Determinazione della potenza nominale e istantanea degli impianti di

La rete in esame è, come già detto, una rete di riferimento industriale, a cui sono allacciate utenze di tipo: industriale, commerciale e residenziale. Il range di potenze richieste dai carichi è ampio e copre dalle decine di kW ai MW; inoltre occorre ricordare che tutti i

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carichi allacciati in BT sono considerati come un unico carico (pari alla somma dei singoli) in corrispondenza del nodo di cabina secondaria (MT).

CARICHI P min [kW] P max [kW]

residenziale 14 700

commerciale 20 670

industriale 100 3150

Tab 3.1: range di potenze nominali dei carichi installati in rete

Gli impianti di generazione distribuita che si è deciso di installare sono : pannelli fotovoltaici, impianti mini-eolici e impianti cogenerativi. I range di potenze nominali scelti tra i cataloghi [13] e il tipo di installazione dei suddetti impianti sono riportati in tabella:

Tab 3.2: range di potenze nominali dei generatori installati in rete

I moduli fotovoltaici sono stati pensati sia per installazioni di piccola taglia, relative ad utenze residenziali e commerciali, sia per impianti di taglia maggiore installati a terra e allacciati alla rete in corrispondenza di aree urbane che lo consentano.

Inoltre è stato preso in considerazione il mini-eolico per molteplici aspetti: ha grosse possibilità in ragione delle politiche di supporto alle rinnovabili che vanno nella direzione di equiparare le fonti (si pensi alla tariffa omnicomprensiva uguale per fotovoltaico ed eolico), ha indubbi vantaggi in merito al profilo di produzione, come vedremo in seguito, si affida ad una tecnologia largamente consolidata e si adatta bene ad installazioni di carattere urbano, visto l’impatto limitato in termini di dimensioni e rumorosità. Anche per il mini-eolico il range di potenze copre una vasta gamma che và dall’impianto di taglia molto ridotta, in corrispondenza ad installazioni su tetto, fino all’impianto di media potenza installato a terra. Come è ben noto, la cogenerazione è la produzione combinata di energia elettrica e calore; nel presente lavoro ci si concentrerà solo sull’aspetto legato all’interazione dell’impianto con la rete elettrica; per quanto riguarda l’installazione si è ipotizzato che alcune utenze industriali/commerciali decidano di dotarsi di sistemi di autoproduzione (CHP), di potenza nominale tra 2-4 MW elettrici, e che l’eventuale surplus/deficit di energia elettrica venga scambiato con la rete.

Infine và sottolineato che per la generazione vale quanto già detto per il carico, ovvero gli impianti connessi alla BT saranno considerati come un unico impianto, equivalente alla somma di tutti, che inietta potenza in corrispondenza al nodo di cabina secondaria (MT). Per ottenere una simulazione del reale comportamento di un generatore nel tempo occorre applicare alle potenze nominali, sopra riportate, opportuni fattori moltiplicativi che consentano di calcolare la potenza istantanea di ciascun generatore.

Tali fattori sono deducibili a partire dai profili di generazione annuale, mensile, settimanale e giornaliero.

GENERATORI P min [kW] P max [kW] INSTALLAZIONE

fotovoltaico / mini-eolico

1 6 residenziale

60 200 commerciale / industriale

200 300 a terra

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Le simulazioni considerate coprono un arco temporale che và dal 2010 al 2030; i fattori moltiplicativi per ciascun anno sono stati dedotti a partire dai tassi di crescita (ricavati attraverso le considerazioni fatte nel capitolo 2) riportati nella tabella seguente:

Tipologia di generazione

Tasso medio annuo % B.A.U. ROADMAP RECESSION

Fotovoltaico (PV) ^{10 % 12 % 8 %}

Eolico 3.9 % 8 % 2.5 %

Cogenerazione (CHP) 2.2 % 5 % 1.5 %

Tab 3.3: tasso medio annuo di crescita per tipologia di generazionesecondo i diversi scenari

Da questi si sono costruite le tabelle dei fattori moltiplicativi annuali:

È evidente che le prospettive di crescita di generazione distribuita sono nettamente diverse per i tre scenari; tenendo conto dell’orizzonte temporale considerato (anno 2030) è riportata in tabella la differenza tra la totale potenza da DG in rete nel 2010 e nel 2030.

RECESSION BAU ROADMAP

2010 2030 2030 2030 PV 9 42 60 87 EOLICO 14 23 30,86 65 CHP 17 23 26,5 45 TOTALE 40 88 117 197 Dati espressi in MW.

Tab 3.4: totale potenza DGs installata in rete al 2030 per i diversi scenari per le diverse tipologie di generazione.

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Dai dati in tabella si evince che, per tutti e tre gli scenari, l’impatto maggiore sarà quello dovuto al fotovoltaico che al 2030 è il primo in ordine di potenza installata, seguono eolico e chp.

Quindi presumibilmente progredendo negli anni la rete risentirà di effetti (in termini di tensioni e gradi di carico) che seguiranno anzitutto i profili seguiti dal fotovoltaico. Tuttavia occorre sottolineare che, a determinare il comportamento della rete in questione, sarà non solo la quantità di potenza installata per ogni tipo di generazione distribuita, ma anche il tipo di collocamento degli impianti stessi; la discussione dei risultati ottenuti dalle diverse configurazioni cui saranno applicati gli scenari di crescita indicati sopra, chiarirà quanto appena asserito (si rimanda a cap. 4).

PROFILI MENSILI: fdpmonth

Fig.3.6: coefficienti moltiplicativi mensili per tipo di generazione

Dallo studio dei profili mensili si deduce che: il chp è il sistema di generazione più stabile, non essendo legato ad una fonte rinnovabile; diametralmente opposto invece il comportamento del fotovoltaico per cui si riscontra una notevole variabilità di produzione nel corso dei mesi ( si noti la differenza tra i coefficienti moltiplicativi relativi a dicembre e luglio).

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Fig.3.7: coefficienti moltiplicativi settimanali per tipo di generazione

Relativamente ai profili settimanali osserviamo che le diverse tipologie di generazione si mantengono abbastanza costanti nei diversi giorni della settimana; un’osservazione a parte merita il caso del cogenerativo, come chiariremo commentando i profili giornalieri.

PROFILI GIORNALIERI fdpday

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fotovoltaico: curva rossa, segue ovviamente l’andamento caratteristico della producibilità giornaliera degli impianti fotovoltaici, massima alle ore 12:00, crescente e specularmente decrescente rispettivamente nelle prime ore del mattino e nelle ore serali, nulla nelle ore notturne.

cogenerazione: gli impianti di cogenerazione possono essere dimensionati secondo differenti criteri e quindi seguire diverse curve di producibilità giornaliera. Nel presente lavoro gli impianti chp sono stati dimensionati sulla base del carico elettrico seguendo quindi la curva verde; essendo installati in corrispondenza ad utenze industriali, utenze tipicamente feriali, la curva indicata ne descrive il coefficiente moltiplicativo relativo ai soli giorni feriali, mentre la curva arancione (profilo appiattito) ne delinea il funzionamento a potenza ridotta caratteristico dei giorni festivi.

Infine gli impianti eolici seguono il profilo di producibilità giornaliera individuato dalla curva blu.

Inserite le modifiche relative alle potenze di targa e ai profili di generazione:

Fig 3.9 struttura database del programma “Atlantide”

il programma è in grado di valutare il valore istantaneo della potenza generata in un determinato momento (ora-giorno-settimana-mese-anno) da ciascun impianto. Vedi figura seguente

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Fig 3.10: struttura di costruzione della potenza istantanea dei generatori nel programma