Gestione di un sistema elettrico

Capitolo 1

Gestione di un sistema elettrico

La gestione di un sistema elettrico, prima della liberalizzazione e privatizzazione (in regi- me di monopolio regolamentato), veniva effettuata in maniera centralizzata e gerarchica ed era affidata ad un Gestore delle Rete. A tale Gestore venivano demandate tutte le principali funzioni (ottimizzazione della produzione a medio e breve periodo, gestione dei flussi di potenza, gestione delle importazioni/esportazioni con gli altri paesi e la gestione degli Ancillary Services ¹ ), mentre altri centri, a livello gerarchico inferiore, ave- vano principalmente funzioni di raccolta e di pre-elaborazione dei dati. A seguito della creazione del mercato dell’energia elettrica, la gestione del sistema elettrico `e demanda- ta, per la relativa competenza, al Transmission System Operators (TSO), ai produttori ed ai distributori. Il TSO `e responsabile della affidabilit`a e della sicurezza del sistema, della qualit`a del servizio e degli adeguamenti della rete di trasmissione. Per soddisfare agli obblighi verifica la fattibilit`a tecnica del dispacciamento derivante dalla sessione di mercato, ridispaccia in caso di congestioni di rete e si occupa dell’acquisto dell’energia e della potenza per i servizi necessari al funzionamento della rete. I produttori gestiscono i propri gruppi di produzione mentre i distributori si occupano della gestione e sviluppo della rete di distribuzione.

Le operazioni di gestione mirano, in regime di monopolio regolamentato, ad un uti- lizzo ottimo del sistema da un punto di vista tecnico-economico rispettando opportuni vincoli; in regime di mercato questo non `e pi`u completamente vero in quanto possono prevalere aspetti strettamente economici. La gestione di un sistema elettrico si suddivide a seconda dell’orizzonte temporale considerato. La gestione di medio periodo mira alla gestione delle risorse su base annuale: il TSO provvede a confermare e/o modificare il piano di manutenzione programmata dei componenti del sistema in collaborazione con i produttori e i distributori, gestisce le riserve stagionali idrauliche, determina i piani di scambio con l’estero, mentre i produttori provvedono alla definizione dei contratti di

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Ancillary Services `e il termine utilizzato in gergo internazionale per indicare i servizi ausiliari di rete che devono assicurare la qualit` a del servizio e le condizioni di sicurezza richieste dal sistema. Vi fanno parte la regolazione primaria e secondaria di frequenza e della tensione di rete ed il servizio di riaccensione di rete.

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acquisto dei combustili per le centrali termoelettriche. La gestione di breve periodo, su base giornaliera, si compone delle varie sessioni dei vari mercati; dal Mercato del Giorno Prima (MGP) si stabilisce, insieme al mercato per la risoluzione delle congestioni, l’ordi- ne di dispacciamento economico per la produzione mentre i mercati dei servizi ausiliari stabiliscono l’ordine di utilizzo della riserva messa a disposizione. Nella gestione di breve periodo il TSO provvede quindi alla verifica della fattibilit`a tecnica del dispacciamento economico di borsa e quindi all’analisi della sicurezza del sistema elettrico. Le opera- zioni di gestione di un sistema elettrico sono influenzate dall’andamento della richiesta di energia; essa `e conosciuta solo a livello deterministico tramite elaborazione dei dati storici a disposizione.

1.1 Influenza sulla gestione del sistema delle fonti rinno- vabili non programmabili

La presenza di fonti rinnovabili non programmabili nel parco di generazione di un sistema elettrico ne complica la gestione. Esse hanno priorit`a di dispacciamento; quando la loro potenza `e disponibile viene utilizzata. La caratteristica di essere discontinue comporta la stima, da parte del TSO, della quantit`a di energia che saranno in grado di produrre nelle ore del giorno successivo. Il problema quindi si pone in termini di gestione di breve periodo. In base alla previsione fatta si ottiene, conoscendo il carico sulla base dei dati storici, l’energia che dovr`a essere scambiata nelle sessioni del MGP. Il TSO fornisce in questo modo la curva di offerta del carico al Gestore del Mercato Elettrico (GME).

Tale quantit`a di energia dovr`a essere prodotta dal rimanente parco di produzione. Il problema si presenta nell’ipotesi in cui il TSO stimi in maniera errata l’energia che forniranno gli impianti a fonte rinnovabili non programmabili. Nel caso dell’eolico, la valutazione dell’energia e della potenza che sar`a disponibile in un determinato sito, e quindi della velocit`a del vento, `e una operazione alquanto difficile e complessa, perch´e la produzione di un impianto eolico dipende fortemente dalle caratteristiche anemologiche del luogo in cui esso viene installato; a loro volta queste caratteristiche anemologiche, alle quote di interesse di un aerogeneratore, sono influenzate in modo sensibile dalla orografia locale.

La riserva pu`o sopperire alla mancata produzione da fonti rinnovabili nei limiti della sua capacit`a. Si pu`o in questo modo avere problemi di affidabilit`a del sistema elettrico, perch´e la quota di riserva pu`o non essere sufficiente oppure un suo utilizzo eccessivo pu`o portare ad un costante ricorso alle fonti idrauliche che possono esaurire il loro accumulo.

Un altro problema si pone nelle ore di basso carico; se in tali ore la produzione eolica viene sottostimata, la riserva a scendere pu`o non essere sufficiente a sfruttare pienamente la fonte rinnovabile. Si ottengono cos`ı dei fenomeni chiamati di over-generation ovvero si ha dell’energia di esubero che non viene utilizzata. Il vantaggio di utilizzare, nel caso di fonti rinnovabili non programmabili, energie che rispettano l’ambiente e completamente gratuite si paga con questi tipi di problemi. Ovviamente pi`u ho potenza eolica installata e pi`u difficile sar`a la loro gestione; si intuisce come la riserva dovr`a essere adeguatamente dimensionata.

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1.2 Influenza sulla gestione del sistema di sistemi di accu- mulo energetici

Il sistema elettrico nazionale italiano, cos`ı come quello di altri paesi, si trova in una fase di radicale cambiamento che coinvolge il sistema di generazione, distribuzione e tra- smissione. Il sistema tradizionale di distribuzione e trasmissione dell’energia elettrica convenzionale funziona principalmente come una via di trasporto unica one way dalla produzione all’utilizzazione e prevede quindi una radicale separazione tra la rete attiva della produzione e la rete passiva delle utenze. La rete nel suo complesso `e organizzata come una piramide, con il controllo centrale al vertice e i flussi di potenza in una sola direzione; da ci`o segue una estrema facilit`a e trasparenza del controllo.

Figura 1.1: Sistema tradizionale di distribuzione dell’energia

L’attuale sistema elettrico di potenza italiano si rispecchia ancora nella descrizione pre- cedente, ma si sta assistendo ad un cambiamento profondo. L’avvento della generazione distribuita porter`a a caratteristiche molto diverse: la rete dell’utente diviene anche at- tiva, ovvero il trasporto di energia elettrica diviene bidirezionale. Il suo diffondersi `e fortemente correlato al diffondersi dell’uso delle fonti energetiche rinnovabili. L’abban- dono graduale di una generazione centralizzata porter`a i grandi e i piccoli impianti a scambiarsi potenza ed a cooperare per far fede alla richiesta di potenza e di energia (figura seguente); la rete dell’utente inoltre interfacciata con la rete principale questo comporta vantaggi, ma anche una serie di problemi.

Uno dei problemi perviene in seguito alla caratteristica delle fonti rinnovabili (utilizzate nella generazione distribuita come il solare e l’eolico) di essere fonti discontinue. Per utilizzare appieno queste fonti primarie `e necessario adottare dei sistemi di accumulo.

Si pu`o pensare di utilizzarli per sostenere un sistema elettrico dove si ha una forte pro- duzione da fonte rinnovabile aleatoria come l’eolico; difatti in tale caso una previsione errata del vento a disposizione, e quindi della potenza producibile da aerogeneratori, potrebbe essere la conseguenza di distacchi di carico come descritto in precedenza.

Tale necessit`a deriva anche dall’analisi di un altro problema: la potenza della generazione distribuita `e in genere di piccola taglia per cui la presenza di una qualunque variazione

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nell’isola della generazione distribuita della potenza istantanea erogata o richiesta dai carichi, anche se in valore assoluto modesta, rischia di essere grande in valore relativo. Si potrebbero quindi verificare squilibri improvvisi e di conseguenza problemi sulla forma d’onda di tensione e addirittura instabilit`a della frequenza. Questi problemi di stabilit`a della rete diventano problemi di peak-shaving e di power-quality.

Figura 1.2: Futuro sistema di distribuzione dell’energia con sistemi di accumulo

I serbatoi di energia possono risolvere questo inconveniente accumulando energia con lo scopo di assicurare la continuit`a e la qualit`a della fornitura, nonch´e per assicurare l’esercizio in sicurezza. La generazione distribuita ha bisogno di sistemi di accumulo di energia che hanno anche il vantaggio, in termini economici, di consentire un trasferimen- to nel tempo dell’energia e quindi, in regime di mercato, un’acquisto dell’energia nelle fasce orarie economicamente convenienti.

I sistemi di accumulo dovrebbero essere caratterizzati da una risposta pronta ed essere capaci di lavorare in energia (per tempi che vanno da qualche minuto a qualche ora) come `e richiesto per il peak-shaving (spianare il picco o i picchi), o di lavorare in potenza (tempi fino a poche decine di secondi) come `e richiesto per il power-quality.

Un sistema di accumulo dell’energia, di propriet`a dell’utente, opportunamente program- mato, potrebbe effettuare automaticamente il peak-shaving giornaliero, un utilizzo razio- nale dell’energia elettrica e una ottimizzazione della tariffa che porterebbe a far rispar- miare l’utente per ripagarsi il costo di investimento dell’impianto per l’accumulo. Altro risparmio deriverebbe dalla possibilit`a di effettuare un contratto, con l’ente fornitore dell’energia, con potenza di picco richiesta inferiore, utilizzando il sistema di accumulo per integrare la potenza massima contrattuale erogabile dalla rete principale. Visto dal lato dl fornitore di energia elettrica, l’utilizzo di sistemi di accumulo per effettuare il load-leveling consentirebbe di migliorare lo sfruttamento della generazione-trasmissione di potenza esistente evitando costosi e complessi potenziamenti. In questo caso si par- lerebbe di sistemi di accumulo dell’energia di grosse capacit`a, per esempio, per livellare l’aggregato di carichi di una intera citt`a. Lo studio di sistemi di accumulo energetici, sia per l’utente sia per il fornitore di energia elettrica, `e necessario per individuare le tecnologie di accumulo pi`u opportune.

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