La crescente diffusione della generazione distribuita nel nostro paese sta animando le riflessioni sulla capacità della rete di distribuzione di raccogliere la produzione degli impianti di produzione. Notoriamente, infatti, le nostre reti di distribuzione sono state costruite ed eseguite per rispondere all’unica esigenza di connettere i clienti (consumatori di energia) in modo passivo.
Osservando il ritmo di crescita degli impianti fotovoltaici connessi nel nostro paese sorge spontaneo domandarsi se questa crescita è esente da limitazioni tecniche legate alla struttura della rete di distribuzione.
Il dubbio in verità non ha radici recenti. L’episodio forse più eclatante è sicuramente dal blackout del 4 novembre 2006 quando un disservizio originato sulla rete elettrica in Germania ha causato l’abbassamento della frequenza su tutto il sistema interconnesso europeo, causando il distacco automatico dei carichi.
Fra gli indiziati, gli impianti eolici ed il mancato coordinamento con la rete elettrica.
Da questo episodio apparvero chiari due aspetti:
1) che il sistema europeo era fragile;
2) che occorreva verificare l’impatto della generazione diffusa sulle reti elettriche.
Risolti, infatti, i primi problemi legati allo sviluppo del fotovoltaico (incentivi, tempi di connessione alla rete) e pur persistendo ancora incertezza sui futuri incentivi e sui tempi necessari per ottenere le autorizzazioni, la domanda a cui occorre dare una risposta è: la generazione distribuita può realmente causare problemi alla rete elettrica? Se la risposta è affermativa, allora occorrerà verificare qual è il limite di potenza che potrà essere installata sulle nostre reti.
Delibera n. 160/06
Forte di questi stimoli, nel marzo 2007, il Consiglio europeo ha approvato un piano d’azione i cui obiettivi mirano ad aumentare la sicurezza degli approvvigionamenti energetici, garantendo competitività alle economie europee (disponibilità di energia a prezzi accessibili), e promuovendo la sostenibilità ambientale e la lotta ai cambiamenti climatici (programma “20-20-20”).
Sul fronte italiano, l’Autorità per l’energia elettrica ed il gas (Aeeg) il 9 agosto 2006 pubblica la delibera n. 160/06 con cui è diffuso il primo rapporto sul “monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazione distribuita e di microgenerazione in Italia ed analisi dei possibili effetti della generazione distribuita sul sistema elettrico nazionale”.
La relazione analizza lo stato di evoluzione e diffusione della generazione distribuita evidenziando tre aspetti fondamentali:
- il quadro regolatorio disponibile per la generazione distribuita in Italia, vale a dire le condizioni di accesso alle reti elettriche ed i regimi di cessione;
- gli effetti che la generazione distribuita può comportare per il sistema elettrico;
- la necessità di sviluppo a carattere infrastrutturale e normativo.
In linea con questi aspetti, il monitoraggio ha determinato il valore della potenza massima installabile su un nodo campione in funzione dei seguenti vincoli tecnici:
- correnti di cortocircuito;
- portata a regime delle linee MT;
- variazioni (lente e rapide) della tensione;
- inversione di flusso della potenza.
In attesa di successivi aggiornamenti, ad oggi, è disponibile il III rapporto pubblicato il 16 marzo 2009 con la deliberazione Arg/elt 25/09 (il secondo rapporto è del 15 gennaio 2008, delibera n. 328/07).
Effetti sul sistema elettrico
Il campione utilizzato ai fini delle analisi consiste in 318 reti (insieme di linee sottese ad una semisbarra di cabina primaria) per un totale di 59.864 nodi, con numero medio di linee (o feeder - insieme di nodi sottesi ad una dorsale in derivazione dalla sbarra MT del trasformatore in cabina primaria) per ciascuna rete pari a 6.
La valutazione del comportamento della rete elettrica di distribuzione è avvenuta assumendo come carico orario dei clienti BT i dati pubblicati dall’Acquirente Unico (mercato di maggior tutela), mentre la curva in forma normalizzata delle utenze MT e AT è stata ricavata sottraendo dal fabbisogno totale della rete nazionale il calore del carico BT.
Come abbiamo accennato, scopo dell'analisi è quello di quantificare il limite massimo di generazione distribuita installabile, date le configurazioni e le caratteristiche rilevate sulle reti di distribuzione, in particolare sulla rete di media tensione.
I limiti sono stati individuati supponendo un crescente livello di penetrazione della generazione distribuita in termini di potenza, fino al limite massimo di accettabilità con riferimento ai vincoli tecnici succitati.
Nel funzionamento normale della rete di distribuzione in media tensione, le correnti dovute all’immissione di potenza da parte degli impianti di produzione non devono superare la soglia di intervento delle protezioni da sovracorrente; tale soglia è direttamente collegata alla portata dei conduttori, che quindi fissa un limite all’utilizzo dei conduttori medesimi. In caso di guasto (guasto polifase) è, invece, necessario tenere conto delle soglie di cortocircuito delle protezioni medesime, poste a inizio linea in cabina primaria.
Pertanto, un problema legato alle protezioni di massima corrente installate in cabina primaria è quello relativo allo scatto intempestivo dovuto alla presenza di generatori lungo una linea.
Questa criticità può essere ricondotta all’inversione di flusso di potenza sul trasformatore AT/MT per cui la potenza attiva fluisce dalla rete di distribuzione in MT verso la rete AT, e all’eventuale funzionamento in isola della rete MT, in caso di apertura della protezione in cabina primaria.
L’analisi ha stabilito che si determina l'inversione del flusso di potenza sul trasformatore AT/MT quando la potenza prodotta dalla generazione distribuita supera il valore della potenza prelevata dai carichi collegati alla rete.
Secondo quanto stabilito dalla norma Cei 0-16, il limite di tempo per cui l’inversione di flusso può essere tollerata, considerandone trascurabili gli effetti, è stabilito nel 5% del tempo annuo.
La condizione di inversione di flusso si traduce, pertanto, in un limite massimo di potenza da connettere a ciascuna rete nel suo complesso, limite sempre riferito alla produzione di energia elettrica collegata alla rete in esame.
In particolare, l'inversione del flusso di potenza sul trasformatore AT/MT potrebbe determinare problemi per il funzionamento in isola indesiderata (islanding) e per gli automatismi di selezione dei tronchi guasti.
Nell’indagine i vincoli relativi all’inversione di flusso di potenza nel trasformatore AT/MT ed alla corrente di cortocircuito sono stati verificati attraverso analisi svolte a livello di singola rete MT.
Si parla di Isola indesiderata per descrivere il fenomeno che si instaura quando uno o più impianti di produzione continuano ad alimentare una porzione della rete elettrica di distribuzione successivamente alla disconnessione della stessa porzione del resto della rete, che rimane connessa al complessivo sistema elettrico.
I principali problemi collegati a questo fenomeno sono:
1) riduzione della qualità dell’alimentazione elettrica;
2) rischio per operatori preposti ad operare sulla linea considerata fuori servizio (sicurezza di funzionamento della rete di distribuzione)
3) difficoltà nella procedura di ricerca e selezione dei tratti guasti;
4) sfasamento (durante il funzionamento in isola) tra i vettori di tensione della rete principale e l’isola con problemi alla richiusura dell’interruttore di interconnessione.
Allo scopo di risolvere tali problematiche la norma Cei 11-20 prescrive che la produzione di potenza avvenga a cos? = 1 con limiti molto stringenti per la frequenza di rete (49,7 – 50,3 Hz). La soluzione adottata per risolvere questo problema è l’uso del dispositivo di interfaccia, dispositivo automatico in grado di disconnettere il generatore dalla rete in caso di apertura della protezione in cabina primaria.
Per quanto attiene alla selezione dei tronchi guasti, ricordiamo che un eccessivo contributo alla corrente di guasto fornita dagli impianti di produzione connessi alla rete elettrica, in particolare alle rete di distribuzione in media tensione, potrebbe condurre a scatti intempestivi della protezione. Nella figura, ad esempio, lo scatto intempestivo della protezione in testa alla linea sana (A) avviene in caso di cortocircuito su una linea diversa (B).
Tornando all’esito del monitoraggio leggiamo che la situazione più critica, in caso di inversione di flusso di potenza sul trasformatore AT/MT, si registra nelle linee esercite alla tensione di 15 kV sulle quali la potenza massima di generazione distribuita installabile risulta essere pari a 7,5 MVA, in caso di generatori connessi con convertitori stativi e di 5,2 MVA in caso di generatori rotanti connessi senza l’interposizione di convertitori statici.
Analogamente a quanto accade per i limiti legati all’inversione di flusso sul trasformatore AT/MT, è necessario definire il limite di transito (o portata delle linee MT) per vincoli termici.
Anche in questo caso, infatti, bisogna analizzare attentamente le inversioni di flusso lungo i tratti di linea MT, al fine di garantire che il valore massimo della corrente non sia superiore alla massima portata delle condutture; in altre parole, in nessun tratto di linea deve essere superato il limite termico delle condutture.
Nel monitoraggio, ancorché questo valore sia specifico per ogni conduttore in quanto funzione delle sue caratteristiche costruttive, è stato assunto un valore unico pari a 250 A (valore cautelativo desunto dal valore della taratura del relè di massima corrente delle singole linee MT). Ciò porta alla conclusione che questo vincolo nelle linee MT risulta più limitante solo nel caso di reti con basso valore di tensione nominale o nel caso delle sezioni di linea più vicine alle sbarre primarie; diversamente il valore limite della potenza installabile risulta elevato, compreso fra 6,5 MW e 10 MW (il 96% dei nodi campione ha una potenza connettibile superiore a 6, MW).
Un altro effetto descritto dal monitoraggio è l’incremento della corrente di cortocircuito nelle reti di media tensione, valore che interessa sia le linee che i nodi di rete e questo vincolo rappresenta un reale vincolo all’installazione di GD sulle reti di distribuzione.
Per quanto riguarda la connessione di un nuovo impianto fotovoltaico alla rete elettrica, pertanto, occorre valutare se il valore della corrente di cortocircuito è sopportato dai componenti esistenti (caratteristiche elettromeccaniche). Nel sistema elettrico nazionale la maggior parte dei generatori sono connessi alla rete tramite convertitori statici. Nel caso degli impianti fotovoltaici questo valore è circa 1,5 ? 2 il valore della corrente nominale.
Nel monitoraggio il valore della corrente di cortocircuito (che deve essere mantenuto al di sotto del potere di interruzione degli organi di manovra MT) è stato assunto pari a 12,5 kA, per effetto della standardizzazione della rete di media tensione, pur essendo funzione della taglia e del tipo di trasformatore in cabina primaria.
Il caso più sfavorevole è rappresentato dalle reti con tensione nominale di 15 kV per le quali la potenza massima installabile è 7,5 MVA per generatori connessi tramite convertitori statici e di 5 MVA per generatori rotanti collegati alla rete senza l'interposizione di convertitori statici.
L’indagine si è preoccupata di verificare la massima potenza installabile in funzione delle variazioni rapide e lente di tensione sulla rete (limiti di transito).
Come noto, l’improvvisa disconnessione di un generatore determina una variazione rapida della tensione in quel nodo e lungo la linea.
Facendo riferimento alle prescrizioni della norma Cei En 50160, che per le variazioni rapide di tensione, non fissa un valore vincolante, ma fornisce solo un valore indicativo pari al 4 ÷ 6% della tensione nominale, è stata svolta un’analisi che considera prima la soglia del 4% e successivamente quella del 6%.
Nel caso di una variazione pari al 4%, il 31% dei nodi campione presentava una quantità di generazione distribuita connettibile con potenza superiore a 10 MW; nel caso della variazione del 6%, il vincolo che ne deriva ha influenzato in particolare i nodi più distanti dalla sbarra MT (il 45% circa dei nodi ha una quantità di GD connettibile superiore a 10 MW).
La connessione di un generatore lungo una linea MT determina, invece, l’incremento della tensione in quel punto e, più in generale, la variazione lenta del profilo di tensione lungo tutta la linea.
In conformità a quanto indicato dalla norma Cei En 50160, la tensione di esercizio di ogni nodo della rete deve comunque essere compresa tra il 90% ed il 110% della tensione nominale per almeno il 95% del tempo - per il restante 5% è concesso che la tensione scenda fino all’85%.
Dal momento che i generatori sono connessi a cos? = 1, la taglia del generatore influenza solo in modo trascurabile i transiti reattivi in rete; di conseguenza il valore della reattanza di cortocircuito non incide significativamente sulla tensione assunta dal nodo considerato.
Diminuendo il valore della resistenza di cortocircuito del nodo d’installazione, si riduce l’innalzamento della tensione derivante dall’immissione in rete di potenza attiva: aumenta quindi la quantità di GD installabile in accordo con le variazioni lente di tensione.
Minore è la tensione nodale preesistente alla connessione del generatore (influenzata dalla regolazione del Vsc – varistore sotto carico del trasformatore in cabina primaria e dalla condizione di carico) e maggiore è la quantità di GD installabile in accordo con le variazioni lente di tensione.
Attenzione: in presenza di un feeder con cadute di tensione particolarmente alte il Vcs porta il setpoint ad assumere limiti molto alti, situazione che causa nei nodi più a monte dei vari feeder afferenti alle sbarre in questione, valori di tensione elevate, che riducono i margini di generazione installabile.
Lo studio ha considerato accettabili i valori della tensione compresa tra il 96% ed il 110% della tensione nominale, in modo tale da lasciare un margine di caduta di tensione del 6% sulla rete BT dovuto alla presenza di un trasformatore MT/BT a prese fisse e, le maggiori criticità, sono state rilevate in prossimità delle sbarre MT.
Valutazioni
L’analisi si può concludere con una serie di valutazioni, che partono dalla consapevolezza che la generazione di energia elettrica, tradizionalmente effettuata in grandi siti centralizzati afferenti alla rete di trasmissione (rete AT), sta oggi sempre più coinvolgendo anche impianti di taglia medio-piccola, da connettere alle reti di distribuzione (rete MT e BT), in prossimità degli utenti.
Per questo motivo la penetrazione della generazione distribuita non è esente da una serie di problematiche (vincoli tecnici) dovute al fatto che le attuali reti di distribuzione sono gestite come reti passive; in altre parole, le reti di media e bassa tensione sono state sempre gestite senza iniezione di potenza attiva dall'utente verso la rete.
Ricordo che una rete è attiva se, alla sua porta di connessione, è presente una tensione quando viene disconnessa dal resto del sistema. Allo stato attuale solo le reti AT sono attive, mentre le reti BT e MT, anche in assenza di generatori, hanno tensione nulla quando sono separate dal resto del sistema.
Sviluppi della rete di distribuzione in media tensione
Come abbiamo accennato, i risultati dell'analisi hanno evidenziato possibili sviluppi e aggiornamenti delle reti di distribuzione, in particolare nelle reti di MT, con l'obiettivo di superare i vincoli tecnici esistenti.
Riassumendo possiamo dire che:
- inversione del flusso di potenza sul trasformatore AT/MT: è necessario prevedere ulteriori modalità per la disconnessione degli impianti di produzione per evitare il fenomeno di islanding, mentre la ricerca dei tronchi guasti è possibile a condizione che le protezioni di interfacciano separino i generatori dalla rete prima della richiusura rapida degli interruttori posti a inizio linea.
- incremento della corrente di cortocircuito: è necessario adeguare i dispositivi di rete oppure ridurre l’ampiezza delle correnti di cortocircuito. Un’ulteriore soluzione potrebbe essere quella di connettere l’impianto di produzione alla rete di distribuzione attraverso un punto dedicato.
- limiti di transito sulle linee di media tensione: adeguamento o revisione del sistema di protezione e delle regolazioni in cabina primaria e sulle reti con utilizzo, ad esempio, di relè digitali che consento una maggiore selettività e distinguono il verso della corrente rilevata;
- variazione lente di tensione: passaggio alla gestione attiva della rete di distribuzione utilizzando sistemi di comunicazione fra singolo generatore e cabina primaria così da consentire un coordinamento locale delle protezioni e dell’eventuale disconnessione del generatore;
- variazioni rapide di tensione: sviluppo di metodi più selettivi al fine di evitare la disconnessione intempestiva degli impianti di produzione dalla rete MT.
I risultati confermano che le reti di distribuzione appaiono in generale in grado di sostenere ancora per qualche tempo l’impatto causato dalla crescita della generazione distribuita, ma è necessario anzitutto verificare localmente i singoli vincoli perché lo sviluppo di alcune Fer (fonti energetiche rinnovabili) coinvolge maggiormente alcuni punti del territorio nazionale.
Occorre, poi, concentrare lo studio sulle dinamiche orarie della produzione (le Fer sono anche dette fonti aleatorie in quanto dipendenti principalmente da eventi non prevedibili, come le condizioni climatiche) e sull’impatto della microgenerazione sulle reti di distribuzione in bassa tensione.
Il tasso di richieste di connessione alle reti BT e MT, soprattutto per gli impianti fotovoltaici (anche a seguito della prossima emanazione delle nuove tariffe incentivanti), è tale che la gestione passiva del sistema rapidamente potrebbe divenire un freno alla diffusione delle Fer ed alla cogenerazione da alta efficienza (Chp - combined heat and power), a meno di affrontare sforzi finanziari per investimenti infrastrutturali sulle reti di distribuzione.
Potremmo quindi dire che le modifiche alle attuali reti di distribuzione sono dipendenti dal grado di penetrazione della generazione distribuita.
Non bisogna dimenticare, poi, le nuove esigenze richieste alle reti di distribuzione.
Oggi il mercato domanda maggiore flessibilità, maggiore competitività, maggiore consapevolezza dell’ambiente, sicurezza energetica, che passa per una maggiore sicurezza della fornitura, maggiore capacità produttiva, una maggiore qualità delle reti di distribuzione.
In poche parole, delle reti del futuro.