Centrali di produzione energia: l’interazione
processo-sistema elettrico
PROBLEMI DI ALLACCIAMENTO DEGLI
IMPIANTI DI GENERAZIONE DISTRIBUITA
Antonio Livrieri
Nicola Ostellino
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Premessa
Per generazione distribuita (GD) si suole intendere il
parco delle centrali sotteso alle reti di distribuzione di
alta, media e bassa tensione.
Nel seguito vengono analizzate le problematiche e le
possibili opportunità legate alla diffusione della GD
sulle reti di distribuzione, fenomeno che non può essere
considerato di esclusiva competenza del proprietario e/o
gestore della porzione di rete direttamente interessata,
per effetto della struttura stessa delle reti elettriche e, in
particolare, della loro interoperabilità.
La connessione alle reti di distribuzione limita la potenza
delle centrali, che rientrano nell’ambito della GD
nell’intervallo compreso tra poche decine di kW
(allacciamenti in bt: < 1 kV) e circa 100 MW
(allacciamenti in AT: 130-150 kV).
Gran parte delle centrali incluse in questa categoria sono di
cogenerazione o a fonti rinnovabili, non essendo
economicamente proponibili altri tipi di impianto, in
particolare i così detti cicli combinati.
Le forme di incentivazione previste nel corso del tempo per
lo sviluppo delle fonti rinnovabili hanno promosso
numerose iniziative contribuendo al raggiungimento,
unitamente agli impianti di cogenerazione, di una potenza
complessiva dell’ordine di 5000 MW, di cui 4200 sulla rete
di Enel Distribuzione.
In base all’andamento delle richieste di allacciamento si
può stimare che entro la fine del 2003 saranno installati
impianti per ulteriori 1000 MW circa, tra cogenerazione e
fonti rinnovabili, permettendo alla GD di raggiungere circa
6000 MW, corrispondenti a circa il 9% del parco di
generazione italiano. Si osserva al riguardo che
l’installazione di nuove centrali sarà anche favorita
dall’incremento della quota obbligatoria di energia
rinnovabile (certificati verdi) prevista, a partire dell’anno
2005, dal disegno di legge di riforma del settore energetico
(ddl Marzano), in corso di approvazione.
Attualmente la suddivisione percentuale della GD tra i tre
livelli di tensione è all’incirca la seguente:
reti AT:
reti MT:
reti bt:
numero
potenza
8%
78%
14%
56%
41%
3%
Ovviamente con il crescere della diffusione della GD si
impone una riflessione in ordine:
z ai criteri di allacciamento delle centrali alla rete;
z all’adeguamento della struttura e della programmazione
delle reti;
z al dispacciamento dell’energia elettrica;
z al sistema protettivo per la corretta selezione dei guasti;
z alla regolazione della tensione.
A tal fine è auspicabile che la ricerca di sistema,
disciplinata dal decreto del Ministro dell’industria del
26/1/2000, trovi una definitiva e organica sistemazione per
consentire agli enti di ricerca di svolgere a pieno alla loro
funzione di indirizzo e di analisi dei problemi.
Gli obiettivi della ricerca di sistema dovrebbero
conformarsi alle indicazioni di tutti gli operatori del settore
che devono poter esprimere, in una sede opportuna da
costituirsi, le loro opinioni in materia.
Scelta del livello di tensione
Sulla base della regolamentazione esistente, tra cui la
recente Delibera 50/02 dell’AEEG, ancora inapplicabile
perché l’Autorità non ha provveduto ad emanare i previsti
provvedimenti d’attuazione, la soluzione di allacciamento
di una nuova centrale di produzione alla rete è oggetto di
valutazioni di carattere tecnico-economico da parte dei
gestori di rete e viene scelta dal richiedente tra le soluzioni
che gli vengono proposte dai gestori stessi. Quindi a
quest’ultimi spetta prioritariamente la definizione del
livello (o dei livelli, se egualmente proponibili) di tensione
di allacciamento.
La scelta del livello di tensione di allacciamento avviene
principalmente sulla base:
z della potenza di connessione richiesta;
z della configurazione della rete nell’area;
z della necessità di garantire la sicurezza del sistema e la
continuità e qualità del servizio erogato alla clientela.
La maggiore consistenza percentuale del numero di impianti GD
allacciati in media tensione rispetto a quelli in alta tensione è dovuta
principalmente ai seguenti fattori:
zmaggiore
valorizzazione dell’energia elettrica immessa in rete in
conseguenza dell’entrata relativa alla componente CTR prevista dalla
Delibera 228/01 dell’AEEG (si ricorda che è a carico dei distributori
e tiene conto delle minori perdite di trasporto);
zminore gravosità dei percorsi autorizzativi e dei tempi medi di
realizzazione delle opere elettriche;
zminori oneri di allacciamento;
zminori oneri di manutenzione delle installazioni.
Occorre tuttavia sottolineare che in alcuni casi la
configurazione della rete (ad esempio allacciamenti in aree
rurali o di montagna, tipici per i parchi eolici) impone la
realizzazione di nuove cabine primarie AT/MT, con oneri
di allacciamento conseguentemente ben più elevati rispetto
alla media.
La disciplina vigente per gli impianti in questione attribuisce alle
Regioni le competenze in materia di autorizzazioni alla costruzione e
all’esercizio delle centrali e degli elettrodotti, rendendo di fatto non
agevole il percorso autorizzativo disciplinato dalle normative
regionali, tra loro non sempre omogenee.
A livello generale si può affermare che l’ottenimento delle
autorizzazioni per gli impianti AT comporta tempi medi di almeno un
anno, quando non subentrino problemi particolari, peraltro oggi
sempre più frequenti, che possono portare ad ottenere le
autorizzazioni per gli elettrodotti, e/o le concessioni per le cabine
primarie, anche dopo alcuni anni.
Nel caso degli impianti di media tensione, possono essere necessari
circa 8-10 mesi.
Tuttavia va segnalato il caso di alcune Regioni nelle quali i
tempi sono invece del tutto analoghi essendo, tra l’altro,
interessato lo stesso Ente sia per l’AT che per la MT.
Ad esempio in Puglia l’Ente preposto è la Provincia per
entrambe le tensioni, mentre in Basilicata è la Regione. In
queste due Regioni i tempi medi oscillano tra i 12 e i 18
mesi.
Inoltre esiste l’incognita dei comitati cittadini, che
nascono “spontaneamente” a fronte di progetti di nuovi
impianti, ostacolandone la costruzione anche dopo la loro
autorizzazione da parte degli Enti preposti.
Infine, l’entrata in vigore del nuovo Testo Unico sugli
Espropri ha introdotto nuove difficoltà nel percorso
autorizzativo. Infatti per poter procedere agli asservimenti
coattivi che si rendessero necessari per la costruzione degli
impianti è ora richiesta l’autorizzazione definitiva (non più
soltanto la provvisoria), con inevitabile incremento dei
tempi sia per l’AT che per la MT. Va considerato, a tale
proposito, che la percentuale dei nuovi impianti per i quali
si deve procedere ad asservimenti coattivi è, specie per
l’AT, molto elevata.
Ovviamente gli allacciamenti inducono alcuni oneri, a
carico dei distributori, che devono trovare necessariamente
riconoscimento nelle tariffe. In particolare sono
notevolmente aumentati per i distributori gli oneri connessi
all’elaborazione di preventivi a causa del proliferare di
richieste di allacciamento a seguito della liberalizzazione
del mercato elettrico.
L’attuazione effettiva della delibera 50/02 dell’AEEG, che
porrà a carico dei richiedenti l’allacciamento un contributo
per le spese sostenute per lo studio di rete nonchè una
fidejussione a garanzia dell’effettiva realizzazione delle
opere richieste, supererà questo proplema.
Le potenze nominali degli impianti allacciati in MT sono
andate progressivamente crescendo in questi ultimi anni,
anche per le difficoltà che gravano sull’ottenimento delle
autorizzazioni degli allacciamenti in AT raggiungendo, in
alcuni casi, potenze dell’ordine di 15 MW/20 MW. La
possibilità di allacciare impianti con questi livelli di
potenza sulle reti MT va ovviamente valutata caso per caso
in funzione dei criteri sopra illustrati, con particolare
riferimento alla configurazione della rete.
Soluzioni d’allacciamento innovative
Per ridurre i problemi autorizzativi Enel Distribuzione
propone soluzioni tecnologiche d’allacciamento di limitato
impatto ambientale.
In particolare la cabina primaria semplificata riduce le
difficoltà autorizzative, sia nel caso di allacciamenti in
MT, quando occorre costruire da parte del Distributore una
cabina di trasformazione , sia nel caso di allacciamenti in
AT in cui questa particolare soluzione impiantistica viene
offerta, come ulteriore servizio, da Enel Distribuzione.
Queste soluzioni innovative, basate sulla modularità dei
principali elementi d’impianto (quadro AT,
trasformatore, quadro MT) che caratterizzano la Cabina
Primaria Semplificata, consentono realizzazioni
impiantistiche semplificate, che possono però evolvere
nel tempo in funzione delle necessità. Questa soluzione
offre i seguenti vantaggi:
z Riduzione dei costi
z Riduzione dell’impatto ambientale/ impegno delle
aree disponibili
z Tempi di messa in opera minori
Fig.1
Fig. 2
La presenza di centrali di potenza considerevole ed in progressiva
crescita sulle reti di distribuzione pone sia problemi di
dispacciamento dell’energia, sia problemi di gestione delle partite
commerciali. Si ricorda infatti che, in base alla disciplina vigente, gli
impianti di potenza inferiore a 10 MVA non possono partecipare al
sistema delle offerte.
Nel disegno di legge prima richiamato di Riforma e riordino del
settore energetico è previsto che il gestore della rete ritiri questa
energia corrispondendo il prezzo di equilibrio che si determina sul
sitema delle offerte.
Per potenze orientativamente comprese tra 8 e 15 MW, la
connessione alla rete può essere effettuata in AT o in MT
sulla base dei criteri sinteticamente descritti in precedenza.
In particolare, per le connessioni in MT, si considerano le
seguenti due soluzioni circuitali:
zconnessione diretta alle sbarre di Cabina Primaria
(CP), soluzione preferibile nel caso in cui esistano
Cabine a distanza tale da consentirlo (fig. A);
zcollegamento ad una linea dorsale che transita nelle
adiacenze dell’impianto di produzione (fig. B).
La prima soluzione è praticamente obbligata quando la
potenza è superiore a 3 MW (salvo casi specifici da
valutare singolarmente in base all’assetto della rete e dei
carichi) o quando la centrale è situata nelle vicinanze della
CP.
La seconda soluzione è solitamente più economica perché
riduce i tratti di linea da realizzare. Tuttavia va valutata
caso per caso, in particolare quando il profilo della tensione
potrebbe essere alterato dalla presenza dei generatori che
insistono sulla medesima dorsale. In generale tale soluzione
può essere adottata per allacciamenti sopra 3 MW soltanto
in casi particolari.
Impatto sulla rete di distribuzione
della GD
La presenza della GD provoca , in alcuni casi, la necessità
di adeguare il sistema protettivo della rete.
L’installazione della GD, sulla rete MT, aumenta la
potenza di corto circuito che comunque non deve superare
il limite per cui la rete è dimensionata. Inoltre vi è la
possibilità di interventi non selettivi della protezione dello
stallo di partenza che potrebbe intervenire anche per i
guasti che interessano altre linee.
Per ovviare a questo inconveniente si dovrebbe prevedere
l’adozione di protezioni direzionali di massima corrente
che, discriminando il senso, impediscono gli interventi non
selettivi.
Inoltre devono essere rivisti i criteri stabiliti dalla norma
CEI 11-20 per le protezioni di interfaccia che il produttore
deve installare, sullo specifico dispositivo, per consentire
l’uscita dal parallelo quando sulla rete si manifestano
funzionamenti anomali ed, in particolare, quando
l’interruttore di partenza di CP si è aperto per qualsiasi
causa.
Queste prescrizioni normative hanno lo scopo principale di
garantire la sicurezza del personale e si riflettono
sull’esercizio della centrale, provocando:
la perdita di produzione per ogni interruzione di rete;
la sconnessione di tutta la GD dal parallelo in caso di
gravi disservizi provocati dall’arresto di grandi centrali o
dalla perdita di importanti linee di interconnessione. In
questo caso, infatti, lo scarto dinamico della frequenza che
ne consegue è tale da determinare l’intervento della
protezione di frequenza, interrompendo il parallelo.
Gli effetti di queste due conseguenze possono diventare
particolarmente gravosi nell’ipotesi, molto probabile, di
una penetrazione della GD percentualmente significativa
rispetto alla potenza rotante effettivamente in esercizio
sulla rete nazionale.
In particolare, se si assimila la GD ad un carico passivo, la
perdita della GD durante il transitorio in frequenza agisce
in controtendenza rispetto all’autoregolazione del carico
che le Regole dell’UCPTE prevedono nella misura dell’1%,
rendendo instabile il sistema elettrico nazionale (v. fig.3 e
fig. 4).
Fig. 3
Fig. 4
Ne consegue la necessità di individuare nuovi criteri
protettivi e di esercizio per consentire alla GD di
contribuire alla sicurezza del funzionamento della rete
nazionale, laddove si riuscisse a sfruttarla come un
supporto alla rete in caso di gravi disservizi del tipo sopra
citato, anziché costituire un elemento di rischio aggiuntivo
(quale è oggi per effetto delle protezioni attualmente
esistenti).
Il nuovo sistema di protezione potrebbe consistere
nell’asservire il dispositivo di interfaccia all’interruttore di
partenza di cabina primaria. Questo funzionamento può
essere realizzato mediante un sistema di trasmissione dati
istantaneo basato su vettori diversi quali ponti radio, fibre
ottiche ed altri. La soluzione prospettata, sicuramente
realizzabile in via di principio, deve, però, essere
attentamente studiata sotto l’aspetto tecnologico soprattutto
in considerazione dell’affidabilità che deve garantire.
Regolazione della tensione
L’attuale regolazione della tensione nelle reti MT/BT, sottesa ad un generico
trasformatore AT/MT di cabina primaria, è stata concepita per reti radiali passive,
con verso unidirezionale della potenza attiva fluente. Pertanto la presenza della GD
sulla rete MT crea una perturbazione a questa regolazione, benché in linea di
principio la GD possa anche contribuire a migliorare i profili di tensione nella rete.
La Convenzione Tipo introdotta con Decreto del MICA del 25.9.92 prevede che il
fattore di potenza medio mensile della potenza immessa in rete non debba essere
superiore a 0,9 in ritardo (potenza reattiva generata, convenzione dei generatori)
per le ore di carico elevato e 0,95 in anticipo (potenza reattiva assorbita) per le ore
notturne di carico ridotto. Pertanto oggi la GD funziona a fattore di potenza medio
mensile imposto, separatamente per le ore di massimo e di minimo carico. Dal
punto di vista tecnico la GD potrebbe anche facilmente lavorare in regolazione di
tensione nel nodo su cui è inserita (tensione imposta) o in “compound”, ovvero a
tensione imposta con correzione in corrente. Tutte queste regolazioni sono
comunque di carattere locale, ovvero si basano su segnali prelevati sul nodo di
allacciamento.
Per poter sfruttare appieno il supporto che la GD potrebbe
dare alla regolazione della tensione in rete, però,
occorrerebbe asservire i regolatori a segnali remoti con gli
stessi criteri utilizzati per le grandi centrali allacciate alla
rete di trasmissione (regolazione secondaria).
Questa soluzione comporta il telepilotaggio dei regolatori
con l’adozione di un sistema di trasmissione dati che
potrebbe anche coincidere con quello ipotizzato per la
protezione di interfaccia prima menzionata.
Poiché un sistema evoluto di questo genere non è ancora
implementato, una soluzione semplice potrebbe consistere
nell’imporre che la GD sia per quanto possibile ininfluente
sul profilo di tensione in rete, consentendo così l’utilizzo
del sistema di regolazione attuale per reti passive.
A tale scopo, studiando la ripartizione dei flussi di potenza
in diverse condizioni di carico, è possibile individuare, per
il singolo generatore allacciato, il valore del fattore di
potenza con minor effetto perturbante sui profili di tensione,
eventualmente individuando ancora due distinti valori per
le ore di massimo e di minimo carico della specifica rete.
Un affinamento di questa soluzione potrebbe consistere nel
telecomandare il valore di fattore di potenza della GD da
cabina primaria eventualmente utilizzando vettori semplici
di trasmissione dati, anche se di prestazioni inferiori in
termini di rapidità e di affidabilità, ad esempio utilizzando
il GSM. D’altra parte non è necessario avere prestazioni
elevate, in quanto non è in gioco la sicurezza della rete, ma
il miglioramento del profilo di tensione.
In sintesi le analisi condotte su modelli di rete hanno dimostrato che:
un
unico generatore allacciato a breve distanza dalla sbarra non altera il profilo di
tensione sulla rete se ha fattore di potenza imposto prossimo all’unità;
un unico generatore allacciato al termine della dorsale (dove è situato il
congiuntore per la controalimentazione), in prossimità di un carico MT elevato (2
MVA), ha un impatto tale per cui non esiste un valore di fattore di potenza che, nel
rispetto della “capability” del generatore, consenta di non alterare il profilo di
tensione in modo apprezzabile; ciononostante i vincoli di tensione sono rispettati;
un unico generatore allacciato al termine di una lunga derivazione ed in presenza
di carichi modesti ha anch’esso un impatto tale per cui non esiste un valore di
fattore di potenza che, nel rispetto della “capability” del generatore, consenta di
non alterare il profilo di tensione in modo apprezzabile; in questo caso, per di più,
un valore del fattore di potenza pari a 0.9 in ritardo (ovvero quello medio fissato
oggi per ore di massimo carico) produce tensioni fuori limite.
Si può pertanto concludere che, su una rete reale soggetta
alla regolazione di tensione attraverso il variatore,
l’introduzione anche di un solo generatore in posizione
terminale di linea può non essere invariante sui profili di
tensione e, in caso di diversi generatori allacciati (alta
penetrazione di GD), una regolazione a fattore di potenza
imposto provoca tensioni inaccettabili in alcuni nodi.
Il dispacciamento della GD
In base a stime di massima effettuate con il GRTN, il
contributo alla punta della GD è del 50-60% del parco di
generazione GD installato (5000 MW).
Questa significativa percentuale è giustificata dall’elevato
numero delle centrali(circa 2200), dalla diversità delle
fonti e delle tecnologie impiegate a cui consegue quindi un
maggiore livello di probabilità di presenza in servizio.
Riferita alla massima potenza richiesta dalla rete nazionale
(superiore a 50 GW), il concorso della GD è quindi
dell’ordine del 5-6%.
Considerando di mantenere gli stessi incrementi percentuali
della produzione annua raggiunti nel biennio 2000-2001,
pari circa 8% su base annua, la potenza installata di GD si
attesterà, nel prossimo decennio, intorno ai 10000 MW;
pertanto, il concorso della GD alla copertura del
fabbisogno massimo mensile, stimato nel 2010 pari a 68
GW, sarà dell’ordine dell’8%.
Si porrà quindi il problema di dispacciare questo tipo di
generazione che sta assumendo una considerevole e
crescente importanza per la copertura del fabbisogno
nazionale.
Dovranno pertanto essere individuati i criteri operativi di
dispacciamento, tenendo conto che queste centrali sono
prevalentemente allacciate alle reti di distribuzione di media tensione
e della priorità di dispacciamento che la legge assegna alle fonti
rinnovabili e alla cogenerazione, nel cui ambito ricade la quasi
totalità della GD.
Ne consegue che ai concessionari del servizio di distribuzione dovrà
essere riconosciuto un ruolo di primo piano nella gestione tecnica del
parco di GD sotteso alle reti presenti nel territorio in concessione.
Particolari criteri dovranno inoltre essere individuati per gli impianti
installati in nelle due isole maggiori, Sicilia e Sardegna, in
conseguenza della limitata capacità- di trasporto delle linee di
interconnessione esistenti.
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