussi di potenza può, a parità di generazione installata, rendere assai poco probabile il ricorso al taglio della generazione aumentando ulteriormente i profitti dei produttori. In un tale scenario i produttori potrebbero pagare al gestore del sistema un onere di allacciamento comprensivo del canone per la “rete attiva”, preconfigurando le condizioni per una completa separazione tra produttori di energia, grossisti e gestore della rete. Ovviamente il costo del servizio “rete attiva” avrà un impatto considerevole nell’effettivo sviluppo della GD. Si può concludere quindi che la rete attiva, anche nel suo primo livello di implementazione, ha l’obiettivo principale di favorire l’integrazione di ingenti quantitativi di generazione e garantisce, nonostante la riduzione della potenza generata, ampi margini di guadagno ai produttori a patto che gli oneri per l’uso del sistema siano ragionevoli.

Smart switches/Electricity routers

Customer nodes

DR generation (fuel cells, etc)

MicroRing

to Base Power

to Base Power

to Base Power

to Base Power

DR

DR

DR

DR

DRMicroRing

DR

DR

DRMicroRing

DR

DR

DR

MicroRing

DR

DR

DR

MicroRing

DR

DR

DR

R

R

R

R

R

R

R

R

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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Figura 3.6 Penetrazione della generazione da fonte eolica con l’adozione della rete attiva: si noti l’incremento di energia venduta alla rete con reti attive più evolute.

3. 4 Economia delle reti attive

La necessità di dare impulso alla diffusione della GD è oramai ampiamente condivisa ed anche le imprese distributrici iniziano a considerare la GD in modo meno negativo. Ovviamente, lo sviluppo di una rete attiva di distribuzione, che molti vedono come elemento chiave per la nascita di un nuovo assetto del sistema di distribuzione, non potrà non essere accompagnato da ingenti investimenti, come evidenziato nel paragrafo precedente. La gran parte di questi investimenti può essere largamente compensata o attenuata dai benefici tecnici ed economici che potrebbero essere conseguiti ma, in ogni caso, si tratta di uno sforzo notevole che non si può pensare di far integralmente sostenere alle società di distribuzione o ai nuovi produttori. Si dovranno perciò trovare meccanismi di compenso equi e trasparenti che non determinino situazioni di blocco e possano costituire un incentivo allo sviluppo.

D’altra parte la sola presenza della GD in quantità non marginale offre notevoli possibilità di guadagno per tutti gli operatori delle reti di distribuzione. In un sistema completamente liberalizzato, nel quale la gestione della rete è completamente separata dalla commercializzazione dell’energia, si individuano due tipologie di operatori: i gestori della rete di distribuzione (DNO) e i fornitori (suppliers) di energia. Per i suppliers

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

4 6 8 10 12 14 16 18 20

Penetrazione energia eolica (MW)

Ener

gia

(MW

h)

Generazione tagliataGenerazione netta

0

5000

10000

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25000

30000

35000

40000

4 6 8 10 12 14 16 18 20

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5000

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4 6 8 10 12 14 16 18 200

5000

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35000

40000

4 6 8 10 12 14 16 18 20

Penetrazione energia eolica (MW)

Ener

gia

(MW

h)

Penetrazione energia eolica (MW)

Ener

gia

(MW

h)

Penetrazione energia eolica (MW)

Ener

gia

(MW

h)

Generazione tagliataGenerazione netta

Generazione tagliataGenerazione netta

Generazione tagliataGenerazione netta

Fattore di Potenza=0,98 Fattore di Potenza=0,95

Variatore sotto carico Variatore sotto carico e regolazione tensione

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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l’acquisto diretto di energia dal sistema di distribuzione può consentire notevoli economie (alcuni di questi meccanismi sono già stati applicati o stanno per essere applicati nell’UE): riduzione degli oneri per l’uso del sistema di trasmissione in ragione della quota

parte di energia venduta non proveniente dalla rete di trasmissione; contributi per la riduzione delle perdite nella rete di trasmissione; contributi per la riduzione degli oneri di bilanciamento del sistema di alta tensione

proporzionale alla quota parte di energia acquistata direttamente dalla distribuzione; contributi per la riduzione delle perdite di distribuzione; acquisizione di titoli di efficienza energetica (operando come ESCO); acquisizione di certificati verdi (che devono ammontare al 2% dell’energia venduta).

Queste significative possibilità di economia potranno permettere ai grossisti di energia di incentivare lo sviluppo della GD, riconoscendo prezzi vantaggiosi.

Dalla loro parte, i distributori potranno trarre nuove opportunità economiche dalla presenza della GD, ma la massimizzazione dei vantaggi potrà essere ottenuta unicamente se si renderanno concrete le soluzioni di gestione proposte dalle reti attive. In altre parole, occasioni di profitto quali i costi di connessione pagati dai produttori (anche se del tipo shallow), le tariffe per l’uso del sistema, le tariffe per l’implementazione e l’uso di una rete attiva (eventualmente inglobabili in quelle per l’uso del sistema) e il differimento degli investimenti indispensabili per far fronte alla crescita del carico, potranno essere sfruttate al loro meglio solo se i distributori decideranno di implementare la gestione attiva delle reti.

Le tariffe d’uso del sistema, ad esempio, non previste in Italia, neppure nella recente delibera dell’autorità [15], sono assolutamente necessarie per il mantenimento di un sistema sufficientemente equo. Un’ulteriore importante possibilità per i distributori potrebbe poi essere quella derivante dall’ottenimento di titoli di efficienza energetica: favorire l’ingresso della GD migliora infatti l’uso del combustibile ed aumenta l’efficienza energetica, quindi lo sviluppo della rete, nella direzione di permettere una maggiore penetrazione della GD, potrebbe essere riconosciuto come un progetto valido per l’ottenimento di titoli di efficienza energetica ammissibile al finanziamento.

Per quanto riguarda invece i proprietari della GD, essi dovranno sostenere oltre ai normali costi di gestione (OPEX) ed installazione (CAPEX) anche i costi di connessione e, forse, un costo per l’uso del sistema (che potrebbe essere visto come un costo per l’implementazione di una vera rete di distribuzione attiva). A fronte di questi costi i produttori potrebbero ottenere dei ricavi addizionali a quelli provenienti dalla semplice vendita dell’energia sul mercato (per esempio derivanti da accordi stipulati con i grossisti di energia). In aggiunta alcuni impianti di GD potranno aumentare i propri introiti partecipando ad alcuni servizi ancillari (ad esempio black start o supporto alla regolazione della tensione) ed accedendo al mercato dei certificati verdi ed a quello dei

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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titoli di efficienza energetica (la generazione distribuita in molte applicazioni porta ad un miglioramento dell’efficienza energetica complessiva).

Si può quindi ribadire che è fin da ora di importanza fondamentale definire le linee di sviluppo strategico del sistema per garantire condizioni economiche eque nelle future reti attive. Al momento, infatti, esistono pochissime informazioni sui costi che potranno essere correlati allo sviluppo delle reti attive, ma è importante sottolineare che il loro sviluppo nell’ottica del nuovo assetto del sistema elettrico è un’opportunità per creare nuovi mercati. Per questo, ciò che è necessario valutare non è tanto il costo della trasformazione, quanto piuttosto se il servizio che potrà essere venduto grazie alla trasformazione troverà un mercato sufficientemente ampio da giustificare gli investimenti.

3.4.1 L’esperienza inglese Un nuovo assetto economico del sistema di distribuzione, in linea con il futuro che

ha delineato dalla Direttiva 54/2003/CE, ma molto lontano da quello attualmente in essere nei principali paesi dell’UE, è stato proposto come risultato d’importanti progetti di [21]. Tale assetto vede il nuovo sistema di distribuzione articolato su tre figure fondamentali: il Gestore della Rete di Distribuzione (Distributore), il fornitore o venditore dell’energia (Fornitore) ed il Cliente Finale (inteso in senso lato come carico e/o generatore).

Figura 3.7 Relazioni fra i soggetti della distribuzione

Le tre parti sono collegate fra loro mediante un triangolo di accordi che ne regolano ruoli e funzioni: il fornitore stipula un accordo con il cliente per la fornitura di energia e con il distributore per l’uso del sistema, il cliente stipula un accordo diretto con il distributore per quanto riguarda la connessione al sistema (Figura 3.7). Il diagramma dei flussi monetari è quello rappresentato nella Figura 3.8, dalla quale è evidente che il Fornitore agisce da tramite fra il Cliente ed il Distributore incassando, oltre a quanto dovuto per l’energia elettrica venduta, il denaro dovuto al distributore per l’uso del sistema (nei casi più semplici, corrispondenti alle utenze più piccole, questa tariffa può essere inserita direttamente nella bolletta). Gli oneri di connessione, che coinvolgono direttamente il Distributore, sono invece direttamente raccolti dal Distributore stesso.

CLIENTE FINALE

FORNITORE DISTRIBUTORE

accordi per la connessione al sistema

accordi per la fornitura

accordi per l ’uso del sistema

CLIENTE FINALE

FORNITORE DISTRIBUTORE

contratti per la connessione al sistema

contratti per la fornitura

contratti per l’uso del sistema

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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Figura 3.8 Scambi commerciali nella distribuzione del futuro

In Tabella 3.1 sono indicati ruoli e compiti dei diversi attori agenti in una rete di distribuzione attiva. Uno dei possibili ruoli della GD in questo contesto è quello di fornire l’energia da fonte rinnovabile che il Fornitore o Grossista deve acquistare in ragione dell’energia fornita ai Clienti finali. L’esempio potrebbe essere generalizzato, ma è importante osservare che in questo modo il Gestore del Sistema di Distribuzione è motivato ad implementare un sistema attivo di distribuzione, dal quale può ottenere introiti economici importanti. È evidente che tali introiti, derivanti dall’implementazione della rete attiva di distribuzione, dovranno coprire i costi per lo sviluppo del sistema e di certo il costo per la realizzazione di una rete attiva di distribuzione giocherà un ruolo estremamente importante e potrà in certi casi costituire il principale ostacolo alla diffusione massiccia della GD (specialmente se da fonte rinnovabile). Infatti, gli oneri per lo sfruttamento di un sistema attivo di distribuzione incidono in modo significativo sullo sviluppo della GD e saranno particolarmente importanti i meccanismi di incentivazione (ad es. certificati verdi o bianchi) per permetterne una larga diffusione; d’altro canto la larga diffusione permetterà l’abbattimento del costo per kW installato garantendo l’effettivo sviluppo del sistema.

Tabella 3.1 I soggetti della distribuzione attiva

ATTORE OFFRE A ASPETTA IN CONTROPARTITA Generazione Distribuita Energia rinnovabile Fornitore Pagamento

Generazione Centralizzata Energia Fornitore Pagamento

Distributore Accesso alla rete Generazione Distribuita

Pagamento oneri di connessione e per uso del sistema

Distributore Gestione della rete attiva e servizio di regolazione di tensione

Generazione Distribuita Pagamento

Distributore Accesso alla rete Generazione Centralizzata Pagamento

Fornitore Raccolta della tariffa per l’uso del sistema dai clienti finali Distributore Commissione sul pagamento

Fornitore Elettricità Clienti Finali Pagamento per l’energia fornita

CLIENTE FINALE

FORNITORE DISTRIBUTORE

accordi per la connessione al

sistemaaccordi per la

fornitura

accordi per l’uso del sistema

(oneri per l’uso del sistema)

(oneri per l’uso del sistema)

(oneri per la connessione)

CLIENTE FINALE

FORNITORE DISTRIBUTORE

contratti per la connessione al

sistemacontratti per la

fornitura

contratti per l

’uso del sistema

(oneri per l’uso del sistema)

(oneri per l’uso del sistema)

(oneri per la connessione)

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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In tale direzione si muove la Gran Bretagna, che propone una serie di importanti azioni regolatorie volte all’ottenimento di un completo “unbundling” della distribuzione per permettere una maggiore diffusione della GD. Le azioni intraprese o in via di implementazione in Gran Bretagna si basano su una completa separazione dei ruoli fra Gestore della Rete di Distribuzione e Fornitore di Energia, sul pagamento ai distributori di tariffe basate sulle prestazioni ottenute piuttosto che sul solo valore degli impianti e sulla definizione di azioni per l’incentivare i distributori alla connessione di nuova GD. Queste importanti riforme ed incentivazioni si è previsto di implementarle in gran parte entro il 2005: ad esempio si è previsto un contributo del 70-80% dei costi da sostenersi per accettare maggiori livelli di GD.

3.4.2 La situazione italiana Soluzioni simili in grado di garantire una diffusione importante della GD,

ovviamente adattate allo scenario nazionale, potrebbero essere adottate anche in Italia se si volesse seguire la Direttiva UE e conseguire gli obiettivi di ridurre la dipendenza energetica e incrementare l’uso delle fonti rinnovabili e assimilate. Appare peraltro altrettanto evidente che è necessario definire un sistema di incentivazioni che possa invogliare i distributori a considerare la GD come una via di sviluppo possibile del sistema. Infatti, la realizzazione di un sistema di controllo e comunicazione efficiente costituisce senza dubbio il termine che avrà il peso maggiore nell’investimento per lo sviluppo di una rete attiva di distribuzione, specialmente se la rete attiva sarà implementata nella sua versione più completa, che prevede controllori centralizzati in grado di garantire la gestione in sicurezza della rete, elevata penetrazione della GD e l’attuazione di politiche di controllo della domanda.

È difficile quantificare al momento l’entità degli investimenti necessari, perché i distributori attendono segnali precisi dal mercato per investire nello sviluppo dei sistemi necessari alla distribuzione del futuro e, di fatto, gli unici esempi di reti attive di distribuzione realizzate sono relativi ad applicazioni di ricerca. È facile in ogni modo ipotizzare che si tratterà di costi elevati, che andranno in larga misura (una volta considerati attentamente i benefici che i distributori possono conseguire) ribaltati sui produttori con un sistema di tariffazione opportuno. In questa fase sarà molto importante anche in Italia l’azione regolatoria che, in parte già iniziata, dovrà fissare regole ed incentivazioni, in modo che si possa avere certezza del ritorno degli investimenti su un tempo ragionevolmente lungo.

Il meccanismo di allocazione dei costi che si va delineando in Italia, accettabile per quanto riguarda il problema dei costi di connessione che dovranno essere sostenuti dai produttori, lascia ancora aperte importanti questioni. Infatti, adottando i meccanismi definiti dalla recentissima delibera dell’Autorità dell’Energia Elettrica e del Gas (n°281/05 del 22 dicembre 2005, [15]) i produttori si trovano a sostenere sia il costo

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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legato alle sole opere di pertinenza esclusiva sia gli investimenti eventualmente necessari sulle reti esistenti se la produzione di energia elettrica avviene da fonti convenzionali. Il meccanismo definito dalla delibera appare, allora, a seconda che si considerino fonti convenzionali o rinnovabili, eccessivamente sbilanciato dal lato distributore o dal lato produttore. Nel caso di impianti non basati su rinnovabili (autoproduzione industriale) il rischio, infatti, è quello di scaricare sull’ultimo dei produttori (da fonte convenzionale) richiedente la connessione in una determinata area i costi di adeguamento dell’intero sistema di distribuzione, senza tener conto del contributo portato dagli altri soggetti eventualmente presenti. Per superare questo rischio tale meccanismo potrebbe essere modificato considerando come sviluppo del sistema gli adeguamenti della parte di rete condivisa da più utenti la cui remunerazione è già stabilita dalle delibere AEEG. In questo caso, ovviamente, a fronte degli investimenti in capitale sostenuti dovrebbero essere riconosciuti ai distributori contributi aggiuntivi, o un canone d’uso del sistema, definito tramite regole tariffarie opportune (ad esempio con un contributo proporzionale alla potenza che si vuole connettere). Questi oneri per l’uso del sistema potrebbero essere basati sull’impiego del concetto di rete economica di riferimento per determinare il contributo positivo o negativo al costo di riferimento di ciascun utente connesso alla rete di distribuzione.

Al contrario, la delibera 281/05 crea le condizioni per una maggiore diffusione della GD da fonti rinnovabili, in quanto limita fortemente l’impatto dei costi di connessione (riduzione del 50% rispetto ai costi di connessione sostenuti dai proprietari di impianti da fonti convenzionali) e non prevede alcun onere per l’adeguamento delle reti esistenti, interamente sostenuti dal distributore. Anche in questo caso l’applicazione di una tariffa d’uso del sistema, in analogia a quanto accade agli utenti passivi, permetterebbe il riconoscimento degli investimenti per lo sviluppo del sistema causati dalla presenza della generazione e il bilanciamento degli oneri sostenuti dai distributori soprattutto perché sono proprio le fonti rinnovabili, intrinsecamente aleatorie in molti casi, a determinare i maggiori investimenti sul sistema.

Nonostante tutto è da attendersi che il regime regolatorio che l’AEEG va imponendo dia un forte impulso alla diffusione della GD. Già molto si sta compiendo per favorire lo sviluppo delle fonti rinnovabili, ma molto di più verrà ottenuto soprattutto se tale regime sarà affiancato da altre iniziative mirate al miglioramento dell’efficienza energetica, alla diversificazione delle fonti energetiche. In tale contesto allora le reti di distribuzione saranno sottoposte ad una forte pressione che dovrà richiedere senz’altro la progressiva adozione di soluzioni innovative.

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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3. 5 Motivazioni tecniche ed economiche per le reti attive

Gli ingenti investimenti necessari alla trasformazione del sistema di distribuzione potrebbero costituire una barriera insormontabile. In realtà è necessario osservare che nel medio-lungo termine si dovrà comunque investire ingenti capitali per mantenere la rete di distribuzione efficiente, affidabile ed economicamente sostenibile. In altre parole non si deve commettere l’errore di ritenere che le attuali reti di distribuzione nei prossimi anni richiederanno investimenti pari ai soli costi di gestione: l’invecchiamento di linee e macchinari, la richiesta da parte delle autorità di regolazione di standard di qualità sempre più elevati, la domanda d’energia che cresce con ritmi sempre meno sostenibili, la necessità di garantire a tutti l’accesso alla rete senza discriminazioni e l’attenzione verso le tematiche ambientali sono solo alcuni dei motivi che determineranno nei prossimi anni la necessità di investire nella distribuzione. Inoltre le recenti direttive UE hanno già operato una scelta politica ben precisa e netta quando inseriscono, tra le opzioni che il distributore deve valutare nei suoi piani di sviluppo, la possibilità di considerare la GD, soprattutto se da fonti rinnovabili o ad alta efficienza energetica, e dall’altro lato chiedono che tutti possano avere, in analogia a quanto accade per la Rete Trasmissione Nazionale (RTN), libero accesso al sistema. Certamente si dovrà procedere per gradi verso l’abbattimento delle barriere tecniche senza scaricare, come evidenziato nel paragrafo precedente, tutti gli oneri della trasformazione sui distributori, ma allocando su tutti i soggetti presenti i costi in modo da arrivare a tariffe di connessione che siano all’insegna dell’efficienza economica e dell’equità. Sarebbe per esempio del tutto sbagliato ritenere che i costi della trasformazione siano da scaricare integralmente su coloro i quali possono essere individuati come la causa prima della trasformazione. Infatti, molte delle azioni che portano all’implementazione delle reti attive hanno degli indubbi benefici sul sistema o, se vogliamo, sono caratterizzate da costi marginali negativi, rispetto alla rete economica di riferimento (quella di costo minimo). In altre parole il nuovo assetto della rete di distribuzione può conseguire notevoli economie che potranno, almeno parzialmente, far fronte ai costi da sostenere per la trasformazione.

Nel seguito sono indicati e descritti qualitativamente alcuni dei vantaggi legati all’implementazione delle reti attive di distribuzione (anche interconnesse).

3.5.1 Sfruttamento di linee e macchinari Il primo motivo che fa ritenere che le reti attive possano realmente essere

implementate nel sistema elettrico del futuro è che esse non solo non richiedono, se non in minima parte, modifiche fisiche alla rete di distribuzione (costruzione di nuove linee, cabine primarie, ecc.) ma hanno anche la potenzialità di differire gli investimenti necessari per l’adeguamento della rete. Infatti, se la domanda di energia continuerà a

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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crescere come è avvenuto negli ultimi anni e se effettivamente aumenterà il numero di generatori nella rete come da molti previsto, non sarà più possibile differire ulteriormente gli investimenti sul potenziamento e l’ammodernamento della rete.

Lo sviluppo di un sistema attivo di distribuzione richiede la costruzione di poche nuove linee necessarie per aumentare, ove serva, il grado di interconnessione fra le varie porzioni di rete. Al contrario la chiusura di alcune maglie, come si vedrà nel seguito, può in molti casi differire la necessità di operare i rinforzi e gli adeguamenti necessari per aumentare la capacità di trasporto del sistema di distribuzione. Questi aspetti sono di grande importanza non solo per l’aspetto economico, ma anche per l’oggettiva difficoltà di ottenere autorizzazioni e permessi per la costruzione di nuovi elettrodotti.

Un altro importante vantaggio economico legato alle reti attive di distribuzione è costituito dalla possibilità di sfruttare maggiormente i trasformatori nelle stazioni AT/MT e nelle cabine MT/BT (nell’ipotesi di estendere la magliatura della rete anche alla BT) sia perché l’interconnessione ha il pregio di distribuire in modo più uniforme il carico limitando le criticità, sia perché il sistema, grazie alla magliatura, viene ad essere più affidabile permettendo di accettare una maggiore percentuale di sfruttamento dei trasformatori esistenti. Inoltre il sistema di regolazione automatica per la gestione di una rete attiva, che dovrà permettere il controllo completo sulla potenza generata e assorbita, sui flussi di reattivo e sulla riconfigurazione della rete (finalizzata ad ottimizzare i flussi di potenza) sarà di per se in grado di massimizzare ulteriormente il grado di sfruttamento dei trasformatori e di tutte le apparecchiature presenti nelle CP. In questo modo, il distributore riuscirà ad assolvere l’obbligo di fornire agli utenti la potenza da loro impegnata per contratto anche quando dispone di una parziale produzione distribuita, sfruttando i benefici sopramenzionati che limitano la necessità di ripotenziare le cabine primarie esistenti o di realizzarne di nuove. Anche in questo caso la possibilità di ottenere economie complessive è quasi secondaria se confrontata con l’innegabile vantaggio di poter superare le difficoltà, spesso insormontabili, di trovare siti ove costruire nuove cabine primarie o spazi per l’adeguamento delle esistenti [17], [18].

3.5.2 Riduzione delle perdite L’effetto delle reti attive sulle perdite è legato fortemente alla presenza della GD.

Come si è visto nel capitolo precedente il fatto di produrre in prossimità dei carichi finali può avere come importante conseguenza la riduzione delle perdite sia nella rete di distribuzione sia in quella di trasmissione. Per questo spesso si ritiene che il kWh prodotto mediante impianti GD possa avere una sorta di valore aggiunto rispetto al kWh prodotto e distribuito in modo più convenzionale. Questa semplice considerazione si complica decisamente quando si decide di passare dalla pura astrazione alla realtà dei fatti, in cui l’effetto di riduzione delle perdite è sensibilmente

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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legato al tipo di rete su cui essa si connette, al punto di connessione, alla natura del carico, alla tipologia della fonte ed al momento della giornata considerato.

È così complesso valutare gli effetti della GD sulle perdite, che la questione di come esse debbano poi riflettersi sui costi di allacciamento alla rete è tema ancora dibattuto a livello teorico. Certo che se venisse implementata una qualsiasi delle forme di rete attiva questa problematica potrebbe essere risolta più agevolmente. Infatti, il concetto di rete attiva si basa soprattutto sulla flessibilità e sulla gestione automatizzata della rete di distribuzione. Grazie alla disponibilità di sistemi di controllo avanzati si potrebbe pensare a meccanismi accurati e precisi di attribuzione della responsabilità dell’aumento o della riduzione delle perdite tra i vari utenti (carichi e produttori) della rete. Infatti, sembrano destituite di ogni fondamento tecnico-economico sistemi di allocazione delle perdite basati sul “criterio di sostituzione” in base al quale forniscono un contributo alla riduzione delle perdite tutti quegli utenti, siano essi carichi o generatori, che, se fossero eliminati, porterebbero ad un aumento complessivo delle perdite [26]. Molto più efficiente è, invece, il criterio dei “Marginal Loss Coefficient (MLC)”, ovvero il criterio basato sulla valutazione della derivata parziale delle perdite complessive rispetto alla potenza, attiva e reattiva, assorbita o generata nel generico nodo della rete. Gli MLC sono completamente dipendenti dal punto e dall’istante considerato: mediante essi è possibile valutare in modo estremamente semplice se in un certo momento della giornata un nodo, sia esso di generazione o di carico, dia contributo positivo o negativo alla variazione delle perdite. Noti tali coefficienti, sfruttando le potenzialità delle reti attive, sarebbe quindi relativamente semplice stabilire per tutti gli utenti un equo sistema di tariffe per l’uso della rete che premi chi contribuisce alla riduzione delle perdite senza distinzioni tra carichi e generatori.

Da notare che, il discorso deve essere affrontato in modo completamente diverso nel caso delle perdite a vuoto dei trasformatori, che non devono essere valutate su base oraria. Questa scelta porterebbe a situazioni paradossali come quella di attribuire le perdite nel ferro dei trasformatori AT/MT ad alcuni utenti di piccola taglia quando i più grossi generatori sono disconnessi per manutenzione. Se il trasformatore è di taglia sufficientemente elevata le sue perdite a vuoto possono essere anche superiori alla potenza richiesta dagli utenti più piccoli, ma è certamente difficile sostenere che l’esistenza di tali perdite sia da attribuire totalmente a quegli utenti che di un siffatto trasformatore non avrebbero affatto la necessità.

Un’altra potenzialità delle reti attive nella direzione della riduzione delle perdite, è senz’altro data dalla possibilità, in prospettiva, di essere dotate di sistemi di riconfigurazione automatica in grado di minimizzare le perdite adattando la topologia della rete (anche magliata). Questo potrebbe concretizzarsi o con semplici chiusure di maglie ad hoc (la magliatura della rete può distribuire su un area più vasta l’effetto dei generatori) oppure alcuni autori si spingono fino ad ipotizzare l’impiego di dispositivi

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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FACTS per il reindirizzamento dei flussi di potenza secondo criteri di minimizzazione delle perdite [18].

Da queste brevi note generali si può concludere che, sebbene sia impossibile operare delle generalizzazioni, la GD ha la potenzialità di ridurre le perdite, specialmente se distribuita in modo uniforme nella rete, mentre perde rapidamente questa capacità se concentrata in pochi nodi. La presenza di GD e la magliatura possono, insieme, essere sfruttate al fine di ridurre in modo anche drastico le perdite, garantendo un sufficiente margine che può incidere in modo significativo sul costo complessivo della rete e/o costituire un incentivo alla realizzazione di nuovi impianti di generazione. Quindi è solo con l’implementazione di una rete attiva, che contribuisce ad aumentare la diffusione della GD e permette la gestione di configurazioni di reti interconnesse, che si possono massimizzare gli effetti benefici della GD sulle perdite di potenza attiva nella rete.

3.5.3 Continuità del servizio La continuità del servizio nella distribuzione sta diventando una delle principali

cause di investimento da parte dei distributori che, a causa della pressante richiesta dei clienti e dell’attenta azione regolatoria della Autorità, sono chiamati ad ingenti impegni economici per ottenere standard di qualità sempre più elevati. Trascurare questo termine nella valutazione economica della rete porta ovviamente ad errori grossolani e ad una cattiva gestione delle risorse che sono peraltro sempre più limitate. Partendo da queste semplici considerazioni si capisce che i responsabili della distribuzione devono investire nella costruzione di nuove linee o nell’adeguamento delle esistenti, nel potenziamento macchinari per evitare che la crescente domanda di energia elettrica possa determinare interruzioni per ridotta capacità di trasporto. Inoltre essi devono prendere accorgimenti tecnici per limitare l’effetto sulla continuità del servizio di guasti e malfunzionamenti sulle linee. In ogni caso si devono mettere in conto costi di investimento per rendere il sistema più affidabile e costi di gestione determinati dalle interruzioni del servizio che non si riesce ad eliminare. Le nuove reti di distribuzione possono portare ad una sensibile riduzione di questi costi grazie alla magliatura, che assicura una molteplicità di percorsi per raggiungere il singolo cliente e permette spesso di differire condizioni di eccessivo utilizzo di linee e trasformatori, ed alla GD, che può permettere di differire investimenti e, se regolamentata, alimentare in isola porzioni di rete. Questa funzione richiede di applicare una logica di gestione innovativa idonea sia ad eliminare in modo rapido e selettivo i guasti nella rete di distribuzione, interrompendo il tronco di rete guasto, (prima che i generatori della GD raggiungano i limiti della loro stabilità transitoria), sia a riconfigurare in modo rapido la rete in risposta ai guasti sopramenzionati ed alle condizioni di eccessivo sfruttamento del sistema. Non tutte queste azioni sono ovviamente libere da costi aggiuntivi, ma è possibile prevedere un percorso a tappe in cui reinvestire parte dei risparmi conseguiti per effettuare le

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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modifiche necessarie per il passaggio al livello successivo. Ad esempio, si può pensare che i risparmi conseguenti ai costi evitati relativi al miglioramento degli impianti possano servire per dotare le reti di un efficace sistema di automazione e di interruttori per la riconfigurazione rapida della rete. L’aumento di questi dispositivi, elemento base per la realizzazione di una rete magliata, può però essere vantaggiosamente utilizzato per migliorare la qualità del servizio riducendo nel contempo il costo del personale con l’effetto di conseguire ulteriori economie da destinarsi, ad esempio, all’acquisto di dispositivi elettronici per il contenimento delle correnti di corto circuito.

3.5.4 Regolazione del profilo di tensione La regolazione ed il mantenimento di un profilo della tensione sufficientemente

uniforme sono importanti vincoli tecnici che limitano la potenza di generazione installabile dagli utenti/produttori nelle reti. La GD infatti altera il criterio di regolazione che agisce sul variatore sotto carico del trasformatore AT/MT delle cabine primarie, che riduce o aumenta la tensione a seconda dell’entità del carico complessivamente assorbito, misurato attraverso la corrente totale che fluisce attraverso il trasformatore. Un sistema cosiffatto non può tenere conto delle peculiarità di ciascuna partenza alimentata dal trasformatore ed è del tutto inefficace in presenza di GD. D’altra parte la GD può anche facilmente trasformarsi in una opportunità se sfruttata per fornire un supporto alla regolazione: questo è uno dei principali motivi per i quali si è iniziato a sentire l’esigenza di introdurre nella gestione delle reti di distribuzione il concetto di reti attive. Anche nelle sue più semplici implementazioni una rete attiva deve, infatti, permettere di regolare i flussi di potenza attiva e reattiva ai nodi di generazione in accordo con i variatori sottocarico dei trasformatori in CP per garantire un adeguato controllo del livello di tensione. Anche in questo caso si tratta di operare poche modifiche fisiche alla rete e di dotarsi di un sistema di trasmissione dati efficiente ed affidabile per il controllo della generazione e di algoritmi di controllo per la regolazione della tensione, il cui costo, in un’ipotetica implementazione per fasi del nuovo assetto, potrebbe essere coperto dall’aumento degli introiti derivanti dagli oneri di allacciamento e di sfruttamento della rete pagati dai produttori per contribuire allo sviluppo delle reti attive nel loro livello più semplice. Questo approccio, a causa dell’elevata penetrazione raggiunta dalla generazione eolica sia a livello di media sia di bassa tensione, è stato recentemente adottato in Danimarca (ELTRA [25]), in cui il sistema elettrico è suddiviso su più livelli gerarchici ed ogni area della rete di distribuzione è responsabile per il reattivo di cui necessita e si preoccupa della regolazione di tensione.

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CAPITOLO 3. IL NUOVO PARADIGMA DELLA DISTRIBUZIONE

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3. 6 Effetti negativi dell’impiego delle reti attive

I principali problemi legati all’implementazione delle reti attive possono essere riassunti nei tre punti seguenti: 1. Effetto Domino: una rete di distribuzione fortemente interconnessa rischia, se non

correttamente gestita, di dar luogo a pericolosi effetti di diffusione dei guasti e dei malfunzionamenti che possono compromettere il servizio in aree molto vaste portando a livello della media tensione problemi che sono tipici delle grandi reti di trasmissione;

2. Correnti di guasto: la GD e soprattutto la magliatura delle reti determina sempre un forte incremento delle correnti di corto circuito. Le soluzioni a disposizione possono essere l’impiego dei limitatori di corrente, meglio se elettronici, o la sostituzione degli interruttori. In ogni caso il sistema delle protezioni deve essere completamente riprogettato.

3. Power Quality: l’interconnessione può aumentare l’ampiezza della corrente di corto circuito e conseguentemente vi è il rischio di buchi di tensione più profondi e di aree di influenza maggiormente estese. Per scongiurare la possibilità di un forte degrado della qualità della tensione è necessario pianificare le reti di distribuzione considerando tali aspetti in modo esplicito, ad esempio prevedendo l’adozione di dispositivi custom power per il condizionamento della potenza e/o l’impiego innovativo della GD per sostenere i carichi privilegiati durante i buchi di tensione (con l’impiego di dispositivi d’interfaccia ad elettronica di potenza [27]).

Di certo il possibile nuovo assetto della distribuzione non è scevro da rischi, e l’eventualità di un sistema di distribuzione di caratteristiche peggiori di quello attuale può essere scongiurata solamente con notevoli investimenti economici e, soprattutto, con un grande sforzo ingegneristico per progettare le strutture delle reti, gli schemi delle cabine, i sistemi di protezione, comando, controllo e automazione e per definire le nuove regole di esercizio e le nuove strategie di gestione.

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CAPITOLO 4.

ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE

MAGLIATE

4. 1 Premessa

Nei paragrafi seguenti si presenteranno in via del tutto qualitativa prima, e poi nel dettaglio per uno specifico caso di studio, gli effetti del passaggio dalla configurazione radiale a quella magliata con riferimento ai problemi di integrazione della GD nel sistema elettrico. Particolare attenzione sarà posta nel considerare gli effetti che il passaggio radiale/magliato ha sulle seguenti grandezze caratteristiche:

perdita di potenza attiva, sfruttamento degli elementi di rete, potenza di corto circuito e profilo di tensione.

Gli studi e le simulazioni sono stati eseguiti mediante l’uso di opportuni programmi di simulazione: in particolare si è fatto uso del programma SPIRA di proprietà del CESI per i calcoli di load-flow e per l’analisi di corto circuito. Lo studio è stato poi

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

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completato mediante un’analisi alle contingenze (analisi alla n-1) per valutare l’effetto della magliatura nei confronti dell’affidabilità del sistema.

Infine, il sistema delle protezioni, fondamentale per gestire con successo una rete di distribuzione magliata, è stato oggetto di uno studio volto ad individuare le soluzioni tecniche possibili.

4. 2 Effetto della magliatura su reti di distribuzione passive

Anche nel caso di assenza di GD il passaggio da rete radiale a rete magliata può permettere il differimento di investimenti per l’adeguamento delle reti destinati a far fronte alla crescita della domanda di energia.

Attualmente infatti, sebbene le reti di distribuzione siano realizzate in modo che lo sfruttamento di conduttori e trasformatori abbia margini tali da far fronte alla crescita del carico e da garantire l’alimentazione anche in condizioni di emergenza (i valori di sfruttamento tipici adottati in pianificazione sono pari al 65% per i trasformatori AT/MT, al 60% per le linee aeree MT ed al 50% per le linee in cavo), la naturale crescita della domanda sta erodendo tali margini. Il passaggio radiale-magliato può in generale permettere un miglioramento della situazione, grazie alla formazione di un numero maggiore di percorsi che permettono l’alimentazione dei carichi con minori cadute di tensione e perdite. Deve però essere osservato che, in assenza di oculate strategie di pianificazione, la magliatura può anche aumentare il grado di sfruttamento, peggiorando la situazione di elementi che durante il normale funzionamento radiale non presentavano criticità. Tipico esempio è costituito dai lati di laterale, generalmente realizzati con conduttori di sezione limitata, che, se utilizzati per alimentare carichi posti su altra congiungente, possono facilmente trovarsi in una condizione di sfruttamento eccessivo. Inoltre, la magliatura determina un aumento del livello di corto circuito (corto circuito trifase netto alle sbarre) in tutti i nodi MT/BT. Potrebbe quindi essere superato il limite di 12.5 kA (16 kA in ambito urbano) in base al quale è scelto il potere di interruzione delle protezioni MT poste nelle cabine MT/BT : questa situazione, peraltro inevitabile se si vuole passare ad una rete a maglia, può certamente comportare ingenti investimenti per la sostituzione degli interruttori e costituire un forte ostacolo allo sviluppo delle nuove reti di distribuzione.

4. 3 Reti di distribuzione a maglia chiusa in presenza di GD

Nei punti seguenti sono descritti i principali effetti della gestione magliata delle reti di distribuzione in presenza di ingenti quantità di generazione. Certamente è molto

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

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difficile individuare a priori il comportamento di tali reti ed ancor più difficile è individuare dei risultati che abbiano un significato di validità generale. Le reti di distribuzione infatti sono ancora poco standardizzate e non esiste un modello che si possa adattare a tutte le specificità. Questo fatto è inoltre aggravato dalla presenza della GD, dato che gli effetti che essa produce sulla rete sono fortemente dipendenti dalla sua localizzazione. Ad ogni modo in questa sede si cerca di delineare gli effetti, che poi saranno verificati nei capitoli successivi, della presenza simultanea di GD e della chiusura delle maglie tenendo in considerazione anche la variabilità del carico e analizzando separatamente l’impatto su perdite, regolazione di tensione, sfruttamento dei componenti e livello di corto circuito.

Perdite di potenza attiva

Si è detto che, nel caso di rete radiale, fissata una determinata condizione di carico, le perdite di potenza attiva dapprima diminuiscono all’aumentare della percentuale di penetrazione di GD per poi riprendere a crescere una volta raggiunto un determinato livello di generazione, che è dipendente dalla natura della rete e dei carichi oltre che dal punto di connessione. Questo comportamento rimane valido anche per configurazioni di rete diverse da quella radiale.

L’ulteriore fattore di progressiva magliatura della rete determina di fatto percorsi alternativi per i flussi di potenza che possono essere più o meno convenienti dal punto di vista energetico. Se l’allocazione della GD fosse “ottima”, nel senso di minimizzazione dei percorsi delle correnti, sicuramente la magliatura contribuirebbe a far diminuire le perdite. Nel caso, vicino alla realtà, in cui la GD assuma posizioni più o meno casuali, è presumibile che l’alimentazione dei carichi da parte della GD, nel caso di rete magliata, possa seguire percorsi diversi da quelli seguiti nella configurazione radiale, col risultato di aumentare le perdite per un grado di penetrazione (limite superiore) che potrebbe essere anche diverso da quello del caso radiale. Se ad esempio i generatori si trovassero molto vicini a grossi carichi presenti in rete o connessi alla medesima sbarra, è chiaro che l’intera o buona parte della potenza generata dalla GD andrebbe ad alimentare tali carichi, con un evidente vantaggio in termini di riduzione delle perdite; viceversa la presenza di un generatore di grossa taglia in una zona pressoché scarica può aumentare l’entità delle perdite nei rami meno caricati e contribuire a scaricare quelli più carichi dando luogo ad un effetto complessivo che porta sia a riduzioni che ad aumenti della potenza perduta.

Fissato il livello di penetrazione della GD e la potenza richiesta dai carichi è prevedibile che le perdite possano diminuire all’aumentare dell’infittimento della maglia; questo risultato è senza dubbio vero nel caso di rete passiva (alimentazione dei carichi mediante più percorsi in parallelo), deve essere verificato nel caso di rete con

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

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generazione in relazione all’allocazione della GD ed alla natura e distribuzione dei carichi.

Infine, tenendo fissati grado di penetrazione e livello di magliatura, ma facendo variare il carico, è banale osservare che le perdite aumentano all’aumentare del carico qualunque sia il livello di magliatura nel caso di rete passiva; nel caso di rete attiva un aumento del carico può far crescere o diminuire le perdite a seconda del quantità di energia generata e della configurazione della rete.

Regolazione della tensione

Il profilo della tensione delle linee MT di una rete radiale in presenza della GD, può presentare delle criticità, stanti la difficoltà nella taratura dei regolatori di tensione dei trasformatori AT/MT di cabina primaria e il mancato coinvolgimento della produzione nel mercato del reattivo. Il passaggio dalla configurazione radiale a quella ad anello chiuso prima, e il progressivo infittirsi della magliatura poi, possono contribuire a ridurre le criticità presenti in una rete radiale attiva se la scelta dei lati di chiusura viene fatta con criteri di ottimalità. Quando il livello di penetrazione della generazione diventa cospicuo rispetto al carico, infatti, esiste il pericolo che i nodi della rete a cui è allacciata la generazione, e quelli prossimi ad essi, siano soggetti a sovratensioni. Con una scelta oculata dei lati di controalimentazione si creano nuovi percorsi per i flussi di potenza, col conseguente benefico effetto di maggiore uniformità del profilo di tensione.

Qualora invece la magliatura venisse effettuata incondizionatamente, l’innalzamento del profilo di tensione determinato dalla presenza della GD potrebbe essere ulteriormente accentuato dalla nuova gestione, sia in termini di scarto rispetto alla tensione nominale, sia in termini di numerosità di nodi che violano i limiti contrattuali.

D’altro canto, nella situazione di rete solo parzialmente attiva gioca un ruolo fondamentale la taratura dei regolatori di tensione sottocarico dei trasformatori e l’obiettivo di contenimento delle cadute di tensione nelle porzioni di rete passive può essere ottenuto ancora una volta solo con una scelta ad hoc dei lati di chiusura delle maglie.

In ogni caso è evidente che la regolazione della tensione, rappresenta un aspetto di particolare criticità ed è difficilmente risolvibile con la sola magliatura. Per questo tale aspetto costituisce senza dubbio un valido motivo per implementare le reti attive, che necessariamente dovranno abbandonare tecniche di regolazione incompatibili con i nuovi assetti (es. funzionamento del variatore sotto carico).

Sfruttamento degli elementi di rete

L’effetto concomitante della presenza di GD e di un infittimento progressivo della magliatura, in generale, può migliorare lo sfruttamento di certe linee e peggiorare quello di altre. In linea di principio ci si può aspettare che, a parità di condizione di carico e a

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

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parità di diffusione della generazione distribuita, il passaggio radiale–magliato, con un progressivo infittimento della magliatura, debba poter migliorare la situazione di sfruttamento delle linee, poiché determina la creazione di percorsi che consentono alla corrente di ripartirsi attraverso più vie in parallelo e con una distribuzione più uniforme all’interno della rete.

Fissato il carico ed il grado di magliatura, si possono avere miglioramenti o peggioramenti al variare della GD a seconda del posizionamento dei singoli generatori: l’effetto della GD può quindi essere mediamente positivo solamente se si scelgono posizione e taglia dei generatori secondo criteri di ottimalità. Infatti, la struttura a maglia fa si che l’aggiunta di un generatore in un nodo vada a determinare perturbazioni in molti più elementi della rete rispetto al caso delle reti radiali e rende quindi molto importante l’impiego di tecniche di ottimizzazione in grado di valutare l’effetto complessivo di una certa scelta. Una condizione simile si verifica anche se, fissati il livello della magliatura e di produzione della GD, si aumenta la richiesta da parte dei carichi: lo sfruttamento delle linee può aumentare o diminuire a seconda delle condizioni (si pensi ad esempio al caso di una linea scarica con molta generazione in cui l’aumento del carico contribuisce alla riduzione delle criticità).

Per quanto riguarda i trasformatori delle cabine primarie AT/MT il loro impegno non dovrà essere ovviamente valutato considerando l’elemento singolo. Man mano che aumenta il livello di magliatura, infatti, dovrà essere considerato l’impegno complessivo dei trasformatori che alimentano le linee interconnesse. In generale, quindi, a parità di GD e di carico, con la magliatura alcuni trasformatori aumenteranno il loro sfruttamento mentre altri lo diminuiranno ma, ciò che è più importante è che il riequilibrio degli sfruttamenti tra le diverse CP è in grado di permettere il differimento degli investimenti.

Livelli di penetrazione della GD tali da determinare un’inversione del flusso di energia (rete MT che cede energia alla AT) sono in generale da evitare non tanto perché essi possano comportare un maggior sfruttamento dei trasformatori (caso molto difficile da realizzarsi) quanto per i predetti problemi legati alla regolazione della tensione ed all’uso del variatore sottocarico.

Corto circuito trifase

La corrente di corto circuito trifase cresce all’aumentare della penetrazione di GD (se non interfacciata tramite convertitore ma connessa direttamente alla rete) e con l’aumentare del livello di magliatura. Per questo devono essere adottate soluzioni che permettano il corretto esercizio delle reti (es. impiego di bobine limitatrici e di generatori disaccoppiati mediante convertitori).

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

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4. 4 Caso di studio

Nei paragrafi successivi si presentano i risultati di uno studio su una porzione della rete di distribuzione italiana. La rete esaminata è costituita da tratti in area rurale, extra-urbana ed urbana; stante la natura del territorio alimentato, le linee sono prevalentemente aeree e solo una minima parte (circa il 10% dell’estensione totale) è in cavo interrato. Di seguito sono indicate le principali caratteristiche della rete studiata:

999 nodi MT 1005 rami (nel caso radiale senza GD); 18 feeder; 4 Cabine Primarie Esistenti (CPE) di cui due a doppia sbarra (per un

totale di 6 trasformatori AT/MT). Nella Figura 4.1 è riportato lo schema planimetrico della rete.

Figura 4.1 Planimetria della rete oggetto del presente studio.

4.4.1 Scenari di carico Allo scopo di evidenziare i possibili sviluppi futuri della rete in esame, si sono

ipotizzati quattro scenari di carico. Il primo è stato definito in modo che rappresentasse una condizione di carico minimo, corrispondente ad uno sfruttamento medio delle linee

Unità GD

Cabine Primarie

Unità GD

Cabine Primarie

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

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esistenti del 10%; il secondo è stato mantenuto conforme ai dati reali ottenuti dall’Ente di distribuzione; nel terzo e quarto scenario si è ipotizzato un aumento della richiesta di energia nel medio e lungo termine tale da determinare lo sfruttamento degli elementi di rete pari, rispettivamente, al 30% ed al 50%.

Gli scenari analizzati possono allora classificarsi, in relazione alle diverse condizioni di carico, nei quattro seguenti:

1. Rete attuale scarica (loading: 10%): studio “Attuale minimo”; 2. Rete attuale carica (scenario di riferimento, 10%<loading <30%): studio

“Riferimento”; 3. Rete prevista al medio termine (loading: 30%): studio “Futuro Medio Termine”; 4. Rete prevista al lungo termine (loading: 50%): studio “Futuro Lungo Termine”.

Sulla base delle predette ipotesi, la potenza assorbita da ogni singolo nodo MT/BT è stata valutata in relazione alle condizioni di carico; ad esempio, in base alle caratteristiche del nodo stesso (cabina utente MT, posto di trasformazione su palo, cabina di distribuzione MT/BT pubblica etc.) ed a quelle del punto di trasformazione (taglia del trasformatore, potenza massima etc.), si sono calcolati i valori di carico che approssimano, con una certa precisione, il valore specificato di sfruttamento medio degli elementi di rete. La Tabella 4.1 riporta l’entità del carico in valore assoluto per i quattro scenari in esame.

Tabella 4.1 Condizione di carico dei quattro scenari esaminati

Scenari di Carico [%] Carico [MVA] Attuale minimo (carico 10%) 4.899 Attuale massimo (carico di riferimento) 11.648 Futuro Medio Periodo (carico 30%) 13.794 Futuro Lungo Periodo (carico 50%) 20.069

Al fine di poter simulare con maggior dettaglio la variabilità del carico durante la

giornata si sono derivati dal caso Futuro Medio Periodo due ulteriori casi, corrispondenti alla condizione di carico minimo notturno e di picco diurno ottenute rispettivamente decrementando ed incrementando il caso base di un 30%. In questo modo si sono analizzate tre situazioni di sfruttamento degli elementi di rete (20%-minimo notturno, 30%-medio giornaliero e 40%-picco diurno) relative alle variazioni di carico che si hanno durante una giornata.

4.4.2 Scenari di penetrazione della GD Il comportamento del caso base e dei casi derivati sono stati analizzati considerando

livelli crescenti di penetrazione della GD; la scelta dei siti di allocazione è stata effettuata col criterio di massimizzare le perturbazioni che essa provoca sulla rete; sotto

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

68

queste ipotesi i generatori sono stati allacciati sempre a nodi di laterale piuttosto scarichi per esaltare sia l’effetto del generatore sia quello della ridotta potenza di corto circuito.

La percentuale di penetrazione della GD è stata stimata con riferimento alla potenza totale dei carichi alimentati da uno stesso feeder; in particolare si sono considerati i seguenti scenari:

Caso NO_GD: 0% di penetrazione; Caso GD_10: 10% di penetrazione; Caso GD_30: 30% di penetrazione; Caso GD_70: 70% di penetrazione; Caso GD_120: 120% di penetrazione.

La Tabella 4.2 riporta la potenza generata in MVA corrispondente ad ogni livello di penetrazione calcolata in funzione dello scenario considerato.

Tabella 4.2 Potenza generata in MVA con riferimento ai quattro scenari di carico considerati

Grado di Penetrazione di GD [%]

Scenari di Carico [%] 0% 10% 30% 70% 120%

Attuale minimo (carico 10%) 0 0.490 1.470 3.430 5.879

Attuale massimo (carico di riferimento) 0 1.165 3.494 8.154 13.978

Futuro Medio Periodo (carico 30%) 0 1.379 4.138 9.656 16.553

Futuro Lungo Periodo (carico 50%) 0 2.007 6.021 14.048 24.082

Ancora, per ulteriore approfondimento, per lo scenario al 30% di carico si sono

analizzate anche le installazioni di generazione pari al 50% e al 90% di penetrazione rispetto al carico, che corrispondono rispettivamente a 6.75 MVA e a 12.4 MVA.

4.4.3 Livello di magliatura Delle diciotto linee presenti nella rete analizzata, si è scelto di coinvolgere, nella

progressiva magliatura e nell’allocazione di generazione distribuita, otto feeder considerati significativi (i numeri identificativi di tali feeder sono 01, 02, 09, 10, 13, 14 e 15). I feeder in questione sono alimentati da quattro delle sei sbarre MT di Cabina Primaria (nel seguito denominate con P, T2, S1 e S2). Per gli altri dieci feeder della rete si è mantenuta la configurazione originale, di rete radiale passiva.

Per gli otto feeder esaminati la trasformazione da radiale a magliata è stato ottenuta provvedendo alla chiusura dei lati di controalimentazione (esistenti), così da ottenere uno schema ad anello chiuso. Successivamente, a partire da tale configurazione, si sono aggiunti nuovi lati di interconnessione tra i diversi feeder che hanno permesso l’infittimento della magliatura. Per tutte le condizioni di carico e per tutti i livelli di penetrazione si sono studiate le seguenti configurazioni della rete:

Configurazione 0: tutto radiale, con le congiungenti aperte;

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

69

Figura 4.2 Rappresentazione semplificata della configurazione di rete che prevede la sola chiusura delle congiungenti (Configurazione 1).

Configurazione 1: tale configurazione è ottenuta dalla chiusura dei lati controalimentazione delle quattro congiungenti considerate (Figura 4.2);

Configurazione 2: con le congiungenti esistenti chiuse (Configurazione 1) si è previsto un primo livello di magliatura fra le congiungenti ottenuto mediante la realizzazione di un collegamento posto all’incirca a metà dell’anello chiuso; ne consegue che esiste un collegamento tra le otto semicongiungenti in oggetto, a quattro a quattro (Figura 4.3);

Figura 4.3 Schema della Configurazione 2: primo livello di magliatura

Configurazione 3: tale configurazione è ottenuta dalla Configurazione 2 aggiungendo nuovi lati di magliatura che chiudono la maglia tra le quattro congiungenti (Figura 4.4);

T 202

1814

0110

15

09

13

S 1

P

S2

C O N FIG U R A Z IO N E 1: C ongiungen ti es is tenti

ch iuse

T 202

1814

0110

15

09

13

S 1

P

S2

C O N FIG U R A Z IO N E 1: C ongiungen ti es is tenti

ch iuse

02

1814

0110

15

09

13

S1

PT2

S2

CONFIGURAZIONE 2: Primo livello di

magliatura

02

1814

0110

15

09

13

S1

PT2

S2

CONFIGURAZIONE 2: Primo livello di

magliatura

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

70

Figura 4.4 Schema della Configurazione 3: secondo livello di magliatura

Configurazione 4: l’ultima struttura prevede un terzo livello di magliatura consistente nel magliare a un terzo e a due terzi circa le linee magliate nella Configurazione 1 (Figura 4.5).

Figura 4.5 Schema della Configurazione 4: terzo livello di magliatura

La realizzazione di nuovi collegamenti è stata limitata ai soli lati di chiusura delle maglie, stanti le difficoltà e l’onerosità associate alla realizzazione di nuovi tratti di linea. La scelta dei lati di chiusura è stata effettuata il più possibile in accordo con i criteri sopra definiti, cercando inoltre di minimizzare, ove possibile, la lunghezza del tratto di linea da realizzare ex novo.

Lo studio e i risultati che verranno riportati riguardano esclusivamente la porzione della rete originale composta dagli otto feeder coinvolti nelle modificazioni della struttura di rete, da radiale a magliata, ed oggetto della penetrazione della GD.

4. 5 Risultati e Discussione

In questa sezione sono presentati i risultati ottenuti dall’esame degli oltre 100 casi ottenuti dalle combinazioni di scenari di carico, di generazione e di magliatura descritti nel paragrafo precedente.

02

1814

0110

15

09

13

S1

PT2

S2

CONFIGURAZIONE 4: Terzo livello di

magliatura

02

1814

0110

15

09

13

S1

PT2

S2

CONFIGURAZIONE 4: Terzo livello di

magliatura

02

1814

0110

15

09

13

S1

PT2

S2

CONFIGURAZIONE 3: Secondo livello di

magliatura

02

1814

0110

15

09

13

S1

PT2

S2

CONFIGURAZIONE 3: Secondo livello di

magliatura

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

71

L’analisi, che ha come obiettivo principale quello di comprendere se la gestione magliata della rete di distribuzione possa effettivamente costituire un passo importante per lo sviluppo della GD, è stata condotta esaminando i quattro parametri chiave già citati (perdite di potenza attiva, sfruttamento degli elementi di rete, profilo di tensione, corrente di corto circuito).

4.5.1 Perdite di potenza attiva

Le perdite di potenza attiva complessive, con riferimento ai soli otto feeder coinvolti nella magliatura e nel progressivo aumento di penetrazione della GD, globalmente assumono livelli via via maggiori nel passaggio da uno scenario di carico all’altro. Nell’ambito di uno stesso scenario di carico l’analisi sulle perdite ha condotto ai risultati che sono evidenziati nei quattro grafici della Figura 4.6 (A, B, C, D). Tali grafici mostrano, a parità di condizione di carico, gli andamenti delle perdite di potenza attiva in funzione del grado di penetrazione di GD, parametrizzati con il livello di magliatura (per lo scenario Futuro Medio Periodo (carico 30%), le curve riportate nel grafico tengono conto anche delle situazioni di penetrazione di GD del 50% e del 90%).

Come si vede dai diagrammi in Figura 4.6, le perdite, a parità di carico e di generazione, tendono a diminuire nel passaggio dalla configurazione radiale a quella magliata. Se invece la generazione viene aumentata su carico costante si osserva dapprima una riduzione dell’incidenza delle perdite seguita, per livelli di generazione elevati, da una crescita consistente. Ad ogni modo è evidente da tutti i grafici che il caso radiale è peggiore degli altri in quanto caratterizzato da perdite decisamente superiori alle reti magliate. Altro elemento importante è costituito dal fatto che la rete magliata ottenuta chiudendo i soli lati di controalimentazione delle congiungenti (rete ad anello chiuso) è quella a cui è associato il maggiore miglioramento, mentre ulteriori infittimenti della magliatura portano benefici assai più contenuti (effetto saturazione). Questo ultimo aspetto è ben evidenziato dall’andamento delle curve in Figura 4.6, che risultano praticamente sovrapposte nel caso di reti magliate, soprattutto nel caso di livelli elevati di penetrazione di GD. Da ultimo si può osservare come il beneficio sulle perdite sia molto più marcato per alti valori di produzione da GD: si vede che l’andamento delle perdite nel caso di rete radiale è divergente rispetto all’analogo andamento nel caso di rete magliata. Al contrario, nel caso di bassi livelli di penetrazione l’impatto della magliatura appare meno significativo soprattutto nelle condizioni di carico medio ed elevato (Figura 4.6 (C), (D)).

Per tutti gli scenari di carico, il grado di penetrazione “limite”, oltre il quale non converrebbe andare dal punto di vista delle perdite, è uguale per tutti i livelli di magliatura. Nel caso dello scenario Futuro Lungo Periodo, con carico del 50% (Figura 4.6 (D)), si vede che, dal punto di vista delle perdite, pur restando il fatto che il caso radiale è sempre il peggiore per qualunque grado di penetrazione, l’inversione di tendenza si ha

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

72

per un grado di penetrazione più basso (intorno al 30%÷40%) rispetto agli scenari di carico più basso (oltre il 70%).

Figura 4.6 Curve delle perdite attive percentuali rispetto al carico nei quattro scenari: (A) Attuale minimo (carico 10%); (B) Attuale massimo (carico di riferimento); (C) Futuro Medio Periodo

(carico 30%); (D) Futuro Medio Periodo (carico 50%).

A conclusione di quanto detto si possono stilare le seguenti considerazioni: Le perdite si riducono con la generazione distribuita fino a che il livello di potenza

generata non raggiunge il limite di capacità di integrazione della GD da parte della rete (diverso a seconda dello scenario di carico);

Scenario Attuale minimo (10% di carico)

0.00

0.50

1.00

1.50

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Penetrazione GD [%]

Per

dite

att

ive

[%]

(A)

Scenario Attuale mass imo (carico di riferimento)

0.00

1.00

2.00

3.00

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Penetrazione GD [%]

Per

dit

e at

tive

[%

]

(B)

Scenario Futuro Medio Periodo (30%di carico)

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Penetrazione GD [% ]

Perd

ite a

ttive

[%]

(C)

Scenario Futuro Lungo Periodo (50%di carico)

0.00

1.00

2.003.00

4.005.00

6.00

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Penetrazione GD [%]

Per

dite

att

ive

[%]

Radiale Cong chiuse Magl 1°liv Magl 2°liv Magl 3°liv

(D)

Scenario Attuale minimo (10% di carico)

0.00

0.50

1.00

1.50

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Penetrazione GD [%]

Per

dite

att

ive

[%]

(A)

Scenario Attuale mass imo (carico di riferimento)

0.00

1.00

2.00

3.00

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Penetrazione GD [%]

Per

dit

e at

tive

[%

]

(B)

Scenario Futuro Medio Periodo (30%di carico)

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Penetrazione GD [% ]

Perd

ite a

ttive

[%]

(C)

Scenario Futuro Lungo Periodo (50%di carico)

0.00

1.00

2.003.00

4.005.00

6.00

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Penetrazione GD [%]

Per

dite

att

ive

[%]

Radiale Cong chiuse Magl 1°liv Magl 2°liv Magl 3°liv

(D)

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

73

Su rete a basso carico l’effetto della magliatura è sempre positivo in quanto a parità di potenza generata c’è una maggiore attenuazione delle perdite al crescere dei percorsi disponibili (effetto molto marcato nel caso della chiusura della congiungente, meno marcato ai successivi infittimenti di magliatura, anche se aumentabile con ottimizzazioni mirate);

Su rete con forte carico la GD deve necessariamente essere posizionata in modo mirato per conseguire benefici importanti nella riduzione delle perdite; in questo caso la chiusura della magliatura non è sempre benefica ed è sempre necessaria l’ottimizzazione. Quando il livello di GD aumenta a tal punto da far dimenticare l’effetto dei carichi elevati, le perdite riprendono a crescere ed in questo caso diventa preminente l’effetto dei percorsi alternativi: le perdite nel caso magliato crescono sempre più lentamente rispetto alla situazione radiale. In definitiva, nello scenario che si può prevedere nel breve termine (carichi crescenti

ma poca GD) il passaggio da radiale a magliato appare poco conveniente; quando la GD aumenterà la sua presenza su reti che saranno nel frattempo diventate molto cariche, allora si potrebbe pensare alla magliatura che, a parità di GD, permette di avere perdite più contenute. Evidentemente vale la pena ancora una volta sottolineare l’importanza di avere strumenti per governare la nascita della GD in siti opportunamente scelti per sfruttare al massimo le possibilità offerte dalla magliatura o in alternativa che permettano lo sviluppo di una rete in grado di accogliere in modo ottimale ingenti quantità di generazione.

4.5.2 Sfruttamento degli elementi di rete

Linee

Lo studio dello sfruttamento delle linee è stato condotto esaminando nei diversi casi la variazione del numero di criticità eventualmente presenti in un dato assetto di rete. In modo particolare si sono considerate “in condizioni critiche” tutte quelle linee il cui sfruttamento superi il 50%; questo limite, adottato generalmente per le linee MT in cavo (il limite impiegato per le linee aeree è 65%), può ritenersi valido solo per una gestione della rete a congiungenti, eventualmente del tipo a dorsali e laterali, in cui i rami di dorsale devono permettere l’alimentazione di tutto il carico da una sola cabina primaria. Al contrario per i rami di laterale, in generale non rialimentabili, il valore di sfruttamento accettabile è decisamente superiore e si può arrivare anche a valori prossimi al 80% (condizione questa che pone non pochi problemi in presenza di GD sulle laterali).

In realtà queste scelte sono fortemente influenzate dallo schema adottato e, nel caso di rete magliata, venendo a cadere il significato stesso di dorsale e laterale e potendo l’alimentazione di emergenza essere fornita da più percorsi, si può pensare che una

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

74

percentuale di sfruttamento del 80% possa essere considerata valida per tutti i rami della rete.

Dagli studi eseguiti risulta che: Per gli scenari Attuale minimo e Attuale massimo non ci sono, per nessuna delle

combinazioni esaminate, rami con sfruttamento maggiore del 50%. Per gli scenari previsti a Medio ed a Lungo Periodo la crescita della percentuale di

penetrazione di GD può determinare uno sfruttamento delle linee superiore al 50%; nei casi esaminati questo è ben evidente in quanto i generatori sono stati posti in nodi terminali di linee di laterale poco cariche. In modo particolare, si osserva che, per avere lati eccessivamente sfruttati, è necessario avere percentuali di penetrazione della GD molto elevate (120% nel caso di Medio Periodo e 70% nel caso di Lungo Periodo). La ragione per la quale la rete con più carico vada incontro a problemi di saturazione prima di quella meno carica è essenzialmente legata alla proporzione con cui crescono carico e generazione sulla laterale maggiormente interessata: il carico nelle linee laterali in cui è installata la GD rimane pressoché costante nei due scenari, mentre la GD cresce in proporzione al carico medio dell’intera rete (dal 30% al 50%). Questo è ben visibile anche nella Tabella 4.3, dove le righe che si riferiscono ai casi Futuro Lungo Periodo e GD al 70% e Futuro Medio Periodo e GD al 120% praticamente si equivalgono.

Tabella 4.3 Numero di linee con sfruttamento maggiore del 50% e maggiore dei limiti prescritti al variare di configurazione e di grado di penetrazione di GD.

Radiale Cong.Chiuse Maglia 1°liv Maglia 2°liv Maglia 3°liv Scenario

carico Sfruttamento

delle linee >50% >65% (Dorsali)

>80% (Laterali) >50% >80% >50% >80% >50% >80% >50% >80%

Futuro MP

120% GD 19 0 3 18 3 18 3 18 3 18 3

70% GD 18 0 3 19 3 19 3 19 3 19 3 Futuro

LP 120% GD 36 9 7 26 7 25 7 26 7 24 7

L’esame dei dati sulla base di una percentuale di sfruttamento pari al 65% per i rami di dorsale (prevalentemente aerei) ed al 80% per i rami di laterale, tipici del caso radiale, mostra che solo carichi consistenti con elevate concentrazioni di GD (ultima riga della Tabella 4.3, colonne 4 e 5) caricano in modo eccessivo sia linee di dorsale che di laterale.

La chiusura delle maglie permette, per il caso molto carico e con forte penetrazione di GD (ancora ultima riga della Tabella 4.3), di ridurre sensibilmente il numero di linee con sfruttamento maggiore del 50%; in modo particolare il beneficio è principalmente legato alla gestione ad anello chiuso (colonne 3 e 6), che permette un migliore utilizzo dei lati di dorsale. Dei 9 rami di dorsale con sfruttamento maggiore del 65% nel caso radiale (e quindi in violazione per questa configurazione), tutti migliorano in valore

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

75

assoluto il loro sfruttamento e solo quelli in condizioni più critiche (4 su 9) continuano ad avere, anche dopo la chiusura delle congiungenti, sfruttamenti pesanti (maggiori del 65%). In realtà l’innalzamento ipotizzato del limite di sfruttamento all’80% anche per le linee dorsali nella gestione magliata rende comunque tali rami lontani dalla condizione di violazione.

Ulteriori infittimenti della magliatura non permettono di ridurre il numero di linee in violazione, semplicemente perché tali linee sono prevalentemente laterali non esplicitamente coinvolte nella magliatura. In altre parole, la scelta dei lati di magliatura operata in modo non ottimizzato non può aiutare in alcun modo a sanare criticità della rete dovute, ad esempio, alla comparsa di generazione in nodi terminali di laterali scariche.

Un’ulteriore analisi è stata operata per delineare risultati che fossero indipendenti dalla scelta di una soglia di riferimento per la definizione di linea in violazione. A tal fine si è costruito, per una prefissata condizione di carico e di generazione, un diagramma cumulativo del numero delle linee con sfruttamento maggiore del 50%; un punto in tale diagramma individua la percentuale di sfruttamento delle linee (ascissa) ed il numero di linee caratterizzate da uno sfruttamento maggiore od uguale a tale valore (ordinate). Il diagramma, nel caso della condizione di carico corrispondente al Futuro Medio Periodo e di penetrazione della GD pari al 120%, è riportato in Figura 4.7.

Figura 4.7 Numero di linee in funzione dello sfruttamento, per lo scenario di carico al 50% e per il 120% di penetrazione di GD.

Dall’analisi di tale diagramma si osserva che l’incremento della magliatura oltre a consentire lo spostamento del limite superiore di sfruttamento delle linee, riducendo il numero di quelle in violazione, nella situazione di elevato carico e forte penetrazione, migliora considerevolmente anche lo sfruttamento delle linee non in violazione (con sfruttamento maggiore del 65% ma minore dell’80%).

Scenario Futuro Lungo Periodo (50% di carico)

05

10152025303540

50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170

Sfruttamento delle linee [%]

lin

ee radialecong chiusemagl 1°livmagl 2°livmagl 3°liv

120% di penetrazione di GD

Limite esercizio radialeLimite esercizio magliato

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

76

Trasformatori

L’impegno medio dei quattro trasformatori AT/MT delle cabine coinvolte nella magliatura e nella penetrazione di GD subisce le seguenti variazioni: a parità di carico e di configurazione diminuisce all’aumentare del livello di

penetrazione di GD; a parità di carico e di penetrazione della GD ha una diminuzione nel passaggio tra

configurazione radiale e la chiusura delle congiungenti e rimane tendenzialmente costante all’infittirsi della magliatura;

a parità di penetrazione e di configurazione, ovviamente, aumenta all’aumentare del carico. In nessun caso viene superato il valore usuale di sfruttamento dei trasformatori di

cabina primaria pari al 65%. Tale risultato lascia ampio margine per un’eventuale crescita, anche consistente, dei carichi.

4.5.3 Profilo di tensione La tensione ai nodi di una rete di media tensione deve ovviamente rimanere entro i

limiti contrattuali imposti; per questo motivo la caduta di tensione ai nodi deve essere contenuta entro ±5% ai nodi di dorsale e ±10% in quelli di laterale.

Ad ogni modo, anche quando tali vincoli siano rispettati, è importante che nella linea si manifesti un profilo di tensione sufficientemente livellato, che permetta un più agevole sviluppo del sistema evitando il raggiungimento di valori prossimi ai limiti critici in alcuni nodi. Per questo motivo sono stati scelti come indici, per valutare l’uniformità del profilo delle tensioni di una data congiungente, i parametri relativi Vr_min e Vr_max, ottenuti rapportando al valore medio, rispettivamente il valore minimo e massimo di tensione dei nodi di dorsale appartenenti alle semicongiungenti oggetto di magliatura nel presente studio:

Vr_min =min (Vi) / media(Vi) i=1,…..ND

Vr_max=max (Vi) / media(Vi) i=1,…..ND

dove media(*) rappresenta l’operatore media aritmetica e con ND si è inteso il numero di nodi di dorsale appartenenti alle semicongiungenti in esame.

A parità di condizione di carico (scenario) e a parità di livello di penetrazione della GD, il rapporto massima (minima) tensione su media diminuisce (aumenta), avvicinandosi all’unità, quanto più aumenta il grado di magliatura: l’uniformità del profilo di tensione quindi trae beneficio dalla magliatura.

Nelle figure seguenti (Figura 4.8) sono riportati quattro diagrammi che mostrano, per ogni scenario di carico, dieci curve: le cinque curve al di sotto dell’unità rappresentano l’andamento dell’indice Vr_min e le altre cinque, al di sopra dell’unità,

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

77

invece, rappresentano l’andamento dell’indice Vr_max in funzione del grado di magliatura e parametrizzate col grado di penetrazione di GD.

Figura 4.8 Indici di uniformità delle tensioni Vr_min e Vr_max relativi ai nodi di dorsale appartenenti alle semicongiungenti oggetto di magliatura; (A) scenario di carico Attuale Minimo

(carico 10%), (B) scenario di carico Attuale Massimo (carico di riferimento), (C) scenario di carico Futuro Medio Periodo (carico 30%), (D) scenario di carico Futuro Lungo Periodo (carico 50%).

Scenario Attuale Minimo (10% di carico)

0,988

0,992

0,996

1,000

1,004

1,008

Radiale Cong.Chiuse Magl. 1°liv Magl. 2°liv Magl. 3°liv

Configurazione

Vm

in/

Vm

ed; V

max

/V

med

(A)

Scenario Attuale Massimo (carico di riferimento)

0,970

0,980

0,990

1,000

1,010

1,020

Radiale Cong.Chiuse Magl. 1°liv Magl. 2°liv Magl. 3°liv

Configurazione

Vm

in/

Vm

ed; V

max

/Vm

ed

(B)

Scenario Futuro Medio Periodo (30% di carico)

0,960

0,970

0,980

0,990

1,000

1,010

1,020

1,030

Radiale Cong.Chiuse Magl. 1°liv Magl. 2°liv Magl. 3°liv

Configurazione

Vm

in/V

med

; Vm

ax/V

med

(C)

Scenario Futuro Lungo Periodo (50% di carico)

0,940

0,960

0,980

1,000

1,020

1,040

1,060

Radiale Cong.Chiuse Magl. 1°liv Magl. 2°liv Magl. 3°livConfigurazione

Vm

in/V

med

; Vm

ax/V

med

NO GD GD 10% GD 30% GD 70% GD 120%

(D)

Scenario Attuale Minimo (10% di carico)

0,988

0,992

0,996

1,000

1,004

1,008

Radiale Cong.Chiuse Magl. 1°liv Magl. 2°liv Magl. 3°liv

Configurazione

Vm

in/

Vm

ed; V

max

/V

med

(A)

Scenario Attuale Massimo (carico di riferimento)

0,970

0,980

0,990

1,000

1,010

1,020

Radiale Cong.Chiuse Magl. 1°liv Magl. 2°liv Magl. 3°liv

Configurazione

Vm

in/

Vm

ed; V

max

/Vm

ed

(B)

Scenario Futuro Medio Periodo (30% di carico)

0,960

0,970

0,980

0,990

1,000

1,010

1,020

1,030

Radiale Cong.Chiuse Magl. 1°liv Magl. 2°liv Magl. 3°liv

Configurazione

Vm

in/V

med

; Vm

ax/V

med

(C)

Scenario Futuro Lungo Periodo (50% di carico)

0,940

0,960

0,980

1,000

1,020

1,040

1,060

Radiale Cong.Chiuse Magl. 1°liv Magl. 2°liv Magl. 3°livConfigurazione

Vm

in/V

med

; Vm

ax/V

med

NO GD GD 10% GD 30% GD 70% GD 120%

(D)

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

78

Si vede che questi indici, che evidenziano l’uniformità del profilo di tensione per uno stesso caso, hanno tutti lo stesso andamento tendenziale: essi migliorano, cioè si avvicinano all’unità, soprattutto nel passaggio da configurazione radiale a quella a congiungenti chiuse, rimanendo praticamente costanti all’infittirsi della magliatura (passaggi configurazioni 1-2, 2-3, 3-4). La ragione di questa invarianza rispetto all’infittimento della magliatura è legata ovviamente alla mutua posizione di carichi e generazione ed al fatto che il percorso esaminato non considera i lati di laterale su cui la generazione è stata posizionata. Si nota inoltre dai grafici che l’intervallo di variazione di tali indici si fa sempre più ampio attorno all’unità man mano che lo scenario cambia e la condizione di carico diventa più gravosa.

Da una valutazione dei risultati si potrebbe, allora, ricavare che per una stessa congiungente, a parità di GD, il passaggio da una configurazione magliata ad un’altra provoca un innalzamento del profilo di tensione.

L’analisi degli effetti della GD e della chiusura delle magliature con riferimento alle tensioni ai nodi è stata fortemente complicata dalla presenza dei variatori sotto carico in cabina primaria: sebbene si sia scelta una regolazione a tensione costante sulla sbarra MT, l’effetto della GD è stato tale, in certi casi, da influenzare la regolazione, rendendo difficile distinguere tra effetti direttamente legati alla presenza della generazione ed effetti indotti. Si riportano i risultati relativi alla valutazione delle violazioni del valore assoluto di tensione ai nodi, per i quali si è assunto un limite pari al ±5%Vnom per i nodi di dorsale ed a ±10%Vnom per i nodi di laterale con riferimento sia alle congiungenti coinvolte nel posizionamento della generazione e della magliatura (Tabella 4.4 e Tabella 4.5) sia a tutte le altre (Tabella 4.6 e Tabella 4.7). Nelle tabelle per “SCARTO” si è inteso lo scarto medio in kV della tensione dei nodi in violazione rispetto alla tensione nominale di 20 kV (coi limiti prescritti tale scarto è maggiore di 1 kV per i nodi di dorsale e maggiore di 2 kV per i nodi di laterale). Si è inoltre evidenziato quando esistono violazioni nelle sbarre MT di Cabina Primaria (colonna CP nella Tabella 4.4). I casi non presenti in tabella non presentano violazioni.

Per semplicità di analisi si farà riferimento alla rete Futuro Lungo Periodo (carico 50%) nell’ipotesi di GD nulla o pari al 120% per diversi livelli di magliatura (righe in grassetto nelle tabelle); si tratta di situazioni estreme fra quelle esaminate che permettono di fare agevolmente considerazioni che hanno comunque validità generale.

La prima osservazione che può essere ricavata dall’esame dei dati è che nella rete radiale la presenza della GD può facilmente aumentare il numero delle situazioni critiche ed il loro scarto rispetto alla tensione di riferimento. Ad esempio nel caso di rete radiale passiva con carico elevato è possibile, impostando opportunamente la soglia di riferimento del regolatore di tensione, limitare il numero di nodi di dorsale con tensione superiore alla soglia massima a 13 (di cui 2 nella congiungente su cui sarà installata generazione, Tabella 4.4, riga 5, colonne 2 e 3, e 11 nelle linee che rimangono

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

79

radiali e passive Tabella 4.7, riga 2, colonna 2) ed il numero di quelli con tensione inferiore alla minima soglia a 10 (Tabella 4.6, riga 7, colonna 2).

Tabella 4.4 Numero di nodi di dorsale in violazione e scarto medio rispetto alla tensione nominale. Linee coinvolte nella progressiva magliatura e penetrazione GD.

Conf. 0 Radiale

Conf. 1 Cong.Chiuse

Conf. 2 Magliato 1°liv

Conf. 3 Magliato 2°liv

Conf. 4 Magliato 3°liv Scenario

carico CP N°

violaz. SCARTO CP N° violaz. SCARTO CP N°

violaz. SCARTO CP N° violaz. SCARTO CP N°

violaz. SCARTO

Attuale Max 120% GD

0 1 1.0153 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Futuro MP

0% GD 0 5 1.0634 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Futuro MP

120% GD

0 19 1.3355 0 25 1.0752 0 15 1.0741 0 11 1.0740 0 6 1.0596

Futuro LP

0% GD 1 1 1.1848 1 0 1.2000 1 0 1.1979 1 0 1.1515 1 0 1.1491

Futuro LP

10% GD 1 2 1.1666 1 0 1.2112 1 0 1.2141 1 0 1.1826 1 0 1.1783

Futuro LP

30% GD 1 0 1.0496 1 2 1.0825 1 1 1.1193 1 0 1.1992 1 0 1.1669

Futuro LP

70% GD 1 21 1.3859 1 1 1.0544 1 1 1.0607 1 18 1.0851 1 10 1.0861

Futuro LP

120% GD

1 33 1.5751 1 50 1.2315 1 49 1.2281 1 49 1.2371 1 41 1.2065

Tabella 4.5 Numero di nodi di laterale in violazione e scarto medio rispetto alla tensione nominale. Linee coinvolte nella progressiva magliatura e penetrazione GD.

Conf. 0 Radiale

Conf. 1 Cong.Chiuse

Conf. 2 Magliato 1°liv

Conf. 3 Magliato 2°liv

Conf. 4 Magliato 3°liv Scenario

carico N° violaz.

SCARTO N°

violaz. SCARTO

N° violaz.

SCARTON°

violaz.SCARTO

N° violaz.

SCARTO

Futuro MP 120% GD 20 2.4031 9 2.2289 9 2.2699 9 2.2379 9 2.2017

Futuro LP 70% GD 20 2.4445 6 2.1991 6 2.2160 9 2.2393 7 2.2357

Futuro LP 120% GD 38 2.4640 12 2.3413 12 2.3494 12 2.3580 12 2.3042

La presenza della GD in quantità non marginale (120%) modifica assolutamente in peggio questa situazione: il numero di nodi di dorsale con sovratensione eccessiva diventa ora pari a 40 (34 sono nelle linee in cui vi è generazione, Tabella 4.4, ultima riga, colonne 2 e 3, e 6 nelle altre e Tabella 4.7, ultima riga, colonna 2), mentre il numero di nodi con tensione sottosoglia cresce a 23 (Tabella 4.6, ultima riga, colonna 2). È evidente che il regolatore non riesce a migliorare la situazione nel feeder interessato dalla GD in quanto esso regola sulla base della potenza complessiva fornita dal

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

80

trasformatore (ridotta complessivamente di poco) e l’abbassamento di tensione alla sbarra MT (la tensione passa da 21.8 kV a 21.5 kV) non permette di contenere l’effetto dei generatori. Sulle linee senza GD questa situazione diventa molto grave in quanto sono esaltati i problemi delle cadute di tensione dovuti ad un carico consistente.

Tabella 4.6 Numero di nodi di dorsale sottotensione e scarto medio rispetto alla tensione nominale. Linee radiali passive non coinvolte nella progressiva magliatura e penetrazione GD.

Conf. 0 Radiale

Conf. 1 Cong.Chiuse

Conf. 2 Magliato 1°liv

Conf. 3 Magliato 2°liv

Conf. 4 Magliato 3°liv Scenario

carico N° violaz. SCARTO N°

violaz. SCARTO N° violaz. SCARTO N°

violaz. SCARTO N° violaz. SCARTO

Futuro MP

0% GD 9 -1.0239 11 -1.0952 11 -1.0984 13 -1.1022 17 -1.0797

Futuro MP

10% GD 0 0 10 -1.0842 10 -1.0879 11 -1.0997 11 -1.1018

Futuro MP

30% GD 25 -1.2143 9 -1.0329 10 -1.0341 10 -1.0569 10 -1.0624

Futuro MP

70% GD 23 -1.1136 25 -1.2236 25 -1.2132 0 0 5 -1.0019

Futuro MP

120% GD 10 -1.0884 23 -1.1224 24 -1.1267 24 -1.1443 24 -1.1543

Futuro LP

0% GD 10 -1.0852 26 -1.1306 23 -1.1339 24 -1.1805 24 -1.1833

Futuro LP

10% GD 10 -1.0440 23 -1.1186 23 -1.1152 23 -1.1515 23 -1.1564

Futuro LP

30% GD 25 -1.2891 19 -1.1025 21 -1.0973 23 -1.1324 24 -1.1628

Futuro LP

70% GD 23 -1.1254 25 -1.2732 25 -1.2790 10 -1.0679 10 -1.0838

Futuro LP

120% GD 23 -1.1276 25 -1.2215 25 -1.2275 25 -1.2421 25 -1.2576

Tabella 4.7 Numero di nodi di dorsale sovratensione e scarto medio rispetto alla tensione nominale. Linee radiali passive non coinvolte nella progressiva magliatura e penetrazione GD.

Conf. 0 Radiale

Conf. 1 Cong.Chiuse

Conf. 2 Magliato 1°liv

Conf. 3 Magliato 2°liv

Conf. 4 Magliato 3°liv Scenario

carico N° violaz. SCARTO N°

violaz. SCARTO N° violaz. SCARTO N°

violaz. SCARTO N° violaz. SCARTO

Futuro LP

0% GD 11 1.1248 6 1.0634 6 1.0563 3 1.0502 3 1.0478

Futuro LP

10% GD 14 1.1329 6 1.0747 6 1.0776 5 1.0569 5 1.0526

Futuro LP

30% GD 0 0 8 1.0816 7 1.0888 6 1.0626 4 1.0519

Futuro LP

70% GD 5 1.0797 1 1.0023 0 0 14 1.1119 11 1.1261

Futuro LP

120% GD 6 1.0668 2 1.0237 1 1.0421 1 1.0294 1 1.0159

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

81

La chiusura delle congiungenti ha risultati contrastanti in quanto da un lato permette senza dubbio un miglioramento dei livelli di tensione ai nodi di dorsale interessati dalla chiusura delle congiungenti (riduzione dello scarto) e maggiore uniformità del profilo di tensione, dall’altro può comportare un aumento del numero dei nodi in violazione. Questi risultati sono confermati dall’analisi dei risultati: in assenza di GD la chiusura delle congiungenti non modifica sostanzialmente il numero di nodi in violazione per sovratensione sulle congiungenti ad anello chiuso (Tabella 4.4, riga 5, colone 5 e 6), mentre il numero di nodi di dorsale in violazione degli altri feeder, a causa della diversa tensione impressa dal variatore, diviene pari a 32 (26 sottosoglia, Tabella 4.4, riga 7, colonna 4, e 6 in sovratensione, Tabella 4.7, riga 2, colonna 4). La presenza della GD modifica questa situazione determinando un aumento dei nodi di dorsale in sovratensione (53 di cui 51 sulle congiungenti chiuse e con GD, Tabella 4.4, ultima riga, colonne 5 e 6 e 2 nelle linee non coinvolte, Tabella 4.7, ultima riga, colonna 4); ancora una volta si riscontra un effetto di livellamento, verso l’alto della tensione nelle linee maggiormente interessate, una riduzione degli scarti complessivi, e l’intervento inopportuno dei regolatori che riducono tensione aumentando i problemi nelle linee senza GD.

Ulteriori infittimenti della magliatura non comportano sostanziali variazioni per quanto riguarda i nodi di dorsale. Per quanto riguarda i nodi di laterale anche in questo caso si possono evidenziare benefici relativi alla chiusura delle congiungenti (Tabella 4.6, ultima riga).

A conclusione della disamina dei risultati è possibile concludere che uno dei principali problemi legati alla presenza della GD sia essa su rete radiale o magliata è senza dubbio legata ai variatori sottocarico delle cabine primarie, la cui logica di funzionamento dovrà essere modificata. La magliatura consente senza dubbio di ottenere profili di tensione più uniformi, utili per gestire in modo più semplice variazioni locali di generazione o carico, ma non permette la risoluzione dei problemi della regolazione di tensione: l’unico modo realmente efficiente sarebbe quello di far partecipare alla regolazione della tensione anche i generatori (nodi PV e non più PQ) ed in questo caso una configurazione magliata potrebbe essere utile per una migliore gestione dei flussi di potenza (partecipazione della GD alla fornitura dei servizi ancillari).

4.5.4 Corto circuito trifase La GD quando direttamente connessa alla rete di distribuzione comporta un

aumento della corrente di corto circuito trifase nei vari nodi della rete a meno che essa non sia disaccoppiata dalla rete stessa mediante convertitori elettronici. Il problema del superamento dei livelli di corto circuito attualmente adottati come standard (12.5 kA e 16 kA rispettivamente in ambito extraurbano ed urbano) è particolarmente sentito con

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

82

riferimento ai nodi MT/BT sparsi nel territorio in quanto può causare notevoli investimenti per l’adeguamento delle protezioni. La gestione a maglia chiusa della rete comporta anch’essa un inevitabile aumento della corrente di corto circuito associato ovviamente a tutti i vantaggi legati all’aumento della potenza di corto circuito al punto di consegna. Obiettivo dello studio è pertanto quello di analizzare gli incrementi attesi del livello di corto circuito dovuti ad una massiccia diffusione della GD ed alla contestuale chiusura delle maglie.

A titolo di esempio si riportano i risultati ottenuti per lo scenario di carico Futuro Medio Periodo (carico 30%) senza presenza di generazione e con un livello di penetrazione del 50%. Il primo importante risultato è che nella gestione ad anello chiuso si ha, rispetto al caso radiale e in assenza di GD, un incremento elevato della corrente di corto circuito con il massimo in corrispondenza al punto di chiusura della congiungente. Questo è ben visibile nel grafico di Figura 4.9, che mostra lo scarto percentuale della corrente di corto circuito dei nodi di dorsale di una delle congiungenti esaminate al variare della configurazione della rete, dove il nodo n°15 corrisponde ad un estremo del lato di chiusura della congiungente. Nel caso specifico dell’esempio trattato questi aumenti, per quanto ampi, non sono comunque tali da far eccedere i livelli di progetto, ma ciò che deve comunque essere analizzato con attenzione è la variazione percentuale ai nodi che arriva a sfiorare il 100%.

Ulteriori infittimenti della magliatura su rete passiva comportano aumenti della corrente di corto circuito ai nodi con un incremento percentuale maggiore in corrispondenza ai punti di chiusura delle maglie (nodi n°17 e n°19 della Figura 4.9). Incrementi di tale entità non possono essere raggiunti, neppure con livelli di penetrazione del 120%, su rete radiale; infatti i massimi incrementi percentuali riscontrati su rete radiale sono dell’ordine del 80% in corrispondenza ai nodi più vicini ai generatori. Una volta che la rete sia gestita ad anello chiuso o sia debolmente magliata, la successiva penetrazione della GD, pur contribuendo ad aumentare ulteriormente la corrente di corto circuito, non determina incrementi percentuali rilevanti se non nei nodi più vicini ai generatori stessi.

In altre parole, sulla base dell’esempio esaminato, si potrebbe concludere che una volta presa la decisione strategica di passare ad un sistema magliato, la quale decisione può comportare il non irrilevante onere della sostituzione delle protezioni ai nodi, il sistema sarebbe in grado di accogliere molto più facilmente ingenti quantità di generazione. La magliatura della rete contribuisce quindi ad abbattere alcune delle barriere alla diffusione della DG a prezzo di investimenti sulla rete che si possono immaginare solamente come conseguenza di scelte politiche e strategiche che vanno probabilmente ben oltre i piani di sviluppo delle società di distribuzione.

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

83

Figura 4.9 Scarti percentuali rispetto alla configurazione radiale della corrente di corto circuito dei nodi di dorsale di una delle congiungenti in esame al variare della configurazione della rete e della

penetrazione di GD (0% e 50%).

In realtà alcune di queste conclusioni sono comunque fortemente legate all’esempio studiato ed ancora una volta le caratteristiche localistiche della GD impediscono di determinare regole assolutamente generali. Infatti lo studio proposto mira ad evidenziare gli effetti sul comportamento a regime e, per questo motivo, i generatori sono stati connessi alla rete in nodi caratterizzati da bassa potenza di corto circuito (effetto sulle perdite, sulla tensione, ecc.) con il risultato che i generatori hanno poco peso sulle correnti di corto circuito ai nodi lontani. Per completare lo studio si è deciso allora di verificare il comportamento della rete posizionando un generatore da 4MVA su un nodo di dorsale (circa il 100% di penetrazione sulla congiungente esaminata).

Figura 4.10 Scarti percentuali della corrente di corto circuito, rispetto al caso radiale senza GD, dei nodi di dorsale di una semi congiungente nel caso di installazione di un unico generatore di taglia

4MVA (nodo di dorsale n°12).

Questa verifica è importante soprattutto se si considera la GD da risorse rinnovabili, perché spesso in questo caso l’esigenza primaria è di sfruttare tutta la risorsa presente

Scenario Futuro Medio Periodo (carico 30%)0% GD (linea continua) vs. 50% GD (linea tratteggiata)

0

50

100

150

200

250

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33Nodi

Scar

to %

ris

petto

alla

con

figu

razi

one

radi

ale

[%

]

Congiungenti chiuseRadiale Magliato 1° liv Magliato 2° liv Magliato 3° liv

Scenario Futuro Medio Periodo (carico 30%) 0%GD-100% GD

0

20

40

60

80

100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Nodi di dorsale

Scar

to [

%]

Radiale 4MVA Cong_Chiuse 0%GD

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

84

nel sito (es. eolico) oppure di massimizzare i rendimenti degli impianti con taglie abbastanza elevate (es. biomasse). Il risultato è molto interessante in quanto dimostra che, anche mantenendo l’attuale gestione radiale, ad una forte penetrazione della GD, alla quale non si può certo pensare di rispondere obbligando i produttori alla realizzazione di linee dedicate, corrispondono incrementi delle correnti di corto circuito assolutamente comparabili a quelli che si hanno con la semplice chiusura delle congiungenti (Figura 4.10). Questo a significare che il problema dell’incremento delle correnti di corto circuito finirà inevitabilmente per porsi, sia che si mantenga lo schema attuale, sia che si vada verso soluzioni più innovative. È pur vero che dal medesimo studio emerge che la gestione magliata in presenza di GD faccia ulteriormente crescere le correnti di corto circuito a valori ancora maggiori, ma il problema non sta nel valore della corrente di corto trifase, quanto nella necessità di sostituire le protezioni (le protezioni MT possono facilmente arrivare a valori elevati senza particolari differenze di costo). In altre parole è difficilmente sostenibile che l’attuale sistema delle protezioni possa essere mantenuto inalterato in presenza di quantità elevate GD sfruttando la gestione radiale: la generazione modifica i versi ed i valori delle correnti e richiede radicali modifiche anche nella configurazione attuale. Quindi, posto che modifiche dovranno essere comunque operate e che la gestione magliata della rete ha molteplici vantaggi nella gestione delle reti di distribuzione del futuro, l’incremento delle correnti causato dalla magliatura può essere visto come un male accettabile, soprattutto se si tiene conto che al crescere del livello di magliatura l’incidenza percentuale sulle correnti di corto causata da una maggiore penetrazione della GD diviene sempre meno significativa (capacità delle reti magliate di accogliere generazione).

Come ulteriore approfondimento, per esulare dal caso specifico di area rurale ed extraurbana e ricavare in formazioni di carattere generale, sono stati esaminati i valori di corrente di corto circuito assunti dai nodi MT nel caso in cui i trasformatori AT/MT delle cabine primarie assumano taglie più usuali in ambito urbano (63MVA). Le correnti di corto circuito in questo caso partono da valori sensibilmente più alti già nel caso radiale e senza GD, per cui per scarti anche modesti, dovuti sia alla magliatura che alla generazione, possono avvicinarsi o, all’infittirsi della magliatura in caso di forte penetrazione, anche superare i valori di progetto.

A conclusione del discorso deve comunque essere sottolineato che il vero problema legato alle correnti di corto circuito in presenza di GD non è costituito dal superamento del potere di corto circuito degli interruttori (infatti incrementi del 100 o del 200 % non comportano spesso il superamento del limite di progetto), quanto dalla perdita di selettività e di coordinamento delle protezioni che può comportare un sensibile peggioramento nella qualità del servizio. Questo aspetto, che verrà affrontato con maggior dettaglio nel paragrafo 4. 7, richiederà, anche mantenendo una gestione radiale della rete, una completa rivisitazione delle logiche di coordinamento ed un massiccio

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

85

impiego di relé di nuova generazione con largo uso della ICT. Il cambiamento potrebbe essere di natura non inferiore a quello richiesto nel caso di passaggio alla gestione magliata e pertanto la scelta fra una logica di gestione e l’altra non potrà essere operata semplicemente sulla base del fatto che una, quella magliata, richiede la modifica radicale delle protezioni mentre l’altra, quella radiale, permette di mantenere l’attuale sistema quanto piuttosto sull’analisi costi/benefici di una scelta piuttosto che l’altra.

4. 6 Analisi n-1

Una struttura debolmente magliata, che già oggi molte reti possiedono, può essere vantaggiosamente sfruttata, oltre che per favorire la crescita della GD, anche per aumentare l’affidabilità complessiva delle reti. Il passaggio dalla gestione radiale verso quella magliata è in grado di aumentare l’affidabilità delle reti, qualora il sistema di protezioni adottato venisse modificato e si disponessero, come avviene nella rete di trasmissione, relé ed interruttori in grado di isolare il singolo lato in avaria (nel caso delle reti di distribuzione sarebbe probabilmente sufficiente suddividere la rete in tronchi non troppo ampi per ottenere drastici miglioramenti). Operando in questo modo sarebbe possibile ottenere un sistema in grado di far fronte a contingenze del tipo n-1, ovvero mantenere la rete in esercizio anche in assenza di un elemento di rete (tronco di linea). In realtà la rete attuale è dimensionata, per lo meno con riferimento alle dorsali a congiungente, in modo da far fronte al guasto di un ramo o di una CP durante la fase di riparazione; una maggiore automazione ed un aumento del livello della magliatura potrebbe estendere questa condizione anche ai rami di laterale durante la fase di localizzazione.

La presenza della GD in quantità non marginali rende ancora più importante il problema della sicurezza n-1, in quanto la riconfigurazione della rete a seguito di guasti può facilmente portare a situazioni critiche non gestibili neppure per tempi limitati (basti pensare a riconfigurazioni che determinino la formazione di porzioni con eccessiva presenza di generazione o con un livello di carico eccessivo). Il problema potrebbe essere superato, ovviamente, dimensionando la rete in modo che possa fare fronte alle combinazioni più gravose di carico, generazione e riconfigurazione; questa scelta, al di là della oggettiva difficoltà di esaminare tutte le possibili combinazioni, determina un eccessivo sovradimensionamento della rete e può richiedere la realizzazione di linee dedicate per il collegamento dei generatori. La gestione magliata della rete, che è in grado di sfruttare maggiormente gli effetti di composizione statistica tra generazione e carico, può permettere una maggiore diffusione della GD sia con riferimento alla condizione normale di esercizio sia in condizioni di emergenza.

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

86

Per validare queste considerazioni si è eseguito uno studio alla n-1 sulla rete test, nell’ipotesi di carico Futuro Medio Periodo (carico del 30%) considerando sia l’assenza di GD sia una sua penetrazione pari al 70% del carico; in assenza di guasti, nessuna delle configurazioni di partenza presenta violazioni dei limiti sulle portate e sulle tensioni ai nodi. Dallo studio in n-1 si vede (Tabella 4.8) che solo due congiungenti (01-14 e 02-18) sono soggette a violazioni per alcune particolari contingenze; nella medesima tabella le contingenze riportate si riferiscono ai casi più critici, con maggior numero di violazioni per ogni configurazione.

Tabella 4.8 Contingenze dello scenario Futuro Medio Periodo (carico 30%). Le uniche congiungenti ad avere violazioni sono la 01-14 e la 02-18. In grigio il caso peggiore per una

particolare configurazione di rete.

CONGIUNGENTI CHIUSE

MAGLIATURA 1°livello

MAGLIATURA 2°livello

MAGLIATURA 3°livello

N°viol Vmin Vmax N°viol Vmin Vmax N°viol Vmin Vmax N°viol Vmin Vmax

18 0.92 --- 0 --- --- 0 --- --- 0 --- --- NO GD 16 0.92 --- 12 0.93 --- 10 0.94 --- 0 --- --- 8 --- 1.05 8 --- 1.05 8 --- 1.05 0 --- --- CO

NG

. 01

-14

GD 70 6 --- 1.06 6 --- 1.06 6 --- 1.06 6 --- 1.06

NO GD 80 0.82 --- 38 0.89 --- 36 0.89 --- 12 0.93 --- 24 --- 1.06 0 --- --- 7 --- 1.05 0 --- ---

CON

G.

02-1

8

GD 70 23 --- 1.07 3 --- 1.05 9 --- 1.06 0 --- ---

In assenza di generazione l’infittimento della magliatura ha sempre avuto esito

positivo per quanto riguarda la riduzione del numero di linee in violazione (aumentare il numero di percorsi alternativi su una rete passiva permette di alimentare il carico riducendo la probabilità di violazioni). È interessante osservare che la contingenza in grado di determinare il maggior numero di criticità nel caso di rete ad anello chiuso non è sempre quella che comporta il maggior numero di violazioni nelle altre configurazioni di magliatura (ad es. la configurazione che determina il maggior numero di violazioni nel caso di rete a congiungenti chiuse senza GD non ne determina nel caso di magliatura di primo livello). È evidentemente un effetto della scelta dei lati magliatura, ma ciò che importante osservare è che, seppure la magliatura sia stata scelta in modo arbitrario e non ottimizzato, essa è sempre in grado di ridurre il numero massimo di violazioni indipendentemente dalla particolare contingenza che le determina.

La presenza della GD modifica questa situazione in quanto ora l’effetto della magliatura è fortemente influenzato dalla posizione e dalla taglia dei generatori presenti. Dall’esame dei dati in Tabella 4.8 si nota che, con riferimento alla congiungente 01-14, la sola GD, scaricando la linea e fornendo energia ai carichi con un percorso più corto, permette di ridurre il numero di nodi in violazione. L’infittimento della magliatura non riesce in generale a migliorare questa situazione fino a che essa (magliatura di terzo livello) non metta in gioco percorsi utili allo scopo. Nella congiungente 02-18 la GD

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

87

riduce il numero di criticità drasticamente nel caso di magliatura di primo livello; l’ulteriore infittimento della magliatura è sempre benefico sebbene l’entità del beneficio sia variabile in ragione della magliatura considerata.

In conclusione lo studio alla n-1 ha messo in evidenza che, sebbene molti importanti benefici possano essere conseguiti con la sola gestione ad anello chiuso, ulteriori infittimenti della magliatura possono consentire elevati tassi di penetrazione della GD sia in condizioni normali che di emergenza. Anche se, come evidenziato nel successivo paragrafo, un’efficiente gestione richiede una radicale modifica delle protezioni con l’impiego, ad esempio di relé direzionali o di relé a massima corrente ottimizzati nei tempi d’intervento, e di interruttori di media tensione a protezione dei singoli rami o, al limite, di gruppi di essi.

4. 7 Protezioni per reti ad anello chiuso e magliate

Sebbene lo scopo di questa ricerca non sia quello di progettare un efficiente sistema di protezioni per le reti a MT magliate, in un contesto volto ad individuare i possibili benefici di una gestione innovativa della distribuzione, è evidentemente necessario fornire indicazioni circa la possibilità di gestire con successo ed in sicurezza sistemi plurialimentati e magliati.

Il primo aspetto che deve essere sottolineato è che il solo avvento della generazione distribuita, anche in quantità limitate, ma ancora di più se dovesse raggiungere consistenti livelli di penetrazione, provocherebbe malfunzionamenti e mancati o intempestivi interventi del sistema di protezione. Le problematiche relative alla perdita del coordinamento e della selettività dovute alla presenza di GD si ripropongono identicamente anche come effetto della chiusura delle maglie. La chiusura delle maglie ha, infatti, sui flussi di potenza lo stesso effetto della GD: determina nuovi percorsi, può invertire i flussi e si comporta in sostanza come se i punti di immissione fossero molteplici. D’altra parte, posto che in presenza di alte penetrazioni di GD è necessario modificare logiche di coordinamento e tipologia di relé e che non è sufficiente il mantenimento di una topologia radiale per permettere la conservazione delle diverse modalità di protezione che ipotizzano l’unidirezionalità dei flussi di potenza, si potrebbe propendere verso una gestione a maglia chiusa o debolmente magliata della rete per avvantaggiarsi dei tanti benefici derivanti dalla magliatura. Questa è la direzione verso la quale molti autori si stanno orientando ([9], [10], [28], [29], [31]) in quanto la magliatura permetterebbe un deciso miglioramento sulla continuità del servizio ed una più sicura diffusione della GD.

Proprio per andare incontro a questa esigenza alcuni autori propongono la realizzazione di Ring Main Unit (sistemi di sezionamento per reti MT in entra-esci)

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

88

dotati di interruttori e non di semplici IMS per garantire la riconfigurazione automatica della rete in occasione del guasto senza operare una completa disalimentazione della rete stessa [30], [32]. In questo caso il principale problema è quello della selezione del tronco guasto che, specialmente quando la rete tende ad avere configurazioni complesse con molti punti di alimentazione, diviene di difficile soluzione con sistemi di protezione tradizionali. I principali processi tradizionalmente impiegati nell’individuazione del guasto nelle reti ad anello chiuso plurialimentate sono riassumibili come segue: controllo della direzione, con o senza l’ausilio di filo pilota (sistemi a convergenza

direzionale); confronto fra i moduli delle correnti sugli estremi della sezione controllata (sistema

differenziale longitudinale e trasversale); misura del livello delle correnti (sistemi a tempo inverso); sistemi abbinati di controllo (ad es. tempi inversi con direzionali); misura delle costanti di linea (sistemi distanziometrici).

In aggiunta, vanno citati altri autori che, pur riferendosi a strutture radiali, propongono soluzioni per i sistemi di protezione in presenza di GD, che possono essere facilmente estese a reti con strutture magliate. Ad esempio il già citato lavoro [8] (Appendice B) descrive un sistema di gestione particolarmente flessibile e adattativo per reti che accolgono grandi quantitativi di GD. Di particolare rilievo è il fatto che, sebbene gli autori non lo indichino esplicitamente, un siffatto sistema è intrinsecamente adatto a lavorare anche su reti gestite a maglia chiusa garantendo una completa flessibilità d’esercizio (si tratta di flessibilità dal punto di vista delle logiche di controllo delle protezioni, resta ovviamente il problema dell’aumento delle correnti che richiede adeguate capacità di interruzione e chiusura degli interruttori).

È importante notare che dalle applicazioni e dagli studi ricavati dalla letteratura più recente è possibile delineare, indipendentemente dalle scelte operate dai diversi autori, una base comune di sviluppo ampiamente condivisa che può costituire il punto di partenza per tutti i futuri sviluppi della rete di distribuzione.

In primo luogo le reti attive non saranno più gestite con un sistema di protezioni che prevede un unico interruttore in testa al feeder ed eventualmente recloser posti in punti opportuni dell’impianto: in generale si pensa di rendere completamente riconfigurabile la rete disponendo interruttori, comandati secondo diverse logiche di coordinamento, a protezione dei singoli tronchi o, al più, di zone opportunamente scelte. Altra scelta condivisa da tutti è l’impiego del relé a microprocessore sia per la sua flessibilità d’uso, che permette la realizzazione di diverse funzioni in modo semplice, sia per la capacità di comunicazione. Comunicazione, misure distribuite e telecontrollo (SCADA) costituiscono infine il terzo aspetto su cui è necessario puntare per lo sviluppo delle nuove reti.

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

89

Nel prosieguo si descrivono alcune delle soluzioni tecniche adottate per la realizzazione di sistemi di protezione per reti di distribuzione ad anello chiuso con e senza GD.

4.7.1 Reti ad anello chiuso o debolmente magliate non plurialimentate Su questo tipo di reti le soluzioni tecniche più adottate ed oramai consolidate

passano per l’impiego di relé a massima corrente direzionali a tempo inverso, in cui il coordinamento dei tempi di intervento è ottenuto mediante la soluzione di un problema di ottimizzazione. Le tecniche di ottimizzazione impiegate sono differenti nel caso si adottino relé a microprocessore, per i quali è lecito pensare ad una regolazione continua delle caratteristiche d’intervento e quindi adottare l’algoritmo del simplesso a variabili continue, o più tradizionali relé elettromeccanici o statici, che permettono solamente regolazioni discrete e richiedono la messa a punto di algoritmi a variabili miste intere [33]. In questo tipo di rete è possibile impiegare con relativa facilità schemi di protezione che adottano interruttori a massima corrente direzionali in cui il coordinamento è ottenuto mediante l’impiego della selettività logica. In pratica ogni singolo relé direzionale che vede un flusso di energia concorde con il suo verso manda un segnale di blocco a quello di verso concorde immediatamente a monte; in questo modo solamente l’elemento direzionale più vicino al guasto è l’unico che non riceve il segnale di blocco e può comandare l’intervento delle protezione. Il principale vantaggio di questa soluzione sta nell’eliminazione dei ritardi che è necessario introdurre nel caso si adottino altre forme di coordinamento.

4.7.2 Reti ad anello chiuso con generazione distribuita Nelle reti ad anello chiuso con generazione distribuita la soluzione adottata può

essere estremamente semplice ed implica una ridottissima variazione del sistema delle protezioni: si inserisce un interruttore non direzionale ad intervento istantaneo sul lato di chiusura dell’anello. L’intervento della protezione in questo caso riporta il sistema alla tradizionale configurazione radiale in tempi estremamente brevi, permettendo quindi l’uso delle logiche solitamente adottate [28], [29]. Lo schema è molto semplice, ma ha proprio nell’idea di ricostruire la struttura radiale durante le emergenze il suo principale punto di debolezza. Infatti, nella gestione radiale sulla semicongiungente non affetta da guasto potranno aversi problemi di sovraccarico delle linee e di regolazione della tensione, che possono portare anche alla disalimentazione della porzione di rete sana con evidente peggioramento della qualità del servizio. Questa scelta implica di fatto un dimensionamento della rete sulla base della condizione peggiore (radiale), la qual cosa vanifica molti dei benefici relativi alla gestione ad anello chiuso. Inoltre non deve essere dimenticato che un sistema di questo tipo richiede obbligatoriamente il distacco della

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

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generazione per permettere il coordinamento fra interruttori o fra interruttori e recloser, soprattutto se si adottano cicli di richiusura automatica per l’eliminazione dei guasti temporanei (si pensi al problema della sincronizzazione).

In alternativa è possibile impiegare protezioni differenziali su ogni tronco di linea (sistema molto costoso proposto in [32]) con opportuna taratura dei tempi di intervento ottenuta mediante un algoritmo di ottimizzazione.

Molto più efficienti sono le soluzioni proposte da altri autori che impiegano protezioni distanziometriche direzionali a protezione delle linee MT specificatamente pensate per minimizzare gli investimenti necessari per l’adeguamento della rete. Infatti uno dei vantaggi nell’impiego di distanziometriche direzionali è costituito dalla possibilità di gestire in modo efficiente una rete ad anello chiuso senza ricorrere a complicati sistemi di comunicazione tra le protezioni. D’altro canto, a differenza di quanto accade nella AT, in cui sono disponibili TV il cui segnale in tensione può essere impiegato per la polarizzazione dell’elemento direzionale dei relé, in MT la necessità di ricorrere ai TV costituirebbe un costo aggiuntivo per il sistema delle protezioni. Per questo motivo sono allo studio nuovi relé distanziometrici direzionali a microprocessore che usano come riferimento la tensione prelevata ai secondari dei trasformatori MT/BT [9], [10], sebbene siano già commercialmente disponibili relé distanziometrici per MT del tipo a microprocessore [33].

4.7.3 Considerazioni conclusive sui sistemi di protezione A conclusione delle considerazioni sulle tecnologie possibili per la gestione delle reti

magliate è importante evidenziare innanzitutto che le ricerche sono ancora alla fase iniziale e non risultano applicazioni concrete di sistemi di distribuzione di dimensioni reali effettivamente gesti ad anello chiuso o magliati. Schemi di questo tipo si ritrovano solamente in applicazioni industriali ma, a parte la difficoltà di taratura e coordinamento delle protezioni, questi sistemi hanno dimensioni relativamente ridotte (in confronto con le reti di distribuzione pubblica) ed esigenze spinte di qualità del servizio che giustificano costi di investimento elevati.

Nonostante la carenza di esempi di applicazioni nella distribuzione pubblica, dagli studi disponibili è possibile delineare quella che sembra essere una possibile linea di sviluppo ragionevole del sistema di protezioni. Tutti gli autori partono dalla considerazione che la gestione magliata della rete, unitamente ad una maggiore intelligenza nel controllo e nelle protezioni, è la chiave di volta per permettere un alto grado di sviluppo alla generazione distribuita. La combinazione rete magliata e protezioni innovative è in grado di aumentare in modo significativo la qualità del servizio fornito agli utenti riducendo in modo molto marcato il numero e la durata delle interruzioni lunghe patite dagli utenti. Certamente sono necessari ingenti investimenti per dotare le reti di distribuzione di sistemi di comunicazione e controllo adeguati

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

91

(anche se vanno sempre più diffondendosi SCADA anche a livello della distribuzione), per diffondere a livello di nodo MT interruttori in sostituzione degli IMS attualmente utilizzati e per addestrare il personale ad operare sul sistema secondo protocolli assolutamente nuovi. Una volta che siano disponibili sistemi di comunicazione efficaci è possibile ricorrere nelle reti magliate a schemi come quelli proposti da Girgis et al. in [8] in cui le modifiche da operare sulla rete rimangono relativamente contenute (soluzione di compromesso tra individuare e sezionare il singolo ramo guasto ed operare su porzioni di rete), che permettono lo sfruttamento dei cicli di richiusura ed ammettono il funzionamento in isola intenzionale. In schemi più semplici, del tipo a congiungenti, è forse possibile gestire la rete ad anello chiuso ricorrendo ad elementi direzionali (particolare successo dovrebbero avere le distanziometriche direzionali) che potrebbero permettere di realizzare un elevato livello di qualità del servizio. In questo ultimo caso la maggiore difficoltà è rappresentata dal passaggio anello chiuso/ rete radiale che si verifica in occasione di guasti ed è ancora più necessaria una gestione attiva della rete, con la possibilità di controllare carichi e generazione.

4. 8 Conclusioni

Lo studio ha permesso di evidenziare gli effetti della GD su una rete di distribuzione reale al variare della sua percentuale di penetrazione, della domanda di energia dei carichi e dei possibili assetti di rete.

Il primo aspetto da sottolineare, confermato peraltro dall’analisi della letteratura tecnica oltre che dall’esperienza svolta, è l’estrema difficoltà di operare studi di validità generale che trattino di GD. Infatti qualunque considerazione è fortemente influenzata da aspetti peculiari della rete esaminata (tipologia dei conduttori, lunghezza delle linee, ecc.), dalla natura e dalla variabilità dei carichi, dal tipo di sorgente impiegata per la generazione (ad es. eolico piuttosto che cogenerazione) e dalla modalità di interfacciamento con la rete che rendono di fatto ogni caso un caso a se, meritevole di studi specifici difficilmente generalizzabili.

Il secondo aspetto che deve essere considerato è che nello studio eseguito non si sono fatte ipotesi circa la gestione innovativa della rete di distribuzione: il passaggio dalla rete passiva a quella attiva, sia essa radiale o magliata, richiederà inevitabilmente un nuovo modo di gestire l’intero sistema con un controllo attivo della generazione, del carico e della rete finalizzati a fronteggiare le emergenze ed ottimizzare l’esercizio. Certamente un sistema dotato di molta intelligenza si avvantaggerebbe in modo sostanziale da una rete fortemente interconnessa, che offre molti gradi di libertà e costituisce un ulteriore punto a favore della gestione magliata non evidenziato dal presente studio.

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CAPITOLO 4. ANALISI A REGIME DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE

92

Ad ogni modo, sia pure con tali inevitabili limitazioni, e considerando gli aspetti relativi al solo comportamento a regime, è possibile delineare alcuni punti conclusivi: La chiusura delle congiungenti e la gestione ad anello chiuso della rete è in genere in

grado di apportare sensibili benefici sui parametri considerati se la GD si trova su linee di dorsale. Questi benefici possono vanificarsi con elevate penetrazioni di GD su linee laterali.

Il successivo infittimento della magliatura non può essere operato in modo casuale rispetto alla generazione: è possibile ottenere benefici anche consistenti solamente chiudendo in modo mirato le maglie.

La regolazione della tensione è aiutata dalla chiusura delle congiungenti in quanto permette una maggiore uniformità della tensione e semplifica l’individuazione di un set point per il regolatore. È importante che tutte le congiungenti siano gestite ad anello chiuso ma, in ogni caso, potrebbero manifestarsi problemi su linee senza GD. Anche per la regolazione della tensione l’infittimento della magliatura deve essere operato in modo mirato rispetto alla presenza della GD.

Lo sfruttamento degli elementi di rete può essere positivamente influenzato dalla chiusura delle maglie e questo permette di differire investimenti causati dalla crescita del carico.

Le correnti di corto circuito sono ovviamente accresciute in modo significativo dalla chiusura delle magliature con la conseguente necessità di modificare le protezioni. Si deve comunque considerare che importanti contributi alla crescita delle correnti di corto circuito possono essere causati dalla presenza di grossi generatori sincroni direttamente allacciati alla rete. In questo caso l’inevitabile intervento sulle protezioni può essere operato prevedendo una futura gestione magliata. La rete magliata, con riferimento alle protezioni, sembra in grado di accogliere elevate penetrazioni di GD richiedendo poche modifiche.

La rete magliata si è dimostrata molto efficiente nella gestione delle contingenze, permettendo di gestire nel rispetto dei vincoli tecnici situazioni con elevata penetrazione di GD.

Esistono tecnologie (alcune consolidate ma difficilmente applicabili, altre più innovative ma meno affidabili) che possono permettere una nuova gestione della rete di distribuzione ad anello chiuso e magliata.

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93

CAPITOLO 5.

STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A

MAGLIA

5. 1 Introduzione

La prevista diffusione della GD e l’ipotizzata riconfigurazione magliata delle reti elettriche MT e BT altera lo scenario attuale delle reti di distribuzione e, di conseguenza, complica non solo le strategie di gestione e controllo, ma anche la possibilità tecnica di mantenere entro i limiti di stabilità l’intero sistema elettrico.

I generatori di piccola e media taglia presentano, infatti, una serie di caratteristiche intrinseche che li rendono più sensibili ai disturbi di rete, rispetto alle macchine connesse ai livelli di tensione superiori. A giocare un ruolo fondamentale nella caratterizzazione del comportamento transitorio di un generatore è il Critical Clearing Time (CCT), definito come il tempo massimo di estinzione del guasto che non compromette la stabilità del parallelo tra generatore e rete.

Data la loro taglia ridotta, i generatori dispersi, sincroni o asincroni, sono caratterizzati da CCT che possono risultare assai inferiori rispetto ai tipici tempi di intervento dei sistemi di protezione adottati nelle reti di distribuzione. Questi bassi

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

94

margini di stabilità impongono pertanto, in caso di forte penetrazione di GD nelle reti MT, un’attenta analisi basata su:

un accurato studio dei transitori elettromeccanici delle unità di generazione allacciate alla rete;

l’ausilio di opportune simulazioni dinamiche. Sulla base dei risultati ottenuti sarà poi possibile verificare la compatibilità tra le

sequenze di estinzione del guasto delle protezioni usate nelle reti MT e i tempi critici delle unità GD collegate alla rete.

5.1.1 Obiettivo dello studio Le problematiche connesse alla stabilità di una rete attiva differiscono a seconda

della tecnologia di GD impiegata (Generatori Sincroni, GS, oppure Generatori a Induzione, GI) e inoltre dipendono dal tipo di connessione dei generatori alla rete: diretta oppure disaccoppiata tramite convertitori statici (CS). La presenza dei convertitori basati sull’elettronica di potenza, quali dispositivi di interfaccia tra unità GD e rete, limita, infatti, il contributo della stessa GD alla corrente di corto circuito a valori dell’ordine di grandezza delle correnti normalmente erogate e del tutto compatibili con i poteri d’interruzione delle protezioni installate. Com’è noto, invece, il contributo alle correnti di guasto della GD connessa direttamente alla rete incrementa la potenza di corto circuito della rete. Questo fatto può determinare livelli di correnti di guasto superiori ai limiti previsti per gli elementi di rete e provocare interventi intempestivi dei dispositivi di protezione, influenzando negativamente il livello di affidabilità e sicurezza e la continuità del servizio delle attuali reti di distribuzione radiali [35].

Nel caso di connessione diretta di generatori sincroni o asincroni ad una rete radiale, infatti, l’incremento della corrente di corto circuito può determinare, anche nelle linee non affette da guasto, una circolazione di correnti di entità tale da comandare l’intervento dei relé di massima corrente posti in testa a tali linee. D’altra parte la corrente di guasto potrebbe risultare persino ridotta nel caso in cui il guasto si verificasse ad un’estremità remota di una linea attiva, causando, invece un ritardo non intenzionale dell’intervento della stessa protezione sulle linee guaste [27]. Per questo, nella maggioranza delle applicazioni, si prevede che la GD debba essere provvista di un sistema di controllo che disconnetta automaticamente l’unità di generazione nel caso in cui la rete principale venga meno e rimanga disconnessa fino al ristabilimento della stessa.

In Italia la Norma CEI 11-20, che definisce i criteri di collegamento degli impianti di produzione di energia elettrica e dei gruppi di continuità alle reti di I e II categoria impone che lo schema di collegamento assicuri il distacco dell’impianto di produzione

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

95

dalla rete pubblica nei casi di apertura intenzionale del dispositivo della rete pubblica o per guasti o funzionamenti anomali della rete stessa (cfr. Appendice A)

La letteratura tecnica è però concorde circa la possibilità di mantenere in esercizio durante i guasti i generatori allacciati ad una rete radiale, se i dispositivi di protezione sono capaci di interrompere il guasto in tempi, differenti per le varie tecnologie di unità GD, che sono compatibili con le pratiche di protezione convenzionali. L’unica eccezione contemplata è quella dei generatori sincroni connessi direttamente alla linea guasta, che secondo gli studi presenti in letteratura devono invece essere comunque disconnessi [27], [35].

La gestione a maglia chiusa della rete comporta, come si è detto, anch’essa un inevitabile aumento della corrente di corto circuito, complicando ulteriormente le strategie da adottare per la protezione delle linee, ma può rivelarsi benefica per il mantenimento dell’intero sistema in condizioni di stabilità [27].

Obiettivo del presente studio di stabilità dinamica è stato pertanto quello di valutare la possibilità di mantenere in servizio i gruppi di generazione, comunque interfacciati, in occasione di guasti sulla rete gestita sia in configurazione radiale, sia nella configurazione magliata. Inoltre, sulla base dei risultati ottenuti, si è inteso valutare l’opportunità di modificare le prescrizioni della Norma CEI 11-20 in merito alla logica di coordinamento dei dispositivi di protezione.

5. 2 Metodologia di calcolo per la verifica della stabilità

Il concetto di stabilità di un sistema dinamico può essere definito come la capacità del sistema di rimanere sufficientemente “vicino” al proprio punto di funzionamento (equilibrio) in presenza di un disturbo. In particolare con stabilità transitoria si intende la capacità di un sistema elettrico a rimanere stabile se soggetto a grandi e improvvise perturbazioni, come i guasti che occorrono nei sistemi elettrici di potenza.

In questo studio si è scelto di considerare dapprima la sola presenza di generatori sincroni connessi direttamente alla rete, senza nessun sistema di controllo né di velocità, né di tensione. Questo tipo di generatori rappresenta il caso più problematico e l’assenza di qualsiasi organo di controllo rende ancora più gravosa la situazione. Inoltre, ulteriori studi sono stati svolti per verificare il comportamento dinamico della rete in presenza di un mix di generazione eterogeneo che comprende oltre ai generatori sincroni altre due tipologie differenti di unità GD:

1. Generatori Sincroni (GS), connessi direttamente alla rete; 2. Generatori a Induzione (GI), anch’essi connessi direttamente alla rete; 3. sorgenti DC connesse alla rete tramite Convertitori Statici o inverter (CS).

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

96

Mentre le prime due categorie citate rappresentano il modello di tecnologie reali, con la terza si vuole riprodurre il generico caso di unità GD che genera potenza in corrente continua (ad esempio fotovoltaico o celle a combustibile), ma anche i casi di unità GD che invece generano potenza alternata ma a frequenza diversa da quella industriale.

Di seguito vengono riportate delle brevi trattazioni sul comportamento dinamico delle tipologie di unità GD impiegate nello studio.

5.2.1 Generatori sincroni (GS) Durante le normali condizioni di funzionamento, com’è noto, il rotore del

generatore sincrono ruota alla velocità di sincronismo con un angolo di rotore determinato dall’equilibrio tra potenza meccanica Pm in ingresso e potenza elettrica Pe prodotta. Quando nella rete interviene un guasto, la potenza elettrica prodotta Pe si riduce improvvisamente in funzione dell’istantanea variazione della tensione della rete. Questo produce un’accelerazione del GS proporzionale alla differenza tra la potenza meccanica Pm, rimasta costante e quella elettrica Pe diminuita, secondo la relazione (4.1).

= −ωδ2

2 ( )2

sm e

dP P

dt H (4.1)

dove sω è la velocità angolare, t il tempo, H la costante d’inerzia delle masse rotanti.

Una volta che il guasto viene estinto, naturalmente o per l’intervento delle protezioni, l’alterazione della condizione di equilibrio, produce delle oscillazioni della velocità (e quindi dell’angolo di rotore) che possono continuare fino alla perdita del sincronismo (condizione di instabilità) oppure estinguersi se il generatore riesce a raggiungere una nuova condizione di equilibrio tra potenza meccanica e potenza elettrica (una volta esaurita l’energia cinetica accumulata dalle masse rotanti durante il guasto).

L’angolo massimo entro cui il GS rimane stabile determina il tempo di intervento del sistema delle protezioni. Si definisce allora il tempo di estinzione critico (CCT) come massimo intervallo di tempo, a partire dall’istante di guasto, in cui i dispositivi di protezione possono intervenire per eliminare il guasto senza che il GS superi i limiti di stabilità.

5.2.2 Generatori a Induzione (GI)

La coppia elettromagnetica Te sviluppata all’interno della macchina ad induzione, è proporzionale al quadrato della tensione di rete (ai terminali della macchina) secondo la (4.2).

2eT K s V= ⋅ ⋅ (4.2)

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

97

dove K è una costante che dipende dalle caratteristiche della macchina, s è lo scorrimento e V la tensione alla sbarra.

Il comportamento dinamico dei generatori asincroni è regolato invece dall’equazione (4.3): se la coppia meccanica Tm, viene mantenuta costante, ad una riduzione della coppia elettromagnetica Te, per esempio dovuta all’occorrenza di un guasto nella rete, il rotore subisce un’accelerazione ( /d dtω ).

m edJ T Tdtω⋅ = − (4.3)

dove J è il momento d’inerzia delle masse rotanti, Tm la coppia meccanica applicata dalla turbina, Te quella elettromagnetica prodotta dalla macchina eω la velocità angolare del rotore.

Quando si verifica un guasto di rete, all’apertura delle protezioni viene a mancare la tensione di rete per tutto il tempo fino alla prima richiusura: la brusca perdita di tensione azzera quasi istantaneamente la coppia elettromagnetica mentre quella meccanica applicata all’asse rimane pressoché costante. Il risultato è un’accelerazione (eq. (4.3)) che determina accumulo di energia cinetica nelle masse rotanti.

Alla prima richiusura si viene a ricostituire il campo al traferro e questo fatto determina l’assorbimento di una forte corrente di inserzione che a sua volta determina al punto di connessione una notevole caduta di tensione. La coppia elettromagnetica risultante (resistente) si riduce di nuovo e nell’ipotesi di coppia meccanica (motrice) costante l’effetto è una nuovo aumento della velocità del rotore. Ad ogni modo, se la coppia elettromagnetica che si viene a creare è sufficientemente elevata da compensare l’energia cinetica cumulata durante la condizione di guasto, il rotore rallenta ed è possibile raggiungere un nuovo punto di equilibrio attraverso alcune oscillazioni smorzate. In caso contrario la macchina continuerà ad aumentare la sua velocità indefinitamente fino all’intervento delle protezioni che ne determineranno la sua messa fuori servizio.

Il CCT viene allora definito anche per queste unità di generazione come il massimo tempo entro il quale un guasto deve estinguersi affinché il GI non perda la stabilità [35].

5.2.3 Convertitori statici (CS) Molte unità di produzione impiegate nella generazione distribuita sono collegate

mediante un convertitore DC/AC o mediante un convertitore AC/DC/AC. Lo schema impiegato per le unità GD interfacciate tramite convertitore è riportato

in Figura 5.1 [36], [37]. La generica sorgente DC presente nello schema vuole rappresentare un qualunque tipo di unità di generazione che produce potenza in DC (es. fuel cell), oppure in AC, ma a frequenza diversa da quella industriale (es. microturbine o generatori eolici). In quest’ultimo caso, una modellizzazione più

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

98

accurata presenterebbe un convertitore AC/DC/AC (con modulo raddrizzatore a monte), che trasforma la corrente AC in uscita dalla microturbina in DC, e successivamente in AC a frequenza industriale, ma ai fini dello studio è sufficiente modellizzare il solo convertitore più esterno, connesso alla rete.

Figura 5.1 Schema del modello di unità GD interfacciata con convertitore.

Infatti, assumendo che la domanda di potenza sia sempre entro la capacità di generazione dell’unità GD interfacciata tramite il convertitore e che un eventuale sistema di controllo del generatore mantenga costante la tensione al terminale DC, l’analisi dinamica può essere ristretta al solo inverter, senza la necessità di un modello del complesso comportamento dinamico del gruppo a monte. Infatti, al contrario delle macchine rotanti, i convertitori non ne hanno le inerzie tipiche e sono quindi caratterizzati da un comportamento molto più pronto nei confronti delle brusche perturbazioni. In pratica la rapidità della risposta e la tipologia della stessa dipendono in modo essenziale dal sistema di controllo adottato, che normalmente tenta di mantenere costanti le grandezze elettriche al punto di interfaccia, e lo studio del comportamento dinamico può essere limitato allo studio del solo sistema di controllo [36].

Il sistema di controllo tipicamente adottato per il controllo di convertitori grid-connected è del tipo P-Q [36], [37]. Tale controllo (Figura 5.2) effettua preliminarmente la trasformazione delle grandezze di fase (essenzialmente la corrente misurata sul lato AC dell’inverter), nelle componenti diretta e in quadratura.

Il controllo della potenza attiva e reattiva è ottenuto, allora, mediante il confronto tra le id e iq e i valori di riferimento id_ref e iq_ref. Tali valori di riferimento sono dinamicamente calcolati sulla base del segnale di tensione della rete a potenza prevalente cui è allacciato l’inverter e dei set-point di potenza attiva e reattiva Pref e Qref definiti dall’utente. Infine, i segnali di tensione vmd e vmq in uscita dai blocchi di controllo sono trasformati nelle componenti reale e immaginaria di tensione che vengono direttamente applicati come riferimento del PWM-inverter.

Vd

c

DC

bu

s

AC bus

Network bus

LC

-Fil

ter

PWM

DC Voltage source

P-Q control

Vd

cV

dc

DC

bu

s

AC bus

Network bus

LC

-Fil

ter

PWM

DC Voltage source

P-Q control

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

99

Figura 5.2 Schema del sistema di controllo P-Q [37].

5.2.4 Sistemi multi-macchine Il comportamento dinamico di un sistema elettrico di potenza si complica

notevolmente se i generatori allacciati alla stessa porzione di rete sono più di uno. Mentre se si è in presenza di un generatore singolo è possibile approssimare l’intero sistema al solo generatore connesso ad una sbarra di potenza infinita, quando un guasto interviene in un sistema multi-macchine tale assunzione non è più giustificata, perché a risentire dell’effetto di un determinato guasto sono più unità di generazione [38], [39]. Quando diverse unità GD sono connesse ad una rete relativamente debole è necessario, infatti, che il modello dinamico tenga conto anche delle interazioni tra i diversi generatori e tra la singola unità di generazione e i grossi carichi rotanti eventualmente presenti in rete. Nelle reti di distribuzione magliate le stazioni di trasformazione si trovano elettricamente poco distanti tra loro e un guasto in un qualsiasi punto della rete influenza nodi alimentati da CP diverse. Il guasto che produce gli effetti peggiori può quindi occorrere in un punto diverso dai terminali dei singoli generatori [38].

In [39] il comportamento dinamico di un sistema elettrico di potenza multi-macchine è assimilato ad un sistema meccanico di masse e molle smorzato. Le masse, che rappresentano i generatori, si trovano in equilibrio, sospese su una “rete” di fibre elastiche (che rappresentano le linee elettriche), ad esempio come in Figura 5.3.

Figura 5.3 Analogia meccanica dell’oscillazione di un sistema multi-macchine.

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

100

Durante il regime stazionario ognuna delle fibre è sottoposta ad una forza inferiore al proprio carico di rottura (limite di stabilità in regime permanente). Quando una delle fibre viene improvvisamente tagliata a seguito di una perturbazione (guasto e successivo isolamento della linea guasta), le masse possono sperimentare delle oscillazioni transitorie dovute a fluttuazioni delle forze di equilibrio tra le fibre (oscillazioni del rotore dei GS e GI e nuove ripartizioni dei flussi di potenza nelle linee). Un modello meccanico di questo tipo, pur avendo diverse limitazioni che lo rendono meno complesso dell’analogo elettrico, evidenzia facilmente le difficoltà di modellizzazione e di analisi di un sistema elettrico di potenza con più unità di generazione.

La rimozione delle semplificazioni adottate per un sistema con macchina singola richiede l’uso di un modello molto complesso per i generatori, per la rete e anche, qualora se ne prevedesse la presenza, per il sistema di controllo. La maggior parte dei software commerciali, capaci di simulare il comportamento dinamico dei sistemi elettrici, riescono a calcolare la soluzione numerica delle equazioni differenziali e algebriche che descrivono il sistema di potenza. Un modello realistico di generatore è, infatti, costituito da diverse equazioni differenziali non lineari, che devono essere combinate con le equazioni algebriche che descrivono la rete. Questo accoppiamento richiede ad ogni passo della ricerca della soluzione delle equazioni differenziali, la soluzione di un problema di load-flow [38].

Nella pratica il comportamento di più generatori, per esempio tutti GS, in uno stesso sistema elettrico, a seguito di un disturbo, può diversificarsi in quattro modi [39]:

1. il generatore o i generatori più vicini al guasto possono perdere il sincronismo senza nessuna oscillazione della velocità attorno al sincronismo; gli altri generatori che risentono del guasto possono subire un periodo di oscillazione fino ad un eventuale ripristino del sincronismo;

2. il generatore o i generatori più vicini al guasto perdono il sincronismo dopo diverse oscillazioni della velocità del rotore;

3. il generatore o i generatori più vicini al guasto sono i primi a perdere il sincronismo, eventualmente seguiti dagli altri GS presenti nel sistema;

4. il generatore o i generatori più vicini al guasto presentano un periodo di oscillazione senza perdere la stabilità, mentre uno, o più generatori anche lontani dal guasto perdono il loro sincronismo.

Solo il primo caso è adatto ad essere modellizzato con un solo generatore connesso ad una sbarra di potenza infinita, negli altri tre casi l’oscillazione e l’eventuale instabilità del generatore più vicino è dovuta principalmente all’interazione con i generatori più lontani dal punto di guasto. Nel secondo caso il GS vicino potrebbe rimanere entro i limiti di stabilità ma non appena anche gli altri generatori cominciano ad oscillare, le condizioni dell’intero sistema si alterano e il GS più vicino perde il sincronismo. Nel terzo caso il GS più vicino è il primo a perdere la stabilità e indubbiamente è quello che

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

101

risente maggiormente degli effetti del guasto, ma anche gli altri generatori possono perdere il sincronismo. Il quarto caso è quello tipico di un sistema con diversi GS lontani dal punto di guasto e debolmente interconnessi nel sistema. Questo comportamento si potrebbe avere anche a seguito di una riconfigurazione della rete a seguito dell’eliminazione di un dato guasto.

5. 3 Caso di studio

Il software di simulazione impiegato per lo studio di stabilità dinamica è DigSILENT (Digital SImuLation and Electrical NeTwork calculation program) PowerFactory versione 13.0, in cui si è implementata una rete ottenuta da una semplificazione per accorpamento (clusterizzazione) della rete reale. Il comportamento di questa rete modello è stato verificato anche per il regime stazionario e si sono ottenuti con buona approssimazione gli stessi risultati ottenuti per la rete reale.

Nel modello di rete impiegato 3 cabine primarie AT/MT (di cui una a doppia sbarra MT, per un totale di 4 trasformatori) alimentano 27 nodi MT, connessi tramite 38 rami di dorsale (di cui 11 di interconnessione) e suddivisi in 8 semicongiungenti. Lo scenario di carico impiegato è quello di riferimento (Attuale massimo), in cui si è ipotizzata una progressiva magliatura e una forte penetrazione di generazione distribuita. Lo schema della rete è mostrato nella Figura 5.4 dove coi vari colori sono evidenziati i lati di chiusura della progressiva magliatura, conformi alle configurazioni studiate sulla rete reale. Come si vede dalla Figura 5.4 si sono previsti otto siti di allocazione, uno per ognuna delle semicongiungenti, scelti il più vicino possibile ai lati di chiusura delle maglie, in maniera da massimizzare gli effetti concomitanti della forte penetrazione di GD e della progressiva magliatura.

Nelle simulazioni si è prevista dapprima l’installazione di soli GS da 1 MW negli otto siti di allocazione, tutti uguali Figura 5.4-(a). Poi, come si vede in Figura 5.4-(b), si sono previste le installazioni di:

tre unità sincrone direttamente allacciate alla rete (GS_xx in Figura 5.4-(b)); sei unità a induzione (due per ogni sito), ancora allacciate direttamente alla rete

(indicate con GI_xy in Figura 5.4-(b)); due sorgenti generiche DC interfacciate con la rete tramite due convertitori

statici (PWM_xz in Figura 5.4-(b)).

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

102

Figura 5.4 Schema della rete semplificata: scenario soli GS (a) e scenario mix di sorgenti (b).

I dati di targa delle unità GD sono riportati nella Tabella 5.1, mentre in Figura 5.5 è riportata la curva di coppia dei GI installati.

Tabella 5.1 Dati di targa delle unità GD installate.

Generatori

Sincroni (GS)

Generatori a

induzione (GI)

Convertitori

Statici (CS)

Pn 1 MW Pn 2x630 kW Sn 2 MVA Vn 0.4 kV Vn 0.4 kV Pn 1.2 MWRotore poli lisci H 0.3-0.6 s Vn_DC 1.15 kV H 2-4 s Xr 0.04 p.u. Vn_AC 0.69 kV Xd 3 p.u. Xm 2.37 p.u. Xq 3 p.u. Xs 0.1 p.u. X’d 0.29 p.u. Rr 0.01 p.u. X’q 0.3 p.u. Rs 0.01 p.u. X’’d 0.135 p.u.

X’’q 0.14 p.u.

Figura 5.5 Curva di coppia delle unità GI installate

È importante notare che per i GS e i GI si sono considerate due differenti costanti di inerzia (HGS=2s e 4s, HGI= 0.3s e 0.6s), al fine di valutare l’impatto che questa

F2

F1

F5

CP1

CP2

CP3

V

GS_02

GS_07

GS_06

GI_01

GI_04

GI_05

V

PWM_08

PWM_03

Generatore Sincrono (GS)

Generatore a Induzione (GI)

V

Convertitore statico (PWM )

nodo MT/BV

Legenda

Rami aggiunti in C1

Rami aggiunti in C2

Rami aggiunti in C3

Rami aggiunti in C4

configuration e radiale C0

Cabina Primaria ( CP)

F3

F4

F2

F1

F5

CP1

CP2

CP3

VV

GS_02

GS_07

GS_06

GI_01

GI_04

GI_05

V

PWM_08

PWM_03

Generatore Sincrono (GS)

Generatore a Induzione (GI)

V

Convertitore statico (PWM )

nodo MT/BV

Legenda

Rami aggiunti in C1

Rami aggiunti in C2

Rami aggiunti in C3

Rami aggiunti in C4

configuration e radiale C0

Cabina Primaria ( CP)

F3

F4

F2

F1

F5

CP1

CP2

CP3

GS_02

GS_07

GS_06GS_05

GS_08

F3

F4

F2

F1

F5

CP1

CP2

CP3

GS_02

GS_07

GS_06

GS_01

GS_04

GS_03

F3

F4

(a) (b)

F2

F1

F5

CP1

CP2

CP3

V

GS_02

GS_07

GS_06

GI_01

GI_04

GI_05

V

PWM_08

PWM_03

Generatore Sincrono (GS)

Generatore a Induzione (GI)

V

Convertitore statico (PWM )

nodo MT/BV

Legenda

Rami aggiunti in C1

Rami aggiunti in C2

Rami aggiunti in C3

Rami aggiunti in C4

configuration e radiale C0

Cabina Primaria ( CP)

F3

F4

F2

F1

F5

CP1

CP2

CP3

VV

GS_02

GS_07

GS_06

GI_01

GI_04

GI_05

V

PWM_08

PWM_03

Generatore Sincrono (GS)

Generatore a Induzione (GI)

V

Convertitore statico (PWM )

nodo MT/BV

Legenda

Rami aggiunti in C1

Rami aggiunti in C2

Rami aggiunti in C3

Rami aggiunti in C4

configuration e radiale C0

Cabina Primaria ( CP)

F3

F4

F2

F1

F5

CP1

CP2

CP3

GS_02

GS_07

GS_06GS_05

GS_08

F3

F4

F2

F1

F5

CP1

CP2

CP3

GS_02

GS_07

GS_06

GS_01

GS_04

GS_03

F3

F4F2

F1

F5

CP1

CP2

CP3

VV

GS_02

GS_07

GS_06

GI_01

GI_04

GI_05

V

PWM_08

PWM_03

Generatore Sincrono (GS)

Generatore a Induzione (GI)

V

Convertitore statico (PWM )

nodo MT/BV

Legenda

Rami aggiunti in C1

Rami aggiunti in C2

Rami aggiunti in C3

Rami aggiunti in C4

configuration e radiale C0

Cabina Primaria ( CP)

F3

F4

F2

F1

F5

CP1

CP2

CP3

VV

GS_02

GS_07

GS_06

GI_01

GI_04

GI_05

V

PWM_08

PWM_03

Generatore Sincrono (GS)

Generatore a Induzione (GI)

V

Convertitore statico (PWM )

nodo MT/BV

Legenda

Rami aggiunti in C1

Rami aggiunti in C2

Rami aggiunti in C3

Rami aggiunti in C4

configuration e radiale C0

Cabina Primaria ( CP)

F3

F4

F2

F1

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CP1

CP2

CP3

GS_02

GS_07

GS_06GS_05

GS_08

F3

F4

F2

F1

F5

CP1

CP2

CP3

GS_02

GS_07

GS_06

GS_01

GS_04

GS_03

F3

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F1

F5

CP1

CP2

CP3

GS_02

GS_07

GS_06GS_05

GS_08

F3

F4

F2

F1

F5

CP1

CP2

CP3

GS_02

GS_07

GS_06

GS_01

GS_04

GS_03

F3

F4

(a) (b)

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

103

grandezza ha sul CCT del generatore. Il modello di GS veloce, verosimile per GS di piccola taglia, è sicuramente quello che deve essere considerato più significativo. Il CCT, infatti, diminuisce al diminuire del rapporto H/Tm tra costante di inerzia e coppia meccanica, quindi tanto più piccola è H tanto peggiore è la situazione per quanto riguarda la stabilità [40].

La percentuale di penetrazione di GD rispetto al carico varia a seconda del caso in cui si considerano solo i GS oppure il mix dei generazione. Per lo scenario con i soli GS, con le taglie scelte, la percentuale di penetrazione è pari al 35% se calcolata come rapporto tra potenza generata e carico totale della rete, ma raggiunge il 70% se invece è calcolata, in analogia con lo studio steady state della rete reale, come rapporto tra potenza generata e carico dei soli feeder oggetto di progressiva magliatura. In questo ultimo caso non si considerano nel calcolo i carichi dei feeder reali non coinvolti nella progressiva magliatura e nella penetrazione di GD, che nella rete in oggetto sono rappresentati come carichi equivalenti direttamente connessi alla sbarra MT delle cabine primarie. Per lo scenario con il mix di GD, con le taglie scelte, la potenza generata dalla GD è pari a 9.18MW complessivi, quindi la percentuale di penetrazione è pari al 40% circa, se calcolata come rapporto tra potenza generata e carico totale della rete, ma raggiunge l’80% circa, se invece è calcolata, in analogia con lo studio steady state della rete reale, come rapporto tra potenza generata e carico dei soli feeder oggetto di progressiva magliatura. Nella Tabella 5.2 sono presenti l’entità del carico totale e di quello dei soli feeder coinvolti espresse in MW.

Tabella 5.2 Potenza assorbita dai carichi e generata dalla GD in MW.

Potenza totale assorbita dai carichi 22.5 MWCarichi 8 feeder 11.6 MWPotenza generata dalla GD: Scenario soli GS 8 MWScenario Mix: 9.18 MW

Potenza generata GS 3 MWPotenza generata GI 3.78 MWPotenza generata CS 2.4 MW

Nel seguito le singole unità di generazione saranno identificate con il nome che

compare nella Figura 5.4.

5.3.1 Descrizione delle simulazioni Al fine di verificare il comportamento delle unità GD in presenza di guasto si è reso

necessario fare le seguenti ipotesi sulla logica di protezione delle reti: 1. per quanto riguarda la configurazione radiale si ipotizza che il sistema di

protezione si comporti secondo le normali pratiche di protezione;

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

104

2. per quanto riguarda, invece, la gestione magliata questo studio è stato condotto sulla base dell’ipotesi che, per qualunque tipologia di guasto, il sistema di protezione sia in grado di individuare e isolare automaticamente la porzione di rete guasta.

La seconda ipotesi si basa sulla necessità di uno schema di protezione adattativo per la gestione della rete in configurazione magliata, che, indipendentemente da taglia, numero e sito di allocazione delle unità GD, sia capace di individuare e isolare la sola sezione guasta della rete. In questo contesto si ipotizza presente un sistema di protezioni simile a quello proposto in [8], in cui la rete viene suddivisa in zone separate da interruttori automatici sincronizzati tra loro e in grado di intervenire sulla base dei comandi inviati dal relé principale presente nella cabina primaria. Il relé principale, dotato di microprocessore, comunica con gli altri dispositivi di zona e in caso di guasto ha il compito di individuare la sola porzione di rete in cui si trova il guasto e di isolarla, tramite il comando di intervento dell’appropriato interruttore.

A partire da queste ipotesi si sono simulati diversi tipi di guasto (corto circuito trifase, bifase, bifase e monofase a terra) in vari punti della rete, con durate differenti e tutti con impedenza di guasto nulla (guasti franchi). Tenuto conto che la chiusura delle maglie permette di fatto il collegamento fisico di più unità di generazione, un guasto che occorre in un dato punto della rete può avere effetti su una porzione di rete più estesa ed influire anche su unità GD che nel caso radiale non risentirebbero del guasto, in quanto non collegate elettricamente al punto di guasto. Questo fatto impatta direttamente nella scelta delle posizioni dei guasti “peggiori”, che per ciascuna delle configurazioni esaminate sono quelli che non solo hanno gli effetti più dannosi per la stabilità del singolo generatore (ai suoi terminali), ma quelli che coinvolgono più unità di generazione.

I tempi di intervento delle protezioni ipotizzati corrispondono a quelli normalmente utilizzati nelle attuali reti di distribuzione MT: si prevede che l’intervento delle protezioni avvenga in 300 ms dall’istante di guasto; dopo altri 300 ms, per assicurare un adeguato livello di continuità del servizio contro i guasti temporanei, comuni nelle linee aeree, si è prevista una prima richiusura automatica. Se questa prima richiusura ha successo non sono previsti altri interventi, nel caso contrario il sistema di protezione comanda una seconda apertura (dopo 150 ms) che sarà seguita da una seconda, più lenta, richiusura dopo altri 30 s. Nella Figura 5.6 è rappresentata l’asse temporale della logica descritta.

In base al tempo di estinzione del guasto, allora, si possono distinguere: guasti autoestinguenti, con durata inferiore ai 0.3 s (T1clear nella Figura 5.6); tali

guasti si estinguono prima dell’intervento delle protezioni della rete;

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

105

guasti temporanei, della durata compresa tra 0.3÷0.6 s (T2clear nella Figura 5.6); per questo tipo di guasto ha successo la prima richiusura automatica delle protezioni;

guasti permanenti, che durano un tempo superiore ai 0.6 s e per cui la richiusura automatica non ha successo (T3clear nella Figura 5.6).

Figura 5.6 Asse temporale dei tempi di intervento delle protezioni

La sezione di rete guasta, che sotto le ipotesi formulate viene individuata ed isolata automaticamente nei tempi tipici degli attuali dispositivi di protezione, varia a seconda delle configurazioni e dipende fortemente dalla posizione ipotizzata per i dispositivi di sezionamento. In questo studio si è ipotizzata la possibilità di sezionamento in tutte le partenze da cabina primaria, nei lati di apertura delle congiungenti e in tutti i punti di biforcazione creati dalla magliatura. Se compare un guasto, si ipotizza che venga individuata automaticamente la porzione di rete guasta e che venga isolata in un tempo convenzionale di 0.3 s, pari al tempo di primo intervento delle protezioni convenzionali. Nel caso di configurazione radiale la porzione di rete guasta è la semicongiungente in cui occorre il guasto. Nel caso di rete magliata, dalla chiusura delle congiungenti e per tutti i livelli di magliatura ipotizzati, la porzione di rete guasta è sempre quella che contiene il punto di guasto e che è compresa tra i due dispositivi di protezione più vicini (posti nella partenza da CP oppure nelle biforcazioni). In particolare, per il caso di configurazione con congiungenti chiuse, la porzione di rete guasta coincide, come nel caso radiale, con una semicongiungente. Nel caso invece di livelli di magliatura più spinti, a prezzo di un maggior numero di dispositivi di protezione si ottiene una porzione di rete guasta, compresa tra due dispositivi di protezione contigui, che può essere sensibilmente ridotta se paragonata all’intera semicongiungente.

Variando di volta in volta il tipo di guasto, la durata del guasto e soprattutto il punto di guasto lungo la rete (e quindi la distanza reciproca tra guasto e unità di generazione) si è ottenuta una casistica consistente di prove di simulazione. La posizione dei guasti è stata scelta sia lungo i tratti di linea della rete, sia nelle sbarre MT dove sono installati i generatori, cercando di individuare i “casi peggiori” per ciascuna delle configurazioni (dove per “casi peggiori” come si è detto si intendono quei punti di guasto che possono portare alle conseguenze più dannose, come ad es. la perdita del sincronismo del maggior numero di unità GD).

T2-open

0,15 s

Tfault

0,30 s

tT1clear Treclose

0,30 s

Topen T2clear T3cleartT2-open

0,15 s

Tfault

0,30 s

tT1clear Treclose

0,30 s

Topen T2clear T3clearT2-open

0,15 s

Tfault

0,30 s

tT1clear Treclose

0,30 s

Topen T2clear T3cleart

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106

5. 4 Risultati e discussione

Gli studi riguardanti la stabilità di reti attive di distribuzione presenti in letteratura riguardano unicamente reti gestite in configurazione radiale [27], [35], [41]-[43] . Ad esempio, [27] e [35] presentano un’analisi particolareggiata del comportamento dinamico di vari tipi di tecnologie delle unità GD (generatori sincroni e asincroni), connessi alla rete attraverso differenti tipi di interfaccia (connessione diretta e tramite convertitori statici). In [27] si analizza la possibilità di mantenimento in servizio dei gruppi di generazione GD in presenza di disturbi in diversi punti significativi della rete in esame (nella rete di trasmissione e lungo le linee MT e BT). In [35] , invece, viene determinato il CCT per due casi specifici: il primo prevede la presenza di un parco eolico di generazione e il secondo un grosso generatore sincrono.

I risultati riportati qui di seguito si riferiscono ai due scenari di generazione (soli GS o mix di generazione) ed evidenziano l’effetto della magliatura sulla stabilità dell’intero sistema. Il caso di rete radiale rappresenta il termine di confronto per le configurazioni magliate. Infatti, esso costituisce l’attuale configurazione della rete ed i risultati ottenuti dalle simulazioni su questa configurazione sono utili all’analisi del comportamento dinamico di una tipica rete di distribuzione, su cui si è ipotizzata una penetrazione di GD piuttosto elevata e costituita da una buona parte delle tecnologie in uso attualmente.

Anche per lo studio di stabilità è importante notare che, come nello studio del comportamento steady state della rete reale, si è dovuto far fronte a notevoli difficoltà per ricavare dall’esempio specifico risultati validi in generale. Infatti, nonostante per questa parte del lavoro si sia implementata una rete che semplifica notevolmente quella reale, tale modello mantiene le specificità della rete originale. Il tipo di conduttori impiegati (la maggioranza è rappresentata da linee aeree e circa il 10% dell’estensione totale da linee in cavo interrato), la posizione relativa dei siti di allocazione delle unità GD e la scelta dei lati di chiusura delle maglie, ad esempio, sono fattori che influiscono sulla reazione dell’intera rete a determinate condizioni di guasto.

5. 5 Scenario di generazione con soli Generatori Sincroni

L’analisi dei risultati per questo scenario di generazione è condotta sulla base dell’esempio presentato nella Tabella 5.3 che riporta il CCT calcolato per un unico generatore, l’GS_02 della Figura 5.4-(a) in relazione agli effetti prodotti da guasti (corto circuiti trifase) progressivamente più distanti dal punto di generazione.

Le simulazioni condotte hanno portato ai seguenti risultati:

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

107

Per guasti autoestinguenti (con durata ≤ 0.3 s): possono rimanere in servizio tutti i GS sufficientemente lenti (H=4s), anche allacciati alla linea guasta, se sufficientemente distanti dal guasto. La distanza dell’unità di generazione dal punto di guasto, infatti, influisce notevolmente sul valore del CCT, che aumenta all’aumentare della distanza del punto di guasto dal sito di allocazione. Questo aumento è tanto più evidente quanto la rete è maggiormente magliata (perché il CCT valutato in configurazione radiale aumenti di 25-30 ms è necessario che il guasto intervenga a 10 km di distanza dal GS, mentre in configurazione magliata un aumento di questa entità si ha già a meno di 1 km di distanza). Allora, GS lenti allacciati a configurazioni molto magliate possono rimanere in servizio praticamente sempre, fatta eccezione del solo caso di guasto nella sbarra di connessione. Infatti, nel caso di corto circuito trifase in un punto molto vicino (0.72km dal guasto) dell’unità di generazione alla rete il CCT per questi GS è di 290-295 ms, di poco inferiore ai tempi convenzionali di intervento delle protezioni. Per i GS veloci (H=2s), invece, si è trovato un CCT sensibilmente inferiore a quello previsto per l’intervento dei dispositivi di protezione della linea. Per questo motivo i GS veloci allacciati su linea guasta devono essere disconnessi entro il CCT calcolato dall’occorrenza del guasto. Anche aumentando la distanza tra guasto e punto di installazione della GD e anche con la magliatura non si migliora granché la situazione. Mentre i GS lenti allacciati a configurazioni magliate possono rimanere in servizio a piccole distanze dal guasto, quelli più veloci devono trovarsi molto lontani dal guasto per aumentare il loro CCT (a 10km anche nelle configurazioni più magliate).

Per guasti temporanei (con durata compresa tra 0.3÷0.6 s) possono rimanere in servizio solo i GS allacciati alla linea sana, veloci o lenti, a patto che si trovino sufficientemente lontani dal guasto. Da notare che la linea sana nel caso radiale è la semicongiungente, non affetta da guasto, alimentata dalla stessa cabina primaria che alimenta la linea guasta, mentre nel caso magliato, è più corretto parlare di “zone” sane, ossia quelle adiacenti a quella guasta ma non affette dal guasto. Quindi, quando intervengono i dispositivi di protezione posti in testa alla linea o nei punti di biforcazione, i GS che stanno nelle porzioni sane della rete vedono il guasto estinto nel tempo convenzionale di 300 ms (prima apertura). Per questo, valgono i risultati presenti nella Tabella 5.3, che vanno letti tenendo conto che la durata del guasto preso in considerazione, equivale appunto al tempo di intervento convenzionale di 300ms: mantengono allora la loro stabilità i GS che si trovano in zone sane ed ad una distanza dal guasto tale da assicurare un CCT maggiore di 300 ms. Al contrario tutti i GS allacciati su linea/zona guasta perdono la loro stabilità angolare e devono essere disconnessi in breve tempo affinché non vengano ri–energizzati una volta che hanno perso il sincronismo.

Per guasti permanenti (con durata > 0.6 s) tutti i GS allacciati alla linea guasta devono essere disconnessi immediatamente, sia per non ostacolare l’individuazione del

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

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punto di guasto, sia per assicurare la messa fuori tensione del tratto di linea guasta e consentirne la riparazione in condizioni di sicurezza da parte del personale addetto. Per i GS presenti nelle porzioni sane valgono le stesse considerazioni fatte per i guasti temporanei.

Tabella 5.3 CCT valutato per guasti a diverse distanze dal sito di allocazione dell’unità GS_02

Configurazione Magliata Configurazione

Radiale Congiungenti chiuse

Livelli di magliatura

H=2s H=4s

Punto di guasto (distanza tra il guasto e l’unità di generazione

GS_02) H=2s H=4s H=2s H=4s1° 2° 3° 1° 2° 3°

0.0 km (sbarra MT dell’GS_02) 195 270 195 270 195 193 193 265 265 265

0.72 km 195 270 205 285 210 210 210 290 295 290 1.3 km 195 270 220 300 235 230 225 >300 >300 >300 2.0 km 200 275 230 >300 245 255 250 >300 >300 >300 2.3 km 200 275 240 >300 255 265 260 >300 >300 >300 3.0 km 200 275 255 >300 275 295 285 >300 >300 >300 10.0 km 220 300 >300 >300 >300 >300 >300 >300 >300 >300

Per quanto riguarda le configurazioni magliate è importante notare che, al crescere

della distanza, l’entità dell’aumento del valore di CCT risente anche della posizione reciproca tra generatore e lato di chiusura delle maglie. Com’è stato già ricordato, poiché un determinato livello di magliatura crea nuovi percorsi tramite collegamenti elettrici aggiuntivi, il guasto ha effetto su una porzione di rete più estesa e più unità di generazione contribuiscono ad alimentare il guasto stesso. La nuova configurazione di rete interconnessa, però, possiede più percorsi alternativi su cui ripartire la potenza di guasto e di conseguenza l’effetto di un guasto, anche vicino, può risultare meno dannoso per la singola unità di generazione. Dall’analisi del caso specifico dell’unità GS_02, nel caso con H=4s, e per i punti di guasto F1, che progressivamente si allontanano da questa unità di generazione verso la cabina primaria (Figura 5.4-(a)), si evince che il passaggio dalla configurazione radiale a quella magliata determina l’interazione tra più unità di generazione:

il caso radiale coinvolge solo il generatore GS_02 (CCTmin=195 ms); la chiusura delle congiungenti determina anche il coinvolgimento dell’unità

GS_04; il CCT subisce un incremento rilevante quando ci si allontana di più di un chilometro (CCT=300 ms a 1.3 km) dal sito di allocazione più vicino;

nel caso di magliatura di primo livello si crea un collegamento che coinvolge anche la congiungente adiacente, ma in questo caso prevale l’effetto della ripartizione dei flussi di potenza, sul coinvolgimento di più unità di generazione, e il CCT migliora per distanze più piccole (CCT=290 ms per guasti a 0.72 km);

il caso della magliatura di secondo livello migliora ancora la situazione in maniera significativa; tale lato di chiusura infatti crea un collegamento tra

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

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congiungenti non adiacenti (alimentate agli estremi da cabine primarie diverse), rendendo disponibili nuovi percorsi per la distribuzione dei flussi. La corrente del guasto F1 riesce, allora, a ripartirsi su una porzione di rete sempre più ampia. Di conseguenza viene affievolito l’effetto del guasto sulla vicina unità GS_02 e il CCT diventa, a parità di distanza dal guasto, ancora più elevato (CCT=295 ms);

nel terzo livello di magliatura prevale invece il coinvolgimento dell’unità di generazione GS_01, che ora si trova connessa tramite un collegamento elettrico diretto al punto di guasto; questo giustifica la lieve diminuzione del CCT rispetto al caso di magliatura di secondo livello (CCT=290 ms), per altro ben visibile nel caso di GS veloce (il terzo livello di magliatura porta sempre ad una lieve diminuzione del CCT a quasi tutte le distanze considerate).

Bisogna ancora una volta evidenziare che, per casi diversi da quello trattato, i risultati in termini di valori numerici del CCT possono differire anche significativamente dal caso specifico di guasto F1 e del suo effetto sul generatore GS_02. Le differenze riscontrate con simulazioni analoghe effettuate su altri punti di guasto e su altri generatori presenti in rete riguardano però solo l’effettivo valore di CCT valutato per guasti occorrenti ad una determinata distanza, mentre si è comunque constatato un tendenziale miglioramento della stabilità con la magliatura. Solo in casi specifici in cui prevale l’effetto di coinvolgimento di nuove unità di generazione la chiusura di un determinato lato di magliatura può determinare un peggioramento del CCT. Questo sta ad evidenziare come sia sempre necessario condurre degli studi specifici per la scelta ottimale dei lati di chiusura delle maglie, investigando sul comportamento di tutti i generatori presenti in rete. L’impatto della topologia della rete sulla stabilità del sistema nel suo complesso, infatti, appare significativo e il comportamento del singolo generatore dipende fortemente da come è costituita la rete immediatamente vicina (lunghezza delle linee di interconnessione, tipologia dei conduttori etc.).

Per concludere, dall’analisi dello scenario dei soli GS si evincono le seguenti considerazioni (vedi Tabella 5.3): La progressiva magliatura aumenta la possibilità di mantenere in servizio i GS; in

particolare i GS più lenti, con H=4s, allacciati ad una rete magliata possono rimanere in servizio ad esclusione del solo caso di guasto sulla sbarra di allacciamento.

Al crescere della distanza l’entità dell’aumento del valore di CCT risente della posizione reciproca tra generatore e lato di chiusura delle maglie; il CCT può anche diminuire nei casi in cui prevalga il coinvolgimento di più generatori rispetto all’effetto di ridistribuzione dei flussi di potenza determinato dalla magliatura (per esempio nel passaggio tra il secondo e il terzo livello di magliatura a 1.3 km di distanza dal guasto).

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

110

Da ricordare, ancora una volta, che il valore di CCT valutato è fortemente dipendente dalla specificità del caso studiato e che può non riprodursi identicamente qualora venga cambiata la costituzione della rete immediatamente vicina al generatore (es. lunghezza delle linee di interconnessione, tipologia dei conduttori etc.).

5. 6 Scenario di generazione con parco di generatori

Per quanto riguarda l’analisi dei risultati per lo scenario che comprende sorgenti diverse, valgono, ovviamente, le stesse considerazioni sulla difficoltà di ricavare risultati generali dall’esempio specifico fatte per il caso di presenza di soli GS. In questo caso tale difficoltà è ancora maggiore, visto che entrano in gioco ulteriori variabili, come ad esempio la posizione relativa tra diversi tipi di unità GD.

Come primo e importante risultato, valido sia per la configurazione radiale che per quella magliata, è da sottolineare il fatto che la presenza del mix di generazione nella maggioranza dei casi non produce mai un peggioramento della stabilità della rete rispetto al caso corrispondente e soli GS. Mediante le simulazioni, infatti, per i generatori a induzione si sono verificati CCT sensibilmente maggiori di quelli ottenuti per i GS, anche nel caso di GI veloci con piccole costanti di inerzia (HGI=0.3s).

Il secondo punto importante riguarda il contributo della generazione connessa mediante convertitori statici posti come interfaccia tra rete e unità GD (sia DC che AC): generatori connessi mediante convertitore non hanno impatto importante sulla stabilità dell’intera rete. Quindi nel seguito si farà riferimento alle sole unità di generazione con interfaccia rotante (GI e GS).

Come terzo punto si è osservato che i GS che si trovano installati nella rete in presenza di più fonti di generazione non peggiorano le loro prestazioni dinamiche né nel caso radiale né in quello magliato, né compromettono la stabilità di unità asincrone vicine nelle configurazioni magliate. Pertanto la presenza di un mix di tecnologie, di fatto, a parità di unità di generazione installate, non può che contribuire al miglioramento della stabilità dell’intera rete.

Per ottenere risultati generali si sono eseguite un gran numero di simulazioni. Per chiarire quali siano gli effetti dei diversi fattori (distanza dal punto di guasto, costante di inerzia, e ovviamente configurazione della rete) di seguito si riportano risultati ottenuti per un piccolo campione di simulazioni che permette di evidenziare il comportamento dinamico delle due diverse tipologie di unità di generazione rotanti connesse a rete radiale e alle configurazioni magliate. Il risultato generale è mostrato dalla Tabella 5.4, in cui si sono riportati i valori dei CCT delle unità GI_01 e GS_02 valutati per guasti occorrenti su diversi punti della rete (punti F1, F2, F3 e F4 della Figura 5.4-(b)).

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111

I valori delle costanti di inerzia considerati, sia per i GS che per i GI, sono indicati con H1 e H2. Con questa notazione si intende sempre H1<H2, per cui mentre per i GS H1 vale 2s e H2 vale 4s, per i GI H1=0.3s e H2=0.6s. Per i GS, il cui comportamento, come detto, non viene alterato dalla presenza di altre tecnologie, valgono le stesse considerazioni del paragrafo precedente.

Tabella 5.4 CCT delle unità GS_01 e GI_02, valutato per i guasti evidenziati nella Figura 5.4-(b)

Configurazione Magliata Livelli di magliatura Configurazione Radiale

Congiungenti chiuseH1 H2

Un

ità

GD

Distanza GD/guasto

H1 H2 H1 H2 1° 2° 3° 1° 2° 3°

F1 (0.0km) 195 270 195 270 193 193 193 265 265 265

GS

F3 (2.0 km) 200 275 230 >300 245 255 250 >300 >300 >300

F2 (0.0km) 225 460 270 560 315 325 350 655 675 730

GI

F4 (2.0km) 225 465 280 565 335 345 385 680 700 775

Nei paragrafi successivi si confrontano i comportamenti rilevato per i generatori

connessi a rete radiale e a rete magliata rispettivamente.

5.6.1 Reti radiali Per valutare il CCT minimo (CCTmin) in schemi di rete radiale, il caso peggiore è

sicuramente quello che corrisponde ad un guasto nel punto di connessione dell’unità GD alla rete, ossi ai punti F1 ed F2 della Figura 5.4-(b) (terminali dei generatori GS_02 e GI_01 rispettivamente). In aggiunta, si sono considerati degli ulteriori punti di guasto, nel primo tratto di linea uscente dalla CP1 (F3 ed F4 nella Figura 5.4-(b)).

I principali risultati possono essere riassunti come segue: Nei casi studiati tutti i GS veloci (H1=2s) o lenti (H2=4s) connessi alla linea

sana, poiché sufficientemente distanti dalla CP, possono rimanere in servizio a seguito di un corto circuito trifase autoestinguente estinto in un tempo convenzionale di 300 ms. I GS veloci connessi alla linea guasta, invece, devono essere disconnessi in un tempo molto breve (CCTmin=195 ms), e il loro CCT non subisce un aumento significativo neppure se si allontana il punto di guasto lungo la stessa linea (CCT=200 ms per un guasto a 2 km dal sito di generazione). I GS lenti connessi alla linea guasta hanno un comportamento ovviamente migliore dal punto di vista della stabilità rispetto a quelli veloci ma non possono comunque rimanere in servizio per cortocircuiti trifase di durata maggiore al loro CCT (CCTmin=270 ms nel caso di guasto ai terminali del GS, e CCT=275 ms per guasti a 2 km).

Il CCTmin dei GI nel caso di guasto ai terminali del generatore (punto F2 della Figura 5.4-(b)) è 225 ms o 460 ms, se la costante di inerzia è H1=0.3s o H2=0.6s

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rispettivamente (vedi Tabella 5.4). Quindi, per guasti (cortocircuiti trifase) autoestinguenti (durata <0.3s) solo i GI lenti possono rimanere in servizio.

Tutti i GS e i GI connessi a linee sane possono rimanere in servizio se occorre un guasto temporaneo di durata maggiore di 0.3 s (tempo di intervento delle protezioni).

Per guasti con durata maggiore di 0.3 s, mentre i tutti i GS connessi alla linea guasta devono essere tempestivamente disconnessi anche quando la richiusura ha successo, affinché non vengano ri–energizzati una volta che hanno perso il sincronismo, i GI lenti connessi sufficientemente lontani dal guasto possono rimanere in servizio. In ogni caso anche i GI lenti devono essere disconnessi entro il loro CCT (460-465 ms nei casi considerati in Tabella 5.4)

Come i GS, anche tutti i GI allacciati alla linea guasta devono essere disconnessi immediatamente, a seguito di un guasto permanente (con durata maggiore di 0.3 s e richiusura senza successo), sia per non ostacolare l’individuazione del punto di guasto, sia per assicurare la messa fuori tensione del tratto di linea guasta e consentirne la riparazione in condizioni di sicurezza da parte del personale addetto.

5.6.2 Reti magliate Impiegando la distinzione tra porzione di rete guasta e porzione di rete sana definite

precedentemente, i risultati dello studio del comportamento dinamico dei generatori rotanti connessi a rete magliata possono essere elencati nei seguenti punti: A seguito di guasti autoestinguenti (durata <0.3s), per quanto riguarda i GS valgono

i risultati ottenuti nel precedente studio di stabilità, per cui possono rimanere in servizio tutti i GS lenti (H2=4s), connessi sufficientemente lontano dal guasto. I GS veloci, con H1=2s, devono essere disconnessi.

I GI lenti (H2=0.6s) allacciati a qualunque delle configurazioni magliate possono restare in servizio all’occorrenza di cortocircuiti trifase autoestinti in un tempo convenzionale (300 ms). I GI più veloci possono restare allacciati solo se connessi alle configurazioni più magliate (1°, 2° e 3° livello di magliatura, CCT>300 ms), mentre devono essere distaccati se connessi ad una rete gestita con le congiungenti chiuse (CCT= 270 ms in Tabella 5.4).

Per guasti temporanei, seguiti dal successo di una richiusura rapida, mentre tutti i GS lenti connessi a zone sane e quelli veloci sufficientemente lontani dal guasto possono rimanere in servizio, quelli connessi alla zona guasta devono essere disconnessi.

I GI lenti allacciati a reti sufficientemente magliate, invece, possono avere CCT che superano persino il tempo previsto per la prima richiusura (CCT>600 ms). Quindi

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

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la maggior parte dei GI restano stabili a seguito di guasti temporanei, come mostra la Tabella 5.4.

Tutte le unità GD allacciate a porzioni di rete guaste devono essere disconnesse a seguito di guasti permanenti per garantire sicurezza alle squadre di manutenzione.

5.6.3 Confronto tra reti radiali e reti magliate: esempi Nella Figura 5.7 sono mostrati gli andamenti dell’angolo di rotore e della tensione ai

terminali del GS_02 per un guasto della durata di 300 ms che occorre nel punto F3 della Figura 5.4. L’effetto della magliatura è evidente, ma l’incremento del CCT è sufficiente a mantenere in servizio solo i GS lenti (H2=4s).

Figura 5.7 Angolo di rotore (a) e corrente (b) dell’unità GS_02 di Figura 5.4 a seguito di un cortocircuito trifase di durata 300 ms nel punto F3.

La Figura 5.8 rappresenta la velocità del rotore e la tensione ai terminali del GI_01 (Figura 5.4-(b)), allacciato alla configurazione radiale e a una magliata (1°livello) quando occorre un cortocircuito trifase seguito dal successo di una richiusura rapida (punto F2 della Figura 5.4-(b)).

Figura 5.8 Velocità di rotore (a) e tensione (b) dell’unità GI_01 di Figura 5.4-(b) a seguito di un cortocircuito trifase seguito dal successo di una richiusura nel punto F2 (tempi: guasto=0.1s,

apertura=0.4s, estinzione del guasto=0.69s, richiusura=0.7s).

I diagrammi di Figura 5.8 mostrano che il GI lento connesso alla rete magliata può rimanere in servizio anche dopo l’intervento delle protezioni; inoltre, la tensione ai terminali riassume il valore nominale solo dopo che la velocità del rotore raggiunge la condizione di equilibrio.

In Figura 5.9 sono riportati gli andamenti della corrente e della tensione ai terminali AC del convertitore identificato con PWM_03 in Figura 5.4-(b) seguito da un cortocircuito trifase autoestinguente (di durata 300 ms). La rete radiale viene comparata

Ang

olo

di ro

tore

[deg

]

Corr

ente

[p.

u]

40

60

80

100

120

140

160

0 0.4 0.8 1.2 1.6 2

Radial (C0)

Meshed 2nd lev (C3)-Fast SG_02

Meshed 2nd lev (C3)-Slow SG_02

a)RadialeMagliato 2°liv – GS veloce

Magliato 2°liv – GS lento

(a)

0

1

2

3

4

5

6

7

0 0.4 0.8 1.2 1.6 2

(b)

Tempo [s] Tempo [s]

Ang

olo

di ro

tore

[deg

]

Corr

ente

[p.

u]

40

60

80

100

120

140

160

0 0.4 0.8 1.2 1.6 2

Radial (C0)

Meshed 2nd lev (C3)-Fast SG_02

Meshed 2nd lev (C3)-Slow SG_02

a)RadialeMagliato 2°liv – GS veloce

Magliato 2°liv – GS lento

(a)

0

1

2

3

4

5

6

7

0 0.4 0.8 1.2 1.6 2

(b)

Ang

olo

di ro

tore

[deg

]

Corr

ente

[p.

u]

40

60

80

100

120

140

160

0 0.4 0.8 1.2 1.6 2

Radial (C0)

Meshed 2nd lev (C3)-Fast SG_02

Meshed 2nd lev (C3)-Slow SG_02

a)RadialeMagliato 2°liv – GS veloce

Magliato 2°liv – GS lento

(a)

40

60

80

100

120

140

160

0 0.4 0.8 1.2 1.6 2

Radial (C0)

Meshed 2nd lev (C3)-Fast SG_02

Meshed 2nd lev (C3)-Slow SG_02

a)RadialeMagliato 2°liv – GS veloce

Magliato 2°liv – GS lento

(a)RadialeMagliato 2°liv – GS veloce

Magliato 2°liv – GS lento

RadialeMagliato 2°liv – GS veloce

Magliato 2°liv – GS lento

(a)

0

1

2

3

4

5

6

7

0 0.4 0.8 1.2 1.6 2

(b)

Tempo [s] Tempo [s]

Tempo [s]

Velo

cità

di ro

tore

[p.u

]

Tens

ione

[p.

u]

0.98

1.48

1.98

2.48

0 0.4 0.8 1.2 1.6 2 2.4 2.8

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

Tempo [s]

(a)Radiale - IG lentoMagliato 1°liv – IG veloceMagliato 1°liv – IG lento

(b)

Tempo [s]

Velo

cità

di ro

tore

[p.u

]

Tens

ione

[p.

u]

0.98

1.48

1.98

2.48

0 0.4 0.8 1.2 1.6 2 2.4 2.8

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

Tempo [s]

(a)Radiale - IG lentoMagliato 1°liv – IG veloceMagliato 1°liv – IG lento

Radiale - IG lentoMagliato 1°liv – IG veloceMagliato 1°liv – IG lento

(b)

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con una configurazione magliata (2°livello): la riduzione della tensione è più profonda nel caso di rete magliata e conseguentemente l’incremento della corrente è più grande. Tuttavia il comportamento transitorio della corrente non è caratterizzato da oscillazioni sostenute come invece accade in caso di guasto ai terminali di un tradizionale generatore rotante (Figura 5.7-(b)). L’assenza delle oscillazioni elimina il rischio di intervento intempestivo delle protezioni del generatore. Da notare che l’incremento della corrente di guasto dovuto all’unità GD connessa tramite convertitore statico è limitata a 2.5 p.u. (Figura 5.9-(a)) mentre la presenza di un GS connesso direttamente provoca un aumento fino a sei volte rispetto al valore nominale (Figura 5.7-(b)).

Figura 5.9 Corrente (a) e tensione (b) dell’unità PWM_03 di Figura 5.4-(b) a seguito di un cortocircuito trifase autoestinguente di durata 300 ms nel punto F5.

5.6.4 Considerazioni normative In Italia e in molti altri paesi norme e standard impongono che tutte le unità di

generazione vengano distaccate in occasione di qualunque tipo di anomalia alla rete pubblica. Il coordinamento delle protezioni imposto dalla Norma CEI 11-20 (Appendice A) prevede infatti che il dispositivo di interfaccia dell’impianto di produzione intervenga, per separarlo dalla rete pubblica, nei casi di apertura intenzionale del dispositivo della rete pubblica o per guasti o funzionamenti anomali della rete stessa. Da questo si può notare che la Norma appare molto cautelativa perchè impone il distacco dei generatori allacciati alla linea guasta senza nessuna eccezione. Invece, dai risultati ottenuti si evince che a seconda della durata del guasto, del tipo di generatore connesso, nonché della configurazione di rete, esistono molti casi in cui la GD potrebbe rimanere allacciata durante guasti occorrenti sulla rete pubblica. Posto infatti che il sistema di protezioni possa essere in grado di individuare ed isolare automaticamente la porzione guasta della rete, indipendentemente dalla configurazione, in linea di principio qualunque unità GD potrebbe rimanere in servizio se il guasto si estinguesse prima del proprio CCT. Questo comporterebbe la necessità di una revisione sostanziale delle prescrizioni tecniche della Norma, anche se la configurazione della rete rimanesse radiale, ma ancor più se la rete diventasse magliata. Infatti, l’imposizione del distacco di tutti i generatori dalla linea/zona guasta appare eccessivamente precauzionale, soprattutto per i GI connessi direttamente e quelli interfacciati tramite

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

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convertitori, che, come si è dimostrato, possono rimanere in servizio durante i guasti senza perdere la loro stabilità. Anche i GS con costante di inerzia sufficientemente grande possono, in alcuni casi, rimanere allacciati anche alla linea guasta se il guasto, sufficientemente lontano dal sito di produzione, si estingue prima del proprio CCT.

Rimane da evidenziare che sebbene i risultati ottenuti possono non concordare con le prescrizioni della Norma, il mantenere in servizio alcuni generatori anche dopo il primo intervento delle protezioni della rete pubblica può produrre un peggioramento del livello di continuità del servizio, riducendo il numero di guasti autoestinguenti. Il rischio, infatti, è che quando il dispositivo di protezione della linea interviene, se qualche generatore rimane collegato alla porzione guasta durante il tempo morto, di attesa tra la prima apertura e la richiusura, potrebbe essere impedita l’estinzione dell’arco nel punto di guasto e la richiusura potrebbe non avere successo. In realtà questo dipende dall’entità del contributo dato dal generatore alla corrente di guasto, che a sua volta è fortemente legato dal tipo di connessione e dalla distanza del sito di generazione dal guasto. Qualora poi la richiusura andasse comunque a buon fine a subire i danni maggiori sarebbero solo i GS rimasti allacciati, che avrebbero nel frattempo perso il sincronismo.

5. 7 Considerazioni conclusive

Oggetto del presente studio è stata l’analisi dell’impatto che la GD ha sulla stabilità della rete di distribuzione a cui si allaccia e la valutazione della possibilità di mantenere in servizio i gruppi di generazione in occasione di guasti sulla rete gestita sia in configurazione radiale, sia nella configurazione magliata. Studi analoghi a quelli effettuati sono presenti in letteratura nel caso di reti radiali e per tecnologie miste [27], [35], [41]-[44].

L’instabilità transitoria, possibile conseguenza di grandi perturbazioni che occorrono in un sistema elettrico di distribuzione, determina la mancanza di equilibrio tra potenza meccanica in ingresso e potenza elettrica in uscita dal generatore, causando un’accelerazione o una decelerazione e una variazione dell’angolo di rotore. Il comportamento del singolo generatore, in risposta a questo tipo di disturbi, dipende dal tipo di sorgente, dalle caratteristiche del generatore stesso, dal tipo di guasto, dalla distanza “elettrica” dal punto di guasto, dall’inerzia delle masse rotanti e dalla presenza o meno di regolatori automatici di velocità e tensione.

In questo studio si è scelto, dapprima, di investigare il comportamento dei soli generatori sincroni connessi direttamente alla rete, senza l’ausilio di nessun tipo di regolatore, nonostante molte moderne unità GD attualmente installate siano provviste di AVR (Automatic Voltage Regulator) e sistemi di controllo della velocità. Questa

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

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particolare scelta determina, infatti, le condizioni peggiori dal punto di vista della stabilità della rete. L’impiego di convertitori elettronici di potenza come interfaccia di connessione, non possedendo masse rotanti, disaccoppiano completamente l’unità GD dalla rete e determinano il minor impatto possibile dal punto di vista della stabilità. La presenza di eventuali regolatori automatici, poi, contribuirebbe sicuramente a migliorare la situazione anche dei generatori rotanti connessi direttamente alla rete.

Poi, al fine di rappresentare un’ipotetica situazione reale di rete con elevato grado di penetrazione di GD, la diversità delle tecnologie attualmente impiegate è stata rappresentata mediante la modellizzazione di generatori sincroni, generatori a induzione e sorgenti DC connesse alla rete tramite convertitori statici.

Dai risultati ottenuti si evince molto chiaramente che la tecnologia più problematica per la stabilità è senz’altro costituita dai GS. Invece, per quanto riguarda i GI si è trovato che il loro comportamento dinamico risulta del tutto compatibile con il normale esercizio e le usuali procedure di protezione delle reti. Questo risultato assume un’importanza rilevante soprattutto in considerazione del fatto che i GI, in connessione diretta o interfacciati tramite convertitore, rappresentano oggi, e rappresenteranno presumibilmente in futuro, la tecnologia più diffusa per le unità GD di piccola taglia.

Alla luce dei risultati ottenuti, è importante evidenziare però che la ricerca di possibili soluzioni che consentano di ottenere i maggiori benefici dall’integrazione della GD deve tener conto che GD e reti devono essere studiate come un’unica struttura complessa, flessibile e dinamica. Solo in questo modo si possono comprendere gli impatti che la GD produce sulla gestione, sul controllo e sulla stabilità del sistema nel suo complesso. L’influenza della GD sulla rete, infatti, dipende non solo dalla tecnologia e dalle caratteristiche delle unità GD (GS o GI, veloci o lenti) e dal tipo di connessione (diretta o tramite convertitori) ma è anche fortemente influenzata dalla topologia e dalle strategie di gestione della rete stessa. In un sistema multi-macchine dove l’interazione tra le unità di generazione influisce pesantemente sulla stabilità, la topologia della rete gioca un ruolo cruciale. In [45] si afferma che la stabilità può essere aiutata da una gestione magliata della rete. Con il presente studio si è trovato che effettivamente la chiusura delle maglie porta a notevoli benefici nella maggior parte dei casi e che se la scelta dei lati di magliatura fosse ottimizzata si otterrebbero vantaggi ancora maggiori. La magliatura, infatti, interconnettendo più porzioni di rete, produce il duplice effetto di ridistribuire i flussi di potenza (anche quella associata ad un eventuale guasto) e di collegare elettricamente più unità di generazione. La prevalenza dell’uno o dell’altro effetto determina l’entità del beneficio, comunque presente rispetto al caso radiale, prodotto in termini di stabilità da una gestione magliata della rete.

I risultati di questo studio hanno infatti verificato che la magliatura, che migliora la stabilità della rete in presenza dei soli GS, rende ancora più favorevoli le condizioni di mantenimento in servizio dei gruppi in presenza di unità GD diverse dai generatori

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CAPITOLO 5. STABILITÀ DINAMICA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE A MAGLIA CHIUSA

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sincroni. L’aumento considerevole del CCT dei GI al progressivo aumentare del livello di magliatura permette, infatti, una assoluta compatibilità con i tempi di intervento del sistema di protezione esistente, ma consentirebbe, sempre nel rispetto dei limiti tecnici degli elementi di rete, anche di ritardare la disconnessione dei generatori in presenza di disturbi. Ancora, la connessione di gruppi di generazione interfacciati mediante inverter migliora da molti punti di vista il comportamento dinamico del sistema grazie alla risposta estremamente rapida dei blocchi di controllo dei convertitori. È quindi ragionevole pensare innanzitutto ad una ridefinizione delle regole di allacciamento dei generatori alla rete di distribuzione, in quanto esse appaiono allo stato attuale del tutto insufficienti a permettere la diffusione della GD e impongono delle azioni eccessivamente drastiche con riferimento al coordinamento con le protezioni. Infatti, anche nelle attuali reti radiali, sembra non giustificato il distacco indiscriminato e pressoché istantaneo dei GI, mentre sembra più intelligente adottare delle regole che tengano conto della tipologia del generatore e delle sue grandezze caratteristiche (magari differenziate in base alle caratteristiche meccaniche dell’insieme generatore-motore primo, che permettano ai gruppi di caratteristiche adeguate di rimanere in servizio). Se poi la rete fosse magliata, tali considerazioni sarebbero ulteriormente rafforzate e si potrebbe pensare di mantenere in esercizio tutti i GI di adeguate caratteristiche.

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CAPITOLO 6.

RETI MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

6. 1 Introduzione

Le reti attive, specialmente se del tipo ad anello chiuso o a maglia, sono particolarmente sensibili ai problemi di Power Quality in generale ed ai buchi di tensione ed alle microinterruzioni in particolare. Infatti, l’aumento della potenza di corto circuito conseguibile mediante la magliatura della rete, che ha tanti positivi effetti nell’inserimento della GD, aumenta la profondità dei buchi di tensione ed estende l’area d’influenza dei guasti, anche transitori.

Questa problematica ha portato a concentrare una parte dell’attività di ricerca sulla considerazione esplicita dell’effetto delle brevi e brevissime interruzioni nella pianificazione delle reti elettriche di distribuzione (radiali e magliate) con l’obiettivo della progettazione di reti che abbiano determinati requisiti di robustezza nei confronti dei problemi di PQ. In particolare, nel presente capitolo si descrive una metodologia originale che, a partire da determinati dati di ingresso (la posizione e l’entità dei carichi da alimentare, le cabine primarie esistenti, la GD eventualmente presente, le caratteristiche delle linee esistenti, ecc.) permette di favorire schemi di rete che non solo

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

120

rispettano i tradizionali vincoli tecnico-economici (portata di corrente, profili di tensione, affidabilità ecc.) ma, che siano in grado di fornire predeterminate prestazioni di qualità [14].

In analogia alle interruzioni di lunga durata, che influenzano la pianificazione delle reti contribuendo a determinarne la struttura (effetto del costo dell’energia non fornita, EENS) e definendo il numero e la posizione degli automatismi (effetto degli indicatori di qualità), le brevi e brevissime interruzioni (buchi di tensione) possono essere considerate esplicitamente nella pianificazione. In particolare, per tener conto dell’effetto di questo tipo di disturbi, durante l’individuazione delle alternative di pianificazione dovranno essere favoriti schemi di rete che riducano la frequenza dei buchi di tensione che superino una certa soglia di riferimento (ad esempio, imporre che i nodi della rete non patiscano più di x buchi di tensione all’anno che comportino una riduzione del 50% o del 80% della tensione).

Da notare è che l’interesse per questo particolare tipo di disturbi è dettato dal fatto che i buchi di tensione e le microinterruzioni sono tra i più frequenti eventi di PQ da cui non solo gli utenti finali ma anche i distributori devono tutelarsi. Questo, insieme alla prevista evoluzione delle reti di distribuzione, all’impatto del mercato liberalizzato dell’energia e alla diffusione di carichi sensibili ha notevolmente incrementato la ricerca finalizzata alla loro previsione ed al controllo del loro numero e della loro ampiezza.

Considerando, inoltre, che i buchi dei tensione dipendono fortemente dalla topologia della rete, la loro stima assume un’importanza fondamentale in sede di pianificazione delle reti elettriche. Per minimizzare l’effetto di tali disturbi, allora, la soluzione di un problema di pianificazione dovrà essere soggetta all’ulteriore vincolo sul numero e sulla profondità dei buchi di tensione in termini probabilistici.

6. 2 I buchi di tensione

I buchi di tensione si manifestano con una repentina riduzione del valore efficace della tensione (tra 0.1 e 0.9 p.u.) seguita in tempi brevi (da mezzo ciclo fino ad un minuto) dal ripristino dei valori nominali. Comunemente vengono usati termini come “sags” (IEEE) o “dips” (IEC), che nonostante non siano stati formalmente definiti sono accettati universalmente come sinonimi. La definizione più comune di buco di tensione è “una riduzione della tensione di durata compresa tra mezzo ciclo e diversi secondi”. Per “microinterruzioni” si intende invece la riduzione a zero del valore efficace della tensione con la stessa breve durata dei buchi. Nel seguito tali interruzioni verranno trattate alla stessa stregua di buchi di tensione, che assumono allora il significato di riduzione del valore efficace della tensione tra 0.1 e 1.0 p.u.

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

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I buchi di tensione sono principalmente dovuti a fenomeni che producono elevate correnti, le cause più frequenti sono avviamenti di motori, inserzione di trasformatori e guasti nel sistema di distribuzione, prevalentemente cortocircuiti. Gli effetti che un buco di tensione ha su un carico o su un processo dipendono dalla severità del disturbo e dalla sensibilità del carico in esame. Le applicazioni più sensibili a questo tipo di fenomeno sono le linee di produzione continua dove il processo produttivo non può tollerare cedimenti temporanei da parte di nessuno degli elementi della catena (industrie petrolchimiche, cartiere, acciaierie, stamperie ecc.), i sistemi di illuminazione e soccorso (ospedali, sistemi di illuminazione di aeroporti ecc.), gli impianti ausiliari delle stazioni di potenza, e tutte quelle applicazioni che utilizzano sistemi informatici (centri di elaborazione dati, banche, telecomunicazioni ecc.). Le apparecchiature maggiormente colpite sono motori asincroni e sincroni, attuatori, personal computer e dispositivi di illuminazione. Alcune di queste apparecchiature (specialmente i regolatori automatici di velocità, i controllori di processo e i computer) presentano, anche per minime variazioni della tensione (di poco superiori al 10 % del valore nominale) per tempi dell'ordine di uno o due cicli, malfunzionamenti in grado di danneggiare l’intero processo produttivo.

È per questo motivo che il problema della minimizzazione della frequenza di tali fenomeni in sede di pianificazione è diventato prioritario: anche se un buco di tensione può influenzare negativamente un processo produttivo meno di quanto non facciano le brevi e lunghe interruzioni, la frequenza con cui questi fenomeni si manifestano durante l’anno è decisamente superiore e il danno complessivamente apportato può diventare rilevante. Inoltre, se le brevi e lunghe interruzioni possono essere prevenute tramite l’adozione di provvedimenti sulle reti relativamente semplici ed economici, viceversa i buchi di tensione possono essere dovuti a guasti intervenuti anche a centinaia di chilometri di distanza dal punto in cui si rileva il disturbo, complicando evidentemente la possibilità di prevenzione e mitigazione del disturbo.

Le principali grandezze che vengono usate per caratterizzare un buco di tensione sono:

1. profondità (ΔV) o ampiezza (V); 2. durata (T); 3. frequenza (f).

L’impedenza della rete determina la profondità dei buchi di tensione, i criteri di protezione ne definiscono la durata (dei buchi causati da guasti), mentre il tasso di guasto influenza la loro frequenza.

Gli andamenti tipici dei buchi di tensione differiscono a seconda della causa che li ha prodotti, ad esempio sono diverse le forme dei buchi causati dall’energizzazione di trasformatori o dall’avviamento di grossi motori rispetto alla forma dei buchi dovuti a

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

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guasti di vario tipo (bilanciati e non). Nella tesi si farà riferimento ai soli buchi derivanti direttamente da guasti o da interventi del sistema di protezione volti ad eliminare guasti.

6.2.2 Ampiezza o profondità dei buchi di tensione In questa sede il buco di tensione, in accordo con lo standard IEEE, viene

caratterizzato attraverso la tensione residua durante il fenomeno, espressa come percentuale del valore nominale (altri standard come l’IEC utilizzano la caduta effettiva come caratterizzazione del buco stesso). In questo senso “un buco di tensione con ampiezza pari al 20%” corrisponde ad un evento nel quale la tensione arriva al 20% della tensione nominale, ossia viene sperimentata una caduta di tensione pari all’80% (Figura 6.1).

Figura 6.1. Buco di tensione

L’ampiezza dei buchi di tensione è fortemente influenzata da due fattori: la tensione di pre-guasto e l’impedenza di guasto.

Per quanto riguarda la prima, l’ipotesi assunta da studi presenti in letteratura di considerare la tensione di pre-guasto uguale a 1.0 p.u in ogni nodo (cioè trascurando la corrente assorbita dai carichi) appare troppo ottimistica o troppo pessimistica se le reti esaminate sono reti di distribuzione. Infatti, generalmente il profilo di tensione in una rete di distribuzione non è uniforme e molti nodi (ad esempio quelli posti alla fine di lunghe linee laterali) possono presentare tensioni di pre-guasto vicino al minimo limite ammissibile, o soffrire di sovratensioni sostenute dovute alla presenza di unità di generazione distribuita. Nei due casi, trascurando la differenza tra tensione di pre-guasto e tensione nominale, l’effetto delle correnti di guasto può essere talora sottostimato e talaltra sovrastimato [46], [47]. Per questo, nella presente tesi che tratta le reti di distribuzione non si è trascurato l’effetto delle tensioni di pre-guasto e nel seguito l’ampiezza del buco di tensione verrà sempre riferita alla reale tensione di pre-guasto.

Anche l’impedenza di guasto gioca un ruolo fondamentale nella valutazione dell’ampiezza del buco di tensione: trascurare l’impedenza di guasto generalmente porta

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

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ad una sovrastima della corrente di guasto e di conseguenza a buchi di tensione più profondi. Scegliere di trascurare l’impedenza di guasto nei calcoli equivale allora a porsi in una condizione cautelativa. Modelli più accurati, basati sulla applicazione della formula di Warrington permetterebbero di calcolare la corrente di guasto e la resistenza di guasto con una procedura iterativa, una volta che sia fissata la lunghezza dell’arco [48]. Una procedura iterativa di questo tipo, per l’eccessivo incremento dell’onerosità della computazione, mal si adatta ad essere applicata all’analisi dei buchi di tensione di reti di distribuzione di taglia realistica. Inoltre, spesso il livello di accuratezza dei dati disponibili in sede di pianificazione non giustifica l’impiego di modelli tanto precisi.

Il parametro ampiezza o profondità del buco di tensione entra in gioco nella pianificazione delle reti elettriche in termini di soglia limite oltre la quale si può ritenere che la maggioranza dei carichi alimentati da una data porzione di rete subiscano effetti dannosi. In varie applicazioni presenti in letteratura la soglia critica di interesse è assunta pari al 50% della tensione nominale. Il 50% della tensione nominale è, infatti, un valore di compromesso perché mentre buchi di tensione di tale ampiezza causano malfunzionamenti o danni alla maggioranza dei carichi, buchi di tensione meno profondi influenzano necessariamente solo alcune tipologie di carichi, e riduzioni più ampie (>50%) sono decisamente meno frequenti. La scelta dell’ampiezza critica da impiegare nei calcoli, una volta effettuata, impatta significativamente sui risultati finali e va debitamente valutata dal pianificatore. In alternativa al fissare un valore di buco di tensione critico, in studi più approfonditi, si potrebbero precisare curve di accettabilità per tutti i carichi di cui si conosce anticipatamente la tipologia [49].

6.2.3 Frequenza dei buchi di tensione La qualità dell’alimentazione percepita dall’utente finale delle reti di distribuzione

dipende ovviamente non solo dalla profondità ma anche dal numero di buchi di tensione sperimentati durante un anno.

Per stimare la frequenza dei buchi di tensione è fondamentale un approccio probabilistico ed inoltre è necessaria la conoscenza del livello di affidabilità dell’area della rete in esame. Infatti, tale frequenza può essere calcolata con diversi metodi presenti in letteratura combinando valutazioni sull’affidabilità e analisi sui buchi di tensione di una determinata porzione di rete. Il risultato dei calcoli è la frequenza cumulativa dei buchi, cioè il numero di buchi di tensione caratterizzati da una tensione residua minore di una prefissata soglia, utile per la stima della qualità della fornitura in ogni singolo nodo della rete.

Per questo tipo di calcolo è necessario conoscere l’occorrenza dei guasti permanenti o transitori, suddivisi in bilanciati e sbilanciati, quale parametro di affidabilità di una determinata porzione di rete. Nelle reti di distribuzione italiane viene registrata la ripartizione relativa tra guasti permanenti e non permanenti e impiegata per il calcolo

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

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del tasso di guasto annuale per ogni tipo di guasto e per ogni tipo di linea (aerea o cavo interrato). Dati tipici sui tassi di guasto che occorrono nelle reti di distribuzione italiane sono riportati nella Tabella 6.1, dove ogni tasso è riferito a 100 km di lunghezza della linea.

Tabella 6.1. Tassi di guasto tipici per reti MT di distribuzione italiane

Guasti Trifase

permanenti [guasti/anno]

Bifase permanenti

[guasti/anno]

Trifase transitori [guasti/anno]

Bifase transitori [guasti/anno]

Linee aeree 6 3.6 8 24

Cavi interrati 1.5 0.9 ---- ----

È inoltre da sottolineare che, poiché le reti di distribuzione italiane sono a neutro

isolato o con neutro a terra tramite bobina di Petersen, i guasti a terra non determinano rilevanti correnti di cortocircuito e dunque i guasti autoestinguenti di questo tipo verranno trascurati nell’analisi dei buchi di tensione in quanto non producono effetti apprezzabili sugli utenti. In realtà guasti monofase a terra temporanei seguiti dall’intervento (apertura) degli interruttori di protezione e da una richiusura rapida con successo causano brevi interruzioni (di durata inferiore a quelle che vengono definite “lunghe” di 120 s) ai nodi che appartengono alla porzione di rete influenzata dal guasto. Tali guasti sono molto frequenti nelle reti di distribuzione (es. ramo d’albero che tocca il conduttore aereo per effetto del vento) e per questo rivestono particolare interesse. Anche il tasso di occorrenza di questo tipo di guasti (monofase temporanei) non riportato in Tabella 6.1, è registrato dai distributori italiani e può essere impiegato per stimare la qualità del servizio di una data rete.

Le società di distribuzione straniere invece registrano solo i guasti permanenti, senza alcuna specificazione sul tipo di guasto. Ma poiché diversi tipi di guasto, come si è detto, provocano buchi di tensione con diverse caratteristiche è necessario determinare la loro occorrenza relativa. Heine et Al. in [48] e [50] hanno proposto uno studio sul calcolo della frequenza dei buchi di tensione critici in una rete di distribuzione finlandese, impiegando come punto di partenza i dati sui guasti permanenti e effettuando a posteriori la suddivisione tra cortocircuiti trifase e bifase.

In sede di pianificazione, il parametro frequenza cumulativa dei buchi di tensione dovrebbe essere valutato per ogni alternativa di pianificazione proposta. Allora, al fine di soddisfare determinate specifiche di qualità della fornitura, la scelta dell’alternativa di rete deve essere guidata anche da questo parametro. Da notare che le specifiche sulla qualità della fornitura dovrebbero poter essere adattate ad ogni singolo caso. L’obiettivo del pianificatore infatti potrebbe essere o semplicemente quello di progettare reti che rispettino le imposizioni dell’Authority oppure anche che soddisfino le richieste dagli

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

125

utenti più esigenti, disposti a pagare il valore aggiunto di un premium service che garantisca loro un livello di qualità della fornitura elettrica prefissato.

6. 3 Strumenti e metodi di attenuazione dei buchi di tensione

L’assegnazione della responsabilità e la conseguente attribuzione dei costi di una cattiva qualità della tensione è un tema alquanto dibattuto. Certo è che il quadro generale vede da una parte l’utenza, che può mitigare gli effetti dei disturbi presenti in rete attraverso l’utilizzo di dispositivi propri di condizionamento della potenza e dall’altra l’ente fornitore, che è chiamato ad offrire un’alternativa all’installazione di tali dispositivi. L’alternativa oggetto della presente tesi è appunto quella di minimizzare in sede di pianificazione i costi derivanti dall’occorrenza dei buchi di tensione.

D’altra parte, poiché la mancanza di qualità si traduce in perdite di produzione dell’utente è senz’altro dal lato utenza che deve essere valutato il successo degli interventi migliorativi. Indagini hanno mostrato come la maggioranza degli utenti industriali e commerciali preferisca che sia lo stesso ente distributore di energia elettrica a dare una soluzione ai problemi di qualità della potenza fornita, includendone i costi nella fattura. Dal canto loro, le società distributrici hanno investito molto in passato e investono tuttora per assicurare soprattutto nelle aree industriali un certo livello di qualità del servizio, intesa nel senso classico di rispondenza del valore nominale di tensione e frequenza e di continuità del servizio. Infatti, non solo devono adeguarsi agli standard di qualità imposti dal Regolatore, ma devono anche valutare la loro capacità di distribuire un buon prodotto a prezzi competitivi nel mercato libero ed effettuare la scelta strategica tra offrire a tutti gli utenti la stessa qualità oppure differenziare la fornitura.

Le attuali soluzioni ai problemi di qualità possono essere classificate in termini in interventi preventivi e interventi “reattivi”. Tra i primi rientrano tutti gli strumenti a disposizione dell’ente fornitore, alcuni da valutarsi in sede di pianificazione, volti alla massima limitazione dei disservizi, in termini di numerosità degli eventi di guasto e di tempo di eliminazione degli stessi, attraverso un’attenta gestione dei dispositivi e una loro regolare manutenzione. I metodi reattivi al contrario prevedono l’interposizione di dispositivi di attenuazione tra il sistema elettrico e le apparecchiature sensibili dell’utente (ad es. soluzioni personalizzate per il singolo utente o “Custom Power”) o il miglioramento delle caratteristiche di immunità delle stesse.

In generale le azioni volte al miglioramento della qualità dell’alimentazione in termini di attenuazione dei disturbi di PQ possono essere:

riduzione del numero di guasti; riduzione del tempo per l’eliminazione del guasto;

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

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modifiche alla struttura della rete elettrica; incremento dell’immunità dei carichi; installazione di strumenti di attenuazione.

6.3.1 Riduzione del numero di guasti Si è detto che i buchi di tensione possono causare arresti dei processi industriali e

diventare equivalenti, per l’utenza, ad una perdita dell’alimentazione. Ossia gli effetti a loro associati possono risultare amplificati in relazione alla sensibilità del processo. Per un gran numero di utenze, allora, la valutazione della qualità dell’alimentazione attraverso il numero cumulativo di minuti di fuori servizio in un anno perde di significato, mentre è la frequenza dei guasti l’indicatore che deve certamente essere ridotto. La diminuzione del numero di guasti è ovviamente la soluzione che meglio riflette sia le esigenze della clientela, che vedrebbe ridotto il numero di tutte le interruzioni in generale e non solo dei buchi di tensione, sia quelle del distributore, in quanto verrebbe assicurata la salute dell’impianto.

In tal senso lo sforzo delle società distributrici è già da molti anni attivo e le scelte che si possono adottare (impiego di conduttori speciali per le linee aeree, sostituzione delle linee aeree con quelle in cavo, uso di schermature per i conduttori, incremento del livello di isolamento etc.) comportano tutte un notevole impegno economico; va valutata quindi la reale convenienza dell’investimento in termini di attenuazione dei disturbi.

6.3.2 Riduzione del tempo per l’eliminazione del guasto Col fine di ridurre la severità del buco di tensione in termini di durata si deve

sostanzialmente agire sui dispositivi di protezione (es. fusibili a limitazione di corrente, qualora non si prevedano procedure di richiusura, e interruttori statici, in grado entrambi di eliminare il corto circuito entro mezzo periodo). Il tempo di eliminazione del guasto comprende anche quello di diagnostica del sistema di protezione e per schemi semplici si arriva a 100÷300 ms. Inoltre, la riduzione del tempo di intervento spesso va in conflitto con l’esigenza di selettività che richiede una riduzione dei margini di intervento per i singoli dispositivi.

6.3.3 Modifiche alla struttura della rete Alcune modifiche della rete elettrica possono contribuire alla riduzione della severità

di eventi come i buchi di tensione. Ad esempio, l’installazione di un generatore in prossimità dei carichi sensibili consente, se opportunamente interfacciato con dispositivi ad alta velocità, di sostenere il valore di tensione in presenza di un guasto remoto nel sistema; il frazionamento dei percorsi delle linee e delle sottostazioni limita il

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

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numero di utenti sensibili alimentati; l’alimentazione di utenze sensibili da due o più sottostazioni mitiga l’effetto di un guasto occorso in una sottostazione; l’installazione di dispositivi di protezione limitatori di corrente in posizioni strategiche del sistema incrementa la distanza dal guasto. In generale, il costo di tali soluzioni cresce all’aumentare del livello di tensione e diventa assolutamente insostenibile nelle reti di trasmissione.

6.3.4 Incremento dell’immunità dei carichi Il miglioramento dell’immunità dei carichi è probabilmente la soluzione più efficace

contro i malfunzionamenti delle apparecchiature, ma a volte non realizzabile in un breve periodo. Spesso l’utente viene a conoscenza del livello di immunità delle apparecchiature solo dopo la messa in servizio delle stesse. Solamente una maggiore cooperazione tra i produttori delle apparecchiature e l’utenza che li impiega porterebbe ad un effettivo miglioramento.

Inoltre, a parte il miglioramento della tolleranza delle apparecchiature principali del processo produttivo come motori, controllori di processo, computer, si dovrebbe entrare nel dettaglio e ispezionare anche l’immunità dei componenti dei sistemi ausiliari, come ad esempio quelli del sistema elettrico (contatori, relé, sensori etc.) che possono sensibilmente contribuire a incrementare la tolleranza dell’intero processo.

6.3.5 Installazione di strumenti di attenuazione L’adozione di soluzioni personalizzate come i sistemi Custom Power installati

addizionalmente all’interfaccia tra il sistema elettrico e l’utenza, che consentano una compensazione selettiva che misuri il provvedimento in base alla necessità specifica di ogni utente, rappresenta sicuramente la soluzione più efficiente per la mitigazione dei disturbi. Potrebbe, allora, essere opportuno valutare la possibilità di una mitigazione a posteriori anche in sede di pianificazione. In altre parole, data una rete con un determinato livello di qualità (ottenuta da un processo di pianificazione), si potrebbe valutare se sia economicamente più conveniente prevedere di dotare i clienti più sensibili di strumenti flessibili di questo tipo, piuttosto che adottare altre soluzioni che intervengano sulla topologia, sulle caratteristiche (linee aeree o in cavo) e sul numero di automatismi della rete oggetto di pianificazione. Ovviamente la motivazione dell’impiego di tali dispositivi deve necessariamente essere fondata su un’analisi costi/benefici che confronti i costi d’impianto e di esercizio con quelli causati agli utenti dai disturbi.

I possibili dispositivi custom power da impiegare in tal senso sono diversi e la scelta di una determinata tecnologia piuttosto di un’altra va valutata in termini di prestazioni richieste, oltre che in base a considerazioni economiche.

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

128

6. 4 Valutazione dei costi associati ai buchi di tensione

Attribuire una valutazione economica ad un buco di tensione non è un’impresa semplice. Infatti, seppure non ci sia alcun dubbio che esistano costi a carico dei clienti, non esistono nella pratica dati sufficientemente accurati che riguardino né la reale frequenza dei buchi, né tutte le caratteristiche dei singoli distributori e dei singoli consumatori che entrano in gioco nella valutazione. Inoltre, spesso è del tutto soggettivo il valore attribuito dall’una e dall’altra parte in causa agli “inconvenienti” (se non alle vere e proprie interruzioni del processo produttivo) provocati da un buco di tensione e patiti dai nodi della rete. Per esempio, il costo sostenuto per un singolo buco di tensione è normalmente sopravvalutato dagli utenti, che spesso però non sono disposti a spendere per misure di prevenzione eventualmente proposte dai distributori.

L’utente/consumatore che patisce questi disturbi si trova di fronte a diverse scelte: Accettare il rischio e spendere per le conseguenze che i buchi di tensione possono

causare al proprio impianto. Dotarsi di un dispositivo proprio, spesso con alti costi di investimento e di

esercizio, che preservi l’impianto dagli eventi più dannosi. Pagare per un servizio aggiuntivo offerto dalle società di distribuzione più

competitive. Nel caso dell’ultima opzione, sono i distributori, che offrono un premium service ad

hoc agli utenti di una determinata porzione di rete, a dover rifondere il cliente per eventuali danni economici provocati da una cattiva qualità dell’alimentazione elettrica [3]. Dal canto loro i distributori, devono valutare in base ai risultati dell’analisi sui buchi di tensione di quella determinata area la convenienza economica di installare dispositivi per il condizionamento della potenza personalizzati per il singolo utente (custom power) oppure agire sulla rete con azioni mirate a ridurre il numero dei buchi dei tensione dei nodi di una determinata area (ad esempio sostituire rami aerei con rami in cavo interreato per ridurre il tasso di guasto).

In ogni caso, per quanto grossolana possa essere, è indispensabile una stima complessiva del costo dei buchi di tensione patiti da una determinata porzione di rete, che medi i differenti punti di vista e che evidenzi che l’effetto dei buchi di tensione non sia da sottovalutare.

Diversi sono i fattori che concorrono ad una plausibile valutazione economica dei buchi di tensione occorrenti in una determinata porzione di rete:

La frequenza annuale di occorrenza di buchi con tensione residua al di sotto di una prefissata soglia (la cui metodologia di calcolo sarà definita nel seguito).

Il numero di consumatori più o meno sensibili ai buchi, generalmente classificabili in categorie. Ad es. in [48] i clienti di cinque società di

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

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distribuzione finlandesi vengono suddivisi in utenze con differenti livelli di sensibilità ai buchi di tensione (domestiche, agricole, industriali, commerciali e servizi, e pubbliche).

Il prezzo attribuito a ogni singolo buco di tensione. In realtà una classificazione dei consumatori che accomuni clienti, per esempio

quelli industriali, che possono fare un uso anche molto diverso dell’elettricità, potrebbe portare a valutazioni non corrette e piuttosto alcune categorie andrebbero ulteriormente suddivise per taglia, “comportamento elettrico” ed energia assorbita all’anno, qualora fossero disponibili specifiche informazioni. Inoltre, il valore effettivo da attribuire al singolo buco di tensione dovrebbe essere derivato dalle reali e dirette conseguenze che provoca. Per esempio, se un processo industriale viene interrotto a causa di un buco, il costo del buco di tensione dovrebbe coprire almeno i costi di arresto e di riavvio del processo produttivo, ma anche le perdite di produzione e gli eventuali danneggiamenti alle apparecchiature. L’ostacolo più imponente è in questo caso il reperimento di informazioni specifiche sulle caratteristiche degli utenti e sulla sensibilità dei loro carichi elettrici ai buchi di tensione e alle microinterruzioni.

Da queste semplici considerazioni si nota l’intrinseca difficoltà di generalizzazione nell’attribuire un costo al singolo evento buco di tensione. Per questo, qualunque ipotesi dovrà essere comunque particolareggiata dal pianificatore in base alle informazioni in suo possesso. Al di là delle oggettive limitazioni e a titolo di esempio, nella Tabella 6.2 sono riportate le valutazioni del costo del singolo evento per categoria di clienti proposte in [48].

Tabella 6.2. Costo del singolo buco di tensione per categoria di clienti

Categoria di utenza Costo per buco di tensione [€]Domestica 1,00Agricola 1,00

Industriale 1060,00Commerciale e servizi 170,00

Pubblica 130,00

6. 5 Valutazione stocastica dei buchi di tensione

L’analisi dei buchi di tensione di un determinato sito può essere effettuata tramite metodi diretti, come il monitoraggio delle grandezze elettriche di interesse, o metodi di previsione, come il calcolo stocastico della frequenza dei buchi di tensione patiti da quel particolare sito in base alle caratteristiche e ai dati sull’affidabilità della rete che lo alimenta. Il monitoraggio di tutti i siti di una data rete di distribuzione dove sono impiegati dispositivi sensibili ai buchi di tensione fornisce molte informazioni riguardo l’effetto e il costo correlato ai buchi di tensione. Tuttavia la misura continua delle

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

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grandezze elettriche è soggetta a limitazioni di tipo economico, come l’elevato costo della strumentazione, e soprattutto, a causa della casualità dell’occorrenza dei guasti, i lunghi tempi necessari ad ottenere l’accuratezza richiesta [51]. Nonostante queste limitazioni, il monitoraggio rimane comunque il metodo migliore di analisi di un particolare sito, sia dal punto di vista dell’utente finale sia da quello delle società di distribuzione. Per il consumatore finale, infatti, il monitoraggio è lo strumento di analisi più semplice per stimare la qualità della fornitura di energia elettrica e per valutare la compatibilità elettromagnetica (EMC) tra i propri carichi sensibili e l’ambiente elettromagnetico al quale sono esposti. Per i distributori il monitoraggio è, invece, un valido mezzo di controllo del comportamento del proprio sistema di potenza, per identificare i punti più critici su cui intervenire dal punto di vista della qualità e dell’affidabilità e, più in generale, per verificare che il comportamento della rete sia conforme alle previsioni.

I metodi di predizione sono invece fondati sull’analisi stocastica dei buchi di tensione che prevede, sulla base di dati di affidabilità, la frequenza dei buchi di tensione che abbiano caratteristiche specifiche. Questi metodi possiedono per i distributori una valenza particolarmente significativa in sede di pianificazione, in quanto il dato predetto, seppur impreciso, in quanto rappresenta una stima dell’affidabilità della rete, può diventare un utile parametro per la valutazione e il confronto di diverse alternative di pianificazione e quindi per la progettazione dello sviluppo delle reti di distribuzione. In letteratura sono stati proposti diversi metodi [48], [51], [52]. Quelli più largamente usati sono il metodo della distanza critica e il metodo della posizione del guasto. Entrambi valutano la frequenza dei buchi come funzione della posizione del guasto lungo le linee della rete. Il primo, basato sul semplice concetto del partitore di tensione quale circuito equivalente, è utile soprattutto per stimare buchi di tensione in reti di distribuzione semplici e radiali. Tuttavia, questo metodo si complica se applicato a reti di taglia realistica e un approccio matriciale, come quello del metodo della posizione del guasto, appare molto più adatto ad essere applicato a reti di distribuzione che possiedono nella realtà un elevato numero di nodi. Inoltre, le reti di distribuzione stanno diventando intrinsecamente magliate, o per scelta consapevole e innovativa dei distributori [53] o per la presenza della GD, che di fatto ne modifica il comportamento e altera l’unidirezionalità dei flussi di potenza. Per questa ragione, nonostante la semplicità dell’approccio del partitore di tensione, nella presente tesi si è usato il metodo della posizione del guasto, brevemente descritto nel seguito.

6.5.1 Metodo della posizione del guasto (“fault position”) Il metodo del punto di guasto è appropriato e diretto per la predizione della

frequenza dei buchi di tensione in una rete magliata di distribuzione o comunque con più di un punto di iniezione di potenza (presenza di GD). Questo metodo combina la

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

131

teoria deterministica dell’analisi del corto circuito con le informazioni stocastiche fornite da parametri affidabilistici, come il tasso di guasto. L’obiettivo del metodo è il calcolo del numero previsto e le caratteristiche dei buchi di tensione che i nodi di una data rete possono sperimentare in un determinato periodo di tempo.

L’idea del metodo è valutare la tensione ,( )df k jv di un generico nodo k, durante un

guasto occorso in un altro nodo j della rete, come funzione della tensione di pre-guasto, ( )pref kv , al nodo k più la variazione della stessa tensione dovuta al guasto kjvΔ , come

mostrato nell’equazione (6.1). ,( ) ( )df pref kjk j kv v v= +Δ (6.1)

La variazione di tensione kjvΔ può essere calcolata, per guasti bilanciati,

semplicemente modellizzando la rete con la matrice delle impedenze di corto circuito Zsc.

Con riferimento a guasti trifase bilanciati, questa variazione di tensione può essere espressa con la (6.2).

( )pref kkj kj

jj

vv z

zΔ = − ⋅ (6.2)

dove kjz è l’impedenza di trasferimento tra il nodo k e il nodo j, e jjz è l’impedenza di

trasmissione del nodo j rispetto al nodo scelto come riferimento, o in altre parole, l’impedenza equivalente di Thevenin vista dal nodo j.

Quindi tenendo conto della (6.2), la forma matriciale dell’equazione (6.1) può essere scritta come nell’equazione .

( ) Tdf pref prefV V Z inv diagZ V= − ⋅ ⋅ (6.3)

dove prefV è la matrice delle tensioni di pre-guasto che ha tante colonne e tante righe

quanti sono i punti di guasto considerati. Da notare che tutte le colonne di questa matrice sono uguali perché ognuna contiene la tensione di pre-guasto nel punto di guasto.

Figura 6.2 Matrice delle tensioni durante i guasti

( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( )

⎡ ⎤⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥=⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎣ ⎦

1,2 1,1,

2,1 2,2,

,1 ,2 , ,

,1 ,2 ,

0

0

0

0

0

df df Ndf j

df df Ndf j

df df k df k df k j df k N

df N df N df N j

v v v

v v v

v v v vV

v v v

( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( )

⎡ ⎤⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥=⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎣ ⎦

1,2 1,1,

2,1 2,2,

,1 ,2 , ,

,1 ,2 ,

0

0

0

0

0

df df Ndf j

df df Ndf j

df df k df k df k j df k N

df N df N df N j

v v v

v v v

v v v vV

v v v

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

132

La matrice dei buchi di tensione dfV , contenente la tensione di ogni nodo durante il

guasto, può essere letta per righe o per colonne (Figura 6.2). La generica riga k contiene la tensione residua al nodo k quando occorre un guasto

in uno qualsiasi dei punti (1, 2,…, k,…, N). La generica colonna j invece contiene la tensione residua ai nodi 1, 2,…, j,…, N durante un guasto nel nodo j.

L’equazione matriciale (6.4) illustra il particolare e semplice caso in cui la tensione di pre-guasto è assunta uguale a 1 p.u. in tutti i punti della rete.

− − − −

− − − −

− − − −=

− − − −

1,1,2 1, 1,

2,2 , ,,

2,2,1 2, 2,

1,1 , ,,

,1 ,2 , ,

1,1 2,2 ,,

,,1 ,2 ,

1,1 2,2 , ,

0 1 1 1 1

1 0 1 1 1

1 1 0 1 1

1 1 1 0 1

j k N

j j N Nk k

j k N

j j N Nk k

j j j k j N

N Nk kdf

k jk k k N

j j N N

z zz zz z z z

z zz zz z z z

zz z z

z z z zV

zz z zz z z z

⎡ ⎤⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥− − − −⎢ ⎥⎣ ⎦

,,1 ,2 ,

1,1 2,2 , ,1 1 1 1 0N jN N N k

j j k k

z zz zz z z z

(6.4)

La matrice dfV può essere, inoltre, usata per disegnare quelle che in letteratura

vengono definite come area esposta (lettura per righe) e area affetta (lettura per colonne). L’area affetta evidenzia tutti i nodi della rete che, per un guasto occorso in un dato punto della rete, patiscono una tensione di guasto minore di un limite prefissato (Figura 6.3). L’area esposta di un dato nodo, invece, è quella a cui appartengono tutti i punti di guasto che provocherebbero sul nodo in esame un buco di tensione di severità prefissata [51], [52].

Figura 6.3 Area Affetta (soglie 0.7 p.u. e 0.9 p.u.)

1

23

4

5

6

9

7 8

1110

16

1517

18

1314

12

19

<0.7

<0.9

1

23

4

5

6

9

7 8

1110

16

1517

18

1314

12

19

1

23

4

5

6

9

7 8

1110

16

1517

18

1314

12

19

<0.7

<0.9

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

133

Il metodo del punto di guasto può essere applicato anche per valutare l’influenza che i guasti sbilanciati hanno sulla rete. In questo caso deve essere usata la teoria delle componenti simmetriche e le equazioni (6.2) e (6.3) devono essere riscritte per le sequenze diretta, inversa e omopolare. Applicando poi la trasformazione inversa, per ogni fase può essere scritta un’espressione della tensione residua, valida indipendentemente dal tipo di guasto occorso. In definitiva per ogni tipo di guasto vengono calcolate tre matrici dei buchi di tensione, una per fase, che permettono di identificare per ogni nodo tutti i guasti capaci di ridurre la tensione di almeno una delle fasi ad un valore più basso della soglia prefissata [52].

Infine, combinando la matrice dei buchi con i tassi di guasto, si può eseguire la predizione stocastica della frequenza di buchi di tensione: il numero predetto di buchi di tensione critici per anno e per ogni nodo viene calcolato sommando il numero annuale di occorrenze di quei guasti che provocano sul nodo in esame buchi di tensione più profondi di una soglia prefissata.

Più precisamente, una volta calcolate le matrici Zsc e le tensioni durante il guasto

dfV per ogni nodo e per ogni tipo di guasto considerato, la predetta frequenza annuale

di buchi di tensione kF per ogni nodo k della rete in esame è calcolata, in base al confronto di ogni elemento della matrice dei buchi di tensione dfV con la tensione

critica, sommando il rispettivo tasso di guasto tutte le volte che la soglia viene superata, in accordo con l’equazione (6.5).

( ) ( ) ( )1 1

k

tm

NFnp t t

k ft i ft ift i iii ft i ft

F Fλλ λ λ= =

= + ⋅ + ⋅⎡ ⎤ +⎣ ⎦∑∑ ∑∑ (6.5)

dove ( )iftλ è il tasso di guasto i-esimo, per ogni tipo di guasto ft (bifase o trifase), n

è il numero dei punti di guasto non appartenenti allo stesso feeder a cui appartiene il nodo k che causano dfV minori della criticaV , NFk è il numero di punti di guasto che

appartengono allo stesso feeder che alimenta il nodo k, i è la lunghezza del segmento di linea associato al punto di guasto i e gli apici p e t indicano i guasti permanenti e transitori rispettivamente. Da notare che nel caso italiano, in cui le reti MT sono gestite a neutro isolato, mentre i guasti monofase a terra autoestinguenti non sono conteggiati a causa delle ridotte correnti che provocano, vanno valutati i guasti monofase temporanei che provocando l’apertura degli interruttori di protezione determinano brevi interruzioni sui nodi che appartengono alla porzione di rete influenzata dal guasto. Tali brevi interruzioni possono essere dannose almeno quanto un buco di tensione e per questo la loro frequenza deve comparire nell’equazione (6.5), sottoforma di un

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

134

termine costante tm

che dipende appunto dal tasso dei guasti monofase a terra

temporanei ( t

mλ ).

Infine è importante osservare che la metodologia di calcolo non è influenzata dallo schema di rete adottato e può essere indifferentemente applicata a reti radiale e magliate con l’unica differenza che nel caso di rete interconnessa si devono distinguere le “zone” e non i feeder. Il termine “zona” assume, anche in questa sede, il significato di porzione di rete isolabile, ossia tale per cui i nodi di confine (due o più) siano sede di un dispositivo di sezionamento/interruzione in grado in caso di guasto di isolare la zona dal resto della rete. In questo senso la formula (6.5) non subisce modifiche se non quella di intendere i due numeri n ed NFk come numero di punti di guasto che

rispettivamente non appartengono o che appartengono alla stessa zona di cui fa parte il nodo k.

6. 6 Pianificazione delle reti con “PQ constraint”

L’obiettivo di un problema di pianificazione di reti elettriche è quello di minimizzare i costi complessivi della rete per un determinato periodo di studio, a partire da dati oggettivi o previsionali su posizione dei nodi, richiesta di energia, linee esistenti all’anno di inizio dello studio, durata del periodo di studio, costi tecnici, ecc.. Fanno parte del costo globale della rete i costi delle perdite, i costi di investimento per l’adeguamento dell’impianto esistente o per la costruzione ex novo di porzioni di rete, il costo dei dispositivi di sezionamento automatico e il costo esterno dell’energia non fornita (EENS) a causa delle interruzioni lunghe. I vincoli sono di natura prevalentemente tecnica e riguardano ad esempio lo sfruttamento delle linee, le variazioni di tensione a regime, e il massimo numero di interruzioni lunghe.

Nella tesi si è sviluppato un algoritmo che permette di considerare anche la PQ nella definizione dei piani di sviluppo della rete. L’obiettivo della metodologia proposta è quello di ottenere reti che permettano il rispetto dei limiti di PQ garantendo nel contempo adeguata economicità. In particolare tale algoritmo, a partire da determinati dati in ingresso, è capace di intraprendere azioni, quali:

1. favorire schemi di rete intrinsecamente più affidabili nei confronti dei buchi di tensione (ad es. reti che abbiano un numero limitato di nodi per feeder);

2. promuovere il posizionamento della GD in nodi significativi per sostenere la tensione durante i buchi di tensione;

3. definire la sostituzione (a topologia fissa) di tratti di linea aerea con tratti in cavo interrato;

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

135

4. valutare l’opportunità dell’impiego di dispositivi per il condizionamento della tensione (Custom Power) in nodi critici per i quali non si riesca a conseguire l’obiettivo di qualità.

Per guidare la scelta del pianificatore verso schemi di rete (alternative di pianificazione) che, nel rispetto dei vincoli tecnici “tradizionali”, abbiano determinati requisiti di robustezza nei confronti della PQ (punto 1), l’algoritmo aggiunge al costo globale dell’alternativa una voce di costo che rappresenta il costo dei buchi di tensione patiti dall’utenza. In particolare, l’ulteriore voce di costo aggiunta dall’algoritmo è calcolata a partire dalla stima della frequenza dei buchi di tensione dei nodi della rete e attribuendo un costo al singolo buco (in relazione alla tipologia di utenza qualora siano a disposizione informazioni specifiche).

Definita la topologia della rete, l’algoritmo, sempre aggiungendo una voce al costo globale, può promuovere o meno il posizionamento di un impianto GD in un determinato sito (punto 2). Infatti, ipotizzando che i guasti presi in considerazione per il calcolo della frequenza predetta dei buchi di tensione non comportino l’apertura della protezione d’interfaccia, impianti GD connessi alla rete in esame, che abbiano adeguate caratteristiche (es. interfaccia tramite convertitori statici o inerzia sufficientemente elevata), possono essere mantenuti in servizio durante i guasti nella rete pubblica [54]. Tali impianti, ancor più se fosse permesso il funzionamento in isola intenzionale, possono sostenere la tensione durante il buco provocato dal guasto e in sostanza diminuire il numero di buchi di tensione predetti per un determinato sito. Inoltre, la GD, se allocata in posizioni ottimali, può essere usata in sede di pianificazione per differire gli investimenti di adeguamento della rete, indispensabili per far fronte alla crescente domanda. Ad esempio linee esistenti che in assenza di GD andrebbero ridimensionate possono essere mantenute in esercizio. Poiché il ridimensionamento riduce l’impedenza complessiva del tratto di linea e di conseguenza aumenta la profondità dei buchi che dipende da questa grandezza, il mancato ridimensionamento va a vantaggio della riduzione del numero dei buchi di tensione al di sotto di una certa profondità patiti dai nodi della rete.

Infine, l’algoritmo è in grado di valutare il costo di azioni specifiche di attenuazione del disturbo mirate al raggiungimento dell’obiettivo di qualità imposto dal pianificatore; tale costo va ancora a sommarsi al costo globale della rete. Le possibili azioni che agiscono in questo senso, contemplate dalla metodologia, sono essenzialmente di due tipi e operano senza agire sulla topologia della rete.

La prima azione (punto 3) che sostituisce tratti di linea aerea con cavi interrati riduce drasticamente il tasso di guasto di una determinata linea: si annulla infatti il tasso dei guasti transitori e quello dei guasti permanenti diventa quattro volte più piccolo (vedi Tabella 6.1). L’opportunità economica di un’azione di questo tipo, piuttosto onerosa dal punto di vista degli investimenti, deve essere adeguatamente valutata. Inoltre, riducendo

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

136

il numero totale dei guasti occorrenti su una rete tale azione va senz’altro a vantaggio di alcuni indicatori che contribuiscono alla definizione del costo complessivo della rete (per esempio riduce il numero delle interruzioni lunghe e può diminuire le perdite), ma ne peggiora degli altri (la durata delle interruzioni sostenute è maggiore per le linee in cavo interrato rispetto a quella delle linee aeree). In studi più approfonditi si potrebbe agire all’interno del processo di ottimizzazione pesando le soluzioni oppure, con maggiore efficacia, utilizzando tecniche multiobiettivo.

La seconda azione (punto 4), che prevede l’installazione di dispositivi custom power , è invece volta al miglioramento dell’indicatore di qualità frequenza dei buchi di tensione di un singolo nodo. Qualora con la prima azione non si riesca ad ottenere il rispetto del vincolo e la frequenza dei buchi calcolata per alcuni nodi della rete particolarmente critici risulti comunque superiore al valore fissato dal pianificatore, l’inserimento di dispositivi ad hoc è l’unica azione possibile (tenendo fissata la topologia). Inoltre, l’installazione di questo tipo di dispositivi può essere usata dai distributori, e quindi dal pianificatore, per offrire un servizio aggiuntivo ai clienti più esigenti, disposti a pagare un prezzo aggiuntivo per ottenere un’alimentazione con un elevato livello di qualità. Se nella rete oggetto di pianificazione ci fossero clienti disposti a stipulare contratti per ottenere una fornitura con determinati requisiti di qualità (premium power), la metodologia ne tiene conto e valuta, appunto, l’opportunità di installare dispositivi custom power, nei nodi “premium”, per rispettare gli obblighi contrattuali. I possibili dispositivi da impiegare in tal senso sono diversi e la loro scelta deve essere frutto di un’attenta valutazione economica. In questa applicazione, dove la metodologia lo ritenga opportuno, si è scelto di installare sempre uno stesso tipo di dispositivi, i Dynamic Voltage Restorer (DVR), che sono capaci di compensare i buchi di tensione originati lato rete di alimentazione. Questi dispositivi sono costituiti sostanzialmente da un convertitore DC-AC e da un sistema di accumulo di energia di taglia appropriata che, connessi in serie con l'alimentazione, scambiano potenza attiva e reattiva con la linea per compensarne gli eventuali difetti (sovratensioni, abbassamenti di tensione, buchi di tensione).

La metodologia proposta integra insieme le quattro funzionalità brevemente descritte e guida la scelta del pianificatore che confronta diverse alternative di pianificazione ed opera le scelte in ragione dei loro costi. Più in particolare, la scelta della topologia sarà condotta verso alternative che modificano la rete in modo da ridurre al minimo la necessità di intraprendere investimenti specifici (per la sostituzione di linee aeree e/o per l’uso di dispositivi DVR), mentre l’individuazione dell’allocazione ottimale della GD in una rete di topologia fissata cercherà soluzioni che permettano il minimo ricorso alle azioni specifiche per il miglioramento della qualità.

In conclusione, il fatto di aver inserito nella funzione di costo un termine legato alla mancata qualità e previsto investimenti per l’ottenimento di obiettivi specifici guiderà

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

137

inevitabilmente il pianificatore verso l’individuazione di assetti di compromesso fra le contrapposte esigenze di economicità e qualità

6. 7 Descrizione dell’algoritmo

Il diagramma di flusso della Figura 6.4 illustra l’algoritmo per la pianificazione con il vincolo di PQ. Si vede dallo schema che l’algoritmo parte da dati di ingresso che descrivono l’alternativa di pianificazione sottoposta all’applicazione della metodologia. In pratica tali dati rappresentano tutte le caratteristiche di dimensionamento della rete nel rispetto dei vincoli tecnici tradizionali (topologia della rete, sezioni delle linee, taglia dei trasformatori di CP, numero e posizione degli automatismi ecc.). Inoltre, nella fase iniziale del processo di pianificazione con PQ constraint, il pianificatore deve definire i parametri utili all’esecuzione dell’analisi sui buchi di tensione, che stima la frequenza cumulativa dei buchi di tensione per ogni nodo della rete in esame. In particolare questi parametri sono: il vincolo tecnico, caratterizzato dalla profondità del buco di tensione critico e dal

valore massimo della frequenza dei buchi di tensione, eventualmente diversificato localmente nodo per nodo, oppure per categoria di nodo (nodi di dorsale e nodi di laterale) o per tipologia di utenza, o alternativamente uno unico per tutta la rete;

il costo associato al singolo buco di tensione, definito mediante considerazioni tecnico-economiche particolareggiate con le informazioni eventualmente disponibili per la rete in esame;

i tipi di guasto da considerare nell’analisi (essenzialmente cortocircuiti trifase e bifase);

i tassi di guasto per tipo di linea (aerea o cavo interrato), per tipo di guasto (trifase e bifase) e per durata del guasto (permanente o temporaneo), ad esempio quelli riferiti alle reti italiane presenti in Tabella 6.1;

il massimo numero di punti di guasto per ogni linea. Con riferimento alla precedente classificazione, sono guasti permanenti quelli che

causano interruzioni lunghe, mentre i guasti transitori o temporanei sono eliminati dalle operazioni di auto-richiusura (ad alta velocità o ritardata) previste dalla normale pratica di gestione delle reti di distribuzione. Da rilevare che non sono conteggiati i guasti permanenti sui nodi che appartengono allo stesso feeder (o alla stessa zona se la rete è magliata) a cui appartiene il nodo o la linea guasta; infatti, questi devono entrare in gioco nel calcolo del costo delle interruzioni lunghe. I guasti temporanei, invece, causano interruzioni brevi su tutti i nodi del feeder/zona a cui appartiene il nodo guasto, e sono assimilabili a buchi di tensione di una certa severità. È importante notare, poi, che nella realtà le operazioni di richiusura causano una sequenza di buchi di

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

138

tensione, ma nell’algoritmo proposto si suppone che ogni guasto causi un solo buco di tensione. Infine, i guasti autoestinguenti (che scompaiono prima dell’intervento delle protezioni), che sono tipicamente guasti monofase a terra, e i guasti temporanei per i cavi interrati, la cui probabilità di accadimento è praticamente nulla (Tabella 6.1), verranno trascurati.

Figura 6.4 Diagramma di flusso dell’algoritmo PQ

Un’ulteriore precisazione va fatta per quanto riguarda i punti di guasto utili a stimare la frequenza dei buchi di tensione. Infatti, sono i guasti sui tratti di linea piuttosto che quelli sulle sbarre (meno frequenti) a determinare il maggior numero di buchi di tensione. Una valutazione precisa della severità del buco di tensione sarebbe possibile unicamente se si potessero considerare punti di guasto uniformemente distribuiti lungo le linee. Ovviamente maggiore è il numero di segmenti in cui si sceglie di suddividere una linea e più preciso sarà il risultato, ma più oneroso risulterà il calcolo. Per questa

INPUT:•Topologia rete •Dimens. Linee•Risultati VD Analysis

Dati esterni:Parametri per

analisi buchi di tensione

k = 1…N

Valuto ΔFk= Fk- Fkcritica

Σ Δ Fk> 0 STOP

k = 1

i = 1

Costruisco la matrice:Dki= (Σ l

Ldkl)* Δ Fk

k = N

Valuto Σ Dki

i = M

Ordino le M linee e scelgo gli Nc candidati

c = 1

Sostituisco linea aerea c con cavo

Voltage Dips analysis e valutazione costo totale

Valuto per k = 1…NΔFk

c= Fk- Fkcriticae Ctot

c

c = Nc

c = c+1

k = k+1

i = i+1

Scelgo il candidato c* la cui sostituzione dà i maggiori benefici

Si è soddisfatto il vincolo medio?

Seconda azione:DVR in

ogni nodo k con

Fk>Fklimite

NO

SI

NO

SI

NO

SI

NO

SI

SINO

Si sono sostituiti i rami aerei

convenienti?

SI

STOP

Nodi premium?

STOP

NO

DVR in ogni nodo premium

con Fk>Fkpremium

NO

SI

INPUT:•Topologia rete •Dimens. Linee•Risultati VD Analysis

Dati esterni:Parametri per

analisi buchi di tensione

k = 1…N

Valuto ΔFk= Fk- Fkcritica

Σ Δ Fk> 0 STOP

k = 1

i = 1

Costruisco la matrice:Dki= (Σ l

Ldkl)* Δ Fk

k = N

Valuto Σ Dki

i = M

Ordino le M linee e scelgo gli Nc candidati

c = 1

Sostituisco linea aerea c con cavo

Voltage Dips analysis e valutazione costo totale

Valuto per k = 1…NΔFk

c= Fk- Fkcriticae Ctot

c

c = Nc

c = c+1

k = k+1

i = i+1

Scelgo il candidato c* la cui sostituzione dà i maggiori benefici

Si è soddisfatto il vincolo medio?

Seconda azione:DVR in

ogni nodo k con

Fk>Fklimite

NO

SI

NO

SI

NO

SI

NO

SI

SINO

Si sono sostituiti i rami aerei

convenienti?

SI

STOP

Nodi premium?

STOP

NO

DVR in ogni nodo premium

con Fk>Fkpremium

NO

SI

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

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ragione è necessario trovare un compromesso tra le due opposte esigenze, specialmente in relazione al fatto che il metodo richiede tempi di elaborazione che dipendono fortemente della dimensione della rete in esame. Il numero di punti di guasto infatti determina il numero di colonne della matrice dfV delle tensioni durante i buchi di

tensione. Infine, la metodologia si limita a considerare i soli buchi di tensione causati da guasti

sulla rete di MT; infatti, essendo le reti di trasmissione e subtrasmissione reti forti e i loro tassi di guasto piuttosto bassi, guasti che occorrono nel sistema AT raramente possono causare buchi di tensione più profondi del livello di soglia che generalmente provoca danni nei nodi di MT [50].

A partire da questi dati viene calcolata la frequenza dei buchi di tensione per ogni nodo dell’alternativa di pianificazione in esame con l’equazione (6.5). Una volta calcolata la frequenza, il ciclo delle azioni di attenuazione viene innescato qualora la rete possieda nodi la cui frequenza cumulativa non rispetta il vincolo imposto dal pianificatore (Figura 6.4).

A questo punto l’algoritmo deve valutare le azioni che permettano il miglioramento degli indicatori sui buchi di tensione. È importante notare che i nodi della rete che patiscono le condizioni peggiori, e quindi quelli di cui bisogna migliorare la situazione, non sono quelli che sperimentano il maggior numero di buchi di tensione in valore assoluto, ma sono quelli per cui la differenza tra frequenza di buchi calcolata e frequenza imposta dal pianificatore per quel particolare nodo è più grande. Questa differenza viene valutata per ogni nodo in accordo con la (6.6) e dipende quindi dalla frequenza limite, che, come detto, può essere diversa da nodo a nodo.

_k k k criticaF F FΔ = − (6.6)

A partire da questo dato viene costruita una matrice D, le cui righe corrispondono ai nodi della rete (indice k) mentre le colonne ai rami aerei della rete (indice i). L’elemento ki della matrice D, che avrà N righe (N numero totale dei nodi) e M colonne (M numero totale delle linee aeree presenti in nella rete), è calcolato secondo la relazione (6.7).

1

1

1

iL

ki kl kl

i MD d F

k N=

= …= Δ

= …⎧⎛ ⎞⎨⎜ ⎟

⎝ ⎠ ⎩∑

, ,

, , (6.7)

dove Li è il numero di segmenti in cui il pianificatore ha scelto di dividere l’ i-esima linea per definire i punti di guasto, mentre dkl vale 1 se un guasto nel segmento l della linea i provoca sul nodo k un buco di tensione con criticadfv v< , 0 altrimenti.

Questo significa che l’elemento della matrice Dki rappresenta un indicatore sul numero di buchi patiti da un determinato nodo k per guasti lungo tutto il ramo di linea aerea i, pesato con lo scarto kFΔ che contiene l’informazione su quanto il nodo k è

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

140

distante dal rispetto del vincolo. Da notare che nella procedura vengono esclusi come punti di guasto i nodi e i tratti di linea in cavo (usati invece per il calcolo della frequenza cumulativa), in quanto i primi hanno un tasso di guasto decisamente inferiore a quello delle linee, mentre i secondi non possono evidentemente essere candidati all’azione proposta. Qualora il pianificatore non avesse previsto, nella fase iniziale, guasti lungo le linee, nell’analisi sui buchi di tensione tutti i tassi di guasto che caratterizzano una linea sono associati al nodo che la alimenta. In questo caso la procedura non viene alterata se non per il fatto che nell’equazione (6.7) il numero di suddivisioni L dei rami diventa uguale a 1.

A questo punto l’algoritmo prevede di stilare una “lista di merito” dei candidati alla sostituzione linea aerea/cavo interrato privilegiando quei rami che provocano il maggior numero di eventi dannosi: il tratto di linea in testa alla lista di merito, ossia il primo candidato ad essere preso in considerazione per essere sostituito, è quello che corrisponde alla colonna della matrice D la cui somma degli elementi è più grande. Ordinando in senso decrescente le colonne a partire dal primo candidato si ottengono gli Nc rami candidati al ridimensionamento. Il numero Nc può coincidere con il numero di rami aerei presenti nella rete oppure essere ridotto in base a considerazioni di compromesso tra tempi di elaborazione e qualità della soluzione.

Una volta esplorate le possibili soluzioni e valutati il costo totale, il numero di nodi che ancora viola il vincolo e la somma dei kFΔ , sostituendo uno alla volta gli Nc rami candidati si sceglie l’azione che presenta il miglior compromesso tra riduzione della somma dei kFΔ e costo totale, ossia si effettua l’azione che produce più benefici in termini di avvicinamento al rispetto del vincolo per unità di costo. Una volta effettuata la prima sostituzione linea aerea/cavo la procedura viene reiterata fino a che non si giunge al rispetto del vincolo o alla sostituzione del massimo numero di candidati (tratti di linea aerea) disponibili. A questo punto, se il vincolo non è rispettato, si passa alla seconda azione. In questo caso, l’unica possibilità di rispettare il vincolo, per quella fissata topologia di rete, è data dall’installazione di dispositivi custom Power.

Alla fine della procedura descritta, una volta che tutti i nodi della rete rispettano il vincolo imposto dal pianificatore, qualora siano presenti nella rete nodi premium, ossia corrispondenti a quegli utenti che intendono sottoscrivere un contratto con il distributore che garantisca loro un livello di qualità della fornitura elettrica prefissato, si effettua un ulteriore controllo su questi nodi. Unicamente se la frequenza dei buchi di tensione calcolata per quei nodi è maggiore di quella richiesta dal cliente la metodologia proposta prevede l’aggiunta di dispositivi custom power nei nodi che violerebbero i vincoli contrattuali.

È importante notare che al termine della procedura, fissata una determinata topologia, il vincolo sui buchi è rispettato per tutti i nodi la rete. Ovviamente quante più

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

141

azioni sarà necessario intraprendere tanto più la rete soluzione sarà penalizzata dal costo degli investimenti, e quanti più sono i buchi che non si è riusciti a mitigare (il cui numero è comunque minore del vincolo che a questo punto risulta rispettato), tanto più alto sarà il costo della rete calcolato anche sulla base del costo attribuito al singolo evento.

6. 8 Integrazione della metodologia in un software di

pianificazione ottima

Al fine di rendere automatica la metodologia descritta, l’algoritmo è stato implementato come funzionalità addizionale in un software di pianificazione ottima delle reti elettriche di distribuzione, “SPREAD”, sviluppato dal DIEE nell’ambito di un progetto della Ricerca di Sistema [55], di cui una breve descrizione è riportata in Appendice C.

Il tool che implementa il vincolo sul numero massimo ammissibile di buchi di tensione si configura come un’integrazione dei moduli presenti nel software, le cui funzionalità principali sono l’ottimizzazione della topologia della rete e l’individuazione della migliore allocazione della GD. Per quanto riguarda l’ottimizzazione della topologia il modulo di PQ sarà applicato su ciascuna delle alternative di rete esaminate (topologia variabile), mentre durante l’individuazione dei siti ottimi per la GD sarà applicato all’unica topologia studiata al variare delle diverse configurazione di generazione. In entrambe le applicazioni il modulo per il miglioramento della PQ lavora comunque, come prevede la metodologia, su strutture di rete di cui sono note la topologia, le caratteristiche delle linee e taglia e posizione dei generatori.

In particolare il tool opererà in accordo ai passi descritti di seguito: 1. La rete iniziale prodotta dai moduli principali, oltre a soddisfare tutti i vincoli

tecnici tradizionali, deve soddisfare il vincolo aggiuntivo sul massimo numero dei buchi di tensione ammissibile, la cui scelta, come si è detto, è lasciata al pianificatore.

2. Per produrre un’alternativa di pianificazione (soluzione attuale) lo strumento valuta il dimensionamento della rete con i criteri per trovare l’ottimo economico tra CAPEX (CAPital EXpenditures) ed OPEX (OPerational EXpenditures).

3. Tra i costi della rete, dovranno essere computati anche quelli dei buchi di tensione, la frequenza dei quali deve essere stimata per ogni alternativa.

4. Se per una determinata alternativa di rete (con una data topologia e un dato dimensionamento o con una certa configurazione della GD) il vincolo sul numero

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

142

dei buchi non è rispettato viene attivata una procedura che analizza possibili azioni mirate al rispetto del vincolo.

5. Le possibili azioni intraprese per migliorare gli indicatori sui buchi di tensione sono quelle descritte precedentemente, che operano senza agire sulla topologia della rete ma intervengono ove necessario solo sul suo dimensionamento (il cambiamento della topologia è, infatti, riservato al processo di ottimizzazione principale).

6. Le azioni sulla rete permettono di raggiungere il rispetto del vincolo ma possono non annullare il numero di buchi patiti dai nodi della rete soluzione. Il costo di questi buchi dovrà essere conteggiato nel costo totale della rete (voce aggiunta ai costi esterni relativi alle interruzioni lunghe).

7. La rete così costruita diventa l’attuale alternativa del processo di ottimizzazione principale, il cui costo viene poi confrontato con quello della soluzione provvisoria.

8. Al termine del processo di ottimizzazione principale la rete ottima sarà quella che, rispettando tutti i vincoli, avrà il minor costo complessivo.

6. 9 Esempi di applicazione

Al fine di chiarire la procedura descritta, nel presente paragrafo viene riportato un esempio di applicazione su una rete di piccole dimensioni, in cui si spiegano i passi che compie l’algoritmo quando gli si presenta una determinata configurazione di rete. Un altro esempio significativo ottenuto dall’esecuzione del modulo integrato nel software di pianificazione ottima su una rete di dimensioni maggiori mostra i benefici ottenibili dall’applicazione del metodo negli studi finalizzati allo sviluppo del sistema.

6.9.1 Rete test di piccole dimensioni La rete mostrata in Figura 6.5 è costituita da una cabina primaria AT/MT

(trasformatore 132/20 kV da 25 MVA) che alimenta due feeder (A e B) costituiti da 3 nodi MT e tre tratti di linea (rami) ciascuno. I rami hanno un’estensione complessiva di 24 km e nella configurazione di base (da ottimizzare) sono tutti aerei. Il carico complessivo della rete è pari a 520 kW.

Per semplicità, ma senza ledere la generalità dell’esempio, si è scelto di considerare solo una tipologia di guasti, i corto circuiti trifase. I punti di guasto esaminati sono stati scelti in corrispondenza di ogni nodo MT e del punto intermedio dei tratti di linea (a metà della lunghezza). In queste ipotesi la matrice dei buchi di tensione dfV , costituita

dalle tensioni ai nodi durante i guasti, ha 6 righe (numero totale di nodi escluso quello di cabina primaria) e 12 colonne (numero totale dei punti di guasto: 6 nodi + 6 tratti di linea).

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

143

Figura 6.5 Rete esempio

La profondità del buco di tensione critico è stata assunta pari al 50% della tensione nominale e la frequenza cumulativa massima ammissibile per ciascun nodo pari a 1.2 buchi/anno. Sotto queste ipotesi, nella Tabella 6.3, che contiene gli elementi ,( )df k jv

relativi al caso base, sono evidenziati in grassetto i valori di tensione al di sotto della tensione ritenuta critica (0.5 p.u.).

Tabella 6.3. Matrice Vdf delle tensioni [p.u.] durante i guasti, caso base

nodo

2 nodo

3 nodo

4 nodo

5 nodo

6 nodo

7 linea 1-2

linea 2-3

linea 3-4

linea 1-5

linea 5-6

linea 6-7

nodo 2 0.00 0.25 0.53 0.42 0.74 0.80 0.00 0.14 0.42 0.25 0.63 0.77 nodo 3 0.00 0.00 0.37 0.42 0.74 0.80 0.00 0.00 0.22 0.25 0.63 0.77 nodo 4 0.00 0.00 0.00 0.42 0.74 0.80 0.00 0.00 0.00 0.25 0.63 0.77 nodo 5 0.50 0.64 0.80 0.00 0.51 0.60 0.32 0.58 0.74 0.00 0.33 0.56 nodo 6 0.50 0.64 0.80 0.00 0.00 0.17 0.32 0.58 0.74 0.00 0.00 0.09 nodo 7 0.50 0.64 0.80 0.00 0.00 0.00 0.32 0.58 0.74 0.00 0.00 0.00

A partire dai dati della matrice si possono calcolare le frequenze cumulative per ogni

nodo, applicando l’equazione (6.5), che in questo caso si può particolareggiare come nella (6.8), dove si è eliminata la sommatoria relativa ai diversi tipi di guasto.

( ) ( ) ( )1 1

kNFnp t t

k i ii iii i

F λ λ λ= =

= + ⋅ + ⋅⎡ ⎤⎣ ⎦∑ ∑ (6.8)

In questo specifico caso, poiché sono presenti unicamente linee aeree, i tassi di guasto trifase ( )λ i sono uguali per ogni i-esimo punto di guasto, e valgono

rispettivamente 6 e 8 guasti all’anno per 100 km di linea per guasti permanenti e transitori (cfr. Tabella 6.1). I numeri n, numero dei punti di guasto non appartenenti al feeder k, e NFk , numero di punti di guasto che appartengono al feeder k, che causano

punti di guasto

nodi

nodo 2

nodo 3

nodo 4

nodo 5

nodo 6

nodo 7

nodo 1

Feeder AFeeder B

Lunghezze lineelinea 1-2: 4.0 kmlinea 2-3: 2.5 kmlinea 3-4: 5.5 kmlinea 1-5: 3.0 kmlinea 5-6: 6.5 kmlinea 6-7: 2.5 km

nodo 2

nodo 3

nodo 4

nodo 5

nodo 6

nodo 7

nodo 1

Feeder AFeeder B

Lunghezze lineelinea 1-2: 4.0 kmlinea 2-3: 2.5 kmlinea 3-4: 5.5 kmlinea 1-5: 3.0 kmlinea 5-6: 6.5 kmlinea 6-7: 2.5 km

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

144

buchi di profondità inferiore a quella critica, assumono per ogni nodo i valori presenti nella Tabella 6.4.

Tabella 6.4. Numeri dei punti di guasto che causano buchi di profondità inferiore a quella critica

n NFk nodo 2 2 5 nodo 3 2 6 nodo 4 2 6 nodo 5 1 3 nodo 6 1 6 nodo 7 1 6

Ad esempio il nodo 7, appartenente al feeder B, patisce un solo buco di tensione critico per corti circuiti trifase occorrenti nel feeder A (nel punto di guasto della linea 1-2), e 6 buchi (massimo numero possibile) per guasti occorrenti in punti appartenenti al suo stesso feeder.

Si può a questo punto calcolare, con la (6.8), la frequenza cumulativa dei buchi e lo scarto rispetto alla frequenza critica per ogni nodo:

Tabella 6.5 Frequenza e scarto rispetto alla frequenza critica

Fk Δ Fk nodo 2 1.16 -0.04 nodo 3 1.38 0.18 nodo 4 1.38 0.18 nodo 5 0.78 -0.42 nodo 6 1.24 0.04 nodo 7 1.24 0.04

I nodi che patiscono le peggiori condizioni sono quindi i nodi 3 e 4, mentre solo i nodi 2 e 5 hanno una frequenza dei buchi calcolata inferiore a quella critica. Per valutare le azioni da intraprendere per riportare tutti i nodi entro il rispetto dei vincoli, occorre preliminarmente stilare la lista di merito delle linee aeree presenti nella rete candidate alla sostituzione con tratti di linea in cavo interrato. Si è per questo calcolata la matrice Dki, in accordo con l’equazione (6.7), che in questo caso semplice diventa (equazione (6.9)):

2

1

1, , 6

1, , 6ki kl kl

iD d F

k=

= …= Δ

= …

⎛ ⎞ ⎧⎜ ⎟ ⎨⎜ ⎟ ⎩⎝ ⎠∑ (6.9)

dove 2 è il numero di segmenti in cui si è scelto di dividere le linee per definire i punti di guasto, mentre 6 è il numero totale dei nodi (N) e il numero totale delle linee aeree (M). I risultati delle sommatorie dei termini dkl, che possono valere 1 o 0 a seconda che un guasto nel segmento l della linea k provochi oppure no sul nodo i un buco di tensione critico, sono riportati nella Tabella 6.6. La Tabella 6.7 mostra invece gli elementi della matrice Dki e la loro somma per colonne.

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

145

Tabella 6.6 Calcolo delle sommatorie presenti nell’equazione (6.9).

2

1kl

l

d=∑ linea 1-2 linea 2-3 linea 3-4 linea 1-5 linea 5-6 linea 6-7

nodo 2 2 2 1 2 0 0 nodo 3 2 2 2 2 0 0 nodo 4 2 2 2 2 0 0 nodo 5 1 0 0 2 1 0 nodo 6 1 0 0 2 2 2 nodo 7 1 0 0 2 2 2

Tabella 6.7. Elementi della matrice Dki e loro somma per colonne

Dki linea 1-2 linea 2-3 linea 3-4 linea 1-5 linea 5-6 linea 6-7 nodo 2 -0.08 -0.08 -0.04 -0.08 0 0 nodo 3 0.36 0.36 0.36 0.36 0 0 nodo 4 0.36 0.36 0.36 0.36 0 0 nodo 5 -0.42 0 0 -0.84 -0.42 0 nodo 6 0.04 0 0 0.08 0.08 0.08 nodo 7 0.04 0 0 0.08 0.08 0.08

kiD∑ 0.3 0.64 0.68 -0.04 -0.26 0.16

La linea che produce gli effetti più dannosi è allora la linea 3-4, seguita rispettivamente dalle linee 2-3, 1-2 e 6-7. La procedura prevede a questo punto la valutazione degli effetti della sostituzione delle linee aeree candidate con linee in cavo che abbiano caratteristiche tecniche analoghe. In questo esempio sono stati valutati gli effetti della sostituzione delle prime tre candidate mediante il calcolo delle matrici dfV

corrispondenti (Tabella 6.8, Tabella 6.9 e Tabella 6.10).

Tabella 6.8 Matrice dfV dei buchi di tensione dopo la sostituzione della 1a candidata, linea 3-4.

nodo 2

nodo 3

nodo 4

nodo 5

nodo 6

nodo 7

linea 1-2

linea 2-3

linea 3-4

linea 1-5

linea 5-6

linea 6-7

nodo 2 0.00 0.25 0.43 0.42 0.74 0.80 0.00 0.14 0.35 0.25 0.63 0.77 nodo 3 0.00 0.00 0.24 0.42 0.74 0.80 0.00 0.00 0.13 0.25 0.63 0.77 nodo 4 0.00 0.00 0.00 0.42 0.74 0.80 0.00 0.00 0.00 0.25 0.63 0.77 nodo 5 0.50 0.64 0.75 0.00 0.51 0.60 0.32 0.58 0.70 0.00 0.33 0.56 nodo 6 0.50 0.64 0.75 0.00 0.00 0.17 0.32 0.58 0.70 0.00 0.00 0.09 nodo 7 0.50 0.64 0.75 0.00 0.00 0.00 0.32 0.58 0.70 0.00 0.00 0.00

Tabella 6.9 Matrice dfV dei buchi di tensione dopo la sostituzione della 2a candidata, linea 2-3.

nodo

2 nodo

3 nodo

4 nodo

5 nodo

6 nodo

7 linea 1-2

linea 2-3

linea 3-4

linea 1-5

linea 5-6

linea 6-7

nodo 2 0.00 0.15 0.49 0.42 0.74 0.80 0.00 0.08 0.36 0.25 0.63 0.77 nodo 3 0.00 0.00 0.40 0.42 0.74 0.80 0.00 0.00 0.24 0.25 0.63 0.77 nodo 4 0.00 0.00 0.00 0.42 0.74 0.80 0.00 0.00 0.00 0.25 0.63 0.77 nodo 5 0.50 0.59 0.78 0.00 0.51 0.60 0.32 0.55 0.71 0.00 0.33 0.56 nodo 6 0.50 0.59 0.78 0.00 0.00 0.17 0.32 0.55 0.71 0.00 0.00 0.09 nodo 7 0.50 0.59 0.78 0.00 0.00 0.00 0.32 0.55 0.71 0.00 0.00 0.00

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

146

Tabella 6.10 Matrice dfV dei buchi di tensione dopo la sostituzione della 3a candidata, linea 1-2.

nodo 2

nodo 3

nodo 4

nodo 5

nodo 6

nodo 7

linea 1-2

linea 2-3

linea 3-4

linea 1-5

linea 5-6

linea 6-7

nodo 2 0.00 0.31 0.61 0.42 0.74 0.80 0.00 0.18 0.49 0.25 0.63 0.77 nodo 3 0.00 0.00 0.42 0.42 0.74 0.80 0.00 0.00 0.26 0.25 0.63 0.77 nodo 4 0.00 0.00 0.00 0.42 0.74 0.80 0.00 0.00 0.00 0.25 0.63 0.77 nodo 5 0.36 0.56 0.77 0.00 0.51 0.60 0.21 0.47 0.69 0.00 0.33 0.56 nodo 6 0.36 0.56 0.77 0.00 0.00 0.17 0.21 0.47 0.69 0.00 0.00 0.09 nodo 7 0.36 0.56 0.77 0.00 0.00 0.00 0.21 0.47 0.69 0.00 0.00 0.00

Applicando la procedura descritta per il caso base, si sono valutate le frequenze cumulative dei buchi relative alle tre reti in cui si sono effettuate rispettivamente la sostituzione con cavo interrato del ramo aereo 3-4, quella del ramo 2-3, infine quella del ramo 1-2. La Tabella 6.11 e il grafico di Figura 6.6 mostrano le kF prima e dopo le

azioni di sostituzione linea aerea/cavo, ottenute tenendo conto che i tassi di guasto delle linee in cavo interrato sono diversi da quelli per le linee aeree (1,5 e 0 guasti/anno per 100 km per guasti permanenti e transitori rispettivamente per linee in cavo interrati, in accordo con la Tabella 6.1).

Tabella 6.11 Frequenze cumulative dei buchi di tensione prima e dopo le azioni di sostituzione

Dopo la sostituzione del Fk prima 1°classificato 2°classificato 3°classificato nodo 2 1.16 0.94 1.18 0.84 nodo 3 1.38 0.94 1.18 1.06 nodo 4 1.38 0.94 1.18 1.06 nodo 5 0.78 0.78 0.78 0.735 nodo 6 1.24 1.24 1.24 1.195 nodo 7 1.24 1.24 1.24 1.195

Si nota che riferendosi al singolo nodo non tutte le azioni sono migliorative. La sostituzione della linea 1-2 (3°classificato) riduce la frequenza cumulativa dei buchi di tutti i nodi della rete al di sotto della soglia di frequenza critica. Invece, la sostituzione delle linee 3-4 e 2-3 (1° e 2° classificato) non migliorano la situazione dei nodi 6 e 7 e arrivano persino a peggiorare (azione sul 2°classificato) la kF del nodo 2, pur sempre,

in questo caso, senza superare il valore di frequenza critico. Le serie normalizzate di linee in cavo, infatti, hanno valori di impedenza molto diversi dalle linee aeree, e generalmente a parità di portata provocano buchi di tensione più profondi ma riducono drasticamente la frequenza dei guasti. È il compromesso tra questi due fattori (buchi più profondi e numero dei guasti ridotto) che riesce nella maggior parte dei casi a migliorare la situazione complessiva, perchè un guasto in una linea in cavo, pur aumentando la frequenza dei buchi al di sotto della profondità critica (perché provoca buchi più profondi), accade decisamente meno spesso.

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

147

Figura 6.6 Frequenze cumulative dei buchi di tensione prima e dopo le azioni di sostituzione.

Al di là della valutazione economica della sostituzione, in questo esempio la linea 1-2, ossia la linea che occupa il terzo posto della lista di merito, è il candidato migliore tra quelli esaminati, perché rende inferiore a quella critica la frequenza dei buchi di tensione di tutti i nodi della rete ( _k k criticaF F< per ogni k).

A questo punto occorre valutare il costo totale della rete, che deve comprendere il costo per la topologia di Figura 6.5, calcolato tenendo conto del dimensionamento delle linee ottenuto con questa procedura (un ramo in cavo e tutti gli altri aerei), e in più il costo dei buchi di tensione che non sono stati mitigati, sulla base del costo attribuito al singolo evento e alle caratteristiche dell’utenza. Supponendo, a titolo di esempio, che la rete in esame sia una rete di un distretto industriale, in base a quanto riportato nella Tabella 6.2 per gli utenti industriali, il costo attribuito al singolo evento è pari a 1060 €. Assumendo un periodo di studio pari a 20 anni e tenuto conto che i buchi ancora patiti dai nodi della rete sono 6,305 all’anno (somma delle kF ), il costo totale dei buchi di

tensione sarebbe in questo caso pari a 133,666 k€. Alla fine della procedura la rete così ottenuta, “penalizzata” dal costo della PQ, sarà

confrontata con le altre soluzioni del processo di ottimizzazione principale e diventerà la rete ottimale se risulterà quella di minor costo.

6.9.2 Applicazione del tool integrato nel software di pianificazione Al fine di mostrare l’impatto della PQ sulla pianificazione delle reti di distribuzione

l’algoritmo proposto è stato applicato ad una piccola porzione di rete dalla topologia molto magliata. La rete è costituita da 2 cabine primarie che alimentano 53 nodi MT/BT, 47 rami di dorsale e 6 di laterale, come mostra la Figura 6.7. Il lungo periodo

0

0,4

0,8

1,2

1,6

nodo 2 nodo 3 nodo 4 nodo 5 nodo 6 nodo 7

Freq

uenz

a cu

mul

ativ

a F k

prima dopo sostituzione1°classificato dopo sostituzione 2°classificato dopo sostituzione3°classificato

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

148

di pianificazione impostato, pari a 20 anni, è stato scelto per evidenziare gli effetti della considerazione della PQ anche in un esempio di ridotte dimensioni.

La potenza attiva fornita ai nodi MT all’inizio del periodo è 8.1 MW, ma la richiesta dei carichi cresce con un tasso costante pari al 3% annuo. Si è ipotizzato che i nodi si trovino prevalentemente situati in area rurale o suburbana e dunque la rete possiede la maggioranza dei rami in linea aerea. Tuttavia per alimentare nodi specifici esiste anche qualche tratto in cavo interrato. Durante il periodo di studio per raggiungere nodi non connessi e per far fronte alla crescita del carico devono essere costruiti nuovi tratti di linea e altri ridimensionati per aumentarne la capacità.

La procedura di pianificazione deve rispettare i vincoli imposti dalle norme italiane per la distribuzione (e.g. i nodi di dorsale devono avere la possibilità di essere rialimentati (configurazione ad anello aperto) mentre quelli di laterale possono essere alimentati da semplici schemi radiali). Sono stati poi imposti vincoli tecnici riguardo lo sfruttamento delle linee, le variazioni della tensione a regime e il numero massimo consentito delle interruzioni lunghe. Per quanto riguarda il vincolo sulla PQ è stato imposto un numero massimo di buchi di tensione critici per nodo pari a 350 buchi all’anno, considerando critico un buco che provoca una caduta del 50% della tensione nominale. I costi associati ai buchi sono stati differenziati tra nodi di dorsale e nodi di laterale e valgono 800 € e 100 € per buco, rispettivamente.

Per calcolare la frequenza dei buchi è stato considerato un solo punto di guasto alla metà dei tronchi di linea considerando i tassi di guasto tipici delle reti di distribuzione italiane presenti nella Tabella 6.1. Inoltre, per sottolineare l’impatto della GD sulla power quality sono state connesse alla rete diverse unità di generazione interfacciata mediante convertitori statici, come mostrato in Figura 6.7. Infatti, la GD disaccoppiata tramite convertitori può essere molto utile durante i guasti perché capace di sostenere al tensione riducendo la frequenza dei buchi sotto una soglia prefissata [54].

Le Figure 6.8 - 6.11 mostrano le configurazioni ottimali di rete ottenute variando le impostazioni del processo di ottimizzazione.

La Figura 6.7 rappresenta la rete ottima ottenuta dal programma senza abilitare il tool sulla PQ durante l’ottimizzazione. La Figura 6.8 si riferisce, invece, al caso in cui nel processo di ottimizzazione viene considerata la PQ ma non viene permessa alcuna azione correttrice: il programma cerca allora di minimizzare i costi (anche quelli dovuti ai buchi di tensione) unicamente modificando la topologia e il livello di qualità è ottenuto senza sostituire linee aeree con linee in cavo, né installando DVR.

La Figura 6.9, invece, mostra il risultato dell’ottimizzazione completa con il vincolo definito e con la possibilità di effettuare azioni orientate al miglioramento della PQ. In Figura 6.10 si presenta lo stesso caso di ottimizzazione completa ma con un livello di penetrazione di GD più consistente di quello iniziale. La Tabella 6.12 riassume i risultati delle quattro reti esaminate.

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

149

Tabella 6.12 Costi e indicatori di continuità e qualità delle quattro configurazioni di rete ottenute dall’ottimizzazione

Senza ottimizzazione

PQ (Figura 6.7)

Senza azioni specifiche

(Figura 6.8)

Ottimizzazione PQ completa (Figura 6.9)

Ottimizzazione PQ completa e GD 34. 55% (Figura 6.10)

CAPEX 80.07 k€ 120.11 k€ 166.11 k€ 146.09 k€ OPEX 1288.13 k€ 1283.52 k€ 1281.00 k€ 613.24 k€ CAPEX e OPEX 1368.20 k€ 1403.63 k€ 1447.11 k€ 759.33 k€ Costo dell’EENS 159.74 k€ 132.84 k€ 101.83 k€ 79.81 k€ Costo dei buchi di tensione non calcolato 1395.71 k€ 862.74 k€ 1008.22 k€ Costi totali 1527.94k€ 2932.18 k€ 2411.67 k€ 1847.37 k€ SAIDI 29 min 24 min 28 min 19 min SAIFI 2.52 1.70 0.89 1.18 Frequenza buchi di tensione media 195.53 120.11 166.11 146.09 Frequenza buchi di tensione massima 473.00 359.03 286.56 221.70

L’analisi dei risultati mostra chiaramente che il miglioramento della PQ rappresenta un costo aggiuntivo per i distributori che devono spendere di più per ottenere una rete migliore dal punto di vista dell’affidabilità. Da notare innanzitutto che nei primi tre casi i costi capitali (CAPEX) e quelli di gestione (OPEX) sono molto simili e questo fatto prova l’efficacia dell’intero processo di ottimizzazione. I costi globali della rete ottenuta senza la considerazione del vincolo sui buchi di tensione (Figura 6.7), ossia trascurando la PQ, sono decisamente più bassi rispetto agli altri, ma è interessante sottolineare che tale rete è molto lontana dal livello di affidabilità desiderato (Tabella 6.12, colonna 1) e che per ridurre la frequenza dei buchi di tensione devono essere considerati esplicitamente dei costi esterni nella funzione obiettivo.

Figura 6.7 Rete esempio, ottimizzazione senza considerare la PQ (GD 3.52%)

Nodo MT/BT (dorsale)

Cabina Primaria AT/MT

Nodo MT/BT (laterale)

Legenda

Sito GD

Nodo MT/BT (dorsale)

Cabina Primaria AT/MT

Nodo MT/BT (laterale)

Legenda

Sito GD

Nodo MT/BT (dorsale)

Cabina Primaria AT/MT

Nodo MT/BT (laterale)

Legenda

Sito GD

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

150

Figura 6.8 Rete esempio, ottimizzazione senza considerare le azioni specifiche per il miglioramento della PQ (GD 3.52%)

Figura 6.9 Rete esempio (GD 3.52%), ottimizzazione completa (con azioni specifiche)

Considerando la PQ nell’ottimizzazione, la frequenza dei buchi di tensione può essere effettivamente migliorata (ultima riga della Tabella 6.12), ma senza specifiche azioni non è possibile ottenere soluzioni che rispettano il vincolo imposto. Questo fatto conferma la necessità di integrare nel processo di pianificazione uno strumento di ottimizzazione specifica per trovare reti alternative con elevate prestazioni.

Come si vede dalla Tabella 6.12, pianificare una rete consentendo specifiche azioni per il miglioramento della qualità permette di trovare una soluzione che è lievemente più costosa (dal punto di vista dei CAPEX e degli OPEX) ma è più conveniente se vengono considerati i costi delle esternalità (EENS e PQ) e, soprattutto, permette il

Nodo MT/BT (dorsale)

Cabina Primaria AT/MT

Nodo MT/BT (laterale)

Legenda

Sito GD

Nodo MT/BT (dorsale)

Cabina Primaria AT/MT

Nodo MT/BT (laterale)

Legenda

Sito GD

Nodo MT/BT (dorsale)

Cabina Primaria AT/MT

Nodo MT/BT (laterale)

Legenda

Sito GD

Nodo MT/BT (dorsale)

Cabina Primaria AT/MT

Nodo MT/BT (laterale)

Legenda

Sito GD

Nodo MT/BT (dorsale)

Cabina Primaria AT/MT

Nodo MT/BT (laterale)

Legenda

Sito GD

Nodo MT/BT (dorsale)

Cabina Primaria AT/MT

Nodo MT/BT (laterale)

Legenda

Sito GD

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CAPITOLO 6. RETI DI DISTRIBUZIONE MAGLIATE E QUALITÀ DEL SERVIZIO

151

rispetto del vincolo sui buchi di tensione. È necessario evidenziare anche che, nei due ultimi casi, l’integrazione della procedura di ottimizzazione permette di ottenere elevati livelli di qualità solo con azioni specifiche (una linea aerea è stata sostituita con una in cavo).

In Figura 6.10 e nell’ultima colonna della Tabella 6.12 sono ben visibili i benefici ottenibili dall’installazione di GD aggiuntiva rispetto a quella iniziale. La GD permette di ridurre le frequenze critiche di buchi di tensione con drastiche riduzioni degli investimenti per l’adeguamento della rete e delle perdite di potenza. Una volta che sono state scelte taglia e posizione della GD, con lo strumento proposto, i distributori possono trovare la topologia di rete più appropriata per poter offrire ai clienti un alto livello di PQ. Anche in questo caso è l’integrazione dell’ottimizzazione della topologia con la possibilità di pianificare specifiche azioni volte a migliorare la PQ (viene pianificata una sostituzione linea aerea/cavo) che permette di minimizzare gli investimenti e di migliorare il massimo sfruttamento degli asset esistenti.

Figura 6.10 Rete esempio (GD 34.55%), ottimizzazione completa (con azioni specifiche)

Nodo MT/BT (dorsale)

Cabina Primaria AT/MT

Nodo MT/BT (laterale)

Legenda

Sito GD

Nodo MT/BT (dorsale)

Cabina Primaria AT/MT

Nodo MT/BT (laterale)

Legenda

Sito GD

Nodo MT/BT (dorsale)

Cabina Primaria AT/MT

Nodo MT/BT (laterale)

Legenda

Sito GD

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153

CAPITOLO 7.

MOTIVAZIONI ECONOMICHE DELLA MAGLIATURA

7. 1 Introduzione

La trasformazione dell’attuale sistema di distribuzione verso la distribuzione attiva è certamente accompagnata da investimenti talmente ingenti che potrebbero costituire un ostacolo di difficile superamento. La necessità della trasformazione è però ampiamente condivisa ed è bene osservare che nel prossimo futuro le reti di distribuzione dovranno senz’altro subire notevoli ammodernamenti, almeno perchè le reti possano sostenere la sempre più veloce crescita della domanda, sfruttare le opportunità offerte dalla liberalizzazione del mercato elettrico, adeguarsi ai nuovi standard di qualità imposti dai regolatori, garantire l’accessibilità alla rete da parte dei piccoli e medi produttori, accogliere la generazione da fonte rinnovabile incentivata dalle politiche ambientali di tutti i paesi ecc.. In sostanza quello che emerge chiaramente è che i capitali necessari vanno ben al di là di quelli necessari per coprire i semplici costi di gestione.

D’altra parte se ingenti capitali devono essere spesi diventa fondamentale per gli investitori capire in che modo possono trarre il massimo profitto dai loro investimenti. Poiché valutare oggi il costo della trasformazione risulta di estrema difficoltà, diventa

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CAPITOLO 7. MOTIVAZIONI ECONOMICHE DELLA MAGLIATURA

154

prioritario ottenere informazioni utili per massimizzare i benefici dei nuovi assetti di rete. Di qui la evidente necessità di studi ad hoc che consentano il confronto, dal punto di vista economico, tra le diverse soluzioni di gestione della rete.

Come si è più volte evidenziato nella presente tesi, anche i vantaggi derivanti dall’interconnessione delle reti possono essere ridotti, se non addirittura diventare svantaggi, se non vengono adottate strategie di pianificazione ottima, soprattutto in scenari in cui il livello di penetrazione della GD diventa rilevante. Per pianificare correttamente gli sviluppi della rete i distributori devono avvalersi delle potenzialità di nuovi strumenti, capaci di adeguarsi alle mutate condizioni, che possano progettare l’espansione della rete in modo da trarre il maggior beneficio possibile dalla GD e dalle nuove configurazioni di rete e nel contempo evitare che gli sforzi economici possano essere vanificati, ad esempio, da scelte sbagliate o anche da iniziative non opportunamente programmate (es. dei produttori privati).

In questo capitolo si descrivono i risultati di una valutazione economica, effettuata su un particolare caso di studio, che prescindendo dai costi necessari per la trasformazione ha voluto evidenziare la riduzione dei costi attesi per un sistema di distribuzione che sia gestito in modo innovativo. Se, infatti, come verrà dimostrato, il nuovo assetto della rete di distribuzione, riuscisse a conseguire economie rilevanti, tali risorse potrebbero, almeno parzialmente, far fronte ai costi da sostenere per la trasformazione.

7. 2 Confronto fra gestione radiale e magliata della rete di

distribuzione

Lo scopo dello studio descritto nella presente tesi non è quello di definire i costi della trasformazione da struttura radiale a quella magliata, difficilmente quantificabili al momento, quanto piuttosto di porre l’accento sulla riduzione dei costi attesi per un sistema di distribuzione attivo. Infatti, i costi della trasformazione vanno ben oltre i costi capitali (CAPEX) da sostenere per adeguare la rete alla nuova struttura, ma coinvolgono voci di costo di non semplice quantificazione, relative ad esempio ai costi che dovranno essere sostenuti per l’abbandono di pratiche di gestione ben consolidate e per l’addestramento del personale. D’altra parte lo studio prescinde anche dai costi che dovranno essere sicuramente sostenuti per adeguare la filosofia del sistema di protezioni alla nuova gestione, cioè si ipotizza sostanzialmente che i dispositivi in grado di realizzare una logica adatta ad una rete magliata siano di tipo commerciale e che abbiano costi comparabili con i dispositivi attualmente impiegati per il sistema di protezione tradizionale. Questa ipotesi non è d’altronde troppo lontana dalla realtà e

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CAPITOLO 7. MOTIVAZIONI ECONOMICHE DELLA MAGLIATURA

155

spesso le soluzioni proposte dai recenti studi impiegano tecnologie facilmente derivabili da quelle in uso nelle reti attuali.

Per valutare i possibili vantaggi delle reti a maglia rispetto alle tradizionali reti radiali è stata studiata una piccola porzione di rete di distribuzione formata da 267 nodi MT/BT e 2 cabine primaria [56]. La rete è prevalentemente aerea ed esistente all’anno di inizio dello studio. Lo studio è stato eseguito su un periodo lungo 20 anni utilizzando il citato software SPREAD di ottimizzazione sviluppato dall’Università di Cagliari (DIEE) nell’ambito della RdS (vedi Appendice C). La potenza richiesta dai carichi è all’inizio del periodo di studio pari a 3,9 MW, con un tasso di crescita annuo dei carichi costante e pari al 6% (questa ipotesi è stata fatta per semplicità, ma non esiste alcuna restrizione a definire la crescita della domanda con tassi differenziati per ogni nodo MT/BT e per sottoperiodi). Il software individua, su schema radiale e magliato, lo sviluppo ottimo della rete con GD allocata nei siti più convenienti una volta che sia fissato il livello massimo di penetrazione ammesso. L’ottimizzazione può scegliere tra quattro taglie diverse per le unità GD che possono essere installate: 100-200-300-500 kW.

Da notare che la GD è considerata dallo strumento software come alternativa di pianificazione per differire gli investimenti ipotizzando che le società di distribuzione abbiano il solo compito di garantire alla rete un buon livello di affidabilità e sicurezza. Inoltre, in questo studio non sono considerati né gli utili né i costi di produzione derivanti dal commercio di energia. Ancora non sono neppure considerati gli investimenti per la costruzione degli impianti GD, in quanto lo strumento impiegato è rivolto soprattutto ai distributori e generalmente ai distributori non è permesso di possedere e contemporaneamente di gestire la GD.

Nel seguito si presentano due tipologie di studio differenti, operate sulla rete descritta. I risultati del primo studio sono ottenuti lasciando libero il programma di pianificazione di individuare la migliore struttura radiale e magliata nel periodo di studio. Nel secondo caso si sono eseguiti studi al variare del livello di penetrazione della GD utilizzando topologie di rete non ottimizzate: radiale esistente, ad anello chiuso (con la chiusura dei lati di controalimentazione esistenti) e ulteriori infittimenti della magliatura (simili a quelli studiati nei capitoli precedenti).

7.2.1 Ottimizzazione della topologia al variare della percentuale di GD Questa prima tipologia di studio ha come caratteristica principale che

nell’ottimizzazione si sono iterativamente impiegati i moduli di ottimizzazione topologica e di allocazione ottima della GD (vedi Appendice C) secondo la seguente procedura:

1. ricerca della rete iniziale senza GD; 2. memorizzazione della rete;

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CAPITOLO 7. MOTIVAZIONI ECONOMICHE DELLA MAGLIATURA

156

3. definizione, dato un massimo livello di penetrazione della GD consentito, della taglia e dalla posizione ottimale per la generazione nella rete archiviata;

4. ricerca della topologia ottimale per la GD ottenuta nel passo n°3; 5. se le reti ottenute nei passi n°2 e n°4 sono diverse ripetizione dei passi da 2 a 4,

altrimenti accesso al passo n°6; 6. ripetizione di tutti i passi (dal n°1) per tutti i livelli di penetrazione che si sono

definiti. Alla fine del passo n°5 la rete ottima è quella che minimizza i costi globali durante il

periodo di studio, alla fine dell’intera procedura si ottengono reti ottimali dal punto di vista topologico e dell’allocazione della GD, una per ogni livello di penetrazione consentito. I livelli di penetrazione consentiti, presi in considerazione per questo studio sono 0%, 20%, 30%, 50%, 70% e 90%.

La Figura 7.1-(a) mostra lo schema della rete ottima in configurazione radiale, la Figura 7.1-(b) quello della rete ottima in configurazione magliata ottenute mediante l’ottimizzazione “libera” per il particolare caso di penetrazione della GD pari al 30% (massimo imposto). Il primo risultato visibile è che dal punto di vista della GD lo schema radiale accetta, a parità di penetrazione, generatori di taglia più piccola e più dispersi mentre la rete magliata tollera più facilmente generatori di taglia maggiore. Questo è di particolare importanza per la promozione della generazione da fonti rinnovabili, in quanto la vera convenienza si ottiene dal pieno sfruttamento del sito (es. eolico) o dall’installazione di impianti di taglia piuttosto elevata (es. biomasse, che hanno taglia ottimale compresa tra 5 e 10 MW).

Figura 7.1 Rete radiale e magliata con livello di penetrazione del 30% (lo schema si riferisce a dorsale con congiungente chiusa) [56]

Rete radialeRete

radialeRete

magliataRete

magliata

Legenda

GD

Cabina primaria AT/MT

Nodo MT

Nodo MT con automatismo

Nodo MT di laterale

Nodo MT di laterale con automatismo

Legenda

GD GD

Cabina primaria AT/MT Cabina primaria AT/MT

Nodo MT Nodo MT

Nodo MT con automatismo Nodo MT con automatismo

Nodo MT di lateraleNodo MT di laterale

Nodo MT di laterale con automatismo Nodo MT di laterale con automatismo

Rete radialeRete

radialeRete

magliataRete

magliata

Legenda

GD

Cabina primaria AT/MT

Nodo MT

Nodo MT con automatismo

Nodo MT di laterale

Nodo MT di laterale con automatismo

Legenda

GD GD

Cabina primaria AT/MT Cabina primaria AT/MT

Nodo MT Nodo MT

Nodo MT con automatismo Nodo MT con automatismo

Nodo MT di lateraleNodo MT di laterale

Nodo MT di laterale con automatismo Nodo MT di laterale con automatismo

(a) (b)

Rete radialeRete

radialeRete

magliataRete

magliata

Legenda

GD

Cabina primaria AT/MT

Nodo MT

Nodo MT con automatismo

Nodo MT di laterale

Nodo MT di laterale con automatismo

Legenda

GD GD

Cabina primaria AT/MT Cabina primaria AT/MT

Nodo MT Nodo MT

Nodo MT con automatismo Nodo MT con automatismo

Nodo MT di lateraleNodo MT di laterale

Nodo MT di laterale con automatismo Nodo MT di laterale con automatismo

Rete radialeRete

radialeRete

magliataRete

magliata

Legenda

GD

Cabina primaria AT/MT

Nodo MT

Nodo MT con automatismo

Nodo MT di laterale

Nodo MT di laterale con automatismo

Legenda

GD GD

Cabina primaria AT/MT Cabina primaria AT/MT

Nodo MT Nodo MT

Nodo MT con automatismo Nodo MT con automatismo

Nodo MT di lateraleNodo MT di laterale

Nodo MT di laterale con automatismo Nodo MT di laterale con automatismo

(a) (b)

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CAPITOLO 7. MOTIVAZIONI ECONOMICHE DELLA MAGLIATURA

157

In Tabella 7.1 sono riassunti i principali risultati essendo CUp il costo per l’adeguamento degli impianti, CASSD il costo degli automatismi di rete, CLoss il costo delle perdite, e CTot il costo complessivo (la qualità, in termini di continuità del servizio, è stata considerata come vincolo e non compare come costo esterno dei disservizi).

Il costo della rete radiale senza GD durante il periodo è particolarmente elevato ed è pari a 1947.27 k€ (Tabella 7.1) a causa degli investimenti richiesti per l’adeguamento. La GD può permettere di differire gli investimenti riducendo le varie voci di costo nel periodo esaminato, almeno fino ad un livello di penetrazione determinato (70% circa), oltre il quale i costi, seppure inferiori rispetto a quelli senza la GD, riprendono a crescere. Anche le perdite hanno lo stesso comportamento: grazie al rinforzo delle linee risultano ovviamente ridotte per basse percentuali di GD e poi cominciano a crescere. Dai calcoli effettuati si vede che, pur avendo impostato il livello massimo consentito di penetrazione pari al 90%, il livello di penetrazione determinato dal programma si attesta nel caso di rete radiale al 76.75% del carico ma con ingenti investimenti di adeguamento. Le reti magliate, invece, accettano la GD con pochissime modifiche e, conseguentemente, con pochi investimenti per l’adeguamento la cui entità è indipendente dalla percentuale di penetrazione di GD installata. Anche il massimo livello determinato dal programma (a parità di livello consentito) è sensibilmente superiore soprattutto per forti penetrazioni (88.37%). L’indipendenza dell’entità degli investimenti per l’adeguamento dalla percentuale di penetrazione della GD è un risultato molto interessante, dal momento che è molto difficile trovare finanziamenti per investimenti sulla rete ma è ancora più complicato superare i vincoli ambientali, architettonici ed urbanistici per nuove realizzazioni.

Tabella 7.1 Costi di rete al variare della penetrazione di GD

CUp [k€] CASSD [k€] CLoss [k€] CTot [k€] GD% SAIDI1 SAIFI2

1116.97 262.50 567.80 1947.27 0.00 1h 15' 2.97 208.22 120.16 505.60 833.98 18.60 2h 37' 3.31 208.22 120.16 453.57 781.94 25.58 2h 11' 3.47 208.22 120.16 359.24 687.61 46.51 2h 39' 3.35 162.50 120.16 269.05 551.71 69.77 1h 18' 3.45 R

adia

le

490.38 140.18 291.48 922.24 76.75 1h 16' 3.11 29.44 100.13 719.63 849.20 0.00 1h 11' 4.04 29.44 100.13 540.80 670.38 18.60 1h 11' 4.01 29.44 100.13 475.36 604.93 27.91 1h 04' 4.00 29.44 80.10 349.76 459.30 48.84 1h 18' 4.14 29.44 120.16 239.32 388.92 69.77 1h 01' 3.95 M

aglia

to

29.44 80.10 191.07 299.62 88.37 1h 16' 4.51 1 SAIDI - System Average Interruption Duration Index 2 SAIFI - System Average Interruption Frequency Index

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CAPITOLO 7. MOTIVAZIONI ECONOMICHE DELLA MAGLIATURA

158

In definitiva, dal confronto delle due strutture di rete, appare evidente (Tabella 7.1) che la riduzione delle perdite non è un buon motivo per cambiare il sistema di distribuzione e anzi le reti radiali sono in generale, a parità di DG installata, caratterizzate da un livello di perdite inferiore. La motivazione di questo fatto sta essenzialmente nel rinforzo della rete: in certi casi il mantenimento della rete radiale può, grazie ai rinforzi che essa richiede al crescere del carico, determinare una riduzione delle perdite assai più significativa di quella ottenibile con la chiusura delle maglie. In realtà, se si considerano gli interventi che devono essere operati nelle reti per il miglioramento dell’efficienza energetica, anche una minima riduzione delle perdite assume un significato importante in termini di ottenimento di titoli di efficienza energetica e di finanziamento dei progetti dedicati all’efficienza; in quest’ottica la magliatura della rete sarebbe un progetto privilegiato in quanto permette di contenere le perdite e facilita l’integrazione della GD che è caratterizzata in genere o da elevate efficienze energetiche (CHP) o dall’impiego di fonti rinnovabili.

Infine, si nota che per bassi (ma non nulli) livelli di GD installata i costi di rete sono confrontabili nei due casi, il che significa che a bassi livelli di penetrazione, a causa dei costi di trasformazione non considerati nella tabella presentata, non conviene passare allo schema magliato, a meno che non si consideri l’ulteriore miglioramento della qualità. Mentre sicuramente la struttura magliata è preferibile per una forte penetrazione di GD: il costo globale infatti continua a ridursi con l’aumento della percentuale di penetrazione di GD fino ad un massimo dell’88% circa.

A riprova di quanto detto, per la stessa rete si è valutato un indice di sfruttamento delle linee (rapporto fra il numero di conduttori sfruttati meno di una soglia prestabilita ed il costo totale della rete) rappresentato in Figura 7.2, che evidenzia chiaramente l’effetto di compromesso fra la necessità di non eccedere nello sfruttamento delle linee e gli investimenti necessari per il rinforzo, derivante dall’adozione di schemi magliati. Nella Tabella 7.2 è riportato, in percentuale rispetto al numero totale, il numero dei rami sfruttati meno della soglia indicata, per le due configurazioni (radiale e magliata) considerate e per tre penetrazioni di GD (0%, 20% e 50%).

Tabella 7.2 Numero di rami (%) con sfruttamento entro una certa soglia

Radiale Magliato

Soglia di sfruttamento

N° rami%

CTot

[k€] GD% Soglia di

sfruttamento N°

rami%CTot

[k€] GD%

0-15% 87,30 0-15% 87,1315-30% 8,79 15-30% 8,09>30% 3,91

1947.27 0.00 >30% 4,78

849.20 0.00

0-15% 83,67 0-15% 87,5015-30% 7,67 15-30% 8,09>30% 8,67

833.98 18.60 >30% 4,41

670.38 18.60

0-15% 88,01 0-15% 91,9415-30% 10,11 15-30% 7,33>30% 1,87

687.61 46.51 >30% 0,73

459.30 48.84

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CAPITOLO 7. MOTIVAZIONI ECONOMICHE DELLA MAGLIATURA

159

Figura 7.2 Indice di sfruttamento delle linee al variare della penetrazione della GD

Tenuto conto che la rete in esame è caratterizzata da uno sfruttamento abbastanza ridotto (basso carico), dalla Tabella 7.2 e dalla Figura 7.2 è evidente il vantaggio delle reti magliate rispetto alle radiali: l’indice calcolato per le reti magliate è sempre maggiore di quello della rete radiale. Dalla Tabella 7.2 si vede che i rami che hanno uno sfruttamento basso (0-15%) sono approssimativamente la stessa percentuale nello schema radiale e nel caso magliato. Questo risultato però è ottenuto nelle reti radiali a fronte di investimenti decisamente più onerosi, necessari più che per ridimensionare rami molto sfruttati per risolvere problemi di profilo di tensione. Da notare che l’aggiunta di GD migliora sempre la situazione e l’indice usato tende a crescere. In aggiunta, nel caso di rete magliata la situazione è positiva senza l’aggiunta di GD e migliora drasticamente con il crescere del livello di penetrazione.

7.2.2 Valutazione dei costi di gestione a topologia fissa (radiale e magliata) Nella Figura 7.3 sono mostrate le configurazioni di rete esaminate, ottenute a partire

da quella radiale, chiudendo i lati di controalimentazione esistenti normalmente aperti ed aggiungendo nuovi rami per le configurazioni più magliate (M1, M2 ed M3 in Figura 7.3). Nella Tabella 7.3 sono riportati i principali risultati essendo, ancora, CUp il costo per l’adeguamento degli impianti, CASSD il costo degli automatismi di rete, CLoss il costo delle perdite, e CTot il costo complessivo.

In questo caso, anche se la topologia non viene ottimizzata, si vede che la sola chiusura delle congiungenti, peraltro suggerita anche dai documenti di lavoro prodotti da AEEG [57], ha permesso di ridurre drasticamente i costi attesi a parità di penetrazione della GD (Tabella 7.3). Questo è un risultato importante tenuto conto che la rete ad anello chiuso è relativamente semplice ed è già possibile pensare ad un sistema di protezioni che permetta la gestione della rete senza alterare in modo sostanziale la filosofia attualmente adottata (è sufficiente un interruttore a massima corrente extrarapido nel ramo di rialimentazione per riportare la rete alla configurazione radiale).

0

5

10

15

20

0%-15% 15%-30% >30%

GD 0%

GD 20%

GD 50%

0

5

10

15

20

0%-15% 15%-30% >30%

GD 0%

GD 20%

GD 50%

Rete radiale Rete magliata

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CAPITOLO 7. MOTIVAZIONI ECONOMICHE DELLA MAGLIATURA

160

Figura 7.3 Schema delle configurazioni di rete esaminate

Tabella 7.3 Costi attesi per rete di distribuzione radiale e magliata (in grigio penetrazione 10% e 30%)

CUp [k€] CASSD [k€] CLoss [k€] CTot

[k€] GD% SAIDI1 SAIFI2

4897.20 160.20 431.40 5732.50 0.00 1h10’ 2.794581.33 160.21 379.72 5361.79 11.63 1h13’ 3.184581.33 160.21 295.29 5294.76 27.91 1h16’ 3.664581.33 140.18 205.52 5234.80 46.51 1h15’ 3.56R

adia

le

4581.33 140.18 168.94 5175.61 60.47 1h10’ 2.79351.70 80.10 454.90 1016.50 0.00 1h21’ 4.35

29.44 80.10 409.31 650.03 9.30 1h21’ 4.2329.44 80.10 290.18 539.92 25.58 1h21’ 4.3529.44 80.10 194.89 456.53 48.84 1h19’ 4.00

Con

giun

gent

i ch

iuse

29.44 80.10 128.04 390.66 62.79 1h21’ 4.3529.40 100.10 489.3 744.40 0.00 1h18’ 4.1629.40 80.10 401.67 656.45 9.30 1h18’ 4.1629.40 80.10 285.09 542.53 27.91 1h21’ 4.5529.44 80.10 182.65 437.80 48.84 1h19’ 4.26C

onfig

. m

aglia

ta M

1

29.44 80.10 120.70 400.85 67.44 1h19’ 4.2629.40 180.20 472.10 780.60 0.00 1h11’ 4.1929.44 100.13 397.81 653.18 9.30 1h11’ 4.1929.44 100.13 283.73 546.85 27.91 1h11’ 4.1929.44 100.13 207.71 473.71 44.19 1h12’ 4.39C

onfig

. m

aglia

ta M

2

29.44 120.16 127.70 415.17 69.77 1h11’ 4.2129.40 200.30 466.30 780.50 0.00 1h00’ 4.3429.44 120.16 406.48 666.93 9.30 1h00’ 4.3429.44 120.16 283.07 556.08 27.91 1h00’ 4.3429.44 120.16 186.91 467.15 48.84 1h00’ 4.34C

onfig

. m

aglia

ta M

3

29.44 140.18 122.20 411.23 69.77 0h54’ 3.41

Legendaradialecongiungenti chiuseconfigurazione magliata M1configurazione magliata M2configurazione magliata M3

Legendaradialecongiungenti chiuseconfigurazione magliata M1configurazione magliata M2configurazione magliata M3

Legendaradialecongiungenti chiuseconfigurazione magliata M1configurazione magliata M2configurazione magliata M3

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CAPITOLO 7. MOTIVAZIONI ECONOMICHE DELLA MAGLIATURA

161

Si vede poi dai risultati riportati nella Tabella 7.3 che, nonostante il caso radiale sia comunque quello peggiore, ulteriori infittimenti della magliatura non apportano particolari benefici. L’unico caso in cui si rileva il beneficio della magliatura è quello in assenza di GD (i costi globali delle configurazioni magliate con 0% di GD sono molto ridotti anche rispetto al costo della sola chiusura delle congiungenti). Tuttavia, poiché la GD è uno dei motivi fondamentali che portano al cambiamento, l’adozione di strutture complesse, quali quelle magliate, in assenza di GD non troverebbero la giusta motivazione a causa degli ingenti investimenti (non considerati in questo studio) da sostenere per modificare la ben consolidata filosofia di gestione. Questo risultato può però migliorare qualora si scelgano opportunamente i lati di chiusura delle maglie e i vantaggi di una ottimizzazione della topologia si sono già commentati nel paragrafo precedente. In questo particolare studio, infatti, non si è svolta un’ottimizzazione topologica ma solo un’allocazione ottima della GD su reti a topologia fissa. Proprio dal confronto tra questo studio, a topologia fissa, e quello invece ottenuto lasciando al programma la libertà di ottimizzare la topologia, si vede che la configurazione di rete ottimale di Figura 7.2-(b) risultato dell’ottimizzazione topologica è un ibrido tra le tre configurazioni proposte (M1, M2 ed M3 di Figura 7.3).

Dalla Tabella 7.3 è importante notare, ancora una volta, che mentre il costo delle perdite non è un buon motivo per passare alla gestione magliata, i costi di adeguamento della rete sono molto inferiori per qualunque delle configurazioni magliate. Inoltre, indipendentemente dalla quantità di GD che si voglia installare tali costi sono molto più piccoli rispetto a quelli che si devono sostenere qualora si scegliesse di mantenere l’esercizio radiale. D’altra parte è bene ricordare che se l’inserimento della GD determina un incremento del livello di corrente di guasto eccedente il potere degli interruttori attualmente in uso dovranno essere valutati dei costi aggiuntivi per il necessario adeguamento dei dispositivi di protezione e che si dovrà risolvere la difficile questione dell’attribuzione di questi costi. Alcuni di questi costi, però, come illustrato nel CAPITOLO 3, potranno essere coperti dagli stessi produttori sotto forma di un canone per lo sviluppo e la gestione della rete attiva.

7. 3 Considerazioni conclusive

In conclusione la rete magliata può essere d’aiuto per incrementare il livello di penetrazione della GD qualora tale livello raggiungesse valori molto elevati e l’obiettivo del gestore del sistema di distribuzione fosse quello di differire gli investimenti per l’adeguamento del sistema. Oppure, cambiando punto di vista, se l’obiettivo del gestore del sistema fosse quello di favorire lo sviluppo di una rete attiva per permettere l’integrazione nel sistema di ingenti quantità di GD sotto l’azione di motivazioni

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CAPITOLO 7. MOTIVAZIONI ECONOMICHE DELLA MAGLIATURA

162

politiche e/o ambientali, allora le reti magliate troverebbero una vera giustificazione in quanto permettono di accogliere la GD senza ulteriori modifiche. Si tratta ovviamente di completare l’analisi dei costi della trasformazione considerando tutti gli aspetti del problema (non ultimo l’abbandono di pratiche di gestione ben consolidate e l’addestramento del personale). In ogni caso gli studi hanno mostrato che il passaggio dalla struttura radiale a quella magliata permette significanti riduzioni negli investimenti che possono essere efficacemente impiegati dalle società di distribuzione per l’implementazione di una rete attiva e coprire almeno in parte il costo della trasformazione [21].

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163

CONCLUSIONI

In tutto il mondo occidentale si assiste ad una sempre maggiore attenzione verso le problematiche dello sviluppo sostenibile, ad una progressiva deindustrializzazione, accompagnata dalla crescita dei settori terziario e commerciale ed alla progressiva liberalizzazione del mercato dell’energia. Questi fattori inevitabilmente finiscono con il determinare una forte pressione al cambiamento ed all’innovazione nel settore della distribuzione dell’energia elettrica. Infatti, essi comportano la connessione di impianti a fonte rinnovabile la cui taglia, nella generalità dei casi impone la connessione alle reti di media e bassa tensione, l’adozione di politiche di controllo della domanda per il miglioramento dell’efficienza, l’adozione di impianti di produzione prossimi agli utilizzatori per ridurre gli oneri di trasmissione, e, infine, il contenimento della volatilità del prezzo dell’energia ed il differimento di una parte degli investimenti per lo sviluppo del sistema. In aggiunta, fra i fattori di pressione devono essere considerati la necessità delle società di distribuzione di produrre utili con budget sempre più ridotti e la presenza di investitori privati che reclamano il diritto alla connessione di nuovi impianti produzione.

Tutte queste esigenze hanno portato a delineare un nuovo paradigma per la distribuzione del futuro: la rete attiva. In essa l’adozione di un efficiente sistema di

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CONCLUSIONI

164

controllo e automazione permette la coesistenza di carichi passivi, carichi controllabili e impianti di produzione (Generazione Distribuita) aiutando i gestori del sistema di distribuzione a differire investimenti per lo sviluppo della rete.

Partendo da questi concetti, la tesi ha svolto un’attività di ricerca mirata a valutare le potenzialità derivanti da una gestione a maglia chiusa delle reti di distribuzione considerata come un primo essenziale passo verso l’implementazione della rete attiva. A tal fine le reti di distribuzione a maglia sono state attentamente esaminate considerando: Il comportamento a regime del sistema (perdite, sfruttamento linee e macchinari,

ecc.); Il comportamento dinamico del sistema (stabilità dinamica in presenza di

generatori); I vantaggi economici e i costi da sostenersi (possibilità di minori investimenti a

parità di crescita di carico e di penetrazione della generazione distribuita; Gli effetti sulla Power Quality e sulla continuità del servizio al variare della presenza

della GD ed al crescere della domanda. Dagli studi è risultato che le reti magliate hanno, rispetto alle radiali, vantaggi quali la

riduzione delle perdite, minori cadute di tensione ai nodi, maggiore flessibilità e capacità di far fronte alla crescita dei carichi, aumento della potenza di corto circuito e dell’affidabilità e, soprattutto, sono in grado aumentare la penetrazione della GD a parità di investimenti per lo sviluppo del sistema. Tali vantaggi sono peraltro in qualche misura attenuati da una generale maggiore complessità di progettazione ed esercizio e da un incremento delle correnti di corto circuito, per cui, per non vanificare i vantaggi conseguibili dalla nuova architettura di rete, la scelta dei lati di magliatura deve essere operata in modo ottimo, con l’ausilio di opportuni strumenti di pianificazione.

Con riferimento al tema della PQ applicata alla reti magliate, nella tesi si è sviluppata una metodologia che permette, per una assegnata topologia di rete l’individuazione dell’insieme degli interventi in grado di ricondurre il livello di qualità atteso ai nodi entro limiti precedentemente stabiliti. Tale metodologia può essere vantaggiosamente utilizzata nella pianificazione a medio termine del sistema per delineare lo sviluppo della rete che garantisce il rispetto degli impegni contrattuali presi con i clienti. Infatti, pianificare tenendo conto di indicatori del livello di PQ, che fino adesso non sono stati esplicitamente presi in considerazione in sede di pianificazione, può diventare una scelta strategica e svolgere un’importante funzione discriminatoria tra le varie alternative a confronto, soprattutto in relazione alla sempre crescente attenzione rivolta dalle autorità di regolazione alla qualità del servizio, ma anche per l’opportunità di offerta da parte dei distributori di nuovi servizi ad alto valore aggiunto. In particolare l’algoritmo proposto è capace di stimare il numero di buchi di tensione patiti all’anno dai nodi della rete ed inoltre di valutare il costo degli intervanti migliorativi (sostituzione linee aeree con cavi interrati e installazione di dispositivi custom power). E’ pertanto possibile lo

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CONCLUSIONI

165

sviluppo di un sistema a maglia chiusa che, nonostante il ruolo positivo giocato dalla pianificazione, richiede comunque l’implementazione delle tecniche proprie delle reti attive.

Emerge altresì il fatto che la trasformazione verso la rete attiva potrà aver luogo solo se vi saranno le dovute condizioni economiche che garantiscono a tutti i soggetti coinvolti la partecipazione ad un mercato equo e competitivo. Infatti, i gestori del sistema di distribuzione da un lato paventano il rischio di una riduzione del livello affidabilistico raggiunto, a causa di mutamenti troppo radicali e non sufficientemente suffragati dalla necessaria maturazione tecnica, e, dall’altro, evidenziano che i costi della trasformazione potrebbero essere non giustificati a fronte di benefici non ancora del tutto chiari. Proprio la previsione a lungo termine di ottenimento di notevoli economie di gestione e la possibilità di offrire nuovi servizi possono essere di impulso per i distributori ad incoraggiare e sostenere la trasformazione. Infatti, gli studi descritti nella tesi hanno permesso di evidenziare che, nonostante gli ingenti investimenti necessari per la trasformazione, la magliatura del sistema di distribuzione, specialmente se adottata congiuntamente alla gestione attiva, è in grado di favorire nel lungo termine economie sfruttabili per coprire almeno in parte i costi della trasformazione. Si tratta di questioni ancora aperte alle quali è necessario fornire una risposta definitiva, che è di competenza più politica che tecnica.

La trasformazione del sistema di distribuzione può avvenire solo con una chiara indicazione politica che possa indirizzare lo sviluppo secondo una strategia coordinata tra tutti i soggetti interessati (soprattutto quelli di regolazione del mercato e normativi). Tale strategia di sviluppo non può limitarsi a delineare gli scenari di lungo termine, ma dovrà anche guidare i passaggi intermedi della trasformazione, necessari nel medio periodo per raggiungere la configurazione tecnologica finale della rete di distribuzione attiva, attraverso la formulazione di linee che guidino la pianificazione strategica e che consentano di individuare soluzioni ottimali a problemi specifici. Sulla base degli studi effettuati e delle considerazioni emerse nella tesi, è possibile definire alcune azioni di sviluppo strategico delle reti di distribuzione necessarie per alcune tipologie di rete. L’attenzione è rivolta soprattutto a individuare in quale tipo di reti (rurali, urbane o extraurbane) e in quale misura sia necessario implementare le reti attive.

Nelle reti rurali, per loro natura intrinsecamente deboli (bassa Pcc) e in cui il non particolarmente elevato livello di qualità è in molti casi sufficiente alle esigenze degli utilizzatori, il vincolo tecnico di più difficile soddisfacimento è quello legato al mantenimento del profilo di tensione. Infatti, mentre lo sviluppo con bassa penetrazione della GD non richiede la trasformazione del sistema, la condizione di forte penetrazione di GD, invece, pone non pochi problemi all’attuale filosofia di regolazione della tensione. Una bassa penetrazione di GD può essere quantificabile come quella che rimane accettabile con l’applicazione del criterio “connect and forget”,

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CONCLUSIONI

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mentre una forte penetrazione è quella che, oltrepassando questo margine, può manifestarsi quando la rete rurale presenta le condizioni per lo sfruttamento di risorse energetiche (ad esempio eoliche). Il rischio in questo ultimo caso è rappresentato dalle eccessive cadute di tensione nelle linee passive e dalle sovratensioni in quelle in cui è presente la GD, ulteriormente esaltato anche dal funzionamento del variatore sottocarico in CP. La pianificazione del sistema deve prevedere allora almeno l’implementazione di azioni elementari di controllo della GD essenzialmente riconducibili al generation curtailment (primo livello della rete attiva), accompagnata eventualmente dalla chiusura delle maglie esistenti (che permette ancora maggiore livello di sfruttamento della GD) e dall’uso dell’isola intenzionale (anche se per il completo sfruttamento sarebbe necessario avere impianti di produzione non solo da fonte aleatoria). Invece, l’implementazione di altre azioni più complesse miranti al controllo della produzione di energia reattiva ed attiva ed al controllo della domanda appaiono in tale tipologia di reti di scarsa utilità visto che raramente ci si trova ad avere un mix energetico sufficientemente ampio.

Nel caso delle reti urbane (congiungenti pure e/o spurie), caratterizzate da elevata crescita del carico, elevato livello di corrente di corto circuito, buon profilo di tensione ed una elevata esigenza di qualità e continuità del servizio, è possibile pensare che la GD sia essenzialmente costituita da impianti connessi al sistema di bassa tensione (microCHP, solare fotovoltaico) o da impianti CHP di taglia maggiore usati nel terziario (banche, residence, centri commerciali, ecc.) o con finalità di teleriscaldamento. Trascurando gli impianti connessi alla rete di bassa tensione, le altre sorgenti sono altamente dispacciabili (specialmente se le si dota di accumulo termico), per cui ciò di cui il pianificatore della rete in tale contesto deve tenere conto è che

il mantenimento dello schema attuale passivo/radiale impone alti investimenti per la crescita del carico e per l’ottenimento di elevati standard di qualità e

l’uso di impianti CHP è altamente conveniente e favorito da normative energetiche/ambientali per cui in futuro aumenterà la domanda di connessione.

La pianificazione strategica del sistema in questo caso consiglia allora l’implementazione della rete attiva gestita al pieno delle sue funzionalità con il controllo di tutte le risorse energetiche presenti, la chiusura delle congiungenti (che permette il migliore sfruttamento degli asset esistenti, l’innalzamento del livello di continuità del servizio e una migliore gestione della generazione presente) e infine l’adozione di dispositivi per la limitazione delle correnti di corto circuito (anche se dagli esempi studiati l’incremento delle correnti di corto circuito non ha mai determinato il superamento della soglia dei 12,5kA).

Nelle reti miste (urbane/extraurbane), che spesso alimentano aree periferiche delle città in cui coesiste carico residenziale, terziario e industriale, il carico è in forte crescita (si pensi allo sviluppo della grande distribuzione commerciale) e le possibilità di

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CONCLUSIONI

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recupero energetico mediante la generazione distribuita sono notevolissime. È quindi atteso un forte incremento delle domande di connessione una volta che saranno ridotti i costi di connessione. In tali aree il mantenimento dell’attuale struttura del sistema richiederebbe nel giro di pochi anni elevati investimenti che, peraltro, non sarebbero in grado di permettere lo sviluppo della GD ai massimi livelli, ma avrebbero prevalentemente la funzione di permettere unicamente il soddisfacimento della domanda. Per questo in queste aree è fondamentale che la rete non costituisca un limite alla diffusione della GD in quanto il suo sfruttamento permette grandi risparmi energetici (riduzione complessiva del combustibile primario utilizzato). Le azioni di pianificazione strategica del sistema in reti di questo tipo possono essere ricondotte alla chiusura di tutte le maglie al fine di permettere la libera diffusione della GD senza investimenti e modifiche della rete e l’implementazione di una rete attiva per il controllo della GD presente finalizzata essenzialmente alla regolazione della tensione.

Per finire, nelle reti di distribuzione per distretti industriali la pianificazione strategica non può che orientarsi verso l’assetto più innovativo delle reti attive, quello a microreti, la cui gestione è affidata direttamente al distretto stesso. All’interno del distretto la microrete sarà a maglia (le reti industriali sono già in molti casi magliate per motivi affidabilistici) e sarà dotata di un sistema di controllo di tutte le risorse distribuite. Gli utenti della microrete, liberi di operare sul mercato vendendo e/o acquistando da esso l’energia, possono ottenere risparmi considerevoli dell’ordine del 20-30% [24]. La possibilità di riconfigurazione on-line potrà permettere vantaggi economici (assetto di rete legato all’assetto di produttivo) e aumentare l’affidabilità. La possibilità di funzionamento autonomo aumenta la continuità del servizio e, in certi casi, anche la qualità della tensione. L’adozione di questo schema dovrebbe essere favorita dai distributori (gestori del sistema di distribuzione) in quanto la microrete, che agisce nei confronti del sistema come un “buon cittadino” e si comporta quindi come un carico regolabile, avrebbe l’onere della gestione attiva del sistema ed inoltre la realizzazione e la manutenzione della microrete potrebbe essere operata dal impresa di distribuzione che vedrebbe quindi la possibilità di apertura di nuovi mercati.

In conclusione, poiché già oggi ci si trova di fronte alla necessità di dover valutare in concreto la compatibilità della GD con le reti di distribuzione esistenti (radiali e gestite come passive), che non sono le più adatte ad accogliere e valorizzare tutti i benefici derivanti dagli impianti di GD, la pianificazione strategica può aiutare a risolvere i difficili quesiti dei distributori. Le motivazioni di una pianificazione strategica orientata non solo all’ottenimento di economie di gestione, ma anche all’integrazione delle risorse energetiche distribuite, sono legate al fatto che la rimozione delle barriere economiche alla connessione, unitamente al crescente costo dell’energia, aumenterà l’interesse verso investimenti produttivi nella generazione distribuita, portando in alcune aree la concentrazione di generazione verso percentuali rilevanti. Nella presente tesi

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CONCLUSIONI

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sostanzialmente si sono individuate nelle reti urbane, in quelle miste e nelle reti industriale le aree in cui è più vantaggioso l’adozione di schemi ad anello chiuso o con limitato livello di magliatura (sempre con scelta dei lati di magliatura operata in modo ottimo). Allora, i distributori, in quanto gestori del sistema, chiamati a permettere l’implementazione di un tale assetto garantendo complessivamente l’economia di gestione e la qualità del servizio, devono fin d’ora individuare le scelte strategiche verso le quali tendere con una serie di graduali modifiche all’attuale sistema.

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Appendice A.Criteri di allacciamento della GD alle reti di

distribuzione

La Norma CEI 11-20 regola in Italia le pratiche di avviamento, esercizio e arresto degli impianti di produzione di energia elettrica (e dei gruppi di continuità) collegati alle reti di I e II categoria (400 V e 15kV-20kV rispettivamente), in condizioni ordinarie di funzionamento e in presenza di malfunzionamenti nell’impianto di generazione. In aggiunta alle prescrizioni della Norma, in Italia, sono da citare quelle del regolamento ENEL DK 5740 (Criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete MT della Distribuzione).

La Norma, che è rivolta principalmente e ad impianti autoproduttori, prevede per l’impianto di produzione la possibilità di tre tipi di funzionamento:

1. Funzionamento in isola: condizioni in cui l’impianto di produzione non è collegato ad una rete pubblica.

2. Funzionamento in parallelo con la rete pubblica: condizioni in cui l’impianto di produzione viene collegato ad una rete pubblica sia per ragioni funzionali sia per integrare la propria produzione.

3. Funzionamento misto: condizioni in cui l’impianto di produzione può funzionare sia in parallelo alla rete pubblica sia in isola.

Ciò che la Norma proibisce è che gli impianti di produzione possano funzionare in isola su porzioni di rete pubblica, ossia quello che è stato definito come funzionamento in isola intenzionale.

Lo schema di collegamento definito dalla Norma prescrive la presenza di tre dispositivi di protezione (generale, di interfaccia e di macchina) secondo la rappresentazione schematica di Figura A-1).

In particolare la Norma definisce: Dispositivo della rete pubblica: dispositivo installato all’origine della linea della rete

pubblica (non presente in Figura A-1). Dispositivo generale: dispositivo installato all’origine della rete del produttore e

cioè immediatamente a valle del punto di consegna dell’energia elettrica dalla rete pubblica.

Dispositivo di interfaccia: dispositivo installato nel punto di collegamento della rete in isola alla restante parte della rete del produttore sul quale agiscono le protezioni di interfaccia.

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APPENDICE A. CRITERI DI ALLACCIAMENTO DELLA GD ALLE RETI DI DISTRIBUZIONE

170

Dispositivo del generatore (di macchina): dispositivo installato a valle dei terminali di ciascun generatore dell’impianto di produzione.

Figura A- 1 Schema di collegamento dell’impianto produttore alla rete pubblica prescritto dalla Norma CEI 11-20.

In realtà il temine “dispositivo” riassume la combinazione di apparecchi diversi o un singolo apparecchio idoneo a svolgere le funzioni di sezionamento, di comando e di interruzione.

Lo schema di collegamento per gli impianti di produzione deve assicurare le seguenti funzioni:

a) avviamento, esercizio ed arresto dell’impianto di produzione in condizioni ordinarie cioè in assenza di guasti o di funzionamenti anomali;

b) arresto del processo di conversione di energia in energia elettrica, quando si manifesti nell’impianto di produzione un guasto o un funzionamento anomalo;

c) intervento coordinato dei dispositivi del generatore e della rete del produttore, per guasti o funzionamenti anomali durante il funzionamento in isola su carichi privilegiati;

d) intervento coordinato del dispositivo di interfaccia con quelli del generatore, del generale, e della rete pubblica, per guasti o funzionamenti anomali durante il funzionamento in parallelo con la rete pubblica;

e) distacco dell’impianto di produzione dell’energia dalla rete pubblica tramite il dispositivo di interfaccia nei seguenti casi:

apertura intenzionale del dispositivo della rete pubblica, guasti o funzionamenti anomali della rete pubblica.

Uno schema più dettagliato del collegamento e delle protezioni di sistemi di produzione di energia elettrica destinati al funzionamento in parallelo alla rete pubblica di II categoria e al funzionamento misto è riportato in Figura A-2, in cui sono presenti espliciti riferimenti alle funzioni elencate sopra.

La Norma prescrive il coordinamento dei dispositivi di protezione della rete pubblica e quelli dell’autoproduttore (secondo la Tabella A-1) e impone il distacco

Dispositivo del

Generatore

Dispositivo di

Interfaccia

Dispositivo generale

Apparecchiature di consegna e

gruppo di misura

Parte della rete dell’autoproduttore non

abilitata al funzionamento in isola

Parte della rete dell’autoproduttore

abilitata al funzionamento in isola

RE

Sist

emi E

lett

rici

del

l’aut

opro

dutt

ore

Sistema di produzione

Dispositivo del

Generatore

Dispositivo di

Interfaccia

Dispositivo generale

Apparecchiature di consegna e

gruppo di misura

Parte della rete dell’autoproduttore non

abilitata al funzionamento in isola

Parte della rete dell’autoproduttore

abilitata al funzionamento in isola

RE

Sist

emi E

lett

rici

del

l’aut

opro

dutt

ore

Sistema di produzione

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APPENDICE A. CRITERI DI ALLACCIAMENTO DELLA GD ALLE RETI DI DISTRIBUZIONE

171

dell’impianto di produzione dalla rete pubblica nei casi di apertura intenzionale del dispositivo della rete pubblica o per guasti o funzionamenti anomali della rete stessa (seconda riga della Tabella A-1 evidenziata in grigio). Come si vede, la Norma appare molto cautelativa nei confronti dei guasti che occorrono nella rete pubblica e impone il distacco dei generatori allacciati alla linea guasta senza nessuna eccezione.

Tabella A- 1 Coordinamento dei dispositivi di protezione secondo la Norma CEI 11-20

Evento Dispositivo della rete pubblica

Dispositivo generale

Dispositivo di interfaccia

Dispositivo del generatore

Guasto o funzionamento anomalo della rete pubblica

SI 1°livello NO SI

2°livello SI 3°livello

Guasto o funzionamento anomalo della rete del produttore

SI 3°livello

SI 1°livello

SI 2°livello

SI 3°livello

Guasto sull’impianto del produttore

NO SI 3°livello

SI 2°livello

SI 1°livello

Nota: in caso di guasto o funzionamento anomalo di linee appartenenti alla rete pubblica con dispositivo di richiusura rapida, il dispositivo di interfaccia deve intervenire prima di quello della rete pubblica.

Figura A- 2 Schema di collegamento e di protezione di sistemi di produzione di energia elettrica destinati al funzionamento in parallelo alla rete pubblica di II categoria e al funzionamento misto

Nota: (1) Eventuale banco di condensatori di rifasamento. (2) Utenze privilegiate solo per sistemi di conversione idonei al funzionamento in isola. (3) Eventuale complesso di autoeccitazione per generatori asincroni nel funzionamento in isola. (4) Sganciatore di apertura a mancanza di tensione.

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173

Appendice B. Protezioni innovative per reti attive a larga

penetrazione di GD

La GD e lo sviluppo di schemi per reti innovative richiedono sistemi di protezione di nuova concezione che facciano uso di relé a microprocessore e si avvantaggino delle possibilità offerte dai sistemi di comunicazione [9]. In questa linea si inserisce l’innovativo sistema di protezione adattativo proposto in [8] la cui applicabilità è stata valutata in alcuni studi operati nell’ambito della RdS [54], [55], [56].

Sostanzialmente il sistema proposto prevede l’esecuzione di una serie di operazioni off-line volte ad identificare il sistema ed a definire una look-up table per individuare quali protezioni fare intervenire per ogni possibile guasto. Una volta compiuta la fase di elaborazione off-line è prevista l’elaborazione on-line dei dati provenienti dal sistema per comandare l’intervento delle protezioni. Il sistema prevede l’impiego di un elaboratore centrale, che elabora le misure provenienti dalle sole sbarre in cui sono collegati i generatori ed individua, impiegando algoritmi relativamente semplici e veloci, il ramo oggetto del malfunzionamento e la zona d’appartenenza. Il sistema è intrinsecamente adatto a lavorare anche su reti gestite a maglia chiusa, garantendo una completa flessibilità d’esercizio (la flessibilità è relativa alla logica di controllo delle protezioni, resta ovviamente il problema dell’aumento delle correnti di corto circuito nel passaggio radiale-magliato).

Nel seguito è brevemente descritto il principio di funzionamento del sistema di protezione, che richiede di: posizionare in cabina primaria un dispositivo di comando a microprocessore in

grado di immagazzinare ed analizzare una grande quantità di dati nonché di comunicare con gli altri dispositivi di zona. Durante i guasti tale relé deve essere in grado di individuare dove si trovi il guasto e comandare l’intervento delle protezioni interessate;

suddividere la rete in zone durante la fase di pianificazione o di progettazione. Il criterio proposto per la determinazione delle zone è che esse abbiano sufficiente generazione da poter stare in isola intenzionale, ovvero carichi e sorgenti di una stessa zona approssimativamente si equilibrano e un generatore è capace di comportarsi da centrale pilota per fornire i riferimenti di tensione e frequenza (Figura B-1);

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APPENDICE B. PROTEZIONI INNOVATIVE PER RETI ATTIVE A LARGA PENETRAZIONE DI GD

174

posizionare nei punti di confine fra le zone interruttori automatici con relé direzionale comandati dal dispositivo principale in testa al feeder; tali protezioni realizzano sulla singola zona il normale ciclo di richiusura per l’eliminazione dei guasti temporanei.

Figura B - 1 Suddivisione della rete di distribuzione in zone (procedura da eseguirsi off-line per equilibrare carichi e generazione).

Il sistema di protezioni si basa sulla misura continua e sincronizzata (ad es. mediante GPS) delle correnti nella sbarra MT in CP e nelle sbarre in cui è collegata la GD; i punti di connessione fra le zone devono essere direzionali. Il sistema è tarato utilizzando i dati ottenuti da simulazioni off-line per il calcolo delle correnti di corto circuito (tutti i possibili tipi di corto circuito) su ogni fase. In Figura B-2 è illustrato il diagramma di flusso della protezione nel funzionamento on-line. Nell’applicazione statunitense il guasto è riconosciuto sfruttando la forte differenza che viene a determinarsi tra la somma delle correnti erogate da macchine e cabina primaria e il totale della corrente richiesta dal carico in occasione dei guasti. In Italia questa procedura non sembra direttamente applicabile a causa del valore ridotto che assumono le correnti di guasto monofase a terra, ad ogni modo il problema dell’individuazione del guasto sembra superabile con i relé attualmente utilizzati a cui però è necessario aggiungere sicuramente elementi direzionali per evitare il rischio di perdita di selettività.

In [8] il ramo della zona in cui avviene il guasto è individuato sfruttando il contributo fornito da ogni singolo generatore. Si tratta di un interessante modo di procedere che sfrutta sia i dati ottenibili mediante calcoli off-line sia quelli provenienti dai punti di misura. La precisione nell’individuazione del lato guasto cresce all’aumentare del numero di generatori presenti e all’allontanarsi dalla configurazione radiale. In via semplificata l’individuazione del ramo guasto avviene secondo la seguente procedura: si confronta il contributo di ciascuna sorgente al guasto (dato misurato) con il

risultato dei calcoli off-line; se il guasto è in una delle sbarre il contributo dei vari generatori coinciderà, nei limiti

delle approssimazioni introdotte, con i contributi calcolati off-line. La sbarra guasta

Z2

B1-2

Z5

Z6Z3

Z4Z1

CP

B4-5

BCP-1

B5-6B3-5B2-3

B2-5Z2

B1-2

Z5

Z6Z3

Z4Z1

CP

B4-5

BCP-1

B5-6B3-5B2-3

B2-5

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APPENDICE B. PROTEZIONI INNOVATIVE PER RETI ATTIVE A LARGA PENETRAZIONE DI GD

175

è quindi quella cui corrispondono contributi al guasto da parte di tutte le sorgenti pari a quelli provenienti dal sistema di misura;

se, come più probabile, il guasto è in un punto intermedio tra due nodi i e j, il contributo al guasto dei singoli generatori dipende ovviamente dall’impedenza del ramo i-j oltre che dalla mutua posizione del guasto e dei generatori. In Figura B-3 è illustrato l’andamento del contributo di due sorgenti al variare della posizione del guasto: si nota che affinché il guasto possa essere nel ramo i-j è necessario che il contributo al guasto misurato stia sulle rette di Figura B-3. L’individuazione del ramo guasto prevede quindi il confronto dei contributi al guasto di tutte le sorgenti per tutti i possibili rami con i valori calcolati nell’ipotesi di guasto all’estremità. È considerato guasto quel ramo che, nell’ipotesi di guasto agli estremi, determina correnti di guasto in tutte le sorgenti che contengono il contributo al guasto misurato.

Figura B - 2 Diagramma di flusso per il funzionamento del sistema di protezione.

Controllo incrociato sulla direzione della corrente

Controllo incrociato sulla direzione della corrente

Apertura interruttori per isolare la zona guasta e disconnessione della GD di zonaApertura interruttori per isolare la zona

guasta e disconnessione della GD di zona

Il guasto è sentito ancora?

Il guasto è sentito ancora?

StopStop

Apertura interruttore

della CPsi

no

Il guasto è temporaneo?

Apertura degli interruttori che isolano la zona

guasta

Chiusura interruttori di zona uno per uno e riconnessione GD

Aggiornamento dati del sistema

Vai allo startAnalisi off -line

si

no

Start

Il guasto è su GD ?

Presenza di un guasto.

si

no

Esamina tutti i rami per individuare quello guasto.Confronta i dati elaborati off-line con quelli di misura.

Le protezioni al punto di connessione escludono la GD guasta

Ciclo di richiusura mediante uno degli interruttori e determinazione durata del guasto.

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APPENDICE B. PROTEZIONI INNOVATIVE PER RETI ATTIVE A LARGA PENETRAZIONE DI GD

176

Figura B - 3 Determinazione del lato guasto in un sistema con due sorgenti: le correnti misurate Is1 e Is2 devono essere comprese fra Is1Min e Is1Max ed Is2Min e Is2Max rispettivamente affinché il

guasto sia fra le due sbarre.

Il sistema di protezioni in realtà non richiede la precisa individuazione del ramo in avaria, quanto piuttosto la localizzazione della zona, ad ogni modo l’individuazione del ramo aiuta a migliorare la qualità del servizio. Sono ovviamente possibili altre soluzioni differenti da quella proposta, ma è interessante osservare che in questo caso il metodo di localizzazione si avvantaggia della complessità dello schema e la sua precisione aumenta all’aumentare del livello di magliatura e del numero di sorgenti presenti.

Individuata la zona guasta, il relé principale (in cabina primaria) invia il comando di apertura agli interruttori che la proteggono. Una volta isolata la zona, è sufficiente verificare la natura del guasto (permanente o temporanea) attivando un ciclo di richiusura su uno solo degli interruttori di zona (scelto in precedenza). In questo modo si evita qualunque problema di sincronizzazione: se il guasto permane l’interruttore si riapre istantaneamente ed il sistema adattativo si “riadatta” alla nuova configurazione elaborando nuovi calcoli (load flow e corto circuito). Se invece il guasto è temporaneo il relé invia il segnale di chiusura a tutti gli interruttori di zona, uno alla volta, per permettere una risincronizzazione. Infine anche l’interruttore della GD della zona guasta viene richiuso e il sistema torna alle condizioni di normale esercizio. Nel caso di guasto permanente ci potrebbero essere nel sistema delle intere zone isolate che in virtù del criterio di definizione delle zone (equilibrio tra carico e GD) continueranno a funzionare in isola intenzionale (sempre che tale pratica sia ovviamente ammessa).

G

Is1Max

Is1Min

Is2Max

Is2Min

Is2Is1

CP

i j

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177

Appendice C. Software di pianificazione ottima delle reti

elettriche di distribuzione (SPREAD)

Il programma SPREAD (Sistema integrato per gli studi di pianificazione delle reti attive di distribuzione) è stato realizzato presso il Dipartimento di Ingegneria Elettrica ed Elettronica dell'Università di Cagliari nell’ambito di diversi contratti per la Ricerca di Sistema del settore elettrico [55] stipulati tra il CESI S.p.A. (Centro Elettrotecnico Sperimentale Italiano) ed il DIEE (Dipartimento di Ingegneria Elettrica ed Elettronica) dell’Università di Cagliari su temi inerenti la pianificazione delle reti di distribuzione [58], [59], [60].

Il programma SPREAD consiste in un unico ambiente integrato per la pianificazione delle reti di distribuzione e per l’individuazione dei siti in cui l’inserimento distribuito delle sorgenti di generazione comporti i migliori risultati in termini di valutazione costi / benefici. Esso si presenta come integrazione di tre moduli principali, interagenti e funzionanti sotto un’unica interfaccia grafica (Figure C-1 e C-2):

PREDA (Pianificazione delle Reti di Distribuzione Attive) - Evoluzione ottimale della rete durante un prefissato periodo di studio in un dato scenario;

PROLOCO_GD (PROtotipo per la LOCalizzazione Ottima della GD) - Individuazione ottimale del numero e della posizione dei generatori in una rete MT esistente;

TEODORA (Teoria delle Decisioni per l’Ottimizzazione delle Reti Attive) - Studi di pianificazione a scenario, mediante variazione di uno dei parametri che influenzano la pianificazione (es. il tasso di crescita dei carichi).

Figura C- 1 Schematizzazione dell’ambiente software SPREAD

S.P.RE.A.D.S.P.RE.A.D.Sistema integrato per gli studi di

Pianificazione delle REti Attive di Distribuzione

P.RE.D.A.P.RE.D.A.P.RE.D.A. PRO.LOC.O.GDPRO.LOC.O.GDPRO.LOC.O.GD

output output

TEO.D.O.R.A.TEO.D.O.R.A.TEO.D.O.R.A.

output

DATABASE dati reti di distribuzione MTDATABASE dati reti di distribuzione MT

Interfaccia conversionedati di input

Interfaccia conversionedati di inputinput

S.P.RE.A.D.S.P.RE.A.D.Sistema integrato per gli studi di

Pianificazione delle REti Attive di Distribuzione

S.P.RE.A.D.S.P.RE.A.D.Sistema integrato per gli studi di

Pianificazione delle REti Attive di Distribuzione

P.RE.D.A.P.RE.D.A.P.RE.D.A. PRO.LOC.O.GDPRO.LOC.O.GDPRO.LOC.O.GDP.RE.D.A.P.RE.D.A.P.RE.D.A. PRO.LOC.O.GDPRO.LOC.O.GDPRO.LOC.O.GD

output output

TEO.D.O.R.A.TEO.D.O.R.A.TEO.D.O.R.A.

output

TEO.D.O.R.A.TEO.D.O.R.A.TEO.D.O.R.A.

output

DATABASE dati reti di distribuzione MTDATABASE dati reti di distribuzione MT

Interfaccia conversionedati di input

Interfaccia conversionedati di inputinput

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APPENDICE C. SOFTWARE DI PIANIFICAZIONE OTTIMA DELLE RETI ELETTRICHE DI DISTRIBUZIONE

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Figura C- 2 Schematizzazione del software SPREAD

Il programma SPREAD, oltre a consentire il funzionamento dei singoli moduli PREDA e PROLOCO_GD in maniera indipendente, offre la possibilità di effettuare in maniera duale studi incrociati che acquisiscano come ingresso di un modulo i file d’uscita dell’altro.

La versione attuale del software, che consiste in un’evoluzione delle precedenti versioni di SPREAD, è in grado di operare con reti di distribuzione aventi struttura magliata. Il programma è quindi adeguato ai nuovi criteri di pianificazione della rete di distribuzione e viene proposto come valido supporto decisionale per la scelta delle azioni più proficue da adottare per lo sviluppo della futura rete elettrica di distribuzione MT.

Modulo PREDA

Obiettivo del modulo PREDA è quello di definire la configurazione ottimale di una rete MT in presenza di GD. PREDA permette di considerare, durante la pianificazione delle reti MT, la presenza di GD in quantità non trascurabile, fornendo utili indicazioni sull’influenza che la GD può portare alla pianificazione delle reti di distribuzione. Per tener conto delle nuove topologie di rete che si prospetteranno nello scenario futuro, l’algoritmo di ottimizzazione è stato adeguato alle nuove specifiche.

Assegnate le stazioni primarie destinate a servire una certa zona e nota la dislocazione e l'esigenza dell'utenza, la finalità del modulo di pianificazione PREDA consiste nella determinazione dell’evoluzione dinamica della rete di distribuzione con la migliore topologia (radiale, magliata o mista), che minimizzi i costi complessivi per il periodo di pianificazione considerato, nel rispetto dei vincoli tecnici assegnati. Tra le altre caratteristiche del programma, una di particolare rilevanza per il miglioramento

Algoritmo di ottimizzazione

Dimensionamento rete

Valutazione Costi/F.O.

INTERFACCIA UTENTE

SOLUZIONE OTTIMA

Data Baseesterno

Rete

Clienti

AmbienteC.d.t

Correnti

Coto circuito

Vincoli Tecnici

Interruzioni lungheGrafici

Data Base

Risultati

Raccolta soluzioni della rete

Metodo teoria delle decisioni

Risultati grafici

Modulo DTModulo ODGA

Algoritmo di ottimizzazione

Dimensionamento rete

Valutazione Costi/F.O.

Modulo NTO

Algoritmo di ottimizzazione

Dimensionamento rete

Valutazione Costi/F.O.

INTERFACCIA UTENTE

SOLUZIONE OTTIMA

Data Baseesterno

Rete

Clienti

AmbienteC.d.t

Correnti

Corto circuito

Vincoli Tecnici

Interruzioni lungheGrafici

Data Base

Risultati

Raccolta soluzioni della rete

Metodo teoria delle decisioni

Risultati grafici

Modulo DTModulo ODGA

Algoritmo di ottimizzazione

Dimensionamento rete

Valutazione Costi/F.O.

Modulo NTO

Vincolo PQ

Algoritmo di ottimizzazione

Dimensionamento rete

Valutazione Costi/F.O.

INTERFACCIA UTENTE

SOLUZIONE OTTIMA

Data Baseesterno

Rete

Clienti

AmbienteC.d.t

Correnti

Coto circuito

Vincoli Tecnici

Interruzioni lungheGrafici

Data Base

Risultati

Raccolta soluzioni della rete

Metodo teoria delle decisioni

Risultati grafici

Modulo DTModulo ODGA

Algoritmo di ottimizzazione

Dimensionamento rete

Valutazione Costi/F.O.

Modulo NTO

Algoritmo di ottimizzazione

Dimensionamento rete

Valutazione Costi/F.O.

INTERFACCIA UTENTE

SOLUZIONE OTTIMA

Data Baseesterno

Rete

Clienti

AmbienteC.d.t

Correnti

Corto circuito

Vincoli Tecnici

Interruzioni lungheGrafici

Data Base

Risultati

Raccolta soluzioni della rete

Metodo teoria delle decisioni

Risultati grafici

Modulo DTModulo ODGA

Algoritmo di ottimizzazione

Dimensionamento rete

Valutazione Costi/F.O.

Modulo NTO

Algoritmo di ottimizzazione

Dimensionamento rete

Valutazione Costi/F.O.

INTERFACCIA UTENTE

SOLUZIONE OTTIMA

Data Baseesterno

Rete

Clienti

AmbienteC.d.t

Correnti

Coto circuito

Vincoli Tecnici

Interruzioni lungheGrafici

Data Base

Risultati

Raccolta soluzioni della rete

Metodo teoria delle decisioni

Risultati grafici

Modulo DTModulo ODGA

Algoritmo di ottimizzazione

Dimensionamento rete

Valutazione Costi/F.O.

Modulo NTO

Algoritmo di ottimizzazione

Dimensionamento rete

Valutazione Costi/F.O.

INTERFACCIA UTENTE

SOLUZIONE OTTIMA

Data Baseesterno

Rete

Clienti

AmbienteC.d.t

Correnti

Corto circuito

Vincoli Tecnici

Interruzioni lungheGrafici

Data Base

Risultati

Raccolta soluzioni della rete

Metodo teoria delle decisioni

Risultati grafici

Modulo DTModulo ODGA

Algoritmo di ottimizzazione

Dimensionamento rete

Valutazione Costi/F.O.

Modulo NTO

Vincolo PQ

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APPENDICE C. SOFTWARE DI PIANIFICAZIONE OTTIMA DELLE RETI ELETTRICHE DI DISTRIBUZIONE

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della qualità del servizio è quella che permette di stabilire il posizionamento ottimale dei dispositivi automatici di sezionamento del tronco guasto.

L’algoritmo di ottimizzazione si basa sull’adozione di modelli di calcolo dei flussi di potenza mutuati dal load flow probabilistico e adattati, mediante opportune ipotesi, alle reti di distribuzione. In tal modo è possibile tenere in considerazione in modo oggettivo le notevoli aleatorietà associate a generatori che impiegano fonti rinnovabili, considerando anche nella fase di pianificazione della rete, la presenza di tutte le possibili sorgenti di alimentazione. Il programma di calcolo, adatto a risolvere problemi di pianificazione di reti MT in cui sia i carichi che le unità della GD possano subire variazioni nel numero e nella potenza, utilizza una procedura euristica che, anche se non fornisce la certezza di condurre ad un minimo assoluto, permette l'individuazione di reti di basso costo rispondenti ai criteri di affidabilità e di qualità del servizio, con tempi di calcolo accettabili. Tale metodo è fondato su tecniche di esplorazione per separazione e valutazione successiva che permettono, per ogni iterazione, di prendere in esame sottoinsiemi ridotti di soluzioni possibili. A partire dalla configurazione iniziale, per ogni configurazione provata vengono scelte le sezioni più convenienti per i rami della rete, nonché il numero e la posizione dei dispositivi automatici. La configurazione della rete iniziale include tutti i lati esistenti presenti nella rete da ottimizzare, e un adeguato numero di lati nuovi, aggiunti per rendere la rete completamente connessa nel caso di qualche nodo nuovo o isolato per mancanza di dati nel file d’ingresso. Partendo dalla configurazione iniziale, generalmente magliata, mediante una procedura di ottimizzazione di tipo “branch and bound” viene applicato un set prestabilito di perturbazioni alla rete e viene effettuata una valutazione sistematica delle configurazioni trovate con l’accettazione delle configurazioni migliorative della soluzione di partenza. Questa procedura viene eseguita in modo sequenziale su tutti i nodi della rete e le perturbazioni vengono costruite in funzione dell’insieme dei collegamenti candidati, definiti preliminarmente per ogni nodo.

Il programma consente la pianificazione ottimale di una rete comprendente fino a 300 nodi classificati “TOP” (dorsali), quantità ritenuta sufficiente per studiare una porzione di rete adeguata. Qualora le dimensioni della rete siano superiori, deve essere effettuata una suddivisione della rete complessiva in più sottoaree, ciascuna di dimensioni tali da poter essere trattata integralmente con successive esecuzioni del programma PREDA. Al fine di ridurre gli errori dovuti alla ipotesi irrealistica che tra porzioni di rete adiacenti non vi siano possibilità di soccorso reciproco, il programma individua automaticamente le connessioni di emergenza tra diverse sottoaree contigue, memorizzandole in un opportuno file. In questo modo è possibile effettuare in modo più corretto la pianificazione locale.

Per tener conto delle incertezze dovute alla aleatorietà nella produzione introdotta da GD da fonti rinnovabili in quantità non marginale, si ricorre ad un approccio

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APPENDICE C. SOFTWARE DI PIANIFICAZIONE OTTIMA DELLE RETI ELETTRICHE DI DISTRIBUZIONE

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probabilistico negli algoritmi di calcolo. Quindi in PREDA si assegna a ciascun generatore una curva di produzione tipica annuale espressa mediante curva di densità di probabilità. La curva di densità di probabilità (pdf – probability density function) può essere differenziata a seconda della tipologia di generazione considerata (ad es. i generatori eolici hanno una pdf di Rayleigh), ma, per velocizzare i calcoli di load flow, si è operata una semplificazione assumendo che sia i generatori che i carichi siano descrivibili anche mediante una distribuzione normale di probabilità. Nello sviluppo del load flow probabilistico le grandezze elettriche considerate sono rappresentate da un valor medio statistico e da una varianza, che indica la dispersione dei valori assunti dalla grandezza considerata attorno al proprio valor medio. Di estrema importanza per la correttezza dei risultati è la definizione della correlazione esistente tra i gruppi di generazione, tra la generazione e il carico e infine tra i carichi stessi. Le correlazioni considerate sono di tipo lineare e vengono valutate con un indice numerico che caratterizza il gruppo di appartenenza.

Modulo PROLOCO_GD

La finalità del modulo PROLOCO_GD è quella di individuare i siti ottimali per la connessione della GD alla rete MT di distribuzione esistente nonché la taglia ottimale dell’unità di generazione da allacciare a ciascun sito individuato. PROLOCO_GD è in grado di considerare unità di generazione di tipologia differente, trattando opportunamente il diverso comportamento che ciascuno di essi presenta in relazione ai livelli delle correnti di cortocircuito ed al profilo delle tensioni, nel rispetto degli eventuali vincoli ambientali presenti nella rete.

Una volta fissata la struttura della rete e noti i carichi e la eventuale GD già presente, PROLOCO_GD permette l’individuazione dei punti in cui è più vantaggioso connettere nuove unità GD al fine di, ad esempio, minimizzare le perdite in rete e/o i costi di gestione. Infatti, una non corretta allocazione della GD potrebbe anche comportare un peggioramento delle condizione di esercizio della rete e, conseguentemente, un aumento dei costi da sostenere.

Allo scopo di massimizzare i benefici globali derivanti dalla presenza di GD in rete, la procedura non individua esclusivamente i punti migliori per la connessione alla rete della GD (siting problem), ma determina anche la taglia ottimale dei generatori da installare (sizing problem) e ogni soluzione è generata nel rispetto di tutti i vincoli ambientali e tecnici, tra i quali il profilo di tensione e il livello delle correnti di cortocircuito nei nodi della rete.

Per affrontare il problema in oggetto il modulo PROLOCO_GD impiega gli Algoritmi Genetici (AG), per il fatto che le modalità di implementazione di queste tecniche di ottimizzazione si adattano facilmente al problema della localizzazione dei

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APPENDICE C. SOFTWARE DI PIANIFICAZIONE OTTIMA DELLE RETI ELETTRICHE DI DISTRIBUZIONE

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siti ottimi per la GD e possono consentire, con opportuni accorgimenti, di eseguire contestualmente anche la scelta della taglia ottima delle unità GD.

Il programma acquisisce inizialmente la struttura della rete esistente e fornisce, al termine dell’ottimizzazione, i siti in cui risulta ottimale il posizionamento della GD e la relativa taglia di ciascuna unità di generazione. Per sua natura il programma si presta ad essere utilizzato per la pianificazione a breve e medio termine, 2-5 anni, durante i quali è relativamente lecito considerare che la topologia della rete di distribuzione possa restare inalterata; questa modalità di impiego è di grande interesse per le scelte di pianificazione dei prossimi anni, nei quali si prevede che, a fronte di una crescente richiesta di allacciamento da parte di produttori privati, vi sia da parte delle società di distribuzione l’esigenza di massimizzare i profitti, limitando o differendo gli investimenti sulla rete.

Il programma PROLOCO_GD implementa al suo interno una funzione obiettivo che tiene conto oltre che dei costi di investimento e delle perdite, anche dei costi relativi all’acquisto dell’energia elettrica per soddisfare la domanda, differenziati tra rete di trasmissione e generatori privati. Questo consente al programma di individuare automaticamente il livello ottimale di penetrazione della GD nella rete (espresso come percentuale del carico complessivo).

Il modulo PROLOCO_GD è in grado di considerare unità di generazione di tipologia differente (generatori sincroni e asincroni direttamente allacciati alla rete, generatori collegati alla rete tramite inverter), trattando opportunamente il diverso comportamento che ciascuno di essi presenta in relazione ai livelli delle correnti di cortocircuito ed al profilo delle tensioni. Il programma tiene conto dei costi di allacciamento di ciascuna unità di generazione, intesi come costo di costruzione e di gestione, se l’unità GD è di proprietà dell’azienda di distribuzione dell’energia elettrica, o come costo di acquisto dell’energia prodotta, se l’unità GD è di proprietà di un privato; in entrambi i casi il programma elabora anche il costo di acquisto dalla rete di trasmissione dell’energia elettrica restante, necessaria per completare la domanda.

Inoltre, PROLOCO_GD tiene conto anche dell’eventuale presenza di vincoli di natura ambientale, attraverso una variabile di tipo logico che per ogni nodo considerato contiene tale informazione (ad es. in un punto determinato non è consentito introdurre generazione).

Infine, il modulo PROLOCO_GD, così come il modulo PREDA, impiega al suo interno metodologie di calcolo e dimensionamento della rete probabilistiche, per gestire in maniera più corretta le notevoli aleatorietà introdotte dalla generazione.

Modulo TEODORA

Il modulo TEODORA applica la Teoria delle Decisioni alle reti elettriche di distribuzione considerando, con metodologie adeguate, le aleatorietà che caratterizzano i problemi di pianificazione soprattutto in presenza di GD. Il modulo TEODORA,

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utilizzando per lo sviluppo pluriennale a breve e medio termine della rete di distribuzione MT le procedure PREDA e PROLOCO_GD, fornisce la migliore alternativa di pianificazione corrispondente ad un set ipotizzato di scenari futuri possibili con le relative probabilità di occorrenza. In modo particolare TEODORA consente di effettuare studi di pianificazione a scenario che applichino la minimizzazione dei costi attesi, l’analisi di rischio ed i criteri delle aree di stabilità.

In sintesi la procedura di calcolo ha la funzione di eseguire più volte uno dei due moduli di ottimizzazione esistenti (PREDA e PROLOCO_GD), in modo da ottenere il numero desiderato di alternative di pianificazione all’interno di molteplici scenari possibili individuati dall’operatore, e di elaborare i risultati ottenuti scegliendo la soluzione di miglior compromesso.

La procedura di applicazione della Teoria delle Decisioni alla pianificazione è stata suddivisa in due fasi principali: la prima di allestimento dello studio che si intende condurre, con la definizione degli scenari possibili e la generazione automatica delle alternative di pianificazione migliori per ciascuno scenario, e la seconda di analisi, attraverso l’applicazione di una delle possibili metodologie, dei risultati ottenuti nella prima fase.

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[52] G. Olguin, “Stochastic assessment of voltage dips caused by faults in large transmission system”, Licentiate Thesis, Available: http://www.elkraft.chalmers.se/Publikationer/EKS.publ/Abstract/2003/GabrielLic.html

[53] R. E. Nielsen, H. Iosfin and R. P. Fanning, “Networked Feeders Provide Superior Reliability to Commercial Customers”, Canada Power Conference, Toronto (ON), September 2004.

[54] G. Celli, F. Pilo, G. Pisano, V. Allegranza, R. Cicoria, “Distribution Network Interconnection for Facilitating the Diffusion of Distributed Generation”, in Proc. of CIRED 2005, Torino, 6-9 Giugno 2005.

[55] Sito ufficiale: http://www.ricercadisistema.it/

[56] G. Celli, F. Pilo, and G. Pisano, “Meshed Distribution Networks To Increase the Maximum Allowable Distributed Generation Capacity”, in Proc. CIGRE Symposium 2005, Athens, April 2005.

[57] AEEG, Documento per la consultazione: “Schema di direttive alle imprese distributrici per la definizione di regole tecniche per la connessione alle reti di distribuzione dell’energia elettrica in alta e media tensione”, 1 Agosto 2005, disponibile sul web http://www.autorita.energia.it/docs/dc/dc_050801.pdf

[58] G. Celli, and F. Pilo, “Optimal sectionalizing switches allocation in distribution networks”, IEEE Trans. on Power Delivery, vol. 14, no. 3, pp.1167-1172, July 1999.

[59] V. Allegranza, G. Celli, R. Cicoria, S. Mocci and F. Pilo, “An integrated tool for optimal active network planning”, Proc. of CIRED Conf, Barcelona, Spain, 2003, S5-64.

[60] G. Celli, S. Mocci, F. Pilo and R. Cicoria, “Probabilistic optimization of MV distribution network in presence of Distributed Generation”, in Proc. PSCC Conf., Sevilla, Spain, 2002, S11-1.