Valutazione delle criticità di rete

POLITECNICO DI MILANO
Facoltà di Ingegneria - Master “RIDEF- Energia per Kyoto”
Valutazione delle criticità di rete e degli interventi di
sviluppo nella porzione di rete 380/220 kV delle aree
Centro e Nord-Est
Stage – Terna Rete Italia S.p.A.
Anno 2012-2013
Tesista
Tutor Master
Tutor Aziendale
Ing. Marco Ladu
Prof. Ing. Ennio Macchi
Ing. Modesto Gabrieli
Francescato
Indice
1. Presentazione dell’azienda
4
2. Introduzione: contestualizzazione del progetto
5
3. Descrizione del progetto
6
3.1 Individuazione delle aree di intervento
6
3.2 Cenni sul confronto delle tecnologie di trasmissione dell’energia (HVAC
vs HVDC)
7
3.3 Strumenti
8
3.4 Obiettivi
9
3.5 Analisi di rete finalizzate all’individuazione delle criticià di rete
10
3.5.1 Analisi del compartimento territoriale di Venezia
10
3.5.1.1 Ottimizzazione del livello di magliatura della rete 380 e 220 kV
12
3.5.1.2 Analisi per il miglioramento della sicurezza locale di esercizio
13
3.5.1.3 Risultati e Commenti
15
3.5.2 Analisi del compartimento territoriale di Roma: generalità
16
3.5.2.1 Risultati e commenti
19
3.5.3 Commenti allo sviluppo di rete proposto
20
4. Allegati
22
Abstract
L'obiettivo principale del seguente lavoro è quello di evidenziare l'importanza del servizio
di trasmissione di energia elettrica in relazione alla struttura del prezzo zonale di mercato.
Infatti, a causa dei vincoli di rete e delle relative congestioni, senza lo sviluppo del sistema
di trasmissione, le centrali più efficienti potrebbero non essere utilizzate al massimo della
loro potenzialità. Pertanto uno degli obiettivi principali per l'attività di pianificazione del
sistema di trasmissione è quello di trovare soluzioni per ridurre al minimo l'effetto di queste
possibili congestioni, attraverso la realizzazione di nuove infrastrutture o il miglioramento
delle reti esistenti. Il documento analizza in dettaglio due diversi casi studio. Il primo nella
zona di Tri-Veneto, dove è stato simulato l’effetto di una nuova linea aerea a 380 kV. Il
secondo nella zona Centro-Italia dove è stato simulato il rinforzo della rete esistente, in
particolare delle stazioni di trasformazione. Tutti gli studi sono stati eseguiti da Spira, un
simulatore di equazioni di load flow.
The main goal of the following paper is to highlight the importance of transmission service
electricity in relation to the Market zonal price structure. Indeed, due to the network
constraints and relative bottleneck, without the development of the transmission system,
the most efficient power plants cannot be used due to the network constraints. Therefore
one of the main topic in the transmission planning activity is to find a solution to decrease
the effect of these future congestions, by new assets or the improvement of the existing
grids. The paper will describe two different study cases. One in Tri-Veneto area where the
effect of a new 380 kV overhead line has been simulated. One Cental Italy area where the
reinforcements of the existing assets (substations) has been simulated. All studies have
been performed by Spira, a load flow tool.
3
1. Presentazione dell’azienda
Il Gruppo Terna è il principale proprietario della Rete di Trasmissione Nazionale di energia
elettrica. È responsabile della pianificazione, sviluppo e manutenzione della rete.
L' assetto societario di Gruppo è costituito dalla holding, Terna Spa, da cui dipendono due
società operative interamente controllate: Terna Rete Italia e Terna Plus. Attraverso Terna
Rete Italia gestisce in sicurezza i flussi di energia sui 63.500 km di linee in Alta Tensione
del sistema elettrico italiano, provvede alla continuità della fornitura elettrica nel Paese e
ha la responsabilità, in qualsiasi istante, del dispacciamento dell’energia e quindi della
gestione in sicurezza dell’equilibrio tra la domanda e l’offerta di energia elettrica in Italia.
Attraverso Terna Plus gestisce le nuove opportunità di business nel territorio nazionale e
all’estero.
1o operatore indipendente in Europa e 6o nel mondo.
Terna è membro ENTSO-E (unione degli operatori del sistema di trasmissione dell’energia
elettrica a livello Europeo). L’obiettivo comune è quello di garantire la sicurezza e
l’adeguatezza del sistema, aprire la competizione del mercato interno e promuovere la
sostenibilità.
Lo stage è avvenuto presso la Direzione Sviluppo rete – Studi e Modelli di Rete di Terna
Rete Italia S.p.A.
4
2. Introduzione: contestualizzazione del progetto
Negli ultimi dieci anni, il parco produttivo termoelettrico italiano ha subito un graduale
rinnovamento, caratterizzato principalmente dalla trasformazione in ciclo combinato di
impianti esistenti e dalla realizzazione di nuovi impianti, anch’essi prevalentemente a ciclo
combinato. Il medesimo arco temporale si è contraddistinto anche per l’interesse rivolto
alla produzione energetica da fonti “non programmabili”, in particolare fotovoltaico ed
eolico.
La nuova capacità produttiva risulta distribuita prevalentemente nell’area Nord e nell’area
Sud del Paese, ovvero in aree che attualmente sono soggette a congestioni.
La figura 1, estratta dal Piano di Sviluppo 2013, illustra le principali sezioni critiche della
rete primaria attuale a 380 kV che si presentano nell’orizzonte di breve e medio periodo.
Figura 1 – Sezioni critiche rete 380 kV
Le criticità di rete mostrate nella figura precedente influenzano direttamente ed
indirettamente il prezzo zonale (Pz) e il PUN applicato ai clienti finali. Le criticità di rete che
determinano un collo di bottiglia tra due zone di mercato influenzano il differenziale di
prezzo tra due zone di mercato e quindi la rendita da congestione derivante è
proporzionale al transito di energia tra le due zone di mercato ed al differenziale di prezzo
zonale. Criticità di rete intrazonali determinano invece un maggior onere del mercato dei
servizi di dispacciamento. Tali indicazioni, rappresentano due dei principali “indirizzi” per
concepire gli sviluppi di rete che consentono di ridurre gli oneri di sistema del servizio di
trasmissione.
5
Il Piano di Sviluppo rappresenta il documento ufficiale dell’azienda, inviato annualmente
ed approvato dopo un lungo e districato percorso di approvazione dal Ministero dello
Sviluppo Economico, sulla base del quale Terna sviluppa il sistema di trasmissione
nazionale.
3. Descrizione del progetto
3.1 Individuazione delle aree di intervento
La nuova capacità produttiva risulta distribuita prevalentemente nell’area Nord e nel Sud
del Paese, ovvero in aree che attualmente sono soggette a congestioni. Di conseguenza,
sebbene i flussi commerciali e fisici sulle interconnessioni siano difficilmente prevedibili
perché influenzati dalla disponibilità di gruppi di produzione e linee elettriche e
dall’andamento dei prezzi del mercato elettrico italiano e dei mercati confinanti, è
prevedibile, già nel breve – medio periodo, che in assenza di un opportuno sviluppo della
RTN, la presenza di maggiori criticità di esercizio non renderanno possibile il pieno
sfruttamento delle risorse produttive.
Rispetto alla attuale suddivisione, l’incremento di potenza disponibile nell’area Nord Ovest
del Paese, unitamente all’incremento dell’import, comporta un aggravio delle criticità
d’esercizio della rete che interconnette la regione Piemonte con la regione Lombardia.
Sono previsti infatti notevoli flussi di potenza in direzione da Nord Ovest a Nord Est che
andranno a peggiorare i transiti, già elevati, verso l’area di Milano e il manifestarsi sempre
più frequente di congestioni di rete intrazonali che già ora interessano quell’area. Senza
opportuni rinforzi di rete è ragionevole ipotizzare il mancato sfruttamento di parte degli
impianti di produzione presenti in Piemonte e nella parte Ovest della Lombardia, rendendo
inutilizzabile una buona parte della potenza disponibile per la copertura del fabbisogno
nazionale.
Si evidenziano notevoli peggioramenti delle già esistenti difficoltà di esercizio nell’area
Nord – Est del Paese, soprattutto in assenza di opportuni sviluppi di rete. In particolare
risulta confermata per il futuro la presenza di vincoli di rete in prossimità del confine
sloveno.
Sempre nel medio periodo è previsto un aumento dei transiti di potenza sulle sezioni Nord
– Centro Nord e Centro Nord - Centro Sud. Tali sezioni attualmente sono caratterizzate da
flussi di potenza squilibrati verso la dorsale adriatica a causa della presenza di una
consistente produzione termoelettrica sulla dorsale tirrenica determinando condizioni di
criticità e congestioni in termini d’esercizio. Al riguardo, si segnala inoltre che i flussi di
potenza su tali sezioni possono essere soggetti a variazioni, con transiti elevati sia sulla
dorsale adriatica che su quelle tirreniche, o inversioni, in funzione della diversa
distribuzione della produzione da fonti rinnovabili non programmabili sul territorio
nazionale al variare delle condizioni atmosferiche.
6
Lo sviluppo della generazione (in primis eolico e fotovoltaico) riguarderà principalmente il
Mezzogiorno, con il conseguente aumento dei flussi di potenza diretti dalla zona Sud
verso la zona Centro – Sud. Si rendono perciò necessari opportuni sviluppi di rete per
decongestionare il transito tra queste due aree di mercato.
Anche per le due Isole maggiori, considerato anche il forte sviluppo delle FRNP, devono
essere previsti importanti rinforzi di rete, nonostante siano già in fase di costruzione i
sistemi di accumulo energetico.
3.2 Cenni sul confronto delle tecnologie di trasmissione dell’energia (HVAC vs
HVDC)
Tecnologia impiegata: linee elettriche aeree in AAT in corrente alternata (HVAC).
La linea in cavo presenta notevoli svantaggi rispetto ad una linea aerea. Il suo costo è 1012 volte maggiore per distanze inferiori a 20 km mentre cresce per distanze superiori nei
quali si rende indispensabile la compensazione reattiva. L’impatto ambientale dei cavi
interrati, a differenza di quanto normalmente è assunto nell’opinione generale, è molto
rilevante soprattutto per quelli ad altissima tensione (380 kV). La posa dei cavi comporta
l'asservimento, per tutto il loro percorso, di una fascia di terreno larga dai 5 ai 25 m sulla
quale è interdetta qualsiasi coltivazione arborea.
Oltre il rilevante impatto ambientale vi sono 2 problematiche che rendono estremamente
difficoltoso e poco affidabile l’utilizzo di grandi direttrici a 380 kV in cavo interrato:


sicurezza: un collegamento in cavo interrato, avendo una capacità di trasporto
inferiore a quella di una linea aerea, comporta la necessità di costruire due cavi per
ogni linea aerea, creando così squilibri e sovraccarichi .
manutenzione: la durata media di indisponibilità di un cavo interrato è
notevolmente maggiore rispetto ad una linea elettrica aerea.
In definitiva l’interramento è una soluzione, la cui applicabilità, è tecnicamente valutata
caso per caso affrontando tutte le criticità tecnico, economiche ed ambientali presenti..
In linea del tutto teorica, soluzioni HVAC sono preferibili rispetto ai sistemi HVDC.
L’interesse per l’HVDC si valuta in relazione al verificare l’opportunità di una maggiore
complessità tecnologica legata ai sistemi di conversione dell’energia elettrica AC/DC;
sistemi HVDC hanno una convenienza in termini economici rispetto ai tradizionali HVAC
solo su lunghe distanze in quanto essi richiedono un maggior onere derivante dal maggior
costo dovuto alla stazioni di trasformazioni.
7
3.3 Strumenti
Il Piano di Sviluppo è il documento nel quale sono riportati tutti gli interventi relativi alla
costruzione e/o al potenziamento di stazioni elettriche e di elettrodotti necessari per la
connessione di nuovi impianti di generazione, la riduzione delle congestioni di rete, il
miglioramento della qualità del servizio, l’incremento della sicurezza di alimentazione lo
sviluppo dell’interconnessione con l’estero. I dati di input che alimentano le analisi di rete
sulla base delle quali vengono definite le esigenze di sviluppo della rete di Trasmissione
Nazionale sono, a titolo non esaustivo, i seguenti:

dell’andamento del fabbisogno energetico e della previsione di domanda di energia
elettrica da soddisfare;

degli avanzamenti dei piani precedenti;

delle richieste di connessione di nuovi impianti di generazione alla rete.
Il tool di simulazione di rete “Spira” è uno degli strumenti utilizzati per gli studi di rete e
pianificare gli interventi di sviluppo della RTN.
L’interfaccia (fig 2) è la seguente:
Figura 2 – Interfaccia Spira32
Lo strumento presenta diverse potenzialità. La più importante è la velocità di calcolo del
Load Flow di tutta la rete elettrica nazionale interconnessa. Risolvere il load flow significa
saper determinare tutte le tensioni ai nodi e i flussi di potenza nella rete.
La visualizzazione in forma grafica degli elementi implementati con Spira32 è affidata al
software “Cardigan”. Quest’ultimo non presenta notevoli difficoltà di utilizzo ed esso
consente di avere una interfaccia grafica personalizzata dei componenti di rete.
8
3.4 Obiettivi
L’obiettivo dello studio condotto è quello di andare a definire alcuni interventi di
fondamentale importanza per la risoluzione delle criticità esistenti. Come ben noto, le
congestioni di rete, non permettono di sfruttare al meglio la generazione effettivamente
connessa alla rete. Per questo motivo la risoluzione delle criticità è in accordo con lo
sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili. Sotto un altro punto di vista lo studio può
essere incentrato in una ottica di miglioramento dell’ efficienza energetica della rete di
trasmissione. Gli studi eseguiti sull’energia non fornita e sulla rimozione delle limitazioni
presenti su asset esistenti hanno consentito di individuare gli interventi finalizzati al
miglioramento della qualità del servizio di trasmissione evitando inutili perdite economiche
ed energetiche conseguenti. Allo stesso tempo, lo stage si è dato l’obiettivo di non
attribuire una priorità all’intervento rispetto ad un altro (si deve tener presente che la
priorità dipende da numero fattori trasversali allo specifico studio intrapreso). Tutte le
analisi svolte nei due compartimenti sono i primi approfondimenti tecnici necessari per
individuare una criticità di rete e proporre alternative soluzioni di risoluzione di tale criticità
sulle quali avviare verifiche di fattibilità, approfondimenti territoriali e quant’altro utile a
consolidare gli elementi per poter successivamente avviare la progettazione. Quindi
l’intervento finale proposto è frutto di un compromesso tecnico, economico contemplando
anche i differenti rischi legati all’avvio di un iter autorizzativo già investigati in fase di
condivisione del progetto con il territorio.
9
3.5 Analisi di rete finalizzate all’individuazione di criticità di rete
Le analisi di rete sono state condotte su due aree della Rete di Trasmissione Nazionale:
 Analisi delle limitazioni della rete primaria 380 e 220 kV nel compartimento
territoriale di Venezia (regioni Veneto, Friuli Venezia Giulia e Trentino A.A.).
 Analisi dei profili di tensione nel compartimento territoriale di Roma (Regioni Lazio,
Marche, Umbria, Abruzzo, Molise) per il miglioramento dei profili statici delle
tensioni sui nodi 380 kV e 220 kV a rete integra ed a seguito di contingency N-1.
3.5.1 Analisi del compartimento territoriale di Venezia
Generalità
Nel 2012 la Regione Veneto era caratterizzata dal un alto deficit percentuale tra l’energia
prodotta e l’energia richiesta. Infatti se la produzione stimata è stata pari a 15.475 GWh e
il fabbisogno di 30.771 GWh, il deficit si è attestato al 49,7 %. Di conseguenza il Veneto
consuma quasi il doppio dell’energia che viene prodotta (fonte dati statistici Terna 2012).
Regione Veneto
Produzione Interna
Termoelettrico
Idroelettrico
Fotovoltaico
Deficit
Surplus
Consumi
Industria
terziario
Domestico
Agricoltura
60%
33%
7%
51%
26%
19%
2%
TWh
13
7,8
4,3
0,9
18
0
31
15,8
8,1
5,9
0,6
Regione Friuli
Venezia Giulia
78%
19%
3%
61%
22%
14%
1%
TWh
9,4
7,3
1,8
0,2
0,148
0
9,548
5,8
2,1
1,3
0,1
Regione
Trentino A. A.
9%
89%
3%
36%
40%
18%
4%
TWh
11
1,0
9,8
0,3
0
3,8
7
2,6
2,9
1,3
0,3
Area Triveneto
48,3%
47,5%
4,3%
50,7%
27,3%
17,8%
2,1%
TWh
33,4
16,1
15,9
1,4
14,4
0
48
24,2
13,0
8,5
1,0
Tabella 1. Produzione e Consumo energetico dell’area Triveneto, nel 2012
Nel 2012 il deficit energetico del Compartimento di Venezia, pari a 14,4 TWh,
contrapposto ad una più contenuta crescita del parco produttivo all’interno dell’area
stessa, ha comportato un aumento dei transiti di potenza sulla rete di trasmissione.
Nonostante la diminuzione dei consumi industriali e lo sviluppo di impianti di fonte
energetica rinnovabile - per lo più impianti fotovoltaici di media taglia - l’import negli ultimi
anni si è mantenuto pressoché costante confermando il trend di utilizzazione della
capacità disponibile alla frontiera.
10
Stato della rete
Attualmente le criticità di rete sulla porzione di rete 380 kV, 220 kV e 132 kV del
compartimento di Venezia sono sintetizzate nella figura 3.
Figura 3: Criticità della rete elettrica del compartimento di Venezia
La rete elettrica di AAT dell’area Nord-Est del Paese è caratterizzata da un basso livello di
interconnessione e di magliatura.
Con riferimento al quadro delle interconnessioni con l’estero, le attuali tre interconnessioni
380/220 kV (380 kV Redipuglia – Divaca, 220 kV Padriciano – Divaca e 220 kV Soverzene
– Lienz) sono tutte controllate da dispositivi smart (Phase Shifting Transformer) per il
controllo dei flussi di potenza con l’obiettivo di “stabilizzare” i flussi di potenza a rete
integra ed in sicurezza statica. Tali dispositivi consentono, introducendo un rapporto di
trasformazione immaginario, di controllare i flussi di potenza attiva controllando gli
sfasamenti tra le tensioni.
Per quanto concerne il livello di magliatura, la rete a 400 kV si compone di un ampio anello
(figura 4) che si chiude ad Ovest nella stazione di Dugale e ad Est, nella stazione di
Planais. Per come è strutturata la rete elettrica, essa risulta fortemente squilibrata sul nodo
di Redipuglia, attraverso il quale transitano sia i flussi di potenza provenienti
dall’interconnessione Italia-Slovenia, sia la produzione dei poli produttivi di Monfalcone e
Torviscosa.
Le maggiori criticità di esercizio del compartimento in esame sono relative alla presenza di
una estesa porzione di rete 220 kV alla quale afferiscono direttamente o indirettamente gli
impianti di produzione idroelettrici. Alla produzione idrica si aggiunge la potenza in
importazione dall’estero dalla linea 220 kV Lienz – Soverzene di interconnessione con
l’Austria, figura 5.
11
Figura 4: Rete 380 kV Triveneto
Figura 5: Rete 220 kV e 132 kV con l ‘Austria
Con l’obiettivo di verificare le limitazioni sulla rete di trasmissione, sono stati condotti studi
di statica focalizzando le analisi sulla localizzazione delle limitazioni di rete legate ad un
eventuale incremento della capacità disponibile alla frontiera.
3.5.1.1.
Ottimizzazione del livello di magliatura della rete 380 e 220 kV
L’obiettivo dello studio è quello di migliorare i margini di esercizio della rete a 380 kV del
Triveneto, aumentando la sicurezza e la continuità di alimentazione dei carichi ed
ottenendo contestualmente una riduzione delle perdite di trasporto.
Le analisi di rete sono state condotte facendo analisi di sensitività in funzione di:
 due profili di sviluppo della domanda di energia elettrica:
1. sviluppo contenuto;
2. incremento della domanda con un CAGR 1,2% al 2022;
 due livelli di utilizzo della capacità in importazione dall’estero (Slovenia ed Austria):
1. minor utilizzo della importazione dall’estero;
2. piena capacità in importazione dalla frontiera;
3. nuova disponibilità di capacità in importazione dall’estero.
 due livelli produzione interna (tradizionale, idrica) del Triveneto:
1. alta idraulicità, associata all’immissione in rete di produzione termoelettrica
efficiente;
2. bassa idraulicità, senza produzione termoelettrica tradizionale;
 tre diversi livelli di sviluppo della rete di trasmissione:
A. basso livello di sviluppo della rete di trasmissione, con l’assunzione di
utilizzare soluzioni ingegneristiche che prevedono lavori di rimozione delle
12
limitazioni su asset esistenti per garantire il pieno sfruttamento della capacità
di rete;
B. medio livello di sviluppo della rete di trasmissione, adottando soluzioni di
sviluppo più efficaci (nuove linee, nuove stazioni) in aggiunta all’utilizzo di
soluzioni ingegneristiche che prevedono lavori di rimozione limitazioni su
asset esistenti per le sole criticità di rete “marginali”;
C. alto livello di sviluppo della rete di trasmissione prevedendo un ampia
implementazione di nuovi asset di rete per la risoluzione di tutte le criticità
presenti (attuali e future).
Le analisi di rete sono state condotte a rete integra (N) valutandone anche la sicurezza
statica (N-1) per mezzo del software Spira per i calcoli di load flow. Peraltro si sono
concentrate sulla rimozione dei vincoli di rete che limitano il transito in sicurezza tra le
sezioni critiche interne causando rischi di congestione. Diventa pertanto necessario un
rinforzo della rete 380 kV e 220 kV finalizzate ad incrementare l’utilizzo della portata in
corrente degli asset onde evitare fenomeni di sovraccarico.
3.5.1.2
Analisi per il miglioramento della sicurezza locale di esercizio
Attualmente, la rete di sub trasmissione 132 kV che alimenta la provincia di Treviso è
caratterizzata da ridotti margini di sicurezza e qualità del servizio in numerose direttrici
132 kV particolarmente critiche.
Il ritardo infrastrutturale della rete elettrica ha fatto si che negli ultimi anni siano stati
particolarmente stressati quegli elementi di rete tipici del sistema elettrico di trasmissione
quali sono trasformatori e linee elettriche. Infatti in mancanza di nuove stazioni di
trasformazione, pianificate già negli anni passati da Terna, questo ha determinato sempre
più un aumento della forbice tra la richiesta di energia e la crescita dell’infrastruttura
elettrica necessaria. In particolare la mancanza di iniezioni dalla rete 380 kV verso la rete
132 kV rende necessario intervenire sulla rete per ripristinare gli standard di esercizio in
sicurezza della rete. A tal scopo, sono previsti dei Piani di Sviluppo Terna interventi
finalizzati al superamento delle criticità sulle porzioni di rete 132 kV sottese alle stazioni
220 kV di Scorzé, Vellai, Soverzene e 380 kV di Salgareda e Sandrigo.
Le carenze di infrastrutture di rete per l’alimentazione in sicurezza dei carichi presenti nella
provincia di Treviso, hanno indirizzato Terna ad individuare nuove iniezioni di potenza
dalla rete di trasmissione verso la rete di distribuzione con la realizzazione di stazioni di
trasformazione 380/132 kV.
Peraltro, nella porzione di rete della provincia di Treviso, è stata condotta un’analisi di load
flow finalizzata alla valutazione della riduzione del rischio di Energia Non Fornita attesa
dall’implementazione degli interventi di sviluppo di realizzazione di nuove iniezioni
380/132 kV.
13
La metodologia “semplificata” di valutazione del rischio di ENF, prevede la verifica degli
impegni di componenti a rete integra ed in N-1 in uno e/o più scenari “rappresentativi” di
rete attraverso l’ausilio di un tool interno.
In linea di principio, le condizioni di rete che generano rischio di ENF sono impegni a rete
integra >100% e/o impegni in N-1 >120% laddove, per questi ultimi, nelle condizioni preguasto, non sono presenti impegni > 80%.
Per ciascun evento di guasto a rete integra il loro impegno deve risultare < 80% salvo i
collegamenti in antenna. Dalla rete integra si procede con l’analisi N-1. Un elettrodotto che
in N-1 presenta un impegno > 120% (nel caso di ATR > 110%) genera l’apertura
automatica degli interruttori e quindi il fuori servizio del collegamento.
L’ENF generata dal singolo evento di fuori servizio equivale alla sommatoria delle singole
componenti di rischio ENF ciascuna stimata con la seguente formula:
EnS  Aw  U LN  heq  LN  PNS
Dove:
Descrizione
Aw
ULN
heq
LN
peso dell’ENF generata a seconda delle condizioni
tasso indisponibilità elemento di rete
ore equivalenti alla punta del carico disalimentato o distaccato in seguito all’N-1
conversione tasso di indisponibilità dell’elemento di rete da relativo ad assoluto
Tabella 2 Stima dell’ENF negli N-1 utilizzati
Il valore di Pns rappresenta la stima di “perdita di carico” generata dal fuori servizio
valutata a seconda del tipo di fuori servizio:
1. Evento N-1 che genera sovraccarichi < 120% su elettrodotti (o ATR < 110%);
2. Evento N-1 che genera almeno un sovraccarico > 120% su elettrodotti (o ATR > 110%);
3. Evento N-1 su antenne strutturali o di esercizio.
14
3.5.1.3
Risultati e Commenti
Per quanto riguarda l’ottimizzazione del livello di magliatura della rete 380 e 220 kV, le
analisi di rete hanno evidenziato che, nella soluzione di basso livello di sviluppo della rete
di trasmissione A), la maggiore capacità di trasporto derivante dall’implementazione di
soluzioni ingegneristiche che prevedono lavori di rimozione limitazioni su asset esistenti
garantisce un maggiore sfruttamento della eventuale capacità aggiuntiva che si potrà
rendere disponibile alla frontiera quantificabile in circa 400 MW.
La soluzione di medio livello di sviluppo della rete B) garantisce un buon compromesso di
sviluppo della rete raggiungendo fino a circa 1.000 MW di eventuale capacità addizionale
disponibile alla frontiera.
In entrambe gli scenari A) e B), le residuali congestioni di rete interne e i minori margini di
esercizio della rete potrebbero essere “controllati” ottimizzando l’utilizzo dei servizi di rete
con un potenziale maggior onere di sistema la cui valutazione della convenienza deve
essere misurata con il risparmio in un maggior investimento di sviluppo.
La soluzione di massimo sviluppo C) garantisce i più ampi margini di sicurezza ed
esercizio della rete minimizzando gli oneri di servizio di sistema per la gestione delle
congestioni di rete e garantendo, in uno scenario di più ampio raggio, una “adeguata”
capacità di trasmissione della rete a vantaggio di un più sinergico sviluppo della capacità
alla frontiera per ben oltre i 1.000 MW.
Tra le ipotesi di sviluppo analizzate nello scenario C), rientra l’adozione di una nuova
dorsale 380 kV a chiusura dell’anello 380 kV che alimenta i carichi del Trivento.
Per quanto riguarda l’analisi per il miglioramento della sicurezza locale di esercizio, si
conferma che gli interventi di sviluppo nei Piani di Sviluppo Terna ed implementati nel
modello di rete, tra i benefici garantiscono una riduzione del rischio di ENF (Energia Non
Fornita) quantificabile tra 4.000-10.000 MWh/anno a seconda delle ipotesi e dello scenario
considerato.
Da un altro punto di vista, gli interventi di “decongestionamento” della rete 380/220 kV e la
creazione di nuove stazioni sono utili per poter sfruttare al meglio la generazione interna e
la penetrazione del rinnovabile creando potenziali situazioni ostative al pieno sfruttamento
degli impianti di fonte energetica rinnovabile in scenari di medio/lungo periodo.
A livello di pianificazione e sviluppo reti, seppur rientrante nel normale processo di
“normale valutazione” delle soluzioni analizzate, non è stata condotta ancora nessuna
analisi economica la quale sarà effettuata in fase finale di chiusura quando, le valutazioni
di fattibilità e relativa quantificazione dei costi degli interventi, consentiranno di poter
confrontare le soluzioni tecniche, i benefici ed i costi dei progetti.
Nel frattempo, preliminarmente, non è azzardato affermare che l’intervento comporterà più
benefici che costi vista la lunghezza minima dell’elettrodotto.
15
3.5.2 Analisi del compartimento territoriale di Roma: generalità
La rete AT dell’area Centro Italia presenta una sezione di rete e di mercato limitata al
transito in sicurezza dalla presenza di elettrodotti di trasmissione con una non adeguata
capacità. Tale sezione CentroSud/CentroNord è carente, a seconda delle condizioni di
rete e di generazione, sulla dorsale adriatica e/o sulla dorsale Appenninica. Dalle analisi
della valutazione dei possibili flussi di energia tra le sezioni di mercato, la sezione di
mercato su menzionata è destinata a confermarsi impegnata dal trasporto di energia,
prevalentemente in direzione Sud – Centro. I transiti sono aumentati notevolmente negli
ultimi anni a causa dell’entrata in servizio nel Sud di nuova capacità produttiva e sono
destinati a crescere in futuro in seguito all’entrata in esercizio di nuova generazione da
fonte rinnovabile. La carenza di rete a 380 kV, funzionale al trasporto della produzione
“raccolta” dalla rete di sub-trasmissione, potrebbe limitare nel breve/medio termine
l’esercizio della rete AT a causa degli elevati impegni sui collegamenti a 132 kV.
Nella figura 6 sono sintetizzate le principali criticità di rete nel compartimento territoriale di
Roma.
Figura 6: Criticità di rete del Compartimento di Roma
La rete elettrica ad altissima tensione nell’area compresa tra l’ Abruzzo e le Marche è
caratterizzata dalla presenza di una sola dorsale a 380 kV ed una dorsale a 220 kV.
In particolare sono presenti:


una direttrice a 380 kV “Teramo – Rosara – Candia – Fano”
una direttrice a 220 kV “Teramo – Rosara – Candia”, parallela al 380 kV “Teramo –
Rosara - Candia”.
16
Considerato il deficit energetico dell’anno 2012 del Compartimento di Roma (tab 3), la rete
di trasmissione 380 e 220 kV risulta fortemente impegnata dai flussi di energia provenienti
dalle regioni esportatrici, quali Calabria, Puglia e Molise.
Regione
Lazio
Produzione
Interna
Termoelettrico
Idroelettrico
Eolico
Fotovoltaico
Deficit
Surplus
Consumi
Industria
terziario
Domestico
Agricoltura
91%
5%
4,3%
0,1%
20%
44%
31%
3%
Regione
Marche
Regione
Umbria
Regione
Molise
Regione
Abruzzo
Compartimento
di Roma
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
18,6
16,9
0,9
0,8
0,0
6,5
0,0
25
5,0
11,0
7,8
0,8
3,6
2,5
0,4
0,0
0,6
4,5
0,0
8,1
3,5
2,5
1,9
0,2
3,8
2,0
1,6
0,0
0,3
1,6
0,0
5,4
3,0
1,2
1,0
0,1
3,1
2,2
0,2
0,6
0,1
0,0
1,6
1,5
0,7
0,4
0,3
0,0
5,6
3,2
1,8
0,3
0,3
1,4
0,0
7,1
3,2
2,1
1,6
0,1
34,7
26,8
4,9
70%
12%
0%
18%
43%
31%
23%
2%
52%
41%
0,1%
7%
56%
23%
18%
2%
70%
7%
20%
3%
48%
27%
22%
3%
57%
32%
5%
6%
45%
29%
23%
2%
77,2%
14,2%
3,9%
32,7%
36,6%
26,7%
2,6%
1,3
12
0,0
47
15,4
17,3
12,6
1,2
Tabella 3. Produzione e Consumo energetico nel Compartimento di Roma
Nel corso degli ultimi 5 anni (dal 2008 al 2012) si sono verificate delle interruzioni che
hanno causato disalimentazioni (ENF) per circa 350 MWh. Per tale motivo è necessario
migliorare l’affidabilità della rete tra le sezioni di mercato Centro Sud e Centro Nord. Tra le
esigenze di rete relative a questa sezione di mercato, vi è la necessità di migliorare i profili
di tensione a rete integra ed in N-1 in occasione di severe contingenze nelle quali si
potrebbero verificare fenomeni di collasso della tensione..
Le analisi si sono concentrate pertanto sullo studio dei profili di tensione limitando al
minimo l’utilizzo di risorse di regolazione delle centrali convenzionali (a vantaggio della
economicità di sistema) ed in situazioni di maggior utilizzo della sezione di mercato con
flussi elevati di potenza sugli elettrodotti che causano cadute di tensione non trascurabili.
Le contingenze più critiche individuate sono gli scatti delle dorsale tirreniche 380 kV
Montalto - Suvereto e Montalto - Pian della Speranza o delle linee a 380 kV Suvereto Montalto e Suvereto - Valmontone.
Tali contingenze determinano un critico vincolo di tensione sui nodi della dorsale adriatica,
oltre a fenomeni di sovraccarichi sulla Fano - Candia e sulle linee a 220 kV S. Barbara –
Arezzo e Arezzo – Pietrafitta.
Con l’ausilio del software Spira per i calcoli di load flow è stato condotto uno studio di
dettaglio su nodi specifici di rete. In particolare, si è focalizzata l’attenzione sul livello di
tensione ai nodi e sull’impegno delle linee.
17
Per il rispetto della condizione di sovraccarico è stato verificato il non superamento del
120% in N-1; per i valori di tensione ai nodi, a rete integra (N) e N-1, è stato verificato il
rispetto dei livelli minimi e massimi del valore della tensione efficace indicati da Terna e
riportati nella Tabella 4.
Tensione
Nominale
(Kv)
380
220
150
132
132
Tensione
esercizio
(kV)
400
230
150
132
120
Livello min e max
della tensione efficace
definiti per il 95% del
tempo di condizioni di
esercizio normale (kV)
Minimo
375
222
143
125
114
Massimo
415
238
158
139
126
Livello min e max
della tensione efficace
definiti per il 100% del
tempo di condizioni di
esercizio normale o di
allarme (kV)
Minimo
Massimo
360
420
200
242
140
165
120
145
110
132
Livello min e max
della tensione
efficace definiti in
condizioni di
emergenza o di
ripristino (kV)
Minimo
Massimo
350
430
187
245
128
170
112
150
105
140
Tabella 4 .Livello minimo e massimo del valore della tensione efficace
Tra le soluzioni analizzate si possono sintetizzare le seguenti:
1) Utilizzo di ATR con variatore sotto carico per la modifica del rapporto di
trasformazione;
2) Utilizzo di compensazione parallelo di reattivo in nodi di rete verificando, il nodo o i
nodi pilota per la regolazione dei profili di tensione;
3) Utilizzo di compensazione serie di reattivo su linee “lunghe” valutandone l’efficacia
sinergia con le altre linee in parallelo evitando la generazione di fenomeni di
sovraccarico;
4) Implementazione di smistamenti 380 kV che consentano di incrementare il livello di
magliatura e quindi migliorare la flessibilità di esercizio;
5) Utilizzo di combinazione degli interventi su citati realizzando una “mitigazione”
distribuita del fenomeno di superamento dei vincoli di tensione.
Dagli studi di rete è emerso che, l’elevato transito di potenza reattiva in alcune porzioni
della rete elettrica ostacola il flusso di potenza attiva. Per il seguente motivo è stato
valutato l’incremento dei valori di tensione nelle diverse soluzioni identificate. È stato
valutato “positivamente” l’utilizzo “smart” di dispositivi di compensazione serie in quanto,
come facilmente intuibile, riducono la reattanza della linea (e la lunghezza elettrica della
stessa) compensando localmente e direttamente sull’elettrodotto l’auto-consumo di
reattivo.
Tra le analisi di sensitività, sono stati considerati fattori di compensazione k compresi tra
0,1 e 0,5 valutando circa 0,2-0,3 come il miglior compromesso per questa specifica
18
implementazione. Pertanto, l’ipotesi introdotta è tale per cui la reattanza della linea si
riduca del 20-30%%.
Non si può escludere l’esigenza di avere un fattore di compensazione variabile che
consenta di “assecondare” le diverse condizioni ed esigenze di rete. Tali analisi dovranno
inoltre essere supportate da verifiche della stabilità dinamica che potranno fornire maggiori
dettagli relativamente al rischio del collasso di tensione e/o a fenomeni di risonanza.
3.5.2.1 Risultati e commenti
I 4 interventi proposti e precedentemente elencati sono stati implementati nel tool di
simulazione con diverse combinazioni. Il calcolo del Load Flow per la rete integra (N) ha
confermato un sensibile miglioramento dei flussi di potenza, dei profili di tensione nei nodi
e della percentuale di impegno della linea.
Lo studio dell’inserimento delle reattanza di compensazione è fine a se stesso, in quanto
fisicamente irrealizzabile visto l’elevato ingombro fisico nei pressi della stazione di servizio.
Da una breve ricerca nel sito IEEE Xplore è stata confermata la difficoltà pratica
nell’attuare gli interventi di compensazione sulla rete di AT e AAT.
In definitiva, è stato risolto il problema dell’abbassamento della tensione in diversi nodi
ritenuti critici nel breve e medio periodo. Non è stato valutato un solo intervento ma la
soluzione può essere data dalla combinazione di più interventi. L’intervento richiede una
valutazione tecnica di fattibilità e un'altra successiva di natura per lo più economica –
autorizzativa che verrà sviluppata nei prossimi mesi.
19
3.5.1 Commenti allo sviluppo di rete proposto
La realizzazione di un elettrodotto è spesso oggetto di discussione tra gli Enti locali
interessati dal tracciato e Terna. Entrambi gli interventi studiati sono collocati in
Compartimenti energetici soggetti a forte opposizione. Nel compartimento di Venezia è
motivo di polemica la Trasversale in Veneto mentre in quello di Roma la linea FanoTeramo.
Per la pianificazione dello sviluppo della RTN, orientata al raggiungimento degli obiettivi
legati alle esigenze di adeguatezza del sistema elettrico per la copertura del fabbisogno
nazionale, è ritenuto essenziale:




garantire un’efficiente utilizzazione della capacità di generazione disponibile;
rispettare le condizioni di sicurezza di esercizio;
incrementare l’affidabilità ed economicità della rete di trasmissione;
migliorare la qualità e la continuità del servizio (evitare interruzioni nella fornitura di
energia elettrica).
Ma non solo, è opportuno focalizzare l’attenzione sugli impatti ambientali che essi
generano. Fra questi, sono rilevanti l’impatto visivo e quello elettromagnetico.
L’intensità dell’induzione magnetica, misurata in Tesla e nei suoi sottomultipli, dipende
proporzionalmente dalla corrente circolante nei conduttori. Tale corrente è variabile nel
tempo e dipende dalle richieste di energia e mediamente può assumere valori da qualche
decina di Ampere ad un migliaio di Ampere, a seconda della linea elettrica.
Diminuisce nello spazio all´aumentare della distanza dalla linea e dell´altezza dei
conduttori. Però a differenza del campo elettrico non è schermabile dalla maggior parte dei
materiali di uso comune, per cui risulta praticamente invariato all´esterno e all´interno degli
edifici.
L’Agenzia Internazionale per la Ricerca sul Cancro (IARC) ha classificato nel 2011 i campi
elettromagnetici a frequenza estremamente bassa come “possibilmente” cancerogeni per
l’uomo (IARC, 2002-2011). Un agente è possibilmente cancerogeno quando non esiste
una prova, ma solo un sospetto, che esso svolga un ruolo nei processi tumorali. Senza
entrare nel merito di questa definizione è opportuno ridurre, il più possibile, i livelli di
esposizione al campo magnetico.
Già in fase di pianificazione si rispettano i valori di attenzione (inferiori a 10 µT negli
ambienti adibiti a permanenze prolungate per la protezione da possibili effetti a lungo
termine) e gli obiettivi di qualità (inferiori a 3 µT; da conseguire nel breve, medio e lungo
periodo per la minimizzazione delle esposizioni, con riferimento a possibili effetti a lungo
termine).
Allo stesso tempo, bisogna analizzare nel dettaglio l’effetto conseguente alla sostituzione
dei conduttori con altri più prestanti. La nuova portata (misurata in A) può incrementarsi
anche del doppio rispetto all’attuale. Nello studio preliminare effettuato non è stato
riscontrato un aumento sostanziale del campo magnetico. Anzi, gli interventi che
20
promuovono l’innalzamento del livello di tensione da 132 kV a 220 kV o a 380 kV
garantiscono in linea teorica la riduzione dell’intensità di induzione magnetica. Infatti a
parità di potenza trasportata se cresce il valore di tensione diminuisce proporzionalmente il
valore della corrente. In questo caso si sposterebbe l’attenzione sull’aumento dei livelli del
campo elettrico ma come precedentemente scritto è facilmente schermabile con materiali
di uso comune.
L’impatto visivo non è dimostrabile scientificamente ma gli effetti possono essere rilevanti.
Sicuramente non determina effetti sulla salute dell’organismo umano ma piuttosto una
riduzione del benessere psico-fisico e un effetto deturpante dell’ambiente circostante.
Per questo Terna sta cercando di abbandonare soluzioni ormai tradizionali e tecnicamente
consolidate, per sostegni dalle forme nuove in grado di dare sensazioni diverse, come i
sostegni a mensole isolanti o monostelo.
L’obiettivo è quello di ridurre l’occupazione al suolo delle basi e ridurre la distanza tra i
conduttori nelle tre fasi (cosi facendo diminuisce il campo elettromagnetico e migliora la
percezione di inserimento ambientale e di impatto visivo).
Non bisogna dimenticare che trattandosi di sostegni destinati al trasporto dell'energia
elettrica in alta tensione, devono essere rispettati i requisiti tecnici. Tra i quali: funzionalità
strutturale, elevata flessibilità di utilizzo, fattibilità industriale ed accessibilità per le attività
di manutenzione della rete.
A tale scopo subentrano le azioni di mitigazione.
In definitiva, lo sviluppo e il miglioramento della rete di trasmissione elettrica Nazionale in
AT e AAT è essenziale. Non deve essere prioritario alla salute dell’individuo ma è a sua
volta fondamentale per lo sviluppo economico ed industriale di una Nazione. L’energia è
trasversale a tanti settori e come tale deve essere trattata secondo una sensibilità diversa.
A questo si aggiunge che l ostacolo allo sviluppo della rete di trasmissione per questioni
legate all’impatto ambientale in realtà potrebbe ripercuotersi negativamente sull’ambiente
stesso. Infatti maggiori sono le perdite e le criticità di rete e maggiore dovrà essere la
potenza installata e l’energia prodotta per garantire la continuità e la qualità del servizio.
Nasce una riflessione sull’importanza della rete elettrica nazionale. Il rispetto della salute
dell’uomo e dell’ambiente è la prima condizione da rispettare senza se e senza ma.
L’impatto visivo degli elettrodotti al netto delle migliori scelte per il tracciato e delle azioni di
mitigazione, è sicuramente un compromesso che a fronte del beneficio conseguito
potrebbe essere ritenuto accettabile.
21