Energia – Convergenza, interventi Terna Spa per reti elettriche piu' smart
Stefano Tosi, responsabile di funzione - agevolazione investimenti presso Terna SpA illustra il progetto “Smart Technology Linee AT-AAT" Macro Area Sud relativo ai 4 Progetti: Calabria – Campania – Puglia – Sicilia.
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L’importanza che il tema dell’energia riveste nella politica dell’Unione europea è stata recentemente riaffermata dal Consiglio europeo che ha previsto il raggiungimento entro il 2020 di obiettivi di efficientamento molto sfidanti per gli Stati membri.
Per il conseguimento di tali ambiziosi obiettivi occorre mettere in campo una serie di politiche ambientali sia a livello nazionale che locale tra cui quella di incentivare la produzione di energia da fonti rinnovabili.
Il POI Energia 2007-2013 ha delineato un quadro piuttosto complesso da cui emerge il divario delle aree del Sud rispetto alla situazione del Paese e più in generale a quella europea, proprio in relazione al grado di penetrazione delle energie rinnovabili.
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Sebbene le opportunità di incentivazione offerte dalla politica nazionale abbiano contribuito alla crescita della produzione di energia da fonte rinnovabile, registrata nell’ultimo quinquennio, persistono nel Sud del Paese ostacoli di varia natura.
Un importante ambito strategico di analisi e di intervento per la rimozione degli ostacoli allo sviluppo della produzione da fonti rinnovabili è rappresentato dalle specifiche problematiche che la generazione distribuita comporta nella gestione delle reti di trasmissione dell’energia elettrica e, più in generale, nell’ambito dell’interazione con il sistema elettrico.
Lo scopo principale del presente progetto è il miglioramento dell’efficienza della rete elettrica di trasmissione nelle principali Regione del Sud Italia soprattutto al fine di favorire una maggiore accoglienza della domanda dei produttori di energia da fonti rinnovabili.
A fronte di tale scenario, peraltro ancora in evoluzione con ulteriore domanda di connessione di impianti di produzione, si imponeva la necessità di efficientare in maniera sistematica e propedeutica le infrastrutture elettriche, al fine di agevolare la connessione degli impianti da fonti rinnovabili, di velocizzare l’immissione in rete dell’energia prodotta, di ridurre i tempi di ritorno degli investimenti delle società di produzione e di prevenire eventuali barriere a nuove iniziative in un’ottica di promozione della produzione diffusa da fonti rinnovabili
Il già ampiamente descritto aumento dell’energia da Fonte Rinnovabile Non Programmabile transitante sulla Rete di Trasmissione Nazionale e la necessità di una rete più dinamica e sicura ha condotto all’adozione, in diversi interventi di innovazione tecnologica sugli elettrodotti esistenti, dei cosiddetti conduttori HTLS (High Temperature Low Sag = Alta Temperatura e Ridotta Freccia) in sostituzione dei tradizionali conduttori ACSR (Aluminum Conductor Steel Reinforced).
Tali conduttori, realizzati con materiali o geometrie innovative, sono caratterizzati dalla capacità di mantenere inalterate le proprie caratteristiche a temperature superiori a quelle alle quali i conduttori tradizionali subiscono danneggiamenti irreversibili. Il rinnovo di un elettrodotto tramite sostituzione dei conduttori richiede costi e tempi nettamente inferiori rispetto alla costruzione di un nuovo elettrodotto in sostituzione o in affiancamento di quello esistente, senza considerare la completa assenza di variazioni in termini di impatto visivo e ambientale sul territorio.
L’uso di tali conduttori permette di gestire la rete in modo ottimale, aumentandone la sicurezza anche in caso di funzionamento in condizioni di emergenza (ad esempio a fronte di sovraccarichi temporanei dovuti a condizioni meteorologiche eccezionali o calamità naturali), riducendo i colli di bottiglia ed evitando di raggiungere la soglia di attenzione per il rispetto dei limiti di franco al suolo, di campi elettromagnetici e di resistenza meccanica dei componenti.
Inoltre, al fine di massimizzare la potenza da Fonte Rinnovabile Non Programmabile evacuabile sulle direttrici in oggetto è previsto l’intervento di installazione di sistemi di monitoraggio dei conduttori e ambientali grazie ai quali è possibile alimentare i modelli di calcolo sviluppati per la determinazione del rating dinamico dei collegamenti. Un controllo in tempo reale dell’effettiva capacità di trasporto degli elettrodotti, quasi sempre più elevata dei valori standard “stagionali”, permetterebbe “un esercizio dinamico” della rete con conseguente riduzione delle congestioni e quindi degli oneri di dispacciamento a beneficio anche della generazione rinnovabile e distribuita.
Tale progetto rappresenta un sistema innovativo per la determinazione dinamica della capacità di trasporto degli elementi di rete, in funzione delle reali condizioni ambientali e di esercizio. Un’applicazione così estensiva del Dynamic Thermal Rating inoltre rappresenterebbe un caso unico nel contesto europeo delle applicazioni smart-grid.
Ogni Regione interessata era caratterizzata da peculiari necessità che anche attraverso questo importante intervento progettuale sono state risolte o comunque fortemente mitigate.
In Campania i problemi locali sono legati principalmente alla mancanza di punti di alimentazione della rete a 220 e 150 kV in un’ampia area a Est del Vesuvio. Tale area è caratterizzata da una significativa densità di carico. Nell’area compresa tra Napoli e Salerno si presenta molto critica la direttrice 150 kV “Fratta – S. Giuseppe 2– Scafati – Lettere – Montecorvino”, interessata da flussi ormai costantemente al limite della capacità di trasporto delle singole tratte.
Si verificano miglioramenti da realizzare anche sulle direttrici a 150 kV della Campania meridionale, in particolare per la tratta “Montecorvino-Padula-Rotonda”. Le linee della direttrice in questione, specie in regime di lavori programmati e/o contingenze di esercizio, possono contribuire all’evacuazione dell’energia prodotta da fonti rinnovabili Campana e quindi risultare caratterizzate, in determinati casi, da transiti prossimi ai limiti di portata per i quali al fine di evitare possibili fenomeni di congestione locale, può essere necessario limitare la produzione da fonte rinnovabile.
In Puglia le criticità di esercizio interessano un’estesa porzione della rete elettrica ad alta tensione. Nella provincia di Lecce, sono presenti rischi di sovraccarico dei collegamenti 150 kV che afferiscono alla stazione di Galatina e alimentano rete AT locale. Nella rete AT compresa tra Bari e Brindisi le criticità sono rappresentate dalla scarsa capacità di trasporto delle linee 150 kV, che veicolano l’energia generata localmente verso le aree di carico del Barese.
Inoltre, lungo la direttrice a 150 kV “Pietracatella – Altopiano – Montagna – Lucera” sono installati diversi impianti di produzione a fonte rinnovabile (circa 180 MW al 31/12/2013), la cui producibilità, raffrontata all’attuale capacità di accoglimento della suddetta direttrice, determina nel corso dell’anno la necessità di effettuare tagli alla produzione eolica.
In Calabria la presenza di linee dalla limitata capacità di trasporto rispetto alla generazione eolica installata dà luogo a congestioni sulla rete AT. In tal senso, si evidenziano sovraccarichi sulle direttrici 150 kV del Crotonese e quelle afferenti la SE di Feroleto, in particolare la dorsale 150 kV tra la SE di Feroleto e la CP Soverato
La Sicilia è attualmente interconnessa con il Continente attraverso un unico collegamento a 380 kV in corrente alternata realizzato nel 1985 e dispone di un sistema di trasmissione primario costituito essenzialmente da 3 collegamenti a 380 kV, quali “Chiaramonte Gulfi – Priolo - Isab E.”, “Paternò - Chiaramonte Gulfi” e “Paternò - Sorgente”, oltre che da un anello a 220 kV che funge sia da sistema di trasmissione che di collegamento alla rete di distribuzione. In relazione allo sviluppo degli impianti di generazione da fonte rinnovabile e alla ridotta affidabilità di talune porzioni di rete, sono sempre più frequenti i condizionamenti agli operatori nel mercato elettrico.
Tali circostanze possono provocare problemi di limitazione di capacità produttiva, come nel caso del polo di Priolo, limitato a causa della carenza di infrastrutture elettriche tali da garantire la produzione in sicurezza della capacità di generazione. Inoltre a causa della mancanza di elettrodotti 380 kV tra la Sicilia Orientale e Occidentale si creano delle congestioni sulla rete a 220 kV e a 150 kV causate dallo scambio di energia lungo l’asse ovest-est, tali da condizionare il mercato elettrico siciliano.
Inoltre, le dorsali a 150 kV dell’Isola, alle quali è connessa la maggior parte degli impianti eolici esistenti, sono frequentemente caratterizzate da fenomeni di congestione locale, che, in diversi casi, determinano la necessità di tagliare la produzione rinnovabile.
In base a studi e calcoli di rete effettuati simulando il funzionamento della Rete di Trasmissione Nazionale in presenza degli interventi di upgrade tecnologico, Terna stima che, a seguito della realizzazione dei suddetti interventi, l’ammontare della potenza da FER installata nelle Regioni in questione non più soggetta a limitazione sarà almeno pari a 125 MW, che, porterebbe a stimare una maggior produzione di energia rinnovabile, a parità di impianti di produzione installati e, quindi, in termini di MPE evitata, almeno pari a 25 GWh/anno.
In definitiva, si può affermare che la realizzazione di tutti gli interventi previsti nel presente progetto comporterà un incremento dei consumi di energia elettrica coperti da FER nelle aree oggetto di intervento pari a 25 milioni di kWh/anno, anche grazie ad una maggiore producibilità degli impianti di generazione distribuita per effetto della diminuzione della probabilità che Terna debba richiedere ai distributori il distacco degli impianti eolici e fotovoltaici connessi alle reti in media e bassa tensione.
L’utilizzazione dei nuovi conduttori HTLS, realizzati con materiali o geometrie innovative e caratterizzati dalla capacità di contenere la freccia e, in alcuni casi, di mantenere inalterate le proprie caratteristiche a temperature superiori a quelle alle quali i conduttori tradizionali, unitamente alle informazioni rese disponibili dagli apparati PMU(Phasor Measurement Unit) e dai sistemi DTR (Dynamic Thermal Rating), installati grazie a questo progetto, consentirà di gestire la rete in modo ottimale, aumentandone la sicurezza anche in caso di funzionamento in condizioni di emergenza (ad esempio a fronte di sovraccarichi temporanei dovuti a condizioni meteorologiche eccezionali o calamità naturali) riducendo i colli di bottiglia ed evitando di raggiungere la soglia di attenzione per il rispetto dei limiti di franco al suolo, di campi elettromagnetici e di resistenza meccanica dei componenti.
Grazie ai 25 GWh/anno di energia da fonti rinnovabili liberata sarà possibile ottenere un minor impatto ambientale riducendo le emissioni ed ottenendo pertanto una corrispondente riduzione di tonnellate di CO2 emessa pari a 13.450 tonnellate/anno, ipotizzando che la capacità rinnovabile liberata sostituisca un’equivalente capacità termoelettrica.
In linea di principio possiamo ritenere che la smartizzazione della rete derivante dal presente investimento in coerenza con i modelli Smart Power Grid contribuirà, tra gli altri, al potenziale aumento di energia immessa in rete dagli impianti di produzione da fonte rinnovabile che contribuiscono significativamente alla sicurezza e alla diversità dell'approvvigionamento energetico, alla competitività e alla protezione dell’ambiente e del clima, ma contemporaneamente hanno la capacità di stimolare la crescita economica, lo sviluppo regionale e l'innovazione nell'Ue.
In collaborazione con Terna S.p.A.
