Contributo degli accumuli di energia e potenza al miglioramento della
qualità e dell’efficienza delle reti di distribuzione
C. Bossi*, S. Grillo**, R. Lazzari*, E. Micolano*, E. Tironi**
*RSE SpA, Dipartimento Sistemi di Generazione1
**Politecnico di Milano, Dipartimento di Elettrotecnica
1. Introduzione
Da più parti, con sempre maggior insistenza, si parla delle opportunità che l’impiego dei dispositivi
di accumulo potrebbe offrire alle reti di distribuzione.
Sorge a questo punto spontanea una domanda sul perché oggi, fonti autorevoli a livello nazionale ed
internazionale stiano spingendo verso un’introduzione massiccia di accumuli nelle reti elettriche in
nuovi campi di applicazioni rispetto a quelli per così dire più tradizionali, sostanzialmente confinati
ai gruppi di continuità o ai grossi accumuli idroelettrici negli impianti di pompaggio, per assorbire
energia nelle ore di minor carico e fornire “potenza” nelle ore di picco.
La motivazione è correlata, da un lato alle nuove necessità emergenti nelle reti di distribuzione in
MT e in BT, dall’altro ai notevoli progressi tecnologici che sono attualmente in corso e che stanno
rendendo disponibili dispositivi di accumulo in grado di soddisfare molteplici esigenze
impiantistiche entro un ampio campo di impiego.
Nel corso dell’articolo verrà fornita una sintetica panoramica delle tecnologie di accumulo più
promettenti.
Per inquadrare l’argomento svolgiamo alcune considerazioni preliminari relative all’evoluzione
attualmente in atto nelle reti di distribuzione che, soprattutto per l’esigenza di sfruttare a livello
locale le fonti rinnovabili, stanno gradatamente trasformandosi da reti passive in reti attive.
Poniamo in particolare in evidenza alcune criticità che possono presentarsi nell’esercizio
dell’impianto e che potrebbero trarre appunto beneficio dall’introduzione di elementi di accumulo.
L’esigenza di coordinare il funzionamento dei generatori distribuiti (GD) e di interloquire con
l’utenza implica la necessità di introdurre elevati livelli di automazione anche nelle reti di
distribuzione in MT e in BT e di renderle, come si dice oggi con una terminologia molto in voga,
“smart”.
Naturalmente, istante per istante, deve verificarsi una condizione di equilibrio tra la potenza
disponibile, pari alla somma di quella prodotta localmente dai GD e di quella proveniente dalla
rete a monte, e quella richiesta.
Se la potenza complessivamente disponibile risulta inferiore a quella richiesta dall’utenza, è
ipotizzabile applicare un “distributed load shedding” consistente nell’invio di un segnale di
alleggerimento di carico alle utenze disponibili a partecipare all’operazione, segnale commisurato
1
Il contributo di RSE è stato finanziato dal Fondo di Ricerca per il Sistema Elettrico nell’ambito dell’Accordo di
Programma tra RSE ed il Ministero dello Sviluppo Economico – D.G.E.N.R.E. stipulato in data 29 luglio 2009 in
ottemperanza al DM 19 marzo 2009
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all’entità dello squilibrio in atto; così facendo si evitano black out generalizzati ad ampie zone di
utenza, ma si realizza comunque un parziale disservizio.
Se, viceversa, la potenza prodotta dai soli GD fosse superiore a quella richiesta, si potrebbero
presentare due alternative. La prima si tradurrebbe nella riduzione della potenza prodotta dai GD
stessi, soluzione questa certamente molto penalizzante sotto il profilo economico visti gli alti costi
degli apparati produttivi da fonti rinnovabili.
La seconda sarebbe invece quella di inviare l’esubero di potenza in utenze dislocate su altre linee
non elettricamente prossime o addirittura di invertire il flusso di potenza nelle cabine di
trasformazione MT/BT; anche tale soluzione non sarebbe comunque esente da criticità in quanto
flussi di potenza lungo distanze elevate sono penalizzati sotto il profilo dell’efficienza del sistema e
possono creare problemi di regolazione della tensione.
Proprio ai profili di tensione, è imputabile un ulteriore elemento di criticità correlato con la
trasformazione delle reti di distribuzione da passive ad attive; quantunque nelle smart grids sia
ipotizzabile una soluzione di tale problema assegnando ai GD anche il compito di produrre o
assorbire potenza reattiva, la loro dislocazione in rete, non certo correlata con l’esigenza primaria di
migliorare la power quality, trova dei limiti di impiego; basterà qui ricordare come il flusso di
potenza reattiva, finisca con l’essere penalizzato sotto il profilo energetico e, inoltre, non molto
efficace in membrature di rete caratterizzate da componenti resistive non trascurabili come accade
soprattutto in BT.
Un ulteriore aspetto rilevante è quello correlato col fatto che il valore del “kWh prodotto” non è lo
stesso, ma è legato per così dire alla “criticità della fornitura” e alle regole del mercato elettrico. Il
carattere sostanzialmente aleatorio delle fonti rinnovabili fa sì che la disponibilità di energia abbia
un certo margine di incertezza e finisca col non essere sincrona con la richiesta del carico; il kWh
prodotto, se consumato in tempo reale, può non essere così remunerativo come potrebbe magari
invece esserlo se utilizzato in tempo differito rispetto a quello di produzione.
Abbiamo finora preso in considerazione aspetti correlati con la presenza di generatori nelle reti di
distribuzione.
Focalizziamo ora la nostra attenzione sull’utenza.
Cosa sta cambiando, quali scenari si vanno schiudendo per il futuro?
Una possibile rivoluzione potrebbe essere rappresentata dalla diffusione del veicolo elettrico (4).
Non entreremo qui nel merito della questione, ma svolgeremo ancora una volta alcune
considerazioni atte a porre l’accento su criticità che anche in una rete “smart” una consistente
diffusione della mobilità elettrica potrebbe comportare.
La comparsa in maniera massiccia di tale tipologia di carico troverebbe le attuali reti di
distribuzione non sempre idonee a poter far fronte alle nuove richieste di potenza (limitata “hosting
capacity”). Pur tenendo conto della presenza di GD, l’attuale struttura radiale o ad anello aperto
delle reti di distribuzione può porre dei vincoli al numero e/o alla potenza di ricarica delle batterie
degli autoveicoli in relazione al loro posizionamento lungo il feeder di distribuzione per l’esistenza
di momentanei colli di bottiglia.
Un ultimo aspetto sul quale si vuole rimarcare qui l’attenzione riguarda la qualità della fornitura, di
cui si è già parzialmente parlato in precedenza per quanto attiene la regolazione della tensione:
nell’ambito della qualità rientrano però anche la continuità del servizio e la forma d’onda della
tensione somministrata.
Certamente la modalità di gestione del neutro, l’utilizzo di linee in cavo invece che aeree,
l’adozione di linee dedicate ad utenze sensibili, l’automazione delle cabine di trasformazione
rappresentano provvedimenti in grado di conseguire significativi miglioramenti: è però fuor di
dubbio che gli effetti della presenza di carichi disturbanti da un lato o di guasti temporanei o
permanenti sulla rete dall’altro, si possono propagare alle altre utenze in misura più o meno marcata
anche in presenza dei provvedimenti di cui sopra.
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Quanto fin qui esposto è sufficiente a lasciar intravedere le opportunità che possono offrire alla rete
i dispositivi di accumulo di energia.
Questi sono sostanzialmente riconducibili a tre tipologie principali:
dispositivi di accumulo elettrochimico;
dispositivi di accumulo elettromeccanico;
dispositivi di accumulo elettrostatico.
Nel seguito dell’articolo si analizzeranno le applicazioni e i benefici attesi dalle applicazioni degli
accumuli di energia nelle reti e lo stato delle tecnologie oggi disponibili.
2. Le applicazioni degli accumuli di energia elettrica nelle reti di distribuzione
I sistemi di accumulo di energia elettrica possono essere impiegati per la fornitura di molteplici
servizi, alcuni dei quali richiedono “prestazioni in potenza”, quindi sistemi in grado di scambiare
elevate potenze per tempi brevi (da frazioni di secondo a qualche decina di secondi), mentre altri
richiedono “prestazioni in energia”, quindi sistemi in grado di scambiare costantemente potenza con
autonomia di alcune ore (3). Spesso, in molti servizi, che siano di energia o di potenza, i sistemi di
accumulo devono inoltre essere in grado di portarsi al valore corretto di potenza di carica/scarica, o
di commutare tra le fasi di carica e quelle di scarica, in tempi molto rapidi.
Le diverse applicazioni dei sistemi di accumulo, in funzione delle richieste di energia, potenza, e dei
tempi di risposta possono essere suddivise in tre classi principali (2):
a) Time shift;
b) Bilanciamento della potenza;
c) Servizi ancillari di rete.
Vi è quindi la necessità di individuare la tipologia e dimensionare i sistemi di accumulo in funzione
dei servizi a cui si intende destinarli.
Nel seguito si riportano i principali servizi d’interesse per la rete di distribuzione e le tecnologie di
accumulo disponibili (1) (6) (7).
Il “Time-shift”
Per time shift si intende l’utilizzo dei sistemi di accumulo per traslare temporalmente l’utilizzo
dell’energia elettrica. A stretto rigore tutti i sistemi di accumulo svolgono questa funzione, ma in
questo caso i sistemi di accumulo sono utilizzati, per immagazzinare energia in un certo periodo,
per poi utilizzarla diverse ore dopo, quando si verifica la massima richiesta in modo da livellare il
profilo di carico visto dalla rete. Tutte le applicazioni di “time shift” utilizzano sistemi di accumulo
con prestazioni in energia, la durata delle fasi di scarica variano tra 1 e 10 ore al giorno, con diverse
profondità di scarica e sollecitazioni prossime alla potenza nominale.
Nelle applicazioni di “time shift” il sistema di accumulo viene utilizzato per immagazzinare energia
elettrica nelle ore in cui il prezzo è più basso, per poi rivenderla o direttamente utilizzarla nelle ore
in cui il prezzo è più elevato, commutando in generazione il sistema di accumulo.
Questa funzione è tradizionalmente svolta dagli impianti idroelettrici di pompaggio, ma con lo
sviluppo delle tecnologie di accumulo elettrochimico potrà svilupparsi anche a livello locale in
vicinanza dei carichi della rete di distribuzione.
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L’incremento dell’energia richiesta nelle ore notturne limita l’esigenza di ridurre la produzione
degli impianti di generazione termoelettrica, che possono così produrre con efficienze maggiori, e
in alcuni casi la necessità di spegnerli, per poi riaccenderli poche ore dopo, con conseguente
riduzione della vita tecnica attesa e con un maggior rischio di mancata ripartenza.
I costi operativi, l'efficienza e la velocità con cui le prestazioni si riducono con l’utilizzo del
sistema di accumulo sono particolarmente importanti perché il valore economico del time-shift
dipende dalla differenza tra il costo di acquisto, accumulo e vendita dell’energia scaricata e dal
beneficio derivato dall’immissione di energia in rete. Un aumento dei costi operativi o una
riduzione di efficienza riduce il numero di cicli per i quali il beneficio supera il costo.
Il “peak shaving” è un’applicazione “time shift” in cui il sistema di accumulo ha il compito di
fornire l’integrazione della potenza richiesta dai carichi, quando questi superano un livello massimo
stabilito, in questo modo può essere possibile dimensionare porzioni di rete sulla potenza media
richiesta dal carico e disporre di una minore capacità di generazione, in particolare di punta.
Figura 1 Peak shaving, per la riduzione dei picchi di potenza di carico: comportamento del carico (figura in
alto) e del sistema di accumulo (figura in basso) (Fonte EPRI)
Ne consegue che la funzione di “time shift” consente anche di evitare o differire gli investimenti di
rete necessari per potenziare le linee e i trasformatori per far fronte all’incremento della domanda di
potenza e di garantire una maggiore vita tecnica agli elementi di rete che si troverebbero ad operare
in condizioni di minor stress. La modularità dei sistemi di accumulo elettrochimico consente una
facile ricollocazione sul territorio: una volta potenziata la rete si possono spostare in nuove aree in
cui si possono manifestare condizioni di sovraccarico.
L’accumulo di energia elettrica diventa particolarmente importante nei centri urbani in presenza di
congestioni di rete, dove è difficile e a volte impossibile effettuare degli interventi di
potenziamento delle infrastrutture di rete.
In questo caso l’utilizzo del sistema di accumulo può essere limitato ad alcuni giorni all’anno
durante i periodi di picco di carico, nei restanti periodi dell’anno potrebbe allora essere utilizzato,
oltre che per time shift, anche per altri servizi, quali supporto di tensione, power quality e
integrazione delle rinnovabili.
Un impianto utilizzato per time-shift potrebbe, in certi casi, servire per fornire anche dei servizi
ancillari e per migliorare l’affidabilità della rete, con un maggior beneficio economico.
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Il “Bilanciamento della potenza”
L’applicazione di “Bilanciamento della potenza” o “Power Balancing” richiede al sistema di
accumulo di rendere più regolare e prevedibile la produzione di energia da fonti rinnovabili
aleatorie e di compensare le variazioni di carico (load following).
Questa applicazione necessita di un accumulo con prestazioni in energia, con tempi di risposta
rapidi a causa delle continue transizioni dalla condizione di carica a quella di scarica, e quindi con
la capacità di erogare una discreta potenza.
La durata della scarica varia tipicamente dalla decina di secondi ad alcune ore, con un andamento
della potenza tra lo 0% e il 100% della potenza nominale.
L’integrazione delle fonti rinnovabili non programmabili, la cui potenza prodotta può cambiare
rapidamente, come nel caso di passaggio di nuvole su un campo fotovoltaico o di un vento a
raffiche in un impianto eolico, può essere favorita dalla presenza di sistemi di accumulo in grado di
compensare le fluttuazioni della potenza generata, in modo da ottenere un profilo di generazione
complessivo più regolare e più prevedibile.
Un profilo più regolare consente di ridurre la modulazione degli impianti controllabili che, in
assenza di accumuli, devono compensare l’intermittenza della produzione rinnovabile e inseguire
anche elevate rampe di carico. La richiesta di elevata rapidità di presa di carico si può manifestare
in aree con elevata penetrazione di eolico, quando si ha un calo improvviso dell’intensità del vento,
o di fotovoltaico, quando al tramonto alla riduzione della potenza fotovoltaica si va a sommare la
crescita della domanda per illuminazione. Gli impianti di generazione dispacciabili, in particolare
quelli termoelettrici, sono più efficienti quando operano a potenza costante e prossima alla
nominale.
Una potenza prevedibile consente, all’operatore di rete, di ridurre la quantità di riserva da
approvvigionare, riducendo così i relativi costi che il sistema deve sopportare.
I sistemi di accumulo utilizzati in questa applicazione sono in grado di svolgere anche funzioni di
supporto di tensione, gestione della domanda e riduzione delle perdite.
L’applicazione dell’accumulo di energia per l’inseguimento del carico (“load following”) è
caratterizzata da una potenza prodotta o assorbita che cambia in risposta a una variazione
dell’equilibrio tra generazione e carico con tempi generalmente tra le decine di secondi e i minuti. Il
“load following” consente quindi di ridurre la variazione di potenza assorbita e di rendere più
regolare l’utilizzo del sistema di generazione.
I sistemi di accumulo sono particolarmente adatti a questo tipo di applicazione poiché, oltre ai tempi
di risposta molto rapidi, possono operare a carico parziale senza rilevanti variazioni nelle
prestazioni. La durata complessiva di scarica giornaliera è tra 2 e 4 ore a cui corrisponde un servizio
di load following che si può assumere pari a 4 e 8 ore rispettivamente. Il sistema di accumulo per
load following si presta ad essere utilizzato anche per funzioni di time-shift e supporto di tensione.
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Figura 2 Inseguimento della curva di carico con regolazione delle variazioni di potenza assorbita per
applicazioni di Load Following (Fonte EPRI)
I “Servizi ancillari di rete”
La fornitura di Servizi ancillari richiede sistemi di accumulo che abbiano la capacità di erogare, in
certi casi, la massima potenza con tempi inferiori al secondo e autonomie che possono andare da
qualche secondo a qualche ora.
Regolazione della frequenza
In un sistema elettrico, in caso di squilibrio tra generazione e carico si verifica una variazione della
frequenza di rete, ad esempio un aumento del carico provoca una riduzione della velocità di
funzionamento dei generatori e quindi della frequenza di rete.
Per regolare la frequenza, si possono installare dei sistemi di accumulo che scaricano la loro energia
quando il carico cresce e si ricaricano quando il carico diminuisce. Grazie alla loro risposta rapida, i
sistemi di accumulo sono particolarmente adatti per questa applicazione in quanto presentano una
risposta rapida che è anche superiore a quella dei sistemi di generazione. Questo servizio viene oggi
fornito dai grandi impianti di taglia maggiore di 10 MW, ma in futuro con lo sviluppo delle reti
attive si potrebbe vedere l’impiego di accumuli di piccola taglia per garantire la regolazione della
frequenza in un’area della rete di distribuzione operante in isola intenzionale.
Riserva pronta
Per garantire un funzionamento affidabile della rete elettrica è necessario prevedere una capacità di
riserva che possa essere utilizzata qualora parte dei sistemi di generazione previsti si rendessero
improvvisamente indisponibili. Poiché le centrali termoelettriche a ciclo Rankine richiedono ore per
poter prendere carico e i turbogas circa mezz'
ora, devono operare a potenze inferiori al nominale
per garantire una riserva pronta. I sistemi di accumulo di energia possono contribuire a costituire la
riserva rapida, riducendo o eliminando la necessità di energia di riserva dagli impianti termoelettrici
che possono così produrre a potenza nominale con maggiore efficienza. I sistemi di accumulo
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possono quindi sostituire le unità di generazione guaste e fornire potenza fino a quando il guasto
non sia stato riparato o altre unità di generazione non siano pronte per produrre. Al momento la
capacità di potenza richiesta al sistema di accumulo è dell’ordine di quella dell’impianto da
sostituire che è generalmente maggiore di 10 MW, in futuro, con lo sviluppo delle reti attive, questi
sistemi potrebbero essere inseriti nelle reti di distribuzioni con taglie attorno al MW.
Supporto di tensione
Senza misure correttive, l’impedenza della rete provoca cadute di tensione lungo le linee, nella
gestione del sistema elettrico è quindi importante mantenere adeguati livelli di tensione con la
necessaria stabilità nei diversi nodi della rete. Per questo le unità di produzione devono fornire
potenza reattiva per la regolazione primaria e secondaria di tensione.
Data l’impossibilità di trasmettere potenza reattiva su lunghe distanze, un’applicazione distribuita di
sistemi di accumulo localizzati in prossimità dei centri di carico è un modo particolarmente efficace
per dare il servizio di supporto di tensione.
Un sistema di accumulo può produrre potenza reattiva sia nella fase di carica sia in quella di scarica
ed erogare il servizio in pochi secondi, con durate che possono variare tipicamente tra alcuni minuti
e un’ora, cioè il tempo necessario per stabilizzare la rete ed eventualmente ridurre il carico.
L’impiego come supporto di tensione è generalmente limitato a qualche centinaio di ore in un anno;
nei restanti periodi può essere allora utilizzato per funzioni di time-shift o integrato con le fonti
rinnovabili.
Qualità del servizio (“Power quality”)
I problemi relativi alla qualità del servizio hanno assunto crescente importanza a seguito
dell’impatto che alcuni fenomeni quali, ad esempio, buchi di tensione, sovratensioni, squilibri di
tensione, flicker, hanno sui processi produttivi sensibili. L’individuazione degli interventi per
migliorare la qualità del servizio mediante la compensazione dei disturbi diviene uno strumento per
garantire una qualità della fornitura elettrica “superiore” rispetto a quella normalmente offerta dalle
reti di distribuzione. La compensazione può essere rivolta ai disturbi originati sia all’interno della
rete di distribuzione, sia all’interno dell’utenza.
Oltre agli strumenti tradizionali a disposizione dei Distributori, quali ad esempio gli investimenti
volti al miglioramento della rete come il passaggio da linee aeree a linee in cavo, la modifica dello
stato del neutro o l’impiego di limitatori delle correnti di corto circuito, un’ulteriore possibilità è
offerta dai cosiddetti Custom Power, dispositivi innovativi basati sull’utilizzo dell’elettronica di
potenza, installati in opportuni punti della rete ed in grado di garantire agli utenti un’alimentazione
di qualità superiore rispetto a quella del resto del sistema di distribuzione. Tale qualità “superiore” è
ottenibile grazie alla capacità dei dispositivi Custom Power di compensare i disturbi di rete e/o di
mitigare l’impatto in rete di eventuali carichi disturbanti.
L'
impiego di tali dispositivi può essere previsto sia a livello di rete, a protezione di un “insieme” di
utenti sensibili ai disturbi di rete, sia per un'
applicazione all'
interno degli impianti sensibili, a
protezione di un carico specifico.
I dispositivi Custom Power sono basati su elettronica di potenza e su accumuli di energia, quali
batterie, supercondensatori, volani e condensatori.
Per le applicazioni di Power Quality sono richieste durate di scarica tipiche tra alcuni secondi e il
minuto.
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3. Le tecnologie di accumulo per la rete di distribuzione
Le tecnologie di accumulo elettrico possono essere classificate sulla base delle prestazioni richieste
dall’applicazione. Si possono quindi distinguere i sistemi che lavorano “in potenza” da quelli che
lavorano “in energia”. Tra queste due categorie si inseriscono poi alcune tecnologie con prestazioni
sostanzialmente ibride.
Un parametro che permette di quantificare l’attitudine dei diversi sistemi a lavorare in una modalità
piuttosto che in un’altra è il rapporto tra la potenza erogabile nominale e l’energia estraibile dal
sistema. Questo parametro ha un valore elevato per le tecnologie che sono caratterizzate da
“prestazioni in potenza” e sono in grado di erogare potenze elevate con un tempo di risposta molto
rapido per brevi periodi di tempo, che variano da qualche secondo a pochi minuti. I dispositivi più
adatti per le applicazioni in potenza sono i supercondensatori e i volani, che possono svolgere
diverse funzioni a supporto della rete come la regolazione di tensione, la regolazione primaria della
frequenza, i servizi di power quality.
Anche alcune tecnologie di accumulo elettrochimico, come le batterie litio-ioni e nickel/cadmio,
sono adatte a lavorare in potenza, grazie alla loro rapidità di risposta e alla potenza specifica
elevata. Possono essere impiegate in applicazioni di power quality ma bisogna tener conto che sono
energeticamente sovradimensionate rispetto ai volani e ai supercondensatori.
Una seconda ampia classe di sistemi di accumulo è rappresentata dai sistemi con “prestazioni in
energia”, che sono in grado di erogare determinate potenze con autonomie dell’ordine delle ore, e
sono quindi caratterizzati da un basso valore del rapporto potenza/energia. Le tecnologie più adatte
all’applicazione sono gli impianti di pompaggio idraulico e gli impianti CAES, oltre ad alcuni
sistemi di accumulo elettrochimico, che possono svolgere molteplici funzioni a servizio della rete,
come il peak shaving, il time shift e l’accoppiamento con grossi campi fotovoltaici e parchi eolici.
Se da un lato CAES e pompaggio idraulico, essendo sistemi di accumulo di grossa taglia, con
potenze di scarica dell’ordine delle centinaia di MW e autonomie della decina di ore, si prestano a
svolgere queste applicazioni a livello della rete di trasmissione, i sistemi di accumulo elettrochimico
per la loro modularità possono garantire queste funzioni anche nelle reti di distribuzione e in
prossimità dell’utenza.
Gli accumuli elettrochimici
I sistemi di accumulo elettrochimico hanno anche tempi di risposta molto veloci, inferiori al
secondo, e si prestano a lavorare in applicazioni “ibride” che richiedono autonomie dell’ordine
dell’ora ma anche capacità di erogare picchi di potenza, come le applicazioni di power balancing.
Oltre al rapporto potenza/energia si possono definire una serie di parametri che quantificano le
prestazioni dei sistemi di accumulo elettrochimico, quali l’energia e la potenza specifica,
l’efficienza energetica, la temperatura di lavoro, la vita attesa e il livello di sicurezza intrinseca della
tecnologia. Più dettagliatamente si possono definire:
- L’energia specifica, espressa in Wh/kg, ottenibile dal rapporto tra l’energia estraibile da un
accumulatore durante una scarica ad una data potenza e il peso in kg dell’accumulatore. Tale
parametro non ha un valore costante ma varia in funzione del regime di lavoro (ovvero dalla
potenza di scarica) e della temperatura ambiente. Per comodità si può quindi prendere come
riferimento l’energia nominale, che è l’energia estraibile dall’accumulatore in condizioni
nominali, ovvero in una scarica alla potenza nominale e alla temperatura ambiente di riferimento,
tipicamente 20 o 25 °C.
- La potenza specifica, espressa in W/kg, ottenibile dal rapporto tra la potenza dell’accumulatore
e il peso in kg dello stesso. Come per l’energia anche la potenza non ha un valore univoco poiché
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2
dipende dal carico applicato, ma è utile per ciascun accumulatore definire una potenza nominale,
ovvero la potenza corrispondente al regime di scarica sufficientemente rappresentativo del
regime di lavoro cui la batteria è destinata e la potenza di picco ai 30 s, definita come la potenza
che l’accumulatore è in grado di sostenere per 30 s con un valore del DOD2 dell’80% (cioè con
batteria quasi scarica).
Il rendimento energetico è definito come il rapporto tra l’energia estratta dal sistema di
accumulo durante una scarica ad una data potenza e quella spesa per riportare il sistema nello
stato di carica iniziale.
Il Tempo di vita, espresso in anni, definisce il tempo complessivo di esercizio dell’accumulatore
che ha termine quando le prestazioni del sistema degradano al di sotto dei limiti operativi (ad
esempio quando la capacità si riduce di una prefissata percentuale). La durata di vita di un
accumulatore dipende fortemente dalle modalità di lavoro e si riduce drasticamente se è
sottoposto ad una gestione non corretta e se l’accumulatore lavora ad una temperatura alta. Il
tempo di vita può essere espresso anche in cicli. In questo caso rappresenta il numero di cicli di
scarica (fino ad una prefissata percentuale del DOD) e carica completa che una batteria è in
grado di completare prima che le sue prestazioni scendano sotto un limite minimo (tipicamente
prima che la sua capacità si riduca del 20%). Il valore cambia a seconda del valore di DOD
scelto, del regime di lavoro tipico e della temperatura di lavoro.
La temperatura di lavoro è l’intervallo di temperatura in cui l’accumulatore può lavorare senza
subire danni o decadimenti eccessivi delle prestazioni e senza l’utilizzo di sistemi di
riscaldamento.
Il livello di sicurezza è un parametro che definisce la probabilità che durante la vita della cella si
verifichino dei guasti che determinino situazioni di pericolo per le cose e le persone. Nel grafico
di figura 3f sono confrontati i livelli di sicurezza intrinseca delle diverse tecnologie, ovvero la
sicurezza della cella a prescindere dalle condizioni di utilizzo. Le diverse tecnologie sono
caratterizzate da livelli di sicurezza intrinseca molto differenti e all’interno della stessa famiglia
tecnologica vi possono essere sottotipi con valori di sicurezza diversi. Ad esempio, prendendo
come riferimento la batteria al piombo, un accumulatore tipo VRLA (piombo ermetico regolato
con valvola) ha un livello di sicurezza intrinseca maggiore di un accumulatore di tipo aperto, che
ha l’elettrolita acido accessibile e non ha la ricombinazione dell’idrogeno ed ossigeno, pur
appartenendo alla stessa famiglia. Anche le diverse tipologie di celle litio-ioni sono caratterizzate
da livelli di sicurezza molto diversi, a seconda dei materiali utilizzati come catodo, anodo ed
elettrolita. Inoltre all’interno dello stesso sottotipo, si possono avere livelli di sicurezza intrinseca
molto differenti semplicemente variando le geometrie costruttive. La sicurezza effettiva del
sistema di accumulo dipende fortemente dalla modalità di gestione, che deve evitare l’insorgere
di situazioni di abuso elettrico, termico o meccanico (ovvero situazioni di superamento dei limiti
di corretto funzionamento di ciascuna cella), dalla presenza di un sistema di controllo che
gestisca il sistema in modo efficace e corretto, da una corretta installazione. Una corretta
gestione e installazione può garantire il raggiungimento di un elevato valore di sicurezza
effettiva anche a sistemi realizzati con celle con una bassa sicurezza intrinseca (5).
Il Costo per ciclo [ /ciclo·kWh] è calcolato dividendo il costo di installazione del sistema per il
tempo di vita in cicli del sistema, considerando per tutte le tecnologie una vita del sistema di
accumulo pari a 10000 cicli. L’unica tecnologia in grado di raggiungere questo valore con una
DOD dell’80% è la batteria Redox al vanadio. Le altre batterie sono state sovradimensionate in
modo che ciascuna possa arrivare a 10000 cicli grazie ad un utilizzo con profondità di scarica
inferiore e variabile per tipologia di batteria.
DOD – Depth of Discharge
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Sulla base dei valori di questi parametri è possibile effettuare un confronto tra le principali
tecnologie di accumulo elettrochimico e individuare quelle più adatte per ciascuna delle tre classi di
applicazioni che sono state sopra definite. I seguenti grafici consentono di confrontare le prestazioni
di otto tipologie di accumulo elettrochimico: Litio-ioni (NCA), Litio-ioni (LFP), Redox a
circolazione di elettrolita al vanadio (VRB), Piombo/acido (Pb VRLA), Sodio/Cloruri metallici
(Na/NiCl), Sodio/Zolfo (NaS), Nichel/cadmio (NiCd), Nichel/idruri metallici (NiMH). Maggiore è
l’estensione della forma colorata lungo un asse, migliore sarà la performance della batteria, in
particolare la scala dei valori va da 1 a 6 per ciascun parametro o applicazione, dove 6 indica la
maggior prestazione.
NiMH
Energia specifica
Potenza Specifica
Li (NCA)
6
Li (NCA)
6
4
NiMH
Li (LFP)
4
2
NiCd
0
Na/S
2
VRB
NiCd
Pb VRLA
0
Na/S
Na/NiCl
Figura 3a Confronto tra le principali tecnologie di
accumulo elettrochimico: energia specifica
Figura 3b Confronto tra le principali tecnologie di
accumulo elettrochimico: potenza specifica
Efficienza
Tem peratura di lavoro
Li (NCA)
6
Li (NCA)
6
4
Li (LFP)
NiMH
2
NiCd
0
Na/S
VRB
Pb VRLA
Na/NiCl
NiMH
Li (LFP)
4
Li (LFP)
2
VRB
Pb VRLA
Na/NiCl
Figura 3c Confronto tra le principali tecnologie di
accumulo elettrochimico: rendimento energetico
NiCd
0
Na/S
VRB
Pb VRLA
Na/NiCl
Figura 3d Confronto tra le principali tecnologie di
accumulo elettrochimico: range di temperatura di
lavoro
Contributo degli accumuli di energia e potenza al miglioramento della qualità e dell’efficienza delle reti di
distribuzione
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NiMH
Vita
Sicurezza
Li (NCA)
6
Li (NCA)
4
Li (LFP)
4
3
NiMH
Li (LFP)
2
2
NiCd
1
0
VRB
Na/S
NiCd
0
Na/S
Pb VRLA
VRB
Pb VRLA
Na/NiCl
Na/NiCl
Figura 3e Confronto tra le principali tecnologie di
accumulo elettrochimico: vita attesa in cicli
Figura 3f Confronto tra le principali tecnologie di
accumulo elettrochimico: livello di sicurezza intrinseca
Costo/ciclo
Li (NCA)
6
NiMH
4
Li (LFP)
2
NiCd
0
Na/S
VRB
Pb VRLA
Na/NiCl
Figura 3g Confronto tra le principali tecnologie di
accumulo elettrochimico: costo per ciclo di lavoro
I grafici seguenti mettono a confronto l’attitudine delle diverse tecnologie di accumulo
elettrochimico a lavorare nelle tre classi di applicazione sopra descritte, sulla base delle prestazioni
di cui sono caratterizzate. Si può notare come la tecnologia litio-ioni NCA sia la più versatile e si
mostri adatta a lavorare in tutte le applicazioni.
NiMH
Time Shift
Pow er Balancing
Li (NCA)
5
Li (NCA)
6
4
3
NiMH
Li (LFP)
2
1
0
NiCd
Na/S
4
Li (LFP)
2
VRB
Pb VRLA
Na/NiCl
Figura 4a Confronto tra le principali tecnologie di
accumulo elettrochimico: attitudine a lavorare in
applicazioni di time shift
NiCd
0
Na/S
VRB
Pb VRLA
Na/NiCl
Figura 4b Confronto tra le principali tecnologie di
accumulo elettrochimico: attitudine a lavorare in
applicazioni di power balancing
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Servizi Ancillari
Li (NCA)
6
NiMH
4
Li (LFP)
2
NiCd
0
Na/S
VRB
Pb VRLA
Na/NiCl
Figura 4b Confronto tra le principali tecnologie di
accumulo elettrochimico: attitudine ad erogare servizi
ancillari
Nel seguente grafico si riportano i valori medi dei parametri descritti per le tecnologie di accumulo
sopra citate. Lo scopo è quello di definire un parametro di confronto riassuntivo che permetta di
dare delle indicazioni anche solo qualitative riguardanti le prestazioni e la flessibilità d’uso delle
diverse tecnologie. Le tecnologie che riportano la media più alta sono la litio-ioni NCA e la
sodio/zolfo, che raggiungono una media di 4,2 su un fondo scala di 6 e sono considerate infatti le
due tecnologie più promettenti per applicazioni stazionarie a supporto del sistema elettrico.
Li (NCA)
5 4,2
4
NiMH 3,3
3
2
1
3,0
NiCd
0
4,2
Na/S
Li (LFP)
3,8
3,1
2,3
3,5
VRB
Pb VRLA
Na/NiCl
Figura 5 Confronto tra le principali tecnologie di accumulo elettrochimico: media dei parametri di riferimento
La tabella seguente raccoglie i valori caratteristici assegnati a ciascuna batteria.
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Tabella 1 Indici di performance assegnati alle batterie
Una tassonomia per le batterie
Con i dati di Tabella 1 si può anche sviluppare una tassonomia per le batterie, in altre parole si
possono individuare dei gruppi di batterie che presentano delle affinità nelle loro caratteristiche
tecniche-economiche, tali gruppi diventano sempre più grandi con diversità interna crescente fino a
costituire un albero delle gerarchie che possiamo chiamare “albero delle batterie”. Il metodo di
raggruppamento fonde in successione gruppi di batterie con dissomiglianza crescenti, il livello di
dissomiglianza viene valutato calcolando la distanza euclidea in uno spazio 10-dimensionale, in cui
ciascuna batteria è individuata dai valori assunti dalle 10 variabili (dimensioni) indicate in Tabella
1. Prima del raggruppamento, per evitare distorsioni dovute principalmente alla dimensione che
possiede la maggior variabilità dei valori, è stata effettuata una standardizzazione dei dati in modo
che ogni dimensione presenti una media pari a 0 e una deviazione standard pari a 1.
Il diagramma ad albero (dendrogramma) che si è ottenuto è riportato in Figura 6 e inizia a sinistra
con ogni batteria che forma un proprio gruppo.
Figura 6 Albero delle batterie: indica il livello di similitudine delle diverse tecnologie, sono raggruppate in
successione batterie con distanza (dissomiglianza) crescente; minore è la distanza di legame (o distanza euclidea)
tra le batterie più queste hanno caratteristiche simili.
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Procedendo verso destra le batterie tra loro più simili sono riunite per formare gruppi, ogni nodo
rappresenta l’unione di due o più gruppi, le posizioni dei nodi sull’asse orizzontale rappresentano le
distanze alle quali sono fusi i rispettivi gruppi. Il gruppo delle batterie al litio si unisce a quello delle
batterie ad alta temperatura a una distanza di legame di 4,3 dimostrando una certa affinità tra i due
gruppi, mentre il gruppo delle NiMH e NiCd si unisce alle batterie al Pb a una distanza di 4,1, che si
fonde poi con le VRB a una distanza di 5,1 a formare il grande gruppo delle batterie con elettrolita
acquoso.
I volani e i supercondensatori
I volani sono dei dispositivi elettromeccanici in grado di accumulare energia elettrica sotto forma di
energia cinetica. Essi, infatti, sfruttano l’energia cinetica posseduta da una massa posta in rotazione
attorno ad un asse verticale. La conversione di energia è effettuata da una macchina elettrica
reversibile, che funziona da motore nella fase di ricarica del volano, che viene portato a lavorare ad
un numero di giri di rotazione pari a quelli nominali, e da generatore nelle fasi di scarica, in cui il
regime di rotazione del volano decresce. Dal momento che la tensione in uscita al volano è a
frequenza variabile, il sistema è generalmente interfacciato in rete (o sul carico) tramite un
convertitore di potenza.
I volani sono sistemi di accumulo che lavorano in potenza, sono quindi in grado generalmente di
erogare picchi di potenza con brevi autonomie.
I volani sono realizzati con rotori in materiali leggeri come la fibra di carbonio, con regimi di
rotazione molto elevati, superiori ai 100.000 giri al minuto. Per minimizzare gli attriti si utilizzano
cuscinetti magnetici mentre l’intera struttura è racchiusa sottovuoto per diminuire sia gli attriti che
la rumorosità. Questo approccio determina dei volani leggeri e compatti con la possibilità di
realizzazioni modulari.
I punti di forza di questa tecnologia di accumulo sono:
bassa manutenzione;
lunga vita (20 anni o oltre 500.000 cicli);
realizzazione con materiali inerti;
elevata potenza specifica e tempi di risposta molto rapidi.
Uno dei limiti della tecnologia dei volani meccanici è costituito dalle dissipazioni elevate associate
ai cuscinetti, sia meccanici che magnetici. Con la scoperta dei materiali superconduttori ad alta
temperatura (SAT) è nato un nuovo interesse per volani incorporanti eventualmente cuscinetti
magnetici in materiale SAT.
Il costo della tecnologia è ancora piuttosto elevato, tra 1000 e 2000 $/kW. Questi sistemi trovano
impiego in specifiche applicazioni nella trazione elettrica, ad esempio in treni e metropolitane, dove
sono utilizzati per il recupero dell’energia in frenatura o a bordo di tram, per permettere ai mezzi il
superamento di brevi tratti senza cavi di alimentazione per motivi architettonici (ad esempio le
piazze nei centri storici).
Limitatamente alle applicazioni a supporto del sistema elettrico, sono considerati particolarmente
adatti alla regolazione di frequenza o ad applicazioni di Power Quality, grazie al tempo di risposta
molto più veloce rispetto ad altre tecnologie di accumulo. Nel 2011 i volani meccanici utilizzati a
supporto della rete nel mondo raggiungevano una potenza complessiva di 95 MW, contro i 450 MW
degli accumulatori elettrochimici. Negli Stati Uniti la Beacon Power (8), che produce sistemi di tipo
modulare che integrano volani meccanici di taglia ridotta in un sistema di grossa taglia chiamato
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Smart Energy Matrix, ha intenzione di realizzare, grazie a finanziamenti del DOE, un impianto per
regolazione di frequenza da 20 MW – 5 MWh.
I supercondensatori sono dispositivi in grado di accumulare energia elettrica in forma elettrostatica.
Si distinguono dai condensatori elettrolitici tradizionali per l’utilizzo di materiali di elettrodo con
un’elevata superficie utile e per la distanza tra i due elettrodi che è dell’ordine degli Angström
(10 -10 m), queste caratteristiche consentono di raggiungere valori di capacità dell’ordine di migliaia
Farad (vedi Tabella 2).
I supercondensatori sono dispositivi di accumulo elettrico in grado di fornire una potenza elevata,
con autonomie molto brevi e per un numero molto elevato di cicli di carica e scarica. Queste
caratteristiche li rendono molto interessanti per le applicazioni nel campo della trazione elettrica e
nelle applicazioni stazionarie, anche in accoppiamento con altri tipi di accumulatori elettrochimici
per aumentarne le prestazioni in termini di potenza e di vita utile.
Nello stazionario sono particolarmente adatti ad applicazioni di Power Quality, in cui i sistemi di
accumulo sono utilizzati per migliorare la qualità della fornitura e garantire la bontà della forma
d’onda della tensione di alimentazione. I vantaggi dei supercondensatori rispetto ad altri sistemi di
accumulo analoghi, quali ad esempio i volani ad alta velocità, sono le dimensioni e il peso ridotti, la
semplicità di gestione e di manutenzione e i costi relativamente contenuti.
I supercondensatori presentano un costo specifico di 300-500 /kW e, data l’elevata vita attesa,
garantiscono un costo molto basso per ciclo completo di carica e scarica, se confrontati con i
tradizionali sistemi di accumulo elettrochimico. Il loro limite più evidente è l’autonomia molto
ridotta (dell’ordine di pochi secondi).
Nella Tabella 2 sono presentati i parametri prestazionali tipici di un supercondensatore:
Parametro
Tensione nominale di cella [V]
Capacità faradica delle celle [F]
Potenza specifica [W/kg]
Energia specifica [Wh/kg]
Efficienza energetica [%]
Vita attesa [cicli]
Range di temperatura di lavoro
Ausiliari necessari
Valore Tipico
1 ÷ 2,7
1 ÷5000
300 ÷ 10000
1 ÷ 10
85 ÷ 98
500000 ÷ 1000000
-40 ÷ 65°C
Sistema di
bilanciamento
Tabella 2 Parametri prestazionali tipici di un supercondensatore
4. Sperimentazione di sistemi di accumulo elettrochimico per applicazioni nelle
microreti
I sistemi di accumulo elettrochimico hanno un ruolo fondamentale per lo sviluppo delle reti attive e
per la penetrazione dei sistemi di generazione a fonte rinnovabile, quali il fotovoltaico e l’eolico,
che per loro natura sono di difficile gestione dato il carattere aleatorio e irregolare della potenza
generata.
In Figura 7 è schematizzata una microrete connessa alla rete elettrica, costituita da un generatore
fotovoltaico, un cogeneratore, un carico locale e un sistema di accumulo. In questo esempio il
sistema di accumulo è utilizzato per ottimizzare la gestione delle risorse energetiche: immagazzina
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l’energia in eccesso prodotta dal fotovoltaico nelle ore di massima produzione, la fornisce all’utenza
quando i generatori locali non riescono ad alimentare da soli il carico e preleva l’energia elettrica
dalla rete durante le ore di basso costo.
Figura 7 Esempio di microrete connessa alla rete elettrica e costituita da un generatore fotovoltaico, un
cogeneratore, un carico locale e un sistema di accumulo, con i relativi profili di carico e generazione
In questa applicazione la batteria lavora principalmente in energia ed è sottoposta a stress elettrici
che possono ridurne la vita utile e il valore dei parametri caratteristici, poiché deve seguire le
variazioni rapide del carico e della generazione (vedi Figura 8) e transitare molto velocemente dalla
condizione di carica a quella di scarica.
16,00
Potenza assorbita dal carico
Potenza Fotovoltaico
Potenza da rete
Potenza Cogeneratore
14,00
Potenza [kW]
12,00
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Tempo [h]
Figura 8 Esempio di andamento giornaliero della potenza prodotta dai generatori, assorbita dal carico e
scambiata con la rete prevalente in una microrete di generazione distribuita
Il ciclo di lavoro della durata di 24 ore è caratterizzato da una serie di fasi di carica e scarica di
diversa durata e intensità, con variazioni rapide dei valori di potenza. È stato quindi definito un
ciclo di prova per Power Balancing (Figura 9) per valutare le caratteristiche prestazionali e per
determinare la vita utile della batteria. La somma dell’energia elettrica totale erogata e assorbita al
termine dell’intero ciclo è nulla, in modo tale da riportare la batteria nelle medesime condizioni
iniziali. Il ciclo è stato inoltre dimensionato dal punto di vista di una corretta gestione del sistema di
accumulo elettrochimico, cioè viene evitata la scarica completa per aumentare la vita utile della
batteria e la carica a fondo per ottenere un rendimento energetico maggiore.
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I set-up di potenza del ciclo sono dimensionati su una batteria da 15 kWh di energia alla potenza
nominale e devono essere scalati per un opportuno fattore di scala (fs), pari al rapporto tra l’energia
nominale della batteria standard e quella della batteria effettivamente in prova.
8,00
Potenza [kW]
6,00
4,00
2,00
0,00
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
-2,00
-4,00
-6,00
-8,00
Tempo [h]
Figura 9 Ciclo di lavoro tipico di un accumulo in un’applicazione di power balancing
Sono attualmente in corso delle prove su un accumulatore litio-ioni per applicazioni di potenza con
catodo NCA e su una batteria piombo-acido AGM deep-cycle.
Entrambe le batterie sono state in grado di inseguire senza problemi le variazioni di potenza
imposte dal ciclo di prova e hanno mostrato tempi di risposta rapidi ed elevati valori dell’efficienza
energetica durante il ciclo, che è stata pari al 98% per la batteria litio-ioni e al 93% per la batteria al
piombo.
Il ciclo di lavoro parte con valore iniziale del SOC della batteria pari al 25% ed è dimensionato in
modo da non raggiungere la piena carica e scarica della batteria (i valori minimi e massimi del SOC
sono pari al 15% e al 90% per la batteria litio-ioni e pari al 9% e all’84% per la batteria al piombo).
Questa modalità di gestione permette alle batterie di evitare la fase finale di ricarica che è meno
efficiente; questo vale in modo particolare per la batteria al piombo nella quale si verifica per
elevati valori del SOC la reazione parassita di elettrolisi dell’acqua. Durante il ciclo la batteria al
piombo è stata inoltre gestita in modo da effettuare la ricarica rapida, cioè con tensione di lavoro
massima pari a 2,50 V/elemento (contro i 2,27 V/elemento della modalità di ricarica in tampone), in
modo tale da permettere l’inseguimento del corretto valore di potenza anche durante le fasi di carica
a regimi più intensi.
Questo tipo di ricarica può comportare una riduzione della vita utile dell’accumulatore al piombo.
La batteria al litio ha in generale delle prestazioni migliori e minori problemi di gestione, grazie alla
tensione di lavoro più alta e alla mancanza di reazioni parassite. Inoltre il rendimento
amperorametrico unitario permette di misurare in modo semplice lo stato di carica della batteria,
aspetto molto importante in questa applicazione.
In generale entrambe le batterie sembrano adatte per questo impiego, ma si dovrà misurare la loro
vita attesa per averne conferma, sono quindi in corso delle prove di invecchiamento secondo questo
ciclo di lavoro.
Un’ulteriore sperimentazione in atto presso i laboratori di RSE, con la collaborazione del
Dipartimento di Elettrotecnica del Politecnico di Milano, ha portato alla realizzazione di una
microrete sperimentale di distribuzione in corrente continua (12) con presenza di dispositivi di
accumulo, carichi atti a simulare voluti profili di potenza nel tempo ed un emulatore fotovoltaico.
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Nella costituzione attuale, si tratta di un sistema a due fili progettato per funzionare ad una tensione
nominale di 400V. La rete in corrente continua è collegata alla rete di distribuzione BT in alternata
per mezzo di un convertitore CA/CC bidirezionale da 100 kVA. Nella sezione in continua sono
presenti più sistemi di accumulo a cui è affidato il compito di massimizzare l’efficienza globale del
sistema e di garantire una elevata Power Quality non solo lato CC, ma anche in quello CA.
In particolare sono installate due batterie di tipo ZEBRA, ciascuna delle quali ha una potenza
massima di 32 kW, una capacità di 64 Ah e una tensione nominale a vuoto di 279 V; queste sono
collegate alla rete in continua attraverso due convertitori CC/CC da 35 kW bidirezionali.
Al fine di compensare rapide fluttuazioni della tensione sul bus in CC, correlate ad esempio con la
presenza di buchi di tensione nella rete in CA oppure da improvvisi squilibri di potenza lato CC,
sono presenti due banchi di supercondensatori, ciascuno costituito da 24 moduli, in grado di
erogare 30 kW per 4 secondi. Questi moduli, che presentano una tensione massima di 384 V, sono
connessi alla rete in CC mediante convertitori CC/CC bidirezionali da 35 kW ciascuno.
Il carico, programmabile a passi di 1kW, presenta una potenza massima di 60 kW. L’emulatore di
campo fotovoltaico è in grado di scambiare con la rete una potenza massima di 50 kW. La
sperimentazione attualmente in corso si prefigge tra l’altro lo scopo di studiare le strategie di
controllo (11) della microrete al fine di sfruttare al massimo le prestazioni delle due distinte
tipologie di accumulo caratterizzate, come noto, da dinamiche sensibilmente diverse.
I risultati sperimentali finora conseguiti hanno posto in evidenza come il funzionamento coordinato
di due sistemi di accumulo caratterizzati da tecnologie differenti consenta di conseguire interessanti
risultati nel campo della qualità dell’alimentazione e permetta un buon disaccoppiamento delle due
reti CA e CC evitando il propagarsi dei disturbi tra di loro.
5. Conclusioni
L’evoluzione delle reti elettriche da passive ad attive con la consistente introduzione di tecnologie
informatiche sta creando una vera e propria rivoluzione nelle modalità di progettazione e gestione
delle reti elettriche di distribuzione.
E’ opinione corrente che il processo in atto potrà fornire nuove opportunità in termini di qualità di
fornitura dell’energia elettrica e di utilizzo di fonti energetiche pulite quali le fonti rinnovabili.
Nel lavoro, partendo dall’analisi di alcuni elementi di criticità che possono presentarsi nell’esercizio
delle reti attive, si sono analizzate le opportunità che potenzialmente potrebbero derivare
dall’introduzione di elementi di accumulo e la loro versatilità che ne consente l’impiego per
svolgere contemporaneamente più servizi ancillari per la rete.
L’argomento è certamente aperto: la scelta delle tipologie di accumulo da impiegare, la loro taglia e
il loro posizionamento ottimale, rappresentano tematiche tuttora aperte e oggetto di discussione tra
gli operatori del settore.
Al solito agli indiscutibili vantaggi derivabili dalla loro applicazione sotto il profilo tecnico, non va
sottaciuto il costo, spesso non trascurabile. Alla luce di questo va fatta caso per caso un’attenta
analisi tecnico economica che, nella maggioranza dei casi porta a prevedere tempi di ritorno non
brevi, ma comunque spesso tali da giustificarne l’introduzione nelle rete elettriche.
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distribuzione
C. Bossi, S. Grillo, R. Lazzari, E. Micolano, E. Tironi
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6. Bibliografia
(1) RSEview: “L’accumulo di energia elettrica”, Il Melograno editore, dicembre 2011
(2) R. Lazzari, E. Micolano “Sperimentazione di batterie al litio in applicazioni di generazione
distribuita”, rapporto RSE di Ricerca di Sistema prot. 11000386, marzo 2011
(3) C.Bossi, E.Micolano, C.Tornelli: “I sistemi di accumulo nelle reti di generazione distribuita”,
AEIT, num.5 pp. 6-11, maggio 2008
(4) C.Bossi, R.Lazzari, E.Micolano: “Prospettive delle batterie al litio per applicazioni veicolari”,
AEIT, num.9 pp. 36-43, settembre 2010
(5) C.Bossi, R.Lazzari, E.Micolano: “Aspetti di sicurezza delle Batterie Litio ioni” AEIT, num.9
pp. 38-43, settembre 2011
(6) Jim Eyer, Garth Corey: “Energy Storage for the Electricity Grid: Benefits and Market Potential
Assessment Guide”, SANDIA Report, febbraio 2010
(7) Jim Eyer,”Electric Utility Transmission and Distribution Upgrade Deferral Benefits from
Modular Electricity Storage”, SANDIA Report, giugno 2009
(8) Piotr Biczel, “Power electronics in Smart Electrical Energy Network”, cap. 9 “Energy Storage
Systems”, Springer 2008
(9) S. Grillo, V. Musolino, L. Piegari, E. Tironi. A control strategy for optimizing the power flows
supplied by two different storage units. (pp. 1- 6). In: PowerTech 2011. 19–23/06/2011,
Trondheim, Norvegia
(10) S. Grillo, L. Martini, V. Musolino, L. Piegari, E. Tironi, C. Tornelli. Management of
different energy storage devices using a losses minimization algorithm. -, (pp. 420- 425). In:
International Conference on Clean Electrical Power 2011. Renewable Energy Resources
Impact. 14– 16/06/2011, Ischia
(11) A. Villa, C. Tornelli, L. Martini, A. Brambilla, L. Piegari, E. Tironi. Controllo di una
microrete sperimentale di distribuzione in corrente continua con presenza di dispositivi di
accumulo. (pp. 1- 6). In: Convegno Nazionale AEIT 2011. 27–29/06/2011, Milano
(12) L. Martini, C. Tornelli, C. Bossi, E. Tironi, G. Superti Furga. Design and Development of a
LV Test Facility for DC Active Distribution System. (pp. 1- 4). In: 20th International
Conference on Electricity Distribution (CIRED) 2009. 8–11/06/2009, Praga
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